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Zur Erfüllung seiner Aufgaben wird der Verband die wirtschafts-, und rechtspolitischen Rahmenbedingungen der Energie- und Wasserwirtschaft mitgestalten und die Belange der Energie- und Wasserwirtschaft aktiv bei allen relevanten gesellschaftlichen Gruppen vertreten, die Öffentlichkeit über die Energie- und Wasserwirtschaft und ihre gesellschaftliche und volkswirtschaftliche Bedeutung informieren, die Mitglieder in einschlägigen politischen, wirtschaftlichen, rechtlichen, technisch-wirtschaftlichen sowie umweltrelevanten Fragen beraten und unterstützen, den Erfahrungsaustausch auf dem Gebiet der Energie- und Wasserwirtschaft auf nationaler, europäischer und internationaler Ebene fördern und gestalten, die Zusammenarbeit innerhalb der Energie- und Wasserwirtschaft sowie mit der übrigen Wirtschaft fördern, die Sicherheit, Qualität und rationelle Gestaltung der Energie- und Wasserwirtschaft fördern, Gremien einrichten, um Branchenpositionen zu entwickeln, Fachwissen der Branche bündeln und zur fachlichen Beratung von Politik und öffentlichen Institutionen einsetzen. Konkret bedeutet das die Erstellung und Abgabe von Stellungnahmen/Positionspapieren sowohl auf Bundes-, EU- und Landesebene, die Erstellung und Veröffentlichung von Gutachten und Studien, Anschreiben, Mailings, die Durchführung von Veranstaltungen wie den BDEW-Kongress, die Netztagung aber auch das Format BDEW im Dialog; Erstellung von Publikationen wie das Magazin 2050 oder Broschüren zu Fachthemen, gezielte Öffentlichkeits- und Pressearbeit, die Durchführung von Hintergrundgesprächen und Organisation von Foren und die Teilnahme an Anhörungen. Ferner umfasst das die Sammlung und Verarbeitung politischen, wirtschaftlichen, juristischen, technisch-wirtschaftlichen und statistischen Materials (eigene Erhebungen und Statistiken) und auch die Zusammenarbeit mit Einrichtungen ähnlicher Art im Inland und im Ausland (siehe Mitgliedschaften). Der BDEW führt auch Kampagnen durch zu bestimmten Fachthemen, wie z.B. 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Das Themenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“ ordnet häufig vermutete Effizienzpotenziale verschiedener Rollout-Aspekte hinsichtlich ihrer Realisierbarkeit ein und stellt sie den aktuellen, praktischen Herausforderungen gegenüber. Das Themenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“ zeigt gesetzliche Inkonsistenzen auf und gibt Änderungsvorschläge, wie diese zu beheben sind. 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Verbesserungsvorschläge zur Umsetzung der Erneuerbare Energien Richtlinie (RED III) im Verkehr","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW plädiert für einen technologieoffenen und marktbasierten Ansatz unter Nutzung eines breiten Spektrums alternativer Fahrzeugantriebe und Kraftstoffe, da jede alternative Antriebsform spezifische Vorteile aufweist und alle Alternativen zur Erreichung der Klimaschutzziele im Verkehrssektor erforderlich sein werden und spricht sich für eine zielgerichtete und ambitionierte Weiterentwicklung des bestehenden Treibhausgasquotenhandels aus. Zusammenspiel von Effizienzfaktoren und Mehrfachanrechnungen für bestimmte Erfüllungsoptionen sollte mindestens bis zum Jahr 2030 beibehalten werden. 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","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"},{"title":"Verordnung über die Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen","shortTitle":"WasserstoffNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wasserstoffnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010849","title":"Ergänzungsvorschläge für das Gesetz zur Änderung des EnWG und weiterer Gesetze 2024/2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das EnWG soll voraussichtlich ab Sommer 2024 angepasst werden. Das dient voraussichtlich der Umsetzung des EU-Binnenmarktpaketes Gas/Wasserstoff aus 2024 sowie der Umsetzung der EU-Richtlinie zum Strommarktdesign aus 2024. BDEW möchte sich hier im Sinne der Branche einbringen und wird diverse Regelungen versuchen im Sinne der Wettbewerbsfähigkeit und der optimalen Gestaltung von Prozessen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen mitzugestalten. Eine Positionierung/Stellungnahme ist geplant. Aktuell werden bereits Vorschläge zum energy-sharing eingebracht. \r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010862","title":"Forderungen zum Review des MiFID II Commodity Regimes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Beibehaltung der aktuellen Ausnahmeregelungen für Warenderivatehändler in der MiFID II (Nebentätigkeitsausnahme), betrifft die Finanzmarktrichtlinie, die direkt in Deutschland anwendbar ist: Richtlinie 2014/65/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 15. Mai 2014 über Märkte für Finanzinstrumente sowie zur Änderung der Richtlinien 2002/92/EG und 2011/61/EU","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010927","title":"Vorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"232/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0232-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","publicationDate":"2024-04-12","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-04-12-Strom-und-Energiesteuerrecht/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-04-12-Strom-und-Energiesteuerrecht/0-Gesetz.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"20/12351","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/123/2012351.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","publicationDate":"2024-04-12","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-04-12-Strom-und-Energiesteuerrecht/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-04-12-Strom-und-Energiesteuerrecht/0-Gesetz.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Um effiziente Prozesse in der Energie- und Wasserwirtschaft zu gewährleisten, macht der BDEW unterschiedliche Vorschläge für den Abbau bürokratischer Hürden. Diese betreffen unterschiedliche Gesetze des Energierechts. Beispiel: Bürokratieabbau im Strom und Energiesteuerrecht. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011340","title":"Vorschlag für Verordnung und Richtlinie über Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff und Umsetzungsmaßnahmen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW sieht die Überarbeitung der Gasbinnenmarktrichtlinie und -verordnung als eine wichtige Weichenstellung für die Transformation des Gassektors. Durch die Einbeziehung von erneuerbaren Gasen, vor allem Wasserstoff, wird ein wichtiger Grundstein für einen dekarbonisierten Gasmarkt gelegt. Eine zügige, diversifizierte und bezahlbare Klimaneutralität kann nur erreicht werden, wenn alle zur Verfügung stehenden Dekarbonisierungsoptionen unter Berücksichtigung gesamtwirtschaftlicher und systemübergreifender Gesichtspunkte in allen Sektoren genutzt werden können. Der BDEW setzt sich für eine Dynamik ein, die eine zügige Transformation der Gaswirtschaft und einen schnellen Hochlauf eines wettbewerblichen Wasserstoffmarktes in Europa ermöglicht. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Anpassung des Umsatzsteuergesetzes und anderer Rechtsvorschriften an den EG-Binnenmarkt","shortTitle":"UStBMG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ustbmg"},{"title":"Gesetz zur Verbesserung der steuerlichen Bedingungen zur Sicherung des Wirtschaftsstandorts Deutschland im Europäischen Binnenmarkt","shortTitle":"StandOG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/standog"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011342","title":"Vorschläge zur Revision der Energieeffizienz-Richtlinie (EED) und Umsetzungsmaßnahmen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die deutliche Anhebung des Europäischen Energieeffizienzziels zur Erreichung der Klimaziele 2030 und 2050. Er sieht aber in zahlreichen Regelungen die Gefahr von stärkerer Bürokratisierung von Investitionsvorhaben. Zudem überschreitet der EED-Vorschlag immer wieder die Grenzen des Regelungsbereiches der EED, so dass die Gefahr von Doppelregulierungen zum Beispiel mit der Gebäudeeffizienz-Richtlinie entsteht. Als zu ambitioniert sieht der BDEW auch den Zeitplan für die Einführung neuer Hocheffizienz-Kriterien für KWK und Fernwärme, er würde den Umbau des Wärmemarkte in Richtung Klimaneutralität eher bremsen als beschleunigen. Schließlich wird die nationale Einsparverpflichtung so weiterentwickelt, dass sie für die Mitgliedsstaaten nahezu unerfüllbar wird.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011344","title":"Vorschlag für eine Verordnung zur Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und Umsetzungsmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt nachdrücklich das Ziel, die Emissionen von Methan in die Atmosphäre zu reduzieren und so einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz zu leisten. Mit der EU-Methanemissionsverordnung werden auf europäischer Ebene erstmals Regelungen entstehen, die für die Adressaten unmittelbare Rechtsbindung entfal-ten werden. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass diese Regelungen so ausgestaltet werden, dass auch bei richtigerweise anspruchsvollen Zielen zur Emissionssenkung die geforderten Maßnahmen von allen Beteiligten umsetzbar sind und die Ressourcen auf allen Seiten so eingesetzt werden, dass eine größtmögliche Verringerung von Treibhausgasen erreicht wird.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011345","title":"Vorschläge zur Überarbeitung der kommunalen Abwasserrichtlinie ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die Überarbeitung der Richtlinie. Diese ist ein zentraler Schritt für den ganzheitlichen Umwelt- und Ressourcenschutz und die Reduktion der Schadstoffbelastung. Hervorzuheben ist besonders die Aufnahme der Erweiterten Herstellerverantwortung in den Rechtsrahmen. Damit wird das Verursacherprinzip künftig rechtskräftig umgesetzt, eine faire Kostenteilung für die Abwasserbehandlung gewährleistet und Anreize für die Entwicklung umweltschonender Grundstoffe und Produkte geschaffen, die zukünftig kritische Einträge von vornherein vermindern und vermeiden sollen. Der BDEW betrachtet die erweiterte Herstellerverantwortung als umweltökonomischen Meilenstein für eine moderne und verursachergerechte Abwasserbewirtschaftung der kommenden Jahrzehnte.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Abgaben für das Einleiten von Abwasser in Gewässer","shortTitle":"AbwAG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/abwag"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011346","title":"Überarbeitung der Umweltqualitätsnormen für Grundwasser und Oberflächengewässer","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt grundsätzlich den Legislativvorschlag der Kommission und die darin vorgesehenen Maßnahmen, die zum weiteren Schutz der Gewässer beitragen werden und unterstützt vor allem den vom Parlament hervorgehobenen Ansatz, die Vermeidung des Eintrags der genannten Stoffe verstärkt an der Quelle vorzunehmen. Aus Sicht des BDEW stellen einseitige End-of-Pipe-Lösungen weder eine ganzheitliche noch eine nachhaltige Lösung dar. \r\nDer BDEW begrüßt nun den Ansatz des Rates, die Umsetzungsrelevanz des Anhangs dieses Legislativvorschlags mit den zeitlichen Vorgaben der überarbeiteten kommunalen Abwasserrichtlinie zu synchronisieren. Das heißt, die Einhaltung der Grenzwerte sollte im zeitlichen Kontext mit den Fristen der kommunalen Abwasserrichtlinie stehen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011347","title":"Vorschlag für eine Richtlinie zur Bodenüberwachung und -Resilienz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt den Legislativvorschlag. Die Gesundheit der europäischen Böden und die Verhinderung weiterer Schäden stellt einen Grundstein für den Schutz von Grundwasserressourcen dar. Allerdings werden die aktuell vorgesehenen Maßnahmen nicht ausreichen, um allen Böden der EU bis 2050 zu einem guten Zustand zu verhelfen. Es bedarf bindender Vorgaben und Reduktionsziele. Das Überwachungssystem und die Maßnahmen in den Mitgliedstaaten müssen kohärent umgesetzt werden und auf EU-Ebene eine Basis zur Finanzierung zur Sanierung von Bodenschäden geschaffen werden. Hier ist das Verursacherprinzip zu beachten und die Erweiterte Herstellerverantwortung hervorzuheben. Kosten zur Behebung von Schäden und Verschmutzung müssen im vollen Umfang von den Verursachern getragen werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011746","title":"Änderungsvorschläge zum dritten Gesetz zur Änderung des BEHG und zum Übergang in den EU-Emissionshandel ETS 2","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Gesetzentwurf soll den Beschluss des Koalitionsausschusses zur Stabilisierung des nationalen CO2-Preises im nationalen Emissionshandel (nEHS) für das Jahr 2027 umsetzen. Der CO2-Preis soll sich wie in 2026 in einem Korridor von 55 bis 65 € bilden. \r\nDer BDEW setzt sich seit Längerem für eine Fortführung des Preiskorridors im Jahr 2027 ein mit dem Ziel, eine abermalige Umstellung der vertrieblichen Abrechnungssysteme und den damit verbundenen Verwaltungsaufwand zu vermeiden. Vor dem Hintergrund der Erfahrungen mit den ersten Versteigerungen von Zertifikaten für das Jahr 2026 sieht der BDEW noch erheblichen Anpassungsbedarf am Gesetzentwurf, um eine rechtssichere und kohärente Umsetzung zu erreichen und Risiken und Kosten für Verantwortliche und Kunden zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"},{"title":"Verordnung zur Durchführung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes","shortTitle":"BEHV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behv"},{"title":"Verordnung zur Kompensation doppelt bilanzierter Brennstoffemissionen nach Brennstoffemissionshandelsgesetz","shortTitle":"BEDV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bedv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011748","title":"Netzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn - Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Elektrifizierung des Nutzfahrzeugbereichs. Sie ist für die Dekarbonisierung des Verkehrssektors notwendig und für die Energie- und Ladebranche ist sie ein attraktives neues Geschäftsfeld. Der BDEW begrüßt in diesem Zusammenhang die Beantragung von Netzanschlüssen für ELkw-Ladehubs durch die Autobahn GmbH im Rahmen des initialen Ladenetzes für E-Lkw. Da diese in der Mittel- und Hochspannung erfolgen und der Zugang zu den bundeseigenen Autobahnflächen für privatwirtschaftliche Akteure aktuell nicht gegeben ist, kann diese Maßnahme aus Sicht des BDEW zu Effizienzgewinnen auf der Zeitachse führen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011754","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Nachbesserungen am Gesetzentwurf zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413. Der Verband lehnt zusätzliche Hürden wie UVP-Pflichten für große Solaranlagen, pauschale Ausschlüsse von Flächen und Abschaltungen ab. Beim Repowering soll der Ansatz der BlmSchG-Novelle fortgeführt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011760","title":"Bürokratieentlastungsgesetz IV - Änderungsvorschläge","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hat eine Vielzahl von Forderungen und Vorschlägen in den Prozess zum BEG IV\r\neingebracht, siehe Stellungnahmen.\r\nWenige Vorschläge wurden tatsächlich aufgenommen. Einige wurden in Fachgesetzen umgesetzt,  allerdings nicht immer effektiv.\r\nEs braucht daher ein eigenes BEG Energie.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011765","title":"Verbesserungsvorschläge zum Gesetzesentwurf zur Änderung des Bundes- Immissionsschutzgesetzes (BImSchG und Verordnungen)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Novelle des Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) besteht die Chance, die Dauer von Genehmigungsverfahren erheblich zu verkürzen. Doch die bezweckte Beschleunigung von Verwaltungsverfahren wird in diesem Gesetzesentwurf nicht konsequent genug umgesetzt, um tatsächlich die notwendige Beschleunigungswirkung zu erzielen. Deswegen schlägt der BDEW weitere Ergänzungen vor, um einen schnelleren Ausbau der Windenergie in Deutschland zu ermöglichen. Elf Anpassun-\r\ngen sind besonders dringlich und wichtig, da sie gravierende Hemmnisse adressieren und er-\r\nhebliches Beschleunigungspotenzial bergen.\r\nBDEW befürwortet die Stärkung des Repowering, die Beschleunigung von Typenänderungen und die Stärkung des Vorbescheids.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011768","title":"Änderungen im Referentenentwurf zur Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Der Entwurf braucht eine wesentliche Überarbeitung. \r\n- Die im RefE vorgeschlagenen Richtwerte für Immissionen in den sogenannten „dörflichen\r\nWohngebieten“ würden schwerwiegende Konsequenzen für die Wirtschaftlichkeit und den Betrieb von Netzen und Windenergieanlagen haben.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012007","title":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Nachhaltigkeitsberichterstattungspflicht nach CSRD","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxisgerechte Ausgestaltung der Berichterstattungspflichten nach der CSRD. Der Verband setzt sich für vereinfachte Anforderungen, verhältnismäßige Bürokratiebelastung und passge-naue Unterstützungsangebote für Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012024","title":"Vorschläge für rechtliche Vorgaben zur Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Anpassungen der regulatorischen Vorgaben für den Mobilfunkausbau, um die Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur durch Mobilfunknetzbetreiber deutlich zu erhöhen. Dazu sollen Transparenzpflichten für Suchkreise und Ausbaupläne ein-geführt, Ablehnungen von Infrastrukturangeboten begründungspflichtig gemacht sowie kleinteiligere Versorgungsauflagen festgelegt werden. Zudem fordert der BDEW die Einführung eines Prüfgebots für bestehende Infrastrukturen und eine stärkere Einbindung kommunaler Behörden, um unnötigen Neubau zu vermeiden und den flächendeckenden Ausbau effizienter zu gestalten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012212","title":"Umsetzungsvorschläge für das Strommarktdesign der Zukunft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Anpassung des Strommarktdesigns, um die Förderung erneuerbarer Energien und die Ausgestaltung des Kapazitätsmarkts investitionsfreundlich, planungssicher und praxistauglich auszugestalten. Der BDEW setzt sich dafür ein, die Komplexität der Regelungen zu reduzieren und macht konkrete Umsetzungsmaßnahmen für ein zukunftsfähiges Strommarktdesign.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012742","title":"Anpassungsvorschläge zur Wasserstoffspeicherstrategie des BMWK ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das BMWK hat im Sep 23 das Grünpapier Wasserstoffspeicher konsultiert und eine H2-Speicherstrategie für Ende 24 angekündigt. Aus Sicht des BDEW braucht ein resilientes Energiesystem auch in Zukunft Speicher, um die Energieerzeugung mit dem -verbrauch sowohl bei kurzfristigen Schwankungen als auch saisonal in Einklang zu bringen, die Netzstabilität zu gewährleisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Untergrund-H2-Speicher sind die physikalische, im Inland, potentiell im großen Umfang verfügbare Flexibilitätsquelle. Lange Vorlaufzeiten sowie mangelnde Planungs- und Investitionssicherheit führen jedoch zu einer Investitionslücke. Um den Aufbau von H2-Speichern zu ermöglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedingungen schnell geschaffen werden. BDEW bringt Diskussionsbeiträge ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013093","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetz zur Umsetzung der EU-EE-Richtlinie für Zulassungsverfahren nach dem Wasserhaushaltsgesetz und Bundeswasserstraßengesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine 1:1 Umsetzung der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie in das Wasserhaushaltsgesetz und das Bundeswasserstraßengesetz. Der BDEW lehnt nationale Verschärfungen ab und setzt sich für digitalisierte, effiziente und beschleunigte Zulassungsverfahren bei Netz-, Speicher- und Energieinfrastrukturprojekten ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Bundeswasserstraßengesetz","shortTitle":"WaStrG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wastrg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013094","title":"Anpassungsvorschläge Mobilitätsdatengesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Koalitionsvertrag fordert ein Mobilitätsdatengesetz (MDG), das freie Zugänglichkeit von Verkehrsdaten sicherstellt. Für eine nahtlose Mobilität sollen Verkehrsunternehmen und Mobilitätsanbieter ihre Echtzeitdaten unter fairen Bedingungen bereitstellen. \r\nMit dem MDG sollen u.a. verkehrsträgerübergreifend einheitliche, klare und einfache Regeln der Datenbereitstellung und Datennutzung mit möglichst geringem Verwaltungsaufwand verankert werden.\r\nDer BDEW fordert schlanke Umsetzung in der Praxis, Vermeidung von Doppelmeldungen in der Kommunikation zwischen Bundeskoordinator und Dateninhabern/Datennutzern, keine zusätzlichen nationalen Kommunikationsprotokolle, Nutzung europaweiter Kommunikationsprotokolle (OCPI, OCPP), angemessene Übergangsfristen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013095","title":"Dringender Anpassungsbedarf bei der Umsetzung der EE-Richtlinie im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Regierungsentwurf für ein „Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort“ beinhaltet an einigen Stellen zu begrüßende Verbesserungen im Vergleich zum Referentenentwurf und greift damit einige BDEW-Forderungen auf.\r\nIm Ergebnis bleibt aber an zahlreichen Stellen dringender Anpassungsbedarf, der sich in folgenden drei Bereiche clustern lässt:\r\n1. Anpassungen im Genehmigungsrecht bei Windenergie an Land (WindBG-E, BImSchG-E)\r\n2. Anpassungen im Planungsrecht bei Windenergie an Land (BauGB-E, ROG-E)\r\n3. Anpassungen bei Solarenergie (WindBG-E, UVPG-E, BauGB-E, ROG-E)","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013336","title":"Vorschläge zur Stärkung des Wettbewerbs und der Transparenz im Fernwärmemarkt ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine sozialverträgliche Ausgestaltung der Wärmewende mit ho-her Akzeptanz in der Bevölkerung ein. Der BDEW fordert die Stärkung der Transparenz im Fernwärmemarkt, u.a. durch die Preistransparenz-Plattform für Wärmenetze, und fordert, Wettbewerbsregeln so auszugestalten, dass sowohl Klimaziele als auch wirtschaftliche Zumutbarkeit gewährleistet bleiben.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013476","title":"Änderungsvorschläge des BDEW zum Dritten Gesetz zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und zur Änderung des Gesetzes zur Ordnung des Wasserhaushalts ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Initiative, den Gefahren durch Hochwasser- und Starkregenereignissen mit einer Novellierung der Hochwasserschutz(HWS)gesetzgebung zu begegnen, ist grds zu begrüßen. Gleichwohl ist im HWG III die Priorität des HWS noch deutlicher zu definieren. Ebenso sollte die Wiedererrichtung von wesentlich geschädigten oder zerstörten baulichen Anlagen, die dem HWS dienen, als Instandsetzung behandelt werden. Abzulehnen ist die Abkehr vom bewährten und sich ständig fortentwickelndem System der allgemein anerkannten Regeln der Technik für den Bau und Betrieb von Stauanlagen in § 36 WHG-E. Weiterhin abzulehnen ist die im BNatSchG vorgeschlagene Ergänzung einer umfassenden Herausgabepflicht von Umweltdaten. Weitere Anpassungen im BNatSchG zur Beschleunigung der Verfahren sind notwendig.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013479","title":"Regelungsvorschläge zum Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert klare rechtliche Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Offshore-Netzanbindungssystemen. Der Verband setzt sich für Lösungen ein, die Planungssicherheit für Betreiber schaffen, regulatorische Komplexität reduzieren und abgestimmte Vorgaben für Nachnutzungs- und Weiterbetriebskonzepte vorsehen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013946","title":"Vorschläge für die Umsetzung europäischer Vorgaben zur Transformationsplanung für Gas- und Wasserstoffverteilernetze in das Energiewirtschaftsgesetz ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die Verteilnetzbetreiber alle zwei Jahre Transformationspläne erstellen, diese bei der Regulierungsbehörde vorlegen, wobei die Möglichkeit besteht Pläne regional zu bündeln.  Die Verteilnetzbetreiber sollen zur Zusammenarbeit bei der Erstellung der Pläne verpflichtet werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013950","title":"Änderungsvorschläge zum Delegierten Rechtsakt der EU zur Bewertungsmethodik von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert bei der Überarbeitung des Delegierten Rechtsakts zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe einen pragmatischen Ansatz entlang der gesamten Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff. Der Verband setzt sich für Anpassungen bei den Vorgaben zu Additionalität und zeitlicher Korrelation beim Strombezug ein, um Projekte rechtssicher und effizient umsetzen zu können.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013955","title":"Änderungsvorschläge zur Novellierung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW fordert, dass die Änderung einer Preisanpassungsklausel für sämtliche Fälle, in denen die Änderung einer unwirksam gewordenen Klausel notwendig ist, durch öffentliche Bekanntgabe rechtssicher wieder zu ermöglichen. Ferner sollten kundenseitige Vertragsanpassungsrechte europarechtskonform ausgestaltet werden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013956","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung der Neuen Energie-Agenda der CDU/CSU-Bundestagsfraktion","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Zielsetzungen der Neuen Energie-Agenda der CDU/CSU-Bundestagsfraktion zur Stärkung der Versorgungssicherheit, zur Einführung eines Kapazitätsmarktes, zur Nutzung aller klimaneutralen Gase und zum verstärkten Ausbau erneuerbarer Energien. Der Verband setzt sich für Systemdienlichkeit, Kosteneffizienz und Digitalisierung ein und lehnt eine Teilung der Stromgebotszonen sowie den Rückbau des Gasnetzes ab.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013957","title":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung des EU-Rechtsrahmens zur Energieversorgungssicherheit im Rahmen des Fitness Checks ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert bei der Überarbeitung des EU-Rechtsrahmens zur Energieversorgungssicherheit im Rahmen des Fitness Checks Anpassungen zur Stärkung von Wirksamkeit, Effizienz, Kohärenz und Resilienz der europäischen Energiesysteme. Der Ver-band setzt sich für klare, investitionsfreundliche und praxisnahe Vorgaben zur Stärkung der Versorgungssicherheit und Systemstabilität ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014211","title":"Regelungsvorschläge zur Stärkung des Heimatmarkts für Elektromobilität in Deutschland und der EU ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Stärkung des Heimatmarkts für Elektromobilität als Grundlage für Wertschöpfung, Innovation und Wettbewerbsfähigkeit. Der Verband setzt sich dafür ein, regulatorische Rahmenbedingungen so auszugestalten, dass Unternehmen der Ladeinfrastruktur und Energiewirtschaft Investitionssicherheit erhalten und international wettbewerbsfähige Produkte und Dienstleistungen entwickeln können.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014311","title":"Ergänzungsvorschläge zur Stärkung der Rolle von Importeuren und Midstreamern im Transformationsprozess Gas und Wasserstoff","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, die marktragende Rolle von Importeuren und Midstreamern im deutschen Gasmarkt stärker zu berücksichtigen. Der Verband setzt sich dafür ein, die Funktionen der Midstreamer in Beschaffung, Portfolio-Aufbau, Fristentransformation und Produktstrukturierung marktwirtschaftlich auszugestalten und für den Aufbau eines Wasserstoffmarktes zu erhalten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014312","title":"Maßnahmen zur weiteren Optimierung des Offshore-Wind-Ausbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Gesetzgeber hat mit dem zweiten Gesetz zur Änderung des WindSeeG 2023 und anderer Vorschriften vom 20.07.2022 (BGBl. I S. 1325) u. a. die Ausbauziele für die Offshore-Windenergie erhöht, das Ausschreibungsdesign für Offshore-Flächen geändert und die Regelungen bezüglich der Realisierungsfristen überarbeitet. Um die ambitionierten Offshore-Ausbauziele erreichen zu können, besteht dringender Anpassungsbedarf an den gesetzlichen Vorgaben zu den Realisierungsfristen nach § 81 WindSeeG und § 17d EnWG.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014737","title":"Verbesserungen der Methanemissionsverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Methanemissionsverordnung sieht eine stufenweise Verschärfung der Anforderungen an Gasimporte vor. Durch ausstehende Umsetzungsschritte herrscht Verunsicherung am Markt, die für Importeure heute schon Probleme schafft. Der BDEW wird eine Stellungnahme erarbeiten in der Lösungsräume ausgelotet und Prozesse beschleunigt werden können.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entsorgung polychlorierter Biphenyle, polychlorierter Terphenyle und halogenierter Monomethyldiphenylmethane","shortTitle":"PCBAbfallV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/pcbabfallv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014738","title":"Ergänzungen und Anpassungen zum EU-Emissionshandel","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der deutsche Wärmemarkt unterliegt ab 2027 dem neuen EU-Emissionshandel für Brennstoff, soweit die Wärmelieferungen nicht bereits vom EU-Emissionshandel für Anlagen erfasst sind. Gegenüber der derzeitigen CO2-Bepreisung über das BEHG (Festpreis) wird ab 2027 die CO2-Kostenbelastung über ein freies EU-weites Handelssystem mit festen Emissionsobergrenzen ermittelt. Für den europäischen CO2-Preis gibt es sehr unterschiedliche Preiserwartungen. Der BDEW identifiziert die Herausforderungen und möglichen Auswirkungen der europäischen CO2-Bepreisung auf den deutschen Wärmemarkt mit Schwerpunkt auf die leitungsgebundene Wärmeversorgung und ordnet diese ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014739","title":"Regelungsvorschläge zur nachhaltigen Wasserpolitik in der 21. Legislaturperiode","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert für die 21. Legislaturperiode eine nachhaltige Ausgestaltung der Wasserpolitik. Der Verband setzt sich für die Umsetzung des Vorsorge- und Verursacherprinzips, die Berücksichtigung der Klimawandelfolgen sowie für eine zügige nationale Umsetzung der Herstellerverantwortung in der Kommunalen Abwasserrichtlinie ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014741","title":"Anmerkungen und Verbesserungsvorschläge zum Kommissionsvorschlag für die Anpassung der Listen der prioritären Stoffe und Umweltqualitätsnormen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt grundsätzlich die Überarbeitung der Listen und die darin vorgesehenen Maßnahmen, die zum weiteren Schutz der Gewässer beitragen werden. Vor allem der in der Parlamentsposition hervorgehobene Ansatz, die Vermeidung des Eintrags der genannten Stoffe verstärkt an der Quelle vorzunehmen, ist aus Sicht des BDEW maßgeblich für einen ganzheitlichen Gewässerschutz. Dem entgegen würden einseitige End-of-Pipe-Lösungen weder eine ganzheitliche noch eine nachhaltige Lösung darstellen. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014823","title":"Optimierungsvorschläge zum Clean Industrial Deal und Aktionsplan","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW übermittelt Vorschläge der deutschen Energiewirtschaft zur Stärkung der europäischen Wettbewerbsfähigkeit und für eine erfolgreiche Energiewende. Bei der Veröffentlichung eines Clean Industrial Deals sowie eines Aktionsplans wird empfohlen, die folgenden vier Aspekte besonders zu beachten:\r\n1. Green Deal fortführen und Beschlossenes umsetzen, d. h. Priorisierung von Umsetzungsmaßnahmen; klares Bekenntnis zu den Klimazielen; Stärkung des Leitinstruments Emissionshandel\r\n2. Systemkosten senken und Innovationen ermöglichen\r\n3. Investitionsrahmen für die Energiewende verbessern\r\n4. Energieverbraucher entlasten","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014854","title":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung Delegierter Rechtsakt RFNBO H2","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert gezielte Anpassungen der Delegierten Rechtsakte DA 2023/1184 (zur Produktion von RFNBO-konformem Wasserstroff) und DA 2023/1185 (THG-Berechnung), die in der EU-Richtlinie RED II verankert sind. Ziel ist es, die Gestehungskosten für den Wasserstoffhochlauf zu senken, um Mengenhochlauf zu ermöglichen. Im Fokus stehen dabei die strengen Strombezugskriterien: Die ab 2030 geltende stündliche zeitliche Korrelation sowie das ab 2028 einzuführende Additionalitäts-Kriterium führen zu Mehrkosten von ca. 2,40 Euro/kg erneuerbarer H2. Zudem schränken die aktuellen Bilanzierungszeiträume die Produktionsmengen erheblich ein. Als Lösungsansatz fordert der BDEW eine Anpassung der Strombezugskriterien.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014945","title":"Änderungsvorschläge zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","printingNumber":"20/13615","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/136/2013615.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kraft-w%C3%A4rme-kopplungsgesetzes-und-der-kwk/317190","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt den Vorstoß zur Verlängerung des KWKG. Entscheidend ist, dass die Verlängerung größtmögliche Rechtssicherheit bietet, beihilferechtlich sicher ausgestaltet ist und an die vorhandene beihilferechtliche Genehmigung bis Ende 2026 anknüpft. Der BDEW hat zusammen mit dem VKU einen Vorschlag für eine praxistaugliche und rechtssichere KWKG-Verlängerung unterbreitet, die auf der Formulierungshilfe der Bundesregierung aufbaut. In der neuen Legislaturperiode gilt es, den Investitionsrahmen für die KWK langfristig mit einer deutlich über 2030 hinausgehenden Perspektive zukunftsfähig auszugestalten und in den Kapazitätsmarkt einzubetten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015054","title":"Vorschläge für das Omnibus-Paket zur Vereinfachung der Vorgaben zur Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hält es für zwingend erforderlich, Unternehmen von den umfangreichen Vorgaben\r\nim Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der Lieferkettensorgfaltspflichten (CSDDD) zu entlasten und unterstützt daher die Pläne der EU-Kommission,\r\ndies in Form eines Omnibus-Pakets umzusetzen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015055","title":"Vorschläge zur Erhaltung der Trinkwasserqualität und zum Umgang mit PFAS ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW setzt sich für eine nachhaltige Lösung zur Vermeidung von PFAS-Einträgen in die Umwelt ein. Deshalb ist der auf EU-Ebene diskutierte Vorschlag zur Beschränkung der gesamten Stoffgruppe PFAS grundsätzlich die richtige Strategie. Allerdings trifft das PFAS-Verbot auch viele Schlüsseltechnologien der Energiewende, weshalb eine Beschränkung der gesamten Stoffgruppe PFAS pragmatisch im Sinne von angemessenen Übergangsfristen, den Schutz von Bestandsanlagen sowie Ausnahmeregelungen gestaltet werden muss.  Neben der Frage zum zukünftigen Umgang mit PFAS und wie der Eintrag in die Umwelt vermieden werden kann, gehört auch die Frage zum Umgang mit der bestehenden Umweltbelastung sowie der Finanzierung der PFAS-bedingten gesamtgesellschaftlichen Kosten. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015838","title":"Anpassungen der Stombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aus Sicht des BDEW sind vor allem die im Rechtsakt enthaltenen strengen Strombezugskriterien zu eng gefasst. Sie bremsen den Wasserstoffhochlauf aus, da sie den Preis stark in die Höhe treiben, somit die Produktionsvolumen begrenzen und dies, ohne einen Mehrwert durch die Minderung von CO2-Emissionen bzw. Durch den EE-Ausbau zu erzeugen. Ebenso sind die aktuellen Kriterien international nur schwer anschlussfähig. Eine flexiblere Handhabung der Strombezugskriterien würde die Wasserstoffproduktion wirtschaftlicher gestalten, die Netzstabilität verbessern, den Einsatz von Überschussstrom ermöglichen und die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands und Europas sichern. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015839","title":"Regelungsvorschläge zur Sicherung und Diversifizierung der Gasversorgung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert den Erhalt marktwirtschaftlicher Mechanismen in der Gasversorgung, insbesondere die Fortführung des Riskwarehousing der Gashändler. nein, er möchte die Unterstützung der Bundesregoerung im Rahmen von Energiepartnerschaften für den Auf-bau langfristiger Lieferbeziehungen, ein Commitment zu Erdgas als Brückentechnologie sowie für den Abbau regulatorischer Hürden wie der Methanemissionsverordnung ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015842","title":"Anpassungsvorschläge zur EU-Gasspeicher-Verordnung ((EU) 2022/1032)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EU-Kommission schlägt eine Verlängerung der aktuell geltenden Regelungen zur Gasspeicherbefüllung vor. Der BDEW sieht es nun in den Verhandlungen für wichtig an, dass marktgerechte Vorgaben Einzug finden. Die gegenwärtigen Regelungen der EU-Gasspeicher-Verordnung geben ein verbindliches Befüllungsziel vor, das von den Mitgliedstaaten zu erfüllen ist. Dies ist eine Marktintervention, die zu Fehlanreizen und Marktverzerrungen führt. Mit dem simplen Vorschlag einer 1:1-Verlängerung hat die Europäische Kommission es versäumt, ein wichtiges Signal der Entspannung an die Märkte zu senden. Sowohl für die Umsetzung der noch geltenden EU-Gasspeicher-VO in diesem Jahr als auch darüber hinaus bedarf es mehr Flexibilität.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015929","title":"Anpassungsvorschläge des BDEW zum EU-Omnibus-Paket","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die von der Europäischen Kommission im Rahmen des Omnibus-Pakets vorgelegten Reformvorschläge zur Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) und zur Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD). Die Vorschläge greifen zentrale Herausforderungen der Nachhaltigkeitsberichterstattung und der unternehmerischen Sorgfaltspflichten in der Lieferkette auf. Damit sie jedoch in der Praxis wirksam und umsetzbar sind, sind aus Sicht der Branche untenstehende Punkte für den weiteren Gesetzgebungsprozess relevant. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015997","title":"Überarbeitungsvorschläge zur Green Claims Richtlinie ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Aussetzung der Green Claims RiLi ein, um zunächst die Folgen und Ergebnisse der EmpCo RiLi zu monitoren. Jedenfalls setzt sich der BDEW gegen ein ex-ante-Zertifizierungsverfahren ein, um zusätzliche Bürokratie zu vermeiden. Dies würde auch die Innovationsanreize für ökologisch engagierte Unternehmen schwächen, da sie Nachhaltigkeitsangaben nur dann kommunizieren dürften, wenn sie bereit wären, sich auf ein zeitaufwändiges und kostspieliges ex-ante-Zertifizierungsverfahren einzulassen. Wenn Unternehmen diesen Aufwand scheuen, fehlen den Verbrauchern wichtige Informationen, die sie benötigen, um nachhaltige Entscheidungen zu treffen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016809","title":"Neufassung zentraler digitalpolitischer Strategien unter Einbeziehung der Energiewirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Neufassung der zentralen digitalpolitischen Strategien der Bundesregierung - insbesondere der Datenstrategie, Digitalstrategie und KI-Strategie - unter aktiver Einbeziehung der Energiewirtschaft. Ziel ist die stärkere Berücksichtigung sektorspezifischer Anforderungen der Energiebranche hinsichtlich Datenverfügbarkeit, Innovationsfähigkeit und regulatorischer Entlastung. Darüber hinaus setzt sich BDEW für die Etablierung einer zentralen Governance-Struktur für die Digitalisierung im Energiesektor sowie für eine klare Umsetzungsorientierung bestehender europäischer Digitalregulierung ein. Der BDEW fordert ein IT-Regulierungsbarometer zur Reduktion administrativer Belastungen und eine zügige sowie innovationsfreundliche nationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bundesdatenschutzgesetz","shortTitle":"BDSG 2018","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bdsg_2018"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016818","title":"Einführung eines kohärenten Förder- und Rechtsrahmens für den Wasserstoffmarkthochlauf","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Schaffung eines kohärenten Förderrahmens und eines belastbaren Rechts- und Regulierungsrahmens für den Hochlauf einer wettbewerbsfähigen Wasserstoffwirtschaft in Deutschland. Dazu gehören insbesondere die signifikante Reduktion der Wasserstoffproduktionskosten durch regulatorische Entlastungen und Strompreisreformen, die rechtliche und finanzielle Absicherung der Infrastruktur außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes sowie die Einführung von Nachfragemechanismen, wie z. B. CfDs und staatliche Ausfallgarantien für First-Mover. Ziel ist es, die Investitionsbedingungen für Erzeugung, Transport, Speicherung und Nutzung von Wasserstoff zu verbessern, den Markthochlauf abzusichern und Deutschland als Industriestandort zu stärken.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016819","title":"Änderungsvorschläge zur Netzentgeltsystematik Strom ab 2029","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine grundlegende Reform der Netzentgeltsystematik im Strombereich ab 2029. Die Netzentgelte sollen verursachungsgerecht und netzdienlich ausgestaltet werden. Mengenunabhängige Preisbestandteile wie Kapazitäts- oder Leistungspreise sollen im Zentrum stehen. Ziel ist eine Entgeltstruktur, die Kriterien wie Kostenreflexivität, Marktneutralität, Planbarkeit, Verteilungswirkung, Verständlichkeit, Umsetzbarkeit und Netzdienlichkeit erfüllt. Der BDEW fordert eine Differenzierung nach Spannungsebenen, Übergangsregelungen, Bestandsschutz und eine Flexibilisierung der Entgelte, insbesondere für neue Verbrauchergruppen wie Prosumer, Speicher und Elektrolyseure.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017143","title":"Ergänzung der AVBFernwärmeV zur Anpassung der Preisanpassungsklauseln an die Dekarbonisierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die in der AVBFernwärmeV geregelten Preisanpassungsklauseln künftig so ausgestaltet werden, dass sie die Kostenentwicklungen der Dekarbonisierung, des Aus- und Umbaus der Wärmenetze sowie verlässliche Kalkulationsgrundlagen für Fernwärmekunden sachgerecht abbilden. Die bestehenden Vorgaben sollen weiterentwickelt werden, um unter veränderten Marktbedingungen eine realistische und transparente Preisbildung zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017145","title":"Einführung bundeseinheitlicher Vollzugsleitlinien für die Genehmigung von Gewässerthermieanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Entwicklung bundeseinheitlicher, praxisnaher Vollzugsleitlinien für die Genehmigung von Gewässerthermieanlagen, die sowohl den Schutz der Gewässerökologie als auch die energiewirtschaftliche und technische Umsetzbarkeit berücksichtigen. Dabei sollen energiewirtschaftliche Anforderungen, genehmigungsrechtliche Machbarkeit und ökologische Belange in einem ausgewogenen Konsultationsprozess aller betroffenen Bundes- und Landesressorts sowie der Energiewirtschaft einbezogen werden, um Planungssicherheit und Investitionsanreize für die Nutzung von Gewässerthermie im Rahmen der Wärmewende zu schaffen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017146","title":"Vorschläge zur Weiterentwicklung rechtlicher Vorgaben für BCM und Krisenmanagement","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW macht Vorschläge zur Ausgestaltung und Weiterentwicklung der gesetzlichen Anforderungen an das Business Continuity Management und Krisenmanagement in der Energie- und Wasserwirtschaft. Ziel ist es, praktikable und auf die Besonderheiten der Branche zugeschnittene Vorgaben für Notfallvorsorge, Resilienz und Krisenbewältigung zu entwickeln sowie bestehende und künftige rechtliche Regelungen sachgerecht auszugestalten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017148","title":"Änderung der EU-SMC- und KMU-Definition zur Gleichstellung kommunaler Unternehmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, dass in der EU-SMC- und KMU-Definition die derzeitige Beteiligungsschwelle von maximal 25 Prozent öffentlicher Beteiligung gestrichen wird. Kommunale Unternehmen sollen unabhängig von ihrem öffentlichen Anteil Zugang zu den administrativen Erleichterungen und Förderinstrumenten erhalten, die für kleine und mittlere Unternehmen vorgesehen sind. Die geltende Begrenzung benachteiligt kommunale Stadtwerke und hemmt deren Wettbewerbsfähigkeit sowie ihren Beitrag zur Energiewende. Eine Anpassung der Definition ist erforderlich, um die tatsächlichen Wettbewerbsbedingungen angemessen abzubilden und Diskriminierungen öffentlicher Eigentümer zu beseitigen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017152","title":"Einführung eines Monitoring-Instruments zur Bewertung von Strombedarf, Versorgungssicherheit und Netzausbau","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung eines umfassenden Monitoring-Instruments, das die Entwicklung des Strombedarfs, der Versorgungssicherheit, des Netzausbaus, des Ausbaus der Erneuerbaren Energien, der Digitalisierung sowie des Wasserstoffhochlaufs systematisch erfasst und zur Grundlage politischer Entscheidungen macht. Das Monitoring soll geeignete Instrumente zur Bewertung der Effizienz politischer und regulatorischer Maßnahmen sowie zur wirtschaftlichen Risikoanalyse beinhalten, um Handlungsbedarfe frühzeitig zu erkennen und die Energiepolitik an Kosten- und Systemeffizienz auszurichten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017153","title":"Ergänzungsvorschläge zur rechtlichen Regelung der Nutzung von Photovoltaikanlagen in Wasserschutzgebieten auf Bundesebene","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Schaffung bundeseinheitlicher Vorgaben zur Errichtung und zum Betrieb von Photovoltaikanlagen in Wasserschutzgebieten ein. Er fordert insbesondere klare Anforderungen für Bau, Betrieb und Rückbau von PV-Anlagen in den Wasserschutzgebiets-Zonen II und III, Vorgaben zur Vermeidung wassergefährdender Stoffe, ein langfristiges PFAS-Verbot für technische Anlagen sowie die Berücksichtigung besonderer PV-Formen wie Agri-PV, Floating-PV, Moor-PV und Parkplatz-PV, um eine nachhaltige Flächennutzung unter Beachtung des Trinkwasserschutzes zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017154","title":"Einführung einer bundesweiten Regelung zur Detektion und Abwehr von Drohnen an kritischen Infrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Schaffung einheitlicher gesetzlicher Rahmenbedingungen auf Bundesebene, die den Einsatz von Technologien zur Detektion und Abwehr von Drohnen an kritischen Infrastrukturen ermöglichen und rechtlich absichern. 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Dabei sollen zusätzliche Härtefallregelungen bei mangelnder Wasserstoff- oder Technologieverfügbarkeit eingeführt, Bonus- oder Verpflichtungsmodelle zur Bereitstellung von Momentanreserve etabliert und die Evaluierung des regionalen Südbonus präzisiert werden. Ziel ist die zügige Realisierung neuer gesicherter Erzeugungskapazitäten im Einklang mit Klimazielen und Versorgungssicherheit.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017199","title":"Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) und Anpassungen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine zügige und praxisgerechte Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) sowie die 1:1-Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) in nationales Recht. Zugleich sollen GEG und Wärmeplanungsgesetz (WPG) besser verzahnt werden, um Synergien in der Wärmewende zu heben. Der BDEW fordert stabile und langfristige Förderbedingungen im Rahmen der BEG und BEW sowie die Fortentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) mit Zielrichtung Treibhausgasneutralität. Ziel ist es, Investitionssicherheit für Verbraucher und Unternehmen zu schaffen, die Wärmewende sozialverträglich umzusetzen und die Klimaschutzziele im Gebäudesektor sicher zu erreichen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017200","title":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS) auf EU-Ebene","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Vereinfachung und Praxisorientierung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS) ein. Er fordert eine Reduzierung der Berichtspflichten, die Vermeidung von Doppelberichterstattung sowie eine klarere Wesentlichkeitsanalyse. Zudem lehnt der BDEW verpflichtende sektorspezifische Standards ab und fordert eine stärkere Harmonisierung mit internationalen Berichtsstandards. Ziel ist eine praxistaugliche, verhältnismäßige und effiziente Nachhaltigkeitsberichterstattung für Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017201","title":"Anpassungsvorschläge zur Transformation der LNG-Infrastruktur für Wasserstoffimporte bis 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert rechtliche und regulatorische Anpassungen, um den Umbau der LNG-Importinfrastruktur für den Import von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff sowie dessen Derivaten zügig voranzutreiben. Dazu sollen klare Genehmigungsgrundlagen, technische Anpassungsvorgaben und Investitionsanreize geschaffen werden. Ziel ist es, die LNG-Terminals rechtzeitig für den Wasserstoffhochlauf bis 2030 umzurüsten und so Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung des Energiesystems zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Beschleunigung des Einsatzes verflüssigten Erdgases","shortTitle":"LNGG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lngg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017202","title":"Einführung von Maßnahmen zur Dämpfung von Netzkosten ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung zusätzlicher Maßnahmen zur Dämpfung der Netzkosten ein. Er fordert ergänzende staatliche Finanzierungsbeiträge zur Entlastung der Netzentgelte, um die Belastungen für Verbraucher und Unternehmen zu begrenzen und die Akzeptanz der Energiewende zu stärken. Der BDEW fordert eine transparente Finanzierungssystematik für Netzkostenzuschüsse sowie flankierende Anpassungen bestehender Umlagen- und Abgabenstrukturen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017492","title":"Einführung einer europäischen Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung einer europäischen Wasserstoff-Allianz als Zusammenschluss von EU-Mitgliedstaaten, um den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft wirksam zu unterstützen. Die Allianz soll sich für eine ambitionierte, technologieoffene und umsetzungsorientierte H2-Politik auf EU-Ebene einsetzen. Ziel ist die Überarbeitung regulatorischer Hürden, die Stärkung internationaler H2-Partnerschaften sowie der Aufbau einer grenzüberschreitenden Infrastruktur. Der BDEW sieht die Allianz als strategisches Instrument zur Förderung von Innovation, Wettbewerbsfähigkeit, Resilienz und Energiesouveränität in Europa an.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017494","title":"Änderungsvorschläge zur diskriminierungsfreien Kupfer-Glas-Migration gemäß Paragraph 34 TKG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Kupfer-Glas-Migration nach Paragraph 34 TKG ein. Er fordert, dass nicht nur marktmächtige Unternehmen wie die Telekom, sondern auch alternative Netzbetreiber Abschaltanzeigen initiieren können, wenn eine flächendeckende Glasfaserversorgung vorliegt. Ziel ist ein chancengleicher Wettbewerb im TK-Sektor, Planungssicherheit für investierende Unternehmen sowie die Vermeidung strategischer Ausnutzung durch marktmächtige Akteure. Die Bundesnetzagentur soll ein objektives Regulierungskonzept nach Paragraph 17 TKG vorlegen und klare Kriterien für die Migration definieren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019057","title":"Ergänzungsvorschläge zum Leitfaden zur Genehmigung von Gewässerthermieprojekten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, dass der geplante Leitfaden zur Genehmigung von Gewässerthermieprojekten durch die Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Wasser (LAWA) um energiewirtschaftliche, technische und rechtliche Aspekte ergänzt wird. Der BDEW lehnt eine allein an ökologischen Kriterien orientierte Genehmigungspraxis ab, da sie den Hochlauf klimafreundlicher Flusswärmepumpen gefährdet. Er setzt sich für eine Überarbeitung im Rahmen eines ressortübergreifenden Konsultationsprozesses ein, der auch die zuständigen Energie- und Wirtschaftsressorts einbindet, um eine praxisnahe und beschleunigte Genehmigungspraxis zu ermöglichen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_AF_AQUACULTURE","de":"Fischerei/Aquakultur","en":"Fishery/aquaculture"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019058","title":"Ergänzungsvorschläge zur RED-III-Umsetzung im WindBG, BImSchG, BauGB und WHG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine sachgerechte, praxisnahe und unionsrechtskonforme Ausgestaltung der nationalen Umsetzung der RED III im Bundesimmissionsschutzgesetz, im Baugesetzbuch, im Wasserhaushaltsgesetz sowie im Windenergieflächenbedarfsgesetz. Er setzt sich insbesondere ein für eine Übergangsregelung zur Anerkennung neu ausgewiesener Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete, die Umsetzung der Genehmigungsfiktion nach Art 16a RED III, eine Entschärfung der Ausschlussregelung im Außenbereich nach § 249 BauGB sowie eine klarstellende Definition von Energiespeichern im WindBG. Ziel ist die rechtssichere und beschleunigte Genehmigungspraxis für Erneuerbare-Energien-Projekte.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019101","title":"Änderungsvorschläge für Gigabitstrategie und Glasfaserausbau","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert neue gesetzliche Regelungen für einen nachhaltigen Gigabitausbau. Dazu gehören die Einführung von Anschlussgutscheinen zur Stärkung der Nachfrage, eine Anpassung des Glasfaserbereitstellungsentgelts, Maßnahmen gegen strategischen Überbau sowie eine diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration. Der BDEW setzt sich zudem für die Weiterentwicklung der Sicherheits- und Transparenzregelungen im Bereich digitaler Infrastrukturen sowie für beschleunigte Antrags- und Genehmigungsverfahren einschließlich der Anerkennung des überragenden öffentlichen Interesses am Gigabitausbau ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019102","title":"Ergänzung regulatorischer Vorgaben zur dämpfenden Gestaltung der Stromnetzkosten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich ein fuer regulatorische und gesetzliche Ergaenzungen zur Begrenzung des Anstiegs der Stromnetzkosten im Zuge des Netzausbaus. Hierzu fordert der BDEW schnellere Genehmigungsverfahren, eine konsequente Anwendung kosteneffizienter Techniken wie Freileitung statt Erdkabel, die pragmatische Nutzung bestehender EnWG-Regelungen Paragraf 11 Absatz 2, Paragraf 13k und Paragraf 14c EnWG sowie Anreize zur netzdienlichen Standortwahl fuer neue EE-Anlagen. Ziel ist es, die Versorgungssicherheit und Klimaziele mit stabilen Netzentgelten zu vereinbaren und kostentreibende Fehlanreize zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019365","title":"Änderungsvorschläge zum Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) zur Einführung von CfDs und Optimierung des Offshore-Rechtsrahmens","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine umfassende Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) sowie weiterer offshore-relevanter Regelungen zur Verbesserung der Investitionssicherheit, Effizienz und Realisierungsfähigkeit. Er setzt sich ein für die Einführung zweiseitiger Differenzverträge (CfDs) als neues Förderinstrument, eine Reduktion der Bebauungsdichte zur Steigerung der Volllaststunden, eine Reform des Ausschreibungsdesigns sowie für eine gesetzliche Ermöglichung kombinierter Anschlusskonzepte für Offshore-Elektrolyse. Der BDEW fordert zudem praxistaugliche Anpassungen der Realisierungsfristen und Bedingungen für den Weiterbetrieb bestehender Offshore-Windparks.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019367","title":"Revision der CACM-Verordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Revision der CACM-Verordnung konsolidiert die Europäische Kommission wesentliche Designmerkmale des europäischen Stromgroßhandels. Die Verordnung umfasst unter anderem die Organisation der europäischen Marktkopplung, die prozessuale Abwicklung der Vortagesauktion für Strom, des untertägigen Handels und der regelmäßigen Überprüfung des Stromgebotszonenzuschnitts. Ziel der Interessenvertretung durch den BDEW ist die Erhaltung der Liquidität und die Stärkung des deutschen Stromgroßhandels.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019368","title":"Implementierung REMIT II","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Revision  der europäischen Verordnung zur Transparenz und Integrität der Energiemärkte REMIT und ihre nachgeordneten Durchführungsverordnungen führen umfassende, teilweise neue Berichts- und Überwachungspflichten für Energiegroßhändler und Plattformbetreiber ein. Zudem erhält die europäische Agentur zur Zusammenarbeit der nationalen Energieregulierungsbehörden ACER neue und weitreichende Kompetenzen zur Sicherstellung der Integrität des europäischen Energiebinnenmarkts. Ziel der Interessenvertretung des BDEW ist eine pragmatische und kosteneffiziente Ausgestaltung des Meldewesens und der Überwachungspflichten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019369","title":"Anpassungen der EMIR-Verordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In der europäischen Verordnung über OTC-Derivate, zentrale Gegenparteien und Transaktionsregister sind grundlegende Vorgaben für den außerbörslichen Handel mit Derivaten und das dazugehörige Meldewesen geregelt. Insbesondere die sog. Clearingschwellen sind für Energiegroßhändler von wesentlicher Bedeutung, da ein Überschreiten dieser Schwellen eine grundlegende Neuausrichtung des Energiegroßhandels und Risikomanagements des betroffenen Händlers bedeutet. Der BDEW setzt sich für eine sorgfältige Balance aus Begrenzung von systemischen Risiken im Derivatehandel und den Verpflichtungen der Energiegroßhändler ein, die ein effizientes Risikomanagement erlaubt und die Unternehmen bei der Umsetzung der Energiewende, z.B. Investition und Bewirtschaftung von Erneuerbare-Energie-Anlagen ermöglicht.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019370","title":"Einführung einer Ausnahmeregelung zum Ausschluss von Rückbauverpflichtungen bei Gasnetzen ohne Amortisationsprüfung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine gesetzliche Klarstellung im EnWG, wonach bei der Transformation von Erdgas- zu Wasserstoffnetzen Rückbauverpflichtungen aufgrund fehlender Amortisation ausgeschlossen werden. Eine wirtschaftliche Umnutzung vorhandener Infrastrukturen soll nicht durch zusätzliche Prüfanforderungen wie Amortisationsnachweise behindert werden. Ziel ist eine rechtssichere Grundlage für Investitionen in die H2-Netzinfrastruktur unter Wahrung der Planungs- und Investitionssicherheit für Netzbetreiber.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Gasversorgung in Niederdruck","shortTitle":"NDAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ndav"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019371","title":"Einführung rechtlicher Rahmenbedingungen zur Nutzung passiver Infrastrukturen von Energieversorgern für den Mobilfunkausbau","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung klarer bundesrechtlicher Vorgaben ein, die die Nutzung bestehender passiver Infrastrukturen und Liegenschaften von Energieversorgungsunternehmen für den Ausbau der Mobilfunkversorgung ermöglichen. Ziel ist es, regulatorische Hemmnisse zu beseitigen, die Mitnutzung zu vereinfachen und standardisierte Verfahren für Zugang, Entgeltregelungen und Genehmigungen zu schaffen, um den Ausbau von Mobilfunkstandorten schneller, kosteneffizienter und nachhaltiger umzusetzen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019475","title":"Ablehnung der Fortführung des EU-Trilogs zur Green Claims Directive","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW und weitere Verbände lehnen die Fortführung der Trilogverhandlungen zur EU-Richtlinie über umweltbezogene Angaben (Green Claims Directive) ab. Sie kritisieren fehlende Nachweise für die Wirksamkeit der vorgesehenen Maßnahmen, hohe bürokratische Belastungen für Unternehmen, insbesondere KMU, sowie rechtliche Unsicherheiten. Die Verbände fordern den Stopp des Vorhabens und sehen in der bereits beschlossenen EmpCo-Richtlinie ausreichende Regelungen gegen irreführende Umweltaussagen. Sie sehen die GCD als unverhältnismäßigen Eingriff in die unternehmerische Freiheit und fordern den Verzicht auf eine weitere Verhandlung während der dänischen Ratspräsidentschaft.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019476","title":"Änderung gesetzlicher Rahmenbedingungen zur Beschleunigung der Energiewende bis 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine gesetzliche Beschleunigung zentraler energiepolitischer Vorhaben, insbesondere den zügigen Ausbau der Stromnetze, die Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren sowie den Abbau regulatorischer Investitionshemmnisse. Zur Zielerreichung der Energiewende bis 2030 bedarf es klarer gesetzlicher Vorgaben und Förderinstrumente für Erzeugung, Speicher, Netze und Flexibilitätsoptionen. Der BDEW setzt sich zudem für eine integrierte, sektorübergreifende Energiepolitik ein, die Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Klimaschutz gleichermaßen berücksichtigt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019477","title":"Einführung einer gesetzlichen Nachfolgeregelung zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung einer gesetzlichen Nachfolgeregelung für den Anschluss von Biogasaufbereitungsanlagen an das Gasversorgungsnetz. Ziel ist die Sicherstellung eines wirtschaftlich effizienten Netzanschlusses auch nach dem Außerkrafttreten der bisherigen Regelungen der GasNZV zum 31. Dezember 2025. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die Kostenstruktur eindeutig geregelt und ein Schwellenwert zur Abgrenzung wirtschaftlicher Effizienz gesetzlich verankert wird. Zudem wird eine gesetzliche Grundlage für die Fortführung der bisherigen Umlagepraxis von Biogas-Kosten sowie für die Clusterung kleiner Biogasanlagen gefordert. Die Einräumung eines Netzanschlussvorrangs für Biomethananlagen auf Grundlage europäischer Vorgaben soll national umgesetzt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019478","title":"Einführung eines sektorspezifischen Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines sektorspezifischen Once-Only-Prinzips (OOP) in der Energiewirtschaft ein. Ziel ist es, die Mehrfachmeldung identischer Daten durch Energieunternehmen an verschiedene Behörden zu vermeiden und ein koordiniertes, digitales Datenökosystem zu schaffen. Der BDEW fordert eine rechtliche Grundlage für eine vernetzte und interoperable Dateninfrastruktur, die eine einmalige Erhebung und mehrfachen verwaltungsinternen Zugriff ermöglicht. Dies soll zur Reduktion von Bürokratiekosten beitragen und die Effizienz sowohl in Unternehmen als auch in der Verwaltung steigern.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019479","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der Fachkräftepolitik im Energiewirtschaftssektor","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxisnahe Weiterentwicklung der Fachkräftepolitik, insbesondere durch gezielte Förderprogramme für technisch-operative und digitale Bildungsgänge sowie die Stärkung beruflicher Qualifizierungswege in der Energiewirtschaft. Der BDEW setzt sich für eine Vereinfachung und Beschleunigung der Fachkräfteeinwanderung ein, einschließlich digitalisierter Visaverfahren und einheitlicher Anerkennungsprozesse. Zudem fordert der BDEW den Abbau bürokratischer Hürden und die Verankerung integrativer Maßnahmen wie Wohnraum- und Sprachförderung in Fachkräfteeinwanderungsprogrammen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019480","title":"Änderungsvorschläge zur Nachweispflicht bei Gasimporten im EU-Gesetz zum Phase-Out russischer Erdgasimporte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine rechtssichere, praktikable Ausgestaltung der Nachweispflichten im EU-Gesetz zum Phase-Out russischer Erdgasimporte. Insbesondere sollen klare Definitionen für direkte und indirekte Gasimporte, praktikable Anforderungen für Importe über virtuelle Handelspunkte sowie eine europaweit einheitliche Prüflogik durch die Zollbehörden gesetzlich festgelegt werden. Der BDEW spricht sich zudem für die Einführung einer Positivliste nicht-russischer Herkunftsländer, eine De-minimis-Regelung sowie für eine enge Abstimmung zwischen Zollbehörden, Kommission und Marktakteuren aus, um den administrativen Aufwand zu minimieren und Versorgungssicherheit zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019481","title":"Ergänzungsvorschläge zur Zielerreichung der 80 %-EE-Quote bis 2030 gemäß EEG und Stromverbrauchsszenarien","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine realistische Fortschreibung des Ausbaupfads Erneuerbarer Energien bis 2030, um das gesetzlich verankerte Ziel von 80 % EE-Anteil am Bruttostromverbrauch zu erreichen. Der BDEW weist darauf hin, dass die derzeitigen Ausbauziele und realistisch erreichbaren Volllaststunden lediglich eine EE-Erzeugung von 512 bis 575 TWh ermöglichen, was bei einem Bruttostromverbrauch von 750 TWh zu einer Zielverfehlung führen würde. Der BDEW setzt sich daher für eine Synchronisierung von Stromverbrauchsprojekten, Netzausbau und EEG-Ausbauzielen ein, um die Zielquote verlässlich zu erfüllen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019482","title":"Änderungsvorschläge zur Methodikfestlegung der 5. Regulierungsperiode im Rahmen des NEST-Prozesses","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich ein für eine ausgewogene und investitionsfreundliche Ausgestaltung der Methodik der 5. Regulierungsperiode im Rahmen des NEST-Prozesses. Er fordert die Korrektur des VPI/Xgen-Verzugs, die Beibehaltung robuster Sicherheitsmechanismen im Effizienzvergleich sowie eine dauerhafte Einführung des OPEX-Aufschlags auch für VNB im vereinfachten Verfahren. Der BDEW lehnt starre Zinsermittlungen ab und fordert eine marktnahe Ermittlung von Fremd- und Eigenkapitalzinsen. Ziel ist eine Stärkung der Investitionsfähigkeit der Netzbetreiber und die Sicherung der Leistungsfähigkeit im Kontext der Energiewende.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019487","title":"Änderungsvorschläge zur nationalen Umsetzung der RED III in Raumordnungs- und Bauplanungsrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert praxistaugliche Änderungen an der Umsetzung der RED III in nationales Recht, insbesondere in das Raumordnungsgesetz (ROG) und das Baugesetzbuch (BauGB). Er setzt sich dafür ein, dass bereits ausgewiesene Windenergiegebiete ohne vollständige Neuplanung zu Beschleunigungsgebieten umgewidmet werden können. Der BDEW kritisiert die vorgesehenen Regelungen als unionsrechtlich überschießend und fordert klare, europarechtskonforme Leitplanken für Planänderungsverfahren, die den Planungsaufwand reduzieren, Doppelprüfungen vermeiden und Investitionssicherheit schaffen. Zudem fordert der BDEW die Möglichkeit, dass Vorhabenträger das Verfahren zur Umwidmung selbst anstoßen können.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019488","title":"Ergänzungsvorschläge zur Ausgestaltung eines regulatorischen Rahmens für H2-Importinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Entwicklung eines umfassenden regulatorischen Rahmens für die Umrüstung und den Neubau von Terminals zum Import von Wasserstoff und seinen Derivaten. Er setzt sich ein für Planungssicherheit durch einen Masterplan Wasserstoffimportterminals, rechtssichere Regeln zu Zugang, Nutzung und Förderung der Infrastruktur sowie eine technologieoffene Ausgestaltung der Terminalkonzepte. Zudem fordert der BDEW klare gesetzliche Regelungen für den Zugang Dritter zu Importterminals, differenzierte Anreize für Erstnutzer und Investoren sowie eine zügige Verabschiedung eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes. Ziel ist es, Investitionen zu erleichtern, Markthürden zu senken und den Wasserstoffhochlauf bis 2030 wirksam zu unterstützen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019489","title":"Einführung eines europäischen Rahmens zur ausschließlichen lizenzfreien Nutzung des oberen 6-GHz-Bands","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich gegenüber der Bundesregierung und der EU-Kommission für eine ausschließliche Zuweisung des oberen 6-GHz-Bands (6425–7125 MHz) für die lizenzfreie Nutzung durch WLAN-Technologien ein. Der Verband fordert, sich in europäischen Entscheidungsprozessen gegen eine exklusive Zuteilung für mobile Breitbanddienste (IMT) auszusprechen. Ziel ist es, die digitale Wettbewerbsfähigkeit Europas, den Glasfaserausbau und die Nutzung leistungsfähiger WLAN-Technologien wie Wi-Fi 6E und Wi-Fi 7 zu sichern und regulatorische Klarheit für alle Marktakteure zu schaffen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019490","title":"Änderungsvorschläge zum §41 BSIG: praxistaugliche Regelung für kritische Komponenten in der Energiewirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW lehnt die aktuelle Ausgestaltung des §41 BSIG ab und fordert eine Anpassung an die spezifischen Anforderungen der Energiewirtschaft. Die bestehenden Anzeige- und Prüfverfahren erzeugen unverhältnismäßige Bürokratie, Rechtsunsicherheit und gefährden Versorgungssicherheit, Digitalisierung und Wettbewerbsfähigkeit. Der Verband setzt sich für Bestandsschutz, risikobasierte Prüfungen und einheitliche europäische Regelungen ein. Statt pauschaler Rückbaupflichten sollen Black- oder Whitelists sowie praktikable Übergangs- und Mitigationsmaßnahmen eingeführt werden, um Cybersicherheit zu stärken, ohne Versorgung und Energiewende zu gefährden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019491","title":"Einführung eines investitionsfreundlichen EU-Rechtsrahmens für digitale Netze (Digital Networks Act)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine investitionsfreundliche und praxisnahe Ausgestaltung des Digital Networks Act (DNA), die nationale Besonderheiten berücksichtigt. Vorgaben zur Netzregulierung, Frequenzvergabe und Marktstruktur müssen flexibel umsetzbar sein, um Wettbewerbsvielfalt, Glasfaserausbau und Netzresilienz nicht zu gefährden. Der BDEW spricht sich gegen regulatorisch begünstigte Marktkonzentration und für einen fairen Zugang zu Mobilfunknetzen auf Vorleistungsebene aus. Eine Harmonisierung von Zugangsprodukten darf die Geschäftsmodelle regionaler Betreiber nicht unterminieren.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019493","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung der Nachweispflichten bei Gasimporten im EU-Gesetzgebungsvorhaben zum Phase-Out russischer Erdgasimporte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxistaugliche, rechtsichere und technologieneutrale Ausgestaltung der Nachweispflichten für Gasimporte im Rahmen des EU-Gesetzgebungsvorhabens zum Phase-Out russischer Erdgasimporte. Insbesondere setzt sich der BDEW dafür ein, dass Herkunftsnachweise realistisch umsetzbar, eindeutig definiert und nicht diskriminierend sind. Der BDEW fordert klare Definitionen von Importeurseigenschaft und von direkten sowie indirekten Importen sowie die Einführung praktikabler Ausnahmen für Gasmengen mit nachgewiesenem Nicht-Russland-Ursprung. Darüber hinaus fordert der BDEW eine enge Einbindung nationaler Behörden wie des BAFA zur Reduzierung des bürokratischen Aufwands.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019494","title":"Änderungsvorschläge zum Europäischen Klimaschutzgesetz und dem THG-Minderungsziel für 2040","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass das im Vorschlag der Europäischen Kommission vorgesehene Klimazwischenziel für 2040 und die formulierten Leitplanken zur Überprüfung bestehender Klimarechtsakte (insb. ETS-Richtlinie, ESR-Verordnung, LULUCF-Verordnung) verhältnismäßig ausgestaltet werden. Der BDEW fordert, bei der Festlegung des 2040-Ziels und künftiger Maßnahmen ausreichende Flexibilitäten, einen differenzierten Umgang mit Kohlenstoffsenken sowie den Einsatz internationaler Gutschriften zu ermöglichen. Ziel ist eine ambitionierte, zugleich aber wirtschaftlich tragfähige Zielerreichung unter Wahrung technologieoffener Rahmenbedingungen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019496","title":"Vorschläge zu Resilienz im Energiesektor","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW empfiehlt, die ganzheitliche Betrachtung von Resilienz im Energiesektor. Resilienz soll in allen Teilbereichen, wie auch an den Schnittstellen dieser Teilbereiche erreicht werden. Zudem braucht es eine klare Aufgaben- und Rollenverteilung zwischen Betreibern und staatlichen Stellen und ihren Behörden. Der BDEW schlägt die Erarbeitung einer Resilienzstrategie für den Energiesektor vor.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019497","title":"Änderungsvorschläge zum EU-Aktionsplan für erschwingliche Energiepreise im Rahmen der Energieunion","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt den EU-Aktionsplan für erschwingliche Energiepreise, fordert jedoch eine prioritäre Umsetzung bereits beschlossener Maßnahmen, insbesondere im Strommarktdesign, zur Sicherung langfristig bezahlbarer Energie. Er setzt sich ein für verkürzte Genehmigungsverfahren, die Vollendung der Energieunion sowie den Ausbau grenzüberschreitender Infrastruktur. Der BDEW lehnt eine Entkopplung von Strom- und Gaspreisen ab und kritisiert die vorgeschlagene EU-weite Harmonisierung der Netzentgelte. Stattdessen fordert er nationale Maßnahmen wie Steuersenkungen und Zuschüsse zur Netzentgeltentlastung. Energiearmut soll durch marktferne Maßnahmen adressiert werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019498","title":"Einführung eines Resilienzprinzips im Energiewirtschaftsrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung eines Resilienzprinzips im Energiewirtschaftsrecht. Ziel ist es, die Fähigkeit zur Krisenbewältigung und Systemwiderstandsfähigkeit bei Betreibern kritischer Energieinfrastrukturen zu stärken. Der BDEW setzt sich für klare gesetzliche Vorgaben zur Resilienzplanung, zur Berücksichtigung von Resilienzanforderungen in Genehmigungsverfahren sowie für die Einführung standardisierter EU-weiter Resilienzstandards ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019499","title":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung im Telekommunikationsgesetz (TKG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxistaugliche und investitionsfreundliche Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung (GIA) der EU im Telekommunikationsgesetz. Dabei setzt sich der BDEW u. a. für den Schutz kritischer Infrastrukturen, die Einführung eines Zugangsverweigerungsrechts, eine Reduktion bürokratischer Meldepflichten und die Beibehaltung freier Entgeltverhandlungen beim Mitnutzungsentgelt ein. Zudem spricht sich der BDEW gegen eine Priorisierung von Stromanschlüssen für Mobilfunkmasten aus und fordert die Berücksichtigung bestehender Infrastrukturen von Energieversorgern beim Mobilfunkausbau.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019936","title":"Hinweise zu Flexibilitätsquellen im Wasserstoffsystem ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Schaffung eines regulatorischen Rahmens ein, der die systemischen Flexibilitätsoptionen durch Wasserstofftechnologien unterstützt. Ziel ist es, zeitlich und mengenbasiert verfügbare Flexibilitätspotenziale zu erschließen, insbesondere zur Integration Erneuerbarer Energien und zur Deckung des Flexibilitätsbedarfs im Rahmen des Hochlaufs der Wasserstoffwirtschaft. Der BDEW fordert insbesondere wirtschaftlich tragfähige Anreize für Speicher und Handelsmechanismen sowie die Berücksichtigung von Übergangsbedarfen bis zur vollen Inbetriebnahme von H2-Infrastrukturen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019990","title":"Änderungsvorschläge zum § 41 BSIG im Rahmen des NIS2UmsuCG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Änderung des § 41 BSIG ein, um das Anzeigeverfahren und die Untersagungsmöglichkeiten beim Einsatz kritischer IT-Komponenten in der Energiebranche praxistauglich auszugestalten. Ziel ist es, Rechts- und Investitionssicherheit für Betreiber kritischer Infrastrukturen herzustellen, Versorgungssicherheit und Digitalisierung nicht zu gefährden sowie unnötige Kostensteigerungen zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik","shortTitle":"BSIG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019991","title":"Reformvorschläge zum WindSeeG und zur Ausscheibungssystematik für Offshore-Wind im Rahmen der RED III","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine umfassende Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG), um die Investitionssicherheit im Offshore-Bereich zu stärken. Ziel ist es, durch die Einführung zweiseitiger inflationsindexierter CfDs, die Anpassung der Leistungsdichten im Flächenentwicklungsplan sowie realistische Realisierungsfristen ein funktionierendes und markttaugliches Ausschreibungssystem zu schaffen. Der BDEW fordert, die für 2026 geplanten Ausschreibungen zu verschieben, um die rechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen beihilferechtlich tragfähig und planbar zu gestalten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019992","title":"Einführung eines EU-Klimazwischenziels für 2040 in der Verordnung (EU) 2021/1119","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW befürwortet grundsätzlich die Einführung eines verbindlichen EU-Zwischenziels für die Treibhausgasminderung bis 2040 in Höhe von 90 % gegenüber 1990. Dabei setzt sich der BDEW dafür ein, dass die Zielvorhabe mit einem tragfähigen Maßnahmenrahmen einschließlich einer gesicherten Ausgestaltung des ETS 2, eines wirksamen CBAM und beihilferechtlicher Klarheit verbunden wird. Der BDEW fordert, dass keine überproportionale Belastung Deutschlands im Rahmen der EU-Lastenverteilung entsteht und dass die Wettbewerbsfähigkeit sowie die Versorgungssicherheit berücksichtigt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020069","title":"Einführung gezielter regulatorischer Anreize zur Flexibilitätsbereitstellung im Wasserstoffsystem","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung eines verlässlichen regulatorischen Rahmens zur gezielten Aktivierung und Vergütung von Flexibilitätsquellen im Wasserstoffsystem. Ziel ist es, Investitionen in Wasserstoffspeicher, Elektrolyseure, Rückverstromungseinheiten und industrielle Flexibilitätsoptionen zu ermöglichen und damit eine sichere Versorgung in der Hochlaufphase zu gewährleisten. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass Speicherkapazitäten, flexible Verbraucher und Erzeuger frühzeitig berücksichtigt und marktbasiert integriert werden. Die Festlegungen der Bundesnetzagentur wie beispielsweise WasABi sind technologieoffen und systemdienlich auszugestalten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020070","title":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für Änderungen an den von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen Festlegungen im Rahmen des NEST-Prozesses ein. Er fordert insbesondere eine umfassende OPEX-Anpassung auch für Netzbetreiber im vereinfachten Verfahren sowie für Gasnetzbetreiber, eine dynamische Anpassung des Fremdkapitalzinssatzes an das aktuelle Marktniveau und den Verzicht auf die geplante Destabilisierung des Effizienzvergleichs. Zudem lehnt der BDEW die Anwendung eines fixierten 7-Jahresdurchschnitts zur Zinsermittlung sowie die Verkürzung des Abbaupfads auf drei Jahre ab. 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Der BDEW lehnt eine Verschärfung oder Einschränkung der AAE entschieden ab, da sie zu erheblichen Mehrkosten für die Energiewirtschaft führen würde und die Versorgungssicherheit sowie Investitionen in die Energiewende gefährdet. Der BDEW spricht sich zudem gegen neue Preis- oder Positionslimits aus und fordert stattdessen eine Verbesserung des Datenaustauschs zwischen Aufsichtsbehörden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020712","title":"Ergänzungsvorschläge zur Ausgestaltung der Importinfrastruktur für Wasserstoff und Derivate","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine rechtssichere und investitionsfreundliche Ausgestaltung der Importinfrastruktur für Wasserstoff und dessen Derivate. Der Verband setzt sich für die Flexibilisierung der Nutzungsregelungen von LNG-Terminals, den Ausbau technologisch angepasster Infrastrukturen sowie klare Leitplanken für deren regulatorische Behandlung ein. Der BDEW fordert einen „Masterplan Wasserstoffimportterminals“ mit abgestimmtem Zeitplan, der schwimmende und landbasierte Optionen gleichermaßen berücksichtigt. Bestehende LNG-Infrastruktur soll technologieoffen weiterentwickelt und regulatorisch eingebettet werden, um den Hochlauf von Wasserstoffimporten ab 2030 abzusichern.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Beschleunigung des Einsatzes verflüssigten Erdgases","shortTitle":"LNGG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lngg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020713","title":"Ergänzungsvorschläge zur systemischen Einbindung von Flexibilitätsquellen im Wasserstoffmarkt","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die rechtliche und regulatorische Anerkennung von Flexibilitätsquellen im entstehenden Wasserstoffmarkt. Speicher, Elektrolyseure, flexible Verbraucher und Importinfrastrukturen müssen als systemrelevante Bestandteile eines stabilen Wasserstoffnetzes berücksichtigt und entsprechend gefördert werden. Der BDEW setzt sich für Investitionsanreize, marktorientierte Beschaffungsmechanismen und eine technologieoffene Systemplanung ein, die sowohl den Bedarf in der Clusterphase als auch im deutschlandweiten Marktgebiet adressiert. 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Ziel ist es, Investitionen in die Wasserstoffwirtschaft zu beschleunigen, den Markthochlauf abzusichern und Finanzierungshürden insbesondere in der Frühphase zu senken. Diese Instrumente sollen marktgerecht, technologieoffen und haushaltsverträglich ausgestaltet werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020715","title":"Änderungsvorschläge zu den Kündigungsfristen von Gasverteilnetzbetreibern im EnWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine gesetzliche Klarstellung im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zur Fristenregelung bei der Kündigung von Wegenutzungsverträgen für Gasverteilernetze. Ziel ist es, die bislang unklare Fristenlogik, insbesondere im Kontext von Konzessionswechseln und gerichtlichen Entscheidungen, rechtssicher und praxisnah zu regeln. Der Verband spricht sich dafür aus, eine einheitliche Kündigungsfrist von zwölf Monaten zum Ende der Vertragslaufzeit festzuschreiben und die Möglichkeit zur ordentlichen Kündigung während laufender Verfahren auszuschließen. So sollen Investitionssicherheit, Planungsklarheit und ein diskriminierungsfreier Wettbewerb gewährleistet werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020716","title":"Anpassungsvorschläge zur Berücksichtigung des steigenden Stromverbrauchs bis 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine stärkere Berücksichtigung des bis 2030 deutlich steigenden Stromverbrauchs in allen relevanten rechtlichen und regulatorischen Grundlagen, insbesondere bei den Ausbauzielen für erneuerbare Energien, der Kraftwerksstrategie, dem Strommarktdesign und der Netzentwicklungsplanung. Ziel ist es, Planungssicherheit für Investitionen zu schaffen und Versorgungssicherheit unter Klimaschutzauflagen zu gewährleisten. Der Verband spricht sich zudem für eine beschleunigte Umsetzung und Fortschreibung bestehender Gesetze und Förderkulissen aus, um den Hochlauf des Stromsystems kohärent zu gestalten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020771","title":"Änderungsvorschläge zur Neufassung der §§ 71 ff. 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Für Gebäudeeigentümer sollen Wahlmöglichkeiten bestehen bleiben, Planungssicherheit gewährleistet und Übergangsfristen realistisch gestaltet werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020772","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Vorgaben zur Energieversorgungssicherheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine intelligente Straffung des bestehenden EU-Rechtsrahmens zur Energieversorgungssicherheit. Ziel ist ein effizienter, entbürokratisierter und krisenfester EU-Rahmen, der die bestehenden Verantwortlichkeiten von Energieunternehmen, Mitgliedstaaten und EU respektiert und stärkt. Der BDEW lehnt eine Zentralisierung auf EU-Ebene ab und spricht sich gegen eine sektorübergreifende Verordnung aus. Er fordert stattdessen sektorbezogene Regelwerke unter Wahrung nationaler Besonderheiten. Vorgaben zur Wasserstoff-Versorgungssicherheit sollten derzeit nicht eingeführt werden, um den Markthochlauf nicht zu gefährden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020773","title":"Ergänzungsvorschläge zum Bundeshaushalt 2026 und zum Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine investitionsorientierte Ausgestaltung des Bundeshaushalts 2026 und des KTF zur Absicherung der Transformation der Energieversorgung. Er setzt sich für die Einrichtung eines Förderbudgets für Wasserstoffprojekte, eine verlässliche Finanzierung der Wärmewende, die haushaltsrechtliche Absicherung der Kraftwerksstrategie, sowie die Förderung von CCS-Infrastruktur und energiebezogenen Eigenkapitalinstrumenten ein. Der BDEW lehnt konsumtive Ausgaben aus dem KTF ab und fordert deren Finanzierung aus dem Kernhaushalt, um Planungssicherheit für Investitionen zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020774","title":"Änderungsvorschläge zum Dritten Gesetz zur Änderung des UWG zur praxistauglichen Umsetzung der EmpCo-Richtlinie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine rechts- und praxissichere Umsetzung der EmpCo-Richtlinie in das UWG ein. Er fordert Klarstellungen in der Gesetzesbegründung zur zulässigen Nutzung etablierter Begriffe wie „Ökostrom“, „Grünstrom“ oder „Biogas“ auf Basis anerkannter Herkunftsnachweise. Ferner lehnt der BDEW die Gleichbehandlung gesetzlich vorgeschriebener Berichte mit Werbung ab und fordert eine Berücksichtigung der wirtschaftlichen und bürokratischen Belastungen durch Nachweispflichten und mögliche Rebranding-Prozesse. Die Nutzung von Firmennamen mit Umweltbezug soll weiterhin rechtssicher möglich sein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz gegen den unlauteren Wettbewerb","shortTitle":"UWG 2004","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uwg_2004"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020783","title":"Änderungsvorschläge zum Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert gezielte Anpassungen des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes (LkSG), um dessen Praxistauglichkeit zu verbessern und bürokratische Belastung insbesondere für kleine und mittlere Unternehmen zu reduzieren. Konkret setzt sich der BDEW für längere Intervalle bei Risikoanalysen und Wirksamkeitskontrollen, eine Einschränkung der Berichtspflichten, eine klare Begriffsdefinition sowie eine rein beratende Rolle des BAFA ein. Zudem fordert der BDEW die Einführung einer Wesentlichkeitsschwelle für KMU mit Konzernzugehörigkeit und eine Harmonisierung mit europäischen Vorgaben (z. B. CSRD, CSDDD, EU-Taxonomie)","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die unternehmerischen Sorgfaltspflichten zur Vermeidung von Menschenrechtsverletzungen in Lieferketten","shortTitle":"LkSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lksg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020785","title":"Einführung von Garantieinstrumenten zur Risikoabsicherung im Wasserstoffmarkthochlauf ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung von Garantieinstrumenten zur Risikoabsicherung für Akteure im Wasserstoffmarkthochlauf, um Investitionsentscheidungen zu ermöglichen. Angesichts fehlender Preis- und Absatzsicherheit, größtenteils fehlender Infrastrukturen und einem teilweise unsicheren, regulatorischen Rahmen in einem nicht etablierten Markt sind gezielte staatliche Maßnahmen erforderlich, um Investitionen in Infrastruktur und Erzeugung frühzeitig und im nötigen Umfang auszulösen. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass vertragliche Risiken in der Phase vor Final Investment Decision durch geeignete öffentliche Absicherungsmaßnahmen reduzieren werden. Diese Maßnahmen sind Voraussetzung für den zügigen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020786","title":"Einführung von Risikoabsicherungsinstrumenten und Abgabenentlastungen zur Förderung des Wasserstoffhochlaufs","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung staatlicher Garantieinstrumente zur Absicherung zentraler Risiken im Wasserstoffhochlauf, darunter Marktpreis-, Infrastruktur- und ordnungspolitische Risiken. Ziel ist es, Investitionsentscheidungen in der Initial- und Aufbauphase zu ermöglichen und private Finanzierungen abzusichern. Gleichzeitig setzt sich der BDEW für eine Senkung der regulatorisch bedingten Wasserstoffgestehungskosten ein. Hierzu gehören die Beibehaltung oder Ausweitung von Befreiungen bei Umlagen, Netzentgelten und Steuern sowie praxistaugliche Strombezugskriterien für erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoff. Eine technologieoffene Ausgestaltung, Planungssicherheit und Bestandsschutzregelungen sind dafür zentrale Voraussetzungen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Gesetz zur Finanzierung der Energiewende im Stromsektor durch Zahlungen des Bundes und Erhebung von Umlagen","shortTitle":"EnFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enfg"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020791","title":"Änderungsvorschläge zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine umfassende Nachbesserung des Regierungsentwurfs zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz ein. Er fordert die Einbeziehung von kohlenstoffarmem Wasserstoff in den Anwendungsbereich, die rechtliche Privilegierung von Wasserstoffanlagen im Bauplanungsrecht sowie eine Gleichstellung von Anlagen zur Wasseraufbereitung als Nebenanlagen. Darüber hinaus fordert der BDEW materiell-rechtliche Erleichterungen im Naturschutzrecht, eine eindeutige Regelung zur Nichtanwendung des Vergaberechts auf Wasserstoffinfrastruktur und einen klaren Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung. Die personelle Ausstattung der zuständigen Behörden ist ebenfalls sicherzustellen, um die angestrebte Beschleunigung wirksam umzusetzen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020792","title":"Einführung gesetzlicher Maßnahmen zur Dämpfung der Förderkosten für Erneuerbare Energien im Rahmen der Energiewende","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für kurzfristig wirksame gesetzliche Maßnahmen zur Dämpfung der Förderkosten für Erneuerbare Energien ein, so dass das EEG-Konto entlastet wird. Ziel ist es, die Akzeptanz der Energiewende zu stärken, ohne notwendige Investitionen in Infrastruktur und Versorgungssicherheit zu gefährden. Der BDEW fordert die Bewertung und Priorisierung konkreter Einsparmaßnahmen – insbesondere im Bereich der Netzkosten und Infrastrukturkosten – auf gesetzlicher Grundlage. Die Maßnahmen sollen im Rahmen der anstehenden EEG-Novelle umgesetzt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020995","title":"Umsetzung der EU-Richtlinie 2024/1203 zum strafrechtlichen Umweltschutz - Forderung nach praxistauglicher 1:1-Umsetzung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Strafrechts - Umsetzung der Richtlinie (EU) 2024/1203 über den strafrechtlichen Schutz der Umwelt","publicationDate":"2025-10-17","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz","shortTitle":"BMJV","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmjv.de/SharedDocs/Downloads/DE/Gesetzgebung/RefE/RefE_Umweltstrafrecht.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bmjv.de/SharedDocs/Gesetzgebungsverfahren/DE/2025_Umweltstrafrecht.html?nn=110518"}]},"description":"Der BDEW fordert eine schlanke und praxistaugliche Umsetzung der unionsweit einheitlichen Mindeststandards für Umweltstraftatbestände gemäß Richtlinie (EU) 2024/1203. Ziel ist es, Rechtsunsicherheiten für Unternehmen zu vermeiden und durch eine 1:1-Umsetzung der Richtlinie klare und vorhersehbare Anforderungen an wirtschaftliches Handeln zu schaffen. 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Zudem schlägt der BDEW vor, in der EEG-Novelle auf die Einführung eines neuen Finanzierungsinstruments für Erneuerbare Energien zu verzichten und stattdessen das bestehende EEG nur um die Übererlösabschöpfung zu ergänzen. Ein neues Instrument zur Finanzierung des Ausbaus Erneuerbarer Energien sollte erst nach sorgfältiger Konsultation mit der Energiewirtschaft eingeführt werden, um einen Fadenriss beim EE-Ausbau zu vermeiden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021397","title":"Wichtige Klarstellungen zur Umsetzung der RED III in der Biomasseverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praktische Übergangsfrist und notwendige Beschränkung auf die nach dem EEG förderfähigen Tatbestände ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021851","title":"Anpassungsvorschläge zur Konsultation zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Jahr 2026","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich im Rahmen der Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes für eine umfassende Überarbeitung des Ausschreibungsdesigns, Investitionsrahmens und der Flächenentwicklungsplanung im Jahr 2026 ein, um den Offshore-Wind-Ausbau anschließend erfolgreich, planungssicher und kosteneffizient fortsetzen zu können. Der BDEW fordert dabei unter anderem die Einführung von zweiseitigen Contracts-for-Difference (CfDs) mit einer geeigneten Indexierung sowie die Umsetzung mehrerer Optimierungsmaßnahmen bezüglich der Flächenplanung für eine höhere Kosteneffizienz im Offshore-Wind-Ausbau. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022031","title":"Vorschläge des BDEW zur Verbesserung der aktuellen und zukünftigen Situation von Netzreservekraftwerken","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aufgrund zahlreicher Herausforderungen bei der Brennstoff- und Personalverfügbarkeit sowie dem Alter und dem Ausscheiden von Kraftwerken aus dem Markt wird die Netzreserve in den kommenden Jahren volkswirtschaftlich unverhältnismäßig teuer, verhindert die Erreichung der Klimaziele und wird erheblich anwachsen. Zudem wird sie aufgrund des Alters immer unzuverlässiger. 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Ziel ist es, die Sicherheit und Funktionsfähigkeit auch in Krisenlagen zu gewährleisten. Dazu zählen u. a. rechtssichere Regelungen zur Drohnenabwehr, zur Finanzierung von Resilienzmaßnahmen über einen staatlichen Fonds sowie Anpassung  von Transparenz- und Datenschutzvorgaben unter sicherheitspolitischen Aspekten. Zudem fordert der BDEW verbindliche Koodinierungsstrukturen zwischen Bund, Ländern und kommunalen Akteuren sowie eine klare Führungsstruktur in Krisenlagen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Regelung des Zugangs zu Informationen des Bundes","shortTitle":"IFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ifg"},{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"},{"title":"Luftverkehrsgesetz","shortTitle":"LuftVG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftvg"},{"title":"Bundeshaushaltsordnung","shortTitle":"BHO","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bho"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022044","title":"Einführung eines Infrastruktur-Zukunftsgesetzes zur Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt ausdrücklich, dass die Bundesregierung einen erheblichen Schritt zur Vereinfachung und Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren für Infrastrukturvorhaben gehen will. Entscheidend ist, dass die neuen Regelungen des Verwaltungsverfahrensgesetzes in der Praxis auch tatsächlich umgesetzt werden. Außerdem beschränkt sich die angestrebte Vereinheitlichung von Verfahrensregelungen weitgehend auf Verkehrsinfrastruktur und sollte auch in den energiewirtschaftlichen Fachgesetzen verankert werden. Die Regelungen zum Geheimnisschutz bei Kritischen Infrastrukturen sind von hoher Bedeutung und grundsätzlich zu begrüßen - allerdings besteht dringender Handlungsbedarf, entsprechende Schutzregelungen auch für Vorhaben der Energiewirtschaft vorzusehen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022074","title":"Änderungsvorschläge zum Windenergie-auf-See-Gesetz zur Absicherung des Offshore-Ausbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich im Rahmen der geplanten Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes für eine gesetzliche Absicherung des Offshore-Wind-Ausbaus durch indexierte zweiseitige CfDs sowie für Maßnahmen zur Effizienzsteigerung und Marktintegration ein. Der BDEW fordert u.a. die direkte CfD-Vergabe, Regelungen zum Weiterbetrieb von Windparks und Netzanschlüssen über 25 Jahre hinaus sowie die flächenbezogene Zusammenarbeit mit Nachbarstaaten. 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Der BDEW fordert ein einfaches, wettbewerbliches Marktdesign mit Pay-as-cleared-Auktionen, Reliability Option, marktlich indizierter Verfügbarkeitsverpflichtung und klaren Pönalregelungen. Der BDEW spricht sich für die Integration von Flexibilitäten und Speichern, eine sachgerechte Ausgestaltung der Kostenverteilung, einen organisierten Sekundärmarkt sowie die Berücksichtigung bestehender Förderregime, insbesondere des KWKG, bei der Dimensionierung aus.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022563","title":"Änderungsvorschläge zur EPBD-Umsetzung im GEG und Wärmenetzrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praktikable und investitionssichere Umsetzung der EPBD in nationales Recht ein. Der BDEW fordert die Beibehaltung und Vereinfachung der §§ 71 ff. GEG einschließlich der 65-Prozent-EE-Vorgabe, die Einführung pauschaler Primärenergiefaktoren für Wärmenetze, eine technologieoffene Ausgestaltung des Nullemissionsgebäudes sowie Übergangs- und Bestandsschutzregelungen bei der Umstellung der KWK-Allokationsmethode. Der BDEW spricht sich zudem für wirtschaftlich ausgestaltete MEPS-Vorgaben für Nichtwohngebäude und eine unbürokratische Lebenszyklusbilanzierung aus.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023142","title":"Änderungsvorschläge zum Kraftwerksicherheitsgesetz (KWSG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die zügige Verabschiedung eines Kraftwerksicherheitsgesetzes ein. Der BDEW fordert eine Ausgestaltung der Ausschreibungen für gesicherte Kraftwerkskapazitäten, die Investitionssicherheit gewährleistet und einen schnellen Zubau ermöglicht. Der BDEW fordert insbesondere eine stärkere Fokussierung der zweiten Säule des Ausschreibungsdesigns, flexible Übertragungsmöglichkeiten von Ausschreibungsmengen zwischen den Säulen sowie Regelungen zur Reduzierung von Investitionsrisiken. 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Der BDEW setzt sich für eine markt- und systemdienliche Förderung erneuerbarer Energien ein, die Investitionssicherheit gewährleistet, beihilferechtliche Anforderungen erfüllt und einen effizienten Ausbau erneuerbarer Energien ermöglicht. 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Der BDEW fordert insbesondere die Begrenzung neuer Betreiberpflichten auf IED-Anlagen, die Vermeidung zusätzlicher bürokratischer Anforderungen sowie die Nutzung von Spielräumen zur Verfahrensvereinfachung. Zudem fordert der BDEW Anpassungen im BImSchG, WHG, KrWG und UVPG zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren, zur Klarstellung von Begriffsbestimmungen sowie zur praxisgerechten Ausgestaltung von Emissionsanforderungen und Umweltleistungswerten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Gesetz zur Förderung der Kreislaufwirtschaft und Sicherung der umweltverträglichen Bewirtschaftung von Abfällen","shortTitle":"KrWG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/krwg"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023145","title":"Änderungsvorschläge zur Novelle des EEG 2026 und WindSeeG (Fördermechanismen und Ausbaupfade)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Anpassung des EEG und des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Rahmen der Novelle 2026 ein. Der BDEW fordert insbesondere die Einführung eines investitionssicheren und marktdienlichen Fördermechanismus, die Umsetzung der Übererlösabschöpfung ohne übermäßige Komplexität, die Weiterentwicklung der Direktvermarktungspflichten sowie den Erhalt bestehender Ausbaupfade und Ausschreibungsvolumina. Zudem fordert der BDEW den Abbau bürokratischer Anforderungen und praxisgerechte Anpassungen zahlreicher Regelungen im EEG zur Vereinfachung von Genehmigungs-, Abrechnungs- und Marktprozessen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023147","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für KRITIS-Schutz und Versorgungssicherheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Weiterentwicklung des rechtlichen Rahmens zur Stärkung der Resilienz und Sicherheit kritischer Infrastrukturen in der Energie- und Wasserwirtschaft ein. Der BDEW fordert insbesondere Anpassungen im Energiesicherungsrecht, im Wassersicherstellungsrecht sowie in weiteren relevanten Gesetzen zur Verbesserung der Krisen- und Verteidigungsfähigkeit. Dazu gehören die Erweiterung von Eingriffsbefugnissen bei Gefährdungslagen, die Schaffung klarer Regelungen zur Finanzierung und Kostenanerkennung von Resilienzmaßnahmen, Anpassungen bei Sicherheitsüberprüfungen, Datenschutz und Transparenzpflichten sowie rechtssichere Rahmenbedingungen für Kooperationen zwischen Staat, Bundeswehr und Betreibern kritischer Infrastrukturen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023148","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der AVBFernwärmeV, der Kartellrechtlichen Praxis und der WärmeLV statt Einführung neuer Fernwärmeregulierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW lehnt die Einführung eines neuen Regulierungsrahmens für Fernwärmenetze (inkl. Entflechtung/Netzregulierung, Ausschreibungspflichten für Wegerechte und Price-Cap-Ansatz auf Wärmepumpen-Vollkostenbasis) ab, da dies Investitionen, Planungssicherheit und Wärmewende gefährden kann. Der BDEW setzt sich ein für die Weiterentwicklung des bestehenden Rechtsrahmens (insb. AVBFernwärmeV und WärmeLV), Stärkung und ggf. Verpflichtung der Preistransparenz (mit Datenkonsistenz zu anderen Pflichten) sowie die Nutzung/Wirksamkeitsprüfung der Universalschlichtungsstelle des Bundes statt einer neuen Fernwärme-Schlichtungsstelle. Der BDEW fordert, die kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht als zielgenaues Instrument beizubehalten und weiterzuentwickeln. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"},{"title":"Verordnung über die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung für Mietwohnraum","shortTitle":"WärmeLV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/w_rmelv"},{"title":"Bürgerliches Gesetzbuch","shortTitle":"BGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bgb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023149","title":"Einführung eines Wasserstoffgesetzes zur Schaffung eines integrierten Rechtsrahmens für den Markthochlauf","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines eigenständigen Wasserstoffgesetzes ein, das als zentraler Rechtsrahmen für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft dient. Der BDEW fordert die Festlegung klarer Ziele und Begriffsbestimmungen, die Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen für den Ausbau von Wasserstoffinfrastruktur sowie die Einführung von Anreiz-, Förder- und Absicherungsinstrumenten entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Ziel ist die Reduktion von Investitionsrisiken, die Sicherstellung wirtschaftlicher Tragfähigkeit sowie die koordinierte Entwicklung von Erzeugung, Transport, Speicherung und Nachfrage.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023150","title":"Änderungsvorschläge zur Neugestaltung des Rechtsrahmens der Gasversorgungssicherheit nach 2027","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Neugestaltung des Rechtsrahmens zur Gasversorgungssicherheit nach Auslaufen der bestehenden Speicherfüllstandsvorgaben ein. Der BDEW fordert die Einführung eines zielgerichteten Instruments zur Absicherung akuter Notfallsituationen und nicht antizipierbarer Extremereignisse, insbesondere in Form einer strategischen Gasreserve. Der BDEW lehnt die Fortführung starrer gesetzlicher Füllstandsvorgaben ab und fordert eine stärkere Ausrichtung auf marktorientierte Mechanismen mit klar definierten staatlichen Eingriffen als ultima ratio.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023151","title":"Beibehaltung der KWKG-Förderung bei Einführung eines Kapazitätsmechanismus ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines Kapazitätsmechanismus ein und verweist auf die Ergebnisse einer beauftragten Studie, wonach ein technologieoffener Kapazitätsmechanismus grundsätzlich für die Integration von KWK-Anlagen geeignet ist, die bestehende KWKG-Förderung jedoch nicht vollständig ersetzen kann. Der BDEW plädiert daher für die Fortsetzung und Verlängerung der KWK-Förderung.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023152","title":"Änderungsvorschläge zur Reform des Gebäudeenergiegesetzes zum Gebäudemodernisierungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Anpassung des Gebäudeenergiegesetzes im Rahmen der Weiterentwicklung zu einem Gebäudemodernisierungsgesetz ein. Der BDEW fordert insbesondere eine integrierte und verbindliche Infrastrukturplanung, eine systemeffiziente Ausgestaltung der Erfüllungsoptionen sowie bürokratiearme Regelungen für Grüngas- und Biomasseanforderungen. Zudem fordert der BDEW eine kohärente Abstimmung mit der kommunalen Wärmeplanung, eine praktikable Ausgestaltung von Förderinstrumenten sowie klare und verlässliche rechtliche Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen im Wärmemarkt.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023153","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung gesetzlicher Instrumente der Gasversorgungssicherheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens zur Gasversorgungssicherheit ein. Der BDEW fordert die Einführung einer strategischen Gasreserve zur Absicherung akuter Notfallsituationen und nicht antizipierbarer Extremereignisse sowie eine klare Begrenzung staatlicher Markteingriffe auf solche Fälle. Der BDEW lehnt dauerhafte gesetzliche Speicherfüllstandsvorgaben ab und fordert stattdessen marktorientierte Lösungen mit klar definierten Eingriffsmechanismen, verhältnismäßigen Instrumenten und verlässlichen Rahmenbedingungen für den wirtschaftlichen Betrieb von Gasspeichern.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023154","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Klimaschutzarchitektur nach 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Weiterentwicklung der europäischen Klimaschutzarchitektur nach 2030 ein. Der BDEW fordert die Stärkung des Emissionshandels als zentrales Steuerungsinstrument, die Vereinfachung der Zielarchitektur sowie die Begrenzung zusätzlicher sektoraler Einzelvorgaben. Der BDEW setzt sich für eine vollständige und einheitliche Einführung des ETS 2, die Weiterentwicklung des ETS 1 unter Wahrung von Investitionssicherheit sowie für einen wirksamen Carbon-Leakage-Schutz ein. Der BDEW fordert technologieoffene Rahmenbedingungen für Elektrifizierung und klimaverträgliche Moleküle sowie verlässliche regulatorische Voraussetzungen für Wasserstoff, CO2-Management und Flexibilitätsoptionen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023155","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung energiepolitischer Kriseninstrumente und Verzicht auf Markteingriffe","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW lehnt die Wiederholung energiepolitischer Markteingriffe wie Preisbremsen, Übergewinnabschöpfungen oder staatliche Preisdeckel ab. Der BDEW setzt sich für einen marktbasierten Ansatz zur Bewältigung von Energiekrisen ein und fordert, staatliche Entlastungsmaßnahmen zielgenau über direkte Auszahlungsmechanismen auszugestalten. Der BDEW spricht sich gegen die Verstetigung von Kriseninstrumenten wie gemeinsamen Gaseinkaufsplattformen oder Marktinterventionsmechanismen aus und setzt sich stattdessen für strukturelle Maßnahmen zur Stärkung der Versorgungssicherheit ein, insbesondere durch Diversifizierung, Ausbau erneuerbarer Energien, Netzinfrastruktur und Wasserstoffhochlauf.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Sicherung der Energieversorgung","shortTitle":"EnSiG 1975","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ensig_1975"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024122","title":"Beibehaltung der KWKG-Förderung bei Einführung eines Kapazitätsmechanismus ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines Kapazitätsmechanismus ein und verweist auf die Ergebnisse einer beauftragten Studie, wonach ein technologieoffener Kapazitätsmechanismus grundsätzlich für die Integration von KWK-Anlagen geeignet ist, die bestehende KWKG-Förderung jedoch nicht vollständig ersetzen kann. Der BDEW plädiert daher für die Fortsetzung und Verlängerung der KWK-Förderung.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024129","title":"Änderungsvorschläge EnWG und EEG zur Reform der Netzanschlussverfahren 2026","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine grundlegende Reform der Netzanschlussverfahren in EnWG und EEG ein. Der BDEW fordert die Einführung von Qualitäts-, Priorisierungs- und Depriorisierungskriterien anstelle des Windhundprinzips, die Modernisierung und Digitalisierung der Anschlussprozesse sowie mehr Transparenz zu Netzkapazitäten. Der BDEW befürwortet flexible Netzanschlussvereinbarungen bei Engpässen, die Möglichkeit zur Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete durch Verteilnetzbetreiber sowie Regelungen zur besseren Synchronisierung von Netz- und Anlagenzubau einschließlich Baukostenzuschüssen. Zudem setzt sich der BDEW für standardisierte Reservierungs- und Freigaberegeln sowie Erleichterungen für netzneutrale Speicher ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024130","title":"Änderungsvorschläge UVPG zur Vereinfachung klimaschutzrelevanter Vorhaben","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine beschleunigte, praxistaugliche und unionsrechtskonforme Ausgestaltung der Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) für klimaschutzrelevante Änderungsvorhaben ein.\r\nDer BDEW fordert:\r\n- Eine 1:1-Umsetzung europarechtlicher Vorgaben ohne zusätzliche nationale Verschärfung,\r\n- Eine Fokussierung der UVP auf wesentliche projektspezifische Umweltauswirkungen,\r\n- Die Vereinfachung von Verfahren für klimaschutzrelevante Änderungsvorhaben,\r\n- Die Vermeidung von Doppelprüfungen und redundanten Anforderungen,\r\n- Klare, rechtssichere und praktikable Vorgaben.\r\nDer BDEW lehnt ab:\r\n- Zusätzliche bürokratische Anforderungen,\r\n- Regelungen, die zu Verzögerungen oder Rechtsunsicherheiten führen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024131","title":"Änderungsvorschläge EU- und Bundesrecht zur Vereinfachung der Zertifizierung von Gasen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Vereinfachung und Harmonisierung der Zertifizierungssysteme für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase ein. Der BDEW fordert die Einführung eines einheitlichen europäischen Massenbilanzsystems, den Abbau bürokratischer Anforderungen sowie die bessere Vernetzung und Vereinheitlichung von Registern und Nachweissystemen. Der BDEW befürwortet die Schaffung interoperabler Datenbanken, die Vermeidung von Doppelzählungen und Doppelstrukturen sowie klare und praktikable Vorgaben für die Nachweisführung. Zudem fordert der BDEW eine verbesserte Handelbarkeit von Zertifikaten und eine Reduzierung regulatorischer Komplexität zur Stärkung des europäischen Markthochlaufs erneuerbarer und kohlenstoffarmer Gase.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024132","title":"Änderungsvorschläge der Anlagenzusammenfassung für PV-Freiflächenanlagen im EEG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Anpassung der Regelungen zur Anlagenzusammenfassung nach § 24 EEG ein. Ziel ist es, die künstliche Flächenverknappung sowie Investitions- und Förderrisiken zu reduzieren und den PV-Ausbau effizienter zu gestalten. Insbesondere fordert der BDEW den Wegfall der Anlagenverklammerung für PV-Freiflächenanlagen auf privilegierten Flächen entlang von Verkehrswegen sowie die Ausnahme besonderer Solaranlagen (z. B. Agri-PV) von der Zusammenfassungsregel. Dadurch sollen Planungssicherheit erhöht, unnötige Kosten vermieden und der Ausbau erneuerbarer Energien beschleunigt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024133","title":"Änderungsvorschläge WindSeeG und EnWG zur Ermöglichung des Weiterbetriebs von Offshore-Windparks","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Schaffung eines regulatorischen Rahmens ein, der den Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Netzanbindungssystemen über die bisherige Laufzeit hinaus ermöglicht. Der BDEW fordert insbesondere Anpassungen im Windenergie-auf-See-Gesetz, im Energiewirtschaftsgesetz sowie im Regulierungsrahmen, um Planungssicherheit, wirtschaftliche Tragfähigkeit und Investitionsanreize für den Weiterbetrieb sicherzustellen. Der BDEW fordert zudem eine Anpassung des Entschädigungsregimes, die Absicherung der Finanzierung von Netzanbindungssystemen sowie klare und harmonisierte technische Anforderungen für den Weiterbetrieb, um einen koordinierten und volkswirtschaftlich effizienten Betrieb von Anlagen bis zu 35 Jahren zu ermöglichen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024593","title":"Änderungsvorschläge zur Beschleunigung des 110-kV-Hochspannungsnetzausbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für gesetzliche Änderungen zur Beschleunigung des Ausbaus von 110-kV-Hochspannungsnetzen ein. Der BDEW fordert insbesondere Erleichterungen bei Umweltverträglichkeitsprüfungen und naturschutzrechtlichen Kompensationen, eine Ausweitung der Deltaprüfung nach § 43o EnWG, die Flexibilisierung von Planfeststellungsverfahren, die Verkürzung und Vereinfachung von Genehmigungsprozessen sowie beschleunigte Regelungen für Besitzeinweisungen und vorzeitige Baubeginne. 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Der BDEW fordert insbesondere Anpassungen des Windenergie-auf-See-Gesetzes, des Energiewirtschaftsgesetzes und der regulatorischen Vorgaben zur Finanzierung und Entschädigung von Offshore-Netzanbindungssystemen. Zudem setzt sich der BDEW für frühzeitige Festlegungen im Flächenentwicklungsplan, wirtschaftlich tragfähige Weiterbetriebsbedingungen, sachgerechte Entschädigungsregelungen nach § 17e EnWG sowie harmonisierte technische Standards für den Weiterbetrieb von Offshore-Anlagen ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"},{"title":"Verordnung über Sicherheit und Gesundheitsschutz bei der Verwendung von Arbeitsmitteln","shortTitle":"BetrSichV 2015","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/betrsichv_2015"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024609","title":"Einführung kooperativer Sicherheitsnetzwerke für kritische Energie- und Wasserinfrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung kooperativer Sicherheitsnetzwerke zur Stärkung der Resilienz kritischer Energie- und Wasserinfrastrukturen ein. Der BDEW fordert freiwillige regionale Kooperationsstrukturen, ein geschütztes virtuelles Billboard für den überregionalen Austausch von Material, Fachpersonal und Lageinformationen sowie praxistaugliche Mindeststandards. Der BDEW fordert zudem, erhöhte Sicherheits- und Resilienzkosten regulatorisch als nicht beeinflussbare Kosten anzuerkennen und ergänzend über einen Resilienzfonds sowie den Verteidigungsetat zu finanzieren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"},{"title":"Dachgesetz zur Stärkung der physischen Resilienz kritischer Anlagen","shortTitle":"KRITISDachG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kritisdachg"},{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und über die Sicherheit in der Informationstechnik von Einrichtungen","shortTitle":"BSIG 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2025"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024615","title":"Einführung einer strategischen Gasreserve zur Absicherung von Extremereignissen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung einer strategischen Gasreserve zur Absicherung akuter Notfallsituationen und nicht antizipierbarer Extremereignisse ein. Der BDEW fordert einen marktschonenden, regional differenzierten und wettbewerblich ausgestalteten Mechanismus zur Vorhaltung strategischer Gasmengen in Gasspeichern. Zudem setzt sich der BDEW für klare Aktivierungsschwellen, eine Finanzierung aus dem Staatshaushalt, eine organisatorische Einbindung des Marktgebietsverantwortlichen sowie eine regulatorische Ausgestaltung ein, die Marktmechanismen und Preisbildung möglichst wenig beeinträchtigt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Sicherung der Energieversorgung","shortTitle":"EnSiG 1975","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ensig_1975"},{"title":"Verordnung zur Sicherung der Gasversorgung in einer Versorgungskrise","shortTitle":"GasSV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gassv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024685","title":"Einführung eines Regulierungsrahmens für Biomethanregionen und Anpassung der Gasnetzzugangsregulierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für effiziente Netzanschlussregelungen für Biomethananlagen sowie für eine Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze ein. Der BDEW fordert die Einführung einer Methodik zur Ermittlung eines wirtschaftlich effizienten Netzanschlusses für Biomethananlagen sowie die Berücksichtigung regionaler Biomethanpotenziale bei der Erstellung von Netzentwicklungs- und Wasserstoffnetzplanungen. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass bestehende Gasverteilernetze auch zur Integration nachhaltiger Biomethanmengen genutzt werden können und regionale Biometanregionen regulatorisch ermöglicht werden. Zudem fordert der BDEW die Berücksichtigung des Direktverstromungserhalts als wirtschaftliche Alternative im Rahmen regionaler Netzbewertungen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024696","title":"Einführung von Differenzkostenverträgen und Garantieinstrumenten für den Wasserstoffhochlauf","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines Fördermechanismus auf Basis von Differenzkostenverträgen (Contracts for Difference) zur Unterstützung des Wasserstoffmarkthochlaufs ein. Der BDEW fordert die Schließung der Wirtschaftlichkeitslücke zwischen Wasserstoffbereitstellungskosten und Zahlungsbereitschaft der Abnehmer. Zudem setzt sich der BDEW für staatliche Garantieinstrumente zur Absicherung von Infrastruktur-, Kontrahenten- und Investitionsrisiken sowie für verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen, wettbewerbliche Vergabeverfahren und eine langfristige Finanzierung entsprechender Förderinstrumente ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024697","title":"Änderungsvorschläge zum Zweiten Gesetz zur Änderung des Luftsicherheitsgesetzes zur Stärkung des Schutzes kritischer Infrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert im Rahmen des Zweiten Gesetzes zur Änderung des Luftsicherheitsgesetzes eine konsequente Einbeziehung der Energie- und Wasserwirtschaft in die Maßnahmen zur Abwehr von Bedrohungen durch unautorisierte Drohnen. Der BDEW setzt sich für eine Erweiterung der gesetzlichen Grundlagen ein, um Betreiber kritischer Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft wirksam in die Lage zu versetzen, Gefahrenlagen frühzeitig zu erkennen und abzuwehren. Daneben fordert der BDEW Rechtssicherheit bei der Kostenübernahme sowie die Finanzierung von Systemen zur Drohnenabwehr aus dem Verteidigungshaushalt oder einem zukünftigen Resilienzfonds. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Luftsicherheitsgesetz","shortTitle":"LuftSiG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftsig"},{"title":"Luftverkehrsgesetz","shortTitle":"LuftVG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftvg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024698","title":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"21/5440","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert praxisgerechte Änderungen am Entwurf zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets. Der BDEW setzt sich insbesondere für rechtssichere und bürokratiearme Regelungen zur Gas- und Wasserstoffnetzplanung, zur Transformation und Stilllegung von Gasnetzen, zu Netzanschlüssen, Biomethan, Duldungspflichten, Wasserstoffinfrastrukturen, Wasserstoffspeichern, Gas- und Wasserstoffkennzeichnung sowie zur Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Bundesberggesetz","shortTitle":"BBergG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbergg"},{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Gasversorgung in Niederdruck","shortTitle":"NDAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ndav"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024699","title":"Änderungsvorschläge zur Datenschutz-Grundverordnung im Rahmen des Digitalen Omnibus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine innovationsfreundliche und praxisgerechte Weiterentwicklung der Datenschutz-Grundverordnung im Rahmen des Digitalen Omnibus ein. Der BDEW fordert insbesondere die Beibehaltung und Weiterentwicklung der vorgeschlagenen Regelungen zur Pseudonymisierung, zu Meldepflichten bei Datenschutzverletzungen, zum Training und Betrieb von KI-Systemen, zu automatisierten Einzelfallentscheidungen sowie zu missbräuchlichen Auskunftsersuchen. Zudem setzt sich der BDEW für Bürokratieabbau, höhere Rechtssicherheit und eine kohärente Ausgestaltung des europäischen Datenschutz- und Digitalrechts ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bundesdatenschutzgesetz","shortTitle":"BDSG 2018","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bdsg_2018"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024726","title":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle: Einführung eines Prüfauftrags zur PPA-Risikoabsicherung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Verankerung eines gesetzlichen Prüfauftrags im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ein, mit dem die Einführung einer staatlich flankierten Risikoabsicherung für Power Purchase Agreements (PPAs) geprüft und vorbereitet wird. Der BDEW fordert die Entwicklung eines Instruments zur Absicherung von Ausfallrisiken langfristiger Stromlieferverträge, um Finanzierungskosten für Erneuerbare-Energien-Projekte zu senken, den marktbasierten und ungeförderten Ausbau Erneuerbarer Energien zu stärken sowie private Investitionen in Erzeugungsanlagen zu erleichtern. Dabei sollen Erfahrungen aus bestehenden europäischen Modellen berücksichtigt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024727","title":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle 2026 zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für erneuerbare Energien","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für Änderungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ein. Der BDEW fordert die Weiterentwicklung der Förder- und Vermarktungsbedingungen für erneuerbare Energien, Anpassungen bei Ausschreibungen und Direktvermarktung, die Stärkung marktwirtschaftlicher Vermarktungsmodelle einschließlich Power Purchase Agreements (PPA), die Verbesserung der Investitions- und Planungssicherheit für Anlagenbetreiber, Anpassungen bei Netzanschluss- und Beteiligungsregelungen sowie weitere Maßnahmen für einen kosteneffizienten, systemdienlichen und bürokratiearmen Ausbau erneuerbarer Energien. Der BDEW setzt sich zudem für praxistaugliche und beihilferechtskonforme Regelungen zur Sicherstellung der Ausbauziele und der Förderkontinuität ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024771","title":"Änderungsvorschläge zum GAP-Konditionalitäten-Gesetz und GAP-InVeKoS-Gesetz zur Sicherung des Gewässerschutzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die Änderungen des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes nicht zu einer Absenkung von Umwelt-, Boden- und Gewässerschutzstandards führen. Der BDEW fordert die Sicherstellung wirksamer Kontroll- und Vollzugsmechanismen bei den GLÖZ-Standards, eine gewässerschutzgerechte Ausgestaltung der Regelungen zu Dauergrünland und Paludikultur sowie einen verbindlichen und wirksamen Informationsaustausch zwischen den zuständigen Fachbehörden. Vereinfachungen der GAP-Verfahren sollen so ausgestaltet werden, dass der Schutz von Grundwasser, Oberflächengewässern und Trinkwasserressourcen gewährleistet bleibt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Durchführung der im Rahmen der Gemeinsamen Agrarpolitik geltenden Konditionalität","shortTitle":"GAPKondG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gapkondg"},{"title":"Gesetz zur Durchführung des im Rahmen der Gemeinsamen Agrarpolitik einzuführenden Integrierten Verwaltungs- und Kontrollsystems","shortTitle":"GAPInVeKoSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gapinvekosg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024772","title":"Änderungsvorschläge zu Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Weiterentwicklung und Vereinfachung von Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger ein. Der BDEW fordert praktikable, transparente und möglichst einheitliche Anforderungen an Zertifizierungsverfahren, Registersysteme und Herkunftsnachweise. Der BDEW setzt sich für die Anerkennung und Interoperabilität nationaler und internationaler Nachweissysteme sowie für einen diskriminierungsfreien Handel mit zertifizierten Energieträgern ein. Der BDEW fordert regulatorische Rahmenbedingungen, die den Markthochlauf erneuerbarer und klimaneutraler Gase unterstützen und unnötige bürokratische Belastungen vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Ausstellung, Übertragung und Entwertung von Herkunftsnachweisen sowie zur Schaffung von Herkunftsnachweisregistern für Gas, Wärme oder Kälte aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkNRG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hknrg"},{"title":"Durchführungsverordnung über Herkunfts- und Regionalnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkRNDV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hkrndv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024834","title":"Änderungsvorschläge zur Vereinfachung der EU-Finanzmarktregulierung für Energiehandelsunternehmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine verhältnismäßige und praxistaugliche Weiterentwicklung der europäischen Finanzmarktregulierung für Energiehandelsunternehmen ein. Der BDEW fordert den Abbau unnötiger Melde-, Dokumentations- und Nachweispflichten sowie die Vereinfachung regulatorischer Anforderungen in den Verordnungen EMIR, MiFIR und SFTR. Der BDEW setzt sich für rechtssichere Hedging-Regelungen, eine sachgerechte Ausgestaltung von Clearing- und Meldepflichten, die Reduzierung von Berichtspflichten sowie eine stärkere Berücksichtigung der Besonderheiten nichtfinanzieller Energieunternehmen ein. Zudem fordert der BDEW eine kohärente und bürokratiearme Ausgestaltung des europäischen Finanzmarktrechts sowie effizientere Gesetzgebungsverfahren auf EU-Ebene.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Wertpapierhandel","shortTitle":"WpHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wphg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024835","title":"Änderungsvorschläge zur Verankerung von Biomethannetzgebieten im Energiewirtschaftsrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Schaffung eines regulatorischen Rahmens zur Ausweisung von Biomethannetzgebieten ein. Der BDEW fordert die Berücksichtigung von Biomethannetzgebieten in der Gas- und Wasserstoffnetzplanung, um die langfristige Einspeisung von Biomethan sowie Planungs- und Investitionssicherheit für Bestands- und Neuanlagen zu gewährleisten. Der BDEW setzt sich für eine Biomethanstrategie ein, die die nachhaltigen Potenziale von Biomethan berücksichtigt und eine wirtschaftliche Transformation der Gasnetze ermöglicht. Der BDEW lehnt pauschale langfristige Anschluss- und Trennungsvorgaben für Biomethananlagen ab und fordert eine flexible, netzorientierte Ausgestaltung der Regelungen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024837","title":"Änderungsvorschläge zu Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praxistaugliche und möglichst einheitliche Ausgestaltung von Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger ein. Der BDEW fordert die Vereinfachung von Zertifizierungsverfahren, Nachweisführungs- und Registersystemen sowie die Verbesserung der Handelbarkeit von Zertifikaten. Der BDEW setzt sich für transparente, interoperable und international anschlussfähige Nachweisstandards ein, um den Handel mit erneuerbaren und klimaneutralen Energieträgern zu erleichtern. Der BDEW fordert zudem eine sachgerechte Berücksichtigung dieser Anforderungen bei der Ausgestaltung der Grüngasquote sowie weiterer regulatorischer Vorgaben für den Gas- und Wasserstoffmarkt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024884","title":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2024/2881 und zur Neufassung der 39. 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Der BDEW prüft, ob im Gesetzgebungsverfahren rechtliche Klarstellungen oder Einschränkungen erforderlich sind, um eine sachgerechte Anwendung der Regelungen sicherzustellen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Neununddreißigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 39","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_39"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024885","title":"Änderungsvorschläge zum EEG 2027 für einen planbaren, kosteneffizienten und netzverträglichen Ausbau erneuerbarer Energien","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor (EEG-Novelle)","publicationDate":"2026-07-18","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260718-refentwurf-eeg-novelle.pdf?__blob=publicationFile&v=8","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/2026/20260718-eeg-novelle.html"}]},"description":"Der BDEW setzt sich für eine Ausgestaltung des EEG 2027 ein, die einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien ermöglicht. Der BDEW fordert die Einführung eines zusätzlichen Ausschreibungsvolumens von 12 GW für Windenergie an Land. Zudem setzt sich der BDEW für eine möglichst einfache und praktikable Ausgestaltung der Übererlösabschöpfung ein, bei der die Marktprämie auch negative Werte annehmen kann. Der BDEW fordert darüber hinaus, die Pflicht zum Einbau intelligenter Messsysteme weiterhin erst ab einer installierten Leistung von 7 kW vorzusehen und eine Absenkung auf 2 kW zu vermeiden. Ziel ist ein regulatorischer Rahmen, der den Ausbau erneuerbarer Energien effizient unterstützt und die Systemintegration stärkt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024886","title":"Änderungsvorschläge zu Schutzmaßnahmen für kornorientierten Elektrostahl (GOES) zur Sicherung der Transformatorenversorgung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Ausgestaltung von Schutzmaßnahmen für kornorientierten Elektrostahl (GOES) ein, die die Versorgung der europäischen und deutschen Transformatorenhersteller mit ausreichenden Mengen und Qualitäten sicherstellt. Der BDEW fordert, bei handelspolitischen Schutzmaßnahmen die Auswirkungen auf die gesamte Wertschöpfungskette und die Transformation des Energiesystems zu berücksichtigen. Maßnahmen zur Stärkung der europäischen Stahlindustrie sollen nicht zu Versorgungsengpässen oder zusätzlichen Belastungen beim Ausbau und der Modernisierung der Energieinfrastruktur führen. 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Der BDEW setzt sich für reduzierte Berichts- und Informationspflichten sowie für die Berücksichtigung der besonderen Anforderungen kritischer Infrastrukturen ein. Zudem fordert der BDEW konsistente Regelungen zwischen EED und EPBD sowie den Abbau rechtlicher Hemmnisse für Energiedienstleistungen und Energiemanagementsysteme.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Steigerung der Energieeffizienz in Deutschland","shortTitle":"EnEfG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enefg"},{"title":"Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen","shortTitle":"EDL-G","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/edl-g"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025073","title":"Einführung von Differenzverträgen zur Förderung des Wasserstoffmarkthochlaufs","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für einen verlässlichen Förderrahmen zur Absicherung von Investitionen entlang der Wasserstoffwertschöpfungskette ein. Der BDEW fordert die Einführung von Differenzverträgen (Contracts for Difference), um Preis- und Marktrisiken zu reduzieren und Investitionssicherheit für Erzeuger und Abnehmer von erneuerbarem sowie kohlenstoffarmem Wasserstoff zu schaffen. Zudem fordert der BDEW eine praxistaugliche, technologieoffene und wettbewerbliche Ausgestaltung der Förderinstrumente sowie transparente Rahmenbedingungen für Preisbildung und Finanzierung von Wasserstoffprojekten, um den Markthochlauf zu beschleunigen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur planungs- und genehmigungsrechtlichen Beschleunigung von Erzeugung, Speicherung, Import und Transport von Wasserstoff","shortTitle":"WasserstoffBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wasserstoffbg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025109","title":"Unterstützung der Novelle des Elektromobilitätsgesetzes zur Förderung der Elektromobilität","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Novelle des Elektromobilitätsgesetzes und setzt sich für eine zügige Umsetzung der vorgesehenen Regelungen ein. Der BDEW begrüßt insbesondere die Einbeziehung elektrisch betriebener Busse und Nutzfahrzeuge in die Privilegierungstatbestände. Zudem setzt sich der BDEW für praxistaugliche und einheitliche Regelungen zur straßenverkehrsrechtlichen Bevorrechtigung elektrisch betriebener Fahrzeuge ein, um den Hochlauf der Elektromobilität zu beschleunigen und Investitionssicherheit für Betreiber von Ladeinfrastruktur und Fahrzeugflotten zu stärken.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Bevorrechtigung der Verwendung elektrisch betriebener Fahrzeuge","shortTitle":"EmoG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/emog"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025110","title":"Änderungsvorschläge zum EU-Umweltomnibus für Industrieemissionsrichtlinie und MCPD","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die von der Europäischen Kommission vorgeschlagenen Vereinfachungen im Rahmen des EU-Umweltomnibus. Der BDEW setzt sich für eine praxisgerechte und investitionsfreundliche Weiterentwicklung der Industrieemissionsrichtlinie, der Richtlinie über mittelgroße Feuerungsanlagen sowie der Verordnung über das Industrieemissionsportal ein. Der BDEW fordert insbesondere den Abbau unnötiger Berichts-, Überwachungs- und Genehmigungspflichten, die Berücksichtigung der Besonderheiten von Wasserstoffanlagen, den Schutz sicherheitsrelevanter Informationen kritischer Infrastrukturen sowie verhältnismäßige Emissionsanforderungen. Ziel ist eine rechtssichere, technologieoffene und bürokratiearme Ausgestaltung des europäischen Umweltrechts.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025111","title":"Änderungsvorschläge zur BauGB-Novelle aus Sicht der Energiewirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine planungsrechtliche Stärkung der Energieinfrastruktur im Rahmen der BauGB-Novelle ein. Der BDEW fordert konkret die Privilegierung von Elektrolyseuren und Wasserstoffanlagen im Außenbereich, Nachbesserungen bei der Privilegierung von Batteriespeichern und eine Stärkung der Repowering Regelung für die Windenergie an Land sowie weitere Einzelregelungen zur Stärkung des Planungsrechts bei Energie-Infrastruktur-Vorhaben. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025174","title":"Weiterentwicklung des EU-Rechtsrahmens für erneuerbare Energien nach 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für einen investitionsfreundlichen EU-Rechtsrahmen für erneuerbare Energien nach 2030 ein. Er fordert verbesserte Rahmenbedingungen für den beschleunigten Ausbau erneuerbarer Energien und deren effiziente Integration in das Energiesystem. Der BDEW fordert ein verbindliches EU-weites Ausbauziel für erneuerbare Energien sowie geeignete Rahmenbedingungen zur Stärkung von Versorgungssicherheit, Resilienz und strategischer Souveränität Europas. Zudem setzt sich der BDEW für Regelungen zur Hebung von Flexibilitätspotenzialen für mehr Elektrifizierung und zum Einsatz klimaverträglicher Moleküle ein und fordert den Abbau übermäßiger Detailvorgaben und Unterziele.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025282","title":"Änderungsvorschläge zum Bundeswehr-Infrastrukturbeschleunigungsgesetz zur Sicherung der öffentlichen Wasserversorgung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Beschleunigung verteidigungsrelevanter Infrastrukturvorhaben. Der BDEW fordert zugleich die Beibehaltung eines wirksamen vorsorgenden Trinkwasserschutzes, die angemessene Berücksichtigung der Belange der öffentlichen Wasserversorgung bei der Ausweisung von Wasserschutzgebieten sowie eine verursachungsgerechte Kostentragung durch den Bund. Zudem setzt sich der BDEW für den Schutz kritischer Wasserinfrastrukturen und für eine sachgerechte Ausgestaltung der vorgesehenen Änderungen im Wasserhaushaltsgesetz, im Landesbeschaffungsgesetz und in der Trinkwasserverordnung ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Verordnung über die Qualität von Wasser für den menschlichen Gebrauch","shortTitle":"TrinkwV 2023","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/trinkwv_2023"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"},{"code":"FOI_LAW_PUBLIC","de":"Öffentliches Recht","en":"Public law"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025754","title":"Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens für den Systembetrieb ab 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praxistaugliche und systemdienliche Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens für den Systembetrieb ab 2030 ein. 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","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026928","title":"Änderungsvorschläge zur Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren im Stromsystem","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren für mehr Flexibilität im Stromsystem und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit","customDate":"2026-06-23","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der BDEW setzt sich für Änderungen am Gesetz zur Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren für mehr Flexibilität im Stromsystem und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit ein. Das Regelungsvorhaben betrifft Beschleunigungsmaßnahmen für Kraftwerke und Stromspeicher (mit Zuschlag nach dem StromVKG), Pumpspeicherkraftwerke und Herstellung/Transport von Konverterplattformen in Hafengebieten für den Offshore-Ausbau.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026952","title":"Änderungsvorschläge zur Verordnung über Jahresemissionsmengen nach dem Bundes-Klimaschutzgesetz für 2031 bis 2040","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine sachgerechte Ausgestaltung der Verordnung zur Festlegung der Jahresemissionsmengen für die Jahre 2031 bis 2040 ein. 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Der BDEW fordert eine konsistente Ausgestaltung der sektoralen Jahresemissionsmengen unter Berücksichtigung aktueller Projektionsdaten, des Klimaschutzprogramms 2026 sowie der europäischen Klimaschutzvorgaben einschließlich der Anrechnung technischer und natürlicher Kohlenstoffsenken und internationaler Gutschriften.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026953","title":"Änderungsvorschläge zu Festlegungen der Bundesnetzagentur zum Redispatch nach § 14 EnWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine sachgerechte Ausgestaltung der Festlegungen der Bundesnetzagentur zum finanziellen Ausgleich, zum Aufwendungsersatz sowie zu den Bewirtschaftungsmethoden im Redispatch ein. Der BDEW fordert praktikable, rechtssichere und verursachungsgerechte Regelungen für Netzbetreiber und weitere betroffene Marktteilnehmer. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die regulatorischen Vorgaben einen effizienten Redispatch ermöglichen, die Versorgungssicherheit unterstützen und unnötige administrative sowie wirtschaftliche Belastungen vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026954","title":"Beibehaltung freiwilliger Leistungsvergleiche in der Wasserwirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Beibehaltung freiwilliger und vertraulicher Leistungsvergleiche in der Wasserwirtschaft ein. Benchmarking soll weiterhin als zentrales Instrument der eigenverantwortlichen Modernisierung, Effizienzsteigerung und Qualitätssicherung der Trinkwasserversorgung und Abwasserentsorgung genutzt werden. Der BDEW lehnt verpflichtende Benchmarking-Vorgaben und eine sektorspezifische Regulierung der Wasserwirtschaft ab und fordert, die bewährte Selbstverpflichtung der Branche fortzuführen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026955","title":"Änderungsvorschläge zu wasserwirtschaftlichen Regelungen auf Bundes- und EU-Ebene","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für praxistaugliche, rechtssichere und effiziente Regelungen für die Wasserwirtschaft ein. Er fordert eine sachgerechte Umsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie, wirksame Beschleunigung von Wasserrechtsverfahren und Infrastrukturprojekten, den Schutz der öffentlichen Wasserversorgung, verursachergerechte Regelungen zu PFAS und Nitrat sowie den Erhalt eines hohen Gewässerschutzniveaus. Der BDEW setzt sich zudem für verhältnismäßige Vorgaben zu Resilienz, Cybersicherheit, Nachhaltigkeitsberichterstattung und Wärmenutzung aus Abwasser ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Gesetz über Abgaben für das Einleiten von Abwasser in Gewässer","shortTitle":"AbwAG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/abwag"},{"title":"Düngegesetz","shortTitle":"DüngG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/d_ngg"},{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und über die Sicherheit in der Informationstechnik von Einrichtungen","shortTitle":"BSIG 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2025"},{"title":"Verordnung über die Anwendung von Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen, Kultursubstraten und Pflanzenhilfsmitteln nach den Grundsätzen der guten fachlichen Praxis beim Düngen","shortTitle":"DüV 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/d_v_2017"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_LAW_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Recht\"","en":"Other in the field of \"Law\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_LAW_PUBLIC","de":"Öffentliches Recht","en":"Public law"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026971","title":"Änderungsvorschläge zur 12. GWB-Novelle und Beendigung der Sonderregelung des § 29 GWB","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praxisgerechte Ausgestaltung der 12. GWB-Novelle ein. Er unterstützt die Digitalisierung, Vereinfachung und Beschleunigung kartellrechtlicher Verfahren. Der BDEW fordert, von einer erneuten Verlängerung des § 29 GWB abzusehen und die sektorspezifische Missbrauchsaufsicht für die Energiewirtschaft zu beenden. Er setzt sich für die Rückkehr zu einem einheitlichen Kartellrecht auf Grundlage der allgemeinen Vorschriften des GWB ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen","shortTitle":"GWB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gwb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_LAW_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Recht\"","en":"Other in the field of \"Law\""},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026972","title":"Änderungsvorschläge zum Bundeshaushalt 2027, KTF und Sondervermögen Infrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine investive Ausrichtung des Bundeshaushalts 2027, des Klima- und Transformationsfonds und des Sondervermögens Infrastruktur. Entlastungsmaßnahmen sollen aus dem Kernhaushalt finanziert werden. Der BDEW setzt sich für zusätzliche Mittel für den Wasserstoffhochlauf, Offshore-Windenergie, systemdienliche Elektrolyse und Wasserstoffspeicher ein. Er fordert eine verlässliche Finanzierung der Bundesförderung effiziente Wärmenetze aus dem Kernhaushalt sowie die Unterlegung des Strompreisentlastungsrechts mit Haushaltsmitteln.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Feststellung des Bundeshaushaltsplans für das Haushaltsjahr 2026","shortTitle":"HG 2026","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hg_2026"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027003","title":"Änderungsvorschläge zur EU-Verordnung 2019/943 zu Netzentgelten und Smart Grids","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Änderungen des Entwurfs zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/943. Er lehnt verbindliche EU-weite Smart-Meter-Ausbauquoten ab und fordert die Beibehaltung nationaler, kostenorientierter Rolloutmodelle. Der BDEW setzt sich für nationale Gestaltungsspielräume bei Netzentgelten, kapazitätsbasierte Entgeltbestandteile, technologieoffene und schrittweise zeitvariable Netzentgelte sowie den Schutz bestehender Investitionen ein. Delegierte Rechtsakte und Durchführungsrechtsakte der EU-Kommission sollen auf klar abgegrenzte technische Fragen beschränkt werden. Zudem fordert der BDEW angemessene Umsetzungsfristen und die Beibehaltung nationaler Regelungsmöglichkeiten bei Energieabgaben.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027009","title":"Änderungsvorschläge zum EU Grids Package für Energieinfrastruktur und Netzausbau","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Änderungen am EU Grids Package, um Netzplanung, Netzanschluss, Finanzierung und Genehmigung von Strom-, Gas- und Wasserstoffinfrastruktur praxistauglich auszugestalten. Der BDEW setzt sich für konsistente Genehmigungsfristen, wirksame Genehmigungsfiktionen, Erleichterungen bei Umweltprüfungen und Ersatzneubauten sowie einheitliche digitale Verfahren ein. Er fordert nationale Gestaltungsspielräume, eine sachgerechte Einbindung der Netzbetreiber, weniger Bürokratie bei PCI- und PMI-Verfahren sowie investitionsgerechte Regelungen für Netzausbau und Wasserstoffinfrastruktur.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027140","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetz zur Stärkung der Natürlichen Infrastruktur, NatInfG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Änderungen am Gesetz zur Stärkung der Natürlichen Infrastruktur und zur Fortentwicklung der naturschutzrechtlichen Eingriffsregelung. Der BDEW setzt sich für eine Anpassung der Regelungen zum überragenden öffentlichen Interesse und der Natürlichen Infrastruktur, die Streichung der vorgesehenen Malus-Regelungen sowie für praktikable Vorgaben zur Realkompensation bei Turm- und Mastbauten ein. Zudem fordert der BDEW rechtssichere Sonderregelungen für Energieleitungen und eine praxistaugliche Ausgestaltung der Regelungen zu Naturgutschriften.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027155","title":"Änderungsvorschläge zur umsatzsteuerlichen Behandlung von Emissions-, Gas- und Elektrizitätszertifikaten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine rechtssichere und praxistaugliche Ausgestaltung der umsatzsteuerlichen Behandlung von Emissions-, Gas- und Elektrizitätszertifikaten sowie weiteren handelbaren Nachweisinstrumenten ein. Der BDEW fordert insbesondere eine Erweiterung und Klarstellung des Anwendungsbereichs des Reverse-Charge-Verfahrens nach § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG, die ausdrückliche Einbeziehung von Emissionszertifikaten des EU ETS 2 sowie weiterer Zertifikate und Nachweisinstrumente, die Übernahme gesetzlicher Vereinfachungsregelungen in den Umsatzsteuer-Anwendungserlass, Übergangs- und Nichtbeanstandungsregelungen sowie eine rechtzeitige und unionsrechtskonforme Fortführung der umsatzsteuerlichen Sonderregelungen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Umsatzsteuergesetz","shortTitle":"UStG 1980","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ustg_1980"},{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2025"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027210","title":"Einführung einer erbschaftsteuerlichen Begünstigung für PV-Freiflächenanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Änderung des Bewertungsgesetzes und gegebenenfalls des Erbschaftsteuer- und Schenkungsteuergesetzes, damit landwirtschaftliche Flächen bei einer zeitlich befristeten Nutzung für PV-Freiflächenanlagen nicht vollständig ihre erbschaftsteuerliche Begünstigung verlieren. Der BDEW setzt sich vorrangig für die weitere Zuordnung zum land- und forstwirtschaftlichen Vermögen ein. Hilfsweise fordert er einen eigenständigen Begünstigungstatbestand, einen pauschalen Bewertungsabschlag, einen Freibetrag oder eine anteilige Bewertung als Grundvermögen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bewertungsgesetz","shortTitle":"BewG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bewg"},{"title":"Erbschaftsteuer- und Schenkungsteuergesetz","shortTitle":"ErbStG 1974","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/erbstg_1974"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027282","title":"Änderungsvorschläge zu § 3a CO2KostAufG zur Biogaskostenaufteilung","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gebäudeenergiegesetzes, zur Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften im Wärmebereich","printingNumber":"21/6278","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/062/2106278.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-geb%C3%A4udeenergiegesetzes-zur-%C3%A4nderung-des-geb%C3%A4ude-elektromobilit%C3%A4tsinfrastruktur/334923","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"},{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Änderung des § 3a CO2KostAufG ein. Die Verpflichtung zur Ausweisung individueller Biogas-Beschaffungskosten soll entfallen. Stattdessen fordert der BDEW eine praxistaugliche, bürokratiearme und rechtssichere Regelung, die Geschäftsgeheimnisse schützt, unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand vermeidet und einen einheitlich ermittelten Durchschnittspreis für Biogaszertifikate als Grundlage der Kostenaufteilung ermöglicht. Zudem setzt sich der BDEW dafür ein, Detailregelungen auf Verordnungsebene auszugestalten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Aufteilung der Kohlendioxidkosten","shortTitle":"CO2KostAufG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/co2kostaufg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027314","title":"Änderungsvorschläge zur MsbG-Novelle zur Einführung eines Smart Meter Light","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praxistaugliche, wirtschaftliche und rechtssichere Ausgestaltung der MsbG-Novelle hinsichtlich einer potenziellen Einführung eines sogenannten Smart Meter Light ein. Der BDEW fordert insbesondere eine eindeutige Abgrenzung zum intelligenten Messsystem sowie klare gesetzliche Anforderungen an den Anwendungsbereich, die Funktionalitäten und die Umsetzbarkeit. Ziel ist eine kosteneffiziente, sichere und praktikable Umsetzung des politisch vorgesehenen Smart Meter Light unter Wahrung der System- und Investitionssicherheit.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027447","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetz und zur Verordnung für einen modernen Umweltschutz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxistaugliche und rechtssichere Ausgestaltung des Gesetzes und der Verordnung zur Stärkung eines modernen, digitalen und wirksamen Umweltschutzes. Der BDEW lehnt Eingriffe in die Preisbildungsautonomie bei Wasser- und Abwasserentgelten sowie Regelungen ab, die Verfahren verzögern oder neue Rechtsunsicherheiten schaffen. Er setzt sich für verbindliche Verfahrensfristen, eine stärkere Digitalisierung, begrenzte Öffentlichkeitsbeteiligung, erleichtertes Nachreichen von Unterlagen und vereinfachte wasserrechtliche Genehmigungsverfahren ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über ergänzende Vorschriften zu Rechtsbehelfen in Umweltangelegenheiten nach der EG-Richtlinie 2003/35/EG","shortTitle":"UmwRG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/umwrg"},{"title":"Verwaltungsverfahrensgesetz","shortTitle":"VwVfG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vwvfg"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_LAW_PUBLIC","de":"Öffentliches Recht","en":"Public law"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027828","title":"Umsetzung einer möglichen Grüngasquote - Aspekte aus Handels- und Vertriebssicht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praktikable und umsetzbare Ausgestaltung einer möglichen Grüngasquote im Gebäudebestand ein. Dabei fordert der BDEW einfache und bürokratiearme Regelungen, die bestehende Instrumente berücksichtigen sowie Anforderungen an Zertifizierung, Nachweisführung, Register, Handelbarkeit und Gaskennzeichnung sachgerecht ausgestalten und den Wasserstoffhochlauf nicht gefährden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027998","title":"Änderungsvorschläge an WPG und EnWG auf Bundesebene zur integrierten Energieinfrastrukturplanung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, die gesetzlichen Planungsprozesse für die kommunale Wärmeplanung und die Entwicklung der Strom-, Gas-, Wasserstoff-, Wärme- und Kältenetze besser aufeinander abzustimmen. Der BDEW setzt sich für klare und praxistaugliche Regelungen zur Zusammenarbeit der Energieinfrastrukturbetreiber untereinander und mit den Kommunen ein. Der BDEW fordert zudem einen bedarfsgerechten Datenaustausch zwischen Kommunen und Energieinfrastrukturbetreibern sowie eine bessere Abstimmung benachbarter Kommunen. Die rechtlichen Rahmenbedingungen sollen eine integrierte Energieinfrastrukturplanung ermöglichen, ohne zusätzliche Bürokratie zu schaffen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028002","title":"Änderungsvorschläge zum TKG-Änderungsgesetz 2026 für Glasfaserausbau und Investitionsschutz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine investitions- und wettbewerbsfreundliche Ausgestaltung des TKG-Änderungsgesetzes 2026. Er setzt sich für eine diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration mit transparenten Migrationsplänen und objektiven Abschaltkriterien ein. Der BDEW fordert eine grundlegende Überarbeitung der §§ 22a und 22b TKG-E, um zusätzliche Zugangs- und Entgeltregulierung zu begrenzen, freiwillige Open-Access-Modelle zu schützen und die wirtschaftliche Tragfähigkeit von Glasfaserinvestitionen zu sichern. Zudem fordert der BDEW, sicherheitssensible Infrastruktur- und Geodaten von zentralen Übermittlungs- und Speicherpflichten im Gigabit-Grundbuch auszunehmen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028066","title":"Änderungsvorschläge zur Neufassung des EU-Netzkodex für Stromerzeugungsanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Änderungen am Network Code on Requirements for Generators. Insbesondere sollen die Kriterien für eine wesentliche Modernisierung bestehender Stromerzeugungsanlagen präzisiert und routinemäßige Instandhaltungs- und Ersatzmaßnahmen ausgenommen werden. Neue Anforderungen sollen bei Bestandsanlagen nur auf tatsächlich modernisierte Teile angewendet werden. Der BDEW fordert zudem, Kosten-Nutzen-Analysen zur Einbeziehung von Bestandsanlagen nicht verpflichtend vorzuschreiben, Ausnahmemöglichkeiten für Netzbetreiber beizubehalten und vor Geltung des bisherigen Netzkodex angeschlossene Bestandsanlagen weiterhin auszunehmen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028067","title":"Beibehaltung von Anhang B der EU-Verordnung 838/2010 zu Übertragungsnetzentgelten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Beibehaltung von Anhang B der Verordnung (EU) Nr. 838/2010. Die dort festgelegten Vorgaben zu den von Stromerzeugern zu tragenden Übertragungsnetzentgelten sollen nicht aufgehoben werden, solange keine tragfähige alternative Regelung besteht. Der BDEW setzt sich dafür ein, die bestehenden Vorgaben zur Begrenzung der Erzeugernetzentgelte beizubehalten, um Wettbewerbsverzerrungen zwischen Erzeugungsanlagen in benachbarten Märkten zu vermeiden und den grenzüberschreitenden Stromhandel nicht zu beeinträchtigen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028103","title":"Änderungsvorschläge zu Strompreisen, Strommarktdesign und Netzentgelten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für ein kosteneffizientes Strommarktdesign und wettbewerbsfähige Strompreise ein. Der BDEW fordert die Beibehaltung der einheitlichen deutschen Stromgebotszone und lehnt deren Aufteilung ab. Bei der Netzentgeltreform fordert der BDEW eine einfache und kostenreflexive Systematik mit einem Kapazitätspreis als zentralem Baustein. Einspeiseentgelte und volldynamische Arbeitspreise lehnt der BDEW ab und setzt sich stattdessen für zeitvariable Netzentgelte und netzdienliche Flexibilitätsanreize ein. Ein Industriestrompreis soll allenfalls zielgenau und variabel ausgestaltet werden. Zudem fordert der BDEW die Senkung der Stromsteuer für alle Verbrauchsgruppen auf das europäische Mindestmaß.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028199","title":"Änderungsvorschläge zum Wärmenetzgesetz und zu begleitenden Fernwärmeregelungen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für Änderungen am Wärmenetzpaket ein. Er fordert die Verstetigung und Erhöhung der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze sowie rechtssichere Möglichkeiten zur Anpassung von Basispreisen und Preisänderungsklauseln. Der BDEW spricht sich für eine verpflichtende, praxistaugliche Preistransparenzplattform aus und lehnt Doppelregulierung bei der Preisaufsicht ab. Er lehnt eine branchenspezifische Verbraucherschlichtung ab, weil der Aufwand dafür den Nutzen deutlich übersteigen würde und fordert praxistaugliche Änderungen der AVBFernwärmeV und WärmeLV. Zudem setzt sich der BDEW für eine zügige Novelle und langfristige Ausgestaltung des KWKG ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"},{"title":"Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte","shortTitle":"FFVAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ffvav"},{"title":"Verordnung über die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung für Mietwohnraum","shortTitle":"WärmeLV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/w_rmelv"},{"title":"Bürgerliches Gesetzbuch","shortTitle":"BGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bgb"},{"title":"Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen","shortTitle":"GWB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gwb"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028200","title":"Änderungsvorschläge zur Reform des EU-Emissionshandelssystems ETS 1","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine verlässliche und wirtschaftlich tragfähige Reform des ETS 1 ein. Er fordert ein langfristig wirksames CO2-Preissignal und einen robusten Minderungspfad. Internationale Gutschriften und dauerhafte Kohlenstoffentnahmen sollen nur mit geeigneten Korrekturmechanismen berücksichtigt werden. Der BDEW fordert zudem praxistaugliche Regelungen zur kostenlosen Zuteilung und zu Benchmarks sowie eine angemessene Berücksichtigung der Fernwärme. Bei der Einbeziehung der Abfallverbrennung fordert der BDEW sachgerechte Schwellenwerte. Die Marktstabilitätsreserve soll regelbasiert ausgestaltet werden und ausreichende Marktliquidität gewährleisten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028206","title":"Änderungsvorschläge für Netzanschlussverfahren lastseitiger Anlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praxistaugliche und effiziente Ausgestaltung der Netzanschlussverfahren für lastseitige Anlagen ein. Der BDEW fordert insbesondere sachgerechte und transparente Kriterien für die Bearbeitung und Priorisierung von Netzanschlussbegehren. Zudem setzt sich der BDEW für die Weiterentwicklung des Rechtsrahmens ein, um Netzanschlussverfahren insbesondere für Elektrolyseure, Anlagen der Elektromobilität, Batteriespeicher zu beschleunigen und effiziente Prozesse zur Integration von Verbrauchsanlagen in die Verteilnetze zu ermöglichen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028355","title":"Änderung des § 46a EnWG zur Datenherausgabe in Konzessionsverfahren","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"21/5440","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Änderung des § 46a EnWG ein. Der bisherige Nutzungsberechtigte soll die für ein Konzessionsverfahren erforderlichen Netzdaten nicht anlasslos vor Ablauf des Konzessionsvertrags bereitstellen müssen. Die Datenherausgabe an die Kommune soll erst erfolgen müssen, wenn es im Konzessionsverfahren tatsächlich weitere Mitbewerber gibt, die die Daten benötigen. Damit sollen insbesondere unnötige Datenerhebungs- und Bereitstellungsaufwände in Verfahren ohne weiteren Bewerber vermieden werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":185,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0006402","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungen in der GasNZV u.a. zur Biomethaneinspeisung in Gasnetze (GasNZV u.a.) zur Förderung gesamtwirtschaftlicher Effizienz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1f/21/315266/Stellungnahme-Gutachten-SG2403220004.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Diskussionspapier\r\nWeiterentwicklung der Bio-methaneinspeisung in Gas-netze\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\n1 Ausgangssituation ..................................................................................... 3\r\n1.1 Biomethaneinspeisung im Kontext der Energiewende ......................... 4\r\n1.2 Aufwand und Ressourceneinsatz .......................................................... 5\r\n1.3 Verfügbarkeit des Netzanschlusses ....................................................... 5\r\n1.4 Kapitalbindung bei Netzbetreibern ....................................................... 5\r\n1.5 Steigende Letztverbraucherpreise ........................................................ 6\r\n2 Vorschläge zur Weiterentwicklung ............................................................. 7\r\n2.1 Planungen verknüpfen - Netzcluster/Vorranggebiete ausweisen ........ 7\r\n2.2 Wirtschaftlichkeitskriterien und Variantenvergleich ............................ 9\r\n2.3 Mindestverfügbarkeit weiterentwickeln ............................................. 10\r\n2.4 Stärkere Lenkungswirkung im Rahmen der Kostenteilung ................. 10\r\n2.5 Zusammenschluss von Kleinstanlagen ................................................ 11\r\n2.6 Fortführung der Vor-Ort-Verstromung ............................................... 12\r\n2.7 Transformation mit Förderprogrammen flankieren ........................... 12\r\n2.8 Erfordernis von Übergangsregelungen ............................................... 12\r\n2.9 Gasbeschaffenheit ............................................................................... 13\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Ausgangssituation\r\nBiogas und Biomethan sind erneuerbare Energieträger, die im Gegensatz zu Windkraft und Sonnenenergie auch bei Flauten und bedecktem Himmel verfügbar sind. Sie sind unter Beach-tung der Gasbeschaffenheit grundsätzlich speicherbar und damit saisonal und flexibel einsetz-bar und somit ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klimaschutzziele zu erreichen. Unter anderem stellt Biomethan heute schon eine Möglichkeit zur Defossilisie-rung der Gasversorgung dar. Auf diese Weise bildet Biomethan ein wichtiges Instrument zur zeitlichen und örtlichen Verschiebung bzw. Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch.\r\nGleichwohl stellen sich im Rahmen der Transformation der Gasnetze aktuell eine Reihe drin-gender Herausforderungen. Diese werden durch einen starken Anstieg bei der Biogaseinspei-sung forciert: Spätestens bis zum Jahr 2030 werden in Deutschland ca. 50 % aller derzeit be-triebenen Biogasanlagen aus der EEG-Förderung fallen. Anlagenbetreibern bieten sich dabei hauptsächlich drei Handlungsoptionen:\r\n• Flexibilisierung der Stromeinspeisung\r\n• Einspeisung von Biomethan in Gasnetze\r\n• Einstellung des Betriebs\r\nEine nicht unerhebliche Anzahl an Biogas-Anlagenbetreibern wird die Erzeugung von Biome-than und Einspeisung in das Erdgasnetz als Handlungsoption intensiv prüfen. Schon heute ist eine erhebliche Zunahme an Anschlussbegehren entsprechender Anlagen zu verzeichnen. Das Umweltbundesamt schätzt, dass 400 bis 1.300 Post-EEG-Anlagen in die Biomethanerzeu-gung wechseln könnten (Stand 2020). Aktuelle Entwicklungen - z.B. RePowerEU, „10 Punkte für eine Beschleunigung der Biomethaneinspeisung“ des BDEW, das EEG sowie das GEG - und die zukünftige Nachfrage nach grünen Gasen deuten darauf hin, dass die Zahl der ans Gasnetz anzuschließenden Biomethananlagen noch höher ausfallen könnte. Diese Zunahme an An-schlussbegehren und die weitgehende rechtliche Verpflichtung zum Anschluss treten in ein Spannungsverhältnis mit der Transformation der Gasnetze, die je nach Planungen vor Ort nicht auf einen Ausbau mit Blick auf Biomethan, sondern auf eine Umstellung auf Wasserstoff oder sogar eine langfristige Stilllegung ausgerichtet ist.\r\nDarüber hinaus setzt auch die derzeitige Kostenteilungsregelung keine ausreichenden Anreize für eine gesamtwirtschaftlich effiziente Betriebsweise oder Optimierung der Biomethanein-speisung. Die Herstellung und der Betrieb des für die Einspeisung von Biomethan in das Erd-gasnetz notwendigen Netzanschlusses ist Aufgabe des Netzbetreibers. Die Kostentragung für den Netzanschluss ist in § 33 Abs. 1 GasNZV geregelt. Danach trägt der Anschlussnehmer grundsätzlich 25 % der Kosten des gesamten Netzanschlusses (ohne die Kapazitätserweiterun-gen z.B. die Rückspeisungen von Netzen niedriger Druckstufen in höhere Druckstufen) und\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\n75 % der Netzbetreiber unter der Voraussetzung einer Netzlänge größer als 1 km und kleiner als 10 km. Bei Anschlüssen von bis zu 1 km Netzlänge sind die Kosten für den Anschlussneh-mer auf 250.000 Euro begrenzt, bei Anschlüssen von mehr als 1 km Netzlänge entfällt der Kos-tendeckel (nach Auffassung der BNetzA auch für den ersten Kilometer). Über 10 km Netzlänge hat der Anschlussnehmer die Mehrkosten zu tragen. Insbesondere in Verteilernetzen mit sai-sonal niedriger Gasnachfrage („warme Sommerflaute”) ist eine ganzjährige Einspeisung regel-mäßig nur durch eine technisch aufwändige und dadurch mit hohen Kosten verbundene Rück-speisung in die Hochdruck- bzw. Fernleitungsnetzebene möglich. Je nach lokalen Gegebenhei-ten können für den Netzanschluss und netzverstärkende Maßnahmen für die Rückverdichtung damit Investitionskosten in der Größenordnung von 5-7 Mio. EUR entstehen.\r\nFolgende Überlegungen sind für ein gesamtwirtschaftlich sinnvolle Weiterentwicklung der rechtlichen bzw. regulatorischen Rahmenbedingungen zu beachten:\r\n1.1 Biomethaneinspeisung im Kontext der Energiewende\r\nIm Zeitverlauf bis zur politisch geplanten vollständigen Dekarbonisierung der Energieversor-gung bis spätestens 2045 werden sich die Nutzerzahlen bzw. die durchgeleiteten Mengen in Erdgasnetzen reduzieren und Teile des Netzes auf Wasserstoff umgestellt bzw. stillgelegt. Ab-hängig von den Vorgaben der kommunalen Wärmeplanung könnte situationsabhängig ein Ausstieg auch schon deutlich früher erfolgen. Mit einer sinkenden Anzahl an Netznutzern bzw. geringeren durchgeleiteten Mengen erhöhen sich die spezifischen Netzentgelte für die ver-bleibenden Netznutzer. Daher ist es geboten, bereits heute Maßnahmen zu ergreifen, die zu einer sachgerechten Aufteilung der Netzkosten und damit zu einer Entlastung der am Netz verbleibenden Netznutzer beitragen.\r\nWenn jedoch möglich und sinnvoll eröffnet die Weiternutzung bestehender Infrastruktur auch Chancen und Handlungsspielräume bei der Ausgestaltung der Energiewende. Insbesondere im Rahmen einer integrierten Netzentwicklungsplanung für Strom, Gas, Wasserstoff und Wärme bzw. im Rahmen der Transformationsplanungen der Verteilernetzbetreiber kann so eine nach-haltige und gesamtwirtschaftlich kostenminimale Versorgung realisiert werden.\r\nSo bedeutet der Verzicht auf Gase aus fossilen Quellen zum Erreichen der Treibhausgasneut-ralität 2045 nicht, dass es ab 2045 keine Gasnetze mehr gibt. Ein Gasnetz, basierend auf koh-lenstoffbasierten, grünen Gasen kann auch über 2045 hinaus bestehen. Die Wechselwirkun-gen mit der Entwicklung der Wasserstoffinfrastruktur sind hierbei zu berücksichtigen.\r\nDie bestehenden Rahmenbedingungen, insbesondere die fehlende offizielle Biomassestrategie und die Diskussion um die Kraftwerksstrategie führen jedoch zu Unsicherheiten bei allen Be-teiligten. Es braucht zudem eine Überprüfung der politischen Vorgaben, in welchen Anwen-dungsbereichen das Biomassepotenzial eingesetzt werden soll. Aktuell bestehen starke\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nfinanzielle Anreize für die Nutzung von Biomethan im Verkehrssektor (THG-Quote). Außerdem fehlt unter anderem eine nationale Perspektive für die Umsetzung des im Rahmen der RePo-werEU Strategie vorgegebenen indikativen Ziels von 35 bcm Biomethaneinspeisung für 2030.\r\nSomit lässt sich festhalten, dass eine Gesamtperspektive für einen nachhaltigen und ressour-censchonenden Einsatz von Biomasse bzw. Biomethan fehlt.\r\n1.2 Aufwand und Ressourceneinsatz\r\nDer Anschluss von Biomethananlagen an das Gasnetz ist mit personellen Aufwänden bei den Netzbetreibern verbunden und erfordert damit Ressourcen, die ohnehin knapp sind und auch für die Umstellung auf Wasserstoff benötigt werden. Das gilt insbesondere für Planungs- und Genehmigungsprozesse sowie Baukapazitäten als auch für die umfangreichen Betriebs- und Instandhaltungsmaßnahmen nach dem technischen Regelwerk, um die konforme Einspeisung zu gewährleisten. Dies betrifft alle Netzbetreiber.\r\n1.3 Verfügbarkeit des Netzanschlusses\r\nDer Netzbetreiber hat derzeit für Biomethan-Anlagen eine dauerhafte Verfügbarkeit des Netz-anschlusses sicherzustellen (§ 33 Abs. 2 Satz 1 GasNZV: mindestens zu 96 %, bezogen auf das Kalenderjahr).\r\nDamit dies nicht zu Lock-in-Effekten im Gasnetz führt, sind eine vorausschauende Planung so-wie regulatorische Rahmenbedingungen erforderlich, die eine Transformation der Gasnetze zulassen. Letztlich wären solche Erwägungen im Rahmen der wirtschaftlichen Zumutbarkeit, heute gemäß der Vorgabe des § 33 Abs. 8 GasNZV i.V.m. § 17 Abs. 2 EnWG, künftig am Maß-stab der Gas-Binnenmarkt-Richtlinie zu berücksichtigen.\r\nBei einer Aufrechterhaltung der Einspeisegarantie für Biomethan droht hingegen eine Weiter-betriebspflicht für volkswirtschaftlich womöglich nicht mehr sinnvoll weiterzubetreibende Me-thanleitungen, was eine Stilllegung dieser Leitungen oder deren Umstellung auf Wasserstoff verhindern würde, ohne dass es im aktuellen Regulierungsregime eine Einspeisepflicht für die an das Gasnetz angeschlossenen Anlagenbetreiber gäbe.\r\n1.4 Kapitalbindung bei Netzbetreibern\r\nDie Kosten der Netzbetreiber werden gemäß § 20b GasNEV bundesweit umgelegt („Biogas-Kostenwälzung“) und mit den Gasnetzentgelten an die Letztverbraucher weitergegeben. Trotzdem entsteht bei den Anschlussnetzbetreibern bei einer hohen Zahl von Neuanträgen eine erhebliche Konkurrenz um liquide Mittel, da die Investitionssumme vorfinanziert werden muss.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nDiese Ressourcen stehen im Wettbewerb mit dem ambitionierten Ausbau der Stromnetze und der Wasserstoffnetze sowie mit der Transformation der Wärmeversorgung. Für kleinere Gas-netzbetreiber kann schon eine einzige Biomethananbindung die Investitionsbudgets - auch für die Aufrechterhaltung der originären Gasnetzversorgung – für längere Zeit aufbrauchen.\r\n1.5 Steigende Letztverbraucherpreise\r\nDer Anschluss von Biomethananlagen – besonders von Kleinanlagen – verursacht hohe Kos-ten. Daher ist es wichtig, schnellstens Maßnahmen zu ergreifen, die Investitionssicherheit für Biomethananlagenbetreiber und Netzbetreiber herstellen und zu einem angemessenen Kos-tengefüge der am Netz verbleibenden Netznutzer beitragen.\r\nVor diesem Hintergrund sollte der aktuelle Regulierungsrahmen unter Beachtung der Vorga-ben der europäischen Gas-Binnenmarkt-Richtlinie durch entsprechende Festlegungen der BNetzA dringend angepasst werden. Dieses Dokument stellt eine Übersicht zu den wesentli-chen Herausforderungen dar und zeigt mögliche Lösungsansätze auf.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\n2 Vorschläge zur Weiterentwicklung\r\nDamit eine kosteneffiziente und volkswirtschaftlich sinnvolle Integration von Biomethananla-gen im Energiesystem gelingen kann, setzt sich der BDEW für die Umsetzung folgender Punkte im Rahmen der rechtlichen Möglichkeiten ein:\r\n2.1 Planungen verknüpfen - Netzcluster/Vorranggebiete ausweisen\r\nDas final verhandelte Gas- und Wasserstoffpaket sieht auf europäischer Ebene erstmals kon-krete Vorgaben für die Einbindung von Biomethan vor. Grundsätzlich muss der Zugang zu Gas-netzen weiterhin diskriminierungsfrei gewährleistet werden. Dabei kann der Anschluss von Bi-omethananlagen jedoch nicht voraussetzungslos erfolgen, sondern muss einem übergreifen-den Planansatz folgen.\r\nDies schützt sowohl Netzbetreiber als auch Anlagenbetreiber vor Fehlentwicklungen. So ist frühzeitig zu klären, ob in einem Gasnetz Vorranggebiete oder Netzcluster für Biomethanein-speisungen in Frage kommen oder auch Stilllegungen oder Umstellungen auf Wasserstoff sinnvoll sind. So kann Klarheit gewonnen werden, wo Biomethaneinspeisungen langfristig Vor-teile bieten und somit gewährt werden sollen.\r\nIm Rahmen der RePowerEU Strategie wird ein indikatives Ziel von 35 bcm Biomethaneinspei-sung für 2030 vorgegeben. In der RED III (unverändert zur RED II) wurde unter Article 20 Ac-cess to and operation of the grids beschlossen:\r\n“Where relevant, Member States shall assess the need to extend existing gas network infra-structure to facilitate the integration of gas from renewable sources.”\r\nIn der neuen Gas-Binnenmarkt-Richtlinie werden die rechtlichen Rahmenbedingungen für die Einspeisung konkretisiert. So sollen Fernleitungsnetzbetreiber und auch Verteilernetzbetreiber entsprechende Kapazitäten für die Einspeisung von Biomethan auch in Zukunft anbieten und die Netze ggf. verstärken. Jedoch muss dabei auch der sichere und „wirtschaftlich effiziente“ Betrieb der Infrastruktur gewährleistet sein. Unter bestimmten Bedingungen können Netzan-schlussbegehren unter Verweis auf Umstellungs- oder Stilllegungsplanungen verweigert wer-den.\r\nDie Umsetzung der europäischen Vorgaben sollte die Inhalte einer nationalen Biomassestrate-gie berücksichtigen, die Klarheit über die künftige Rolle von Biomethan schaffen.\r\nIn der Netzentwicklungsplanung und in der Transformationsplanung kommt es darauf an, rasch Klarheit darüber zu schaffen, ob neben der Umstellung auf Wasserstoff auch dauerhaft Leitungskapazitäten für kohlenstoffbasierte grüne Gase erhalten werden sollen und wie dies im Gesamtkontext gelingen kann.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\nDie notwendigen Änderungen an bestehenden Netzanschlussregelungen sind dabei zwingend in eine verlässliche Verknüpfung mit der kommunalen Wärmeplanung und der Transforma-tion der Gasnetze einzubetten. Es werden sich standortspezifisch unterschiedliche Lösungen ergeben. Eine one-fits-all-Lösung gibt es nicht.\r\nSo hat Biomethan auf der einen Seite den großen Vorteil, dass es in allen Sektoren und zahl-reichen Anwendungen zur sofortigen Dekarbonisierung eingesetzt werden kann, beispiels-weise für Hochtemperatur-Prozesse in der Industrie, für die Stromerzeugung und zur leitungs-gebundenen Wärmeversorgung. Darüber hinaus wird bei der Aufbereitung des Rohbiogases zu Biomethan CO2 abgetrennt, welches stofflich genutzt oder gespeichert werden kann. Damit lassen sich auch Negativemissionen realisieren.\r\nAuf der anderen Seite muss der Ausbau und die Transformation von Gasnetzen und die Ein-bindung von Biomethan im bundeseinheitlichen Interesse erfolgen. Gemäß § 28r Abs. 8 Satz 5 EnWG sind hierbei das überragende öffentliche Interesse und die energiewirtschaftliche Not-wendigkeit des genehmigten Wasserstoff-Kernnetzes zu berücksichtigen. Biomethanan-schlüsse dürfen in keinem Fall zu einer Verzögerung der Inbetriebnahme des Wasserstoff-Kernnetzes oder zu einer Erhöhung der Kosten von zusätzlichen Maßnahmen nach § 113b Satz 2 EnWG führen.\r\nEs bietet sich deshalb an, Vorranggebiete für die Biomethan-Einspeisung bzw. für den Ausbau von Biomethan-Netzclustern zu bestimmen. Das kann beispielsweise anhand von Biomethan-Potenzialen u. a. in Form von Bioabfällen oder Reststoffen der Landwirtschaft geschehen. In diesem Zusammenhang sollte eine Speicherung möglich sein. Gleichzeitig soll damit anderen Gebieten mit geringen Biomethan-Potenzialen die Stilllegung oder Umstellung auf Wasserstoff ermöglicht werden.\r\nEs empfiehlt sich demgegenüber auch, im Rahmen eines planvollen Prozesses bereits frühzei-tig Gebiete mit einer geringen Netzauslastung zu identifizieren, in denen Leitungen möglicher-weise stillgelegt oder auf Wasserstoff umgestellt werden. Dies könnte auch die Ablehnung von Netzanschlussbegehren begründen, wenn sich diese infolgedessen als wirtschaftlich nicht mehr zumutbar erweisen. Solche Überlegungen müssen sich in eine Gesamttransformations-planung im Lichte der neuen unionsrechtlichen Vorgaben einfügen. Dafür bietet sich die Be-rücksichtigung von Biomethan in den Transformationsplanungen der Gasverteilernetzbetrei-ber an, die neben entsprechenden Planungen der Fernleitungsnetzbetreiber bei der integrier-ten Netzentwicklungsplanung (NEP) Gas/Wasserstoff anschließend angemessen berücksichtigt werden müssen.\r\nWeiterhin sind alternative Einsatzzwecke und Transportwege abzuwägen. Auch eine Verknüp-fung mit der kommunalen Wärmeplanung ist wichtig, wenn z.B. die Nutzung von Abwärme,\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\netwa aus der Vor-Ort-Verstromung von Biogas oder eine Quartiersversorgung mit Biogas-be-triebenen Satelliten-BHKW eine Option sind. Weiterhin kann der Einsatz von Biomethan im Mobilitätssektor gezielt entwickelt werden. Ein mögliches Einsatzgebiet könnten zum Beispiel landwirtschaftliche Nutzfahrzeuge sein. Durch den Ersatz von Diesel durch Biomethan kann sich ein höherer Nutzen für die Umwelt ergeben. Weiterhin sollte der mobile Transport von Biomethan mittels Flaschenwagen und anschließender Einspeisung in das Gasnetz als Option für kleine Biogasanlagen geprüft werden (Stichwort „virtuelle Pipeline“).\r\n2.2 Wirtschaftlichkeitskriterien und Variantenvergleich\r\nUm einem Gasnetz-Lock-In entgegenzuwirken, ist im Rahmen der verzahnten Planung die Bio-methan-Einspeisegarantie so fortzuentwickeln, dass sowohl für Netzbetreiber als auch für Ein-speiser Planungs- und Investitionssicherheit gegeben ist. Dies könnte unter Berücksichtigung der unionsrechtlichen Vorgaben im Rahmen der anzustellenden Wirtschaftlichkeitserwägun-gen auch eine mögliche, standortbezogene Befristung der Einspeisung umfassen und dabei eine bessere Planbarkeit der Wasserstoffumstellung oder Stilllegung ermöglichen.\r\nDie Wirtschaftlichkeit und die Nachhaltigkeit des Betriebs müssen als Bestandteile der Netz-zugangsprüfung fortentwickelt werden. Aktuell kann ein Netzanschlussbegehren gemäß § 33 Abs. 8 Satz 2 GasNZV nicht unter Hinweis darauf verweigert werden, dass in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist. Der Netzbetreiber ist darüber hinaus gemäß § 33 Abs. 10 GasNZV verpflichtet, die erforderlichen Maßnahmen zur Erhöhung der Kapazität im Netz durchzuführen, um die ganzjährige Einspeisung zu gewährleis-ten (§ 34 Abs. 2 Satz 3 GasNZV), es sei denn, die Durchführung der Maßnahmen ist wirtschaft-lich unzumutbar.\r\nAngesichts der bevorstehenden Entwicklungen und im Rahmen der Vorgaben der Gas-Binnen-markt-Richtlinie gilt es, lokale Gegebenheiten verstärkt in die Prüfung einzubeziehen. Besteht beispielsweise die Möglichkeit zum Anschluss an verschiedene Netze, könnte in Anlehnung und Weiterentwicklung des § 33 Abs. 9 GasNZV möglicherweise auf die Variante mit den ge-ringsten Gesamtkosten (also Summe von Investitions- und Betriebskosten über die geplante Laufzeit kumuliert) verwiesen werden.\r\nEine Lösung kann hier auch die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas/Wasserstoff auf der Fernleitungsnetzebene sein, die neben der Umstellung von Erdgasleitungen auf Wasserstoff auch die dadurch bedingten Auswirkungen auf die Einspeisung der Biomethananlagen be-leuchtet. Dies gilt umso mehr, wenn auch die Transformationsplanungen der Gasverteilernetz-betreiber (insb. der Gasnetzgebietstransformationsplan nach DVGW-Merkblatt G 2100, einer nach § 49 Abs. 2 EnWG allgemein anerkannten Regel der Technik) im Zuge der\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\nNetzentwicklungsplanung angemessen berücksichtigt werden. Eine frühzeitige Berücksichti-gung der Transformationsplanungen ist schon deshalb geboten, da auch auf europäischer Ebene die Beteiligung der Verteilernetzbetreiber an den jeweils national zu erarbeitenden Netzentwicklungs-Szenarien vorgesehen ist (vgl. Art. 51 und 52 des Entwurfs der Gas-Richtli-nie) und nicht zuletzt auch zwei Bundesgesetze die Umstellung der Gasverteilernetze auf Bio-methan oder aber Wasserstoff als wichtige Transformationsoption vorhalten (vgl. etwa § 71k GEG sowie § 28 WPG).\r\nSteht die Umstellung eines Gasnetzes oder Teile davon auf Wasserstoff oder die Außerbe-triebnahme des Gasnetzes fest, sind verschiedene Lösungsmöglichkeiten zu prüfen (Einspei-sung Wasserstoff, Kraftstoffsynthetisierung, u.a.). Beispielhaft kann der Anschlussnehmer An-lagen zur Dampfreformierung errichten sowie betreiben und somit die Biomethaneinspeisung selbst auf Wasserstoff oder nicht-netzgebundenen Transport umstellen. Resultiert aus der Umstellung eine wirtschaftliche Unzumutbarkeit für den Netzbetreiber, kann der Anschluss an das Gasnetz infolgedessen abgelehnt werden.\r\nDie Dampfreformierung von Biogas als zusätzlicher Verfahrensschritt führt jedoch zu Mehr-kosten bei der Erzeugung und einer Verschlechterung der THG-Emissionsbilanz des Biogases zu Lasten des Erzeugers. Deshalb kann auch ein Weiterbetrieb als Biomethan-Netz eine Option sein.\r\nEs sollte weiterhin geprüft werden, ob für die Refinanzierung der Anschlusskosten die Netzbe-treiber deutlich kürzere Nutzungsdauern wählen können.\r\n2.3 Mindestverfügbarkeit weiterentwickeln\r\nAktuell müssen Netzanschlüsse die Vorgabe des § 33 Abs. 2 Satz 1 GasNZV erfüllen, wonach die Verfügbarkeit mindestens zu 96 % (bezogen auf das Kalenderjahr) sicherzustellen ist. Eine Anpassung dieser Maßgabe kann, bei Beachtung der Vorgaben der zukünftigen Gas-Binnen-markt-Richtlinie einen wichtigen Beitrag zu einer höheren volkswirtschaftlichen Effizienz und auch im Sinne von kostengünstigeren Alternativen liefern. So ist zu diskutieren, wie die dauer-hafte Verfügbarkeit des Netzanschlusses durch flexible, aber planbare Ansätze, die regionale Bedarfe stärker einbeziehen, abgelöst werden kann. Ein Ansatz könnten individuell vertrag-lich zu verhandelnde Verfügbarkeiten sein. Nachteile durch eine geringere Verfügbarkeit müssten kompensiert werden. Gleichzeitig sind verbindliche unterjährige Einspeise-Kapazi-tätsbuchungen zu diskutieren.\r\n2.4 Stärkere Lenkungswirkung im Rahmen der Kostenteilung\r\nRegelungen zur Kostenteilung könnten eine Lenkungswirkung entfalten. Es ist eine Diskussion erforderlich, in welchem Umfang über eine Änderung der derzeitigen Kostenbeteiligung eine\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\nstärkere Lenkungswirkung erreicht werden kann. In diesem Kontext gilt es, die Deckelung der Anschlusskosten für die Anlagenbetreiber (wie bspw. bisher auf 250.000 EUR bei einer An-schlusslänge von bis zu 1 km) unter Beachtung der Vorgaben der Gas-Binnenmarkt-Richtlinie kritisch zu überprüfen.\r\nDabei sollte auch die Allokation möglicher Kostenanteile für eine Rückverdichtung in höhere Druckstufen bzw. für eine direkte Einspeisung in das Hochdrucknetz beim Anlagenbetreiber geprüft werden.\r\nGleichzeitig sind zusätzliche Anreize für eine stärkere Berücksichtigung regionaler Bedarfe so-wie für eine Clusterung von Anlagen zu schaffen. Die BNetzA ist befugt, mit Festlegungen be-reits jetzt Änderungen an den bisherigen Regelungen der §§ 31 bis 36 GasNZV vorzunehmen. Wir begrüßen, dass die BNetzA angekündigt hat, von dieser Befugnis Gebrauch zu machen. Die Regelung darf aus sachlichen Gründen auch zwischen Anschlussbegehren differenzieren.\r\nBei jeder Ausgestaltung der Kostenteilung ist die vollständige regulatorische Anerkennung der bei den anschließenden Netzbetreibern anfallenden Kosten sicherzustellen.\r\n2.5 Zusammenschluss von Kleinstanlagen\r\nDer Zusammenschluss von Kleinstanlagen wird wertschöpfungsstufenübergreifend für sinnvoll gehalten und bringt für Einspeiser, Netzbetreiber und Netznutzer erhebliche Kostensenkun-gen. Dabei wäre eine starre Mindesteinspeisemenge nicht zielführend, stattdessen sollte sich eine Mindesteinspeisemenge aus der Wirtschaftlichkeitsprüfung und einem Variantenver-gleich ergeben. Dabei ist die Variante mit den geringsten Gesamtkosten (also Summe von In-vestitions- und Betriebskosten über die geplante Laufzeit kumuliert) auszuführen. Fixe Min-desteinspeisemengen könnten vor allem im ländlichen Raum wegen des geringen örtlichen Gasverbrauchs wiederum zu Konflikten mit der Kapazität des Gasverteilernetzes führen.\r\nFür Anlagen mit sehr kleinen Einspeisemengen kann im Ergebnis des Wirtschaftlichkeitsver-gleichs eine lokale Nutzung des Rohbiogases im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung, die Errichtung und Nutzung von Sammelleitungen durch Biomethan-Anlagenbetreiber sowie eine gemeinsame Rohbiogas-Aufbereitung die vorzugswürdige Variante sein.\r\nUm die Potenziale der deutschen Biogas- und Biomethanerzeugung zu nutzen, sind Biogas-sammelleitungen sinnvoll. So könnten kleinere Biogasanlagen wirtschaftlicher zu Biomethan aufbereiten. Mit dem so eingespeisten Gas könnte darüber hinaus auch bei Dunkelflauten eine über die vorhandenen und noch zu bauenden Spitzenlastkraftwerke flexible und nachhal-tige Stromerzeugung erfolgen.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\n2.6 Fortführung der Vor-Ort-Verstromung\r\nBei einzelnen Anlagen kann sich die Fortführung der Vor-Ort-Verstromung als die Variante mit dem höchsten volks- und energiewirtschaftlichen Nutzen erweisen. Aus Sicht des BDEW sollte das in der Kraftwerkstrategie bzw. im geplanten Kapazitätsmechanismus berücksichtigt wer-den.\r\nHierbei ist zu berücksichtigen, dass Bestandsanlagen im Rahmen einer verlängerten EEG-Ver-gütung die aktuell geltenden Nachhaltigkeitsanforderungen und die THG-Minderungspflicht (gemäß Art. 29 RED III Minderungspflicht von 70 % bzw. 80 % - auch für Bestandsanlagen) er-füllen müssen. Dies kann in einigen Bestandsanlagen mit einem bestehenden NaWaRo-Kon-zept zu Schwierigkeiten führen und müsste bei der Entwicklung entsprechender Rahmenbe-dingungen berücksichtigt werden.\r\nZudem sollte in diesem Zuge geprüft werden, ob Biogasanlagen aktiv zur Absicherung des Stromnetzes eingesetzt werden können. Diese Möglichkeit könnte ggf. den Leistungsbedarf für Spitzenlastkraftwerke im Wasserstoff-Kernnetz reduzieren.\r\n2.7 Transformation mit Förderprogrammen flankieren\r\nDie für die Realisierung von Netzanschlüssen für Biomethananlagen resultierenden Kosten werden über die Biogas-Umlage gewälzt und durch die Letztverbraucher getragen. Förderpro-gramme könnten hier einen wichtigen Beitrag zur Begrenzung des Kostenanstiegs leisten.\r\nSo könnten Förderprogramme den Umstieg auf Wasserstoff flankieren und die Umstellung der Biomethaneinspeisung auf Wasserstoff, z.B. durch Dampfreformierung, Methanpyrolyse oder auf einen nicht-netzgebundenen Transport unterstützen. Ebenso kommen Förderprogramme für die Clusterung von Biogasanlagen und der Anschluss an Sammelleitungen in Frage.\r\nBiomethan ist wie keine andere regenerative Energiequelle strukturier- und speicherbar. Die-ser Vorteil ist bei der Förderung von Biomethan zu berücksichtigen und sollte sich angemes-sen an dem Aufwand zur Speicherung von (grünem) Strom orientieren.\r\n2.8 Erfordernis von Übergangsregelungen\r\nSpätestens zum Auslaufen der GasNZV zum 31. Dezember 2025 braucht es Klarheit über die künftigen rechtlichen Rahmenbedingungen zum Anschluss von Biomethananlagen, zum Um-fang der Einspeisung sowie zur künftigen Kostenaufteilung (§§ 33 ff. GasNZV). Die BNetzA hat angekündigt, den Prozess zur Entwicklung von themenbezogenen Nachfolgeregelungen für die Regelungsinhalte der auslaufenden GasNZV – ausdrücklich auch zum Zugang Biogas – noch im Frühjahr 2024 einzuleiten.\r\nWeiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nZuvor bereits getroffene Anschlussverträge – auch solche, bei denen der Baubeginn erst nach dem Jahr 2025 geplant ist – müssen hingegen Bestandsschutz haben, insbesondere in Bezug auf die Kostenaufteilung, damit die „heute für morgen“ getroffenen Investitionsentscheidun-gen geschützt sind.\r\nDie Ausgestaltung angemessener Maßnahmen für eine kosteneffiziente Einspeisung sollte schnellstmöglich erfolgen, um zukünftig den Abschluss von Netzanschlussverträgen für die kostengünstigste Variante zu erreichen.\r\n2.9 Gasbeschaffenheit\r\nGemäß § 36 Abs. 1 GasNZV muss der Einspeiser derzeit die Gasbeschaffenheit nach dem Stand der DVGW-Arbeitsblätter G 260 und G 262 mit Stand aus dem Jahr 2007 einhalten. Im Jahr 2007 war jedoch noch die Ausgabe des DVGW-Arbeitsblattes G 260 aus dem Jahr 2000 in Kraft, seitdem gab es insgesamt drei überarbeitete Fassungen dieser Regelungen in den Jah-ren 2008, 2013 und 2021.\r\nBei der G 262 war 2007 noch die Ausgabe von 2004 in Kraft, es gab eine Überarbeitung im Jahr 2011. Sodann wurde im Jahr 2021 das DVGW-Arbeitsblatt G 262 inhaltlich vollständig in das DVGW-Arbeitsblatt G 260 integriert.\r\nDie GasNZV bezieht sich somit bezüglich der Anforderungen an die Gasbeschaffenheit auf ei-nen veralteten Stand des DVGW-Regelwerks und folglich auf einen veralteten technischen Stand. Im Wege der Festlegung sollte die BNetzA die GasNZV dringend an den aktuellen Stand vom DVGW-Arbeitsblatt G 260 anpassen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 2. August 2024\r\nPositionspapier\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen\r\nbis zum Außerkrafttreten\r\nder GasNZV\r\nGesamtwirtschaftliche Optimierung in Einzelfällen\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\n1 Vorbemerkung\r\nBiogas und Biomethan sind ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klimaschutzziele zu erreichen. Sie sind als grundlastfähige erneuerbare Energieträger grundsätzlich speicherbar und damit flexibel einsetzbar und leisten für das Gelingen der Energiewende\r\neinen bedeutenden Beitrag. Unter anderem stellt Biomethan heute schon eine Möglichkeit\r\nzur Defossilisierung der Gasversorgung dar.\r\n§ 33 der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV), der den Netzanschluss von Anlagen zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität (Biomethan) an das Gasversorgungsnetz grundsätzlich\r\nregelt, tritt mit der gesamten übrigen GasNZV am 31. Dezember 2025 außer Kraft.1\r\nNeben der Frage, wie nach dem Außerkrafttreten der genannten Vorschrift der Netzanschluss\r\nvon Biogasaufbereitungsanlagen ganzheitlich zukunftssicher zu regeln sein wird, bedarf es bereits jetzt einer Übergangsregelung. Hintergrund ist, dass bereits aktuell in konkreten Einzelfällen große lokale Herausforderungen in den Gasnetzen bestehen. Deswegen müssen angemessene Lösungen ermöglicht werden.\r\nAktuelle Entwicklungen – z.B. RePowerEU, die Regelungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nsowie die Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes – und die zukünftige Nachfrage nach grünen\r\nGasen führen dazu, dass die Anschlussbegehren entsprechender Anlagen erheblich zunehmen\r\nund damit die Zahl der an das Gasnetz anzuschließenden Biogasaufbereitungsanlagen ansteigt. Dies führt jedoch auch dazu, dass in Einzelfällen die spezifischen Kosten von Anschlussbegehren aufgrund lokaler Gegebenheiten in ein Spannungsverhältnis mit der wirtschaftlichen\r\nEffizienz des Netzbetriebs treten (siehe hierzu etwa BDEW-Diskussionspapier „Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze“ vom 19. März 2024).\r\nDie derzeitigen rechtlichen bzw. regulatorischen Rahmenbedingungen, vor allem in der GasNZV, sind zu unflexibel, um auf solche Einzelfälle angemessen zu reagieren, die in atypischer\r\nWeise vom gesetzlich vorgesehenen Normalfall erheblich abweichen und deshalb Ausnahmeregelungen oder -entscheidungen gerechtfertigt erscheinen lassen. Abhilfe schaffen können konkretisierende Entscheidungen der Regulierungsbehörden, insbesondere in Hinblick auf\r\neine stärkere Gewichtung der Wirtschaftlichkeit und der dauerhaften Integration von Biogasaufbereitungsanlagen.\r\n1 Art 15 Abs. 6 des Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur\r\nÄnderung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 22. Dezember 2023 (BGBl 2023, Teil I, Nr. 405 vom 28.\r\nDezember 2023).\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nDaher ist es sinnvoll, bereits vor dem Außerkrafttreten der GasNZV zum 31. Dezember 2025\r\neine Übergangsregelung zu schaffen.\r\n2 Regelungsinhalt\r\nEine bis zum 31. Dezember 2025 geltende Übergangsvorschrift könnte in § 118 EnWG („Übergangsregelungen“) durch die Einfügung eines neuen Absatzes aufgenommen werden.\r\nDarin sollte geregelt werden, dass die Regulierungsbehörde auf Antrag eines Netzbetreibers\r\nim Einzelfall, der in atypischer Weise erheblich vom gesetzlich vorgesehenen Normalfall abweicht, eine Entscheidung zum vom Antrag des Anschlussnehmers abweichenden Anschluss\r\nvon Anlagen zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität an die Gasversorgungsnetze treffen kann. Diese Entscheidung soll als Genehmigung ergehen und der Sicherung des wirtschaftlichen und effizienten Betriebs von Gasversorgungsnetzen und der Erreichung einer gesamtwirtschaftlich optimierten Energieversorgung gemäß § 1 Abs. 2 EnWG dienen.\r\nDen Antrag soll der Netzbetreiber nach Abschluss der für eine Anschlusszusage notwendigen\r\nPrüfungen (§ 33 Abs. 5 GasNZV) stellen. Darin muss er ausführen, dass die Verwirklichung des\r\nan ihn gerichteten Netzanschlussbegehrens unter Berücksichtigung aller Umstände den wirtschaftlich effizienten Netzbetrieb einschränkt. Das Ziel des Antrags ist die Ermöglichung des\r\nAnschlusses, unter Abänderung des Netzanschlussbegehrens. Dazu muss der Netzbetreiber in\r\nseinem Antrag darstellen, wie der Anschluss abweichend von dem Netzanschlussbegehren,\r\nunter Berücksichtigung der geäußerten Absichten des Anschlussnehmers im Interesse einer\r\ngesamtwirtschaftlich optimierten Energieversorgung verwirklicht werden kann. Der Anschlussnehmer muss vor einer Entscheidung von der Regulierungsbehörde angehört werden.\r\nDie Regulierungsbehörde darf mit ihrer Entscheidung von den Regelungen der GasNZV abweichen oder diese ergänzen. Mit ihrer Genehmigung soll sie\r\n1. die Vorgaben zur dauerhaften Verfügbarkeit des Netzanschlusses anpassen,\r\n2. einen Zusammenschluss von Anlagen, eine gemeinsame Biogasaufbereitung oder die\r\nEinspeisung über eine Sammelleitung regeln oder\r\n3. den Anschluss an einem anderen, gesamtwirtschaftlich günstigeren als den vom Anschlussnehmer begehrten Anschlusspunkt im Netz des Netzbetreibers oder nach Abstimmung\r\nmit einem anderen Netzbetreiber in dessen Netz gestatten können.\r\nDie Genehmigung soll innerhalb von vier Wochen nach Eingang des Antrags vorliegen. Anschließend hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer das endgültige Prüfergebnis mitzuteilen.\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\n3 Begründung\r\nMit einer solchen Regelung soll es dem Netzbetreiber in einem Antragsverfahren ausnahmsweise ermöglicht werden, eine Genehmigung der Regulierungsbehörde zur Optimierung des\r\nNetzanschlussbegehrens einzuholen, mit der diese von den aktuell noch geltenden Vorgaben\r\nder §§ 33 ff. GasNZV im Einzelfall abweichen kann. Dabei handelt es sich um ein Antragsrecht\r\ndes Netzbetreibers, das dazu dienen soll, das Anschlussbegehren des Anschlussnehmers,\r\nwenn auch mit Modifikationen, erfolgreich umzusetzen. Ziel des Antrags ist es, eine gesamtwirtschaftlich optimierte Energieversorgung im Sinne des § 1 Abs. 2 EnWG zu erreichen. Gegenstand des Antrags ist damit nicht die generelle Ablehnung bzw. Verweigerung eines Anschlusses nach § 33 Abs. 8 bzw. Abs. 9 GasNZV i.V.m. § 17 Abs. 2 EnWG. In ihrer Entscheidung\r\nüber den Antrag unterliegt die Regulierungsbehörde grundsätzlich dem gesetzgeberischen\r\nZiel, wonach Biogasaufbereitungsanlagen vorrangig an die Gasversorgungsnetze anzuschließen sind. Dementsprechend sind nur geringfügige Abweichungen von den Vorgaben zum\r\nNetzanschluss zulässig.\r\nDen Antrag kann der Netzbetreiber nur stellen, wenn es realistische Optionen gibt, den Netzanschluss wirtschaftlich zu optimieren. Zur Begründung seines Antrags muss der Netzbetreiber zunächst aufzeigen, dass der Anschluss der Biogasaufbereitungsanlage, so wie durch den\r\nAnschlussnehmer begehrt, unter gesamtwirtschaftlicher Betrachtung ineffizient ist. Das kann\r\netwa dann der Fall sein, wenn der Netzanschluss Investitions- und Betriebskosten beim Netzbetreiber auslöst, die außer Verhältnis zum wirtschaftlichen Nutzen für den Anschlussnehmer\r\nstehen. Bei der gesamtwirtschaftlichen Betrachtung sind marktübliche Erlöse zur CO2-Vermeidung durch Biomethan einzubeziehen. So können beispielsweise Rückspeisungen oder direkte\r\nEinspeisungen in das vorgelagerte Transportnetz mit nur wenigen Tagen erhebliche Kosten für\r\nVerdichtung, Deodorierung, Sauerstoffentzug, Qualitätsverfolgungssystem u.ä. auslösen, die\r\nzu den voraussichtlich rückzuspeisenden bzw. einzuspeisenden Mengen an Biomethan und\r\ndem damit verbundenen wirtschaftlichen Nutzen ins Verhältnis zu setzen wären.\r\nIm Weiteren hat der Netzbetreiber gleichzeitig einen Vorschlag zu unterbreiten, mit welcher,\r\nvon dem ursprünglichen Netzanschlussbegehren abweichenden Lösung, eine wirtschaftliche\r\nOptimierung erzielt werden kann. Dabei können solche Lösungen auch von den noch bis zum\r\n31. Dezember 2025 geltenden Vorgaben für die Einspeisung von Biogas in den §§ 33 ff. GasNZV abweichen. Die Regulierungsbehörde kann grundsätzlich von der GasNZV abweichende\r\nEntscheidungen treffen (§ 17 Abs. 4 EnWG, § 20 Abs. 4 Satz 1 Nr. 7 EnWG). Im Rahmen dieser\r\nÜbergangsregelung umfasst die Abweichung ausschließlich eine der nachfolgenden Lösungen.\r\n• Eine Lösung im Sinne eines wirtschaftlich effizienteren Netzbetriebs könnte in der Anpassung der Vorgabe zur dauerhaften Verfügbarkeit des Netzanschlusses bestehen.\r\nGemäß § 33 Abs. 2 GasNZV hat der Netzbetreiber die Verfügbarkeit des\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nNetzanschlusses mindestens zu 96 Prozent (bezogen auf das Kalenderjahr) sicherzustellen. Eine Anpassung dieser Maßgabe kann eine kostengünstigere Alternative darstellen und einen Beitrag zu einer höheren volkswirtschaftlichen Effizienz leisten. Eine\r\nFlexibilisierung dieser Vorgabe kann planbare Ansätze (Zeitfenster bzw. -räume) ermöglichen, die regionale Bedarfe stärker einbeziehen können. Stünde beispielsweise in\r\nFrage, in den abnahmeschwachen Sommermonaten Gas nur für wenige Tage in das\r\nvorgelagerte Netz zurückspeisen und hierfür verdichten zu müssen, wäre eine entsprechend geringfügige Reduzierung der Verfügbarkeit zu erwägen, um gegebenenfalls\r\nhohe Kosten für die Verdichtung zu vermeiden.\r\n• Eine weitere Lösung kann in einer Bündelung verschiedener Anschlussbegehren liegen:\r\nin einem Zusammenschluss von Anlagen, einer gemeinsamen Biogasaufbereitung oder\r\nin der Einspeisung über eine Sammelleitung. Hierdurch könnten für die beteiligten Anschlussnehmer und/oder Netzbetreiber deutliche Kostensenkungen erreicht werden.\r\nSo kann für Anlagen mit sehr kleinen Einspeisemengen im Rahmen einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung die Nutzung von Sammelleitungen durch mehrere Anlagenbetreiber sowie eine gemeinsame Biogasaufbereitung eine gesamtwirtschaftlich optimalere\r\nVariante darstellen.\r\n• Ebenso kann eine Lösung darin gefunden werden, dass der Anschluss an einem anderen Anschlusspunkt im Netz des Netzbetreibers oder nach Abstimmung im Netz eines\r\nanderen Netzbetreibers realisiert wird.\r\nLiegt eine solche Situation vor, in der eine von dem Netzanschlussbegehren und von den Vorgaben der §§ 33 ff GasNZV abweichende Anschlussvariante eine gesamtwirtschaftlich betrachtet sinnvollere Lösung ergibt, kann der Netzbetreiber einen entsprechenden Antrag bei der\r\nRegulierungsbehörde stellen, diese Abweichung in dem beschriebenen Einzelfall zu genehmigen. Die Regulierungsbehörde hat den konkreten Vorschlag zu prüfen und den Anschlussnehmer sowie beteiligte andere Netzbetreiber vor ihrer Entscheidung anzuhören. Im Ergebnis\r\ndessen trifft die Behörde eine Abwägungsentscheidung, mit der sie einen Ausgleich aller beteiligten Interessen sucht und eine von der GasNZV abweichende Lösung genehmigt. Diese\r\nmuss nach abgeschlossener Prüfung durch die Regulierungsbehörde nicht zwingend dem konkreten Vorschlag des Netzbetreibers entsprechen. Die Entscheidung sollte so zum Beispiel\r\nauch zu einer Kostenübernahme durch den Netzbetreiber bei geringerer Verfügbarkeit des\r\nNetzanschlusses führen, wenn die Kosten des Netzbetreibers insgesamt unter einer gesamtwirtschaftlichen Betrachtung niedriger sind als bei Umsetzung des ursprünglichen Netzanschlussbegehrens. Diese wären als Kosten für einen effizienten Netzanschluss umlagefähig im\r\nSinne des § 20b GasNEV.\r\nVorschlag für eine Übergangsregelung zum Netzanschluss von Biogasanlagen bis zum Außerkrafttreten der GasNZV\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nDer Antrag ist nach Abschluss der Anschlussprüfungen nach § 33 Abs. 5 GasNZV zu stellen. Die\r\nRegulierungsbehörde soll innerhalb von vier Wochen über den Antrag entscheiden, damit es\r\nnicht zu unnötigen Verzögerungen bei der Realisierung des Netzanschlusses kommt. Die Frist\r\ngemäß § 33 Abs. 5 Satz 4 GasNZV wird dabei um die Dauer zwischen Antragstellung und Entscheidung der Behörde verlängert. Je nach Entscheidung der Regulierungsbehörde wird nach\r\nderen Erlass der Prüfprozess durch den Netzbetreiber mit der Mitteilung des Prüfergebnisses\r\nan den Anschlussnehmer nach § 33 Abs. 6 GasNZV fortgesetzt.\r\nDie Übergangsregelung gilt auch für solche Anträge, die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der\r\nneuen gesetzlichen Regelung in § 118 EnWG bereits gestellt wurden, deren Prüfung nach § 33\r\nAbs. 5 GasNZV aber noch nicht abgeschlossen worden ist. Sind zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieser Regelung drei Monate nach Eingang der Vorschusszahlung des Anschlussnehmers\r\nverstrichen (§ 33 Abs. 5 Satz 4 GasNZV), kann ein Antrag auf eine abweichende Gestaltung des\r\nNetzanschlusses nicht mehr gestellt werden.\r\nAnsprechpartnerin/Ansprechpartner\r\nDr. Michael Koch\r\nAbteilung Recht\r\nTelefon: +49 30 300199-1530\r\nmichael.koch@bdew.de\r\nIngride Kouengoué\r\nGeschäftsbereich Energienetze und Regulierung\r\nTelefon: +49 30 300199-1116\r\ningride.kouengoue@bdew.de\r\nRobert Spanheimer\r\nAbteilung TGV\r\nTelefon: +49 30 300199-1260\r\nrobert.spanheimer@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nZu den Analysen und Berich-ten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Sum-mary)\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Hintergrund des Papiers ..................................................... 3\r\n2 Allgemeine Anmerkungen zum Verfahren .................................................. 4\r\n2.1 Transparenz ........................................................................................... 4\r\n2.2 Mitarbeit der Branche ........................................................................... 4\r\n2.3 Betrachtungszeitraum ........................................................................... 4\r\n3 Detaillierte Anmerkungen zur Berichterstellung ......................................... 5\r\n3.1 Einschätzung der Effizienzpotenziale .................................................... 5\r\n3.1.1 Zunehmende Zahl an Einbaufällen und Komplexität der Messkonzepte ............................................................................................................... 5\r\n3.1.2 Nutzungsdauer der Zähler und Smart-Meter Gateways ....................... 5\r\n3.1.3 Störungen, Leerfahrten und Mehrfachanfahrten ................................. 6\r\n3.1.4 1:n Anbindung ....................................................................................... 6\r\n3.1.5 Kosten des GWA-Dienstleisters ............................................................. 6\r\n3.2 Divergenz zwischen Kosten und Preisobergrenzen............................... 7\r\n3.3 Rechtliche Unklarheiten ........................................................................ 7\r\n4 Verpflichtende Zusatzleistungen ................................................................ 8\r\n4.1 Aktuelle Hürden ..................................................................................... 8\r\n4.2 Vorschlag für ein alternatives Modell ................................................... 8\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 9\r\n1 Einleitung und Hintergrund des Papiers\r\nDer Prozess zur Erstellung der Berichte und Analysen, wie sie nach § 48 des Messstellenbe-triebsgesetzes (MsbG) vorgesehen sind, läuft seit September 2023 intensiv. Das Bundesminis-terium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) ist verpflichtet, bis zum 30. Juni 2024 einen Bericht vorzulegen, der verschiedene Aspekte der Digitalisierung der Energiewende, insbeson-dere in Bezug auf den Smart-Meter Rollout, analysiert. In Vorbereitung auf die Berichterstel-lung wurden die Beratungsunternehmen E&Y sowie BET vom BMWK beauftragt, unterstüt-zende Gutachten zu den Kosten und dem Nutzen des Rollouts zu erstellen.\r\nDieses Papier soll zum einen das Engagement der Branche während des gesamten und andau-ernden Prozesses der Berichterstellung aufzeigen und zum anderen einen Überblick über die wirtschaftlichen sowie praktischen Herausforderungen des Smart-Meter Rollouts verschaffen. Weitere Ausführungen in Form von Themenpapieren werden diesen Überblick nach und nach ergänzen, einzelne Punkte aufgreifen und im Detail erläutern. Diese Themenpapiere werden Erläuterungen zu Effizienzpotenzialen sowie zur Wirtschaftlichkeit des Messstellenbetriebs umfassen und diese in Hinblick auf ihre Realisierbarkeit einordnen. Ein weiteres Papier wird rechtliche Unklarheiten, die sich aus dem MsbG ergeben, darlegen. Der Themenblock „Zusatz-leistungen“ wird aufgrund des Umfangs ebenfalls in einem separaten Themenpapier noch ver-tiefend beschrieben.\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 9\r\n2 Allgemeine Anmerkungen zum Verfahren\r\n2.1 Transparenz\r\nDer Prozess bis Ende 2023 ist hinsichtlich der Transparenz und Kommunikation sehr positiv zu bewerten. Die Gutachter E&Y und BET haben die Branche frühzeitig, durchgehend und umfas-send eingebunden. In regelmäßigen Gesprächen bestand die Möglichkeit, Ideen auszutau-schen und Vorschläge einzubringen sowie ausführlich über getroffene Annahmen zu diskutie-ren.\r\nDer BDEW spricht sich ausdrücklich dafür aus, dieses Vorgehen beizubehalten. Es muss nach-vollziehbar bleiben, wie die Beiträge der Unternehmen aus der Marktbefragung hinsichtlich Kosten und Nutzen in die Gutachten und anschließend in die Berichte des BMWK überführt werden. Die aus dem Input der Branche entstandenen Ergebnisse der Gutachter sollten daher als Zwischenergebnis veröffentlicht werden. So kann die Transparenz für alle Beteiligten ge-währleistet werden. Zusätzlich bieten die Gutachten den einzelnen Unternehmen wichtige Er-kenntnisse und zeigen Potenziale auf, wo sie im Vergleich zur Branche beim Smart-Meter Rollout stehen und leisten so einen Beitrag zur Rollout-Optimierung.\r\n2.2 Mitarbeit der Branche\r\nDie Mitgliedsunternehmen des BDEW, darunter insbesondere auch grundzuständige Messstel-lenbetreiber (gMSB), haben sich in den vergangenen vier Monaten engagiert daran beteiligt, die Grundlagen für die Erstellung der Berichte zu schaffen und fundierte Aussagen zu ermögli-chen. Sie haben unter hohem zeitlichem und personellem Aufwand die abgefragten Daten zu-sammengetragen und dazu beigetragen, eine möglichst belastbare Datengrundlage für die Be-richte zu schaffen. Hinzu kam die Beantwortung qualitativer Fragen im Rahmen einer Online-Befragung sowie für ausgewählte Unternehmen mehrstündige Einzelinterviews zum Thema Zusatzleistungen. Die in den folgenden Kapiteln und in den Themenpapieren dargestellten Punkte standen für den BDEW im Mittelpunkt des Austauschs mit den Gutachtern. Die The-menpapiere erläutern unter anderem, welche besonderen Herausforderungen die Messstel-lenbetreiber (MSB) jetzt und in der Zukunft sehen, die in der Kosten-Nutzen-Analyse und in den weiteren Berichten zu berücksichtigen sind.\r\n2.3 Betrachtungszeitraum\r\nBei der Bewertung der Ergebnisse aus der Marktbefragung ist wichtig zu beachten, dass die Einschätzungen der Branche sich immer auf die nächsten vier Jahre, und damit auf den Gel-tungszeitraum der Preisobergrenzen, beziehen. Jegliche Annahmen hinsichtlich Nutzenaspek-ten (siehe z. B. E&Y-Analyse zur Einsparung von Netzausbaukosten auf Basis § 14a EnWG,\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 9\r\nEnergieverbrauchseinsparungen etc.), technischer Entwicklungen oder möglicher Kostenein-sparungen sollten auf ihre Realisierbarkeit bis 2028 bewertet und dementsprechend einbezo-gen werden. Positive Effekte auf die Wirtschaftlichkeit, die erst langfristig im eingeschwunge-nen Zustand wirken, können im jetzigen Betrachtungszeitraum noch nicht einbezogen wer-den. In Anbetracht des notwendigen Rollouts intelligenter Messsysteme muss die Berechnung der Kostenentwicklung auf Daten und Fakten basieren, die den Status Quo zuverlässig abbil-den bzw. verlässlich fortgeschrieben werden können.\r\n3 Detaillierte Anmerkungen zur Berichterstellung\r\n3.1 Einschätzung der Effizienzpotenziale\r\nDie Gutachter E&Y und BET haben die Prämissen vorgestellt, welche den Rahmen für die Un-tersuchungen geben sollten. Die nachfolgenden Absätze erläutern einige Punkte, bei denen die Branche die größten Kostenhebel sieht. Eine detaillierte Erklärung der einzelnen Punkte ist dem angehängten Themenpapier zu entnehmen.\r\n Siehe BDEW-Themenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“\r\n3.1.1 Zunehmende Zahl an Einbaufällen und Komplexität der Messkonzepte\r\nIn den nächsten Jahren und damit im Betrachtungszeitraum für die Kosten-Nutzen-Analyse ist mit einer starken Zunahme der Einbaufälle und der Komplexität der Messkonzepte zu rech-nen. Ein Beispiel sind die Mieter- und Gebäudestromanwendungsfälle. Für den Einstieg in den Rollout standen zunächst eher einfach gelagerte Fälle im Fokus, um Erfahrungen zu sammeln; die Umsetzung komplexer Fälle steht erst noch an. Diese Abfolge ist auch der Grund für die Einführung des agilen Rollouts im MsbG. Der Zuwachs an Einspeiseanlagen und steuerbaren Verbrauchseinrichtungen führt nicht nur zu einer höheren Zahl an Einbaufällen, sondern auch zu komplexeren Messstellen und dafür benötigten Weiterentwicklungen in IT-Systemen und Prozessen, für die erprobte Konzepte noch nicht vorliegen und deren Umsetzung für die betei-ligten Marktrollen mit deutlich mehr Aufwand einhergeht. Die Anforderungen werden eher steigen, als dass sie sinken.\r\n3.1.2 Nutzungsdauer der Zähler und Smart-Meter Gateways\r\nAus mehreren Gründen sollte für die kommende Analyse eine Nutzungsdauer der modernen Messeinrichtungen (mME) wie auch der Smart-Meter Gateways (SMGW) von maximal acht Jahren angenommen werden. Einer der Gründe ist die oben erläuterte Entwicklung der Mess-konzepte sowie die funktionale Erweiterung der Zähler, Gateways und Steuerungstechnik und zu erwartende neue Anforderungen des BSI hinsichtlich Technischer Richtlinien und\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 9\r\nSchutzprofile. Darüber hinaus gibt es weitere Faktoren, welche die Nutzungsdauer negativ be-einflussen. Hierzu zählen Anforderungen aus dem Eichrecht wie das Stichprobenverfahren zur Verlängerung der Eichfrist oder das Qualifikationsverfahren, deren Mehrwert in keinem Ver-hältnis zum Aufwand steht. Die Prozesse sind entweder nicht wirtschaftlich oder bisher gar nicht durchführbar. Das Thema Eichrecht hat der BDEW in einem Positionspapier aufgegriffen, welches die angeführten Herausforderungen im Detail erläutert.\r\n3.1.3 Störungen, Leerfahrten und Mehrfachanfahrten\r\nIn den kommenden Jahren, in denen komplexere Einbaufälle verwirklicht werden, ist mit einer signifikanten Zunahme der Störquote sowie der Leer- bzw. Mehrfachanfahrten zu rechnen. Hinzu kommt der kundengetriebene „Rollout auf Verlangen“ als verstärkender Faktor. Der vorzeitige Einbau auf Kundenwunsch erschwert eine Priorisierung, beispielsweise von Stadt-teilen, wo eine gute WAN-Erreichbarkeit anzunehmen ist, und wirkt einer möglichst effizien-ten und aufwandsoptimierten Rolloutplanung entgegen.\r\n3.1.4 1:n Anbindung\r\nEin viel diskutierter, vermeintlicher Kostenhebel ist die Anbindung mehrerer Zähler an ein SMGW, was Hardware und damit Kosten sparen soll. Dem stehen allerdings praktische Her-ausforderungen entgegen. Derzeit besteht noch eine Vielzahl an strukturellen (Zählpunkt-dichte im Versorgungs-/Netzgebiet), technischen und prozessualen Schwierigkeiten, welche entweder ein n > 1 erst gar nicht zulassen oder merkliche Skaleneffekte durch n > 1 verhin-dern.\r\nNeben den technischen Hürden muss der Einschätzung des Einsparpotenzials durch eine 1:n Anbindung folgende Tatsache zugrunde liegen: Die Kosten der MSB hängen weniger von der Anzahl der Geräte ab, sondern überwiegend vom Betrieb des SMGW im Zusammenspiel mit der mME. Jede Messstelle, jede Entnahme oder Einspeisestelle ist jeweils gesondert zu ver-walten, Daten zu übermitteln, Zusatzleistungen zu erbringen, Anschlussnutzerwechsel zu be-arbeiten und dem GWA zu vergüten. Das Einsparpotenzial durch 1:n ist also auf einen Teil der Hardware begrenzt, da der prozessuale und systemseitige Aufwand je angebundener Messein-richtung und damit je abgebildetem iMSys anfällt und nicht je SMGW.\r\n3.1.5 Kosten des GWA-Dienstleisters\r\nEffizienzsteigerungen, insbesondere im Zusammenhang mit GWA-Kosten, sind in den nächs-ten Jahren – der Hochlaufphase des Smart-Meter Rollouts – nicht zu erwarten. Der GWA-Wechsel ist mit großem Aufwand verbunden, welcher mit der Anzahl der verbauten Geräte zunimmt. Zusätzlich sind die Prozesse zum GWA-Wechsel noch nicht standardisiert und\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 9\r\nweitere, gesetzliche und technische, Anforderungen werden absehbar vom GWA umzusetzen sein müssen. Dies führt zu mehr Komplexität, verbunden mit höheren Kosten für den MSB.\r\nDer Zunahme der Komplexität, u.a. durch die Umsetzung neuer Tarifanwendungsfälle, der Weiterentwicklung des Störungsmanagements oder die Anbindung des Steuerbox-Administra-tors, stehen zwar Synergieeffekte gegenüber durch die Mengenskalierung bei bereits etablier-ten Kern-Prozessen wie Inbetriebnahme, Personalisierung oder Zertifikatsverwaltung. Insge-samt überwiegen die zusätzlichen Aufwände jedoch aktuell diese Skaleneffekte. Erst mit fort-geschrittener Standardisierung, einem effizienten Monitoring (insbesondere der WAN-Anbin-dung) sowie „eingeschwungenen” und stabilen Aufgaben und Marktprozessen ist damit zu rechnen, dass die spezifischen Kosten durch Skaleneffekte im Rollout sinken.\r\n3.2 Divergenz zwischen Kosten und Preisobergrenzen\r\nDie negativen Tätigkeitsabschlüsse der MSB zeigen, dass die Branche für die Umsetzung des Smart-Meter Rollouts bisher stark in Vorleistung gegangen ist und insbesondere im Kontext der Zusatzleistungen ist weiterhin damit zu rechnen, dass sie noch weiter in Vorleistung gehen muss. Nichtsdestotrotz bestehen weiterhin die Bereitschaft und der Wille, die Digitalisierung der Energiewende voranzubringen und (mindestens) die gesetzlichen Rolloutquoten zu erfül-len. Das muss jedoch wirtschaftlich für die MSB darstellbar sein. Ein wirtschaftlicher Messstel-lenbetrieb ist auch aus den in den vorherigen Kapiteln erläuterten Gründen zu den derzeitigen Bedingungen nicht möglich. Den Kosten müssen angemessene Einnahmemöglichkeiten gegen-überstehen. Bisher ist dies nicht der Fall. Abhängig von den verschiedenen Einbaufallgruppen, fällt die Divergenz zwischen den Kosten und Preisobergrenzen unterschiedlich stark aus. Die größte Divergenz besteht in den Einbaufallgruppen bis einschließlich 6.000 kWh Jahresstrom-verbrauch. Es ist zu erwarten, dass diese Einbaufallgruppen durch den „Einbau auf Kunden-wunsch“ in Verbindung mit der Splittung des Messentgeltes bereits in den kommenden Jahren einen starken Mengenzuwachs aufweisen werden. Die Kosten der MSB sind nicht abhängig vom Verbrauch des Kunden, eine verbrauchsabhängige POG, gerade bei den optionalen Fällen bis 6.000 kWh, ist aus diesem Grund nicht nachvollziehbar. Der BDEW hat sich zu dieser Prob-lematik bereits ausführlich in seiner Stellungnahme im Rahmen des Verfahrens zur Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes (GNDEW) positioniert.\r\n3.3 Rechtliche Unklarheiten\r\nSchon vor den letzten Änderungen des Messstellenbetriebsgesetzes bestanden verschiedene Unklarheiten und Widersprüche innerhalb des MsbG und auch im Zusammenhang mit ande-ren Gesetzen wie dem EEG. Mit der Änderung des MsbG (GNDEW) vom 27. Mai 2023 sind ver-schiedene Fragen gelöst worden. Dafür haben sich neue Widersprüche ergeben. Eine Liste der\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 9\r\naus Sicht des BDEW nicht konsistenten Regelungen sind im Themenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“ zusammengefasst.\r\n Siehe BDEW-Themenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“\r\n4 Verpflichtende Zusatzleistungen\r\n4.1 Aktuelle Hürden\r\nDie verpflichtenden Zusatzleistungen nach § 34 Abs. 2 MsbG sind in ihrem Umfang nicht aus-reichend beschrieben und teils technisch noch nicht umsetzbar. Daher ist es aus Sicht des BDEW nicht sinnvoll, für diese Leistungen eine feste Preisobergrenze vorzusehen. Auch wenn erste Rahmenbedingungen – beispielsweise die BSI TR-03109-5 – inzwischen festgelegt sind, fehlen die praktischen Erfahrungen mit der Umsetzung. Die kommenden vier Jahre sollten ge-nutzt werden, um Erfahrungen bei den Zusatzleistungen zu sammeln, sodass diese anschlie-ßend angemessen bewertet werden können.\r\n4.2 Vorschlag für ein alternatives Modell\r\nZusatzleistungen sollten aus Sicht des BDEW praktikabler kategorisiert werden. Der BDEW un-terstützt daher ausdrücklich das von E&Y vorgeschlagene alternative Modell. Die Zusatzleis-tungen sollten generischer kategorisiert werden, eine detaillierte Beschreibung der einzelnen Leistungen sieht der BDEW jedoch nicht als Aufgabe des Gesetzgebers. Im Anhang ist eine Darstellung der Kategorien sowie der darunter eingeordneten Leistungspositionen, die aus Sicht des BDEW zur Abbildung des gesamten Leistungskataloges ausreichen, zu finden.\r\nErgänzend sollte jede Leistung auf bestehende und massengeschäftstaugliche Prozesse der Marktkommunikation zur Bestellung und Abrechnung überprüft werden, als auch darauf, wel-cher Marktteilnehmer zu der Bestellung welcher Leistung berechtigt ist. Die Bestellung und Abrechnung mit einer Privatperson, die nicht über die Marktkommunikation erfolgt, ist deut-lich aufwändiger und kostspieliger. Das sollte bei der Bepreisung einer Leistung bedacht wer-den. Korrespondierend zur Zunahme der Einbaufälle, wird auch die Zahl der angeforderten Zu-satzleistungen steigen. Hinzu kommt, dass die Zusatzleistungen jeweils vom Besteller zu zah-len sind. Als Besteller kommen unterschiedliche Unternehmen und der Letztverbraucher in Betracht. Im Zweifel sind ggf. mehrere Rechnungen über kleine Beträge an unterschiedliche Schuldner zu senden. Dies generiert deutlichen Mehraufwand beim MSB. Bestellungen und Abrechnungen müssen weitestgehend automatisiert und effizient abgewickelt werden.\r\nBis der Umfang der Zusatzleistungen bekannt und damit eine Bewertung der Kosten möglich ist, plädiert der BDEW dafür, die Leistungen zu angemessenen Entgelten abrechnen zu dürfen.\r\nZu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 9\r\nZum Thema „Zusatzleistungen“ wird der BDEW zeitnah ein eigenes Themenpapier veröffentli-chen.\r\n Siehe BDEW-Themenpapier „Zusatzleistungen“ – in Bearbeitung\r\nAnlagen\r\nThemenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“\r\nThemenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 22. März 2024\r\nFakten und Argumente\r\nThemenpapier zu den Analy-sen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG: Vermutete Effizienzpotenziale\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 12\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Hintergrund des Papiers ..................................................... 3\r\n2 Effizienzpotenziale und deren Realisierbarkeit im Verlauf des Rollouts ....... 5\r\n2.1 Messkonzepte ........................................................................................ 5\r\nZunahme der Komplexität ..................................................................... 5\r\nAnstieg der Personal- und IT-Kosten ..................................................... 5\r\n2.2 Nutzungsdauer der Zähler und Smart-Meter Gateways ....................... 6\r\nAnforderungen aus dem Eichrecht........................................................ 6\r\nFunktionale Erweiterung der Technik ................................................... 7\r\nNeue Anforderungen des BSI ................................................................ 7\r\nMSB-Wechsel ......................................................................................... 7\r\n2.3 Störungen, Leerfahrten und Mehrfachanfahrten ................................. 8\r\nKundengetriebener Rollout ................................................................... 8\r\nErtüchtigung der Zählerplätze ............................................................... 9\r\nSicherstellen der WAN-Kommunikationsanbindung ............................. 9\r\n2.4 1:n Anbindung ..................................................................................... 10\r\nWirtschaftliche und administrative Herausforderungen .................... 10\r\nTechnische Herausforderungen .......................................................... 10\r\n2.5 Kosten des GWA-Dienstleisters ........................................................... 11\r\nErweiterte Aufgaben und Funktionalitäten......................................... 12\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 12\r\n1 Einleitung und Hintergrund des Papiers\r\nDer Prozess zur Erstellung der Berichte und Analysen, wie sie nach § 48 des Messstellenbe-triebsgesetzes (MsbG) vorgesehen sind, läuft intensiv. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) ist verpflichtet, bis zum 30. Juni 2024 einen Bericht vorzulegen, der verschiedene Aspekte der Digitalisierung der Energiewende, insbesondere in Bezug auf den Smart-Meter Rollout, analysiert. In Vorbereitung auf die Berichterstellung wurden die Bera-tungsunternehmen E&Y sowie BET vom BMWK beauftragt, unterstützende Gutachten zu den Kosten und dem Nutzen des Rollouts zu erstellen.\r\nIm Rahmen der Vorbereitung und Erstellung der Gutachten prüfen die Gutachter auch mögli-che Effizienzpotenziale hinsichtlich unterschiedlicher Aspekte des Rollouts und werfen damit einen Blick in die Zukunft.\r\nErgänzend zu dem BDEW-Rahmendokument „Positionspapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG (Management Summary)“ nimmt das vorliegende Themenpapier eine Einschätzung der Effizienzpotenziale vor, die in Verbindung mit den in Kapitel 3.1 der Ma-nagement Summary aufgeführten Punkten häufig, unter anderem von den Beratungsunter-nehmen E&Y und BET, genannt werden. Diese Punkte umfassen Annahmen zu verschiedenen Rollout-Aspekten wie den vermuteten\r\n• Messkonzepten,\r\n• 1:n Anbindungen,\r\n• Störquoten,\r\n• Eichrechtlichen Vorgaben oder\r\n• Synergieeffekten bei der Gateway-Administration (GWA).\r\nÜbergreifend lässt sich dazu zusammenfassen, dass sich Effizienzpotenziale grundsätzlich in einem eingeschwungenen Zustand heben und umsetzen lassen. Daher ist wichtig zu betrach-ten, mit welchem Zeithorizont sich derartige Potenziale tatsächlich verwirklichen lassen. Kurz- und mittelfristig steht dem Markt und insbesondere den Messstellenbetreibern (MSB) ein enormer Umbruch auf verschiedenen Ebenen bevor. Die Technik für die Messung (sowohl Ge-rätetechnik als auch IT, Telekommunikation und Prozesse) ist noch nicht in einem einge-schwungenen Zustand. Für die Steuerung über das Smart-Meter Gateway (SMGW) fehlt noch die Standardisierung aller involvierten Komponenten. Auch die Umsetzung in den Unterneh-men (sowohl MSB als auch Netzbetreiber) steht noch aus. Es werden neue Anforderungen an die Technik hinzukommen und es sind deutliche Änderungen ggf. auch an der Hardware zu er-warten. In Deutschland ist eine Vielzahl von Beteiligten mit unterschiedlichen Aufgaben, Zie-len und ggf. unterschiedlichen Geräten (gesteuerten Anlagen) auf einen einheitlichen Stand zu bringen, damit am Ende ein zufriedenstellendes Ergebnis steht.\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 12\r\nVor diesem Hintergrund geht der BDEW davon aus, dass mittelfristig keine nennenswerten Effizienzpotenziale gehoben werden können. Im Gegenteil: vielmehr ist im Kontext der zu er-wartenden rasanten Entwicklung bei der Kommunikationstechnologie, bei der Steuerungs-technik und bei den Anwendungsfällen und den Rückwirkungen auf branchenweite Geschäfts-prozesse und IT-Systeme jedenfalls in den nächsten vier Jahren eher mit einem steigenden Aufwand zu rechnen. – Für eben diesen Zeitraum wird der Bericht Bestand haben.\r\nMit diesem Themenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“ sollen insbesondere die aktuell in der Diskussion befindlichen Effizienzpotenziale dieser Aspekte eingeordnet und erläutert wer-den. Die in diesem Papier beschriebenen Praxiserfahrungen zeigen auf, dass aktuell und in ab-sehbarer Zeit der Realisierung von Effizienzen in den genannten Themenkomplexen leider häufig noch praktische Herausforderungen entgegenstehen.\r\nDer BDEW betont daher die Wichtigkeit einer angemessenen Einschätzung dieser vermuteten Potenziale mit Blick auf die laufende Analyse und Berichterstellung nach § 48 MsbG. Nur wenn die Potenziale sachgerecht eingeschätzt werden, kann die Wirtschaftlichkeit und damit der Erfolg des Rollouts sichergestellt werden. Das BMWK sollte deshalb bei der Erstellung der Berichte den umfangreichen, von der Branche bereitgestellten Input nutzen und die erforder-lichen Konsequenzen ziehen, damit der Smart-Meter Rollout in der Praxis wirtschaftlich umge-setzt werden kann. Der flächendeckende Einbau von intelligenten Messsystemen ist notwen-dig, um die steigende Komplexität und Flexibilität des Energiesystems bewältigen zu können. Mit entsprechendem Gewicht sollten die Kosten, welche die umsetzenden Unternehmen tra-gen müssen, vom BMWK sachgerecht bemessen werden. Die Berichte nach § 48 MsbG kön-nen die Grundlage für die richtigen Rahmenbedingungen für einen erfolgreichen Rollout und eine sachgerechte Überprüfung und Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen in einem vierjährigen Turnus schaffen .\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 12\r\n2 Effizienzpotenziale und deren Realisierbarkeit im Verlauf des Rollouts\r\n2.1 Messkonzepte\r\nMit Blick auf die Messkonzepte ist in den nächsten Jahren nicht mit Vereinfachungen zu rech-nen. Die Anforderungen der Energiewende führen dazu, dass Messkonzepte sich in den nächs-ten vier Jahren stetig weiterentwickeln werden, mit der Folge einer deutlichen Zunahme der komplexen Fälle. Mieter- und Gebäudestromanwendungsfälle oder die jüngste Änderung des MsbG vom 29. Dezember 2023, die dem MSB die zusätzliche Verpflichtung zum marktlichen Steuern auferlegt, sind Beispiele dafür. Diese Dynamik erzeugt Mehraufwand beim MSB aus mehreren Gründen, welche nachfolgend aufgeführt sind.\r\nZunahme der Komplexität\r\nZu Beginn des Rollouts wurden und werden zunächst die einfachen Einbaufälle ausgestattet, um an diesen die Prozesse und die Technik systemisch zu erproben, grundlegende Erfahrung zu sammeln und massentauglich weiterzuentwickeln. Dies war auch der Gedanke des agilen Rollouts, der zum jetzigen Stand noch bis Ende 2024 möglich ist. Damit werden die Einbaufälle zukünftig aufgrund des Zuwachses an Einspeiseanlagen und steuerbaren Verbrauchseinrich-tungen nicht nur rein zahlenmäßig ansteigen, sondern auch in größerer Zahl komplex werden, bspw. durch mehrere Zähler und unterschiedliche Anwendungsfälle an derselben Marktloka-tion. Die dafür erforderlichen Messkonzepte unter Anwendung der intelligenten Messsysteme (iMSys) müssen in den kommenden Jahren erst noch erprobt und eingeführt werden. Die ge-troffenen Annahmen und bisher gesammelten Erfahrungen für iMSys basieren daher auf den bis dahin einfach umzusetzenden Messkonzepten und können nicht 1:1 für die zukünftigen (tendenziell komplexer werdenden) Anwendungsfälle hochgerechnet werden.\r\nDurch den Rollout wird ein großer Anteil der bisherigen jährlichen SLP-Messung einer tägli-chen und einer viertelstündlichen Bilanzierung zugeordnet werden. In Kombination mit den komplexen Messkonzepten und der steigenden Datenmenge, die übermittelt werden muss, wird sich der Aufwand dadurch vervielfachen. Hier ist der anzustrebende eingeschwungene Zustand noch lange nicht erreicht.\r\nAnstieg der Personal- und IT-Kosten\r\nMit Erhöhung der Anzahl komplexer Messkonzepte und deren Umsetzung mit iMSys steigen die Anforderungen an die angebundenen IT-Systeme, die Prozesse und an das Personal. Die-ses muss nicht nur speziell geschult, sondern auch in ausreichender Zahl gefunden, angestellt und gehalten werden. Dabei besteht bereits jetzt eine Konkurrenz zwischen den Montageres-sourcen für den Rollout von iMSys zum stark steigenden Personalbedarf für den im Zuge der\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 12\r\nEnergiewende erforderlichen massiven Netzausbau, den Ausbaupflichten laut EEG und dem anstehenden Anschluss von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG. Er-schwerend kommt hinzu, dass der Einbau von iMSys zusätzliche Kenntnisse und Fähigkeiten und damit die leistungsfähigsten Fachkräfte erfordert, um die eine große Konkurrenz herrscht. Begrenzte Ressourcen führen erfahrungsgemäß zu steigenden Personalkosten für die Mon-tage, auch um überhaupt geeignete Fachkräfte zu rekrutieren.\r\nNeben gestiegenen Anforderungen an das Personal müssen auch die IT-Systeme die neuen Anwendungsfälle mit komplexeren Messkonzepten – auch über die Sparte Strom hinaus – ab-bilden. MSB haben in den nächsten Jahren in den Produktivsystemen zahlreiche Funktionen und Prozesse umzusetzen, die systemseitig noch zu entwickeln und zu testen sind. Dies gilt im Kontext der Einspeiseanlagen für Messkonzept- und Anlagenbetreiberwechsel bis hin zum Komponentenwechsel des Zählers und/oder des SMGW. Insgesamt bedeutet das neben dem Anstieg der Personalkosten auch einen Anstieg des IT-Aufwands, der mögliche Effizienzpotenziale in der kurzen und mittleren Frist mindestens neutralisiert.\r\n2.2 Nutzungsdauer der Zähler und Smart-Meter Gateways\r\nAus mehreren Gründen sollte für die laufende Analyse eine Nutzungsdauer der modernen Messeinrichtung (mME) wie auch der SMGW von maximal acht Jahren angenommen werden. Einer der Gründe ist die oben erläuterte Entwicklung der Messkonzepte durch den Einbau von Wärmepumpen, Ladeeinrichtungen für Elektromobile und PV-Anlagen. Darüber hinaus gibt es weitere Faktoren, welche die Nutzungsdauer begrenzen. Nur, wenn die jeweiligen Prozesse und die verbleibende Dauer der Eichgültigkeit es wirtschaftlich zulassen, können mME, die aus unterschiedlichen Gründen vor Ablauf der Eichfrist gewechselt werden müssen, weiterver-wendet werden. Gründe für einen vorzeitigen Ausbau sind beispielsweise der Messstellenbe-treiberwechsel, erforderliche zusätzliche Funktionen wie die „Grid“-Funktion, die Zweirich-tungszählung oder die Nachrüstung mit einem wMBus-Modul. Die Faktoren, die den Effizienz-potenzialen einer langen Nutzungsdauer der Geräte entgegenwirken, sind nachfolgend detail-liert dargestellt.\r\nAnforderungen aus dem Eichrecht\r\nDie Anforderungen aus dem Eichrecht, insbesondere die Eichfrist und die mögliche Verlänge-rung, haben einen sehr großen Einfluss auf Effizienzpotenziale, die sich nur mit einer Ände-rung des Eichrechts heben lassen. Ein erster Schritt in die richtige Richtung ist die Vereinfa-chung des Verfahrens zu den Software-Updates und die Aufhebung der Eichfrist für das\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 12\r\nSMGW. Weitere Änderungen hinsichtlich der Verlängerung der Eichfrist für mME über die gel-tenden acht Jahre hinaus und der Vereinfachung des Stichprobenverfahrens fordert der BDEW schon lange. Das Stichprobenverfahren zur Verlängerung der Eichfrist oder das dazugehörige Qualifikationsverfahren, sind mit einem unverhältnismäßigen Aufwand verbunden, den ihr Mehrwert nicht rechtfertigt. Die Prozesse sind entweder nicht wirtschaftlich oder bisher gar nicht durchführbar, sodass in der Praxis auf die Eichfristverlängerung gänzlich verzichtet und der Einbau neuer Messeinrichtungen vorgezogen wird. Die Pflicht zur Einhaltung der gesetz-lich festgelegten Preisobergrenzen erschwert es zusätzlich, diese teuren, aufwendigen und zu-dem langwierigen Verfahren wirtschaftlich durchzuführen. Das Thema Eichrecht hat der BDEW in einem Positionspapier aufgegriffen, welches die angeführten Herausforderungen im Detail erläutert.\r\nFunktionale Erweiterung der Technik\r\nInsbesondere die Steuerungsfunktion wird derzeit getestet und umgesetzt. Die Anforderun-gen an die Funktionen der Mess- und Steuerungstechnik werden sich ändern, damit alle Betei-ligten Marktpartner sicher und interoperabel Steuerungsbefehle senden, erhalten, weiterlei-ten und umsetzen können. Standards für technische Einrichtungen wie die Steuerbox sind zu harmonisieren und die Anlagen in die IT-Landschaft zu integrieren. Ein eingeschwungener Zu-stand, in dem sich ggf. Effizienzpotenziale heben lassen, ist hier daher auf absehbare Zeit nicht erkennbar. Die Erweiterung der Funktionen soll über Software-Updates realisiert wer-den. Bisher bestehen nur wenig Erfahrungen zur Update-Fähigkeit der SMGW. Kann die Up-date-Fähigkeit der SMGW und ggf. auch Steuerboxen über einen nennenswerten Zeitraum (z. B. zehn Jahre) von den Herstellern nicht gewährleistet werden, sollte nicht von einer Nut-zungsdauer von mehr als acht Jahren ausgegangen werden.\r\nNeue Anforderungen des BSI\r\nEs ist damit zu rechnen, dass aufgrund der laufenden Anpassungen der Technischen Richtli-nien und der Schutzprofile zeitnah neue Anforderungen seitens des Bundesamtes für Sicher-heit in der Informationstechnik (BSI) zur Umsetzung auf die MSB zukommen werden. Um bspw. eine 1:n Anbindung am Netzknoten zu ermöglichen, wird das BSI im Rahmen der Anpas-sung der Technischen Richtlinie sowie des Schutzprofils voraussichtlich neue Anforderungen an das SMGW festlegen, was erwartbar einen vorzeitigen Ersatz der Bestandstechnik erfor-dert.\r\nMSB-Wechsel\r\nDer Wechsel des MSB, z. B. durch die Übernahme der Messstelle durch einen wettbewerbli-chen MSB oder durch Gebietsveränderungen des grundzuständigen MSB, führt in den meisten\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 12\r\nFällen noch zu einem vorzeitigen Zählerwechsel. Der MSB-Wechsel erfordert auch den Wech-sel des Gateway-Administrators (GWA), der wiederum einen komplexen Prozess auslöst. Der Aufwand des GWA-Wechsels steigt zusätzlich, wenn dieser auch einen Wechsel der im SMGW enthaltenen SIM-Karte erfordert. Der Wechsel vom Provider des alten MSB zum Provider des neuen MSB ist aufwändig und kostspielig, und erfordert ohnehin einen Monteur vor Ort, der die SIM-Karte wechseln müsste. Das führt dazu, dass die Übernahme bestehender Geräte derzeit aufwändiger ist als der Einbau eines neuen iMSys. Das hat zur Folge, dass funktionie-rende Gerätetechnik ausgebaut, verschrottet und frühzeitig abgeschrieben werden muss.\r\n2.3 Störungen, Leerfahrten und Mehrfachanfahrten\r\nIn den kommenden Jahren, in denen mehr komplexe Einbaufälle verwirklicht werden, ist mit einer signifikanten Zunahme der Störquote zu rechnen. Dies wird sowohl bei der Remote-Stö-rungsbehebung als auch bei der vor-Ort-Entstörung zu teils erheblichen Aufwänden führen. Mangelnde Erreichbarkeit im Wide Area Network (WAN) in Verbindung mit dem immer stär-ker kundengetriebenen Rollout kommen verstärkend hinzu und führen zu einer Zunahme der Leer- und Mehrfachanfahrten, die sich negativ auf die Wirtschaftlichkeit auswirken. Eine opti-mierte Rollout-Planung wird durch diese Vielzahl von zusammenhängenden Faktoren er-schwert, welche nachfolgend erläutert werden.\r\nKundengetriebener Rollout\r\nZukünftig werden iMSys auch für Haushaltskunden in der untersten Verbrauchsgruppe bis 6.000 kWh Jahresstromverbrauch immer attraktiver. Treiber dieser Entwicklung sind insbeson-dere das Angebot variabler und dynamischer Stromtarife oder ein höheres Bewusstsein für den Energieverbrauch. MSB sind ab 2025 verpflichtet, diese Messstellen auf Verlangen inner-halb von vier Monaten mit einem iMSys auszustatten. Dies sorgt für eine Verschiebung vom planbaren Rollout hin zum schwer zu kalkulierenden Einbau auf Kundenwunsch außerhalb der Pflichtfälle. Die MSB können bei der Planung des Rollouts nicht mehr die geeigneten Einbau-fälle priorisieren, wodurch die Anzahl der Leer- und Mehrfachanfahrten ansteigen wird. Ein strategischer Rollout, beispielsweise auf einen Stadtteil begrenzt, wo eine gute WAN-Erreich-barkeit anzunehmen ist, wird erschwert.\r\nHerausfordernd kommt hinzu, dass für eine erfolgreiche Ausstattung der Messstellen teils mehrere Anfahrten notwendig sind, da Kunden nicht immer zu den vereinbarten Terminen an-zutreffen sind, deren Installateur noch nicht fertig ist oder schlicht Angaben der Kunden feh-lerhaft sind. Zudem gibt es außer dem Zutrittsrecht des gMSB keine Mitwirkungspflichten des Kunden. Der Aufwand für den kundengetriebenen und verpflichtenden Rollout könnte\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 12\r\nzumindest durch Mitwirkungspflichten (Termineinhaltung, Datenbereitstellung zum Zähler-platz, WAN-Verfügbarkeit etc.) etwas gemildert werden. Eine Vielzahl an Maßnahmen kann zwar helfen, die Quote an Leerfahrten und Mehrfachanfahrten zu reduzieren, jedoch hat selbst eine geringe Quote entsprechende Auswirkungen auf die Montagesteuerung und die Montagekapazitäten.\r\nErtüchtigung der Zählerplätze\r\nHäufig kommt es zu Mehrfachanfahrten, weil der Zählerschrank bzw. der Zählerplatz nicht für die Montage eines iMSys geeignet ist. Dies zeigt sich erst, wenn der Monteur vor Ort ist, um das Messsystem einzubauen. Der Kunde muss die Anlage zunächst ertüchtigen, was zu einer Doppelanfahrt und Mehraufwand für den MSB führt. Erschwerend kommt hinzu, dass nicht jeder Anschlussnehmer bereit ist, in Neuinstallationen zu investieren, so dass die Umsetzung nicht reibungsfrei erfolgen wird. Im Sinne der Netzsicherheit sind die entsprechenden Vorga-ben in den Technischen Anschlussbedingungen (TAB) beschrieben und einzuhalten.\r\nInsgesamt wird aufgrund der Umstellung und der Tatsache, dass bei einer noch nicht erprob-ten Technik mit häufigeren Störungen zu rechnen ist, auch das Störungsmanagement deutlich aufwändiger sein, als wenn bereits ein eingeschwungener Zustand vorläge.\r\nSicherstellen der WAN-Kommunikationsanbindung\r\nEine stabile und sichere Kommunikationsanbindung wird insbesondere bei § 14a- wichtig sein. Die Erreichbarkeit der iMSys wird somit noch wichtiger werden. Um die kommunikative Er-reichbarkeit zu verbessern, basiert der Rollout auf einem Kommunikationsmix (LTE, Breitband Powerline (BPL), 450MHz). Bisher basiert der Rollout vorwiegend auf Mobilfunk, prioritär dort, wo guter Empfang herrscht. Es ist zu erwarten, dass mit fortschreitendem Rollout die Orte mit gutem Empfang stark abnehmen und es zu höheren Abbruchquoten aufgrund mangelnder Er-reichbarkeit kommt.\r\nBPL und 450MHz befinden sich derzeit noch im Aufbau, verbunden mit aktuell noch wenig praktischer Erfahrung. Neben den Fixkosten, die für jede der Kommunikationstechnologien auch im eingeschwungenen Zustand noch anfallen, entstehen insbesondere bei BPL und 450MHz aufgrund der Entwicklungsphase höhere Kosten mindestens in den nächsten vier Jah-ren.\r\nDie kommunikative Anbindung ist derzeit und mindestens in den kommenden vier Jahren eine technische und wirtschaftliche Herausforderung, die keine Effizienzpotenziale erkennen lässt.\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 12\r\n2.4 1:n Anbindung\r\nDie Skaleneffekte aufgrund der Anbindung mehrerer Zähler an einem SMGW, und damit ein etwaiges Einsparpotenzial, sind aus verschiedenen Gründen begrenzt. Zum einen aufgrund technischer Herausforderungen bei der Montage und Anbindung der Geräte, die häufig ledig-lich n = 1 erlauben. Zum anderen bleibt nicht nur der Großteil der Kosten auch bei n > 1 beste-hen, sondern würde dies in Teilen auch zu neuen Problemen führen. Die Herausforderungen von 1:n sind in diesem Abschnitt dargestellt.\r\nWirtschaftliche und administrative Herausforderungen\r\nNeben den technischen Schwierigkeiten bei der Montage von 1:n, gibt es wirtschaftliche und administrative Herausforderungen, die selbst bei der Anbindung mehrerer mME an ein SMGW bestehen bleiben bzw. sogar erst dadurch entstehen und Skaleneffekte dämpfen. Diese Her-ausforderungen wiegen sogar noch schwerer als die technischen Herausforderungen, da das Gesamtsystem aus Messstelle, Datenkommunikation und Datenverarbeitung bzw. die über-greifende Systemarchitektur nicht auf 1:n ausgelegt ist. Die Ertüchtigung der Systemarchitek-tur bedeutet zunächst einen erheblichen Mehraufwand.\r\nIn den Fällen, in denen die Mehrfachnutzung eines SMGW möglich ist, spart der MSB die Kos-ten für Beschaffung und Montage weiterer SMGW. Einsparungen bei den Gesamtkosten hän-gen jedoch nur geringfügig von der Anzahl der Geräte (SMGW) und vielmehr vom Betrieb der iMSys (SMGW + mME) ab. Jede Messstelle, jede Entnahme- oder Einspeisestelle ist jeweils ge-sondert zu verwalten, es sind separat Daten zu verarbeiten, zu übermitteln, Zusatzleistungen zu erbringen, Anschlussnutzerwechsel zu bearbeiten und jeweils dem GWA zu vergüten. Der prozessuale iMSys-Aufwand im Betrieb entsteht je angebundenem iMSys und nicht je SMGW. Insbesondere bei den GWA-Kosten wird das geringe Einsparpotenzial von 1:n deutlich, denn für die IT-Prozesse ist nicht allein entscheidend, wie viele SMGW angebunden sind, sondern wie viele Messsysteme verwaltet und administriert werden müssen.\r\nEiner potenziellen Effizienzsteigerung durch eine 1:n Anbindung steht darüber hinaus folgen-der möglicher Effizienzverlust gegenüber: Je größer die Anzahl von angebundenen mME an ein SMGW ist, desto höher ist der Aufwand im Falle einer Störung oder eines Ausfalls des ge-meinsamen SMGW. Davon wären unmittelbar alle angebundenen Messeinrichtungen und die jeweiligen Kunden betroffen, für die jeweils Ersatzwerte gebildet und erwartungsgemäß Rück-fragen beantwortet werden müssen.\r\nTechnische Herausforderungen\r\nBisher wird aus Interoperabilitätsgründen meist noch die drahtgebundene Installation von 1:n proprietären Funk-Lösungen vorgezogen. Für die drahtgebundene Installation ist\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 12\r\nZusatzmaterial für die Verkabelung erforderlich, gesonderte Installationsanweisungen sowie separat geschulte Monteure, die mehrere Zähler in einem Zählerschrank an ein SMGW anbin-den. Der drahtgebundene 1:n Ansatz ist aufgrund der Verdrahtung auf einen Zählerschrank begrenzt und zeitaufwändig sowohl in der Montage als auch bei der Störungssuche der kabel-gebundenen Komponenten.\r\nFür eine Anbindung von 1:n per Funk fehlt derzeit noch die nötige Standardisierung, um SMGW und Zähler interoperabel untereinander verwenden zu können. Bislang stehen für eine Anbindung per Funk lediglich Einzellösungen einzelner Hersteller zur Verfügung, die sich in der Praxis noch nicht etabliert haben, auch hinsichtlich der Montage. Die Hersteller entwickeln derzeit erste Geräte und bringen sie auf den Markt. Bevor sich Geräte mit Technologien wie z. B. wMBus, nicht auf dem Markt etabliert und im Zusammenspiel mit den jeweils verwende-ten Backendsystemen bewiesen haben, ist daher weder bei der Montage noch bei der Ver-wendung mit Synergieeffekten oder Effizienzen zu rechnen. Mit einer Standardisierung der Funk-Anbindung und damit einer flächendeckenden Installation ist nicht vor 2025 zu rechnen. Die Investitionen und anschließenden Betriebskosten einer Funkanbindung sind aktuell nur schwer abzuschätzen. Des Weiteren kann die Funklösung nicht in allen Einbausituationen ein-gesetzt werden und ist nicht für den Einsatz für TAF 10 (Abruf von Netzzustandsdaten) oder TAF 14 (Hochfrequente Messwertbereitstellung für Mehrwertdienste) geeignet.\r\n1:n Montagen funktionieren in einem Gebäude nur bei zentralen Anlagen, d.h. dort, wo sich die Zähler in räumlicher Nähe befinden. Sind die Zähler auf den Etagen verteilt (dezentrale An-lagen), lässt sich eine 1:n Montage bei drahtgebundenen Anbindungen nicht oder nur schwer umsetzen. Vor allem im ländlichen (Einfamilienhäuser-)Bereich ist eine Umsetzung oft nicht möglich. Die technische Machbarkeit einer 1:n Anbindung kann häufig erst vor Ort ermittelt werden. Selbst wenn systemseitig mehrere Zähler an einem Anschlussobjekt vorhanden sind, sagt dies nichts über deren physische Position im Gebäude und im Verhältnis zum Zählerplatz-aus.\r\n2.5 Kosten des GWA-Dienstleisters\r\nSignifikante Senkungen der Ausgaben für GWA-Dienstleister durch Effizienzsteigerungen beim GWA sind in den nächsten Jahren aus folgenden Gründen nicht zu erwarten:\r\nDie Umsetzung der bestehenden und noch zu erwartenden neuen Anforderungen sind mit großem Aufwand beim GWA verbunden. Der erforderliche Aufwand, um die neuen Anforde-rungen umzusetzen, steht der Realisierung von Effizienzen bei bereits etablierten Prozessen entgegen und verhindert diese. Erst mit fortgeschrittener Standardisierung, einem effizienten Monitoring (insbesondere der WAN-Anbindung) und eingeschwungenen und stabilen\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nVermutete\r\nEffizienzpotenziale\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 12\r\nMarktprozessen ist damit zu rechnen, dass die spezifischen Kosten durch Skaleneffekte im Rollout sinken. Beispiele neuer Anforderungen, die zu Mehraufwand beim GWA und dement-sprechend beim MSB führen, sind nachfolgend erläutert.\r\nErweiterte Aufgaben und Funktionalitäten\r\nArt und Anzahl der bereitzustellenden Daten wird in den nächsten Jahren stark ansteigen. Bei-spiele sind die Datenbereitstellung an Energiedienstleister (bspw. TAF 7), die Bereitstellung von Netzzustandsdaten an den VNB (TAF 10), die Datenbereitstellung der Ist-Einspeisung bspw. an den Direktvermarkter (TAF 9), die hochfrequente Messwertbereitstellung für Mehr-wertdienste (TAF 14) oder die Umsetzung von Submetering und Mehrspartenanwendungen.\r\nFür einen Großteil der daraus folgenden Anforderungen und Prozesse bestehen aktuell noch keine Standards, die Effizienzpotenziale schaffen könnten. Derzeit erfolgt in den Unternehmen soweit möglich die Implementierung der Prozesse zum GWA-Wechsel, deren Standardisierung aktuell im FNN vorbereitet wird. Bis zur Finalisierung und vollständigen Implementierung in den Unternehmen ist mit höherem Aufwand durch GWA-Wechsel zu rechnen, wie unter Kap. 2.2 erläutert ist.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 20. März 2024\r\nFakten und Argumente\r\nThemenpapier zu den Analy-sen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG: Hinweise zum Rechtsrahmen\r\nThemenpapier zu den Analysen und Berichten des BMWK nach § 48 MsbG:\r\nHinweise zum Rechtsrahmen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 2\r\nEinführung und Hintergrund\r\nDie nachfolgende Tabelle ist ein Diskussionsbeitrag zur Erstellung der Berichte und Analysen, die § 48 des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) vorsieht. Das Bundesministerium für Wirt-schaft und Klimaschutz (BMWK) ist danach unter anderem verpflichtet bis zum 30. Juni 2024 einen Bericht zum Rechtsrahmen und zur Entwicklung der Digitalisierung der Energiewende vorzulegen.\r\nDer BDEW hat sich bereits im Rahmen der letzten Verfahren zur Änderung des Messstellenbe-triebsgesetzes mit Vorschlägen zur Änderung und Ergänzung des MsbG und des EEG sowie der Mess- und Eichverordnung eingebracht. In der nachfolgenden Tabelle sind die Vorschläge zur Änderung dieser Gesetze übersichtlich geordnet und begründet.\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n2\r\nVorschrift Problembeschreibung Handlungsbedarf MsbG § 3 Abs. 3a Der Umfang der Regelung, ihr Anwendungsbereich und die Abgrenzung der Aufgaben zwischen An-schlussnehmer und Messstellenbetreiber sind unklar\r\nAnwendungsbereich\r\nFür welche Fälle gilt die Vorschrift?\r\n• Änderung oder Ergänzung einer Messeinrichtung: setzt voraus, dass bereits eine Messeinrichtung vorhanden ist. Neuanschluss ausgeschlossen?\r\n• Welche Änderungswünsche sind erfasst? Auch solche auf Einbau einer modernen Messeinrich-tung, wenn ein Zweirichtungszähler vorhanden ist?\r\n• Falls ja, kann für den vorzeitigen Einbau ein ange-messenes Entgelt verlangt werden?\r\nKlarstellung der offenen Fragen\r\nWer ist verantwortlich für die Eichgültigkeit und MSB im Sinne des Eichrechts?\r\n• Wer haftet für Fehler bei der Wahl der Messein-richtung, beim Einbau oder beim Betrieb die Messwerte nicht oder nicht korrekt erhoben wer-den (fehlerhafte Abrechnung), wenn der gMSB für die Messstelle weiter verpflichtet ist.\r\n• Welche Folge hat es, wenn der Anschlussnutzer oder der Anschlussnehmer bereits einen Dritten\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n3\r\nbeauftragt hatte? Anspruch gegen gMSB und Selbstvornahme insoweit ausgeschlossen?\r\nWann gilt ein Auftrag nach Satz 1 als erteilt?\r\n• In der Praxis wird die Fertigstellung durch den NB gemeldet und dieser beauftragt den MSB. MSBG stellt auf den Anschlussnutzer/Anschlussnehmer ab.\r\n• Unklar ab wann dieser frühestens den Antrag stel-len kann?\r\n§ 6 Abs. 6 Der Umfang der Regelung ist nicht ausreichend\r\n• Der Verweis erfolgt lediglich auf § 20 Abs. 1d EnWG\r\n• Die Wahl des Messstellenbetreibers durch den An-schlussnehmer ist danach nur dann möglich, wenn das virtuelle Summenzählermodell umgesetzt ist\r\n• Entsprechend müssen alle Zähler mit iMS ausge-stattet sein\r\n• Die geplante gemeinschaftliche Gebäudeversor-gung stellt dagegen nicht auf iMS, sondern auf 1/4h-Messung ab und wäre wohl der wichtigste Anwendungsfall für diese Regelung\r\nVerweise auf gemeinschaftliche Gebäudeversorgung aufnehmen, sobald die Regelung im Gesetz steht (Kommt mit Solarpaket 1) § 7 Abs. 1 Zeitpunkt der Abrechnung der Preisobergrenzen mit Preissplitt auch gegenüber NB\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n4\r\nFormulierung „entstandene Messentgelte“ ist unklar\r\nAbrechnung mit Preissplitt bereits mit Inkrafttreten faktisch nicht möglich und nicht nachvollziehbar für die Kunden\r\nPreisänderungen für Lieferanten, Netzbetreiber und Messstellenbetreiber ohne Übergangsfrist nicht um-setzbar\r\nKostenanerkennung für Netzbetreiber noch nicht ge-klärt\r\nKlarstellung im Gesetz, dass die Abrechnung der neuen Preisobergrenzen inklusive Preissplitt erst ab 1. Januar 2024 erfolgt. § 8 Regelung steht im Widerspruch zu § 22 NAV\r\nOrt des Einbaus bestimmt nach § 22 NAV der Netzbe-treiber aus guten Gründen.\r\n§ 8 sieht vor, dass den Ort der Messstellenbetreiber bestimmt und dazu den Anschlussnehmer konsultie-ren soll. Konsultation ist sinnlos, wenn der Anschluss-nutzer und der MSB vom NB abhängig sind.\r\n„Ort“ aus § 8 streichen – insgesamt ist die Konsultati-onspflicht sehr aufwändig. § 11 Auffangmessstellenbetreiber: Zirkelschluss bei der Verweisung auf die Aufgaben und die Rechte des Auffangmessstellenbetreibers\r\nDer Auffangmessstellenbetreiber nach § 11 Abs. 3 Nr. 3 MsbG kann seine Zuständigkeit nicht abgeben, auch wenn er die Aufgabe nicht übernehmen möchte. Er ist daher an die (zu geringen) Preisobergrenzen gebun-den und wäre verpflichtet ein Verlustgeschäft auf-recht zu erhalten. Eine Ausschreibung ist in diesen\r\nZu prüfen ist, ob das Gesetz ein Unternehmen ver-pflichten kann ein defizitäres Geschäft zu führen, ohne einen Ausgleich vorzusehen oder ggf. höhere Preisobergrenzen.\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n5\r\nFällen nicht möglich, weil die Aufnahme der Tätigkeit bereits voraussetzt, dass die Ausschreibung erfolglos war. § 19 Abs. 2 Verordnungsermächtigung zum Verbot und zur Ein-schränkung der Nutzung der 2. WAN-Anbindung zu unkonkret\r\nDer Hintergrund der Einführung der Verordnungser-mächtigung erscheint verständlich. Auch, wenn die Anlagen nicht über das Smart-Meter-Gateway ange-steuert werden, sondern über ein Energiemanage-mentsystem, muss es möglich sein entsprechende Si-cherheitsvorgaben für die Steuerung zu treffen. Die massenhafte Steuerung von Verbrauchsanlagen (und Erzeugungsanlagen – siehe EEG) muss gesichert erfol-gen. Sollten sich Probleme abzeichnen muss eine Möglichkeit bestehen, entsprechende Vorgaben zu treffen. Allerdings ist die Regelung sehr vage. Die Vo-raussetzungen für ein entsprechendes Verbot oder die Schaffung von zusätzlichen Sicherheitsvorgaben müssen klar sein, damit sich die Unternehmen, die entsprechende Energiemanagementsystem oder ähn-liche Anwendungen nutzen darauf einstellen können und nicht von heute auf morgen mit einem Verbot ih-res Geschäftsmodells konfrontiert sind.\r\nKlarstellung der Voraussetzungen für den Erlass einer entsprechenden Verordnung § 19 Abs. 5 Übergangsregelungen nicht praxisgerecht\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n6\r\nInsbesondere für dritte Messstellenbetreiber schafft die Regelung keinen Bestandsschutz, weil sie den Zeit-punkt des Einbaus eines intelligenten Messsystems nicht selbst steuern können und § 19 Abs. 5 auch nur auf den Einbau durch den grundzuständigen Messstel-lenbetreiber abstellt. Die Regelung soll auch nur gel-ten, wenn der Einbau des iMS schon angekündigt ist.\r\nDie Übergangsregelung mit Bestandsschutz für bereits verbaute Geräte erscheint sinnvoll, um keinen Elekt-roschrott zu erzeugen. § 20 Anforderungen an das iMS – Ausblick RLM\r\nBisher keine technische Lösung ersichtlich, die gleich-ermaßen alle Anforderungen an Messsysteme für alle Messstellen erfüllt.\r\n• RLM – andere Anforderungen stehen im Vorder-grund (z.B. weniger Datenschutz dafür mehr Daten in kürzeren Abständen, bei hoher Sicherheit)\r\n• Ggf. abweichende Vorgaben für iMS in höheren Spannungsebenen mit RLM\r\nPrüfung der Differenzierung bzw. der Möglichkeit un-nötige Komplexität zu reduzieren. § 30 Einbaufallgruppen und Preisobergrenzen\r\n§ 30 Abs. 4\r\nNetzbetreiber erstellen eine Prognose nur, bei Kun-den, die über ein Standardlastprofil abgerechnet wer-den. Sobald ein iMS eingebaut worden ist und Absatz 4 Anwendung findet erstellt der NB kein Standardlast-profil mehr, das hier genutzt werden könnte.\r\nErstellt der Netzbetreiber keine Jahresverbrauchs-prognose, sollte auf Werte vergleichbarer Energiean-lagen abzustellen und sind die tatsächlichen Um-stände des Einzelfalls angemessen einzuziehen.\r\n§ 30 Abs. 5\r\nZusammenfassung der Fallgruppen für die Anschluss-nutzer ist insgesamt nicht mehr sinnvoll wegen der neuen Aufteilung der Preisobergrenzen. Der\r\nInsgesamt neue Systematik hinsichtlich der Einbaufall-gruppen zu prüfen, wegen der massiven Änderungen\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n7\r\nAnschlussnutzer zahlt ohnehin nur einen Teil der ge-samten POG.\r\nhinsichtlich der Ansprüche, die die Anschlussnutzer und Anschlussnehmer erhalten haben. § 31 Abs. 1 Agiler Rollout – Endzeitpunkt unklar\r\nDer Zeitpunkt für das Update ist unklar. „Spätestens ab 2025“ könnte der 1. Januar aber auch der 31. De-zember 2025 sein.\r\nGgf. entsteht auch eine Diskrepanz zu § 19 Absatz 5, der davon ausgeht, dass Bestandssysteme noch bis zum 31. Dezember 2025 genutzt werden können.\r\nKlarstellen, dass spätestens bis 31. Dezember gemeint ist. § 32 Abs. Abrechnung moderner Messeinrichtungen\r\nBisher sind die Messentgelte für konventionelle Zwei-richtungszähler und Einrichtungszähler unterschied-lich. Moderne Messeinrichtungen sind per Definition immer Zweirichtungszähler (Formulierungshilfe).\r\nIn § 32 MsbG fehlt eine Regelung, die den Mehrauf-wand für die Abrechnung einer modernen Messein-richtung berücksichtig, die die Messlokation für eine verbrauchende und eine erzeugende Marktlokation bildet. Diese Abrechnungssystematik wird den Aufga-ben und dem Aufwand des MSB bei einer modernen Messeinrichtung, die beide Energieflussrichtungen er-fasst, nicht gerecht.\r\nBildung der Preisobergrenze nicht nach Gerät, son-dern pro Anwendungsfall (Einspeisung und Bezug).\r\n§ 33 Verordnungsermächtigung - Umfang\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n8\r\nUnklar ist, ob die Vierjahresfrist für die Erhöhung der POG für den Anschlussnutzer erst ab Erlass der Ver-ordnung oder ab Inkrafttreten des Gesetzes gilt. Dass die Analyse der Kosten und Nutzen derzeit erst noch erfolgt, sollte berücksichtig werden.\r\nKlarstellung, dass mit einer Veränderung über die Ver-ordnung gemeint ist. § 34 Abs. 1 Standardleistungen - Umfang teils unklar\r\n§ 34 Abs. 1 Nr. 4\r\nDie Regelung sieht vor, dass nach Maßgabe der §§ 56 und 64 die Erhebung von viertelstundengenauen Netzzustandsdaten und deren tägliche Übermittlung an den Netzbetreiber über das Smart-Meter-Gateway zu erfolgen hat.\r\nUnklar ist was tägliche Übermittlung bedeutet. Täglich könnte auch mehrfach täglich sein – was ein deutlich höherer Aufwand wäre.\r\nKlarstellung, dass nur 1x täglich die Netzzustandsda-ten übertragen und bereitgestellt werden.\r\n§ 34 Abs. 2 Zusatzleistungen – Umfang und Startzeitpunkt teils unklar\r\nSatz 1\r\nAufzählung der Berechtigten nicht für alle Zusatzleis-tungen passend. Nicht alle Berechtigten können alle Zusatzleistungen verlangen. Bei einigen Zusatzleistun-gen ergeben sich hier Auslegungsfragen, u.a.:\r\n• Mehrspartenmetering – Anschlussnutzer, An-schlussnehmer aber nicht der MSB der anderen Sparten?\r\n• Submetering – Begriffe aus der Energiewirtschaft (siehe Begriffsbestimmung) passen nicht eindeutig\r\nGgf. Klarstellung wer, die jeweilige Zusatzleistung be-antragen kann\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n9\r\nauf die Liegenschaft und die Heizkostenabrech-nung\r\n• Ausstattung der Unterzähler – Anschlussnutzer oder auch Anschlussnehmer (wohl nur bei Bündel-angebot?)\r\n• Teilnahme am Regelenergiemarkt – wer kann be-auftragen\r\nKlärung ist auch wichtig, weil von der Beantragung ab-hängt, wer die Zusatzleitung bezahlt.\r\n§ 34 Abs. 2 Nr. 4\r\nFraglich, ob Antrag auf Zusatzleistung – vorgezogener Einbau auch vor 2025 gestellt werden kann:\r\nHintergrund – Anforderungen nach dem EEG\r\n§ 34 Abs. 2 Nr. 12 Regelung ist systematisch nicht mit § 34 Absatz 1 und 2 und § 7 vereinbar.\r\n• Soweit § 34 Absatz 2 Leistungen erfasst, die nicht durch ein intelligentes Messsystem erbracht wer-den können ist die Regelung nicht umsetzbar.\r\n• Konventionelle Messeinrichtungen und damit er-brachte Leistungen werden nicht durch den Mess-stellenbetreiber, sondern durch den Netzbetreiber erbracht und fließen in die Erlösobergrenze ein.\r\n• Sie sind insoweit auch keine Zusatzleistung zu den Standardleistungen, sondern ein völlig anderer Re-gelungsgegenstand.\r\nPflichtleistungen für Messstellenbetreiber, die kon-ventionelle Messeinrichtungen betreiben, dürfen nicht in § 34 geregelt werden. Sie folgen der anderen Netzentgeltregelungen (Erlösobergrenze).\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n10\r\n• In diese Systematik passt auch nicht die Vorgabe einer Preisobergrenze. § 35 Preisobergrenzen für Zusatzleistungen\r\nDie Gesetzessystematik in §§ 3 und 7 und § 35 Abs. 1 widersprechen sich:\r\n• § 35 sieht grundsätzlich ein zusätzliches angemes-senes Entgelt dessen Angemessenheit bei Einhal-tung der Preisobergrenzen vermutet wird.\r\n• § 7 Abs. 1 sieht vor, dass das Entgelt die Preisober-grenzen einhalten muss. Dies könnte weiterge-hend verstanden werden als eine Vermutung.\r\n• § 3 sieht vor, dass der grundzuständige Messstel-lenbetreiber ist in keinem Fall berechtigt ist, für die Erbringung der Standardleistungen nach § 34 Ab-satz 1 mehr als die in § 30 jeweils genannten Höchstentgelte und für die Erbringung von Zusatz-leistungen nach § 34 Absatz 2 mehr als die in § 35 Absatz 1 jeweils genannten Höchstentgelte vom je-weiligen Entgeltschuldner zu verlangen\r\nEs sollte bei der Vermutungswirkung erscheint sinn-voll – andere Regelungen des Gesetzes sollten ihr nicht widersprechen.\r\nDies ist insbesondere mit Blick darauf wichtig, dass de Umfang der Zusatzleistungen sich noch gar nicht ge-nau beziffern lässt und in der Folge auch die Höhe der angemessenen Entgelte.\r\n§ 40 Abs. 1 Anbindungspflicht Strom\r\nDie Regelung überflüssig, ungenau und wirft Abgren-zungsfragen auf.\r\nUnklar ist, ob eine Anbindung auch erfolgen muss, wenn es sich nicht um den gleichen Anschlussnutzer handelt. Nach Sinn und Zweck erfolgt in diesen Fällen\r\nKlarstellung\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n11\r\nkeine Anbindung, weil der Verweis auf die POG (für den gleichen Anschlussnutzer) sonst unsinnig wäre.\r\n• Verpflichtung betrifft grundzuständigen MSB, auch wenn er für die Messstelle nicht zuständig ist.\r\n• Ggf. sind für andere Messeinrichtungen andere MSB zuständig\r\n• NB, MSB und Anschlussnutzer, Anschlussnehmer können die Messeinrichtungen bzw. Anlagen aus-statten lassen – keine Notwendigkeit für Zwang wo auf keiner Seite Interesse besteht\r\n• Je nach Einbaufallkonstellation ist fraglich ob und welche Kostentragungsregelungen gelten (Kann Zusatzleistungsentgelt erhoben werden?) § 40 Abs. 2 Anbindungspflicht Gas\r\nEntbehrlich, da verpflichtende Zusatzleistung, falls An-bindung sinnvoll und gewünscht ist.\r\n§ 47 Abs. 3 Nr. 13 Festlegungsbefugnis zur Pseudonymisierung – Inhalt unklar\r\nDie Festlegungsbefugnis bezieht sich auf die Übermitt-lung von Daten, die im Gesetz datenschutzrechtlich bereits konkretisiert worden ist, § 52. Es stellt sich die Frage, was genau die BNetzA hier festlegen können soll bzw. welche Folgen sich daraus ergeben.\r\nKlarstellung oder Streichung, falls die Regelung nicht erforderlich ist. § 52 Abs. 1 Umfang der datenschutzrechtlichen Anforderungen unklar\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n12\r\nDefinition was „alphanumerische Bezeichnungen des Ortes der Messung“ bedeutet und ob eine weiterge-hende Pseudonymisierung des Messlokation/Marktlo-kations-ID erforderlich ist.\r\nWeitergehende Pseudonymisierung (nochmalige Nut-zung eines weiteren Schlüssels für die ID) sollte ver-mieden werden. Sie generiert großen Aufwand für praktisch keinen Nutzen. § 61 Abs. 2 Verbrauchsinformationen für den Anschlussnutzer bei intelligenten Messsystemen und modernen Mes-seinrichtungen\r\nDie Einsichtnahme der Anschlussnutzer muss bisher über das Smart-Meter-Gateway an eine lokale Anzei-geeinheit erfolgen. Nur alternativ und mit Einwilligung des Anschlussnutzers können die Informationen, ins-besondere wenn eine direkte Kommunikation nach Satz 1 technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht vertretbar ist, über eine Anwendung in einem Online-Portal, das einen geschützten individuellen Zu-gang ermöglicht, innerhalb des gleichen Zeitraums zur Verfügung gestellt werden.\r\nAm 5. Juli 2023 veröffentlichte die EU-Kommission die erste EU-Durchführungsverordnung zum Thema „In-teroperabilitätsanforderungen und diskriminierungs-freie und transparente Verfahren für den Zugang zu Mess- und Verbrauchsdaten“.\r\nDie Verordnung sieht die Lösung über das Online-Por-tal als Grundsatz an auch für Daten aus konventionel-len Messeinrichtungen. Dies ist mit der Regelung in § 61 Abs. 2 nicht vereinbar, nach der diese Lösung nur unter bestimmten Voraussetzungen anzuwenden ist. § 61 Absatz 2 ist entsprechend anzupassen und die Vorhaltezeit zu begrenzen, wie dies die Richtlinie vor-sieht. EnWG § 20 Absatz 1d Umfang der Verpflichtung und Wechselwirkung mit anderen Vorgaben\r\nFür kleinere Objekte und Gebäudestrom ist dieses Modell umsetzbar. Die erwarteten Verluste sind nicht\r\nKlärung der Voraussetzung und Prüfung der Begren-zung auf Niederspannung.\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n13\r\nso erheblich, dass die Anwendung ausgeschlossen wäre. Aber insbesondere in größeren Kundenanlagen könnte das zu Problemen führen. Hinsichtlich des Ei-genverbrauchs von Anlagen, (unberechtigt) ungemes-sen entnommener Mengen. Darüber hinaus stellt sich die Frage, ob die Zahl der verrechneten Messwerte tatsächlich unbegrenzt sein kann, da sich Messfehler bei der Verrechnung von Messwerten potenzieren. Es sollte ggf. Klargestellt werden, dass wenn ein derarti-ges Modell gewählt wird, jede erzeugte und entnom-mene Energiemenge in der Kundenanlage gemessen werden muss und dass Messungen zu anderen als den Zwecken der Ermittlung des Energiebezugs oder der Einspeisung am Netzanschluss ggf. zusätzliche Mess-einrichtungen verlangen. Mess- und Eichver-ordnung (MessEV) Anlage 7 Eichfrist für elektronische Zähler\r\nEichfrist beträgt bisher nur 8 Jahre.\r\n• Keine Belege dafür, dass die Eichgenauigkeit nach-lässt.\r\n• Messeinrichtungen sollten nicht frühzeitig ausge-baut werden müssen, wenn sie voll funktionsfähig sind. Das ist nicht nachhaltig und teuer.\r\nVerlängerung auf 16 erforderlich.\r\n§ 35\r\nKriterien für Stichprobenverfahren\r\nBDEW-Themenliste Rechtsrahmen § 48 – 20. März 2024\r\n14\r\nAuf der Grundlage der bisherigen Regelungen in § 35 MessEV sind die Vorgaben für die Eichfristverlänge-rung nicht zu erreichen oder der Aufwand so hoch, dass die Messeinrichtungen nach 8 Jahren ausgebaut werden, statt ein Stichprobenverfahren anzustrengen.\r\n• Angemessene Ausgestaltung des Stichprobenver-fahren, das eine erfolgreiche Verlängerung der Eichfrist ermöglicht\r\n• Erhöhung der Fristverlängerung von 2 auf 5 Jahre EEG § 9 Technische Einrichtungen für marktorientierte Steue-rung\r\nAb wann kann der Antrag beim MSB nach § 9 Abs. 2 EEG (neu) gestellt werden, auch wenn es noch keine Verpflichtung zur Ausstattung gibt?\r\nKlärung\r\nAb wann gelten Wärme-pumpen, Speicher und nicht-öffentliche Ladeeinrichtungen als steuerbare Ver-brauchseinrichtung nach § 14a EnWG im Sinnen des (neuen) § 9 Abs. 1 EEG 2023, so dass eine mit diesen Technologien errichtete PV-Anlage fernsteuerbar sein muss?"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Diskussionspapier\r\nEckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nVorschläge zur Weiterentwicklung des nationalen Treibhausgasquotenhandels für den Verkehr\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 15\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 3\r\n2 Zusammenfassung ..................................................................................... 4\r\n3 Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der RED III im Verkehr und Weiterentwicklung des Treibhausgasquotenhandels .................................. 6\r\n3.1 Ambitionierte Weiterentwicklung des nationalen THG-Quotenhandels mit perspektivischer Fortschreibung über das Jahr 2030 hinaus ......... 6\r\n3.2 Sicherstellung des Minderungsbeitrages zur Einhaltung der Sektorziele des Bundes-Klimaschutzgesetzes durch einen ambitionierten Quotenpfad (§ 37a Abs. 4 BImSchG) ............................ 7\r\n3.3 Ausweitung des Kreises der Verpflichteten des Quotenhandels auf weitere fossile Kraft- und Treibstoffe ................................................... 8\r\n3.4 Ausweitung der Erfüllungsoptionen um bestimmte erneuerbare Kraftstoffe sowie weitere in der RED III genannten neuen Erfüllungsoptionen ................................................................................ 9\r\n3.5 Weiterentwicklung des Mechanismus zur Anpassung der Treibhausgasminderungsquote (§ 37h BImSchG) ................................. 9\r\n3.6 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Anrechnung von Fahrstrom ............................................................................................................. 10\r\n3.7 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Obergrenzen für die Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen ........................................................................... 11\r\n3.8 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Mindestanteile für fortschrittliche Biokraftstoffe (38. BImSchV) und strombasierte Kraftstoffe (37. BImSchV) .................................................................... 12\r\n3.9 Umsetzung der Anforderungen von RED III und ReFuelAviation-Verordnung für den Flugverkehr ......................................................... 13\r\n3.10 Umsetzung der Anforderungen von RED III und FuelEU-Maritime-Verordnung für den Seeverkehr .......................................................... 14\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 15\r\n1 Einleitung\r\nDie Änderung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2023/2413 (sog. RED III) ist am 31. Ok-tober 2023 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht worden. Den Mitgliedstaaten wird eine allgemeine Umsetzungsfrist bis zum 21. Mai 2025 gewährt. Mit der Richtlinie wer-den u. a. die Vorgaben der RED II zur Nutzung erneuerbarer Energien im Verkehr und zur Min-derung der Treibhausgasemissionen bei Kraftstoffen weiter angehoben und fortgeschrieben. Für den Bereich Verkehr sind insbesondere die Artikel 25 bis 29 sowie Artikel 20a von Bedeu-tung. Darüber hinaus sind bei der Umsetzung auch die im Herbst 2023 veröffentlichten EU-Verordnungen zu den Initiativen „ReFuelEU Aviation“ und „FuelEU Maritime“ zu beachten.\r\nIn Deutschland werden die Bestimmungen der Erneuerbare-Energien-Richtlinie für den Ver-kehr über das Bundes-Immissionsschutzgesetz (Zweiter Abschnitt: Treibhausgasminderung bei Kraftstoffen - §§ 37a-h) sowie in mehreren nachgelagerten Verordnungen (36., 37. und 38. BImSchV) umgesetzt. Das Schlüsselinstrument für die Erreichung von Mindestanteilen an Er-neuerbarer Energie und zur Reduktion der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen ist in Deutschland die Treibhausgasminderungsquote.\r\nDer Verkehrssektor hat den größten Nachholbedarf beim Klimaschutz. Die Treibhausgasre-duktionen stagnieren und überschreiten das dritte Jahr in Folge die Sektorziele des Bundes-Klimaschutzgesetzes. Die Projektionsberichte 2023 und 2024 der Bundesregierung zeigen auf, dass ohne entschlossenes Nachsteuern trotz des im Oktober 2023 beschlossenen Klimaschutz-programmes 2023 der Bundesregierung und des Sofortprogrammes des BMDV eine dauer-hafte Verfehlung der sektoralen Jahresemissionsmengen bis 2030 und darüber hinaus abseh-bar sind. Bei Verfehlen der Vorgaben der europäischen Klimaschutzverordnung drohen zu-dem hohe Belastungen für den Bundeshaushalt durch Zukauf von Emissionszuweisungen aus anderen Mitgliedstaaten und ggf. Strafzahlungen aus Vertragsverletzungsverfahren.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft – BDEW e.V. vertritt die Interessen einer Vielzahl von Unternehmen der Energiewirtschaft, die Strom für den Verkehr, klimaneut-rale Kraftstoffe einschließlich Wasserstoff sowie Biomethan und verflüssigtes Biomethan (Bio-LNG) für Erdgasfahrzeuge erzeugen und für den Endverbrauch bereitstellen. Die vom BDEW vertretenen Unternehmen nehmen regelmäßig als Dritte und in einigen Fällen auch als Ver-pflichtete am Treibhausgasquotenhandel teil.\r\nDer BDEW tritt für einen technologieoffenen und marktbasierten Ansatz bei der Erfüllung der europäischen Vorgaben und nationalen Klimaschutzziele für den Verkehr unter Nutzung eines breiten Spektrums alternativer Fahrzeugantriebe und Kraftstoffe ein, da jede alternative An-triebsform spezifische Vorteile aufweist und alle Alternativen zur Erreichung der Klimaschutz-ziele im Verkehrssektor erforderlich sein werden.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 15\r\nVor diesem Hintergrund spricht sich der BDEW für eine zielgerichtete und ambitionierte Wei-terentwicklung des bestehenden Treibhausgasquotenhandels aus. Bei der Fortschreibung des Systems sollte ein erheblicher zusätzlicher Treibhausgasminderungsbeitrag aus dem Kraftstoff-bereich erreicht werden, der im Zusammenwirken mit europäischen Vorgaben an die Fahrzeug-hersteller, Förderanreizen für die Kunden und dem nationalen bzw. künftig europaweiten Brennstoffemissionshandel die Zielerreichung beim Klimaschutz und beim Ausbau Erneuerba-ren Energien gewährleistet.\r\nGrundvoraussetzung dafür ist ein funktionierender Markt mit entsprechenden Vollzugsmecha-nismen. Der derzeit zu beobachtende starke Preisverfall der CO2-Zertifikate im Rahmen der THG-Minderungsquote, u. a. in Folge von gestiegenen Biodiesel-Importen aus China, wirkt sich negativ auf bestehende und zukünftige Projekte bei der Reduktion der THG-Emissionen im Ver-kehrssektor aus. Der BDEW bittet die Bundesregierung, die Ursache des Preisverfalls genauer zu untersuchen und bei begründetem Verdacht entsprechende Gegenmaßnahmen zu ergreifen, um das Vertrauen der Akteure in das Instrument sicherzustellen.\r\nIm vorliegenden Eckpunktepapier werden die wesentlichen Leitplanken für die Umsetzung der RED III im Verkehrssektor und die notwendige Weiterentwicklung des nationalen Treib-hausgasquotenhandels aus Sicht der Energiewirtschaft formuliert.\r\n2 Zusammenfassung\r\n›\r\nDas bestehende THG-Quotenhandelssystem für den Straßen- und Schienenverkehr sollte fortgeführt und punktuell weiterentwickelt werden. Dabei sollte auch das Zusam-menspiel von Effizienzfaktoren und Mehrfachanrechnungen für bestimmte Erfül-lungsoptionen mindestens bis zum Jahr 2030 beibehalten werden.\r\n›\r\nBei der Umsetzung der RED III sollte die Bundesregierung nicht nur eine Fortschreibung der Regelungen bis zum Jahr 2030 vornehmen, sondern auch die Zeit nach 2030 min-destens bis zum Jahr 2040 in den Blick nehmen.\r\n›\r\nIm Markt herrscht zurzeit ein erhebliches Überangebot an Erfüllungsoptionen. Um dem damit einhergehenden Preisverfall bei den Quotenerlösen entgegenzuwirken, sollte die Nachfrageseite durch einen ambitionierten Quotenpfad, der den Beitrag der THG-Min-derungsquote zum Erreichen der Klimaschutzziele im Verkehr sichert, gestärkt werden. Konkret sollte die THG-Quote von 10,5 % in 2025 auf 14,5 % angehoben werden. In den folgenden Jahren sollte das Mandat linear auf 25 % in 2030 ansteigen.\r\n›\r\nEs sollte ein weiterer kontinuierlicher Quotenaufwuchs auf mindestens 35 % Treibhaus-reduktion bis zum Jahr 2035 angestrebt und anschließend ambitioniert fortgesetzt\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 15\r\nwerden, um den Beitrag der THG-Minderungsquote zum nationalen Minderungsziel des Klimaschutzgesetzes für 2040 von 88 % gegenüber 1990 sicherzustellen.\r\n›\r\nNeben Straßenverkehr sollte auch der Flugverkehr, der Schienenverkehr und die Schiff-fahrt einer Quotenregelung unterliegen. Die verschiedenen Verkehrsträger sollten hier-bei separat adressiert werden, d. h. insbesondere, dass die bestehende THG-Quote wei-ter, auf die für den Straßen- und Schienenverkehr in Verkehr gebrachten Otto- und Die-selkraftstoffe und die europäischen Ziele der ReFuelEU Aviation und FuelEU Maritime für Luftfahrt und Schifffahrt angewendet werden sollten.\r\n›\r\nDie Möglichkeit für Fahrstromlieferungen, entweder den Emissionsfaktor für den Durch-schnitt des deutschen Strommix zu verwenden oder einen Direktbezug von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen nachzuweisen, sollte beibehalten und um die Erfül-lungsoption erweitert werden, einen EE-Strombezug aus dem Netz anzurechnen, soweit die Einhaltung der Strombezugskriterien der 37. BImSchV nachgewiesen wird.\r\n›\r\nDie Abrechnung tatsächlich verwendeter energetischer Mengen an Fahrstrom sollte auch für nicht-öffentlich zugängliche Ladepunkte zugelassen werden, sofern die Anfor-derungen an die Nachweisführung in analoger Weise erfüllt werden.\r\n›\r\nDie erhöhte Anrechenbarkeit von EE-Strom für Ladevorgänge bei Direktbezug sollte künftig auch angewendet werden, wenn Stromspeicher zwischengeschaltet werden.\r\n›\r\nMehr Umweltqualität und Klimaschutzwirkung von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittel lässt sich durch eine Anhebung der Treibhausminderungsvorgaben für den Nachweis der Nachhaltigkeit auf einheitlich 70 Prozent für alle biogenen und stromba-sierten Kraftstoffe effizienter und zielgerichteter erreichen als durch eine pauschale wei-tere Reduktion der quantitativen Obergrenze nach § 13 der 38. BImSchV.\r\n›\r\nEs sollte eine gemeinsame technologie-offene Mindestquote für alle fortschrittlichen Bio-Kraftstoffe und strombasierten Kraftstoffe für den Straßen- und Schienenverkehr ge-setzt werden.\r\n›\r\nDie in der ReFuelEU Aviation-Verordnung vorgeschriebenen Anteile von nachhaltigen Flugkraftstoffen (Sustainable Aviation Fuels — SAF) sollten die im BImSchG für den Flug-verkehr festgelegten Mindestanteile an strombasierten Flugkraftstoffen ergänzen, wo-bei die Anrechenbarkeit aller „nachhaltigen Flugkraftstoffe“ zu ermöglichen ist.\r\n›\r\nUm Verwaltungsaufwand und Doppelregulierung zu vermeiden, sollten Schiffskraft-stoffe, die unter seefahrtspezifische Quotenregelungen und THG-Reduktionsvorgaben fallen, nicht zusätzlich unter den Anwendungsbereich des Quotenhandels für den Ver-kehr fallen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 15\r\n3 Eckpunkte des BDEW zur Umsetzung der RED III im Verkehr und Weiterentwicklung des Treibhausgasquotenhandels\r\n3.1 Ambitionierte Weiterentwicklung des nationalen THG-Quotenhandels mit perspektivi-scher Fortschreibung über das Jahr 2030 hinaus\r\nDie Richtlinie enthält in Artikel 25 (1) eine Wahlmöglichkeit hinsichtlich der Steigerung des An-teils Erneuerbarer Energien im Verkehr: Die Mitgliedstaaten können entweder einen Mindes-tanteil von Energie aus erneuerbaren Quellen am Endenergieverbrauch im Verkehr von 29 % (Option 1), oder eine Verringerung der Treibhausgasintensität um mindestens 14,5 % gegen-über einem Ausgangswert (Option 2) bis zum Jahr 2030 anstreben. Diese Zielwerte richten sich an die Mitgliedstaaten, die für den Nachweis der Einhaltung gegenüber der EU-Kommis-sion die jeweiligen Vorgaben und Berechnungsmethoden der Richtlinie für die Erfüllung der Verpflichtung beachten müssen. Für die Ausgestaltung der Verpflichtungen für die Kraftstoff-anbieter über nationale Instrumente besteht jedoch ein hoher Freiheitsgrad. Insbesondere können der Kreis der Verpflichteten, die derzeitige Berechnungsmethodik unter Berücksichti-gung von Mehrfachanrechnungen sowie das System aus verschiedenen Ober- und Untergren-zen für bestimmte Erfüllungsoptionen beibehalten werden.\r\nDer BDEW spricht sich daher dafür aus, das bestehende System so weit wie möglich fortzu-führen und punktuell weiterzuentwickeln. Dabei soll auch das Zusammenspiel von Effizienz-faktoren und Mehrfachanrechnungen für bestimmte Erfüllungsoptionen mindestens bis zum Jahr 2030 beibehalten werden. Die Mehrfachanrechnung stellt ein wichtiges Instrument für die Unterstützung des Hochlaufs von bestimmten, besonders förderwürdigen Erfüllungsoptio-nen wie die Elektromobilität und dem Einsatz fortschrittlicher Biokraftstoffe oder strombasier-ter Kraftstoffe dar.\r\nLangfristige Planungssicherheit ist die Grundlage für weitere verstärkte Investitionen in Erneu-erbare Energien. Daher ist es wichtig, die Multiplikatoren langfristig bis und nach 2030 weiter zu nutzen, um diese Planungssicherheit für E-Mobilität und die Erzeugung fortschrittlicher Bi-okraftstoffe und Biogas sowie strombasierte Kraftstoffe herzustellen.\r\nBei der Umsetzung sollte die Bundesregierung nicht nur eine Fortschreibung der Regelungen bis zum Jahr 2030 vornehmen, sondern auch die Zeit nach 2030 mindestens bis zum Jahr 2040 in den Blick nehmen. Über eine Prüfklausel – beispielsweise für das Jahr 2028 – könnte zudem der Beitrag des Instrumentes zum Erreichen der Ziele des Klimaschutzgesetzes und der Klimaneutralität bis spätestens 2045 untersucht werden.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 15\r\n3.2 Sicherstellung des Minderungsbeitrages zur Einhaltung der Sektorziele des Bundes-Kli-maschutzgesetzes durch einen ambitionierten Quotenpfad (§ 37a Abs. 4 BImSchG)\r\nZurzeit herrscht im Markt, aufgrund verschiedener Faktoren, u. a. unerwartet hohe Importe von Biokraftstoffen aus Asien, ein erhebliches Überangebot an Erfüllungsoptionen. Der damit einhergehende Preisverfall bei den Quotenerlösen hat bereits zu Investitionsstopps europäi-scher Projekte zur Erzeugung fortschrittlicher Biokraftstoffe geführt. Auch für die Betreiber von Ladeinfrastruktur sind die Einnahmen aus dem THG-Quotenhandel von immer größerer Bedeutung für die Finanzierung des Ausbaus von Ladesäulen. Es sollten darum geeignete Maßnahmen entwickelt werden, um dem Preisverfall entgegenzuwirken. Die Nachfrageseite sollte durch einen ambitionierten Quotenpfad gestärkt werden, der den Beitrag der THG-Min-derungsquote zum Erreichen der Klimaschutzziele im Verkehr sichert. Konkret sollte die THG-Quote von 10,5 % in 2025 auf 14,5 % angehoben werden. In den folgenden Jahren sollte das Mandat linear auf 25 % in 2030 ansteigen.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass bereits im Jahr 2022 im Sofortprogramm für den Sektor Ver-kehr aufgrund einer Überschreitung der zulässigen Jahresemissionsmenge für das Jahr 2021 auf Grundlage von § 8 Absatz 1 KSG eine Erhöhung der bestehenden THG-Minderungsquote ansteigend auf +1,0 % bis 2030 zur Stärkung der Erfüllungsoptionen und Erhöhung des Klima-schutzbeitrages angekündigt wurde. Diese Anpassung ist bisher nicht umgesetzt worden.\r\nIm Rahmen einer Marktanalyse sollte geklärt werden, welche Potenziale und Spielräume für einen noch ambitionierteren Quotenpfad kurz-, mittel- und langfristig bestehen. In diesem Zu-sammenhang sollte auch überprüft werden, ob die derzeit angewendete Mehrfachanrech-nung für verschiedene Erfüllungsoptionen ausreichend und zielführend sind, um die politi-schen Ziele zum Hochlauf der Ladeinfrastruktur für lokal emissionsfreie Elektromobilität sowie der fortschrittlichen Biokraftstoffe und strombasierten Kraftstoffe zu erreichen. Speziell für die E-Mobilität sollte in der Marktanalyse geprüft werden, ob eine Mehrfachanrechnung mit dem Faktor 4 unter Berücksichtigung der Auswirkungen auf die weiteren Erfüllungsoptionen und das Ambitionsniveau angewandt werden könnte.\r\nUm einen verlässlichen Rahmen für Planung und Investitionen für die Zeit nach 2030 zu set-zen, sollten in das Bundes-Immissionsschutzgesetz perspektivische Vorgaben an die Treib-hausgasreduktion für die Jahre 2035 und 2040 vorgesehen werden. Es sollte ein weiterer kon-tinuierlichen Quotenaufwuchs auf mindestens 35 % Treibhausreduktion bis zum Jahr 2035 an-gestrebt werden und anschließend ambitioniert fortgesetzt werden, um den Beitrag der THG-Minderungsquote zum nationalen Minderungsziel des Klimaschutzgesetzes für 2040 von 88 % gegenüber 1990 sicherzustellen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 15\r\n3.3 Ausweitung des Kreises der Verpflichteten des Quotenhandels auf weitere fossile Kraft- und Treibstoffe\r\nDie Verpflichtungen für Kraftstoffanbieter nach Artikel 25 RED III richten sich künftig an alle Kraftstoffanbieter, einschließlich Flug- und Schiffsverkehr, und nicht nur an die Inverkehrbrin-ger von Otto- und Dieselkraftstoffen.\r\nBei der Ausgestaltung des Anwendungsbereiches des nationalen Quotenhandels und der Fest-legung der Rollen der Marktteilnehmer sollte an den Grundprinzipien des nationalen Quoten-handels festgehalten werden. Die bestehende Systematik aus verpflichteten Inverkehrbrin-gern fossiler Kraftstoffe und freiwilligen Dritten, die Fahrstrom und erneuerbare Energien als Erfüllungsoptionen bereitstellen können, sollte beibehalten werden.\r\nVor diesem Hintergrund sollte eine Ausweitung des Kreises der Verpflichteten unter Berück-sichtigung von einzelnen sektoralen Zielen für Straße, Marine und Luftfahrt auf Inverkehrbrin-ger der folgenden fossilstämmigen Kraftstoffe- und Treibstoffe vorgesehen werden:\r\n-\r\nFlugbenzin und Flugturbinenkraftstoff, soweit nicht von der Umsetzung der ReFuelEU Aviation-Verordnung erfasst\r\n-\r\nKraftstoffe für die Binnen- und Küstenschifffahrt sowie\r\n-\r\nKraftstoffe für die Hochseeschifffahrt, soweit nicht bereits von einem separaten System zur Verringerung der Treibhausgasintensität in Umsetzung der FuelEU-Maritime-Ver-ordnung erfasst.\r\nAuf eine Einbeziehung von Flüssiggas und Erdgas sollte aufgrund der geringen Mengenrele-vanz im Vergleich zu Otto- und Dieselkraftstoffen sowie zur Vermeidung von unverhältnismä-ßigem Verwaltungsaufwand weiterhin verzichtet werden.\r\nWichtig ist in diesem Zuge, dass die verschiedenen Verkehrsträger separat adressiert werden. Die bestehende THG-Quote sollte sich auf in Verkehr gebrachte Otto- und Dieselkraftstoffe des Straßen- und Schienenverkehrs sowie der Binnenschifffahrt beziehen. Die europäischen Ziele der ReFuelEU Aviation und FuelEU Maritime sind entsprechend für die Luftfahrt und die Hoch-seeschifffahrt zu erfüllen. Ansonsten besteht die Gefahr, dass die jeweiligen Sektoren um die erneuerbaren Kraftstoffe zu stark im Wettbewerb stehen und somit nicht alle Sektoren zur De-karbonisierung des Verkehrs adäquat beitragen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 15\r\n3.4 Ausweitung der Erfüllungsoptionen um bestimmte erneuerbare Kraftstoffe sowie wei-tere in der RED III genannten neuen Erfüllungsoptionen\r\nIn Umsetzung der Vorgaben von Art. 25 (2) und Art. 27 (2) RED III sollte – auch vor dem Hinter-grund der erforderlichen Ausweitung des Kreises der Verpflichteten (siehe Eckpunkt Nr. 3) – für die folgenden Erfüllungsoptionen die Anrechenbarkeit auf die Treibhausgasquote und, so-weit anwendbar, auf die Mindestanteile für fortschrittliche Biokraftstoffe bzw. strombasierte Kraftstoffe zusätzlich zu den bereits bestehenden Erfüllungsoptionen ermöglicht werden:\r\n-\r\nStrombasierte Kraftstoffe, Biokraftstoffe und Biogas einschließlich Biomethan und Bio-LNG sowie biogener Wasserstoff zur Verwendung im Schienenverkehr, Binnen- und Küstenschifffahrt sowie Flug- und Seeverkehr\r\n-\r\nSynthetisches Methan aus biologischer Methanisierung\r\nUm die Integration des Verkehrs- und Energiesystems weiter zu stärken, sollten die Kriterien für die Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen erweitert werden. Die derzeit eingeräumte Möglichkeit für Fahrstromlieferungen, entweder den Emissionsfaktor für den Durchschnitt des deutschen Strommix zu verwenden oder einen Direktbezug von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen nachzuweisen, sollte beibehalten werden. Außerdem sollte zu-sätzlich ermöglicht werden, einen EE-Strombezug aus dem Netz anzurechnen, sofern für die-sen die Einhaltung der Strombezugskriterien der 37. BImSchV nachgewiesen wird. Dies be-deutet, dass die geografischen Kriterien auf die Gebotszone ausgeweitet und die zeitliche Kor-relation an die Anforderungen und Übergangsbestimmungen für strombasierte Kraftstoffe (RFNBOs) angeglichen werden sollte (d. h. eine monatliche Anpassung sollte in der Hochlauf-phase möglich sein).\r\nIm Einklang mit Art. 25 (3) sollten Kraftstoffanbieter, die Elektrizität oder erneuerbare Kraft-stoffe nicht biogenen Ursprungs bereitstellen, weiterhin von der Verpflichtung ausgenommen werden, bei diesen Kraftstoffen die geforderten Mindestanteile an fortschrittlichen Biokraft-stoffen, die aus den in Anhang IX Teil A aufgeführten Rohstoffen hergestellt wurden, bzw. künftig auch strombasierten Kraftstoffen zu erreichen.\r\n3.5 Weiterentwicklung des Mechanismus zur Anpassung der Treibhausgasminderungsquote (§ 37h BImSchG)\r\nUm eine kontinuierliche Nachfrage nach allen Erfüllungsoptionen sicherzustellen, wurde ein Mechanismus zur Anhebung der THG-Quote in § 37h BImSchG geschaffen. Der Mechanismus wird ausgelöst, wenn in einem Berichtsjahr eine Strommenge zur Anrechnung auf die THG-Quote gebracht wird, die die „Planmenge“ nach § 37h Abs. 2 übersteigt. Der BDEW unter-stützt diesen Mechanismus ausdrücklich, um ein hohes Ambitionsniveau und langfristig\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 15\r\nInvestitionsanreize für weitere fortschrittliche Erfüllungsoptionen (fortschrittliche Biokraft-stoffe, strombasierte Kraftstoffe) zu sichern.\r\nGemäß Artikel 25 (1) Unterabsatz 4 müssen die Mitgliedstaaten in ihren integrierten nationa-len energie- und klimabezogenen Fortschrittsberichten gemäß Artikel 17 der Verordnung (EU) 2018/1999 den Anteil erneuerbarer Energie am Endenergieverbrauch im Verkehr, darunter im Seeverkehrssektor, sowie die Verringerung ihrer Treibhausgasintensität melden.\r\nHierzu ist anzumerken, dass das nationale Quotensystem aufgrund abweichender Berech-nungsmethoden (insbesondere Mehrfachanrechnungen) und Spielräumen bei der Umsetzung kein „automatisches“ Erreichen aller europäischen Vorgaben gewährleistet. Wenn im Rahmen der Berichterstattung und der zugehörigen Projektionen der Bundesregierung eine Verfehlung von europäischen Vorgaben der RED III festgestellt wird, sollte eine entsprechende Erhöhung der Treibhausgasquote, die die Erreichung der europäischen Zielvorgaben sicherstellt, über den Mechanismus nach § 37h BImSchG mit Wirkung auf die Folgejahre der Berichterstattung erfolgen.\r\n3.6 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Anrechnung von Fahrstrom\r\nIm Rahmen der Fortschreibung der 38. BImSchV sollte die Abrechnung tatsächlich verwende-ter energetischen Mengen an Fahrstrom im Quotenhandel auch für nicht-öffentlich zugängli-che Ladepunkte zugelassen werden, sofern die Anforderungen an die Nachweisführung in gleichwertiger Weise erfüllt werden. Es ist davon auszugehen, dass im ÖPNV, bei kommunalen und gewerblichen Fahrzeugflotten und in zunehmendem Maße auch bei Einzelfahrzeugen an nicht-öffentlichen Ladepunkten eine entsprechende Abrechnung oder Auslesung mit verhält-nismäßigem Aufwand erfolgen kann. Die Betrugsprävention muss dasselbe Niveau wie bei öf-fentlichen Ladepunkten erreichen.\r\nDie eichrechtskonforme Auslesung und Abrechnung von tatsächlich verwendeten Fahrstrom-mengen wird perspektivisch für immer mehr Anwendungsfälle möglich werden (vgl. BDEW-Stellungnahme zu weiteren notwendigen Änderungen im Mess- und Eichgesetz und in der Mess- und Eichverordnung (bdew.de). Zu beachten ist, dass auch batterieelektrische Ver-kehrsträger, die nicht straßenzugelassen (bspw. Busverkehr, Werkslogistik und -verkehr hinter geschlossenen Werksschranken) sind, erhebliche Ladevorgänge und Fahrstrommengen auf-weisen können. Wo belegbare Aufzeichnungen für in Verkehr gebrachten Fahrstrom erfolgen können, sollte dieser ungeachtet des Zugangs (Streichung der Unterscheidung zwischen öf-fentlich zugänglich oder nicht) oder Verkehrsträgers (Öffnung für alle batterieelektrischen Fahrzeuge mit und ohne Zulassung) zur Anrechnung im Quotenhandel gebracht werden kön-nen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 15\r\nZudem muss die erhöhte Anrechenbarkeit von EE-Strom für Ladevorgänge bei Direktbezug künftig ebenfalls angewendet werden, wenn Speicher zwischengeschaltet werden. Die Nut-zung von Speichern ist zielführend für eine effektive Integration von eigenerzeugtem EE-Strom in das Gesamtsystem und sollte deshalb in das THG-System integriert werden.\r\n3.7 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Obergrenzen für die Anrechenbarkeit von Bio-Kraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen\r\nArtikel 26 enthält verschiedene Bestimmungen zur Begrenzung des Anteils von Biokraftstof-fen, die aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen gewonnen werden. Nach Einschätzung des BDEW lösen die Festlegungen der RED III keinen wesentlichen über die bestehenden Regelun-gen des BImSchG und § 13 der 38. BImSchV hinausgehenden Umsetzungsbedarf aus.\r\nDem Vernehmen nach werden im Rahmen der Diskussionen um die Ausgestaltung der Natio-nalen Biomassestrategie allerdings verschiedene über eine 1:1-Umsetzung der europäischen Anforderungen hinausgehende Maßnahmen diskutiert, um die Beimischung von Biokraftstof-fen der ersten Generation zu fossilen Kraftstoffen zur Erfüllung der Treibhausgasquote weiter zu verringern oder sogar gänzlich auslaufen zu lassen.\r\nVon den Vorschlägen zum Absenken und Auslaufen der Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen sind vor allem flüssige Biokraftstoffe betroffen, da derzeit Bioethanol zu mehr als 95 % und Biodiesel zu ca. 45 % aus Nahrungs- und Futtermit-teln stammen, während der Anteil bei Biomethan und Bio-LNG für Verkehrszwecke bei unter 3 % liegt [BLE: Evaluations- und Erfahrungsbericht 2022].\r\nDas abrupte Zurückführen des Einsatzes von Nahrungs- und Futtermitteln auf null droht nach Auffassung des BDEW etablierte Geschäftsmodelle und Verwertungsketten zu zerschlagen, und entwertet bestehende europäische Produktionsanlagen im Kraftstoffbereich, ohne ausrei-chend Zeit für eine Umstellung auf fortschrittliche Einsatzstoffe zu ermöglichen. Neben natür-lichen Kohlenstoffsenken und einer breiten Biodiversität sieht der BDEW die Nutzung von An-baubiomasse sowohl zur Nahrungs- und Futtermittelerzeugung als auch für die energetische und stoffliche Anwendung. Beide Verwendungspfade schließen sich überdies nicht aus, son-dern ergänzen einander bereits heute wirksam.\r\nDer nachhaltige Anbau nachwachsender Rohstoffe zur energetischen Nutzung auf den beste-henden Flächen kann durch verschiedene Pflanzen und Fruchtfolgen – unter Berücksichtigung des Anbaus von Zwischenfrüchten und Dauerkulturen – zur Biodiversität im Agrarraum und zur Humusbildung der landwirtschaftlichen Flächen beitragen. Dies kann auch zur Erhöhung der Vielfalt im Landschaftsbild beitragen, verhindert darüber hinaus bei Einhaltung der guten landwirtschaftlichen Praxis die Bodenerosion und erhöht die regionale Wertschöpfung und\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 15\r\nschafft Arbeitsplätze im ländlichen Raum. Dabei müssen die Anforderungen an den Grundwas-serschutz Berücksichtigung finden.\r\nNach Einschätzung des BDEW lassen sich mehr Umweltqualität und Klimaschutzwirkung von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermittel durch eine Anhebung der Treibhausminde-rungsvorgaben für den Nachweis der Nachhaltigkeit auf einheitlich 70 % unabhängig vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Produktionsanlage für alle biogenen und strombasierten Kraftstoffe effizienter und zielgerichteter erreichen als durch eine pauschale weitere Reduk-tion der quantitativen Obergrenze nach § 13 der 38. BImSchV.\r\nSollte dennoch eine (moderate) schrittweise Absenkung der Obergrenze vorgesehen werden, so sollte diese im Gleichschritt mit einer gleichwertigen Anhebung der Obergrenze für fort-schrittliche Biokraftstoffe und strombasierte Kraftstoffe erfolgen.\r\n3.8 Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Mindestanteile für fortschrittliche Biokraft-stoffe (38. BImSchV) und strombasierte Kraftstoffe (37. BImSchV)\r\nArtikel 25 (1) Unterabsatz 1 Buchstabe b legt fest, dass der kombinierte Anteil von fortschrittli-chen Biokraftstoffen und Biogas, die aus den in Anhang IX Teil A genannten Rohstoffen und aus erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs hergestellt wurden, an der Energie-versorgung des Verkehrs 2025 mindestens 1 % und 2030 mindestens 5,5 % betragen soll, wo-von der Anteil erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs 2030 mindestens einem Prozentpunkt entspricht.\r\nDer BDEW spricht sich für die Einführung einer gemeinsamen technologieoffenen Mindest-quote für alle fortschrittlichen Biokraftstoffe und strombasierten Kraftstoffe aus. Die derzeit in 38. BImSchV und 37. BImSchV vorgesehenen Mehrfachanrechnungen sollten nur für den Zweck der Erfüllung der Treibhausgasminderungsvorgabe und bei Übererfüllung der energeti-schen Mindestanteile angewendet werden.\r\nDer BDEW schlägt vor, die in § 14 38. BImSchV vorgesehenen Mindestanteile für fortschrittli-che Biokraftstoffe im Straßen- und Schienenverkehr für weitere Verkehrsträger, soweit nicht bereits von vergleichbaren sektoralen Mindestquoten erfasst, zu öffnen und strombasierte Kraftstoffe gleichwertig einzubeziehen. Die Mindestanteile sollten wie folgt angehoben wer-den:\r\n1,5 Prozent ab dem Kalenderjahr 2025\r\n2,0 Prozent ab dem Kalenderjahr 2026\r\n2,5 Prozent ab dem Kalenderjahr 2027\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 15\r\n3,0 Prozent ab dem Kalenderjahr 2028, wobei mindestens 0,5 Prozentpunkte durch stromba-sierte Kraftstoffe zu erbringen sind.\r\n4,5 Prozent ab dem Kalenderjahr 2029, wobei mindestens 0,75 Prozentpunkte durch stromba-sierte Kraftstoffe zu erbringen sind.\r\n5,5 Prozent ab dem Kalenderjahr 2030, wobei mindestens 1 Prozentpunkt durch stromba-sierte Kraftstoffe zu erbringen ist.\r\n10,0 Prozent ab dem Kalenderjahr 2035, wobei mindestens 2,5 Prozentpunkte durch stromba-sierte Kraftstoffe zu erbringen sind.\r\nBei der Umsetzung der RED III sollte der Einsatz fortschrittlicher Biokraftstoffe auf Basis von Rest- und Abfallstoffen in den schwer dekarbonisierbaren Bereichen Luft- und Seeverkehr in gleicher Weise wie im Straßenverkehr besonders angereizt werden. Die Mindestanteile für fortschrittliche Biokraftstoffe sollten demzufolge grundsätzlich auch für Flugturbinenkraft-stoffe und Kraftstoffe für den Seeverkehr angewendet werden, und es sollten die gleichen Pönalen bei Nichteinhaltung gelten. Andererseits sollte durch die Umsetzung der Quotenrege-lungen der Initiativen „ReFuelEU Aviation“ und „FuelEU Maritime“ keine Doppelregulierung entstehen. Kraftstoffe für den Luftverkehr, die unter die neu einzuführende SAF-Quote (siehe Eckpunkt Nr. 8) fallen, sollten vom Mindestanteil für fortschrittliche Kraftstoffe der 38. BIm-SchV ausgenommen werden. Gleiches gilt für Kraftstoffe für den Seeverkehr, soweit dieser ei-ner vergleichbaren verkehrsträgerspezifischen Quotenregelung unter Umsetzung der FuelEU-Maritime-Initiative unterliegen (siehe Eckpunkt Nr. 9).\r\nAnnex IX A der RED enthält eine abschließende Liste von Rohstoffen für fortschrittliche Bio-kraftstoffe, die u. a. auch Abwasser aus Palmölmühlen und leere Palmfruchtbündel (Palm Oil Mill Effluents - POME), die Reststoffe aus der Palmölgewinnung darstellen, enthalten. Im Rah-men der Nationalen Biomassestrategie sollte überprüft werden, wie sichergestellt werden kann, dass die Anrechenbarkeit von POME nicht zu einem Umgehen des Phase-outs von Palmöl oder zu Verlagerungen und Ausweicheffekten bei der Erzeugung oder beim Absatz von Palmölprodukten führt.\r\n3.9 Umsetzung der Anforderungen von RED III und ReFuelEU Aviation-Verordnung für den Flugverkehr\r\nGemäß § 37a (4a) BImSchG haben Flugkraftstoffanbieter als Verpflichtete einen Mindestanteil an Kraftstoff, der Flugturbinenkraftstoff ersetzt, aus erneuerbaren Energien nicht-biogenen Ursprungs sicherzustellen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 15\r\nDemgegenüber legt die Verordnung (EU) 2023/2405 vom 18. Oktober 2023 zur Gewährleis-tung gleicher Wettbewerbsbedingungen für einen nachhaltigen Luftverkehr (Initiative „ReFuelEU Aviation“) eine Reihe von harmonisierten Vorschriften für den Markthochlauf und die Bereitstellung nachhaltiger Flugkraftstoffe (Sustainable Aviation Fuels — SAF) fest.\r\n„Nachhaltige Flugkraftstoffe“ umfassen hierbei:\r\na)\r\nsynthetische (strombasierte) Flugkraftstoffe,\r\nb)\r\nBiokraftstoffe für die Luftfahrt (mit Ausnahme von Biokraftstoffen, die aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen hergestellt werden) oder\r\nc)\r\nwiederverwertete kohlenstoffhaltige Flugkraftstoffe.\r\nDie in Anhang 1 der Verordnung vorgeschriebenen Anteile von SAF sollten die in § 37a (4a) BImSchG festgelegten Mindestanteile ersetzen, wobei die Anrechenbarkeit aller „nachhaltigen Flugkraftstoffe“ zu ermöglichen ist.\r\nFlugkraftstoffanbieter können die Einhaltung der Verpflichtung nachweisen, indem sie ein Massenbilanzsystem gemäß Artikel 30 der Richtlinie (EU) 2018/2001 anwenden.\r\n3.10 Umsetzung der Anforderungen von RED III und FuelEU-Maritime-Verordnung für den Seeverkehr\r\nArtikel 25 (1) Unterabsatz 3 legt fest, dass die Mitgliedstaaten mit Seehäfen darauf hinwirken sollen, dass der Anteil erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs an der Gesamt-menge der dem Seeverkehrssektor gelieferten Energie ab 2030 mindestens 1,2 % beträgt.\r\nIn Ergänzung hierzu gilt die EU-Verordnung „FuelEU Maritime“ ab dem 1. Januar 2025 für alle Schiffe mit einer Bruttoraumzahl über 5.000, die einen Hafen in der EU nutzen.\r\nMit dieser Verordnung werden einheitliche Vorschriften eingeführt für eine Begrenzung der Treibhausgasintensität von Energie, die an Bord eines Schiffs verbraucht wird, das Häfen im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats anläuft, dort liegt oder aus diesen ausläuft. Außerdem wird eine Verpflichtung, in Häfen im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats die Landstromversorgung zu nutzen oder emissionsfreie Technologien einzusetzen, eingeführt. Ziel dieser Vorschriften ist es, die Nutzung von erneuerbaren und kohlenstoffarmen Kraftstoffen und Ersatzenergie-quellen systematisch im Seeverkehr in der gesamten Union zu steigern.\r\nZu diesem Zweck sind verschiedene, sich ergänzende politische Instrumente erforderlich, um die Nutzung nachhaltig erzeugter erneuerbarer und kohlenstoffarmer Kraftstoffe, auch im Seeverkehrssektor, zu fördern und zu beschleunigen und dabei dem Grundsatz der Technolo-gieneutralität Rechnung zu tragen.\r\nDiskussionspapier: Eckpunkte zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III im Verkehr\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 15\r\nDie Instrumente und Vorgaben umfassen insbesondere die Einführung eines Grenzwertes für die jährliche durchschnittliche Treibhausgasintensität der Energie, die an Bord eines Schiffs in einem Berichtszeitraum verbraucht wird. Das System ähnelt dem deutschen Quotenhandels-system, enthält jedoch eine Vielzahl sektorspezifischer Berechnungsregeln und Besonderhei-ten. Verpflichtete sind zudem nicht die Inverkehrbringer der Schiffskraftstoffe, sondern die je-weiligen Schifffahrtsunternehmen.\r\nDarüber hinaus sieht die Verordnung auch eine sektorspezifische Quotenregelung für die Ver-wendung erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs vor, die sich allerdings nicht auf das allgemeine Inverkehrbringen als steuerlichen Tatbestand, sondern auf die an Bord eines Schiffes verbrauchte Energie bezieht. Um unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand und Doppelregulierung zu vermeiden, sollten Schiffskraftstoffe, die unter die entsprechenden seefahrtspezifischen Quotenregelungen und THG-Reduktionsvorgaben fallen, nicht zusätzlich unter den Anwendungsbereich des nationa-len Quotenhandels für den Verkehr fallen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Fakten und Argumente\r\nDie Breite des Wärmemark-tes und die Rolle von Was-serstoff\r\nAbteilungen: TGV und Wärme\r\nVersion: 1.0\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 3\r\n2 Kernpunkte................................................................................................ 3\r\n3 Aktuelle Energieträger im Wärmemarkt ..................................................... 4\r\n4 Optionen für Wasserstoff im Wärmemarkt ................................................ 5\r\n4.1 H2-ready ................................................................................................ 6\r\n4.2 Prozesswärme/Industrie ....................................................................... 7\r\n4.3 Gewerbe ................................................................................................ 7\r\n4.4 KWK/Nah- und Fernwärme/Quartierslösung ........................................ 8\r\n4.5 Einzelheizungen ..................................................................................... 8\r\n5 Kommunale Wärmeplanung ...................................................................... 9\r\n6 Entwicklung des Energieträgers Wasserstoff ............................................ 10\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie Wärmewende ist eine Mammutaufgabe. Um sie erfolgreich zu bewältigen, braucht es aus Sicht des BDEW die Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen, die klimafreundlich Wärme in die Wohnungen bringen können. Dabei stehen Wärmepumpen und Fernwärme künftig im Zentrum der Wärmeversorgung. Allerdings werden in Teilen von Industrie, Verkehr sowie der Strom- und Wärmeversorgung Wasserstoff und seine Derivate sowie Biomethan für ein klimaneutrales Energiesystem unverzichtbar sein. Der Anteil von Erneuerbaren Energien (EE) an der Bruttostromerzeugung steigt seit Jahren an und erreichte mit 53 % in 2023 einen neuen Höchstwert. Gleichzeitig bleibt der EE-Anteil am Energieverbrauch im Bereich Wärme mit rund 20 % im Jahr 2022 weiterhin deutlich geringer. Ebenso bleiben auf absehbare Zeit Herausforderungen, wie die langfristige (übersaisonale) Speicherung von Strom aus Erneuer-baren Energien, bestehen. Vor diesem Hintergrund kommt erneuerbaren und dekarbonisier-ten Gasen, wie Wasserstoff, der auf Basis von Erneuerbaren Energien erzeugt wurde oder des-sen klimaschädliche Wirkung durch technische Verfahren wie „carbon capture utilization and storage“ (CCUS) reduziert worden ist, eine zentrale Bedeutung für die Erreichung der Kli-maneutralität in Deutschland bis zum Jahr 2045 zu.\r\nNahezu alle aktuellen Studien und Langfristszenarien gehen bereits 2030 von einem relevan-ten Anteil an Wasserstoff in den verschiedenen Sektoren – Strom, Wärme, Verkehr, Industrie – aus.\r\nDer Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft ist deswegen ein zentraler Baustein zum Gelingen der Energiewende. Der Großteil des heute produzierten Wasserstoffs (42 TWh) ist grau. Herstel-lungsarten wie die Wasserelektrolyse oder die Abspaltung und Speicherung der anfallenden Emissionen machen weiterhin nur einen geringen Anteil von zusammen 6,3 % aus. Um die Energiewende erfolgreich realisieren zu können, ist eine konsequente Transition von grauem hin zu blauem, türkisem und grünem Wasserstoff essenziell.\r\n2 Kernpunkte\r\n› Zum gesamten Wärmemarkt zählen neben der Raumwärme (inkl. Klimakälte) auch Warm-wasserbereitung sowie Prozesswärme und -kälte. Erdgas macht derzeit einen Anteil von 47,8% am Endenergieverbrauch Wärme aus.\r\n› Nach dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) müssen alle Kommunen bis spätestens Mitte 2028 mittels eines Wärmeplanes Versorgungsoptionen für ihre Gemeindegebiete identifizieren und ausweisen. In den Wärmeplänen soll es vier Arten von Gebietskulissen geben: Wärme-netzausbaugebiete, Wasserstoffausbaugebiete, Gebiete für die dezentrale Wärmeversor-gung und Prüfgebiete. Diese letzte Kategorie bezieht sich auf Teilgebiete, die langfristig mit\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\ngrünem Methan versorgt werden sollen sowie jene, für die eine Gebietseinteilung zum Zeitpunkt der Wärmeplanung noch nicht verlässlich möglich ist.\r\n› Die Wärmewende kann nur durch das Zusammenspiel verschiedener Heiztechnologien und Energieträger ermöglicht werden. Dazu gehört auch der Energieträger Wasserstoff.\r\n› Während für niedrige und mittlere Temperaturbereiche eine Elektrifizierung der Wärmebe-reitstellung wahrscheinlich ist, ist eine vollständige Elektrifizierung der Prozesswärme in be-stimmten Produktionsprozessen schon aufgrund technischer Voraussetzungen nicht zu er-warten. Für diesen Teil stellt Wasserstoff eine Option der Dekarbonisierung dar.\r\n› Analog zur Deckung der Residuallast eines volatilen Stromsystems wird zukünftig auch im Wärmebereich – wo ein Großteil der Wärmenachfrage (z.B. in den Wärmenetzen) durch erneuerbare oder strombasierte Alternativen wie Solar- und Geothermie oder Großwärme-pumpen gedeckt wird – gleichzeitig ein gewisser Anteil an Wärmenachfrage übrigbleiben, der flexibel durch jederzeit verfügbare KWK-Anlagen oder Spitzenlastheizkessel gedeckt werden muss. Auch hier kommt neben anderen klimaneutralen Brennstoffen insbesondere der Einsatz von Wasserstoff in Frage.\r\n› Auch in Quartieren und kleineren Nahwärmekonzepten, welche beispielsweise durch räum-liche Zwänge keinen Zugang zu Großwärmepumpen, Geothermie oder Solarthermie haben, bzw. realisieren können, ist die Wasserstoff-KWK neben der Biomasse eine Option (zur Un-terstützung) der klimaneutralen Wärmeversorgung.\r\n› Wasserstoff gilt als pauschale Erfüllungsoption der 65%-EE-Anforderung aus dem GEG. Ins-besondere für Gebäudeeigentümer, in deren (unmittelbarer) Nähe eine Wasserstoffleitung vorhanden oder geplant ist, kann Wasserstoff eine Option für die Wärmebereitstellung sein.\r\n› H₂-ready-Brennwertgeräte, die sich einfach auf den Betrieb mit 100 Vol.-% Wasserstoff um-stellen lassen, sind im Markt von mehreren Herstellern bereits verfügbar.\r\n3 Aktuelle Energieträger im Wärmemarkt\r\nErdgas macht derzeit einen Anteil von 47,8 % am Endenergieverbrauch Wärme aus (s. Abbil-dung 1). Dazu zählen neben der Raumwärme (inkl. Klimakälte) auch Warmwasserbereitung sowie Prozesswärme und -kälte. Als Raumwärme werden die zur Beheizung von Wohn- und Nichtwohngebäuden eingesetzte Wärme und Klimakälte bezeichnet. Die Warmwasserberei-tung ist die Erwärmung von Trinkwasser. Als Prozesswärme bzw. -kälte werden die Wärme und Kälte verstanden, welche in industriellen und gewerblichen Prozessen für technische Ver-fahren benötigt wird.\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nAbbildung 1: Der Energieträger Erdgas im Wärmemarkt 2022\r\n4 Optionen für Wasserstoff im Wärmemarkt\r\nEine effiziente Wärmewende kann nur durch das Zusammenspiel verschiedener Heiztechnolo-gien und Energieträger ermöglicht werden. Dazu gehört auch der Energieträger Wasserstoff.\r\nWasserstoff kann schon heute dem Erdgasnetz beigemischt werden. Der Einsatz von bis zu 20 Vol.-% Wasserstoff als Zumischung zum Erdgas ist technisch möglich und hat nur geringen Ein-fluss auf Leistung sowie Abgas- und Vorlauftemperatur der aktuellen häuslichen Gasgeräte. Der Leistungsabfall ist minimal und wird im Alltagsbereich nicht wahrgenommen. Zudem sinkt der Anteil an Stickoxiden (NOx) im Abgas.\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nVerschiedene Untersuchun-gen, Forschungs- und Pra-xisprojekte mit der Zumi-schung von Wasserstoff im Bestand zeigen, dass eine H₂-Beimischung von bis zu 20 Vol.-% im Erdgas für Lei-tungsanlagen im Geltungsbe-reich der TRGI (Technische Regel für Gasinstallationen) uneingeschränkt möglich ist. Eine Anpassung der Regeln in der TRGI ist für Leitungs-anlagen an keiner Stelle er-forderlich. In einigen Pilot-projekten wird die Zumi-schung von bis zu 30 Vol.-% im Erdgas unter Praxisbedingungen – auch in Bestandgebäuden – getestet. Dabei ist die CO2-Einsparung mit 11,4 % allerdings überschaubar (s. Abbildung 2).\r\nBei Beimischung von Wasserstoff ins Erdgasnetz oder dessen Umstellung auf 100 Prozent Wasserstoff bleibt die Aufgabe alle Verbrauchsgeräte hinter den Hausanschlüssen auf ihre Eig-nung für die teilweise oder vollständige Nutzung von Wasserstoff zu prüfen und notwendige Umrüstungen vorzunehmen.\r\n4.1 H2-ready\r\nMit „H₂-ready“ werden Geräte oder Technologien bezeichnet, die auf Grund ihrer Ausstattung in der Lage sind, sicher und effizient mit Wasserstoff als Energiequelle zu arbeiten. Ein gasbe-triebener Wärmeerzeuger oder Heizkessel gilt als H₂-ready (wasserstofffähig), sobald er tech-nisch in der Lage ist – während seiner Lebensdauer und mit nur geringem Umstellungsauf-wand – mit 100 Vol.-% Wasserstoff betrieben zu werden. Derzeit sind Geräte von verschiede-nen Herstellern auf dem Markt verfügbar, die für einen Betrieb bis 20 Vol.-% Wasserstoff ge-eignet sind. Einzelne Geräte, die mit 100 % Wasserstoff arbeiten, befinden sich in der prakti-schen Testphase.\r\nInnovative H₂-ready-Brennwertgeräte für die Nutzung im privaten Wohnumfeld, die sich mit wenigen Handgriffen von einem Heizungsfachmann vom Betrieb mit Erdgas bzw. Erdgas/Was-serstoff-Gemischen auf den Betrieb mit 100 Vol.-% Wasserstoff umstellen lassen, sind im\r\nAbbildung 2: CO2-Reduktion für verschiedene H2-Zumischungen\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nMarkt von mehreren Herstellern bereits verfügbar. Erforderliche Umstellsets befinden sich von den Herstellern in der Entwicklung und sind bereits für die kommenden Jahre als verfüg-bar angekündigt. Sie sollen mit geringem Arbeitsaufwand die Umstellung auf den Betrieb mit reinem Wasserstoff ermöglichen.\r\n4.2 Prozesswärme/Industrie\r\nWasserstoff wird zunächst vor allem in industriellen Anwendungen zum Einsatz kommen. In Deutschland werden pro Jahr 370 TWh Erdgas in der Industrie eingesetzt. Beim Einsatz von Gasen durch industriell-gewerbliche Endverbraucher ist zwischen einer energetischen Nut-zung von Gasen, etwa zur Bereitstellung von Prozesswärme, Strom, Raumwärme und Warm-wasser, und einer nicht-energetischen bzw. stofflichen Nutzung von Gasen zu unterscheiden.\r\nWährend für niedrige und mittlere Temperaturbereiche eine Elektrifizierung der Wärmebe-reitstellung wahrscheinlich ist, ist eine vollständige Elektrifizierung der Prozesswärme in be-stimmten Produktionsprozessen schon aufgrund technischer Voraussetzungen nicht zu erwar-ten. Für diese Prozesse stellt Wasserstoff eine Option der Dekarbonisierung dar. Der Großteil der Wasserstoffmengen im Bereich der industriell-gewerblichen Endverbraucher wird aller-dings für eine stoffliche Verwertung benötigt werden.\r\nZukünftig wird auch im Wärmebereich ein Großteil der Wärmenachfrage (z.B. in den Wärme-netzen) durch erneuerbare oder strombasierte Alternativen wie Solar- und Geothermie oder Großwärmepumpen gedeckt werden. Gleichzeitig bleibt ein gewisser Anteil an Wärmenach-frage übrig, der flexibel durch jederzeit verfügbare KWK-Anlagen oder Spitzenlastheizkessel gedeckt werden muss. Auch hier kommt neben anderen klimaneutralen Brennstoffen insbe-sondere der Einsatz von Wasserstoff in Frage. Damit kommt der Transformation von gasba-sierten Erzeugungsanlagen – also der Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff – bzw. generell der H2-Readiness in der Strom- und Wärmeerzeugung, eine entscheidende Rolle für das Gelin-gen der Energiewende zu.\r\n4.3 Gewerbe\r\nIm gewerblichen Bereich ist bis heute der Gas-Brennwertkessel das am weitesten verbreitete Heizsystem in Deutschland. Auch künftig werden Gas-Heizsysteme verwendet werden, welche mit klimaneutralen Gasen, wie Biogas, Biomethan und Wasserstoff, betrieben werden. Auch dezentrale Blockheizkraftwerke, die gleichzeitig Wärme und Strom erzeugen, werden zuneh-mend an Bedeutung gewinnen.\r\nErgänzend wird auch die Nutzung von Hybridsystemen (elektrische Wärmepumpe und Gashei-zung) für die Wärmewende notwendig sein. Die Gas-Hybridlösung besteht aus drei Kompo-nenten: einer Gas-Brennwerttherme, einer Luft-/Wasser-Wärmepumpe und einer\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\nintelligenten Steuerungseinheit. Hybridheizungen werden als Kombigerät oder in getrennten Modulen angeboten. Das Brennwertgerät nutzt Erdgas als Energieträger und kann zukünftig auch mit erneuerbaren und dekarbonisierten Gasen, wie zum Beispiel Wasserstoff, betrieben werden. Es arbeitet aufgrund der zusätzlichen Nutzung der in den Abgasen sowie im Wasser-dampf enthaltenen Kondensationswärme sehr effizient und lässt sich vor allem im gewerbli-chen Bereich anwenden.\r\n4.4 KWK/Nah- und Fernwärme/Quartierslösung\r\nErgänzend wird insbesondere in hochverdichteten städtischen Räumen (je nach sonstigen Vo-raussetzungen, wie z. B. Geothermie- und Abwärmepotenziale) die Wärmebereitstellung aus mit Wasserstoff betriebenen Kraft-Wärme-Kopplungs (KWK)-Anlagen wichtig, um die Fern-wärmeversorgung insbesondere in Spitzenlastzeiten abzusichern.\r\nIn wasserstofffähigen KWK-Anlagen wird neben Strom auch Wärme erzeugt werden, wodurch der Brennstoffausnutzungsgrad bei der Verwendung des Wasserstoffs deutlich steigt und so-mit gleichzeitig ein Beitrag zur Dekarbonisierung von Strom und Fernwärme geleistet wird.\r\nKleinere, dezentrale KWK-Anlagen – wie Blockheizkraftwerke oder Brennstoffzellen – sind überwiegend für die objektbezogene Versorgung konzipiert. Insbesondere als Ersatz für alte Wärmeerzeuger weisen sie aufgrund des Effizienzprinzips der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) grundsätzlich ein CO2- und Energieeinsparpotential auf.\r\nAuch in Quartieren und kleineren Nahwärmekonzepten, welche beispielsweise durch räumli-che Zwänge keinen Zugang zu Großwärmepumpen, Geothermie oder Solarthermie haben, bzw. realisieren können, ist die Wasserstoff-KWK neben der Biomasse eine Option zur (Unter-stützung) der klimaneutralen Wärmeversorgung.\r\n4.5 Einzelheizungen\r\nSeit dem 1. Januar 2024 darf eine neue Heizungsanlage nur eingebaut und betrieben werden, wenn mindestens 65 % der mit der Anlage bereitgestellten Wärme aus Erneuerbaren Energien oder aus unvermeidbarer Abwärme erzeugt wird. Dies gilt für nahezu alle neu eingebauten Heizungen im Neubau. Für den Heizungstausch in Bestandsgebäuden gelten noch Übergangs-fristen bis dort die Nutzungspflicht von 65 % Erneuerbare Energien gilt.\r\nAls pauschale Erfüllungsoption – einzeln oder in Kombination – gilt auch die Nutzung von grü-nem oder blauem Wasserstoff einschließlich daraus hergestellter Derivate, ohne dass weitere rechnerische Nachweise erforderlich sind.\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nGleiches gilt für den Einsatz von Wasserstoff im Rahmen von Kombinationen mit anderen Heiztechnologien, wie beispielsweise als Spitzenlast-Wärmeerzeuger in (teilsanierten) Mehrfa-milienhäusern.\r\nVoraussetzung ist der vom Lieferanten zu bestätigende Nachweis zum Massebilanzsystem. Zu-dem gelten entsprechende Übergangsfristen für Wasserstoffnetzausbaugebiete nach der Kommunalen Wärmeplanung.\r\nFür Gebäudeeigentümer in deren (unmittelbarer) Nähe eine Wasserstoffleitung vorhanden oder geplant ist, kann Wasserstoff eine Option für die Wärmebereitstellung sein.\r\n5 Kommunale Wärmeplanung\r\nMit dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) hat der Bund Länder und Kommunen (planungsverant-wortliche Stellen) verpflichtet, die Wärmeversorgung vor Ort zu organisieren und nach den örtlichen Gegebenheiten (Verfügbarkeit von EE-Quellen, Siedlungsstruktur, etc.) zu gestalten. Auf dem Weg zur Klimaneutralität bis zum Jahr 2045 werden mittels eines Wärmeplans zu Be-ginn des Prozesses die Versorgungsoptionen identifiziert, die Ausweisung von vier verschiede-nen Arten von Gebietskulissen ist möglich: Wärmenetzausbaugebiete, Wasserstoffausbauge-biete, Gebiete für die dezentrale Wärmeversorgung und Prüfgebiete. Während an die lei-tungsgebundene Wärme (Wärmenetzausbaugebiete) klare Anforderungen gestellt werden zum Nachweis der Dekarbonisierungsschritte und damit wie die Erreichung der Ziele des WPG sichergestellt werden, fehlt dieser Rahmen für Gebiete die zukünftig mit Wasserstoff versorgt werden könnten. Das heißt, für die Transformation der Gasnetze hin zu Wasserstoffnetzen gibt das WPG keine Anforderungen vor und verweist auf den § 71k Gebäudeenergiegesetz (GEG), der wiederum die Bundesnetzagentur (BNetzA) auffordert Festlegungen zu treffen für Fahrpläne zur Umstellung von Gasnetzen auf Wasserstoff. Die Bundesnetzagentur soll dies bis zum Ende des Jahres 2024 umsetzen. Es müssen jedoch noch weitere Rahmenbedingungen angepasst werden, die das Energiewirtschaftsgesetz adressieren, damit im Rahmen der kom-munalen Wärmeplanung eine Gebietsausweisung für Wasserstoffnetze auch einen hohen Grad an Verbindlichkeit hat. Dieser Prozess wurde zum einen mit der “Green Paper” Konsulta-tion und zum anderen mit der informellen Konsultation der BNetzA zu Wasserstoffplänen nach § 71k GEG angestoßen. Jedoch ist nicht sichergestellt, dass die Rahmenbedingungen zü-gig umgesetzt werden, damit die Kommunen zeitnah eine verbindliche Grundlage für die Aus-weisung von Gebieten haben, in denen in Zukunft mittels Wasserstoffs die Wärmeversorgung erfolgt.\r\nIm Rahmen der Wärmeplanung gemäß WPG teilt die planungsverantwortliche Stelle (in der Regel die Kommune) das beplante Gebiet, sofern es nicht einer verkürzten Wärmeplanung\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\nunterliegt, in voraussichtliche Wärmeversorgungsgebiete ein. Laut Begriffsbestimmung des WPG sind „voraussichtliches Wärmeversorgungsgebiet“ ein Wärmenetzgebiet, ein Wasser-stoffnetzgebiet, ein Gebiet für die dezentrale Wärmeversorgung oder ein Prüfgebiet. Mit der Ausweisung von Prüfgebieten besteht die Möglichkeit, die Wärmeversorgungsart zu einem späteren Zeitpunkt festzulegen. Dazu müssen sogenannte Eignungsstufen beachtet werden (eine Wärmeversorgungsart ist sehr wahrscheinlich bis wahrscheinlich ungeeignet). Insbeson-dere betrifft diese Regelung die Transformation von Gasverteilnetzen hinzu einer Versorgung mit grünem Methan. Grünes Methan kann gemäß Begriffsbestimmung des WPG auch Methan aus grünem Wasserstoff und biogenem oder atmosphärischem Kohlendioxid hergestellt sein, oder Kombinationen hiervon auch mit Beimischung von grünem Wasserstoff.\r\n6 Entwicklung des Energieträgers Wasserstoff\r\nDie Entwicklung einer klimaneutralen und dekarbonisierten Wasserstoffwirtschaft in Deutsch-land befindet sich noch in einem Anfangsstadium. Durch den hohen Anteil grauer Wasserstoff-produktion sind die Erzeugungsmengen vom Gaspreis abhängig. Um die Energiewende erfolg-reich realisieren zu können, ist eine konsequente Transition von grauem hin zu blauem und grünem Wasserstoff essenziell.\r\nDie Zielerreichung von 10 GW Elektrolysekapazität ist noch in weiter Ferne. Die Elektrolyseka-pazität für grünen Wasserstoff hat sich im vergangenen Jahr um 0,09 GW gesteigert und damit verdoppelt – 2024 ist ein Zubau von ca. 1,3 GW geplant. Zwar prognostizieren aktuelle Planun-gen eine Inbetriebnahme von rund 12 GW Elektrolysekapazität bis 2030, doch eine differen-zierte Betrachtung offenbart eine dynamische Marktsituation mit erheblichen Unsicherheiten. Während sich 94 % der Projekte noch in der Phase der Konzepterstellung oder Machbarkeits-prüfung befinden, haben nur 4 % die Bauphase oder die finale Finanzierungsentscheidung (FID) erreicht. In Betrieb sind lediglich 0,6 % der Anlagen.\r\nDerzeit sind der Import und Export von Wasserstoff nach und aus Deutschland praktisch nicht existent. Der Import konzentriert sich größtenteils auf Wasserstoffderivate wie Methanol und Ammoniak.\r\nHerstellungskosten\r\nDie Prognosen für die Gestehungskosten von grünem Wasserstoff haben eine sehr große Spannbreite und hängen insbesondere von der Entwicklung des Strompreises ab.\r\nDie Herstellung von grünem Wasserstoff bleibt im Vergleich zu fossilem Erdgas teuer, wird aber wettbewerbsfähiger. Ein Kostenvergleich der Wasserstoffarten zeigt: Zwischen 2020 und\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n2023 bleibt die Herstellung grünen Wasserstoffs deutlich teurer als die von blauem und grauem. Für alle Wasserstoffarten sind die Herstellungskosten seit dem Krisenjahr 2022 ge-stiegen.\r\nDie zukünftigen Kosten von Wasser-stoff hängen von verschiedenen Fak-toren ab. So könnten beispielsweise Fortschritte bei der Elektrolysetech-nologie die Kosten zur Herstellung von grünem Wasserstoff senken. Ver-schiedene Studien, zusammengefasst im EY/BDEW-Fortschrittsmonitor 2024, gehen derzeit davon aus, dass grüner Wasserstoff bis 2030 für etwa 5 €/kg (entspricht 150 €/MWh), ver-fügbar sein wird (s. Abbildung 3). Blauer Wasserstoff wird mittelfristig jedoch seinen Preisvorteil erhalten, wobei der Preisunterschied zum grü-nen Wasserstoff sukzessive schmilzt.\r\nInfrastruktur\r\nDie Klimaneutralitätsziele auf europäischer und nationaler Ebene erfordern eine umfassende Transformation der Gasnetzinfrastruktur, die dann klimaneutrale Gase transportiert sowie mit rückläufigen Erdgasmengen umgehen kann. Der Einsatz von Wasserstoff als erneuerbarem Energieträger ist ein Baustein auf dem Weg zu einer Dekarbonisierung der Wärmeversorgung.\r\nDie Infrastruktur für den Wasserstoffimport, wie z. B. Terminals oder Pipelines, muss ebenso wie die Erzeugungskapazitäten in potenziellen Exportländern in den kommenden Jahren auf-gebaut werden.\r\nDie bestehenden Erdgastransportsysteme können mit leicht eingeschränkter Kapazität auch für den Transport von Wasserstoff genutzt werden. Allerdings erfordert die Verdichtung beim Transport von Wasserstoff eine etwa dreimal so große Antriebsleistung, da ein etwa dreifa-cher Volumenstrom verdichtet werden muss und eine andere Konfiguration der Kompression stattfindet.\r\nDie verbindlichen Fahrpläne für eine Umstellung der Netzinfrastruktur auf die vollständige Versorgung der Anschlussnehmer mit Wasserstoff nach § 71k GEG sollen die Betreiber der\r\nAbbildung 3: Indikative Wasserstoffgestehungskosten\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\nGasverteilernetze und die planungsverantwortliche Stelle einvernehmlich beschließen und veröffentlichen.\r\nAuch wenn bezüglich klarer Regeln, die die Verfügbarkeit von Wasserstoff ermöglichen, als auch zur Entwicklung und zu den konkreten Konditionen von Wasserstoffnetzen derzeit ein hohes Maß an Unsicherheit besteht, sind wirtschaftlich sinnvolle und effiziente Lösungen vor Ort abzuwägen. Letztlich werden neben der Wärmeplanung auch die Standortbedingungen und -möglichkeiten zu bedenken sein. So können regionale Wasserstoff-Cluster dazu dienen, die komplexen Technologien entlang der Wertschöpfungskette – von der Elektrolyse/ Wasser-stoffproduktion bis hin zu den Anwendungen z.B. in Industrie- und Gewerbeparks - zu erpro-ben und zu skalieren und Wertschöpfung vor Ort zu generieren. Regionale Cluster können auch dazu dienen, die erzeugten Stoffströme optimal zu nutzen. Insofern wird das Spektrum von Entscheidungskriterien vor Ort auch durch die gewerbliche und industrielle Struktur, die beteiligten Nutzer und jeweiligen lokalen Infrastrukturen und die Gebäudestrukturen be-stimmt werden.\r\nEine effiziente Wärmewende kann nur durch das Zusammenspiel verschiedener Heiztechnolo-gien und Energieträger ermöglicht werden. Wasserstoff wird, zumindest in Teilen des Wärme-marktes, eine wesentliche Rolle bei der Dekarbonisierung einnehmen:\r\n› Für die Umstellung des Wohngebäudebestands in seiner Gesamtheit auf klimaneutrale Heiztechnologien und Energieträger sollte Wasserstoff als eine Option in Betracht gezogen werden.\r\n› Die Bereitstellung der im Wohngebäudebereich benötigten Wärmemenge und -leistung er-fordert die gesamte Bandbreite der netzgebundenen Energieversorgung einschließlich Nah- und Fernwärme, Strom und der Option von Wasserstoff zum Heizen.\r\n› Jede Kilowattstunde klimaneutralen Wasserstoffs bewirkt beim Ersetzen von Erdgas in allen Segmenten, egal ob Mobilität, Wärmemarkt oder Industrie, die gleiche CO2-Minderung. Auch eine Beimischung in Verteilnetzen führt bereits zu einem CO2-Minderungseffekt.\r\nWeiterführende Informationen finden Sie unter:\r\n Wasserstoff: kleines Molekül mit großem Potenzial\r\n H2-ready: Gut vorbereitet für die Zukunft\r\n Übersicht zum Kern der 65 %-EE-Anteil-Regelung im Gebäudeenergiegesetz (GEG)\r\n EY/BDEW-Fortschrittsmonitor 2024 – Energiewende\r\nDie Breite des Wärmemarktes und die Rolle von Wasserstoff\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n \r\nKurzfassung\r\nStatusreport: Wärme\r\nBasisdaten und Einflussfaktoren auf die Entwicklung des Wärmeverbrauchs in Deutschland Stand 19.6.2024\r\nDie Langfassung des Statusreport: Wärme immer aktuell unter Statusreport: Wärme | BDEW .\r\n\t© BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\t19.06.2024\r\nWieviel Energie wird als Wärme genutzt?\r\nEndenergieverbrauch nach Anwendungsbereichen 2022\r\nBeleuchtung 3%\r\n \r\nAbweichungen in Summen durch Rundungen\r\nQuelle: AG Energiebilanzen, eigene Berechnungen; Stand 11/2023\t* vorläufig\r\nDer Wärmemarkt im Detail: Endenergieverbrauch \r\n Warmwasser 122 Mrd. kWh \r\nVorgaben des Klimaschutzgesetzes für den Gebäudesektor\r\nEmissionsminderungspflichten im Gebäudesektor nach Klimaschutzgesetz\r\n \r\nQuellen: BDEW, UBA, Bundes-Klimaschutzgesetz 2021\r\nBeitrag Erneuerbaren Energien: Wärme und Kälte\r\n \r\n\t0%\t \r\n* direkt in den Sektoren vor Ort für Anwendungszwecke Wärme und Kälte eingesetzte Energieträger, ohne Strom, inklusive Fernwärmeverbrauch\r\n** direkt in den Sektoren vor Ort für Anwendungszwecke Wärme und Kälte eingesetzte Energieträger, ohne Sekundärenergieträger Strom und Fernwärme\r\nQuellen: AGEE Stat, Stand 02/2024\r\nStruktur des Wohnungsbestandes in Deutschland\r\nnach Typ als Zeitreihe\r\n19, 5 Mio. \r\nWohngebäude\r\n41,9 Mio. \r\nWohnungen\r\n0\r\nQuellen: Destatis; Stand: 08/2023\tjeweils zum 31.12.\r\nEntwicklung der Beheizungsstruktur des Wohnungsbestandes1 in Deutschland\r\n \r\n\t0%\t10%\t20%\t30%\t40%\t50%\t60%\t70%\t80%\t90%\t100%\r\n \r\n\t  Gas²\t  Heizöl\t \r\nQuelle: BDEW, Stand 04/2024\r\nFernwärme\t  Strom\t  Elektro-Wärmepumpen\t  Sonstige³\r\n1\tAnzahl der Wohnungen in Gebäuden mit Wohnraum; Heizung vorhanden; teilweise geschätzt                \r\n2\teinschließlich Biomethan und Flüssiggas; 3 Sonstige (u.a. Holzpellets, Solarthermie, Koks/Kohle)\r\n \r\nBeheizung des Wohnungsbestandes in Deutschland 2022\r\nAnteile der genutzten Energieträger bezogen auf:\r\nWohnungsbestand nach Heizung\tWärmeverbrauch für Heizung\r\nSonstige³ Elektro-Wärmepumpen\tKohle\r\n0,7%\r\nErneuerbare\r\nFernwärme 9,7%\r\n1 Anzahl der Wohnungen in Gebäuden mit Wohnraum; Heizung vorhanden; 2 einschl. Biome-\r\nQuellen: BDEW, AGEB; eigene Berechnungen; Stand 11/2023\tthan und Flüssiggas;  3 Sonstige (u.a. Holzpellets, Solarthermie, Koks/Kohle); 4 vorläufig\r\nEntwicklung der Beheizungsstruktur im Wohnungsneubau  in Deutschland (Baufertigstellungen) \r\n \r\nEntwicklung der Fernwärmeverwendung* nach Abnehmern in Deutschland\r\n \r\n* einschl. Fernkälte; ohne Wärmebetriebsverbrauch, Netzverluste, stat. Diff.\r\nQuellen: Destatis, BDEW; Stand 04/2024\t** vorläufig\r\nEntwicklung des Erdgasabsatzes  nach Abnehmern in Deutschland\r\n \r\n\t2013\t2014\t2015\t2016\t2017\t2018\t2019\t2020\t2021\t2022\t2023**\t* einschl. BHKW <1 MWel\r\n** vorläufig\r\nQuellen: Destatis, AGEB, BDEW; Stand 04/2024\tDer Erdgasabsatz enthält nicht den Eigenverbrauch der Gaswirtschaft.\r\n \r\nInsgesamt hat \r\nErdgas einen \r\nAnteil von \r\n47,8 % am Energie-\r\nverbrauch \tErdgas\r\nWärme. Dazu \tErneuerbare zählen \tStrom\r\nÖl\r\nRaumwärme, \tKohlen\r\nWarmwasser-\tFernwärme\r\nProzesswärme \tAbwärme und -kälte.\tSonstige\r\nNettowärmeerzeugung in Wärmenetzen* nach Energieträgern\r\nzur leitungsgebundenen Wärmeversorgung 2023: 129 Mrd. kWh**\r\nAbfall (nicht biogen)\r\n9,1% \r\nEntwicklung der Fernwärmenetze in Deutschland \r\n* vorläufig, teilweise geschätzt\r\nQuellen: AGFW, Destatis, BDEW; Stand 01/2024\tDifferenzierung von Wasser- und Dampfnetzen ab 2018\r\nStrom für Wärmezwecke\r\nNutzung des Energieträgers Strom für \r\ndie einzelnen Wärmezwecke\tRaumwärme\r\n10%\r\nInsgesamt wurden 2022 in Deutschland nach vorläufigen Zahlen 177 Mrd. kWh Strom für Wärmezwecke eingesetzt.\r\nQuelle: AG Energiebilanzen, Stand 11/2023\t* vorläufig\r\nErneuerbare Energien im Wärmebereich\r\nEntwicklung des Endenergieverbrauchs aus Erneuerbaren Energien für Wärme/Kälte in Deutschland\r\n \r\n 250\t \r\n \r\n1)\tinkl. Klärschlamm und \r\nHolzkohle; \r\n2)\tinkl. Biokraftstoffverbrauch für Land- und Forstwirtschaft, Baugewerbe und Militär, ab 2010 inkl. Bioethanol;\r\n3)\tBiogas, Biomethan, Klär- und Deponiegas; \r\n4)\tin Verbrennungsanlagen mit 50 % angesetzt, ab 2008 nur Siedlungsabfälle.\r\nQuelle: Arbeitsgruppe \r\nErneuerbare-EnergienStatistik (AGEE-Stat), Stand \r\n09/2023\r\nBiogene Brennstoffe: \r\nWichtige erneuerbare Energiequelle im Wärmemarkt\r\nEndenergieverbrauch Erneuerbare Energien für Wärme und Kälte 2022  Gesamt: 211,7 Mrd. kWh\r\n \r\n1\tGHD = Gewerbe, Handel, Dienstleistungen;\r\n2\tinkl. Klärschlamm und \r\nHolzkohle; \r\n3\tinkl. Biokraftstoffverbrauch für Land- und Forstwirtschaft, Baugewerbe und Militär; \r\n4\tbiogener Anteil des Abfalls in Abfallverbrennungsanlagen mit 50 % angesetzt.\r\nQuelle: Arbeitsgruppe Erneuerbare-EnergienStatistik (AGEE-Stat);\r\nStand 09/2023\r\nLeistung und Wärmebereitstellung von Wärmepumpen\r\nEntwicklung des Endenergieverbrauchs von oberflächennaher Geothermie/Umweltwärme für \r\nWärme und Kälte und der thermischen Leistung von Wärmepumpen in Deutschland\r\n20,0\r\n\t2005\t2006\t2007\t2008\t2009\t2010\t2011\t2012\t2013\t2014\t2015\t2016\t2017\t2018\t2019\t2020\t2021\t2022\t2023\r\nQuelle: Arbeitsgruppe Erneuerbare-Energien-Statistik (AGEE-Stat), Stand 04/2024\r\n \r\nBevölkerung und Wohnungen\r\nBevölkerungsdichte 2022\tDurchschnittliche Wohnungsgröße 2022 \r\n(Deutschland gesamt: 236 Einw./km²)\t(Deutschland gesamt: 92,2 m²)\r\n \r\nSelbstbewohnte Eigentümerwohnungen in Wohngebäuden 2022 \r\n \r\nStand 08/2023\tZur Berechnung der Bevölkerungsdichte wurden \t die Gebietsflächen zum Stichtag 31.12.2022 herangezogen. \r\n \r\n(Deutschland gesamt: 42,0 %)\r\n \r\nWeitere Informationen\r\nDaten und Analysen\r\nhttps://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/\r\nImpressionen verschiedener Hersteller auf der ISH-Leitmesse \r\nhttps://www.youtube.com/playlist?list=PLVBIFfSnoIIwUgkFUbBFciEWXroZVmW4s \r\nTool für Online-Heizkostenvergleich https://bdew-heizkostenvergleich.de/ \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Februar 2025\r\nAufruf an die Parteien im Bundestag und die zukünftige Bundesregierung:\r\n› Treiben Sie die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung entschlossen voran.\r\n› Vereinfachen Sie die Wärmewende für alle Beteiligten und sorgen Sie für die Kohärenz\r\nzwischen den Regelwerken.\r\n› Schaffen Sie Klarheit und sorgen Sie so für Vertrauen.\r\nWir brauchen Klarheit bei den gesetzlichen Rahmenbedingungen und keinen vollständigen Systemwechsel.\r\n› Schaffen Sie Verlässlichkeit und eine schlüssige Strategie für eine nachhaltige Wärmeversorgung.\r\nMenschen, Handwerk, Gewerbe, Handel, Industrie und die Energieversorgungsunternehmen brauchen Planungs- und Investitionssicherheit.\r\n› Sorgen Sie für Kontinuität und Zuverlässigkeit für eine klimaneutrale Wärmeversorgung.\r\nZiel muss ein ausgereiftes und realistisches Gesamtkonzept für eine klimaneutrale Wärmeversorgung sein.\r\n› Nutzen Sie die Chance der notwendigen Überarbeitung des GEG bis 2026.\r\nDabei fordern wir eine realistische und praxisgerechte Gestaltung der Rahmenbedingungen, zugleich Kontinuität bei den wesentlichen Eckpfeilern.\r\nWarum die Wärmewende entscheidend ist:\r\nMehr als die Hälfte der Endenergie in Deutschland wird für das Beheizen von Gebäuden sowie für Wärme und Kälte für Gewerbe und Industrie genutzt. Eine klimaneutrale Wärmeversorgung ist daher Grundvoraussetzung für das Erreichen der Klimaziele und das Gelingen der\r\nEnergiewende insgesamt. Der Anteil erneuerbarer Energien am Wärmeverbrauch liegt bislang nur bei etwa 20 Prozent. Die Umstellung auf eine klimaneutrale Wärmeversorgung und\r\ndie damit verbundene CO2-Reduktion stellen eine der größten gesellschaftlichen und volkswirtschaftlichen Herausforderungen unserer Zeit dar. Ohne Wärmewende gibt es keine\r\nEnergiewende.\r\nUnser Ziel:\r\nIm Mittelpunkt einer modernen, sicheren und klimaneutralen Wärmeversorgung stehen erneuerbare und klimaneutrale Energien. Die Unterzeichner unterstützen eine sozialverträgliche und praxistaugliche Wärmewende, die alle verfügbaren Dekarbonisierungsoptionen,\r\nTechnologien und klimaneutralen Energieträger einbezieht. Dazu zählt auch der Aus-, Umund Neubau der notwendigen Infrastrukturen für Strom, leitungsgebundene Wärme sowie\r\nklimaneutrale Gase bzw. Wasserstoff.\r\nKommunale Wärmepläne sollen sozialverträglich und unbürokratisch Orientierung bieten\r\nund Lösungen fördern, die sowohl wirtschaftlich als auch ökologisch sinnvoll sind und sich an\r\nlokale Gegebenheiten sowie individuelle Bedürfnisse anpassen. Die Infrastruktur und deren\r\nAus- und Umbau bilden das Rückgrat der Wärmewende. Die Erstellung von Wärmeplänen\r\nund deren längerfristige Umsetzung darf jedoch individuelle Modernisierungsabsichten nicht\r\nausbremsen.\r\nHerausforderungen und Notwendigkeiten:\r\nEine hohe gesellschaftliche Akzeptanz der Wärmewende ist essenziell. Die Transformationskosten müssen für Bürgerinnen und Bürger erschwinglich bleiben, während für die Gesamtkosten ein volkswirtschaftlich optimales Niveau gefunden werden muss. Die weitere kosteneffiziente energetische Sanierung und technische Modernisierung des Gebäudebestandes ist\r\nwesentlich für Verbrauchssenkung und eine Nutzung erneuerbarer und klimaneutraler Energien. Die Systemeffizienz sollte im Fokus bleiben.\r\nGezielte Fördermaßnahmen sind essenziell, um die Klimaziele zu erreichen und künftig teure\r\nStrafzahlungen durch verfehlte Klimaziele zu vermeiden.\r\nHarmonisierung und Bürokratieabbau im gesetzlichen Rahmen:\r\nDie Komplexität der gesetzlichen Vorgaben hat in den vergangenen Jahren leider erheblich\r\nzugenommen. Die Vielzahl an europäischen und nationalen Vorgaben – Ergänzungen zu Landes- und Kommunalrecht – erhöht den bürokratischen Aufwand der wirtschaftlich tätigen\r\nUnternehmen massiv. Neben der Vielzahl an Regelungen kommt hinzu, dass Berichts- und\r\nVeröffentlichungspflichten zwischen den einzelnen Richtlinien, Gesetzen und Verordnungen\r\nwenig abgestimmt sind.\r\nDas Gebäudeenergiegesetz (GEG):\r\nDas GEG setzt die EU-Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie (EPBD) in nationales Recht um. Die\r\nAnforderung an den Anteil erneuerbarer Energien bei neu eingebauten Heizungsanlagen in\r\nder Novelle zum 1. Januar 2024 ist zusammen mit der Anlageneffizienz ein wichtiger Schritt,\r\num Emissionen im Wärmebereich zu reduzieren.\r\nJedoch bedarf es einer deutlichen Vereinfachung, Praxistauglichkeit und realistischer Zeithorizonte. Die bis Mai 2026 ohnehin zu erfolgende nationale Umsetzung der EPBD im GEG bietet die Chance, das Gesetz ganzheitlich zu überarbeiten und schnell Planungssicherheit zu\r\nschaffen, insbesondere hinsichtlich der Regelungen in den §§ 71 ff. Ziel ist eine Entbürokratisierung und die Schaffung verständlicher Vorgaben für Gebäudeeigentümer.\r\nDie Verzahnung von GEG und WPG ist transparenter auszugestalten und besser zu kommunizieren, um die aktuelle Investitionszurückhaltung aufzulösen.\r\nWir stehen für Gespräche bereit um unser Praxiswissen über Zielerreichung, Finanzierung,\r\nkosteneffiziente Lösungen für die Beschleunigung der Wärmewende in den politischen Prozess einzubringen.\r\nUnterzeichner\r\nKerstin Andreae BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nMarkus Staudt Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie e.V.\r\nDr. Simone Peter Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nStefan Liesner Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.V.\r\nDr. Martin Sabel Bundesverband Wärmepumpe e.V.\r\nProf. Dr. Gerald Linke Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.\r\nIngeborg Esser Bundesverband deutscher Wohnungs- und\r\nImmobilienunternehmen e.V.\r\nIngbert Liebing Verband kommunaler Unternehmen e.V.\r\nDr. Joachim Lohse Zentraler Immobilien Ausschuss e.V.\r\nDr. Timm Kehler Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft e.V.\r\nHelmut Bramann Zentralverband Sanitär Heizung Klima"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 2. Juli 2024\r\nPositionspapier\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz-stärken, Investitionen anregen\r\nVorschläge des BDEW für eine Ausgestaltung von „Energy Sharing“ in Deutschland\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 19\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ................................................................................... 3\r\n1 Einleitung .................................................................................................. 5\r\n2 Aktueller Regelungsrahmen für Energy Sharing ......................................... 6\r\n3 Umsetzung von Energy Sharing in den Staaten der Europäischen Union ..... 8\r\n4 Herausforderungen einer umfassenden Umsetzung von Energy Sharing ... 10\r\n4.1 Finanzierung der Infrastruktur ............................................................ 10\r\n4.2 Flexibilitäten ........................................................................................ 12\r\n4.3 Einbezug energieintensiver Industrien in das Energy Sharing ............ 15\r\n5 Chancen des Energy Sharing ..................................................................... 15\r\n6 Handlungsempfehlungen des BDEW zur Ausgestaltung von Energy Sharing ................................................................................................................ 15\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 19\r\nExecutive Summary\r\n1. Energy Sharing ermöglicht es Bürgerinnen und Bürgern von niedrigeren Strompreisen über Erneuerbare-Energien-Anlagen „vor der eigenen Haustür“ zu profitieren. Damit kann das Modell neben der direkten Bürgerbeteiligung und der kommunalen finanziel-len Beteiligung ein Instrument für die Akzeptanz in der Energiewende werden. Die Sharing-Gemeinschaften müssen aber tatsächlich zu einem effizienten Ausbau der Er-neuerbaren Energien beitragen und nicht lediglich eine Umwidmung bereits beste-hender Erneuerbaren-Anlagen vornehmen.\r\n2. Die zulässige Leistungsgrenze für Erneuerbare-Energien-Anlagen in der Energy Sha-ring-Gemeinschaft sollte nicht zu niedrig gewählt werden. Sinnvoll scheint aus Sicht des BDEW die Zulässigkeit von EE-Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 500 kW.\r\n3. Der BDEW sieht eine zusätzliche Förderung von Energy Sharing nicht als angemessen an. Sollte der Gesetzgeber trotz entstehender zusätzlicher Kosten eine Förderung für Energy Sharing einführen, sollte aus Sicht des BDEW immer eine Förderung in Form ei-ner Direktzahlung nach EEG gewählt werden, aber keine impliziten Fördervarianten, z.B. durch Befreiung von Umlagen und Abgaben. Diese wären nicht sachgerecht, weil Energy Sharing als solches keine Netzkosten einspart und weil die Netzentgelte regio-nal sehr unterschiedlich sind.\r\n4. Jährliche Nachweisführungen und Prüfaufwände durch Erneuerbare-Energie-Ge-meinschaften beim Netzbetreiber im Rahmen der EEG-Jahresabrechnung sind zu ver-meiden, da schon die bestehenden Sondersachverhalte mit ihrem jährlichen Prüfauf-wand für die Anschlussnetzbetreiber kaum noch umsetzbar sind: So ist durch die Netz-betreiber nur mit hohem Aufwand zu prüfen, ob alle Fördervoraussetzungen vertrag-lich erfüllt wurden – bspw. der Zugang für vulnerable Personengruppen. Sollten solche Voraussetzungen kommen, dann müsste die Prüfung der Fördervoraussetzungen durch eine Behörde erfolgen.\r\n5. Die Abwicklung von Energy Sharing Modellen darf nicht nur neu zu gründenden Er-neuerbare-Energien-Gemeinschaften offenstehen. Stattdessen muss es auch bereits bestehenden Unternehmen der Energiewirtschaft ermöglicht werden, den Erneuer-bare-Energien-Gemeinschaften Energy-Sharing-Modelle anzubieten. Können professi-onelle Energieversorger nicht als Komplett-Dienstleister für Erneuerbare Energien-Ge-meinschaften fungieren, sind nur schwer wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle aufzusetzen. Zudem muss die Bedeutung von „nicht-kommerziell“ in Art. 2 Nr. 15 EBM-RL2 genau definiert werden.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 19\r\n6. Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften müssen energiewirtschaftliche Pflichten ebenso erfüllen wie lokale Grundversorger. Hierzu gehören die Gewährleistung der freien Lieferantenwahl, kurze Kündigungsfristen bei einem Lieferantenwechsel und eine regelmäßige Rechnungsstellung an die Stromverbrauchenden.\r\n7. Die verschiedenen Modelle zur lokalen Erzeugung brauchen eine möglichst einheitli-che Marktkommunikation (MaKo), um nicht für jedes Modell eine separate Markt-kommunikation erarbeiten zu müssen. Diese Marktkommunikation muss die Versor-gerpflichten abdecken und Regelungen für die Bilanzierung enthalten. Die durch die Richtlinie zum Europäischen Strommarktdesign festgelegte verpflichtende Bereitstel-lung der IT-Infrastruktur für sämtliche Modelle lokaler Erzeugung und zum Verbrauch Erneuerbarer Energien sollte aus Sicht des BDEW der BNetzA obliegen. Außerdem müssen die neuen Marktkommunikationsregeln gut an bereits bestehende Mako-Standards angepasst werden. Nur so sind Skaleneffekte und damit die Umsetzung von Energy Sharing in wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle möglich.\r\n8. Bei entsprechender Ausgestaltung kann das Energy Sharing dem Gesamtsystem Flexi-bilitäten zur Verfügung stellen. Der derzeitige regulatorische Rahmen schöpft die Möglichkeiten, nutzerseitig Flexibilitäten für Verteilnetzbetreiber zur Verfügung zu stellen, allerdings noch nicht aus. Hier bedarf es, neben den BNetzA-Festlegungen auf Basis des § 14a EnWG, der zukünftigen Ausgestaltung einer marktlichen Flexibilitäts-bereitstellung für Verteilnetzbetreiber in der Niederspannung in § 14c EnWG als Er-gänzung zum regulatorischen Redispatch für Übertragungsnetzbetreiber.\r\n9. Um die Abwicklung der Abrechnungen und energiewirtschaftlichen Prozesse in Zusam-menhang mit den Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften in Händen eines Verteilnetz-betreibers sicherzustellen, schlägt der BDEW eine zulässige Ausdehnung der Erneuer-bare Energien-Gemeinschaften innerhalb der Gebietsgrenzen eines Verteilnetzbetrei-bers vor.\r\n10. Bei gesetzlicher Umsetzung des Energy Sharing müssen Rechte und Pflichten der Sha-ring Gemeinschaft klar festgelegt werden, um die neu entstehende Komplexität nicht auf Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Reststromlieferanten zu übertragen.\r\n11. Der Gesetzgeber sollte aus Sicht des BDEW von seinem in Art. 15a der Europäischen Strommarktdesign-Richtlinie derzeit vorgesehenen Recht zur Ausweitung der Privile-gien durch Energy Sharing auf neue große Stromverbraucher nicht Gebrauch machen. Ansonsten werden Förderkosten noch erheblich ansteigen, zumal bisher in den EU-Mitgliedstaaten nur Modelle von Energy Sharing umgesetzt wurden, die eine finanzi-elle Förderung erhalten.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 19\r\n1 Einleitung\r\nBis zum Jahr 2045 strebt die Bundesregierung die Klimaneutralität an. Dieses Ziel ist im natio-nalen Klimaschutzgesetz (KSG) verankert. Ein wesentlicher Baustein der klimaneutralen Ener-gieversorgung der Zukunft ist der Ausbau der Erneuerbaren Energien und dabei insbesondere von Windenergie und Photovoltaik (PV). Bereits 2030 soll eine installierte PV-Leitung von 215 Gigawatt (GW) in Deutschland erreicht werden – davon jeweils die Hälfte auf Dächern und Freiflächen. Zehn Jahre später sollen dann bereits 400 GW PV-Leistung installiert sein. Die Stromerzeugung wird nicht nur zunehmend erneuerbar, sondern auch zunehmend dezentral, insbesondere durch den Ausbau der Photovoltaik.\r\nDie Entwicklung hin zu einem dezentraleren Energiesystem stellt die Energiewirtschaft vor Herausforderungen in puncto Systemstabilität sowie Ausbau und Finanzierung der Infrastruk-tur. Gleichzeitig werden dadurch erhebliche und dringend benötigte Investitionen ausgelöst, da nun insbesondere auch Privat- und Kleingewebekunden aufgefordert sind, zu investieren und ihr Nachfrageverhalten zu optimieren. Es wird erwartet, dass durch den Verbrauch des auf dem eigenen Dach und im direkten Umfeld erzeugten erneuerbaren Stroms ein substanzi-eller Beitrag zum Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) geleistet wird und die Identifikation der Bürgerinnen und Bürgern mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien steigt.\r\nDie Energiewende im erforderlichen Umfang in die Städte zu tragen, bleibt weiterhin eine große Herausforderung. Auf den dortigen begrenzteren Flächen wird die Vor-Ort-Nutzung von EE-Strom zwar im Prinzip nachgefragt, ist aber aufgrund der komplexen Eigentumsstrukturen im heutigen Rechtsrahmen bislang kaum möglich und somit bislang weit hinter den Erwartun-gen zurückgeblieben. Dies zeigt sich beispielsweise an der Lücke zwischen dem bei Einführung der Mieterstromförderung 2017 angestrebten und dem tatsächlichen Zubau von Mieterstrom-modellen. Im Solarpaket I sind durch Verbesserungen bei der Anwendbarkeit des Mieter-strommodells sowie durch die Einführung eines Modells zur gemeinschaftlichen Gebäudever-sorgung bereits Maßnahmen ergriffen worden, um auch in Mehrfamilienhäusern mit unter-schiedlicher Eigentümerstruktur die Nutzung von PV-Strom zu ermöglichen und so die Bele-gung der Dächer in den Städten mit PV-Modulen zu fördern. Zudem gibt es Erleichterungen bei der Installation von Steckersolargeräten: Auch Mieterinnen und Mieter können dadurch ihre Stromversorgung teilweise selbst gewährleisten und so an der Energiewende teilhaben.\r\nNun wird zusätzlich diskutiert, ob und wie Energy Sharing – also verschiedene Formen der de-zentralen Finanzierung und Nutzung von Energieerzeugungs-, Verteilungs- und Vermarktungs-optionen – zusätzliche Anreize schaffen kann. Noch offen ist bisher die von der Bundesregie-rung geplante Umsetzung von „Energy Sharing“ durch ein Modell in Deutschland, das in der Praxis greift und eine Umsetzung in größerem Stil ermöglicht. Dadurch könnten in größerem Umfang auch Bürgerinnen und Bürger ohne Immobilien-Eigentum durch Mitgliedschaft in ei-ner Erneuerbare-Energien-Gemeinschaft in eine Erneuerbare-Energien-Anlage investieren. Der erzeugte Strom kann dann lokal gemeinsam mit anderen Mitgliedern einer Sharing-\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 19\r\nGemeinschaft in der Region genutzt oder verkauft werden. Energy Sharing kann so neben Bür-gerbeteiligung und kommunaler Betreuung ein weiteres zentrales Instrument für Akzeptanz werden, da Bürgerinnen und Bürger direkt vom Ausbau der Erneuerbaren Energien Ihrer Um-gebung profitieren.\r\n2 Aktueller Regelungsrahmen für Energy Sharing\r\nDie in den Jahren 2018 und 2019 in Kraft getretenen EU-Rechtsakte des sogenannten “Clean Energy Package” rückten u.a. die Verbraucherinnen und Verbraucher stärker in den Mittel-punkt der Energieunion. Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) sowie die beim Thema Energy Sharing gleichlautende RED III beinhalten nicht nur Vorgaben für die individuelle Ei-genversorgung, sondern auch für „gemeinsam handelnde Eigenversorger im Bereich erneuer-barer Elektrizität“. Neu hinzugekommen sind in der RED III auch die legislative Darstellung der Möglichkeiten zur Gründung von Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften sowie von Bürgerener-giegemeinschaften. Diese Gruppen können zusammen Energy Sharing betreiben. Je nachdem, in welcher Konstellation Energie gemeinsam genutzt werden soll – also durch gemeinschaft-lich handelnde Eigenversorgenden, im Rahmen einer Erneuerbare-Energien- oder einer Bürge-renergiegemeinschaft – ergeben sich unterschiedliche Ausgestaltungen des Energy Sharing, etwa mit Blick auf die Frage des räumlichen Bezugs zwischen Erzeugungsanlage und Letztver-brauchenden.1\r\nUnter Energy Sharing versteht die Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED II und unverändert die RED III gemäß Artikel 22 die gemeinschaftliche, nicht-kommerzielle Nutzung von gemein-schaftlich betriebenen Erneuerbare-Energien-Anlagen durch Erneuerbare-Energien-Gemein-schaften. Diese Gemeinschaften dürfen Dienstleister mit der Umsetzung des Energy Sharing beauftragen. Die Mitgliedstaaten sind verpflichtet, für einen diskriminierungsfreien Zugang zu Märkten für die Gemeinschaften zu sorgen. Die Erneuerbare Energien-Gemeinschaften dürfen auch das Netz der allgemeinen Versorgung nutzen, wobei hier Netznutzungsentgelte sowie einschlägige Abgabe, Umlagen und Steuern erhoben werden dürfen.\r\n1 Umweltbundesamt (2023): Energy Sharing: Bestandsaufnahme und Strukturierung der deutschen Debatte unter Berücksichtigung des EU-Rechts, Kurzbericht des Öko-Instituts und der Stiftung Umweltenergierecht. Download unter https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikatio nen/06112023_46_2023_cc_energy_sharing.pdf, zuletzt geprüft am 19.12.2023.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 19\r\nFormal ist die Einräumung der Möglichkeit des Energy Sharing aus den Erneuerbaren-Richtli-nien RED II und RED III in Deutschland bereits umgesetzt2. Der gemeinschaftliche Betrieb von Stromerzeugungsanlagen ist ohnehin spätestens seit Öffnung des Strommarktes im Jahr 1998 rechtlich zulässig und wird auch umgesetzt.\r\nAllerdings wurde die Richtlinie zum Europäischen Strommarktdesign3 (EBM-RL2) nun novel-liert. Darin werden die aktiven Kunden in Art. 2 Nr. 15 EBM-RL2 neu definiert. Nach Abschluss des informellen Trilog-Verfahrens zwischen EU-Kommission, Europäischem Rat und Parlament sieht der Richtlinien-Entwurf nun neben der Nutzung von Energy Sharing durch nicht-kommer-zielle Zusammenschlüsse von Bürgerinnen und Bürgern auch den möglichen Einbezug industri-eller Großverbraucher vor, sofern ein Mitgliedstaat dies möchte. Die Teilung von Strom- und Speicherkapazitäten mit einer installierten Leistung von bis zu sechs Megawatt (MW) ist inner-halb einer Gebotszone oder einer kleineren räumlichen Einheit möglich, wobei die Abwicklung durch Dienstleister und über Plattformen zulässig ist. Stromerzeugungs- und Speicherkapazitä-ten können sich im Eigentum der Teilnehmenden befinden, geleast oder gemietet werden. Die Mitgliedstaaten sollen die erforderliche IT-Infrastruktur bereitstellen, damit innerhalb eines gewissen zeitlichen Rahmens die Messung des Eigenverbrauchs möglich ist, der dann vom Ge-samtverbrauch je Bilanzierungsintervall abgezogen wird. Dadurch wird die Stromrechnung des Versorgers um die Strommenge aus der Eigenversorgung verringert. “Aktive Kunden” sind ge-mäß Marktdesign-Richtlinie grundsätzlich für den durch sie ausgelösten Flexibilitätsbedarf zu-ständig. Zudem ist eine Bagatellgrenze für die Versorgerpflichten durch die Sharing-Gemein-schaften vorgesehen: Bis zu einer installierten Leistung von bis zu 10,8 kW (einzelne Haus-halte) bzw. bis zu 50 kW (Mehrfamilienhäuser) müssen die Aktiven Kunden keine Versorger-pflichten übernehmen. Zu den Versorgerpflichten gehören eine Vielzahl von Pflichten zur Ab-rechnung gegenüber den Stromkunden mit Darstellung des Jahresverbrauchs gemessen an den Verbräuchen vergleichbarer Stromkunden, Pflichten zur Stromkennzeichnung und Melde-pflichten gegenüber der BNetzA. Die Kunden müssen auch die Möglichkeit zum Lieferanten-wechsel haben. Die Mitgliedstaaten dürfen diese Schwellenwerte zur Erfüllung der\r\n2 SUER - Stiftung Umweltenergierecht (Hg.) (2023): Papke, A.; Fietze, D. Die \"gemeinsame Nutzung\" von Strom und Versorgerpflichten im Europarecht. Online verfügbar unter https://stiftung-umweltenergier echt.de/wpcontent/uploads/2023/02/2023-02-17_Zusammenfassung_Gemeinsame_Nutzung.pdf, zuletzt geprüft am 12.10.2023.\r\n3 2023/0077(COD) DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL amending Directives (EU) 2018/2001 and (EU) 2019/944 to improve the Union’s electricity market design.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 19\r\nenergiewirtschaftlichen Pflichten auf 30 kW für Einzelhaushalte bzw. auf 40 bis 100 kW für Mehrfamilienhäuser absenken bzw. anheben. Dadurch würden ggf. Privilegien für umfangrei-che Anwendungen geschaffen und die Komplexität der erlassenen Pflichten auf andere Teile den Energiesystems verlagert. Die Bundesregierung plant unabhängig von einer Umsetzungspflicht durch die EU-Gesetzge-bung eine Stärkung von Energy Sharing. Dies zeigt sich im Entschließungsantrag4 des Bundes-tags zum EEG 2023: Er erteilt der Bundesregierung einen Prüfauftrag, um Vorschläge für die Einführung von Energy Sharing im Rahmen der nächsten Gesetzgebungsprozesse zu unterbrei-ten.\r\n3 Umsetzung von Energy Sharing in den Staaten der Europäischen Union\r\nIn zehn EU-Mitgliedstaaten war Energy Sharing gemäß einer Studie des Öko-Instituts und der Stiftung Umweltenergierecht im Auftrag des Umweltbundesamts5 aus dem Jahr 2023 bereits umgesetzt. In allen Ländern besteht dabei die Pflicht zur Erfüllung energiewirtschaftlicher Ko-ordinierungsanforderungen wie Marktkommunikation, Bilanzkreismanagement und Daseins-vorsorgepflichten.\r\nDie Mitglieder einer EE-Gemeinschaft müssen zwar gemäß der Vorgabe aus RED II und RED III „in der Nähe der Projekte“ angesiedelt sein – die Mitgliedstaaten haben bei der genauen Defi-nition aber einigen Spielraum. Eine Reihe von Mitgliedstaaten haben diese Nähe über die Netzebenen definiert, bspw. über eine Pflicht zum Anschluss an dasselbe Umspannwerk. Teil-weise werden als Grenze auch der Radius um die Erzeugungsanlage oder Verwaltungsgrenzen gewählt. Als zulässige Teilnehmende an einer EE-Gemeinschaft haben viele Mitgliedstaaten\r\n4 Entschließungsantrag der Fraktionen SPD, Bündnis90/Die Grünen und FDP zu den Gesetzentwürfen ‚Entwurf eines Gesetzes zu Sofortmaßnahmen für einen beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien und weiteren Maßnahmen im Stromsektor – Drucksache 20/1630‘, ‚Entwurf eines Gesetzes zur Erhöhung und Beschleunigung des Ausbaus von Windenergieanlagen an Land – Drucksache 20/2355‘, ‚Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Bundesnaturschutzgesetzes – Drucksache 20/2354‘, download unter https://www.klimareporter.de/images/dokumente/2022/07/entschliessungsantrag.pdf.\r\n5 Umweltbundesamt (2023): Energy Sharing: Bestandsaufnahme und Strukturierung der deutschen Debatte unter Berücksichtigung des EU-Rechts. Kurzbericht im Auftrag des Umweltbundesamts, download unter https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikatio nen/06112023_46_2023_cc_energy_sharing.pdf.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 19\r\nnatürliche Personen, Kleinst-, kleine und mittlere Unternehmen, deren Beteiligung an der Er-neuerbare-Energien-Gemeinschaft nicht ihre primäre Wirtschaftstätigkeit darstellt, sowie kommunale Einrichtungen festgelegt. Dies entspricht auch dem Maximum zulässiger Teilneh-menden aus der Festlegung in der RED II und III.\r\nDie Obergrenzen für die maximale Leistung der teilnahmeberechtigten Anlagen unterscheiden sich in den Staaten, die Energy Sharing bereits umgesetzt haben, erheblich. In den meisten Ländern dürfen auch Anlagen im Megawattbereich teilnehmen, andere haben gar keine Ober-grenze. Spanien deckelt die zulässige Leistung der einzelnen durch eine EE-Gemeinschaft be-triebenen Anlagen bei 100 kW.\r\nAuch die finanzielle Förderung für Energy Sharing innerhalb von EE-Gemeinschaften ist in den einzelnen EU-Staaten sehr unterschiedlich: Einige Mitgliedstaaten fördern EE-Gemeinschaften gar nicht. Andere fördern die EE-Gemeinschaften, aber nicht gesondert das Energy Sharing. Weitere Mitgliedstaaten, wie Italien, fördern speziell das Energy Sharing durch eine Prämie für die Energy Sharing-Strommengen. Teilweise wurde auch eine implizite Förderung über die Re-duzierung von Gebühren oder Netzentgelten eingeführt, beispielsweise in Österreich. Dieser Regelung liegt meist die Idee zugrunde, dass EE-Gemeinschaften für den von ihnen selbst pro-duzierten und verbrauchten Strom die höheren Netzebenen nicht beanspruchen und daher auch keine Gebühren für deren Nutzung bezahlen sollten. Dieser Entlastungseffekt höherer Netzebenen oder gar eine damit einhergehende Einsparung beim Netzausbaubedarf bestehen jedoch faktisch nicht. Die Studie „Potenziale und Rahmenbedingungen für den Ausbau des Prosuming“ im Auftrag des BDEW ermittelte keine Einsparungen beim Ausbaubedarf des Stromnetzes. Es konnte lediglich ein gewisses Einsparpotenzial beim Bau von Direktleitungen zwischen EE-Anlagen und dem Netz der Öffentlichen Versorgung ermittelt werden. Dies kann sich ergeben, wenn größere EE-Anlagen zur Direktversorgung lokaler Stromkunden für die Überschusseinspeisung einen Netzanschluss mit geringerer Anschlussleistung benötigen als zur Volleinspeisung erforderlich wäre.\r\nAlle Umsetzungsbeispiele von Energy Sharing setzen auf die Nutzung intelligenter Messsys-teme. In vielen EU-Staaten ist der Smart Meter Roll-Out bereits vollständig oder weitestge-hend abgeschlossen. Meist erfolgt die Bilanzierung des Energy Sharing-Stroms im Viertelstun-dentakt, in einigen Ländern allerdings auch nur halbstündlich oder stündlich.\r\nEnergy Sharing soll zudem die Teilhabe an der Energiewende den bisher weniger partizipieren-den Menschen zugänglich machen. In den meisten Staaten wird dieses Ziel jedoch nicht ge-setzlich umgesetzt. Nur Spanien hat den vorrangigen Zugang vulnerabler Haushalte zur EE-Ge-meinschaft als Kriterium zum Erhalt von Fördergeldern festgelegt.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 19\r\nAm umfassendsten ist Energy Sharing derzeit in Österreich umgesetzt: Dort sind nach einer Schätzung der Koordinationsstelle für Energiegemeinschaften in den letzten zwei Jahren ca. 450 EE-Gemeinschaften umgesetzt worden oder kurz vor der Gründung, mit grobgeschätzt durchschnittlich 70 Zählpunkten. Dies würde 31.500 Zählpunkten entsprechen. Sofern sämtli-che teilnehmende Zählpunkte dem Bereich privater Haushalte zuzuordnen wären, würden demnach 0,8 Prozent der österreichischen Haushalte am Energy Sharing teilnehmen – Ten-denz deutlich steigend.\r\n4 Herausforderungen einer umfassenden Umsetzung von Energy Sharing\r\n4.1 Finanzierung der Infrastruktur\r\nDen möglichen Vorteilen von Modellen lokaler Energieversorgung für Akzeptanz und das Aus-lösen von Investitionen stehen jedoch eine Reihe von Herausforderungen gegenüber: So un-terscheidet sich Energy Sharing von „Prosuming“ oder den Modellen für Mieterstrom und Ge-meinschaftliche Gebäudeversorgung dadurch, dass auch das Netz der öffentlichen Versorgung mit genutzt werden kann. Die europäischen Vorgaben verpflichten die Mitgliedstaaten zwar nicht zur Privilegierung der Sharing-Gemeinschaften beim Erheben von Abgaben und Umla-gen. Dies wurde aber in den Mitgliedstaaten, die Energy Sharing bisher umgesetzt haben, den-noch für verschiedene Sharing-Modelle eingeführt: So werden die in Österreich 2021 neu ein-geführten Sharing-Gemeinschaften bei der Erhebung von Netznutzungsentgelten erheblich privilegiert.\r\nAuch die bisher für die Umsetzung von Energy Sharing in Deutschland vorliegenden Vor-schläge sehen erhebliche implizite Fördertatbestände vor: Eine Berechnung des Instituts für Ökologische Wirtschaftsforschung (IÖW) beziffert den impliziten Förderbedarf pro Kilowatt-stunde (kWh) Strom im Vorschlag des Bündnisses Bürgerenergie für ein Sharing-Modell6 mit 7,84 ct/kWh (IÖW 2022: S. 64)7. Hinzu kommt ein weiterer direkter Förderbedarf für eine\r\n6 Bündnis Bürgerenergie (2021): Eckpunkte eines Energy Sharing Modells. Positionspapier des Bündnisses Bürgerenergie, download unter https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/down loads/Positionspapiere/Eckpunkte_eines_Energy_Sharing_Modells_Positionspapier_BBEn.pdf, zuletzt geprüft am 20.12.2023.\r\n7 Institut für Ökologische Wirtschaftsforschung (2022): Energy Sharing: Eine Potenzialanalyse. Gutachten im Auftrag des Bündnisses für Bürgerenergie. Download unter\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 19\r\nerfolgreiche Einführung von Energy Sharing. Diesen beziffert eine Studie von Energy Brainpool im Auftrag des Bündnisses Bürgerenergie für Windenergieanlagen an Land mit 2,8 ct/kWh und für Photovoltaik mit 4,9 ct/kWh8. Würde das durch das IÖW ermittelte Potenzial für Energy Sharing in Deutschland tatsächlich gehoben, so entstünden hierdurch zusätzliche Förderkos-ten in Höhe von gut 2,2 Mrd. Euro durch die in der Energy-Brainpool-Studie ermittelten erfor-derlichen zusätzlichen Zahlungen und Stromnebenkostenreduzierungen (IÖW 2021: S. 71).\r\nDa sich die Kosten für Bau und Unterhalt des Stromnetzes der öffentlichen Versorgung fast ausschließlich aus der installierten Leistung ergeben, spart das Energy Sharing keine Infra-strukturkosten. Auch eine verbesserte lokale Koordination von Erzeugung und Verbrauch spart keinen Netzausbau, kann aber bei besserer Hebung von Flexibilitätsoptionen die Abrege-lung von EE-Anlagen verringern und so einen positiven Beitrag zur Verringerung von Redis-patch-Kosten leisten. Sofern der verringerte Beitrag zur Finanzierung der Netzinfrastruktur durch eine Wälzung auf die nicht privilegierten Netzentgeltzahler finanziert würde und nicht über eine andere Gegenfinanzierung, wie bspw. durch den KTF, würde er die Stromkosten für diese – bei Hebung des gesamten Sharing-Potenzials stark schrumpfende – Gruppe steigern. Hinzu kommt, dass Energy Sharing zwar gemäß den Regelungen auf europäischer Ebene als Konzept gilt, um die Teilhabe an der Energiewende den bisher nicht berücksichtigten Men-schen zugänglich zu machen. In den meisten Staaten wird dies jedoch offenbar nicht adres-siert: Nur vier von zehn im UBA-Bericht zu Energy Sharing betrachteten Staaten adressieren diese Aufgabe in ihrer nationalen Gesetzgebung und auch nur vage formuliert. Lediglich in Spanien müssen EE-Gemeinschaften verpflichtend vulnerable Haushalte unterstützen (Um-weltbundesamt 2023: S. 32). Daher ist eine Förderung von EE-Gemeinschaften durch eine teil-weise Befreiung von Umlagen und Netzentgelten nicht sachgerecht. Aus Sicht des BDEW sollte Energy Sharing keine zusätzliche Förderung erhalten. Wird Energy Sharing zusätzlich zum re-gulären Förderrahmen für den Ausbau Erneuerbarer Energien gefördert, so sollte dies durch direkte Prämienzahlungen nach dem EEG erfolgen, damit Förderhöhen transparent sind und – z.B. aufgrund regional stark unterschiedlicher Netzentgelte – nicht unterschiedlich hoch.\r\nhttps://www.ioew.de/fileadmin/user_upload/BILDER_und_Downloaddateien/Publikatio nen/2022/Energy_Sharing_Eine_Potenzialanalyse_1.pdf, zuletzt geprüft am 20.12.2023.\r\n8 Energy Brainpool (2023): Höhe einer Energy Sharing Prämie. Kostenbasierte Ermittlung einer Prämienhöhe für Wind- und Solaranlagen im Energy Sharing. Gutachten im Auftrag des Bündnisses Bürgerenergie, download unter https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/2023-07-04_Studie_Energy-Sharing- Praemie.pdf, zuletzt geprüft am 20.12.2023.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 19\r\nDie Bundesnetzagentur (BNetzA) sollte in ihrer laufenden Überarbeitung der Netzentgeltsyste-matik zudem den Zuwachs an lokalen Versorgungsmodellen wie Mieterstrom, gemeinschaftli-che Gebäudeversorgung, Prosuming und Energy Sharing berücksichtigen. Durch den Zuwachs an lokalen Versorgungsmodellen kann es dazu kommen, dass sich die aus dem Netz entnom-mene Strommenge immer stärker reduziert und damit ebenfalls die Kilowattstunden, auf die ein Arbeitspreis erhoben werden kann. Der Nenner zur Finanzierung der Infrastrukturkosten würde sich also verringern.\r\nEine Herausforderung, die bereits durch den deutlichen Trend zu Eigenversorgung und den neuen dezentralen Versorgungsmodellen wie der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung be-steht, geht auch mit Energy-Sharing einher: Die Prognose der Reststrom-Liefermenge wird er-schwert und die Liefermengen an sich schrumpfen durch den wachsenden Anteil von Kunden, die sich teilweise selbst aus ihren Erzeugungsanlagen versorgen, dabei aber keineswegs autark sind. Dadurch wird die Beschaffung für die Vertriebe sowie die Prognose erschwert und insge-samt verteuert. Stromkunden, die keines der neuen dezentralen Selbstversorgungsmodelle nutzen können, sind also steigenden Stromkosten ausgesetzt, weil ihre Grundversorger insge-samt immer weniger Kunden komplett versorgen, ihre Kosten aber nicht sinken.\r\n4.2 Flexibilitäten\r\nDurch den §14a EnWG sind Betreibende steuerbarer Anlagen wie Ladesäulen, Wärmepumpen oder Speicher seit Anfang 2024 dazu verpflichtet, Verteilnetzbetreibern lastseitige Flexibilität zur Verfügung zu stellen. Gleichzeitig streben die lokalen Versorgungsmodelle einen möglichst hohen Anteil an betriebswirtschaftlich attraktiver Eigenversorgung an. Bei einer Umsetzung des gesetzlichen Rahmens aus der Richtlinie zum Europäischen Strommarktdesign kommt es hinsichtlich der Erschließung von Flexibilitäten durch Energy Sharing darauf an, ob die Energy-Sharing-Gemeinschaften tatsächlich über das Verteilnetz physikalisch gemeinsam den in den EE-Anlagen erzeugten Strom verbrauchen oder ob dieser gemeinsame Verbrauch nur virtuell verrechnet wird. Ein physikalisch gemeinsamer Verbrauch würde die Sicherstellung einer aus-reichenden Netzkapazität zwischen den in die Sharing-Gemeinschaft einbezogenen EE-Anla-gen und Stromnutzenden sowie eine genaue Messung der Stromflüsse erfordern. Bei einer nur virtuellen Verbindung der EE-Anlagen an verschiedenen Orten im Verteilnetz werden hin-gegen nur die Erzeugung aller involvierten EE-Anlagen und der Verbrauch der Mitglieder der Sharing-Gemeinschaft viertelstundenscharf gemessen und zeitgleich erzeugte und ver-brauchte Mengen als „geteilte Energie“ definiert. Dann hätten die Sharing-Gemeinschaften einen Anreiz, sich betriebswirtschaftlich hinsichtlich möglichst geringer Verteilnetzkosten zu optimieren. Dies würde zu einer möglichst großen Einspeicherung innerhalb der Sharing-\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 19\r\nGemeinschaft führen, um Netzkosten zu minimieren – zumindest sofern die Sharing-Gemein-schaften auch dann privilegiert werden, wenn sie durch die Fahrweise ihrer Speicher keine Netzdienlichkeit gewährleisten. Entsprechend würden also auch die Flexibilitäten zur wirt-schaftlichen Optimierung innerhalb der Sharing-Gemeinschaft genutzt. Zusätzlich kann die Sharing-Gemeinschaft ihre Speicher in Zeiten hohen Dargebots im Netz der Allgemeinen Ver-sorgung mit günstigem Strom aus dem Markt füllen. Dieser Anreiz besteht jedoch für jede Stromanwendung mit Speicher. Ein nur virtuelles Energy Sharing und Flexibilitäten stehen also derzeit in keinem energiewirtschaftlichen Zusammenhang, sondern existieren unabhängig voneinander. Es macht beim geografischen Zuschnitt der EE-Gemeinschaften aus Sicht des BDEW dennoch Sinn die Topologie des Verteilnetzes zugrunde zu legen, um die Abwicklung der Abrechnungen und energiewirtschaftlichen Prozesse in Zusammenhang mit den Erneuer-bare-Energien-Gemeinschaften in Händen eines Verteilnetzbetreibers sicherzustellen. Jede Er-neuerbare-Energien-Gemeinschaft sollte bezüglich der Lange der von ihr betriebenen Anlagen und der in der Gemeinschaft organisierten Stromverbraucher also auf das Gebiet eines Ver-teilnetzbetreibers begrenzt sein.\r\nFlexibilitäten in Form systemdienlichen Verhaltens oder einer Orientierung von Eigenver-brauch oder Einspeisung in das Netz der allgemeinen Versorgung am aktuellen Stromdargebot und der Nachfrage werden in der aktuellen Regulatorik nicht angereizt. Stattdessen werden Eigenversorger immer versuchen, einen möglichst hohen Eigenverbrauchsanteil zu erzielen, um möglichst viele Abgaben und Umlagen einzusparen. Daher können die Flexibilitäten von den Nutzern der lokalen Versorgungsmodelle auch nicht nach einem einheitlichen System zur Verfügung gestellt werden, obwohl die Regelenergiemärkte diese Kapazitäten aufnehmen könnten.\r\nEs existieren lediglich flexible Tarife, die nach dem Einbau eines intelligenten Messystems (iMSys) im Hintergrund systematisch Flexibilitäten zulassen. Diese Tarife müssen gemäß § 41a EnWG flächendeckend durch die Versorger angeboten werden. Allerdings verlagern sie auch die Preisrisiken auf den Endkunden, weshalb sie derzeit nur in Ausnahmefällen attraktiv sind. Das Potenzial zur Erschließung von Flexibilitäten durch dynamische Stromtarife ist theoretisch hoch – allerdings ist es in der Realität schwierig dieses Potenzial auch zu erschließen. Zusätz-lich sind bei einem Massenmarkt ggf. auftretende problematische Phänomene zu beobachten und zu prüfen: So können Verbrauchssprünge und damit einher gehend Preissprünge an der Börse auftreten, wenn alle Nutzer eines flexiblen Tarifs bei niedrigem Börsenpreis sofort Strom ziehen oder ggf. unerwünschte Wechselwirkungen mit dem Netzbedarf an Flexibilität auftreten. Bisher liegen keine validen Aussagen zu diesen möglichen Phänomenen vor. Auf-grund der Regelung nach §51 EEG und analoger Regelung im KWKG würden gleichzeitig auch Erzeuger bei negativen Preisen abregeln. In Summe können durch diese Effekte enorme\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 19\r\nGradienten entstehen, deren Beherrschung eine Herausforderung darstellen dürfte. Flexibili-tätsgeschäftsmodelle befinden sich jedoch teilweise schon im Aufbau und werden in den kom-menden Jahren Realität werden. Ein Flexibilitätsaggregator könnte zukünftig beispielsweise Flexibilität und Energy-Sharing systemdienlich miteinander verbinden.\r\nNach aktuellem Stand käme es bei einer Ausweitung der Nutzung der neuen lokalen Direktver-brauchsmodelle und einer Erweiterung um Energy Sharing-Modelle möglicherweise sogar zu einer Zunahme notwendiger Abregelungen durch Netzbetreiber, da mögliche Flexibilitäten im Redispatch-Prozess für Verteilnetzbetreiber nicht systematisch sichtbar würden und dement-sprechend nicht erschlossen werden könnten. Zudem könnten die lokalen Selbstversorgungs-modelle in ländlichen Regionen mit geringen Stromverbräuchen, hohen SLP-Kundenanteilen und hoher PV-Durchdringung zu einer verstärkten Überschusseinspeisung an Solarstrom in den Mittagsstunden führen, wenn der dezentrale Zubau von Erzeugungsanlagen nicht gleich-zeitig mit dem Ausbau flexibel steuerbarer Verbrauchs- oder Speicheranlagen sowie regulato-rischen Anreizen zu systemdienlichem Verhalten einherginge. Dann wären durch die erhöhte regionale Erzeugung und den höheren Verbrauch sogar negative Auswirkungen auf die Netz-stabilität und damit ein höherer Netzausbaubedarf die Folge. Und dies, obwohl alle in einer Studie im Auftrag des BDEW untersuchten lokalen Anwendungsfälle hohes Potenzial für Flexi-bilitäten zeigten.9\r\nBei einer starken Ausweitung von Energy Sharing werden die Flexibilitätspotenziale für das Stromnetz wie auch den Flexibilitätsmarkt insofern reduziert, als die Teilnehmenden an den Sharing-Modellen ihre Flexibilitätspotenziale untereinander nutzen, um ihren Eigenverbrauch zu optimieren. Insbesondere würde ein derartiges Verhalten kontraproduktiv zu den aktuellen Bemühungen zur Reduzierung der Redispatchkosten durch die Bildung von Netzclustern wir-ken. Es wäre auch möglich, dass die wirtschaftlichen Vorteile durch die Regelungen gemäß § 14 a und 14 c EnWG und marktliche Flexibilitätsnachfragen über Aggregatoren gebündelt so attraktiv sind, dass dadurch das Energy Sharing wirtschaftlich unattraktiv wird.\r\n9 Energy Brainpool und Fraunhofer ISE (2022): „Potenziale und Rahmenbedingungen für den Ausbau des Prosuming“, Studie im Auftrag des BDEWhttps://www.bdew.de/media/documents/1000_Prosuming-Stu die.pdf\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 19\r\n4.3 Einbezug energieintensiver Industrien in das Energy Sharing\r\nGemäß dem Ergebnis der Trilog-Verhandlungen zu Art. 15a der Richtlinie zum Europäischen Strommarktdesign soll auch der Einbezug energieintensiver Industrien in das Energy Sharing ermöglicht werden, sofern die Mitgliedstaaten dies beschließen. Die bisher in der Diskussion vorliegenden Vorschläge zur Ausgestaltung von Energy Sharing sehen alle eine direkte oder indirekte finanzielle Förderung der Sharing-Gemeinschaften vor. Würden neue Gruppen für die Teilnahme am Energy Sharing zugelassen, so stiegen die Förderkosten noch erheblich an. Der Gesetzgeber sollte daher aus Sicht des BDEW von seinem nach aktuellen Verhandlungs-stand vorgesehenen Recht zur Ausweitung der Privilegien durch Energy Sharing auf neue große Stromverbraucher nicht Gebrauch machen. Zudem ist im Lichte der möglichen Auswei-tung von Privilegien besonders darauf zu achten, dass auch die Sharing-Gemeinschaften einen kostendeckenden Beitrag zur Finanzierung der Infrastruktur leisten und den energiewirt-schaftlichen Pflichten nachkommen.\r\n5 Chancen des Energy Sharing\r\nWie oben angeführt, kann Energy Sharing nicht als umfassende Lösung für den Ausbau Erneu-erbarer Energien und der Bereitstellung von Flexibilität auf Verteilnetzebene gesehen werden. Vielmehr ist Energy Sharing als sinnvolle Alternative zu bestehenden Fördermodellen einzu-ordnen. Mit dem Modell werden insbesondere hohe Erwartungen an eine verbesserte Ener-giewende-Akzeptanz geknüpft. Von Energy Sharing können vor allem Bevölkerungsgruppen monetär profitieren, die beispielsweise keinen Immobilieneigentum haben oder vor einer ho-hen Investition zurückschrecken. Gleichzeitig bietet Energy Sharing Verbraucherinnen und Verbrauchern die Möglichkeit, sich gegen starke Preisschwankungen abzusichern. Neben mo-netären Aspekten ist durch Energy Sharing ein stärkeres Auseinandersetzen mit der Energie-wende zu erwarten, das sich akzeptanzsteigernd auf weitere Maßnahmen im Rahmen der Energiewende auswirken kann.\r\n6 Handlungsempfehlungen des BDEW zur Ausgestaltung von Energy Sharing\r\n1. Energy Sharing ermöglicht es Bürgerinnen und Bürgern und möglicherweise auch Un-ternehmen von niedrigeren Strompreisen über Erneuerbare-Energien-Anlagen „vor der eigenen Haustür“ zu profitieren. Damit kann das Modell neben der direkten Bürgerbe-teiligung und der kommunalen Betreuung ein Instrument für die Akzeptanz in der Ener-giewende werden. Der BDEW erkennt an, dass es einen breiten Wunsch der Bürger zur\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 19\r\naktiven Teilhabe an der Energiewende gibt.10 Nur wenn die Bürgerinnen und Bürger mitgenommen werden, kann die Akzeptanz für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in dem Maße erhöht werden, wie er für die Realisierung der Energiewende notwendig ist.\r\n2. Daher sollten Modelle ermöglicht werden, die die privaten Stromverbraucher auch zu Stromerzeugern machen. Um insbesondere auch Bürgerinnen und Bürgern ohne eigene Immobilie eine Teilhabe an der Energiewende zu ermöglichen, ist Energy Sharing eine gute Möglichkeit. Bei der Ausgestaltung der Rahmenbedingungen ist jedoch darauf zu achten, dass die Sharing-Gemeinschaften, die gemeinsam Energie erzeugen und ver-brauchen, auch tatsächlich zu einem effizienten Ausbau der Erneuerbaren Energien bei-tragen und nicht lediglich eine Umwidmung bereits bestehender Erneuerbaren-Anlagen vornimmt. In jedem Fall sollte gewährleistet sein, dass die durch eine mögliche Förde-rung erzielbaren volkswirtschaftlichen Vorteile größer als die eingesetzten Fördermittel sind.\r\n3. Die zulässige Leistungsgrenze für Erneuerbare-Energien-Anlagen in der Energy Sharing-Gemeinschaft sollte nicht zu niedrig gewählt werden, um die Anwendung von Energy Sharing nicht von vorneherein zu behindern. Die Deckelung auf 100 kW wie in Spanien erscheint hier zu gering. Sinnvoll scheint aus Sicht des BDEW die Zulässigkeit von EE-An-lagen mit einer installierten Leistung von bis zu 500 kW.\r\n4. Perspektivisch kann es auch sinnvoll sein, das in energiewirtschaftliche Prozesse inte-grierte Mieterstrommodell durch Möglichkeiten zum Energy Sharing zu erweitern. Dadurch würde der erzeugte Strom für weitere aktive Kunden in der Umgebung nutz-bar. Zudem würde dies die Wirtschaftlichkeit der Vor-Ort-Erzeugung und -Stromnut-zung erhöhen und nach Ablauf der Einspeisevergütung könnten PV-Anlagen wirtschaft-lich weiter betrieben werden.\r\n5. Der BDEW sieht eine zusätzliche Förderung von Energy Sharing nicht als angemessen an. Sollte der Gesetzgeber trotz entstehender zusätzlicher Kosten eine Förderung für Energy Sharing einführen, sollten die Förderkosten transparent und eine auskömmliche Förderhöhe ohne Überförderung festgelegt werden. Wenn überhaupt eine finanzielle Förderung von Energy Sharing eingeführt wird, sollte aus Sicht des BDEW immer eine\r\n10 Vgl. beispielsweise Agentur Erneuerbare Energien (2023): Renews spezial: Die Energiewende in Kommunen, download unter https://www.unendlich-viel-energie.de/mediathek/publikationen/renews-spezial-die-ener giewende-in-kommunen.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 19\r\nFörderung in Form einer Direktzahlung nach EEG gewählt werden, aber keine impliziten Fördervarianten, z.B. durch Befreiung von Umlagen und Abgaben. Andere Fördervarian-ten wie Begünstigungen bei Umlagen und Netzentgelten sind hingegen nicht sachge-recht, z.B. weil Energy Sharing als solches keine Netzkosten einspart und weil die Netz-entgelte regional sehr unterschiedlich sind. Außerdem sind jährliche Nachweisführun-gen und Prüfaufwände durch Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften beim Netzbetreiber im Rahmen der EEG-Jahresabrechnung unbedingt zu vermeiden, da die bereits beste-henden Sondersachverhalte mit ihrem jährlichen Prüfaufwand für die Anschlussnetzbe-treiber kaum noch umsetzbar sind: So ist durch die Netzbetreiber nur mit hohem Auf-wand zu prüfen, ob alle Fördervoraussetzungen vertraglich erfüllt wurden – bspw. der Zugang für vulnerable Personengruppen. Sollten solche Voraussetzungen kommen, dann müsste die Prüfung der Fördervoraussetzungen durch eine Behörde erfolgen.\r\n6. Die Abwicklung von Energy Sharing Modellen darf nicht nur neu zu gründenden Erneu-erbare-Energien-Gemeinschaften offenstehen. Stattdessen muss es auch bereits beste-henden Unternehmen der Energiewirtschaft ermöglicht werden, den Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften Energy-Sharing-Modelle anzubieten. Können professionelle Energieversorger nicht als Komplett-Dienstleister für Erneuerbare Energien-Gemein-schaften fungieren, sind nur schwer wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle aufzu-setzen. Zudem muss die Bedeutung von „nicht-kommerziell“ in Art. 2 Nr. 15 EBM-RL2 genau definiert werden. Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften müssen energiewirt-schaftliche Pflichten ebenso erfüllen wie lokale Grundversorger. Hierzu gehören die Ge-währleistung der freien Lieferantenwahl, kurze Kündigungsfristen bei einem Lieferan-tenwechsel und eine regelmäßige Rechnungsstellung an die Stromverbrauchenden. Ge-nerell kann eine Flexibilisierung der Last zur schlechteren Prognostizierbarkeit dieser führen. Es sind daher Maßnahmen vorzusehen, die einer Verschlechterung der Bilanz-kreis-Prognosen durch Energy Sharing und dem damit verbundenen Mehrbedarf an Re-gelenergie entgegenwirken.\r\n7. Energy Sharing reiht sich in eine Reihe von Modellen zur lokalen Erzeugung und zum Verbrauch Erneuerbarer Energien ein. Hierzu gehören Prosuming und seine Ausgestal-tungen als Mieterstrom oder das Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung im Solarpaket I, außerdem künftig auch Energy Sharing. Diese Modelle brauchen eine möglichst einheitliche Marktkommunikation (MaKo), um nicht für jedes Modell eine se-parate Marktkommunikation erarbeiten zu müssen. Diese Marktkommunikation muss die in Punkt 3 aufgeführten Versorgerpflichten abdecken. Sie muss auch Regelungen für die Bilanzierung enthalten. Ansonsten würde bei den Unternehmen der Energiewirt-schaft, die diese Modelle dann umsetzen oder in ihre Prozesse integrieren müssen –\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 19\r\nbspw. Verteilnetzbetreiber und Vertriebe – ein hoher Aufwand sowie IT-Kosten entste-hen. Dies ist umso wichtiger als die neue Richtlinie zum Europäischen Strommarktde-sign die Mitgliedstaaten verpflichtet, die entsprechende IT-Infrastruktur zur Umsetzung von Energy Sharing bereit zu stellen. Die Bereitstellung der IT-Infrastruktur für sämtli-che Modelle lokaler Erzeugung und zum Verbrauch Erneuerbarer Energien sollte aus Sicht des BDEW der BNetzA oder einem von ihr beauftragten Unternehmen obliegen. Das Ziel muss eine für alle Akteure zugängliche und bundesweite IT-Plattform sein, um den marktkommunikativen Anforderungen gerecht zu werden und standardisierte Ge-schäftsmodelle zu ermöglichen. Ein Beispiel für eine gelungene Umsetzung ist die zent-rale Plattform für Energy Sharing in Österreich.\r\n8. Außerdem müssen die neuen Marktkommunikationsregeln gut an bereits bestehende Mako-Standards angepasst werden. Die Marktkommunikation für die lokalen Versor-gungsmodelle sollte durch die Unternehmen der Energiewirtschaft, z.B. im BDEW, erar-beitet werden, ehe sie durch die BNetzA festgelegt wird, um hier zu einer sachgerech-ten Ausgestaltung zu kommen. Nur so sind Skaleneffekte und damit die Umsetzung von Energy Sharing in wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle möglich.\r\n9. Bei entsprechender Ausgestaltung kann das Energy Sharing dem Gesamtsystem Flexibi-litäten zur Verfügung stellen. Der derzeitige regulatorische Rahmen schöpft die Mög-lichkeiten, nutzerseitig Flexibilitäten für Verteilnetzbetreiber zur Verfügung zu stellen, allerdings noch nicht aus. Hier bedarf es, neben den BNetzA-Festlegungen auf Basis des § 14a EnWG, der zukünftigen Ausgestaltung einer marktlichen Flexibilitätsbereitstellung für Verteilnetzbetreiber in der Niederspannung in § 14c EnWG als Ergänzung zum regu-latorischen Redispatch für Übertragungsnetzbetreiber.\r\n10. Durch das Recht zum Zusammenschluss zu Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften mit einem nur virtuellen Eigenverbrauch über weite Strecken bestünde die Gefahr, dass durch Energy Sharing aktuelle und künftige Netzengpässe zusätzlich verschärft werden. Der BDEW schlägt daher eine nicht zu große zulässige Ausdehnung der Erneuerbare Energien-Gemeinschaften anhand netztopologischer Grenzen vor. Es mach auch admi-nistrativ Sinn die Gebietsgrenzen eines Verteilnetzbetreibers zugrunde zu legen, um die Abwicklung der Abrechnungen und energiewirtschaftlichen Prozesse in Zusammenhang mit den Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften in Händen eines Verteilnetzbetreibers sicherzustellen. Auswirkungen auf das System wie bspw. Verbrauchssprünge sollten eingehend analysiert und bei Bedarf entsprechende Instrumente zur Handhabung die-ser Effekte geschaffen werden.\r\nRahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 19\r\n11. Bei gesetzlicher Umsetzung des Energy Sharing müssen Rechte und Pflichten der Sha-ring Gemeinschaft klar festgelegt werden, um die neu entstehende Komplexität nicht auf Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Reststromlieferanten zu übertragen.\r\n12. Der Gesetzgeber sollte aus Sicht des BDEW von seinem in Art. 15a der Europäischen Strommarktdesign-Richtlinie derzeit vorgesehenen Recht zur Ausweitung der Privilegien durch Energy Sharing auf neue große Stromverbraucher nicht Gebrauch machen. An-sonsten werden Förderkosten noch erheblich ansteigen, zumal bisher in den EU-Mit-gliedstaaten nur Modelle von Energy Sharing umgesetzt wurden, die eine finanzielle Förderung erhalten. Zudem ist besonders darauf zu achten, dass auch die Sharing-Ge-meinschaften einen kostendeckenden Beitrag zur Finanzierung der Infrastruktur leisten und den energiewirtschaftlichen Pflichten nachkommen.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 18. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Ände-rung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmli-chen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts\r\nvom 10. Juli 2025\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie zum\r\nSeite 2 von 29\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung .........................................................................................4\r\n2 Zu Art. 1 – Änderungen im EnWG ....................................................................9\r\n2.1 Regelungen zu Endkundenmärkten ............................................................... 9\r\n2.2 Änderungen im Redispatch ............................................................................ 9\r\n2.3 Gasspeichergesetz ........................................................................................ 10\r\n2.4 Abschaffung der Gasspeicherumlage ........................................................... 10\r\n2.5 Übergangsversorgung in Mittelspannung und Mitteldruck sowie in der Umspannung von Niederspannung zur Mittelspannung, § 38a EnWG ....... 10\r\n2.6 Energy Sharing, § 42c EnWG ........................................................................ 13\r\n2.7 Lieferantenwechsel, § 20a Absatz 2 Satz 4 und Absatz 3 EnWG.................. 15\r\n2.8 Gemeinsame Internetplattform der Netzbetreiber für die Abwicklung des Netzzugangs, § 20b EnWG............................................................................ 15\r\n2.9 Erweiterung der Veröffentlichungspflichten, § 23c Abs. 2a und 2b EnWG-E ...................................................................................................................... 17\r\n2.10 Planung- und Zulassungsrecht, elektromagnetische Beeinflussung ............ 20\r\n2.11 Fehlerhafte Gebote und Ausdehnung des Grads des Verschuldens in den §§ 95 und 95a EnWG ......................................................................................... 20\r\n2.12 Übergangsregelung für das Zertifizierungsverfahren der Wasserstofftransportnetzbetreiber, § 118 Absatz 3 EnWG......................... 21\r\n2.13 Verordnungsermächtigung und Übergangsregelung für eine Haftung, § 11 Absatz 3 und § 118 Absatz 2 EnWG.............................................................. 22\r\n2.14 Übergangsregelung für den Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen, § 118 Abs. 4 EnWG ....................................................................................... 22\r\n2.15 Weitere erforderliche Änderungen .............................................................. 22\r\n3 Zu Art. 17 - Änderung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz ........................................................................................ 24\r\n§ 22 NABEG – Nachbeteiligungen nach dem VwVfG nicht erschweren .................. 24\r\nSeite 3 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n4 Zu Art. 18 - Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes .................................. 24\r\n5 Artikel 24 - Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes .............................. 25\r\n6 Zu Art. 26 – Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes................................. 26\r\n6.1 Umstellung der Korrekturmengen auf finanziellen Ausgleich ..................... 26\r\n6.2 Umlagebefreiung für Verlustenergie............................................................ 27\r\n6.3 Fehlende beihilferechtliche Genehmigung, Anpassung der Meldepflichten ...................................................................................................................... 28\r\nHinzukommen Themenpapiere zu folgenden Themen:\r\n•\r\nEndkundenmarkt\r\n•\r\nÄnderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\n•\r\nEnergy Sharing\r\n•\r\nPlanungs- und Zulassungsrecht und elektromagnetische Beeinflussung\r\n•\r\nEffektiver Rechtsschutz\r\n•\r\nMessstellenbetriebsgesetz\r\n•\r\nAnlagensteuerbarkeit\r\nSeite 4 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer BDEW nimmt nachfolgend Stellung zum Referentenentwurf eines „Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energie-bereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts“ vom 10. Juli 2025. Der Entwurf ist noch nicht ress-ortabgestimmt.\r\nDer vorliegende Referentenentwurf ist umfangreich und das geplante Artikelgesetz umfasst Vorschläge, die eine ganze Reihe verschiedener Bereiche der Energieversorgung betreffen. Zum Teil sind die Regelungen sehr komplex. Da nicht erkennbar ist, welche der Vorschläge be-reits unverändert Gegenstand vorangegangener Gesetzgebungsverfahren waren, welche neu hinzugekommen oder geändert worden sind, bedarf es auch für diese Stellungnahme des BDEW der sorgfältigen Prüfung und Rückkopplung mit den Unternehmen. Dies gilt insbeson-dere, weil auch die erwähnten vorangegangen Verfahren in großer Eile und mit kurzen Rück-meldefristen durchgeführt wurden. Insgesamt ist daher eine Rückmeldefrist für die Verbände von effektiv 6 Arbeitstagen deutlich zu kurz und bleibt hinter den im Koalitionsvertrag ange-kündigten 4 Wochen zurück.\r\nDie Erstellung einer dem Thema angemessen fundierten Stellungnahme unter Beteiligung der betroffenen Unternehmen in den Verbandsgremien war in der vom BMWE gesetzten Frist nicht möglich. Der BDEW unterstützt die im Koalitionsvertrag enthaltenen Aussagen zur guten Gesetzgebung vollumfänglich. Der BDEW fordert die Ministerien daher mit Nachdruck und zum wiederholten Male dazu auf, künftig auskömmlich bemessene Fristen für die Erarbeitung von Stellungnahmen vorzusehen und den im Koalitionsvertrag vorgesehenen Praxischeck in der Frühphase von Gesetzgebungsverfahren Wirklichkeit werden zu lassen.\r\nAuch die vorliegende Energierechts-Novelle muss sich an den politischen Vorgaben des Koaliti-onsvertrages messen lassen und so unbürokratisch wie möglich ausgestaltet werden. Der Koa-litionsvertrag ist hier sehr klar:\r\n•\r\nKeine bürokratische Überfüllung bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht (Rz 2012)\r\n•\r\nUnnötige Belastungen durch die europäische Ebene werden verhindert (Rz 2002)\r\n•\r\nDatenerhebungen und Meldungen für Unternehmen werden reduziert (Rz 1976)\r\n•\r\nBürokratie in gesetzlichen Vorschriften wird reduziert (Rz 1969)\r\n•\r\nOne in, two out (Rz 1957)\r\n•\r\nGesetze, die nicht gemacht werden müssen, werden nicht gemacht (Rz 1866)\r\nSeite 5 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDer BDEW wird in dieser Stellungnahme und auch bei allen weiteren Stellungnahmen zu Ge-setzen und Verordnungen ein besonderes Augenmerk auf die Bürokratie legen. Die Unterneh-men der Energiewirtschaft werden seit Jahren mit immer weiteren Pflichten belegt, deren Er-füllung nicht dem Erfolg der Unternehmung zu gute kommt, sondern allein behördlichen Mo-nitoring- und Kontrollwünschen entspricht.\r\nIn dem vorliegenden Entwurf sind dies insbesondere die Regelungen zum Endkundenmarkt, Vorgaben zur Gemeinsamen Energienutzung (“Energy Sharing”) und zum Monitoring. Sie sind in hohem Maße bürokratisch und übersteigen die europäischen Vorgaben. Auch zu weiteren Regelungen, die aus BDEW-Sicht bürokratisches Belastungspotential beinhalten, hat der BDEW in seiner Stellungnahme entsprechende Hinweise und Verbesserungsvorschläge hinter-legt.\r\nIn der nachfolgenden Stellungnahme werden die grundlegenden Regelungen des Gesetzes an-gesprochen und bewertet. Eine detaillierte Auseinandersetzung erfolgt in den Themenpapie-ren, auf die in der Stellungnahme soweit erforderlich verwiesen wird. So ist eine rasche Ge-samtbewertung, wie auch eine gesonderte Auseinandersetzung mit einzelnen Themen im De-tail möglich.\r\nZusammenfassend bewertet der BDEW den Entwurf wie folgt:\r\n•\r\nDer gesamte Entwurf ist im Hinblick auf den Abbau von bürokratischen Belastungen gründlich zu prüfen. Auch wenn es sich zum Teil nur um einzelne Datenmeldepflichten handelt, so muss mit dem Abbau der Bürokratie jetzt begonnen werden.\r\n•\r\nEndkundenmärkte: Die Regelungen zu Absicherungsstrategien im Strombereich stär-ken die Rolle der Bundesnetzagentur (BNetzA) gegenüber unseriösen Anbietern. Aller-dings ist es aus Sicht des BDEW dringend notwendig, klare Kriterien und transparente Befugnisse für die BNetzA für die Einschätzung der Risikostrategien der Lieferanten bei der Beschaffung zu definieren, die weiterhin Wettbewerb und individuelle Unterneh-mensstrategien in der Beschaffung ermöglichen. Diese Kriterien sollten die in den Un-ternehmen gelebte Praxis des Risikomanagements widerspiegeln. Bezüglich der EnWG-Regelungen zur Weitergabe gesunkener Preisbestandteile in § 41 Abs. 6 EnWG-E sollte geprüft werden, inwieweit hier auch Kostensteigerungen der vom Lieferanten nicht beeinflussbaren Preisbestandteile berücksichtigt werden können.\r\nSeite 6 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDies würde ein\r\nen wesentlichen Schritt zu einem stärkeren Bürokratieabbau für Liefe-ranten und Kunden bedeuten.\r\n•\r\nGemeinsame Energienutzung (Energy Sharing): Die Vorgaben zur Gemeinsamen Ener-gienutzung setzen die Strombinnenmarktrichtlinie um, sollten aber dringend auf das notwendige Maß beschränkt werden. Der Gesetzgeber sollte im Sinne der Kosten-Nut-zen-Effizienz keine Detailvorgaben zur Umsetzung und Abwicklung in der Praxis treffen, sondern die Umsetzung durch eine BNetzA-Festlegung vorsehen. So können die Kosten und Nutzen sorgfältig abgewogen und Regelungen im Sinne einer sinnvollen Umset-zung in der Praxis getroffen werden. Festzuhalten bleibt, dass das Energy Sharing die bilanzielle Abwicklung ändert, aber nicht zu einer physikalischen Änderung im Netz oder gar einer Entlastung des Netzes beiträgt. Zudem geht der BDEW nicht davon aus, dass durch die Regelung der Zubau Erneuerbarer Energien gesteigert wird. Sie kann aber – gut gemacht - einen Beitrag zur Akzeptanz und Beteiligung von Bürgern an der Energiewende leisten und entsprechende Teilhabe ermöglichen. Teilhabe und damit die Nutzung von Rechten geht allerdings auch mit Pflichten einher und auch hier gilt der Grundsatz, dass Kosten verursachungsgerecht zugeordnet werden. Dies gilt umso mehr als die Umsetzung des Energy Sharing je nach Ausgestaltung erheblichen Auf-wand und Kostenverursachen kann. Kosten und Aufwand müssen auch beim Energy Sharing im angemessenen Verhältnis zum jeweiligen Nutzen stehen. Daher ist es rich-tig, dass der Referentenentwurf grundsätzlich die Pflicht zur Abwicklung sowie die Kos-ten auch bei den Nutzern des Konzepts sieht. Allerdings ist darauf zu achten, dass auch weitere Kosten nicht zu lasten der Allgemeinheit der Netznutzer gehen. So sollte das Recht zur gemeinsamen Energienutzung räumlich auch langfristig nicht über das Bilan-zierungsgebiet hinaus gehen und die gewünschte vereinfachte Abwicklung der Energie-lieferung darf nicht ausschließlich anderen Marktteilnehmern zugewiesen werden. Zu-mindest muss der Aufwand, der für alle anderen Marktteilnehmer für die gewünschte automatisierte Abwicklung entsteht, transparent dargestellt und mit möglichst kosten-günstigen Umsetzungsoptionen sehen werden. Diese Umsetzungsoptionen sind mit der Branche im Hinblick auf eine kostengünstige Umsetzung zu besprechen. Die Fristen zur Umsetzung sind demgemäß angemessen auszugestalten.\r\n•\r\nInternetplattform für Netzzugang und weitere Anwendungen: Kosten und Nutzen ei-ner zentralen Internetplattform für den Netzzugang sowie zur Abwicklung des Energy Sharings müssen im Sinne einer effizienten Umsetzung vor einer gesetzlichen Festle-gung mit der Branche besprochen werden. Dabei ist zu bedenken, dass ein Eingriff in bestehende Abläufe und Prozesslandschaften zu erheblichem Mehraufwand und auch\r\nSeite 7 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nVerzögerungen an anderen Stellen führen kann.\r\nEs gilt die bestehenden Instrumente der Branche (Netzanschlussportal, VNB Digital und Marktkommunikationsprozesse) mit ihren jeweiligen Stärken zu verbinden.\r\n•\r\nEffizienter Rechtsschutz: In der Folge der EuGH-Entscheidung werden aktuell beste-hende Verordnungen durch Festlegungen der Regulierungsbehörde abgelöst. Dazu will die Behörde gestufte Rahmen- und Methodenfestlegungen sowie Einzelgenehmigun-gen erlassen. Ohne eine Rechtsänderung wären die Netzbetreiber gezwungen allein zur Wahrung ihrer Rechtsposition bereits die abstrakt-generellen Vorentscheidungen der Regulierungsbehörde gerichtlich anzufechten. Es gilt diese unnötigen Gerichtsver-fahren und -kosten zu vermeiden. Sie würden die Gerichte und alle Beteiligten über die Maßen belasten und wären letztlich nur wenig effizient. Der BDEW schlägt daher vor, eine Inzidentkontrolle bei der individuellen Entscheidung gesetzlich festzuschreiben. Diese muss noch vor Inkrafttreten des von der BNetzA neu gestalteten Regulierungs-rahmens in Kraft treten.\r\n•\r\nRedispatch: Der BDEW begrüßt die Anpassungen und Ergänzungen in § 14 EnWG-E, mit denen der bilanzielle Ausgleich auf Verteilernetzebene in einer Übergangsphase ausgesetzt werden soll. Dadurch wird in den kommenden Jahren die Möglichkeit für ein schrittweises Vorgehen zur Schaffung eines verteilnetzweit umsetzbaren und effi-zienten Redispatch 2.0 geschaffen. Im Detail sieht der BDEW aber noch Nachbesse-rungsbedarf.\r\n•\r\nMessstellenbetriebsgesetz: Positiv ist, dass die Vorgaben des MsbG zur Steuerung über intelligente Messsysteme nun mit den Regelungen im EEG harmonisiert werden sollen. In der Praxis wird die Steuerung über an ein Smart-Meter-Gateway angebun-dene Steuereinrichtungen aber vielfach erst nach dem 31. Dezember 2027 realistisch möglich. Für eine praxistaugliche Übergangsregelung müssen noch die Vorgaben zur Ausstattungsverpflichtung und für die Rollout-Quoten entsprechend angepasst wer-den. Messstellen, die zunächst nur mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden, sollten bereits auf die Rolloutquote einzahlen, auch wenn die moderne Steue-rungstechnik zu einem späteren Zeitpunkt nachgerüstet bzw. in Betrieb genommen wird.\r\n•\r\nEU-Gasbinnenmarktpaket: Der BDEW fordert weiterhin nachdrücklich die zeitnahe Umsetzung des im letzten Jahr in Kraft getretenen Gas- und Wasserstoffbinnenmarkt-pakets sowie weiterer erforderlicher Transformationsregelungen, damit die\r\nSeite 8 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nVerteilernetzbetreiber die Instrumente in die Hand bekommen, die sie für eine erfolg-\r\nreiche Transformation ihrer Netze benötigen. Nur so kann für alle beteiligten Akteure, nicht zuletzt auch die Netznutzer, langfristig Planungs- und Investitionssicherheit und damit Vertrauen in das Gelingen der Energiewende geschaffen werden.\r\n•\r\nEnergiefinanzierungsgesetz: Die vom BDEW seit Längerem geforderte Umstellung im Energiefinanzierungsgesetz auf einen rein finanziellen Ausgleich der Korrekturmengen im EE-Belastungsausgleich sehen wir sehr positiv.\r\nIm Einzelnen positioniert der BDEW sich wie folgt:\r\nSeite 9 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n2 Zu Art. 1 – Änderungen im EnWG\r\n2.1 Regelungen zu Endkundenmärkten\r\nDer neue § 5 Abs. 4a EnWG-E setzt die Bestimmungen des Art. 18a der ergänzten Richtlinie 2019/944 in nationales Recht um. Die Regelung basiert auf den Erfahrungen der Energiepreis-krise 2022 als mehrere Lieferanten aufgrund ihrer spotbasierten Beschaffungsstrategie Insol-venz anmelden mussten. Deren Kunden wurden dann dem jeweiligen Grundversorger zuge-führt, der die fehlenden Strommengen wiederum zu hohen Preisen am Spotmarkt beschaffen musste und die Kosten dafür auf seine Bestandskunden umlegte.\r\nWie in der Gesetzesbegründung dargelegt, praktizieren die meisten Versorger heute umfang-reiches Risikomanagement. Die Risikovorsorge ist aufgrund § 91 Abs. 2 AktG gesetzlich ver-pflichtend und betrifft Aktiengesellschaften und – folgend der Begründung der Bundesregie-rung zum KonTraG (BT-Drucksache 13/9712) – auch GmbHs. Da diese Regelungen auf den Fortbestand der Gesellschaft als Ganzes zielen, ist das dadurch geforderte Risikomanagement umfassender als eine bloße Absicherung des Marktpreisrisikos für Stromlieferungen. Der Ge-setzgeber sollte daher unmissverständlich klarstellen, dass ein aufgrund § 91 Abs. 2 AktG oder vergleichbarer Regelungen implementiertes Risikomanagementsystem, das zudem regelmäßig von einem Wirtschaftsprüfer auditiert wird (z.B. nach IDW PS 340), geeignet ist, die Vorgaben aus § 5 Abs. 4a EnWG-E zu erfüllen. Andernfalls entsteht für die Lieferanten das regulatorische Risiko, mit ihren Risikomanagementsystemen diese Vorgaben nicht zu erfüllen und folglich Im-plementierungsaufwand für zusätzliche, im Zweifel sogar redundante Risikomanagementsys-teme. Dies gilt es im Hinblick auf eine kostengünstige Energieversorgung zu vermeiden. In je-dem Fall darf die Bewertung der Angemessenheit von Risikostrategien nicht einseitig, sondern muss transparent und auf Basis bestehender wettbewerbsneutraler Kriterien erfolgen.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpa-pier „Endkundenmarkt“\r\n2.2 Änderungen im Redispatch\r\nMit den in § 14 EnWG vorgesehenen Änderungen zum Redispatch soll die Verpflichtung der Stromverteilernetzbetreiber (VNB) zur Bereitstellung des bilanziellen Ausgleichs und das Recht der VNB zur Abnahme des bilanziellen Ausgleichs von Redispatch-Maßnahmen in einer Über-gangsphase bis zum 1. Januar 2032 grundsätzlich ausgesetzt werden. In dieser Phase soll die BNetzA gleichzeitig ermächtigt werden, den bilanziellen Ausgleich im Verteilernetz, auch teil-weise, mit einer entsprechenden Festlegung zu regeln\r\nSeite 10 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nAus Sicht des BDEW gehen die Anpassung grundsätzlich in die richtige Richtung. Begrüßens-wert ist insbesondere, dass die gesetzlichen Rahmenbedingungen des EnWG für den Redis-patch 2.0 angepasst und weiter entwickelt werden sollen. Zudem können die geplanten An-passungen, flankiert durch entsprechende Festlegungen der BNetzA, mehr Rechtssicherheit für den bilanziellen Ausgleich im Verteilernetz schaffen. Es besteht aber auch Verbesserungs-bedarf.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpa-pier „Netz- und Systemsicherheit“\r\n2.3 Gasspeichergesetz\r\nDer BDEW begrüßt die Streichung von § 35b Abs. 2 EnWG. In § 35b Abs. 4 Satz 2 Nr. 3 EnWG sollte klargestellt werden, dass sonstige im Zusammenhang mit der Erfüllung der Füllstands-vorgaben relevante Informationen nur auf Verlangen der Bundesnetzagentur zur Verfügung gestellt werden müssen, da diese selbst am besten einschätzen kann, welche zusätzlichen In-formationen sie benötigt.\r\nIn § 35b Abs. 4 Satz 3 EnWG muss richtigerweise auf Satz 2 des gleichen Absatzes und nicht auf Satz 3 verwiesen werden. Der Verweis auf § 35b Abs. 2 Satz 3 EnWG ist entsprechend re-daktionell zu berichtigen.\r\n2.4 Abschaffung der Gasspeicherumlage\r\nDie Bundesregierung hat im Koalitionsvertrag sowie in verschiedenen Verlautbarungen im Nachgang die Abschaffung der Gasspeicherumlage angekündigt. Wenn die komplette Abschaf-fung der Gasspeicherumlage - und nicht nur ein Ausgleich des Umlagekontos zum Jahresende 2025 - beabsichtigt ist, dann ist auch Rechtssicherheit durch die Anpassung der gesetzlichen Regelung im EnWG - § 35e Umlage der Kosten des Marktgebietsverantwortlichen; Finanzie-rung – zu schaffen. Eine solche Änderung muss frühzeitig erfolgen, sodass die Marktakteure die geänderten Bedingungen in ihren Kundenbeziehungen umsetzen können.\r\n2.5 Übergangsversorgung in Mittelspannung und Mitteldruck sowie in der Umspannung von Niederspannung zur Mittelspannung, § 38a EnWG\r\n§ 38a EnWG-E orientiert sich an den vom BDEW im Jahr 2024 eingebrachten Entwurf für eine freiwillige Vereinbarung einer Übergangsversorgung. Grundsätzlich schafft § 38a EnWG-E eine gesetzlich verankerte Möglichkeit einer bilateralen Zuordnung von Letztverbrauchen ohne Lie-fervertragszuordnung zu einem definierten Übergangsversorger und ist daher im Grundsatz zu\r\nSeite 11 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nbegrüßen. Gleichwohl ist anzumerken, dass der vorgesehene § 38a EnWG-E keine vollumfäng-liche Lösung für die mit dem BGH-Urteil vom 17. September 2024 (Az. EnZR 57/23) entstande-nen Unsicherheiten darstellt. Insbesondere für die Fälle, in denen keine freiwillige Vereinba-rung zwischen Grundversorger und Betreiber eines Elektrizitäts- oder Gasverteilernetzes über eine Übergangsversorgung zustande kommt oder eine Übergangsversorgung aufgrund wirt-schaftlicher Gründe, die insbesondere in der Zahlungsfähigkeit des Letztverbrauchers liegen können, unzumutbar ist, schafft § 38a EnWG-E keine Abhilfe. Würde der Netzbetreiber in die-sen Fällen die entnommenen Energiemengen einem anderen Versorger zuordnen, müssten alle überregionalen Versorger außerhalb ihres Grundversorgungsgebietes Regelungen und Ab-läufe vorhalten. Denkbar wäre, dass eine Zuordnung dabei sogar erfolgen könnte, wenn im Vorversorgungsfall der betroffene Lieferant und/oder der Letztverbraucher den Liefervertrag selbst gekündigt hätten. Im Fall einer Zuordnung wäre der betroffene Energielieferant weitge-hend schutzlos gestellt. Eine rechtssichere Klärung für den Umgang mit diesen Tatbeständen ist insbesondere vor dem Hintergrund des oben genannten BGH-Urteils unumgänglich und sollte in Form eines möglichen § 38a Abs. 11 EnWG sollte vom Gesetzgeber aufgegriffen wer-den.\r\n§ 38a Abs. 5 EnWG-E sieht eine Berücksichtigung der Bestimmungen nach § 41 EnWG bei der Übergangsversorgung vor. § 41 EnWG gilt jedoch nur für Verträge. § 38a EnWG-E begründet indes ein gesetzliches Schuldverhältnis, wenn die Bedingungen einer Übergangsversorgung ge-geben sind. Durch den Verweis auf § 41 EnWG würden für die Übergangsversorgung hohe Transparenzanforderungen gelten, die sonst nur für Verträge gelten. In Bezug auf diese Trans-parenzanforderungen ist die hohe Schutzbedürftigkeit der Kunden in höheren Spannungs- und Druckebenen aus Sicht des BDEW nicht nachvollziehbar. Dadurch würden Kunden in der Über-gangsversorgung bessergestellt sein, als Kunden in der Ersatzversorgung, auf die der § 41 EnWG keine Anwendung findet. Der Verweis auf § 41 ist daher zu streichen.\r\n§ 38a Abs. 7 EnWG-E sieht eine Deckelung der Preise für die Übergangsversorgung vor. Auf-grund der mit der Übergangsversorgung eingehenden wirtschaftlichen Risiken sollte ein höhe-res Entgelt in den Grenzen der Angemessenheit möglich sein.\r\nDurch eine Beibehaltung einer Preisdeckelung bestünde die Gefahr, dass Grundversorger keine Vereinbarung einer Übergangsversorgung nach § 38a EnWG-E eingehen und daher das Instrument seine Wirkung verliert. Im Übrigen obliegt eine Überprüfung der Angemessenheit bzw. Billigkeit der Preisgestaltung den Kartellbehörden. Ebenfalls ist im Vergleich zu dem Wortlaut und Begründung des früheren § 118c Abs. 3 EnWG das Wort “kurzfristigen” zu strei-chen. Ein Übergangsversorger dürfte - je nach möglicher Planung/Abschätzung der Energie-mengen - nicht zwingend die Energie ausschließlich “kurzfristig” beschaffen. Um hier klarstel-lend mehr flexiblere Beschaffungsmöglichkeiten zuzulassen, die sich auch ggf. für die\r\nSeite 12 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nbetroffenen Letztverbraucher positiv auswirken können, sollte diese redaktionelle Streichung vorgenommen werden.\r\nIm Weiteren orientiert sich der Referentenentwurf in § 38a Abs. 6, 7 und 10 EnWG-E an der Begrifflichkeit der „Allgemeinen Preise“ in Anlehnung an den bestehenden §§ 36 und 38 EnWG. In höheren Spannungs- und Druckebenen finden im Gegensatz zur Grund- und Ersatz-versorgung (Gesamtpreismodell) Preisformeln geschäftsüblich Anwendung. Dies könnte zu Verwechslungen und Missverständnissen bei allen Akteuren führen. Zumindest in der Geset-zesbegründung sollte klargestellt werden, dass auch Preisformeln und ähnliche Preismodelle als „Allgemeine Preise“ verstanden und angewendet werden dürfen.\r\nDer BDEW sieht in der Mitteilungspflicht über geplante Änderungen der Allgemeinen Bedin-gungen und Allgemeinen Preise an die Regulierungsbehörde gem. § 38a Abs. 6 Satz 4 EnWG-E einen unnötig hohen Bürokratieaufwand. Selbst § 38 Absatz 3 EnWG sieht eine solche Ver-pflichtung für die Ersatzversorgung nicht vor. Eine Mitteilung an die Regulierungsbehörde ist als Wirksamkeitsvoraussetzung weder zeitgemäß noch notwendig. Mit Veröffentlichung der geänderten Allgemeinen Bedingungen und Allgemeinen Preise auf der Internetseite des Über-gangsversorgers sind diese Informationen allen Marktteilnehmern bekannt. Eine zusätzliche Mitteilung an die Regulierungsbehörde wird als redundant betrachtet. § 38a Abs. 6 Satz 4 EnWG-E sollte daher entfallen. Gleiches gilt für die Vorhaltung der Allgemeinen Preise der letzten 6 Monate auf der Internetseite des Übergangsversorgers gem. § 38a Abs. 6 Satz 6 EnWG-E.\r\nEs wird vorgeschlagen, in § 38a Abs. 7 Nr. 2 EnWG-E die Worte “im Grundversorgungsgebiet des Übergangsversorgers” einzufügen. Analog zur Ersatzversorgung muss es möglich sein, diese Kostenbestandteile in dem Preis der Übergangsversorgung (u.a. Netznutzungs- und Messentgelte, Konzessionsabgabe) als Durchschnittswert zu berechnen, sofern der Über-gangsversorger Grundversorger in mehreren Netzgebieten ist.\r\nNach § 38a Abs. 10 Satz 5 EnWG-E ist der Netzbetreiber nach fristloser Beendigung durch den Übergangsversorger lediglich berechtigt statt verpflichtet, eine Sperrung durchzuführen. Dadurch würde dem Lieferanten die Möglichkeit fehlen, die Sperrung gegenüber den Netzbe-treibern durchzusetzen und sich gegebenenfalls schadlos zu halten. Dies stellt eine Ver-schlechterung gegenüber der aktuellen Regelung im Lieferantenrahmenvertrag dar, wonach der Netzbetreiber auf Anweisung des Lieferanten zur Sperrung binnen 6 Werktagen verpflich-tet ist. In Verbindung mit dem BGH-Urteil droht hier eine „Endlosschleife der Endkundenbelie-ferung“ durch den Übergangsversorger. Eine unverzügliche Sperrung durch den Netzbetreiber sollte daher verpflichtend sein.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 13 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nAuch verliert § 38a Abs. 4 EnWG-E aufgrund des 24h-Lieferantenwechsel (BK6-22-024 / BK6-24-174) seine Wirkung, da der zur Verfügung stehende Zeitraum im § 38a Abs. 4 EnWG-E (nach Kenntnis eines drohenden vertragslosen Zustandes), in dem dies vom VNB festgestellt werden kann, auf wenige Stunden vor Eintreten des Ereignisses begrenzt und ab diesem Zeit-punkt nicht mehr umkehrbar ist. Zudem passt § 38a Abs. 10 nicht zu den prozessualen Abläu-fen des 24h-Lieferantenwechsels (BK6-22-024 / BK6-24-174). Dies führt dazu, dass Energie-mengen im Markt nach Ablauf der 14 Werktage keinem Bilanzkreis mehr zugeordnet sind (Wi-derspruch zu § 4 Abs. 3 StromNZV). Grundsätzlich besteht eine große Diskrepanz der Fristen-vorgaben des 24h-Lieferantenwechsels zu einem mit erhöhtem wirtschaftlichem Risiko ver-bundenen Übergangsversorgung in höheren Druck- und Spannungsebenen.\r\nHintergrund ist, dass wegen der Vorgaben der BNetzA zum 24h-Lieferantenwechel sowohl der Netzbetreiber als auch der Übergangsversorger erst 24h vor dem geplanten regulären Liefer-ende konkrete Maßnahmen ergreifen können, da bis dahin ein neuer Lieferant die Lieferstelle anmelden könnte.\r\n2.6 Energy Sharing, § 42c EnWG\r\nDie vorgesehene Regelung zur gemeinsamen Nutzung von Energie aus erneuerbaren Anlagen unter § 42c EnWG-E (Energy Sharing) setzt die Vorgaben aus Art. 15a der novellierten Strom-binnenmarktrichtlinie um, geht jedoch mit Blick auf den Zeitpunkt der Anwendung und des Umfangs deutlich über die Mindestanforderungen aus der Richtlinie hinaus. Diese sieht vor, Letztverbrauchern die Teilhabe am Energiemarkt weiter zu vereinfachen und ist vor diesem Hintergrund grundsätzlich positiv. Gleichzeitig weist der BDEW auf die erhebliche Komplexität der praktischen Umsetzung hin und fordert eine richtliniengetreue, aber praxistaugliche Aus-gestaltung.\r\nDie Vorgaben zur Gemeinsamen Energienutzung sollten in ihrem Umfang auf das beschränkt werden, was gemäß den Vorgaben der Strombinnenmarktrichtlinie zwingend erforderlich ist und auch hier sollte der Gesetzgeber keine unnötigen Detailvorgaben zur Umsetzung und Ab-wicklung in der Praxis treffen. Kosten und Aufwand müssen auch beim Energy Sharing dort an-fallen, wo der Nutzen entsteht.\r\nDie Abwicklung des Energy Sharing sollte im Rahmen einer Festlegung durch die BNetzA erfol-gen, um Flexibilität und eine sinnvolle Integration in bestehende Marktprozesse zu ermögli-chen. Dieses Vorgehen wäre europarechtskonform und würde deutlich mehr Flexibilität bie-ten, um es in bestehende Marktkommunikationsprozesse oder in bereits anstehende Markt-kommunikationsprojekte (bspw. das BNetzA-Festlegungsverfahren zur zukünftigen Aggrega-tion und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub)) sinnvoll zu integrieren.\r\nSeite 14 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nInsbesondere die zeitlichen Abhängigkeiten und Wechselwirkungen sind zwingend durch die BNetzA abzustimmen, sodass Synergieeffekte gehoben werden können.\r\nZusätzliche Aufgaben für Netzbetreiber und Lieferanten sieht der BDEW kritisch, da die Res-sourcen in der Branche bereits durch zahlreiche Digitalisierungs- und Transformationsprojekte stark gebunden sind. Die Unternehmen brauchen Zeit für die Durchführung und Konsolidie-rung der erheblichen IT-Projekte.\r\nWir weisen darauf hin, dass für das Gesamtkonzept weitere Maßnahmen erforderlich sind. So setzt bspw. Österreich für das Energy Sharing staatliche Mittel aus dem Energie- und Klima-fonds ein. Es wurde eigens eine Koordinationsstelle für Energiegemeinschaften gegründet, die die möglichen Nutzer aufklärt, berät, Musterverträge zur Verfügung stellt und fördert.\r\nHinsichtlich des Umfangs der teilnahmeberechtigen Anlagen geht der BDEW davon aus, dass sowohl Bestands- als auch Neuanlagen nach EEG erfasst sind. Die gemeinsame Nutzung sollte sich darüber hinaus zunächst auf eine Anlage je Letztverbraucher beschränken; eine Mehr-fachteilnahme sollte erst nach Auswertung praktischer Erfahrungen geprüft werden.\r\nZudem wird eine Klarstellung zur Definition von „Anlage“ und zur Ermittlung der Leistungs-grenzen (für § 42c Abs. 7 EnWG) gefordert. Dabei bietet sich für die Frage, ob es sich um eine oder mehrere Anlagen handelt, die Bezugnahme auf den technischen Anlagenbegriff an. Eine Zusammenfassung ist nur bei Solaranlagen angezeigt, die hinter demselben Netzanschluss-punkt betrieben werden. Diese Zusammenfassung sollte für die Anlagen gelten, die hinter ei-nem Netzanschluss für die Zwecke der gemeinsamen Energienutzung messtechnisch zusam-mengefasst werden sollen, d.h. auf die Anlagen, die für die gemeinsame Energienutzung be-rücksichtigt werden sollen.\r\nWährend § 42c Abs. 1 Nr. 7 EnWG-E bereits die Zählerstandsgangmessung für die Erfassung der erzeugten und gespeicherten Elektrizität vorsieht, sollte diese Messmethode auch in Ab-satz 1 Nr. 6 für den Strombezug aufgenommen werden. Nur so ist eine konsistente und praxis-taugliche Abwicklung der gemeinsamen Energienutzung gewährleistet. Dementsprechend ist die in § 42c Abs. 1 Nummer 6 genannte Formulierung „registrierende Leistungsmessung“ in „Zählerstandsgangmessung“ anzupassen und soweit vorhanden darüber hinaus die registrie-rende Leistungsmessung.\r\nDas Recht zur gemeinsamen Energienutzung sollte räumlich dauerhaft nicht über das Bilanzie-rungsgebiet hinaus gehen. Vor diesem Hintergrund ist die Ausweitung auf angrenzende Bilan-zierungsgebiete in Abs. 4 Nr. 2 zu streichen. Darüber hinaus ist mit Blick auf die Umsetzungs-fristen zu empfehlen, den Umsetzungszeitpunkt zu verlängern und mit dem BNetzA-\r\nSeite 15 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nFestlegungsverfahren zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub) zu synchronisieren, um Synergieeffekte zu erzielen.\r\nAus Sicht des BDEW sollten für die Umsetzung hinsichtlich der Machbarkeit und auch Priorisie-rung im Verhältnis zu anderen wichtigen Aufgaben für die Energieversorgung folgende Leitli-nien gelten:\r\nBDEW-Forderungen:\r\n➢\r\nRichtliniengetreue Umsetzung hinsichtlich des Umfangs\r\n➢\r\nAusschöpfen der Frist für die Umsetzung in das EnWG\r\n➢\r\nSchaffung einer Festlegungsbefugnis der BNetzA für die Umsetzung und Abwick-lung des Energy Sharings in der Praxis\r\n➢\r\nKlare Aufgabenverteilung, Kostenregelung und Begrenzung des Anwendungsbe-reichs\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpa-pier „Energy Sharing“\r\n2.7 Lieferantenwechsel, § 20a Absatz 2 Satz 4 und Absatz 3 EnWG\r\nIn Umsetzung der EU-Vorgaben sieht der EnWG-Entwurf vor, dass der technische Vorgang des Energielieferantenwechsels ab dem 1. Januar 2026 binnen 24 Stunden vollzogen und an jedem Werktag möglich sein muss. Mit der Regelung wird nun auch die Sparte Gas erfasst.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Umsetzung der Maßnahme, mit Blick auf den Transfor-mationspfad Gas, auf Basis der bereits zum 01.04.2026 in Umsetzung befindlichen BNetzA-Festlegung zur GeLi Gas 2.0 erfolgen muss. Dadurch werden erneute IT- und Implementie-rungskosten in der Branche vermieden und eine zeitgerechte Umsetzung der EU-Vorgaben er-möglicht. Weitreichendere Umsetzungsideen sind weder sachgerecht noch zeitlich umsetzbar.\r\n2.8 Gemeinsame Internetplattform der Netzbetreiber für die Abwicklung des Netzzugangs, § 20b EnWG\r\nGrundsätzlich unterstützt der BDEW die Automatisierung und jede Form der Erleichterung bei der Abwicklung von energiewirtschaftlichen Prozessen, insbesondere durch eine Digitalisie-rung. Der Aufbau einer gemeinsamen Internetplattform zur Abwicklung des Netzzugangs\r\nSeite 16 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nbedarf aber zunächst einer fundierten Analyse. So ist zum Beispiel völlig unklar, wie die Ab-grenzung zu den Netzanschlussportalen erfolgen soll, welche (Kosten-) Auswirkungen eine sol-che Plattform auf die IT-Systeme der Netzbetreiber haben wird und welchen Mehrwert sie bringt. Vielmehr erscheint es deutlich sinnvoller und effizienter, im ersten Schritt gemeinsame Vorgaben sukzessive zu entwickeln und dann zu prüfen, wie dies in einer zentralen Internet-plattform mit Mehrwert für alle abgebildet werden kann. In jedem falle ist Doppelarbeit zu vermeiden.\r\nDer in der Begründung ausgewiesene Erfüllungsaufwand für die zentrale Plattform erscheint zudem mit einmaligen Kosten von 50 Mio Euro sowie jährlichen Kosten von 11 Mio. Euro als unterschätzt.\r\nGrundsätzlich weist der BDEW darauf hin, dass die administrative Ausformung von Netzzu-gangsregelungen und somit die Verfahren zur Abwicklung von Netzzugangs- oder Anschluss-fragen nach den Regeln der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie in den ausschließlichen Aufga-benbereich der Bundesnetzagentur fallen. Aus diesem Grund kann das Gesetz allenfalls Regeln für einen grundsätzlichen Rahmen (Leitlinien) schaffen. Die Regelung weiterer Details sollte der Regulierungsbehörde vorbehalten bleiben.\r\nDavon abgesehen sind die vorgesehenen Umsetzungsfristen für die Netzbetreiber unrealis-tisch. Die Internetplattform soll bereits ein Jahr nach Inkrafttreten des Gesetzes aufgebaut sein. Spätestens ein Jahr darauf soll die Internetplattform vollständig einsatzbereit sein und für den Austausch von Daten und Informationen mindestens zu den genannten Anwendungs-fällen zur Verfügung stehen. Der vorgesehene Aufbau einer gemeinsamen Internetplattform ist sehr komplex und bedeutet einen erheblichen Aufwand für die Netzbetreiber. Hier ist be-sonders auf einzurichtende Schutzmaßnahmen für Cybersicherheit für sensible Daten hinzu-weisen. Auch in diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass zusätzliche Aufgaben für Netzbetreiber und Lieferanten kritisch zu sehen sind, da die Ressourcen in der Branche bereits durch zahlreiche Digitalisierungs- und Transformationsprojekte stark gebunden sind. Die Rege-lung besteht nicht den im Koalitionsvertrag der Bundesregierung ausdrücklich vereinbarten „Praxischeck” (Rz 1870).\r\nUnabhängig davon, dass die im Gesetzentwurf genannten Fristen unrealistisch sind, sind sie auch nicht mit der Frist in § 42c Abs. 4 EnWG-E zur Sicherstellung einer gemeinsamen Nutzung von Energie („Energy Sharing“) innerhalb des Bilanzierungsgebietes ab dem 1. Juni 2026 kom-patibel.\r\nDie Errichtung und der Betrieb einer solchen Plattform sind mit erheblichen Kosten und gro-ßem Aufwand verbunden. Es ist sicherzustellen, dass entstehende Kosten nicht zu Lasten der Netzbetreiber gehen und ggf. im Rahmen der Regulierung eindeutig anerkannt werden.\r\nSeite 17 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nAus Sicht des BDEW sind hier Kosten und Nutzen und die sinnvolle Kombination mit dem Ma-BiS-Hub und der Digitalisierung der Netzanschlussverfahren durch die Netzbetreiber zunächst eingehend mit der Branche zu prüfen. Der Gesetzgeber hat die Netzbetreiber bereits einzeln zum Aufbau einer elektronischen Antragsstrecke für Netzanschlussbegehren verpflichtet, die in der praktischen Umsetzung ist. Im Sinne eines geordneten und am Ende für die Netzbetrei-ber im Sinne der gesamten Branche umsetzbaren Konzepts bedarf es hier einer ausführlichen Konsultation.\r\nDie Einführung einer zentralen Plattform und die damit verbundene Auskopplung einzelner Angaben wie Messkonzepte aus dem regulären Netzanschlussprozess der Netzbetreiber müs-sen in jedem Fall synchronisiert werden, so dass Anlagenbetreiber bzw. Anschlussnehmer ggf. künftig nicht Daten in zwei Portalen pflegen. Zu klären wäre auch, ob diese Organisation die erneute Anpassung der gerade neu erstellten Netzanschlussportale der einzelnen Netzbetrei-ber notwendig machen würde. Aus dem Gesetzesentwurf ergibt sich dies bisher nicht. Eine Doppelung mit Mehraufwand wäre in keinem Fall akzeptabel.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nDie Regelung in § 20b EnWG-E sollte auf eine Festlegungskompetenz für die BNetzA redu-ziert werden, soweit es um die Nutzung einer Plattform für die Abwicklung des Netzzu-gangs geht. Dies sollte mit dem klaren Auftrag verbunden werden, das Kosten-Nutzen-Verhältnis zu beachten und die Kostentragung zu regeln. Es ist zudem klar abzugrenzen, welche Fragen des Netzzugangs, die nicht bereits über die Netzanschlussportale der Netz-betreiber abgedeckt werden, hier zusätzlich unter der Maßgabe der Datensparsamkeit nach Kosten-Nutzenbetrachtung neu zu regeln wären. Nutzen, Kosten und eine mögliche Ausgestaltung einer solchen Plattform sind umfassend mit der Branche zu prüfen und mit anderen parallelen Entwicklungen abzugleichen und zu harmonisieren. Der BDEW wird sich gerne daran beteiligen.\r\n2.9 Erweiterung der Veröffentlichungspflichten, § 23c Abs. 2a und 2b EnWG-E\r\nDa § 23c Abs. 2a-2b EnWG-E auf den Regelungen des Art. 20a der RED III und damit auf eine europäische Richtlinie fußt, ist es sinnvoll, als mittelfristigen Veröffentlichungsort im EnWG eine europäische Veröffentlichungsplattform zu ermöglichen. So können Markteilnehmer in ganz Europa Daten zum Elektrizitätsmix und den Treibhausgasemissionen der einzelnen Län-der über eine gemeinsame Plattform und Schnittstelle beziehen und miteinander vergleichen.\r\nDie Stromgebotszone Deutschlands umfasst auch Luxemburg. Dieser Umstand spricht eben-falls für eine Veröffentlichung auf einer gemeinsamen europäischen Internetplattform wie der Transparenzplattform von ENTSO-E. Den deutschen Übertragungsnetzbetreibern ist darüber hinaus bekannt, dass andere europäische Übertragungsnetzbetreiber ebenfalls einen\r\nSeite 18 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\ngemeinsamen europäischen Veröffentlichungsort präferieren. Als Rückfalloption für den Ver-öffentlichungsort sollte jedoch auch eine nationale Internetplattform möglich sein.\r\nDen deutschen Übertragungsnetzbetreibern liegen trotz der gemeinsamen Gebotszone aus-schließlich Daten für Deutschland vor. Das EnWG entfaltet keine Bindungswirkung für den lu-xemburgischen Übertragungsnetzbetreiber CREOS. Daher regt der BDEW an, in der Gesetzes-begründung klarzustellen, dass bei fehlenden Daten für Luxemburg die Veröffentlichung für die Gebotszone auch unter Ausschluss dieser Daten erfolgen kann.\r\n§ 23c Abs. 2a EnWG-E orientiert sich im Wesentlichen am Text von Art. 20a der RED III. Auch wenn die Mitgliedsstaaten verpflichtet sind, die Vorgaben umzusetzen, weist der BDEW da-rauf hin, dass bereits die Regelungen in der Richtlinie beschränkten Nutzen haben.\r\nDie unter Abs. 2a Nr. 1 EnWG-E aufgeführten intelligenten Messsysteme sind aus Sicherheits-gründen nicht in der Lage, Daten einer externen Datenquelle – wie z.B. die veröffentlichten Daten nach Abs. 2a EnWG-E – von einer Internetseite automatisiert (z.B. per Web-API) abzuru-fen, zu importieren und zu verarbeiten. Daher ist kein Nutzen in diesem Zusammenhang er-kennbar.\r\nAuch für die unter § 23c Abs. 2a Nr. 2 bis 4 EnWG-E angegebenen Anlagentypen und Systeme sind Umsetzbarkeit und Nutzen der Regelung zu hinterfragen. Die Übertragungsnetzbetreiber könnten zwar eine einheitliche Programmierschnittstelle für das automatische Auslesen der Daten entwickeln. Es stellt sich aber die Frage, ob eine Schnittstelle tatsächlich alle Marktteil-nehmer und Systeme bedienen kann, da zumindest die Systeme untereinander nicht interope-rable sind. Es ist aber auch nicht zielführend, für unterschiedliche Systeme unterschiedliche Schnittstellen per Gesetz festzulegen. Zudem gilt das Messstellenbetriebsgesetz nur in Deutschland, sodass eine Anwendung der dort enthaltenen Anforderungen sehr wahrschein-lich die Nutzbarkeit der Daten auf deutsche Marktakteure begrenzen würde. Dies ist sicherlich nicht im Sinne der RED III. Daher sollte der Halbsatz „unter Beachtung der Vorgaben in Schutz-profilen und in Technischen Richtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz“ gestrichen wer-den.\r\nDie Anlagen unter Nr. 1 und 4 sind in EnWG-E – wie in der Richtlinie – pauschal und ohne Dif-ferenzierung angegeben. So fehlt etwa bei Ladepunkten für Elektromobile eine Unterschei-dung nach Leistung oder öffentlich bzw. nicht-öffentlicher Zugänglichkeit. Die Wärme- und Kälteversorgungssysteme bleiben ohne Angabe zu Art und Leistung.\r\nEine weitere Frage ist, wer die Kosten für eine entsprechende technische Bereitstellung tragen muss.\r\nAbs. 2b spezifiziert aktuell nicht, wem die Verteilnetzbetreiber die Daten zur Verfügung stellen sollen. Die Formulierung in der Begründung „bezieht die Betreiber von Verteilernetzen in die\r\nSeite 19 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nVerpflichtungen nach Absatz 2a ein“ lässt offen, ob es sich um eine Verpflichtung des Vertei-lernetzbetreibers entsprechend jener der Übertragungsnetzbetreiber handeln soll oder ob die Übermittlung an den Übertragungsnetzbetreiber und die Veröffentlichung solcher zusätzli-chen Daten durch den Übertragungsnetzbetreiber über die gemeinsame Schnittstelle erfolgen soll – für den Fall, dass solche Daten überhaupt beim VNB vorliegen.\r\nZwingend zu bedenken ist auch, dass diese neuen Veröffentlichungspflichten bei allen be-troffenen Marktrollen zu erheblichen zusätzlichen Belastungen beim Aufbau und Betrieb der notwendigen Schnittstellen führen. So sind für die Erfüllung der Aufgaben nach Abs. 2a die Übertragungsnetzbetreiber höchstwahrscheinlich auf Zuarbeiten der nachgelagerten Netzbe-treiber und Betreiber direkt angeschlossener Anlagen angewiesen. Dem BDEW ist bewusst, dass die Regelung der Umsetzung einer Regelung aus einer Richtlinie bezweckt und die Kritik bereits auch die zugrundliegende Regelung in Art. 20a RED III trifft. Trotzdem ist hier noch ein-mal deutlich herauszustellen, dass diese Regelung einen erheblichen bürokratischen Aufwand bei vagem Nutzen verursacht.\r\nUm hier den Aufwand für die Umsetzung einer nicht nachzuvollziehenden europäischen Rege-lung wenigstens einigermaßen in Grenzen zu halten, schlagen wir folgt, wie folgt zu formulie-ren:\r\n2b) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind verpflichtet, falls technisch verfügbar anonymisierte und aggregierte Daten über die Möglichkeiten der Laststeuerung sowie die von dem Betreiber einer Eigenanlage oder von dem Betreiber einer Anlage in den Fällen des § 42c Abs. 1 Nr. 1 aus erneuerbaren Energien erzeugte und in das Netz ein-gespeiste Elektrizität auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen, soweit ihnen diese Da-ten in qualitativ hochwertiger Form vorliegen und diese aussagekräftig sind.\r\nSo wird die Veröffentlichung auf ein umsetzbares und einigermaßen praktikables Maß ge-bracht. Es müssen nur Daten veröffentlicht werden, die dem Netzbetreiber qualitätsgesichert vorliegen. Gerade Erzeugungsdaten werden häufig nicht gemessen, bzw. nur dann, wenn ein Vergütungssachverhalt dahinter liegt.\r\nZudem ist kritisch zu hinterfragen, ob tatsächlich alle im § 23c EnWG-E genannten, teils poten-ziell sicherheitsrelevanten Daten, über einheitliche digitale Schnittstellen jedermann zugäng-lich gemacht werden sollten.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 20 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n2.10 Planung- und Zulassungsrecht, elektromagnetische Beeinflussung\r\nDer BDEW begrüßt viele der im Rahmen der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vorgesehenen Anpassungen, da sie weitere Schritte zur Beschleunigung der Umset-zung von Energieinfrastrukturprojekten, zur Vereinfachung von Genehmigungsverfahren so-wie zur Verbesserung der Rechtssicherheit darstellen. Hervorzuheben sind:\r\n•\r\ndie Regelungen zum Abwägungsvorrang für Energiespeicher- und Verteilnetze (§§ 11c, 14d EnWG),\r\n•\r\ndie Erweiterung des Ausführungszeitraums für Offshore-Anbindungsleitungen (§ 17d Abs. 1a EnWG),\r\n•\r\ndie fakultativen Planfeststellungsverfahren (§ 43 Abs. 2 EnWG) sowie\r\n•\r\ndie Aktualitätsvermutung für Umweltgutachten (§ 43b EnWG).\r\nGleichzeitig sieht der BDEW in verschiedenen Punkten weiteren Anpassungsbedarf, um die in-tendierten Beschleunigungseffekte in der Praxis vollumfänglich zu realisieren. Dazu zählen ins-besondere Vorschläge\r\n•\r\nzur Ausweitung der Regelungsbereiche auf Gas- und Wasserstoffinfrastruktur, zur Kon-kretisierung rechtlicher Begriffe und Anwendungsbereiche (z. B. freiwilliger Planfeststel-lung nach § 43 Abs. 2 und bei Aktualitätsvermutung nach § 43b EnWG),\r\n•\r\nzur Vermeidung auslegungsbedingter Verzögerungen (z. B. bei der Leitungslängenbe-wertung in § 43 EnWG),\r\n•\r\nsowie zur Flexibilisierung von Erstattungsregelungen für technische Schutzmaßnahmen (§ 49a EnWG).\r\nDarüber hinaus bedarf es einer Nachschärfung bestehender Vorschriften, wie bei der Umset-zung beschleunigter Schutzmaßnahmen nach § 49c EnWG, um die Netzmodernisierung effek-tiv voranzutreiben.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpa-pier „Planung- und Zulassungsrecht und elektromagnetische Beeinflussung“\r\n2.11 Fehlerhafte Gebote und Ausdehnung des Grads des Verschuldens in den §§ 95 und 95a EnWG\r\nMit der EnWG-Novelle sollen u.a. auch die §§ 95 und 95a EnWG geändert werden. Die neuen Vorschriften sollen den Anwendungsbereich des bisherigen § 95 Absatz 1b erweitern. Bisher wurden handelsgestützte Marktmanipulationen ohne nachgewiesene Einwirkungen auf Preise\r\nSeite 21 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nvon Energiegroßhandelsprodukten nur bei vorsätzlichem Handeln mit Bußgeldern belegt. Die vorliegende Novelle will diese Vorgabe absenken und bereits leichtfertiges Handeln mit Bußgel-dern belegen und argumentiert hierbei mit einer „einhelligen europäischen Auslegung“. Aus Sicht des BDEW lässt sich diese Argumentation nicht nachvollziehen. Die vorliegende Novelle verweist auf den Text der zugrundeliegenden REMIT-Verordnung, die ihrerseits keine Vorgaben zum Grad des Verschuldens macht. Mit der nun vorgeschlagenen Aufnahme des Maßstabs der Leichtfertigkeit in die Norm könnten so auch irrtümlich fehlerhafte Gebote („erroneous orders“) zum Tatbestand gezählt werden. Aus Sicht des BDEW ist dies nicht nachvollziehbar, da irrtüm-lich fehlerhafte Gebote, selbst leichtfertig abgesetzt, eben keine gezielte Marktmanipulation darstellen können. Ein einzelnes fehlerhaftes Gebot, etwa durch zum Beispiel fehlerhaft ausge-füllte Meldungen, ist nicht geeignet um die Anforderungen nach § 2 Nummer 2 REMIT zu erfül-len, da solche Angaben zum Beispiel kein künstliches Preisniveau erzielen können. Eine solche, nach der REMIT, intendierte Definition von Marktmanipulation kann nur durch vorsätzliche Handlungen vorliegen.\r\nDie vorgeschlagenen Änderungen in den §§ 95 und 95a EnWG sind daher abzulehnen. Aus Sicht der Energiewirtschaft sollten die regulatorischen Ressourcen dazu eingesetzt werden, vorsätzliche Marktmanipulation aufzuklären und zu verfolgen. Fehler, zum Beispiel durch menschliches Versagen verursacht, sollten nicht als Marktmanipulation betrachtet werden – auch die Annahme, dass es sich hierbei um einheitliche europäische Rechtsauslegung handelt, gibt es nicht, sie wäre vom Wortlaut der REMIT auch nicht gedeckt.\r\n2.12 Übergangsregelung für das Zertifizierungsverfahren der Wasserstofftransportnetzbe-treiber, § 118 Absatz 3 EnWG\r\nDie Übergangsregelung für das Zertifizierungsverfahren der Wasserstofftransportnetzbetrei-ber ist zu begrüßen. Sie sollte so schnell wie möglich umgesetzt werden. Bei den Begriffsbe-stimmungen in § 3 sind in der Nummer 9 als Betreiber von Energieversorgungsnetzen auch die Betreiber von Wasserstoffversorgungsnetzen aufgenommen worden. Wasserstoffnetzbetrei-ber gelten damit als Betreiber eines Energieversorgungsnetzes, obwohl sie in § 3 Nummer 35 nur im Rahmen von Teil 5 des EnWG als Energieversorgungsnetz definiert werden. Wasser-stoffversorgungsnetze sind wiederum überhaupt nicht in § 3 EnWG definiert. Um Widersprü-che zu vermeiden, müsste daher in § 3 Nummer 9 klargestellt werden, dass Wasserstoffnetz-betreiber nur im Rahmen von Teil 5 des EnWG als Betreiber von Energieversorgungsnetzen gelten.\r\nSeite 22 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n2.13 Verordnungsermächtigung und Übergangsregelung für eine Haftung, § 11 Absatz 3 und § 118 Absatz 2 EnWG-E\r\nDer BDEW unterstützt die Aufnahme einer Übergangsvorschrift in § 118 Absatz 2 nach der die bisherigen Regelungen in § 5 GasNZV bzw. § 25 StromNZV weiter Anwendung finden, um eine Fortgeltung der bestehenden Praxis zu sichern. Das gilt auch für eine zusätzliche Möglichkeit des Verordnungsgebers, eine diesbezügliche Verordnungsermächtigung aufzunehmen. Der BDEW teilt die Auffassung, dass anderenfalls eine Regelungslücke entstünde, die Netzbetrei-ber einem unkalkulierbarem Haftungsrisiko aussetzen würde.\r\n2.14 Übergangsregelung für den Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen, § 118 Abs. 4 EnWG-E\r\nDer BDEW unterstützt die Aufnahme einer Übergangsvorschrift in § 118 Abs. 4, wonach Netz-anschlussbegehren, die bis zum Ende des Jahres gestellt werden, weiterhin nach den Regelun-gen des § 33 Absatz 1 bis 9 der mit Ablauf des 31. Dezember 2025 außer Kraft tretenden Gas-netzzugangsverordnung (GasNZV) behandelt werden, auch wenn der Anschluss der Anlage bis zum Jahresende nicht erfolgt sein sollte.\r\nNicht eindeutig regelt der Entwurf allerdings, ob § 33 Abs. 1 bis 9 GasNZV ausschließlich für die in § 118 Abs. 4 EnWG näher beschriebenen Netzanschlussbegehren fort gilt oder auch für bereits realisierte und in Betrieb genommene Netzanschlüsse. Dies könnte noch klargestellt werden. In diesem Zusammenhang könnte ebenfalls die Aufnahme einer generellen Über-gangsregelung erwogen werden, wie mit Netzanschlussbegehren ab dem 1. Januar 2026 um-zugehen ist.\r\nKlarstellend sollte zudem noch eine weitere Regelung aufgenommen werden, mit der zum Ausdruck kommt, dass auch solche Kosten der Netzbetreiber, die infolge des neuen Absatzes 4 ab dem 1. Januar 2026 für den Netzanschluss entstehen, auch gemäß § 20b GasNEV gewälzt werden können. § 20b GasNEV, der die Biogas-Kostenwälzung regelt, verweist diesbezüglich (nur) auf § 33 GasNZV, der mit dem Ablauf des Jahres 2025 außer Kraft tritt.\r\n2.15 Weitere erforderliche Änderungen EnWG\r\nDer BDEW sieht weitere wichtige Themen, die adressiert werden sollten und zu einer Ände-rung des EnWG führen würden. Die Kürze der Stellungnahmefrist, lässt eine vollständige Auf-zählung nicht zu. Einzelne Punkte werden nachfolgend dennoch benannt.\r\n•\r\nEffizienten Rechtsschutz der Netzbetreiber in der Regulierung sicherstellen, § 75 EnWG\r\nDie BNetzA setzt mit ihren neuen Entscheidungsformen der Rahmen- und Methodenfestle-gungen einen Rechtsrahmen in der Entgeltregulierung, der nach rechtstaatlichen Grundsätzen\r\nSeite 23 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nund grundrechtlich verbrieften Freiheiten gerichtlich vollständig überprüfbar sein muss. Insbe-sondere müssen alle behördlichen Entscheidungen einer gerichtlichen Kontrolle unterliegen, entweder unmittelbar oder mittelbar im Wege der Inzidentkontrolle.\r\nDer BDEW schlägt eine Ergänzung des § 75 Abs. 1 EnWG vor, wonach eine solche Inzidentkon-trolle ausdrücklich ermöglicht wird. Angesichts der bevorstehenden und zum Teil noch in die-sem Jahr in Kraft tretenden BNetzA-Festlegungen im Rahmen des sog. „NEST-Prozesses“, muss eine solche Regelung noch in diesem Gesetzesentwurf aufgenommen werden. Anderenfalls steht zu befürchten, dass sich zahlreiche regulierte Netzbetreiber allein zur Wahrung ihrer Rechtsposition gezwungen sehen, die Rahmen- und Methodenfestlegungen gerichtlich anzu-fechten.\r\nDas wäre zunächst mit einem unnötigen bürokratischen Aufwand verbunden, sowohl bei den regulierten Unternehmen als auch bei den Gerichten, die erwartbar über eine Vielzahl von Be-schwerden bereits in diesem sehr frühen Stadium der Rahmen- und Methodenfestlegungen Verfahren führen und Entscheidungen treffen müssten. Und auch bei der Regulierungsbe-hörde würde dies zu einem unnötig hohen Aufwand führen, da auch hier sämtliche, bereits auf dieser Stufe eingeleiteten Gerichtsverfahren begleitet und verwaltet werden müssten. Dies stellt nicht nur den effektiven, sondern auch den effizienten Rechtsschutz in Frage.\r\nZudem wäre der gerichtliche Rechtsschutz effektiver, würde die Kontrolle der Rahmen- und Methodenfestlegungen in einem Beschwerdeverfahren gegen nachfolgende Entscheidungen, die wiederum auf den Vorentscheidungen der Rahmen- oder Methodenfestlegungen beruhen, ermöglicht werden, ohne dass den Beschwerdeführern wiederum die Bestandskraft der Vor-entscheidungen entgegengehalten würde.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich das Themenpapier „Effektiver Rechtsschutz“\r\n•\r\nKlarstellung der Abgrenzung von Energieversorgungsnetzen und Kundenanlagen\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass eine Klarstellung der Abgrenzung von Energieversorgungs-netzen und Kundenanlagen nach der BGH- Rechtsprechung (Urteil vom 13.05.2025 und das damit verbundene EuGH-Urteil vom 28.11.2024) erforderlich ist. Rechtssicherheit für alle be-troffenen Akteure und somit schnelle Klarheit bspw. für Mieterstrom-Projekte und eine Über-gangsregelung sind wünschenswert und notwendig.\r\n•\r\nHinweis zu redaktionellem Änderungsbedarf\r\nSeite 24 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die in § 13g EnWG namentlich genannten Braunkohleblöcke mittlerweile alle endgültig stillgelegt sind. Die in § 50d aufgeführten Fristen sind abgelaufen. § 50d EnWG wird daher jedenfalls in der bestehenden Form nicht mehr benötigt.\r\n3 Zu Art. 17 - Änderung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz\r\n§ 22 NABEG – Nachbeteiligungen nach dem VwVfG nicht erschweren\r\nDurch die Änderung des § 22 NABEG sollen an Stelle der vermeintlich höheren Anforderungen des Verwaltungsverfahrensgesetzes für Nachanhörungen nach § 73 Absatz 8 VwVfG zukünftig auch die Anforderungen des NABEG gelten. Es erscheint indes fraglich, ob die Neuregelung tatsächlich zu einer Verfahrenserleichterung führt, da im Fall des § 73 Abs. 8 VwVfG anders als nach § 22 Abs. 7 S. 1 NABEG in der Regel gerade keine Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgt, son-dern eine bilaterale Nachbeteiligung der Betroffenen ermöglicht wird. Entgegen den Ausfüh-rungen in der Gesetzesbegründung könnte die Änderung des § 22 NABEG eine Verschärfung ggü. § 73 Abs. 8 VwVfG darstellen, weil in § 73 Abs. 8 VwVfG die Öffentlichkeitsbeteiligung mit Auslegung die Ausnahme, nicht die Regel darstellt. Aus Vorhabenträgersicht ist daher grds. zu bevorzugen, wenn die Beteiligung nach § 73 Abs. 8 VwVfG erfolgen kann, da dies in der Regel weitaus weniger aufwändig ist.\r\nEs sollte daher klargestellt werden, dass die Anwendung des § 22 NABEG in Bezug auf § 73 Abs. 8 VwVfG nur für die Fälle gelten soll, in denen tatsächlich eine Öffentlichkeitsbeteiligung stattfindet. Darüber hinaus wird darauf hingewiesen, dass § 73 Abs. 8 VwVfG den Begriff der Öffentlichkeitsbeteiligung nicht verwendet.\r\n4 Zu Art. 18 - Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes\r\nIm Zusammenhang mit dem Rollout von intelligenten Messsystemen und Steuereinrichtungen ist von besonderer Bedeutung, dass für die Sicherheit der Netze die Sichtbarkeit von Anlagen eine höhere Priorität hat als die Steuerbarkeit von Anlagen über intelligente Messsysteme. Aus diesem Grund muss die grundsätzlich richtige, aber für den Start zu starre Verknüpfung des Einbaus intelligenter Messsysteme und des Einbaus von Steuereinrichtungen in den Rollout-Quoten vorübergehend flexibler gestaltet werden. Derzeit zeigt sich, dass bereits der Rollout intelligenter Messsysteme eine große Herausforderung ist. Messstellenbetreiber in ge-schlossenen Verteilernetzen, die selbst kritische Infrastrukturen betreiben, und unabhängig davon besondere Sicherheitsvorkehrungen einzuhalten haben (Flughäfen, Industrieparks) soll-ten darüber hinaus unter bestimmten Voraussetzungen von den Rolloutpflichten ausgenom-men werden, soweit weder sicherheitstechnisch noch von der Funktionalität her keine Vor-teile, sondern eher Nachteile entstehen.\r\nSeite 25 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDarüber hinaus haben sich bereits verschiedene Unklarheiten in dem derzeit geltenden Geset-zestext gezeigt, auf die der BDEW hinweisen möchte.\r\nAusführliche Begründungen zu den hier aufgeführten Punkten sowie weitere Ausführungen zu den gesetzlichen Anpassungen hinsichtlich der Einbeziehung von Wasserstoff sowie zu Halte-frist und Bündelangeboten sind dem separaten Themenpapier zum Messstellenbetriebsgesetz zu entnehmen. Des Weiteren macht der BDEW darin Vorschläge zu Themen, die er bereits im Rahmen des PV-Spitzen-Gesetzes adressiert hat und bei denen aus Sicht des BDEW noch An-passungsbedarf besteht.\r\nWichtigste Forderungen in diesem Zusammenhang sind:\r\n➢\r\nDie Verlängerung der Frist für den agilen Rollout auf den 31. Dezember2027 in § 31 MsbG und Klarstellung der Folgen für die Quotenregelung\r\n➢\r\nDie Änderung von § 14a EnWG hinsichtlich der Steuerung über das Gateway\r\n➢\r\nDie Aufnahme einer kostenschützenden Regelung für übergangsweise eingesetzte kon-ventionelle Steuerungstechnik für betroffene Anschlussnutzer\r\n➢\r\nDie Schaffung einer Ausnahme von der Ausstattungsverpflichtung für geschlossene Verteilernetzbetreiber mit hohen Sicherheitsanforderungen\r\n➢\r\nDie Schaffung realistischer Vorgaben für die Einbeziehung von Wasserstoff\r\n➢\r\nDie Konkretisierung der Haltefrist und für Bündelangebote und Berücksichtigung bei der Länge der Informationspflicht\r\n➢\r\nEinführung konsistenter Anreize für bessere Messwertqualität und fristgerechte Über-sendung\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpapier „Messstellenbetriebsgesetz“ und das Themenpapier „Anlagensteuerbarkeit“\r\n5 Artikel 24 - Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nDa in diesem Artikelgesetz im Wesentlichen Folgeänderungen anderer Artikel behandelt wer-den, konzentriert sich die Stellungnahme zum EEG auf die Punkte, die mit diesen Änderungen zusammenhängen, namentlich dem Steuerungsrollout nach dem MsbG. Entsprechende Ände-rungsvorschläge für §§ 9 und 10b EEG 2023 finden sich im Themenpapier „Anlagensteuer-barkeit“. Ausdrücklich begrüßen wir die vorgesehene Klarstellung in § 10 Abs. 1 EEG 2023-E, dass im Anwendungsbereich der NAV auch die Fachkundeerfordernisse nach der NAV gelten, insbesondere die Notwendigkeit der Eintragung in das Installeursverzeichnis des Netzbetrei-bers.\r\nSeite 26 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nIm Übrigen wird der BDEW für die nächste EEG-Novelle weitere Änderungsvorschläge abstim-men und einbringen, wie etwa weitere Änderungen beim EE-Netzanschluss und förderseitige Anpassungen.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich das Themenpapier „Anlagensteuerbarkeit“\r\n6 Zu Art. 26 – Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes\r\nZum Energiefinanzierungsgesetz sieht der BDEW noch geringfügigen Änderungsbedarf bei der zu begrüßenden Umstellung auf einen rein finanziellen Korrekturmechanismus des EE-Belas-tungsausgleichs und regt weitergehende Änderungen für die Gleichstellung von geschlossenen Verteilnetzbetreibern mit anderen Verteilnetzbetreibern an. Sofern noch eine beihilferechtli-che Genehmigung für die Umlageprivilegierungen für Wärmepumpen erfolgt, sind auch wei-tergehende Anpassungen der Meldepflichten und -fristen erforderlich, um eine massenge-schäftstaugliche Abwicklung überhaupt zu ermöglichen.\r\n6.1 Umstellung der Korrekturmengen auf finanziellen Ausgleich\r\nDurch die Änderung in § 19 Abs. 3 EnFG-E soll ausdrücklich geregelt werden, dass Differenz-Strommengen im EEG-Belastungsausgleich zwischen VNB und ÜNB künftig finanziell ausgegli-chen werden. Dies hat der BDEW seit Langem gefordert.\r\nDie Regelung muss allerdings noch durch eine Bestimmung ergänzt werden, die ihren frühest-möglichen Anwendungsbereich klärt. Gegenwärtig ist unklar, ab wann und für welches Ein-speisungs- bzw. Ausgleichsjahr eine entsprechende Regelung gelten soll: Sollte diese Regelung zum 1. Januar 2026 in Kraft treten, ist aus der Regelung sowie ihrer Begründung heraus nicht ersichtlich, ob sie bereits für Einspeisungen in 2024 gilt, für die die Testierungspflicht bis zum 31. Mai 2025 lief und für die nach § 19 Abs. 2 EnFG die sich aus den Jahresendabrechnungen ergebenden Zahlungsansprüche bis zum 15. September des Kalenderjahres ausgeglichen wer-den sein müssen. Dennoch kann mit nachträglichen Korrekturen bspw. im Jahr 2026 eine neue Differenzstrommenge festgestellt werden. Gleiches gilt dann für das Einspeisungsjahr 2025, für das die Endabrechnung im Jahr 2026 erstellt werden muss: Auch hier ist unklar, ob diese Regelung bereits für die aus dieser Abrechnung resultierenden Differenzstrommengen gelten soll, oder nicht. Noch unklarer wird es, wenn die Regelung nicht zum 1. Januar 2026 in Kraft treten sollte, sondern erst in den Folgemonaten des Jahres. Derzeit ist ein Inkrafttreten des Artikelgesetzes am Tag nach der Verkündung vorgesehen (Art. 30).\r\nUm einerseits eine rechtssichere Abwicklung der Vorjahre im Umfeld des § 19 Abs. 3 EnFG si-cherzustellen und andererseits ein Parallelsystem von (noch) energetischen\r\nSeite 27 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nMengenausgleichen zu vermeiden und die Prozesse über alle Leistungsjahre hinweg zu verein-heitlichen und zu vereinfachen, muss § 19 Abs. 3 EnFG mit einer Übergangsregelung versehen werden, wonach die Bestimmung auf jegliche Jahresendabrechnungen anzuwenden ist, die ab ihrem Inkrafttreten durchgeführt werden, sowie auf Korrekturen von Jahresabrechnungen, die vor ihrem In-krafttreten durchgeführt worden sind, aber erst nach ihrem Inkrafttreten Auswir-kungen entfalten.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 19 Abs. 3 EnFG idF des Gesetzentwurfs sollte hierfür wie folgt ergänzt werden:\r\n„Für die Differenz zwischen den nach § 56 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes von den Ver-teilernetzbetreibern an den jeweils vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber weitergege-benen Strommengen und den in der Endabrechnung nach § 50 Nummer 2 ausgewiesenen Strommengen sind zwischen den Verteilernetzbetreibern und dem jeweils vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber bis zum Ablauf des 15. September des auf die Einspeisung fol-genden Kalenderjahres für jeden Energieträger Ausgleichszahlungen zu leisten. Die Höhe der Ausgleichszahlungen ist für jede der in Anlage 1 Nummer 4 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes unterschiedenen Energieträgergruppen separat als Produkt aus der für den jeweili-gen Energieträger oder die Energieträgergruppe ermittelten Differenz nach Satz 1 und aus dem für diesen Energieträger oder diese Energieträgergruppe ermittelten, energieträger-spezifischen Jahresmarktwert des jeweiligen Leistungsjahres nach Maßgabe der Anlage 1 Nummer 4 des Erneuerbare-Energie-Gesetzes zu ermitteln. Die Sätze 1 und 2 sind anwend-bar auf jegliche Ausgleichszahlungen, die ab dem [Tag des Inkrafttretens des Gesetzes] sowohl aus dann vorzunehmenden Jahresendabrechnungen als auch aus Korrekturen von bereits vor dem [Tag des Inkrafttretens des Gesetzes] vorgenommenen Jahresendabrech-nungen entstehen.“\r\n6.2 Umlagebefreiung für Verlustenergie\r\nGemäß § 21 Abs. 6 EnFG sind Netzentnahmen zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzver-luste als Verlustenergie nach § 10 der Stromnetzentgeltverordnung durch Betreiber eines Net-zes für die allgemeine Versorgung im Sinn des § 3 Nummer 17 des Energiewirtschaftsgesetzes (neu: § 3 Nr. 36 EnWG-E) von der Zahlung von Umlagen befreit. Diese Einschränkung auf Be-treiber eines Netzes für die allgemeine Versorgung ist aus Sicht des BDEW nicht nachvollzieh-bar. Sowohl der vorherige Rechtsrahmen zu Erhebung von Umlagen als auch alle anderen Re-gelungen des EnFG stellen Betreiber von Netzen der allgemeinen Versorgung und Betreiber von geschlossenen Verteilnetzen gleich.\r\nSeite 28 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDabei weist der BDEW darauf hin, dass die Netzentnahme aus dem eigenen Netz keine umla-gepflichtige Netzentnahme darstellt, da der Netzbetreiber kein „Netznutzer“ seines eigenen Netzes ist. Hierzu regt der BDEW eine flankierende Klarstellung in § 2 Nr. 9 EnFG an.\r\nAllgemein und insbesondere vor dem Hintergrund der Umlagen regt der BDEW an, eine Über-gangsvorschrift vorzusehen für solche Anlagen, die bisher als Kundenanlagen an das Netz an-geschlossen waren und auf Basis der EuGH- und der BGH-Entscheidung nun nicht mehr als Kundenanlagen, sondern als Netze anzusehen sind.\r\nBDEW-Vorschlag\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Anpassung des § 21 Abs. 6 EnFG vor:\r\n„(6) Der Anspruch auf Zahlung der Umlagen verringert sich ferner für die Netzent-nahme von Strom auf null, der an den Betreiber eines Netzes für die allgemeine Versor-gung im Sinn des § 3 Nummer 17 des Energiewirtschaftsgesetzes Betreiber von Elektri-zitätsverteilernetzen im Sinn des § 3 Nummer 8 des Energiewirtschaftsgesetzes zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste als Verlustenergie nach § 10 der Strom-netzentgeltverordnung geliefert wird.“\r\nZudem schlägt der BDEW folgende Klarstellung in § 2 Nr. 9 EnFG vor:\r\n„„Netzentnahme“ die Entnahme von elektrischer Energie aus einem fremden Elektrizi-tätsversorgungsnetz mit Ausnahme der Entnahme der jeweils nachgelagerten Netz-ebene,“\r\n6.3 Fehlende beihilferechtliche Genehmigung, Anpassung der Meldepflichten\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die fehlende beihilferechtliche Genehmigung der Umlagepri-vilegierung für elektrische Wärmepumpen zu großer Unsicherheit in der Branche führt. Das BMWE sollte auf eine zügige Genehmigung des § 22 EnFG durch die EU-Kommission für die Zukunft hinwirken. Eine nachträgliche Abwicklung ist praktisch nicht möglich. Um die massen-geschäftstaugliche Abwicklung nach erfolgter Genehmigung sicherzustellen, sollten die Melde-pflichten und -fristen insgesamt angepasst werden. Erste Ansätze sind in den Änderungen ent-halten. Für den Netzbetreiber ist aber bspw. kaum nachvollziehbar, ob die Meldung der Krite-rien „kein Unternehmen in Schwierigkeiten“ und „Nichtbestehen von beihilferechtlichen Rück-forderungsansprüchen“ tatsächlich unverzüglich durch den Netznutzer erfolgte (vgl. §§ 52 und 53 EnFG). Wir verweisen hierzu auf unsere Stellungnahme zum Regierungsentwurf des „Solar-pakets I“ mit entsprechendem Formulierungsvorschlag, S. 66.\r\nZudem sollte § 52 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 EnFG gestrichen werden, wonach der Netznutzer Kalen-derjahresmengen an den Netzbetreiber zu liefern hat. Die Regelung erzeugt unnötigen\r\nSeite 29 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nMehraufwand, weil die Messstelle rollierend abgelesen wird und der Netzbetreiber ohnehin seine errechneten Kalenderjahresmengen der Abrechnung zugrunde legt.\r\nBDEW-Vorschlag\r\nDer BDEW schlägt daher vor, § 52 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 EnFG zu streichen:\r\n2) Netznutzer, die für eine Netzentnahme eine Verringerung der Umlagen in Anspruch neh-men wollen, müssen dem zur Erhebung der Umlagen berechtigten Netzbetreiber bis zum 31. März des auf die Verringerung der Umlagen folgenden Kalenderjahres mitteilen:\r\n1.\r\ndie Entnahmestellen, an denen Netzentnahmen mit verringerten Umlagen anfallen,\r\n2.\r\ndie Letztverbraucher, zu deren Verbrauch die Netzentnahme mit verringerter Umlagen-pflicht erfolgt,\r\n3.\r\nden Grund, weshalb die Umlagen verringert sind., und\r\n4.\r\ndie aus dem Netz entnommenen Strommengen jeweils aufgeschlüsselt nach den Ent-nahmestellen, Letztverbrauchern und Gründen nach den Nummern 1 bis 3.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt 18. Juli 2025\r\nÄnderungen im EnWG zu Endkundenmärkten\r\n1 Anzeige der Energiebelieferung / Absicherungsstrategien bei Änderungen des Energieangebots, § 5 Abs. 4a EnWG-E\r\nEingriffe in den Wettbewerbsmarkt dürfen grundsätzlich nur dort vorgenommen, wo dies rechtlich oder sachlich zwingend notwendig ist. Um innovative Wettbewerbsprodukte wie zum Beispiel flexible Tarifmodelle zu entwickeln, ist der rechtliche Rahmen derzeit ausrei-chend. Marktseitige Anreize und Wirtschaftlichkeit dürfen nicht durch konträre Vorgaben zum Hedging oder eine starke Einengung der möglichen Preisvolatilität behindert werden. Daher begrüßt der BDEW, dass in der Entwurfsfassung der aktuellen EnWG-Novelle (§ 5 neuer Absatz 4a) die Mindestvorgaben der EU-Binnenmarktrichtlinie zu Absicherungsstrate-gien im Strombereich 1:1 umgesetzt und nicht verschärft werden. Damit ist die Rolle der BNetzA gegenüber eventuell unseriösen Anbietern gestärkt, die keine derartigen Maßnah-men ergreifen, um das Risiko eines Ausfalls der Belieferung der eigenen Kunden zu vermei-den. Wie in der Gesetzesbegründung schon dargelegt, praktizieren die allermeisten Versorger heute umfangreiches Risikomanagement. Die Risikovorsorge ist aufgrund § 91 Abs. 2 AktG gesetzlich verpflichtend und betrifft Aktiengesellschaften und – folgend der Begründung der Bundesregierung zum KonTraG (BT-Drucksache 13/9712) – auch GmbHs. Da diese Regelun-gen auf den Fortbestand der Gesellschaft als Ganzes zielen, ist das dadurch geforderte Risi-komanagement umfassender als eine bloße Absicherung des Marktpreisrisikos für Stromlie-ferungen. Der Gesetzgeber sollte daher unmissverständlich klarstellen, dass ein aufgrund § 91 Abs. 2 AktG oder vergleichbarer Regelungen implementiertes Risikomanagementsys-tem, das zudem regelmäßig von einem Wirtschaftsprüfer auditiert wird (z.B. nach IDW PS 340), geeignet ist, die Vorgaben aus § 5 Abs. 4a EnWG-E zu erfüllen. Andernfalls entstünde für die Lieferanten ein regulatorisches Risiko, mit ihren Risikomanagementsystemen diese Vorgaben nicht zu erfüllen. Die Folge wäre zusätzlicher bürokratischer Implementierungsauf-wand für im Zweifel sogar redundante Risikomanagementsysteme, der am Ende zu Lasten der Kunden ginge.\r\nZudem müßten neue Anforderungen genauer formuliert werden, so deutlich wird, welche Risikostrategien als angemessen bewertet werden und welche nicht. Diese Anforderungen dürften nicht nicht einseitig sein, sondern müssten transparent und auf Basis bestehender wettbewerbsneutraler Kriterien vom Gesetzgeber oder der BNetzA formuliert werden. Um\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 2 von 8\r\nhier bürokratischen Aufwand zu vermeiden, sollte die oben beschriebene Risikovorsorge ausreichen.\r\n2 Monitoring im Endkundenmarkt § 35 (1) Nr. 10\r\nBDEW kritisiert grundsätzlich die ständig wachsende Zahl an Datenlieferpflichten. Insbeson-dere die Datenlieferverpflichtungen für das jährliche Monitoring wachsen bei jeder Novellie-rung beständig an, ohne dass der Nutzen dargestellt bzw. nachgewiesen wird. Dies wider-spricht aus Sicht des BDEW dem zumindest politisch erklärten Willen des Bürokratieabbaus. Wir bitten daher um Überprüfung, wofür die Erhebung der Daten notwendig sind. Wir weisen darauf hin, dass die Unterbrechung der Versorgung sowie die Anzahl der verein-barten Abwendungsvereinbarungen und der erfolgreich durchgeführten Abwendungsverein-barungen nach § 41g Absatz 1 von einigen EVU nicht getrennt nach Strom und Gas ausge-wertet werden können. Zumindest dies muss in der Regelung klargestellt werden.\r\n3 Ergänzungsvorschlag Klarstellung bei Rechnungs- und Informationszeiträumen zu § 40 b EnWG\r\nDie Fristen zur Rechnungsstellung wurden 2021 neu geregelt. Bis dahin durfte die Abrech-nungsperiode eines Kunden ein Jahr nicht „wesentlich\" überschreiten. Das Gesetz sieht aktu-ell eine harte Frist vor, die die bisherige Flexibilität in Bezug auf die Abrechnungsperiode be-schränkt. Fehlende Messdaten dürfen nicht zu versäumten Abrechnungsfristen führen. Dies offenbart Harmonisierungsbedarf bei der Fristsetzung. Abrechnungen müssen häufig korri-giert werden, was mit Rechts- und Inkassorisiken für Lieferanten einhergeht. Eine Lösung wäre die Wiedereinführung des Begriffs \"wesentlich\" in § 40b EnWG mit dem diese Harmo-nisierungslücke geschlossen werden könnte.\r\n4 Erweiterte Informationspflichten § 41 Abs. 1 EnWG-E\r\nIm Rahmen der Vertrags-/Produktgestaltung werden die gesetzlichen Vorgaben für vorver-traglichen Informationspflichten zunehmend erweitert. Mit der vorliegenden Neuregelung werden die EVU beispielsweise zusätzlich verpflichtet, den Kunden auf Sonderangebo-ten/Preisnachlässe, auf die separaten Kündigungsmöglichkeit von Bündelprodukten, zur se-parater Preis-Ausweisung der jeweiligen Bündelprodukte hinzuweisen.\r\nGrundsätzlich ist Transparenz ein wichtiger Aspekt für eine gute Vertrags-bzw. Kundenbeziehung. Der BDEW weist aller-dings darauf hin, dass mit den zunehmenden gesetzlichen Informationspflichten die Komple-xität der Informationen in Vertragsunterlagen und Rechnungen weiter erhöht wird. Zu viel Informationen bewirken am Ende eine Intransparenz für den Kunden und die intendierte Wirkung wird nicht erreicht. Es sollte daher grundsätzlich der Informationsumfang kritisch\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 3 von 8\r\ngeprüft werden. Sowohl im Hinblick auf die Verständlichkeit für Kunden als auch auf mit Blick auf das ausgegebene Ziel des Bürokratieabbaus. Grundsätzlich können die Regelungen zu Unsicherheiten bei zukünftigen Bündelprodukten führen, zum Beispiel beim Umgang mit Hardware, die keine Laufzeit hat.\r\nDie bereits laufenden Verträge zu Bündelprodukten können nicht nachträglich durch eine Gesetzesänderung geändert werden; sie wurden vor dem Hintergrund des geltenden Rechts erstellt und die Preise und Risiken kalkuliert. Das Risiko einer (durch die Gesetzesänderung) neu eröffneten Kündigungsmöglichkeit wurde zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses nicht einbezogen. Insofern muss für die bestehenden Vertragsverhältnisse Bestandsschutz gelten. Die neue Regelung darf nur Geltung für die Zukunft entfalten.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41 Abs. 1 Satz 3 EnWG-E:\r\n“„Wurde in dem Vertrag Wird in einem Vertrag über die Belieferung von Energie zu-sätzlich die Lieferung gebündelter Produkte oder Leistungen vereinbart, (...)“\r\n5 Kostenwälzung von nicht beeinflussbaren Kostenbestandteilen, § 41 Abs. 6 EnWG-E\r\nBDEW begrüßt ausdrücklich, dass nunmehr auch die unveränderte Weitergabe von gesunke-nen Netzentgelten und Messentgelten in die Regelung des § 41 Abs. 6 EnWG-E aufgenom-men wurden und damit kein Sonderkündigungsrecht zugunsten des Kunden ausgelöst wird. Angesichts einer geplanten zukünftigen Senkung der Stromsteuer ist allerdings nicht ver-ständlich, warum die Regelung nicht auch für veränderte Energiesteuer und Konzessionsab-gaben Gültigkeit haben soll. Diese Preiskomponenten sind ebenfalls vom Vertrieb nicht bein-flussbar und werden als reiner Durchlaufposten an die Kunden weitergegeben. Das gleiche gilt für die unveränderte Weitergabe von Kostenerhöhungen der nicht beeinflussbaren Kos-tenbestandteile. Auch in diesen Fällen hat der Lieferant keine von ihm veranlasste Preisän-derung vorgenommen, sondern lediglich die staatlich oder regulatorisch veranlassten Kos-tenbestandteile unverändert weitergereicht, was im Ergebnis kein Sonderkündigungsrecht des Kunden rechtfertigt. Insbesondere vor dem Hintergrund, dass einzelne Umlagen und Ab-gaben durch Entscheidungen des Gesetzgebers mittlerweile mehrfach im Jahr geändert wer-den, stellt es sich für die Energielieferanten als eine zunehmende wirtschaftliche Herausfor-derung dar, wenn die nicht beeinflussbaren Kostenbestandteile nicht durch eine einfache Kostenwälzung an den Kunden weitergegeben werden können.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41 Abs. 6 EnWG sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Bei unveränderter Weitergabe von umsatzsteuerlichen Mehr- oder Minderbelastun-gen, die sich aus einer gesetzlichen Änderung der geltenden Umsatzsteuersätze erge-ben sowie bei unveränderter Weitergabe von Mehr- oder Minderbelastungen auf-grund einer Absenkung des Saldos der Kalkulationsbestandteile nach § 40 Absatz 3\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 4 von 8\r\nNummer 1 bis 5, bedarf es keiner Unterrichtung nach Absatz 5 Satz 1 und 2; dabei entsteht kein außerordentliches Kündigungsrecht nach Absatz 5 Satz 4.“\r\n6 Festpreisverträge, § 41a Abs. 4-7 EnWG-E\r\nAuch wenn es sich um eine Umsetzung der Vorgaben der Binnenmarktrichtlinie Strom han-delt, halten wir eine staatliche Vorgabe bzw. die gesetzliche Verpflichtung von Lieferanten für bestimmte Tarifangebote (abseits der Grundversorgung) für grundlegend falsch. Da in Deutschland ein funktionierender Stromwettbewerbsmarkt vorherrscht, sollte die Entschei-dung über bestimmte Tarifangebote vollständig den jeweiligen Lieferanten überlassen wer-den. Sofern sich eine Nachfrage nach bestimmten Produkten/Tarifen kundenseitig entwi-ckelt oder besteht, sorgt der Markt und seine Teilnehmer automatisch dafür, dass Angebote im Wettbewerb gelegt werden.\r\nDen Vorgaben der Strombinnenmarktrichtlinie entsprechend sollen Stromlieferanten mit mehr als 200.000 Kunden verpflichtet werden, Festpreisverträge anzubieten, in denen der Preis in Bezug auf den Versorgeranteil über einen Zeitraum von mindestens 12 Monaten stabil bleibt. Derartige Verträge sind bereits aktuell weit im deutschen Endkundenmarkt ver-breitet, was letztendlich bestätigt, dass die Stromlieferanten bei entsprechender Nachfrage auch ohne gesetzliche Verpflichtungen den Erwartungen ihrer Kunden entgegenkommen. Einer gesetzlichen Vor-gabe bedarf es nicht.\r\nDie automatische Weitergabe von Kostenänderungen der vom Vertrieb nicht beeinflussba-ren Kostenbestanteile wie Steuern, Abgaben, Umlagen, Netz- und Messentgelte erfolgt übli-cherweise in der Abrechnung und begründet für den Kunden kein Sonderkündigungsrecht, weil es sich nicht um eine einseitige Preisänderung handelt. Darauf weist auch der § 41a Abs. 4 Satz 3 EnWG hin, der hierfür ein Sonderkündigungsrecht nach § 41 Abs. 5 Satz 4 EnWG aus-schließt. Allerdings sind auch die übrigen Regelungen des § 41 Abs. 5 EnWG nicht anwend-bar, weil es sich nicht um eine einseitige Preisanpassung (sog. Preisvorbehaltsklausel) han-delt, sondern eine bei Vertragsbeginn vereinbarte automatische Preisänderung (sog. Kosten-elementeklausel). Um keine Missverständnisse entstehen zu lassen, sollte daher konsequen-terweise auch klargestellt werden, dass im Falle der Weitergabe der vertrieblich nicht beein-flussbaren Kostenbestandteile § 41 Abs. 5 EnWG keine Anwendung findet.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41a Abs. 4 Satz 3 EnWG sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Im Falle einer Weitergabe der Änderungen von Kostenbelastungen nach Satz 2 ist § 41 Absatz 5 Satz 4 nicht anwendbar.“\r\nNach § 41a Abs. 7 EnWG ist der Kunde über die wesentlichen Vertragsbestandteile bei Ab-schluss des Vertrages sowie bei Vertragsverlängerungen über die wesentlichen Bestandteile des Stromliefervertrages zu informieren. Da sich die auf unbestimmte Zeit abgeschlossenen Stromlieferverträge aus AGB-rechtlichen Gründen (§ 309. Nr. 9 BGB) nach Ablauf der Erst-Vertragslaufzeit automatisch auf unbestimmte Zeit verlängern und mit einer Frist von\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 5 von 8\r\nhöchstens einem Monat gekündigt werden können, ist in diesen Fällen bereits aus faktischen Gründen eine Informationspflicht bei Vertragsverlängerung nicht praktikabel. In anderen Branchen, wie z. B. der Telekommunikation, ist dies auch nicht vorgeschrieben. Abgesehen davon wird eine monatliche Information über die insoweit unveränderten Vertragsbedingun-gen auch keinen Sinn ergeben und zur Erhöhung der Informationsfülle für Kunden (Komple-xität) und zusätzlichem Bürokratieaufwand führen. Im Übri-gen wäre dies auch für Kunden eher verwirrend und böte ihm keinen Mehrwert, da sich die Bedingungen des Vertrages bei Verlängerung ja nicht ändern.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41a Abs. 7 Satz 1 EnWG sollte wie folgt formuliert werden:\r\n„Vor dem Abschluss sowie vor der Verlängerung eines Stromliefervertrags mit dyna-mischen Tarifen nach Absatz 2 oder eines Festpreisvertrages nach Absatz 4 hat der Stromlieferant dem Letztverbraucher jeweils eine knappe, leicht verständliche und klar gekennzeichnete Zusammenfassung der wichtigsten Vertragsbedingungen zur Verfügung zu stellen, [...]“\r\nHinsichtlich der Informationspflichten ist darauf hinzuweisen, dass die Pflichtangaben nach § 41a Absatz 6 EnWG aus redaktionellen Gründen ersatzlos ge-strichen werden können, weil die Informationspflichten bereits in Absatz 7 Ziff. 5. und 6. vollständig abgebildet sind.\r\nDie in § 41 Abs. 5 getroffene Ausnahmeregelung für Lieferanten, die nur dynamische Tarife anbieten, ist grundsätzlich eine Ungleichbehandlung von Lieferanten. Diese lässt sich zwar aus der Richtlinie ableiten (Mitgliedstaaten können Ausnahme vornehmen), setzt aber nach der Richtlinie voraus, dass ferner “die Ausnahme sich nicht negativ auf den Wettbewerb aus-wirkt” UND “für den Endkunden eine ausreichende Auswahl an Elektrizitätsversorgungsver-trägen mit fester Laufzeit und Festpreis besteht”. Mit der geplanten Einführung dieser Aus-nahme hat der dt. Gesetzgeber augenscheinlich diese beiden Voraussetzungen bejaht. Damit stellt sich aber die Frage, warum überhaupt eine Verpflichtung von bestimmten Lieferanten ergehen muss, wenn bereits eine ausreichende Auswahlmöglichkeit im Markt existiert.\r\nBürokratieabbau ernst nehmen\r\nGrundsätzlich ist anzumerken, dass die Informationspflichten zu den Vertragsinhalten über das gebotene Maß hinausschießen und zu erheblichen Mehrkosten führen, ohne dass der Kunde hiervon in irgendeiner Weise profitieren könnte.\r\nBereits nach geltender Rechtslage beinhaltet § 41 Abs. 1 EnWG eine umfangreiche Liste, was alles Inhalt von Energielieferverträgen sein muss. Für Fernabsatzverträge und Verträge au-ßerhalb von Geschäftsräumen gilt zudem § 312d BGB in Verbindung mit § 246a EGBGB, der zahlreiche Informationspflichten normiert. Im elektronischen Geschäftsverkehr gibt es dane-ben noch die Pflichten aus § 312i BGB. Zudem ist in der Werbung und auf der Internetseite § 41 Abs. 3 EnWG zu beachten.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 6 von 8\r\nNunmehr ist bei Festpreisverträgen und bei dynamischen Verträgen vor Vertragsschluss eine Art Informationsblatt vorgesehen, auf dem die aufgezählten umfangreichen Informationen enthalten sind. Ein zusätzliches Informationsblatt o.ä., das auch die unterschiedlichen Netz-entgelte des jeweiligen Netzgebiet ausweisen muss und daher für jedes Netzgebiet unter-schiedlich ausfallen dürfte, würde bei den Versorgungsunternehmen einen nicht unerhebli-chen Aufwand verursachen, der nach Auffassung des BDEW in keinem Verhältnis zum Nut-zen steht, da der Kunde über die Vertragsformulare oder die Online-Bestellstrecke ja ohne-hin alle Informationen erhält. Sofern einzelne Informationen aus dem geplanten § 41a Abs. 7 EnWG bisher noch nicht Pflichtinhalt von Verträgen sind, könnte dies in § 41 Abs. 1 EnWG ergänzt werden.\r\n7 Vermeidung von Versorgungsunterbrechungen, §§ 41f, 41 g EnWG-E\r\nGrundsätzlich ist zu begrüßen, dass mit den neueingeführten §§ 41f, 41g EnWG-E zwischen Versorgungsunterbrechungen von Haushaltskunden innerhalb der Grundversorgung und au-ßerhalb der Grundversorgung unterschieden wird.\r\nMit dem neu eingefügten § 41g EnWG-E wird in der Grundversorgung ein neuer Prozess zur Vermeidung von Energiesperren eingeführt, der die Einbeziehung des örtlichen Sozialhilfe-trägers ermöglicht. Mit der Androhung einer Versorgungsunterbrechung wegen Zahlungs-verzuges muss dem Haushaltskunden mitgeteilt werden, dass er freiwillig der Weitergabe seiner Daten an das zuständige Sozialamt zustimmen kann. Erteilt der Haushaltskunde dem Grundversorger die Zustimmung, ist der Grundversorger verpflichtet, den Sozialhilfeträger unter Weitergabe der Kundendaten über die drohende Versorgungsunterbrechung zu infor-mieren. Bei fehlender Zustimmung ist der Grundversorger berechtigt - aber nicht verpflichtet - zum Zeitpunkt der 8-werktägigen Sperrankündigung (41f Abs. 5 EnWG-E), das zuständige Sozialamt auch ohne Zustimmung des Kunden über die bevorstehende Versorgungsunter-brechung zu informieren. Von diesem Prozess sind keine geltenden Fristen und weitere Vor-gaben für den Lieferanten bei Androhung und Durchführung einer Energiesperre betroffen, da der Sozialhilfeträger innerhalb von 8 Tagen reagieren muss, sofern die Behörde die dro-hende Liefersperre durch eine Kostenübernahmeerklärung abwenden will. Damit die Be-hörde eine kurzfristige Entscheidung treffen kann, sollte ihr auch die Höhe der Zahlungsrück-stände durch den Grundversorger mitgeteilt werden können.\r\nGrundsätzlich ist es zu befürworten, dass das Versorgungsunternehmen gesetzlich ermäch-tigt werden soll, dem Sozialamt Daten des Kunden zur Prüfung von Sozialhilfeansprüchen zur Verfügung zu stellen. Hiermit werden Rechtssicherheit und die Möglichkeit geschaffen, in Härtefällen Verfahren anzustoßen und Kunden zu helfen. Die Aufnahme entsprechender Re-gelungen für die Grundversorgung, die bei drohender Energiesperre die Einbeziehung der Sozialhilfeträger vorsieht, könnte aus Sicht des BDEW geeignet sein, Energiesperren zu ver-meiden. Was die Intention anbelangt, Versorgungsunterbrechungen zu vermeiden, wird vor-geschlagen, einen Weg zu wählen, der den Haushaltskunden – im Bedarfsfall – direkter, schneller und zuverlässiger die Inanspruchnahme von Hilfeleistungen ermöglicht. Dies bei gleichzeitiger Wahrung eines eigenverantwortlichen Handelns.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 7 von 8\r\nWichtig ist jedoch, dass hierbei keine Änderungen der Fristigkeiten für Androhung und Um-setzung der Energiesperren aufgenommen werden. In der behördlichen Umsetzung ist ent-scheidend, dass standardisierte Schnittstellen zwischen Grundversorger und Sozialhilfeträger zur Verfügung stehen, um einen kurzfristigen und reibungslosen Datenaustausch zu ermögli-chen.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41g Abs. 6 Ziff. 3 EnWG sollte wie ergänzt werden:\r\n„3. die der Androhung der Versorgungsunterbrechung zugrundeliegenden Zah-lungsrückstände“\r\n8 Analyse des Grundversorgungssystems, § 118 Abs.1 EnWG-E\r\nBis zum 1. Juli 2026 soll seitens des BMWE einen Bericht zur Evaluierung der Grundversor-gung nach § 36 EnWG vorliegen, in dem insbesondere das Verfahren zur Bestimmung des Grundversorgers nach § 36 Abs. 2 EnWG und mögliche alternative Verfahren untersucht werden.\r\nBDEW weist darauf hin, dass die Vorgaben des neuen EU-Strommarktdesigns zur Grundver-sorgung sich nur auf Mitgliedstaaten beziehen, die bisher kein Grundversorgungssystem im-plementiert haben. Eine Evaluierung der Grundversorgung, insbesondere des Verfahrens zur Bestimmung des Grundversorgers, ist nicht erforderlich, nachdem das bestehende Grund-versorgungssystem den aktuellen, europäischen Vorgaben entspricht und es sich gerade erst in Zeiten der Energiekrise offenkundig und nachhaltig als stabil und krisensicher bewährt hat. Damit hat sich insbesondere auch das Verfahren zur Bestimmung des Grund- und Er-satzversorgers bewährt. Die entsprechend § 36 Abs. 2 EnWG festgestellten Grund- bzw. Er-satzversorgungsunternehmen haben 2021 allein im Strombereich Hunderttausende Kunden anderer Lieferanten vor einem Versorgungsausfall bewahrt. Dies erfolgte trotz der von der Energiekrise ausgelösten, schwierigen Rahmenbedingungen zu einem Zeitpunkt, zu dem zahlreiche „andere“ Energieversorgungsunternehmen die Versorgung ihrer Kunden nicht mehr gewährleisten konnten oder wollten. Bei diesen EVU war z. B. Folgendes zu beobach-ten:\r\n•\r\ninsolvenzbedingte Versorgungsausfälle\r\n•\r\nrechtswidrige Kündigungen durch EVU, die ihre Kunden wegen der hohen Beschaf-fungskosten nicht länger beliefern wollten oder sogar ausdrücklich beim Grund- und Ersatzversorger „zwischenparken und anschließend zurückholen“ wollten\r\n•\r\nrechtswidrige und extreme Preisanpassungen unter Nichtbeachtung der gesetzlichen und vertraglichen Voraussetzungen, so dass nicht nur Gerichte, sondern sogar die BNetzA einschreiten musste\r\n•\r\nZurückweisungen von Kündigungen der Kunden wegen drastischer Preiserhöhungen mit dem Argument, die vorangegangene Preiserhöhung sei „aus Versehen“ erfolgt.\r\nDie verpflichtende Einführung eines Versorgers letzter Instanz (= Ersatzversorger) durch die novellierte Strommarktrichtlinie EU (2024/1711), die laut Gesetzesbegründung Anlass der\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 8 von 8\r\nEvaluierung ist, ändert daran nichts. Mitgliedstaaten sind entsprechend Art. 27 a zur Einfüh-rung eines Versorgers letzter Instanz nur verpflichtet, wenn sie noch kein entsprechendes (Ersatzversorgungs-)System geschaffen haben. In Deutschland ist das System der Versorgung letzter Instanz durch § 38 EnWG bereits seit 2005 etabliert. Auch die Vorgaben des Art. 27, die die Grundversorgung betreffen, sind in Deutschland umgesetzt.\r\nDie deutsche Grund- und Ersatzversorgung hat ihre Leistungsfähigkeit unter Beweis gestellt. Sie gewährleistet seit 20 Jahren eine sichere und zuverlässige Energieversorgung. Die bloße Änderung einer EU-Richtlinie, deren Vorgaben zudem erfüllt sind, sollte nicht ein langjähri-ges, krisenerprobtes System in Frage stellen. Das deutsche Grundversorgungs-Modell könnte hierbei sogar als Vorbild für andere Mitgliedstaaten, die noch keines besitzen, dienen.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Änderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\nÄnderungen beim Redispatch 2.0, § 14 EnWG\r\nGemäß den im Regierungsentwurf vorgesehenen Änderungen in § 14 EnWG soll die Verpflich-tung der Stromverteilernetzbetreiber (VNB) zur Bereitstellung des bilanziellen Ausgleichs und das Recht der VNB zur Abnahme des bilanziellen Ausgleichs von Redispatch-Maßnahmen in einer Übergangsphase bis zum 1. Januar 2032 grundsätzlich ausgesetzt werden. In dieser Phase soll die BNetzA gleichzeitig ermächtigt werden, den bilanziellen Ausgleich im Verteiler-netz, auch teilweise, mit einer entsprechenden Festlegung zu regeln. Außerdem soll die BNetzA im Rahmen des finanziellen Ausgleichs des Anlagenbetreibers Regelungen auch für ei-nen angemessenen Aufwendungsersatz schaffen. Diesen sollen die Anlagenbetreiber erhalten, bei denen der Bilanzkreisverantwortliche (BKV) und nicht der Netzbetreiber den bilanziellen Ausgleich bereitstellt.\r\nAus Sicht des BDEW gehen die Anpassung grundsätzlich in die richtige Richtung. Begrüßens-wert ist insbesondere, dass die gesetzlichen Rahmenbedingungen des EnWG für den Redis-patch 2.0 angepasst und flexibilisiert werden sollen. Dadurch wird in den kommenden Jahren die Möglichkeit für ein schrittweises Vorgehen in Richtung eines verteilnetzweit umsetzbaren und effizienten Redispatch 2.0 auf Basis von Erfahrungen und Kapazitäten der Branche ge-schaffen. In den Übertragungsnetzen funktioniert der bilanzierte Redispatch 2.0 bereits heute gut. Zudem können die geplanten Anpassungen, sobald auch die entsprechenden Festlegun-gen der BNetzA vorliegen, mehr Rechtssicherheit für den bilanziellen Ausgleich im Verteiler-netz schaffen. Hier ist die BNetzA gefragt, durch die konkrete Ausgestaltung Rechts- und Pra-xissicherheit herzustellen. Sinnvoll ist auch das Ziel, Regelungen für einen angemessenen Auf-wendungsersatz zu schaffen, solange keine Bilanzierung durch den anfordernden Netzbetrei-ber erfolgt.\r\nAllerdings bestehen auch noch Verbesserungsbedarfe:\r\n•\r\nWeitere Details hinsichtlich der schrittweisen Wiederaufnahme des bilanziellen Aus-gleichs durch die Verteilernetzbetreiber soll die vorgesehene Festlegung der BNetzA enthalten, die mit dem Inkrafttreten des Gesetzes getroffen werden kann. Es muss vermieden werden, dass zeitweise rechtliche Unsicherheit in Bezug auf Bilanzie-rungsaufgabe entsteht. Ebenso braucht es Klarheit hinsichtlich der Höhe des hiermit im Zusammenhang stehenden finanziellen Ausgleichs.\r\n•\r\nDer BDEW empfiehlt, das Inkrafttreten der den Redispatch 2.0 betreffenden Geset-zesänderung auf den ersten Tag eines Kalenderjahres zu datieren , da Vermark-tungsverträge oftmals eine jährliche Laufzeit haben und eine unterjährige Änderung der Ansprüche auf bilanziellen Ausgleich bzw. angemessenen Aufwendungsersatz\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Änderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\nSeite 2 von 4\r\nnur mit erheblichem Aufwand in den Verträgen zwischen den Betreibern der Anlage\r\nund den Lieferanten bzw. Vermarktungsunternehmen umgesetzt werden kön-nen. Auch die Regelungen zum angemessenen Aufwendungsersatz müssen frühest-möglich bekannt sein. Ausschließlich durch eine solche Regelung wird die rechtliche Unsicherheit des Anlagenbetreibers über die Höhe des finanziellen Ausgleichs aus-geschlossen.\r\n•\r\nDie geplante Anpassung schafft eine sinnvolle Übergangsphase und Spielräume für die BNetzA, praxisfeste und robuste Prozesse für die gesamte Branche zu etablie-ren. Der BDEW spricht sich dafür aus, bis Ende des Jahres 2030 die Umsetzung und Effektivität der gesamten gesetzlichen Übergangsregelung auf dem Weg zu einem flächendeckenden bilanziellen Ausgleich durch die Netzbetreiber zu evaluieren (und die Evaluierung nicht nur auf § 14 Abs. 1b Satz 4 EnWG-E zu beschränken, wie in § 14 Abs. 1b Satz 5 EnWG-E vorgesehen). Aus dieser Evaluierung könnten weitere notwendige rechtliche Weichenstellungen für die Zukunft des Redispatch 2.0 nach 2031 abgeleitet werden.\r\n•\r\nBei der Bestimmung des angemessenen Aufwendungsersatzes, wie ihn die Bundes-netzagentur (BNetzA) festlegen soll, ist auf die Erfüllung des Grundprinzips zu ach-ten, dass eine Redispatch-Maßnahme den Anlagenbetreiber weder besser- noch schlechterstellen soll. Für den Fall, dass der Anlagenbetreiber (und nicht der Bilanz-kreisverantwortliche) den Aufwendungsersatz erhält, muss der Aufwendungsersatz mindestens der Höhe des anzulegenden Wertes entsprechen, damit dieses Prinzip gewahrt bleibt. Bilanzkreisverantwortlicher und Anlagenbetreiber müssen die Mög-lichkeit haben, die ihnen entstandenen Kosten über den Aufwendungsersatz zu de-cken.\r\nDarüber hinaus sollten aus Sicht des BDEW die folgenden Hinweise und Ergänzungsbedarfe berücksichtigt werden:\r\nDie einseitige Nennung von „wirtschaftlichen Vorteilen“ in § 14 Abs. 1b EnWG-E bei der Bereit-stellung des bilanziellen Ausgleichs durch den Bilanzkreisverantwortlichen ist nicht sachge-recht. Im Gegenteil ist nicht erkennbar, wann es überhaupt zu wirtschaftlichen Vorteilen im Zusammenhang mit Redispatch-Maßnahmen kommen könnte. In der Gesetzesbegründung wird genannt, dass dies im Falle von negativen Preisen oder positivem Redispatch der Fall sein könnte. Hier wird jedoch die Tatsache vernachlässigt, dass eine Anlage eine flexibel einsetz-bare Option darstellt und durch die Redispatch-Maßnahme die Option entfällt, die Anlage, falls es wirtschaftlich sinnvoll ist, eigenständig bei negativen Preisen einzusenken oder bei po-sitiven Preisen zu erhöhen. Weiterhin sieht der geplante § 14 Abs. 1b EnWG-E vor, dass die BNetzA im Rahmen ihrer Festlegungskompetenz insbesondere auch negative Anreize bei einer ineffizienten Bewirtschaftung einsetzen soll. Anreize können aus Sicht des BDEW eine wichtige Rolle auf dem Weg zur Verbesserung des Redispatch 2.0 spielen. Die Fokussierung auf allein\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Änderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\nSeite 3 von 4\r\nnegative Anreize ist jedoch nicht sachgerecht und sollte dringend gestrichen werden. Auch po-sitive Anreize können effektive Instrumente darstellen und sollten in den Überlegungen der BNetzA Berücksichtigung finden können.\r\nBDEW-Formulierungsvorschläge:\r\n§ 14 Absatz 1a und 1b EnWG-E sollte wie folgt geändert und folgender Absatz 1d zu-sätzlich in § 14 EnWG eingefügt werden:\r\n„(1a) Die Regulierungsbehörde regelt durch eine bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 zu befristende Festlegung nach § 29 Absatz 1, unter welchen Voraussetzungen § 13a Absatz 1a Satz 1 und 2 für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen entsprechend anzuwenden ist. Die Regulierungsbehörde kann die Anwendung insbesondere auf be-stimmte Netzebenen, Anlagenarten und Anlagengrößen sowie auf bestimmte Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen beschränken oder von der Zustimmung der Betreiber vorgelagerter Elektrizitätsversorgungsnetze oder anderer Beteiligter abhängig machen. § 13j Absatz 5 Nummer 3 ist entsprechend anzuwenden.\r\n(1b) Sofern oder soweit nach Absatz 1 Satz 3 der § 13a Absatz 1a Satz 1 und 2 für einen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen keine Anwendung findet, ist § 13a Absatz 2 mit der Maßgabe anzuwenden, dass der bilanzielle Ausgleich nach § 13a Absatz 1a Satz 1 als erfüllt gilt und der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen dem Bilanzkreisver-antwortlichen zur Erzeugung oder zur Speicherung von elektrischer Energie als Bestand-teil des finanziellen Ausgleichs einen angemessenen Aufwendungsersatz für die Durch-führung des bilanziellen Ausgleichs durch den Bilanzkreisverantwortlichen zu zahlen hat. Die Höhe des zu zahlenden angemessenen Aufwendungsersatzes entspricht den Kosten, die für die Vornahme des bilanziellen Ausgleichs der Maßnahme durch den Bi-lanzkreisverantwortlichen erforderlich sind. Sie entspricht mindestens dem anzulegen-den Wert. Wirtschaftliche Vorteile, die der Bilanzkreisverantwortliche durch die Vor-nahme des bilanziellen Ausgleichs hätte erlangen können, hat der Betreiber der An-lage zur Erzeugung oder zur Speicherung von elektrischer Energie dem Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes zu erstatten. Die Regulierungsbehörde trifft durch Festle-gung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen zur Höhe des angemessenen Aufwen-dungsersatzes. Sie gibt insbesondere pauschale Bestimmungsmethoden, Maßgaben für eine effiziente Bewirtschaftung sowie negative Anreize zur bei einer ineffizienten Be-wirtschaftung vor. Die Sätze 1 bis 3 sind nicht anzuwenden, wenn und soweit die An-lage der Einspeisevergütung nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zugeordnet ist. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie evaluiert zum 1. Juli 2027 die Umsetzung und Wirkung der Maßgaben und Anreize nach Satz 5.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Änderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\nSeite 4 von 4\r\n[…]\r\n(1d) Die Regulierungsbehörde legt dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klima-schutz spätestens zum 31. Dezember 2030 einen Bericht über den Umsetzungsstand hinsichtlich der Vorgaben der nach Absatz 1a erlassenen Festlegung vor. Der Bericht soll auch eine Prognose über die zu erwartende weitere Umsetzung beinhalten. Die Regulierungsbehörde hat zur Erstellung des Berichts die Vertreter der Wirtschaft zu hören. Der Bericht soll auch Aussagen dazu enthalten, ob und aus welchen Gründen eine Verlängerung der nach Absatz 1a erlassenen Festlegung aus Sicht der Regulie-rungsbehörde notwendig wäre.\"\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\n18. Juli 2025\r\nDie geplante Regelung soll die Vorgaben zur gemeinsamen Nutzung von Energie aus erneuerbaren Anlagen in Artikel 15a der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie (Energy Sharing) umsetzen. Dies soll Letztverbrauchern die Teilhabe am Energiemarkt weiter vereinfachen und ist vor diesem Hinter-grund grundsätzlich positiv. Im Positionspapier “Rahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz stärken, Investition anregen” vom 2. Juli 2024 hatte der BDEW bereits ausführliche Vorschläge für eine Ausgestaltung von “Energy Sharing” in Deutschland unterbreitet. Darin enthaltene Positionen spiegeln sich u.a. in der Bewertung zu § 42c EnWG-E wider.\r\nFestzuhalten ist dabei, dass es Privatpersonen ermöglicht werden soll, mit möglichst geringem admi-nistrativem Aufwand an den energiewirtschaftlichen Prozessen teilzunehmen. Gleichzeitig ist weiter-hin sicherzustellen, dass diese Nutzenden auch die entstehenden Kosten zu tragen haben.\r\nWie dies gelingen kann, sollte noch mit der Branche im Sinne einer effizienten Umsetzung ausgear-beitet werden. Aus Sicht des BDEW sollten für die Umsetzung hinsichtlich der Machbarkeit und auch Priorisierung im Verhältnis zu anderen wichtigen Aufgaben für die Energieversorgung folgende Leitli-nien gelten:\r\n•\r\n1:1 Umsetzung der Richtlinie hinsichtlich des Umfangs\r\n•\r\nAusschöpfen der Fristen für die Umsetzung\r\n•\r\nSchaffung einer Festlegungsbefugnis der BNetzA für die Umsetzung und Abwicklung des Energy Sharings in der Praxis\r\n1 Richtliniengetreue Umsetzung: Priorisierung und Frist\r\nDie Umsetzung geht insbesondere mit Blick auf den Zeitpunkt der Anwendung und des Umfangs deutlich über die Mindestanforderungen aus der Richtlinie hinaus. Wir möchten hier an die Vereinba-rung des Koalitionsvertrages erinnern, die bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht kate-gorisch bürokratische Überfüllung ausschließt (Rz. 2014). Die Spielräume, die Art. 15a Strombinnen-marktrichtlinie der nationalen Umsetzung insbesondere hinsichtlich des Zeitpunkts der Umsetzung überlässt, sollten dringend genutzt werden, um der Praxis Gelegenheit zur Implementierung der er-forderlichen effizienten Prozesse für die Abwicklung von Netzzugang und Bilanzierung und für de-ren Erprobung zu geben. Der BDEW versteht Art. 3 Abs. 1, 2. Satz der Strombinnenmarktrichtlinie so, dass diese spezielle Regelung bis zum 17. Juli 2026 in nationales Recht umzusetzen ist. Daher sollte die Regelung insgesamt erst zu diesem Zeitpunkt in Kraft treten.\r\nHintergrund ist, dass § 42c EnWG-E die Komplexität der Abwicklung insbesondere für Netz- und Messstellenbetreiber sowie Reststromlieferanten im Vergleich zur gemeinschaftlichen Gebäudever-sorgung erheblich steigert, da die Lieferung auch über das Netz erfolgen können soll. Die\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 2 von 6\r\nAusgestaltung der Marktkommunikationsprozesse zur Abwicklung des Netzzugangs und der Bilanzie-rung ist nach europäischem Recht grundsätzlich Aufgabe der BNetzA. Der BDEW spricht sich daher dafür aus, die Abwicklung der gemeinsamen Energienutzung (Energy Sharing) im Rahmen einer BNetzA-Festlegung auszugestalten. Dieses Vorgehen wäre europarechtskonform und würde deutlich mehr Flexibilität bieten, um die Verfahren mit den bestehenden Marktkommunikationsprozessen oder mit bereits anstehenden Marktkommunikationsprojekte (bspw. das BNetzA-Festlegungsverfah-ren zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub)) sinn-voll zu synchronisieren. Insbesondere die zeitlichen Abhängigkeiten und Wechselwirkungen sind zwingend durch die BNetzA abzustimmen, sodass Synergieeffekte gehoben werden können.\r\nAbzulehnen ist, dass einmal mehr die Netzbetreiber oder Lieferanten zusätzliche Aufgaben überneh-men sollen, die entweder anderen Markteilnehmern zuzuordnen sind oder grundsätzlich durch staat-liche Stellen zu erfüllen wären (wie schon bei Prüfungsanforderungen nach dem EEG, bei der Erlösab-schöpfung aus den Preisbremsengesetzen, etc.). Da die Ressourcen sowohl bei den Vertrieben als auch bei den Verteilnetzbetreibern begrenzt sind, ist dringend auch eine zeitliche Priorisierung nach Energiewenderelevanz und Kosten bzw. Nutzen erforderlich. Aus diesem Grund ist auch die umfang-reiche Zuweisung neuer Aufgaben an Netzbetreiber zur Vereinfachung der gemeinsamen Energienut-zung in § 20b EnWG-E nicht zielführend.\r\nVor allem vor dem Hintergrund, dass zeitnah eine Vielzahl anderer Projekte mit IT-Relevanz umge-setzt werden müssen, ist eine Abwicklung von Energy Sharing im Massengeschäft in den genannten Fristen 2026 für die Umsetzung innerhalb eines Bilanzierungsgebietes und 2028 in weiteren Bilanzie-rungsgebieten nicht realisierbar.\r\nBeispiele für die bereits bei den Energieversorgungsunternehmen laufenden Projekte mit hohem IT-Umsetzungsaufwand sind unter anderem:\r\n•\r\nder Rollout von intelligenten Messsystemen,\r\n•\r\ndie Umstellung der Steuerung von Anlagen für den Verbrauch und die Einspeisung, auf eine Steuerung über das intelligente Messsystem,\r\n•\r\ndie Beschleunigung und Digitalisierung des Netzanschlusses,\r\n•\r\ndie Beschleunigung des Netzausbaus,\r\n•\r\ndie Umsetzung des Redispatch,\r\n•\r\ndie Umsetzung der Vorgaben zur Cybersicherheit (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheits-stärkungsgesetz),\r\n•\r\ndie Stabilisierung der Regelungen zum Lieferantenwechseln 24h Strom,\r\n•\r\ndie Umsetzung von Gebäudestrommodellen und die Netzentgeltabrechnung nach § 14a EnWG (insb. Tarifmodell 3 seit 1. April 2025) und\r\n•\r\ndie Einführung des BNetzA-Festlegungsverfahrens zur zukünftigen Aggregation und Abrech-nung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub), die ebenfalls die Messwertverarbeitung beinhaltet\r\n2 Richtliniengetreue Umsetzung: Zuordnung von Aufgaben und der Finanzierung\r\nEs ist zu beachten, dass aus den Regelungen für die Lieferanten des sogenannten „Reststroms“ zu-sätzlich zu den bereits aus § 42b EnWG (Gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung) folgenden Risiken\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 3 von 6\r\nweitere erhöhte Bilanzierungsrisiken folgen können. Dies sollte unmissverständlich ausgeschlossen werden.\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Abrechnung der anfallenden Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzent-gelte offenbar grundsätzlich von gemeinschaftlichen Energienutzern abgewickelt und kostenseitig getragen werden soll und hierfür nicht der Stromlieferant des Letztverbrauchers in Anspruch genom-men werden kann. Allerdings ergibt sich dies nicht ausdrücklich aus § 42c Absatz 3 Nr. 3 EnWG-E wie die Begründung zu diesem Punkt vermuten lässt. Die Regelung enthält grundsätzlich nur noch die Aussage, dass eine Nutzung der Elektrizität unentgeltlich zwischen den Vertragspartnern erfolgen kann. Dies könnte aus Sicht des BDEW missverständlich sein. Zumindest die Begründung sollte klarer zum Ausdruck bringen, dass die Unentgeltlichkeit sich ausschließlich auf die Lieferung von Elektrizität bezieht und nicht auf ggf. zu zahlende Steuern sowie Umlagen oder das bei der Nutzung des Netzes anfallende Netzentgelt.\r\nDer BDEW begrüßt die Regelung, dass die erwähnte Abrechnung der Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte nach §42c Absatz 5 EnWG-E neben anderen als zu vergütende Dienstleistung von einem Dritten erbracht werden kann. Dies ermöglicht eine professionelle Abwicklung und verringert mögli-che Beratungsaufwände für alle Beteiligten. Da die Beschaffung des „Reststroms“ durch den Liefe-ranten zudem mit Aufwand und Risiken verbunden ist, sollte der Letztverbraucher im Rahmen einer Anzeigepflicht den Energieversorger von der Teilnahme am Energy-Sharing unterrichten müssen.\r\nNach § 42c Abs. 1 Nummer 6 wird die Erfassung des Strombezugs durch die viertelstündliche regist-rierende Leistungsmessung gefordert. Nach § 42 Abs. 1 Nummer 7 soll die erzeugte und gespeicherte Elektrizität hingegen mittels der Zählerstandsgangmessung erfasst werden. Die Unterscheidung ist nicht nachvollziehbar. Wesentlich ist, dass Viertelstundenwerte vorliegen und verrechnet werden können. Die Zählerstandsgangmessung ist gemäß § 55 MsbG die Methode, die zukünftig insbeson-dere für kleinere Bezugs- und Einspeiseanlagen Methode. Dementsprechend ist die in § 42c Abs. 1 Nummer 6 genannte Formulierung „registrierende Leistungsmessung“ in „Zählerstandsgangmes-sung“ anzupassen und soweit vorhanden darüber hinaus die registrierende Leistungsmessung.\r\n3 Anwendungsbereich und Regelungen zur Abwicklung\r\nIn dem Recht zur gemeinsamen Nutzung von Energie über weite Strecken und mehrere Netzebenen sieht der BDEW die Möglichkeit der Verschärfung aktueller und künftiger Netzengpässe, da es ggf. zu zusätzlichen, sonst nicht auftretenden Leistungsspitzen durch die Gemeinschaft der Letztverbraucher kommen kann. Grundsätzlich gilt, dass auch die Nutzer von Energy Sharing in alle Maßnahmen zur verbesserten Systemdienlichkeit von PV- und Speicheranlagen, analog den dann geltenden Vorgaben für die betroffenen Nutzergruppen, einbezogen werden müssen.\r\nDie Einschränkung auf ein Bilanzierungsgebiet ist vor dem Hintergrund einer handhabbaren Abgren-zung geboten, denn die EU-Richtlinie gibt einen geographischen oder lokalen Bezug vor. Energy Sha-ring sollte räumlich dauerhaft nicht über das Bilanzierungsgebiet hinaus gehen. Die Ausweitung auf angrenzende Bilanzierungsgebiete in Abs.4 Nr. 2 ist zu streichen. Wenn das Gebiet, in dem Energy Sharing möglich ist, zu groß wird, geht der lokale Charakter verlo-ren, steigen die Prognose-, Beschaffungs- und Abrechnungsherausforderungen für Lieferanten und potenziell mögliche netzentlastende Effekte gehen verloren. Die Definition des relevanten Gebietes\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 4 von 6\r\nsollte vor einer endgültigen Festschreibung im Gesetz eingehend analysiert und ggf. über eine Festle-gungskompetenz der BNetzA geregelt bzw. geändert und in bestehende angepasste Marktkommuni-kationsprozesse sinnvoll integrieren werden. In einer möglichen Festlegung der BNetzA sollte auch geregelt werden, dass auch sinnvollere kleinere Begrenzungen getroffen werden können. Dementsprechend steht der BDEW der Erweiterung auf „das“ angrenzende Bilanzierungsgebiet ab 1. Juni 2028 kritisch gegenüber. Darüber hinaus ist auch nicht klar wie zu verfahren ist, wenn mehrere Bilanzierungsgebiete angrenzen. Für den Fall, dass es bei der angedachten Regelung für angrenzende Bilanzierungsgebiete bleibt, sollte eine Klarstellung erfolgen, dass es sich bei angrenzenden Bilanzie-rungsgebieten nur um solche Verteilnetze handeln kann, die eine netztechnische Verbindung aufwei-sen und nicht um Verteilnetzgebiete, die nur geografisch aneinandergrenzen. Mit Blick auf die Umsetzungsfristen und die des BNetzA-Festlegungsverfahrens zur zukünftigen Ag-gregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub) ist zu empfehlen, die Fristen für die Betreiber der Elektrizitätsverteilnetze innerhalb des Bilanzierungsgebiets ab 1. Juni 2026 nach Absatz 4 Nr. 1 entsprechend zu verlängern und mit dem Umsetzungszeitpunkt im Jahr 2029 zum Ma-BiS-Hub zu synchronisieren, um Synergieeffekte zu erzielen, dem Umsetzungsaufwand gerecht zu werden und keine Investitionen und Ressourcen für zeitlich begrenzte Übergangslösungen zu binden.\r\nAuch die über § 20b Absatz 1 EnWG-E zumindest verbindlich erscheinende Nutzung einer Internet-plattform sollte das Gesetz in der Fassung des vorliegenden Entwurfs nicht vorsehen. Die Schaffung einer solchen Plattform ist in der vorgegebenen Zeit ohnehin nicht möglich (siehe dazu Ausführungen zu § 20b EnWG-E). Kosten und Nutzen z.B. einer Internetplattform zur weiteren Digitalisierung des Netzzugangs sowie zur Abwicklung des Energy Sharings sollten vor einer Detailfestlegung mit der Branche besprochen werden und sind auf ihre Umsetzbarkeit in der Praxis zu prüfen. Dabei ist zu be-denken, dass ein Eingriff in bestehende Abläufe und Prozesslandschaften auch zu Verzögerungen an anderen Stellen führen kann. Soweit es um die Nutzung einer Plattform für die Abwicklung des Netz-zugangs geht, sollte die Regelung in § 20b EnWG-E auf eine Festlegungskompetenz für die BNetzA reduziert werden. Ausführliche Erläuterungen zur Plattform unter § 20b EnWG-E finden Sie in der Hauptstellungnahme.\r\n4 Regelungen zu Dienstleistungen und beteiligten Anlagen\r\nGrundsätzlich sollten rollenspezifische Ausgestaltungen und Vorgaben nicht im Gesetz, sondern im Rahmen einer BNetzA-Festlegung spezifiziert werden. Nur so können Konzepte in die praktische Um-setzung gebracht werden, die effiziente Lösungen ermöglichen. Mit Blick auf die praktische Umset-zung des Energy Sharings in den Vorgaben zur Marktkommunikation hat der BDEW sich bereits aus-führlich mit entsprechenden Modellen beschäftigt und bringt diese Konzepte gerne im Rahmen einer BNetzA-Festlegung ein.\r\nEine Verpflichtung der Netzbetreiber zur Umsetzung der Regelungen zum Energy Sharing (§ 42c, Ab-satz 4) sollte erst erfolgen, wenn durch die BNetzA in Zusammenarbeit mit der Branche die Markt-kommunikation und die entsprechenden Formate abgestimmt und in die Praxis überführt wurden.\r\nDer BDEW unterstützt in diesem Zusammenhang, dass § 42c Absatz 1 EnWG-E auf „eine“ Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien Bezug nimmt und geht davon aus, dass die\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 5 von 6\r\nFormulierung „Der Betreiber einer Anlage (…) kann die erzeugte Elektrizität (…) gemeinsam nutzen (gemeinsame Nutzung), wenn …“ die gemeinsame Energienutzung auf eine Anlage je beteiligtem Letztverbraucher beschränkt. Eine Ausweitung auf Mehrfachteilnahme sollteerst nach eingehender Analyse von Erfahrungswerten angedacht werden.\r\nHinsichtlich des Umfangs der teilnahmeberechtigen Anlagen geht der BDEW davon aus, dass sowohl Bestands- als auch Neuanlangen nach EEG erfasst sind. Die Einbindung bestehender Anlagen ermög-licht die effiziente Nutzung des vorhandenen Potenzials und stärkt die Flexibilität sowie Wirtschaft-lichkeit des Systems, auch um gerade in der Anlaufphase einen Aufwuchs von Sharing-Modellen zu ermöglichen.\r\nFür die Feststellung, ob es sich um eine oder mehrere Anlagen handelt und wie die relevanten Leis-tungsgrenzen nach § 42c Abs. 7 EnWG-E ermittelt werden, sollte eine Klarstellung aufgenommen werden. Dabei bietet sich für die Frage, ob es sich um eine oder mehrere Anlagen handelt, die Bezug-nahme auf den technischen Anlagenbegriff an. Eine Zusammenfassung ist nur bei Solaranlagen ange-zeigt, die hinter demselben Netzanschlusspunkt betrieben werden. Diese Zusammenfassung sollte für die Anlagen gelten, die hinter einem Netzanschluss für die Zwecke der gemeinsamen Energienut-zung messtechnisch zusammengefasst werden sollen, d.h. auf die Anlagen, die für die gemeinsame Energienutzung berücksichtigt werden sollen.\r\n5 Wechselfristen und -daten und Einhaltung eichrechtlicher Vorgaben\r\nWie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG, fehlen auch in § 42c EnWG Abs. 3 Nr. 2 weitere Regelungstatbestände zum Aufteilungsschlüssel der Energiemengen. Da der Auf-teilungsschlüssel für Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Reststromlieferant äußerst relevant ist, muss er auch diesen Beteiligten mitgeteilt werden und Grundinformationen wie zeitliche Aspekte der Abnahme, enthalten. Individuell vereinbarte Aufteilungsschlüssel zwischen Betreiber und Letztver-braucher können zu übermäßig vielen Einzelfallbearbeitungen (Klärfällen) führen. Daneben sind diese mit hohem manuellem Aufwand für die teilnehmenden Letztverbraucher und oft mit bilatera-len Abstimmungen verbunden. Als weiterer Regelungstatbestand wäre die Aufnahme von Haftungs-regeln bei möglichen Pflichtverstößen anzustoßen, die z.B. bei Nichtmitteilung des Aufteilungsschlüs-sels greifen würden. Wie oben schon vorgeschlagen, bietet es sich an, dieses Regelungsfeld der BNetzA zu überlassen. Das Gesetz ist nicht der richtige Ort.\r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass der Letztverbraucher nach Eichrecht eine nachvollzieh-bare Rechnung erhalten muss und diese mit Hilfe der Zählerstände und einfachen Rechenoperatio-nen ermöglicht werden muss. Dies ist für die Netznutzungsabrechnung gewährleistet, wenn darüber die gesamte Energiemenge abgerechnet wird (siehe § 33 MessEG) mit Anforderungen an das Ver-wenden von Messwerten).\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nDie Vorgaben nach § 42c EnWG-E sollten in ihrem Umfang auf das beschränkt werden, was gemäß den Vorgaben der Strombinnenmarktrichtlinie zwingend erforderlich ist. Dazu schlägt der BDEW folgende Mindeständerungen vor:\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 6 von 6\r\n•\r\nStreichung von Absatz 4 Nr. 2\r\n•\r\nUmsetzung Absatz 4 Nr. 1 erst nach Einführung entsprechender Regeln zur Markt-kommunikation\r\n•\r\nKlarstellung bzw. Korrektur der Verweise in Absatz 5\r\n•\r\nKlarstellung der Bedingungen für die Zusammenrechnung von Anlagen\r\nAußerdem sollten § 42c Abs. 6 um einen Satz ergänzt\r\n(4) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zur gemein-samen Nutzung nach Absatz 1 teilen der zuständigen Stelle den in Absatz 3 Nummer 2 be-zeichneten Aufteilungsschlüssel mit. Die BNetzA kann Näheres in einer Festlegung regeln.\r\nFlankierende Änderungen im EEG fehlen Die im ursprünglichen Regierungsentwurf vorgesehene Modifizierung der anteiligen Direktvermark-tung für eine flexible Aufteilung der Strommengen für den Verbrauch in der Kundenanlage und die teilnehmenden Energienutzer in jeder Viertelstunde in § 21b Abs. 2 EEG-E fehlt im aktuellen Entwurf. Die klarstellende Anpassung im EEG zur Berücksichtigung für das Energy Sharing war vor dem Hinter-grund des Interessensausgleichs der Letztverbraucher und des Prognoserisikos der ÜNB zu begrüßen und sollte wieder aufgenommen werden. Perspektivisch werden durch das BNetzA-Festlegungsver-fahren zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub) auch andere Modelle grundsätzlich umsetzbar sein (vgl. BNetzA-Eckpunktepapier BK6-24-210).\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier: Planung- und Zulassungsrecht und elektromagnetische Beeinflus-sung\r\n18. Juli 2025\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ............................................................................................ 2\r\n2 Hinweise im Einzelnen .......................................................................... 2\r\n2.1 § 11c und § 14d EnWG .......................................................................................... 2\r\n2.2 § 17d Abs. 1a (Nr. 27) – Verlängerung der bestehenden Regelung............................... 2\r\n2.3 § 43 EnWG - Erfordernis der Planfeststellung ............................................................. 3\r\n2.4 § 43b EnWG – Änderung der Regelungen zum Planfeststellungbeschluss .................... 4\r\n2.5 § 43f EnWG – Änderungen im Anzeigeverfahren ........................................................ 5\r\n2.6 § 44a EnWG – Veränderungssperre, Vorkaufsrecht ................................................... 7\r\n2.6.1 Zu § 44a Abs. 1 Satz 2 EnWG ..................................................................................... 7\r\n2.6.2 Zu § 44a Abs. 1 Satz 4 EnWG – Ausnahme von der Veränderungssperre ...................... 8\r\n2.7 § 49a EnWG - Elektromagnetische Beeinflussung, Festlegung der Erstattungsdauer ..... 9\r\n2.8 § 49c EnWG – Beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen ..... 10\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 10\r\n1 Einleitung\r\nDer BDEW begrüßt viele der im Rahmen der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vor-gesehenen Anpassungen, da sie weitere Schritte zur Beschleunigung der Umsetzung von Energieinfra-strukturprojekten, zur Vereinfachung von Genehmigungsverfahren sowie zur Verbesserung der Rechts-sicherheit darstellen. Hervorzuheben sind:\r\n•\r\ndie Regelungen zum Abwägungsvorrang für Energiespeicher- und Verteilnetze (§§ 11c, 14d EnWG),\r\n•\r\ndie Erweiterung des Ausführungszeitraums für Offshore-Anbindungsleitungen (§ 17d Abs. 1a EnWG),\r\n•\r\ndie fakultativen Planfeststellungsverfahren (§ 43 Abs. 2 EnWG) sowie\r\n•\r\ndie Aktualitätsvermutung für Umweltgutachten (§ 43b EnWG).\r\nGleichzeitig sieht der BDEW in verschiedenen Punkten weiteren Anpassungsbedarf, um die intendier-ten Beschleunigungseffekte in der Praxis vollumfänglich zu realisieren. Dazu zählen insbesondere Vor-schläge\r\n•\r\nzur Ausweitung der Regelungsbereiche auf Gas- und Wasserstoffinfrastruktur, zur Konkretisie-rung rechtlicher Begriffe und Anwendungsbereiche (z. B. freiwilliger Planfeststellung nach § 43 Abs. 2 und bei Aktualitätsvermutung nach § 43b EnWG),\r\n•\r\nzur Vermeidung auslegungsbedingter Verzögerungen (z. B. bei der Leitungslängenbewertung in § 43 EnWG),\r\n•\r\nsowie zur Flexibilisierung von Erstattungsregelungen für technische Schutzmaßnahmen (§ 49a EnWG).\r\nDarüber hinaus bedarf es einer Nachschärfung bestehender Vorschriften, wie bei der Umsetzung be-schleunigter Schutzmaßnahmen nach § 49c EnWG, um die Netzmodernisierung effektiv voranzutrei-ben.\r\nDie nachfolgenden Ausführungen konkretisieren diese Punkte im Einzelnen und enthalten zugleich konstruktive Formulierungsvorschläge zur Weiterentwicklung des Gesetzentwurfs im Sinne einer pra-xisgerechten, effizienten und zukunftsfähigen Energieinfrastrukturplanung.\r\n2 Hinweise im Einzelnen\r\n2.1 § 11c und § 14d EnWG\r\nEs ist zu begrüßen, dass in § 11c und § 14d eine Regelung zum Abwägungsvorrang für Energiespeicher-anlagen bzw. für Energieverteilernetze aufgenommen wird.\r\n2.2 § 17d Abs. 1a (Nr. 27) – Verlängerung der bestehenden Regelung\r\nNach § 17d Abs. 1a EnWG-E soll die Errichtung von Offshore-Anbindungsleitungen im Küstenmeer in den Jahren 2024 bis 2030 grundsätzlich im Zeitraum vom 1. April bis 31. Oktober erfolgen, soweit dies\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 3 von 10\r\nmit dem Küstenschutz vereinbar ist. Diese Regelung schafft einen erweiterten Ausführungszeitraum, der die Möglichkeit eröffnet, Bauabläufe im Küstenmeer effizienter zu gestalten. Insbesondere erlaubt sie eine Bündelung von Bauaktivitäten innerhalb eines Kalenderjahres, wodurch wiederholte Eingriffe an denselben Standorten über mehrere Jahre hinweg vermieden werden können.\r\nDie Konzentration von Maßnahmen in einem Ausführungszeitraum trägt somit nicht nur zur Schonung sensibler Küstenbereiche bei, sondern leistet auch einen wichtigen Beitrag zur Beschleunigung der Re-alisierung von Offshore-Anbindungsleitungen.\r\nVor diesem Hintergrund spricht sich der BDEW dafür aus, die Geltungsdauer der Regelung über das Jahr 2030 hinaus mindestens bis 2035 zu verlängern, um eine kontinuierlich optimierte und beschleu-nigte Umsetzung von Offshore-Anbindungsprojekten im Küstenmeer langfristig zu sichern.\r\n2.3 § 43 EnWG - Erfordernis der Planfeststellung\r\nDie Änderung des § 43, in deren Rahmen die Möglichkeit einer freiwilligen Planfeststellung für Hoch-spannungsfreileitungen, mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr und mit einer Gesamt-länge von bis zu 200 Metern, jetzt auch ohne das Erfordernis einer Mitnahme auf einem Mehrfachge-stänge, in einer eigenen Nummer des Absatzes 2 geregelt werden, begrüßt der BDEW. Diese Änderung erhöht die Lesbarkeit der Regelung. Zudem erhalten die Vorhabenträger ein Wahlrecht, ob sie ein Planfeststellungsverfahren mit enteignungsrechtlicher Wirkung oder Einzelgenehmigungen beantra-gen. Das erhöht die Flexibilität in den Verfahren.\r\nPlanfeststellungpflicht erst ab 5 Kilometer Leitungslänge: Gerade für zahlreiche Netzanschlussleitun-gen sind zudem kurze Erweiterungsleitungen mit einer Länge von unter 5 km erforderlich. Diese drin-gend benötigten kurzen Leitungsabschnitte könnten erheblich beschleunigt werden, wenn die Plan-feststellungsbedürftigkeit nach § 43 Abs. 1 Nr. 1b) erst ab einer Leitungslänge von 5 km verbindlich vorgegeben würde. Der neue § 43 Abs. 2 Nr. 11 müsste dann ebenfalls entsprechend angepasst wer-den.\r\nMaßgeblichkeit der Leitungslänge des Änderungsvorhabens klarstellen: Umstritten ist in der Behör-denpraxis allerdings, wie die Gesamtlänge bei einem Änderungsvorhaben zu bestimmen ist. Zum Teil wird vertreten, dass auf das zu ändernde Bestandsvorhaben abzustellen sei, zum Teil wird hingegen auf die Länge des Änderungsvorhabens abgestellt. Zielführend im Sinne einer Beschleunigung ist allein ein Abstellen auf die Länge des Änderungsvorhabens. Aufgrund der uneinheitlichen Auslegung und An-wendung schlagen wir zur Klarstellung des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 Buchstabe b EnWG eine ent-sprechende Anpassung des Wortlauts in Buchstabe b oder eine Ergänzung in der Gesetzesbegründung vor.\r\nFreiwillige Planfeststellung für Gas- und Wasserstoffleitungen unter DN 300: Ferner regt der BDEW an, nach der neuen Nummer 11 eine neue Nummer 12 einzufügen, mit der Gasleitungen, welche we-gen ihres Durchmessers ≤ 300 mm nicht der Planfeststellung nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nr. 5 EnWG un-terliegen, einer fakultativen Planfeststellung unterzogen werden können. Damit würde für\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 4 von 10\r\nFernleitungen eine Regelungslücke geschlossen, die bislang in der Praxis regelmäßig Projektverzöge-rungen bedingt.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 43 Abs. 2 EnWG sollte um nachfolgende Nr. 12 ergänzt werden:\r\n„Gasleitungen mit einem Durchmesser von 300 Millimeter oder weniger“\r\n2.4 § 43b EnWG – Änderung der Regelungen zum Planfeststellungbeschluss\r\nDer BDEW begrüßt, dass mit§ 43b Absatz 4 EnWG-E eine Regelung in das Gesetz eingefügt wird, nach der Umweltgutachten etc. regelmäßig als aktuell gelten sollen, sofern sie nicht älter als 5 oder 6 Jahre sind. Hierdurch wird sich in der Praxis absehbar eine erhebliche Erleichterung ergeben.\r\nAktualitätsvermutung für Gutachten auch für Gas- und Wasserstoffleitungen: Gut ist, dass von der Regelung jetzt auch Elektrizitätsversorgungsanlagen nach Absatz 2 umfasst sind. Allerdings stellt sich die Frage, warum diese Regelung nur auf Anlagen der Elektrizitätsinfrastruktur anwendbar sein soll und nicht auch auf Anlagen der Erdgas- und Wasserstoffinfrastruktur. Das Bedürfnis nach Entlastung der Wirtschaft und Beschleunigung ist vergleichbar und die Anwendung von § 43b EnWG gerade auf die dringend erforderliche Wasserstoffinfrastruktur wird deren Aufbau unterstützen und somit zur Energie- und Klimawende beitragen.\r\nDaher sollte die Regelung auch auf § 43 Abs. 1 Nummer 5 und 6 verweisen. Zudem sollte in der Be-gründung eine klarstellende Erläuterung aufgenommen werden, dass durch die Inbezugnahme von Nr. 5 auch Wasserstoffleitungen im Sinne von § 43l Abs. 1 S. 1 EnWG einbezogen sind.\r\nZeitraum der Vermutung auf sechs Jahre festlegen: Daneben plädiert der BDEW dafür, den Zeitraum der Vermutungsregel auf die in eckigen Klammern gesetzten sechs Jahre auszuweiten. Andernfalls be-schränkt sich die „Erleichterung“ im Wesentlichen auf eine Verrechtlichung des Status Quo. Bedauer-lich ist zudem, dass relevante Änderungen im Rechtsrahmen, etwa Änderungen von Raumordnungs-plänen und darin befindlichen Zielen der Raumordnung nach Antragseinreichung und vor Planfeststel-lung nicht erfasst werden.\r\nAbschluss des Anhörungsverfahrens als maßgeblicher Zeitpunkt: Zudem sollte anstatt auf den Zeit-punkt der Zulassungsentscheidung auf den Zeitpunkt des Abschlusses des Anhörungsverfahrens abge-stellt werden. Damit würde erstmals in zulässiger Weise ein normativer Anknüpfungspunkt in Bezug auf die regelhafte Aktualität der in Bezug genommenen Daten geschaffen. Dies erhöht die praktische Vollziehbarkeit der Norm und beschleunigt damit die Verfahren, da Überprüfungen und Datenaktuali-sierungen kurz vor Abschluss des Verfahrens vermieden werden können. Als Abschluss des Anhörungs-verfahrens ist in der Regel der Erörterungstermin oder bei Entbehrlichkeit des Erörterungstermins der Ablauf der Stellungnahme- und Einwendungsfristen anzusetzen.\r\nGesetzliche Anerkennung der Plausibilisierung bestehender Untersuchungen: Schließlich sollte im Ge-setzestext in § 43b Abs. 4, letzter Satz EnWG-E ergänzt werden, wie sich die zuständige Behörde von\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 5 von 10\r\nder fortbestehenden Aussagekraft überzeugen soll. Die bisherige Praxis lässt eine Plausibilisierung aus-reichen. Dies sollte zur Vermeidung von strengeren behördlichen Forderungen bis hin zu Neukartierun-gen ausdrücklich im Gesetzestext aufgenommen werden.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 43b Absatz 1 wird wie folgt geändert:\r\na) Nach Nummer 2 wird folgende Nummer 3 eingefügt:\r\n„3. bei Vorhaben im Sinne des § 43 Absatz 1 Nummer 1 bis 4 Nummer 1 bis 6, Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 6, 10 und Satz 2 sowie Infrastrukturvorhaben nach § 1 Absatz 1 des Bundesbedarf-splangesetzes und des § 1 Absatz 2 des Energieleitungsausbaugesetzes wird bei Sachverständi-gengutachten, Bestandserfassungen und Auswirkungsprognosen, die zur Prüfung der Vereinbar-keit der Errichtung oder des Betriebs eines Vorhabens mit den umweltrechtlichen Vorgaben er-stellt wurden, sowie bei Daten über ökologische Verhältnisse am Standort oder in seiner Umge-bung des Vorhabenträgers vermutet, dass sie zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung hinrei-chend aktuell sind, es sei denn\r\na) die Daten sind zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung des Abschlusses des Anhörungs-verfahrens älter als sechs Jahre, oder\r\nb) der zuständigen Behörde liegen aufgrund von Stellungnahmen oder Einwendungen im Anhö-rungsverfahren oder eigener Erkenntnisse substantiierte Hinweise vor, dass sich der maßgebliche Sachverhalt verändert hat und davon auszugehen ist, dass sich dies auf die Entscheidung auswir-ken kann.\r\nDie den Unterlagen nach Satz 1 zugrundeliegenden Daten, die zum Zeitpunkt der Zulassungsent-scheidung des Abschlusses des Anhörungsverfahrens älter als sechs Jahre sind, soll die zustän-dige Behörde ihrer Entscheidung zugrunde legen, soweit sie sich von deren fortbestehender Aus-sagekraft überzeugt hat, insbesondere wenn für diese Art der Daten keine Veränderung zu er-warten ist.“\r\nIn der Begründung des Gesetzes sollte zudem klargestellt werden, dass der Vorhabenträger, soweit keine aktuellen Daten vorliegen, auch – wie bisher – eine Worst-Case-Betrachtung unter Berücksichti-gung des im jeweils relevanten Lebensraum anzunehmenden Artenvorkommens durchführen kann. Dies führt bei kleineren Vorhaben oder bei Vorhaben in weitestgehend aus Artenschutzsicht unproble-matischen Lebensräumen zu einer Beschleunigung der Gutachtenerstellung. Die grundsätzliche Mög-lichkeit einer Worst-Case-Betrachtung sollte daher nicht durch die Klarstellung der Frist für vorhande-nen Daten/Untersuchungen erschwert werden.\r\n2.5 § 43f EnWG – Änderungen im Anzeigeverfahren\r\nUm den Ausbau der erneuerbaren Energie zu forcieren und die erzeugte Energie auch tatsächlich in den Netzen aufnehmen zu können, müssen Genehmigungsverfahren für den Netzausbau deutlich\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 6 von 10\r\nvereinfacht und kurze behördliche Entscheidungsfristen eingeführt werden. Dies gilt auch für das Be-standsnetz. Die Realisierung solcher Netzausbauvorhaben stellt sich in rechtlicher und tatsächlicher Hinsicht als sehr komplex dar. Es sind daher alle Maßnahmen zu ergreifen, um Netzausbauvorhaben zu erleichtern. Dies gilt im Übrigen auch, um dem stark zunehmenden Anschlussbedarf auf der Lastseite (Industrie, Großspeicher, Großwärmepumpen, Schnellladeparks, etc.) entsprechen zu könne,\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 43f EnWG sollte wie folgt geändert werden\r\n§ 43f EnWG Änderungen im Anzeigeverfahren\r\n(1) (…)\r\n(2) Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für die Änderung oder Erweiterung nicht durchzuführen bei\r\n1. Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Trans-ports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4,\r\n2. Umbeseilungen,\r\n3. Zubeseilungen oder\r\n4. standortnahen Maständerungen einschließlich Mastersatzbauten, auch wenn diese zu einer Leistungserhöhung führen.\r\nSatz 1 Nummer 2 und 3 ist nur anzuwenden, wenn die nach Landesrecht zuständige Behörde feststellt, dass die Vorgaben der §§ 3, 3a und 4 der Verordnung über elektromagnetische Felder und die Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind. Einer Feststellung, dass die Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind, bedarf es nicht bei Änderungen, welche nicht zu Än-derungen der Beurteilungspegel im Sinne der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm in der jeweils geltenden Fassung führen. Satz 1 Nummer 2 bis 4 ist ferner jeweils nur anzuwenden, sofern einzeln oder im Zusammenwirken mit anderen Vorhaben eine erhebliche Beeinträchtigung eines Natura 2000-Gebiets oder eines bedeutenden Brut- oder Rastgebiets geschützter Vogelar-ten nicht zu erwarten ist. Die Auswirkungen der zu ändernden oder zu ersetzenden Bestands-anlagen müssen bei der Betrachtung nach Satz 4 als Vorbelastung berücksichtigt werden. So-weit die Auswirkungen der Neu- oder Ersatzanlagen unter Berücksichtigung der gebotenen, fachlich anerkannten Schutzmaßnahmen geringer als oder gleich der der Bestandsanlagen sind, ist davon auszugehen, dass eine erhebliche Beeinträchtigung im Sinne von Satz 4 nicht zu erwarten ist. Satz 1 Nummer 2 bis 4 ist bei Höchstspannungsfreileitungen mit einer Nennspan-nung von 220 Kilovolt oder mehr ferner nur anzuwenden, wenn die Zubeseilung eine Länge von höchstens 15 Kilometern hat, oder die standortnahen Maständerungen oder die bei einer Umbeseilung erforderlichen Masterhöhungen räumlich zusammenhängend auf einer Länge von höchstens 15 Kilometern erfolgen.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 7 von 10\r\n2.6 § 44a EnWG – Veränderungssperre, Vorkaufsrecht\r\n§ 44a EnWG schafft eine Regelung zur Veränderungssperre im Rahmen von Planungsverfahren.\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Einführung des § 44a EnWG sowie das damit verbundene Ziel, Planungsverfahren zu beschleunigen und die zügige Umsetzung von Vorhaben zu sichern. Positiv ist insbesondere, dass Veränderungssperren nun bereits vor dem in § 44a Abs. 1 Satz 1 EnWG genannten Zeitpunkt erlassen werden können. Auch die beabsichtigte Stärkung der Wirksamkeit der Verände-rungssperre wird ausdrücklich unterstützt.\r\nAllerdings sollte die Neuregelung – auch im Hinblick auf die bevorstehende Umsetzung der RED-III-Richtlinie – um eine Ausweitung auf Infrastrukturgebiete ergänzt werden, die nach diesen Vorgaben festgelegt werden. Dies würde ermöglichen, Veränderungssperren auch innerhalb solcher Gebiete zu verhängen. Besonders relevant ist dies vor dem Hintergrund der aktuellen Diskussion, ob Infrastruktur-gebiete künftig Raumverträglichkeitsprüfungen (RVP) ersetzen könnten. In einem solchen Fall würde der Anwendungsbereich des § 44a erheblich eingeschränkt, da eine Veränderungssperre dann nur für Gebiete gelten würde, die Gegenstand einer RVP waren. Fänden Raumverträglichkeitsprüfungen infol-gedessen nur noch selten statt, liefe das mit der Regelung verfolgte Beschleunigungsziel ins Leere.\r\nZudem bleiben einige Aspekte des Vorschlags unklar oder aus Sicht der Praxis problematisch. Dies gilt insbesondere für die Anwendung der Veränderungssperre auf Grundstücke für Anlagenstandorte. Der Ausbau der Netzinfrastruktur steht unter erheblichem Flächen- und Konkurrenzdruck, was eine kosten-effiziente Umsetzung erschwert. Daher möchten wir im Folgenden konkrete Punkte ansprechen und Verbesserungsvorschläge unterbreiten:\r\n2.6.1 Zu § 44a Abs. 1 Satz 2 EnWG\r\nDie neue Regelung erlaubt den Erlass einer Veränderungssperre nach Abschluss einer RVP nach § 15 ROG oder nachträglich für Flächen, die Gegenstand einer solchen Prüfung waren. Hier bestehen jedoch mehrere Unklarheiten:\r\n•\r\nUnschärfe des Begriffs „Flächen“: Der Wortlaut des § 44a Abs. 1 Satz 2 EnWG n.F. spricht von „Flächen“, während § 15 Abs. 1 Satz 2 ROG primär die raumbedeutsamen Auswirkungen einer Maßnahme zum Gegenstand hat. In der Praxis der Bundesländer variiert zudem der Zuschnitt der geprüften Bereiche – von trassenscharfer Prüfung bis hin zu Korridoren unterschiedlicher Breite. Die Definition des Begriffs „Fläche“ bedarf daher einer klarstellenden Präzisierung.\r\n•\r\nNachweis der Trassierungserschwernis: Der Verweis auf eine „Erschwernis der Trassierung“ hat in der Vergangenheit zu erheblichen Abstimmungsschwierigkeiten zwischen Vorhabenträgern und Behörden geführt. Hier wäre eine gesetzliche Vermutung der Erschwernis für Maßnahmen in Ge-bieten denkbar, die Varianten der Trassenführung betreffen.\r\n•\r\nBegrenzung auf „Leitungen“: Derzeit erfasst der Wortlaut nur „Leitungen“. Aus Sicht des BDEW ist es erforderlich, sämtliche Energieanlagen im Sinne des § 43 Abs. 1 und Abs. 2 Nr. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 8 von 10\r\neinzubeziehen. Dies gilt insbesondere für Nebenanlagen, die häufig nicht Gegenstand einer RVP\r\noder eines Planfeststellungsverfahrens sind, aber frühzeitig als Zwangspunkte identifiziert werden müssen. Eine entsprechende Ausweitung der Regelung wäre dringend geboten.\r\n2.6.2 Zu § 44a Abs. 1 Satz 4 EnWG – Ausnahme von der Veränderungssperre\r\nDie vorgesehene Ausnahme von der Veränderungssperre für rechtlich zulässig begonnene Maßnah-men, Unterhaltungsarbeiten sowie die Fortführung bisheriger Nutzungen ist grundsätzlich nachvoll-ziehbar. Die aktuelle Formulierung ist jedoch zu weit gefasst: Es besteht die Gefahr, dass bereits ein symbolischer Spatenstich eines konkurrierenden Vorhabens die spätere Anwendung einer Verände-rungssperre verhindert – selbst wenn das konkurrierende Vorhaben problemlos beendet werden könnte.\r\nDaher schlägt der BDEW eine differenziertere Regelung vor: Eine Ausnahme sollte nur gelten, wenn der Abbruch eines Vorhabens Dritter mit nachgewiesenen, nicht zumutbaren Verlusten verbunden wäre. Darüber hinaus sollte die sogenannte „Unberührtheitsklausel“ auf tatsächlich begonnene physi-sche Veränderungen beschränkt werden, um etwa die Fortführung von Bauleitplanverfahren während einer Veränderungssperre zu verhindern.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag, § 44a Abs. 1:\r\n§ 44a Absatz 1 sollte wie folgt gefasst werden:\r\n„Vom Beginn der Auslegung der Pläne im Planfeststellungsverfahren oder von dem Zeitpunkt an, zu dem den Betroffenen Gelegenheit gegeben wird, den Plan einzusehen, dürfen auf den vom Plan betroffenen Flächen bis zu ihrer Inanspruchnahme wesentlich wertsteigernde oder die ge-plante Baumaßnahmen erheblich erschwerende Veränderungen nicht vorgenommen werden (Veränderungssperre). Die Planfeststellungsbehörde soll bereits mit dem Abschluss einer Raum-verträglichkeitsprüfung nach § 15 des Raumordnungsgesetzes oder nachträglich für Flächen, die Gegenstand der Raumverträglichkeitsprüfung waren, Veränderungssperren erlassen, wenn an-derenfalls die Möglichkeit besteht, dass die Trassierung der darin zu verwirklichenden Leitung oder Anlagen im Sinne des § 43 Absatz 1 und 2 Nr. 1 erheblich erschwert wird. Eine Verände-rungssperre soll auch für Flächen erlassen werden, soweit sie als Standort zur Realisierung oder Erweiterung von Anlagen im Sinne des § 43 Abs. 2 Nr. 1 geeignet sind. Die Veränderungs-sperre nach Satz 2 ergeht als Allgemeinverfügung; von der Anhörung nach § 28 des Verwaltungs-verfahrensgesetzes und entsprechender landesrechtlicher Bestimmungen soll abgesehen wer-den. Tatsächliche Veränderungen, die in rechtlich zulässiger Weise vor Inkrafttreten der Verän-derungssperre begonnen worden sind, Unterhaltungsarbeiten und die Fortführung einer bisher ausgeübten Nutzung werden davon nicht berührt. Unzulässige Veränderungen bleiben bei An-ordnungen nach § 74 Absatz 2 Satz 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und entsprechender landesrechtlicher Bestimmungen und im Entschädigungsverfahren unberücksichtigt.“\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 9 von 10\r\nErgänzung in § 44a Abs. 3:\r\n„In den Fällen des Absatzes 1 Satz 1 und 2 bis 3 steht dem Träger des Vorhabens an den betroffe-nen Flächen ein Vorkaufsrecht zu.“\r\nErgänzung in der Gesetzesbegründung zu § 44a:\r\n„Zur Sicherung der zügigen Realisierung eines Vorhabens kann es erforderlich sein, Verände-rungssperren bereits vor dem in Absatz 1 Satz 1 bestimmten Zeitpunkt zu erlassen. Sofern eine Raumverträglichkeitsprüfung nach § 15 ROG durchgeführt wurde, ist ersichtlich, welche Flächen von dem Vorhaben voraussichtlich betroffen sein können. Zu deren Sicherung wird es der Plan-feststellungsbehörde durch Absatz 1 Satz 2 und 3 (neu) daher ermöglicht, durch Allgemeinverfü-gung Veränderungssperren zu erlassen. Da es sich bei der Veränderungssperre um ein zentrales Instrument zur Sicherung der Vorhaben handelt, wird die Bestimmung als Soll-Vorschrift ausge-staltet. Zur Verfahrensbeschleunigung und um die Effektivität der Veränderungssperre sicherzu-stellen, soll zudem von einer Anhörung abgesehen werden. Darüber hinaus ist ggf. die isolierte Beantragung und Erlass einer Veränderungssperre für solche Flurstücke erforderlich, auf de-nen Nebenanlagen im Sinne des. § 43 Abs. 2 Nr. 1 errichtet oder solche erweitert werden sollen. Da diese unter Umständen nicht Gegenstand einer Raumverträglichkeitsprüfung oder einer Planfeststellung gem. § 43 EnWG sind und zudem weit vor Durchführung eines Zulassungsver-fahrens als Zwangspunkte identifiziert werden, ist eine über Satz 2 hinausgehende Regelung erforderlich.\r\nDas Vorkaufsrecht nach Absatz 3 gilt auch für die Veränderungssperren nach Absatz 1 Satz 2 und 3 (neu).“\r\n2.7 § 49a EnWG - Elektromagnetische Beeinflussung, Festlegung der Erstattungsdauer\r\nDer BDEW begrüßt die gesetzgeberische Absicht, mit der vorliegenden Regelung eine allseits akzep-table Neuregelung zu schaffen, welche die rasche Umsetzung der erforderlichen Maßnahmen ermög-licht. Dies gilt insbesondere im Hinblick auf die Festlegung der maßgeblichen Erstattungsdauer. Dieser Aspekt sollten noch angepasst werden, um Unbilligkeiten und Umsetzungsprobleme in der Praxis zu vermeiden.\r\nSo sollte zum einen anstelle auf den Ablauf des konkreten Jahres 2065 abzustellen jeweils auf einen Zeitraum von 40 Jahren abgestellt werden, da die tatsächlichen Nutzungsdauern angesichts der beab-sichtigten klimaneutralen Nach- bzw. Weiternutzung für den Transport von Wasserstoff einerseits über die 40 Jahre hinaus gehen werden und andererseits eine ungerechtfertigte Benachteiligung im Hinblick auf die Kostenerstattung für erforderliche Maßnahmen erfolgen würde, die erst durch Sachverhalte in den kommenden Jahren durch die ÜNB ausgelöst werden. Durch die Fixierung auf das Jahr 2065 würde\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 10 von 10\r\nzum Beispiel für eine Maßnahme, die in 2032 erforderlich wird, nur noch eine Erstattung für längstens 33 Jahre erfolgen können, was unbillig ist.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 49a Absatz 4 wird wie folgt geändert:\r\n„(4) Wenn eine neue oder weitergehende Schutz- und Sicherungsmaßnahme an der elektromag-netisch beeinflussten technischen Infrastruktur erforderlich ist oder die Schutz- und Sicherungs-maßnahmen an den beeinflussten technischen Infrastrukturen Schutz- und Sicherungsmaßnah-men am Übertragungsnetz wegen der kürzeren Dauer der Umsetzung oder aus wirtschaftlichen Gründen vorzuziehen sind, hat der Übertragungsnetzbetreiber dem Betreiber technischer Infra-strukturen nach Maßgabe dieses Absatzes sowie der Absätze 5 und 6 die nachgewiesenen not-wendigen Mehrkosten für die Schutz- und Sicherungsmaßnahmen, einschließlich der Kosten für Unterhaltung und Betrieb, insbesondere für Wartung und Instandhaltung,, für eine Dauer, die der zu erwartenden tatsächlichen Nutzungsdauer der technischen Schutzmaßnahme entspricht, längstens aber bis zum Ablauf des Jahres 2065 für einen Zeitraum von 40 Jahren zu erstatten. […]“\r\n2.8 § 49c EnWG – Beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen\r\nDie durch § 49c beabsichtigte beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahem hat sich angesichts der Anpassungen des § 49c im damaligen Gesetzgebungsprozess nicht in die Praxis übertragen können. Weder ist ersichtlich das die zuständigen Behörden Genehmigungen entsprechend § 49c Absatz 4 beschleunigt bearbeiten, noch genügt lediglich die Duldung nur von Vorarbeiten nach § 49c Absatz 5. Hier wäre eine Nachschärfung zur schnelleren Umsetzung der technischen Schutzmaß-nahmen für die Höherauslastung der Stromnetze wünschenswert.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier– Änderungen des Messstellenbetriebsgesetzes\r\n18. Juli 2025\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung ........................................................................................................ 3\r\n2 Übergangsregelungen und Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen in § 19 Absatz 2 MsbG-E und § 14a EnWG ............................................................................ 4\r\n2.1 Anpassung der Frist für das Ende des agilen Rollouts....................................................... 6\r\n2.2 Kosten konventioneller Steuerung durch den Netzbetreiber ............................................ 8\r\n2.3 Übergangsregelungen zur Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen in § 14a EnWG ............................................................................................................... 9\r\n3 Informationspflichten, § 37......................................................................................... 10\r\n4 Haltefrist und Bündelangebote, §§ 5 und 6.................................................................. 10\r\n5 Einbeziehung von Gas und Wasserstoff, §§ 20, 40 und 34 Absatz 2 Nr. 1 ...................... 12\r\n6 Visualisierung der Messwerte gegenüber dem Anschlussnutzer, §§ 61 und 62 MsbG-E . 12\r\n7 Messwertnutzung und Weiterverarbeitung nach §§ 66 und 67 MsbG .................... 14\r\n8 Entschädigung bei Verletzung der Messwertqualität, § 78 ........................................... 15\r\n9 Weiterer Anpassungsbedarf am MsbG ........................................................................ 16\r\n9.1 Ausstattungsverpflichtung und Anerkennung für Rolloutquoten, § 45 ....... 16\r\n9.2 Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen sollte von 25 auf 30 Euro jährlich angehoben werden .................................................................... 17\r\n9.3 Unklarheiten bei Preisobergrenzen ausräumen ........................................ 18\r\n9.4 Steuerung am Netzanschluss nach § 30 Absatz 2 nur, wenn erforderlich ... 19\r\n9.5 Datenkommunikation............................................................................. 20\r\n9.6 Festlegungsbefugnisse nach § 47 Abs. 3 MsbG-E ...................................... 22\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 26\r\n9.7 Ausnahmeregelungen zur Ausstattungspflichten bei gVNB mit besonders sicherheitskritischen Anlagen ................................................................ 23\r\n9.7.1 Besonderheiten bei der Mess- und Steuerungstechnik ............................. 23\r\n9.7.2 Sicherheitstechnische Bedenken und geringerer Funktionsumfang ........... 24\r\n9.8 Weitere Hinweise................................................................................... 26\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 3 von 26\r\n1 Zusammenfassung\r\nIm Verhältnis zu den Regelungen im Regierungsentwurf der Energierechtsnovelle vom November 2024 enthält der nun vorliegende Referentenentwurf eine nur überschaubare Zahl an Änderungen. Trotz-dem trägt die sehr kurze Stellungnahmefrist dazu bei, dass nicht alle änderungsbedürftigen Punkte nachfolgend mit konstruktiven Änderungsvorschlägen versehen werden können und daher zum Teil nur als erster Hinweis auf Änderungs- bzw. Klärungsbedarf zu verstehen sind. Auch fehlen wesentliche von der Branche lange angemahnte Änderungen (§ 31 und § 45). Wir möchten erneut und wiederholt darauf hinweisen, die Prüfung der praktischen Anwendung neuer gesetzlicher Normen von besonderer Bedeutung für den Erfolg der Regelung ist. Wenn eine Norm nicht verständlich ist, in der Praxis nicht umgesetzt werden kann oder sogar zu Folgen führt, die gesetzgeberisch nicht intendiert sind, ist die Gesetzgebung gescheitert. Nicht ohne Grund wird im Koalitionsvertrag geregelt, dass bereits in der Frühphase von Gesetzgebungsverfahren Praxischecks durchzuführen sind und Betroffene mit ange-messenen Fristen (in der Regel vier Wochen) zu beteiligen sind (Rz. 1869-1871 der Koalitionsvereinba-rung).\r\nVon besonderer Bedeutung ist dabei, dass für die Sicherheit der Netze die Sichtbarkeit von Anlagen eine höhere Priorität hat als Steuerbarkeit von Anlagen über intelligente Messsysteme. Aus diesem Grund muss die grundsätzlich richtige, aber für den Start zu starre Verknüpfung des Einbaus intelligen-ter Messsysteme und des Einbaus von Steuereinrichtungen in den Rollout-Quoten vorübergehend fle-xibler gestaltet werden. Derzeit zeigt sich, dass bereits der Rollout intelligenter Messsysteme insbeson-dere bei Einspeisern eine große Herausforderung ist. Messstellenbetreiber in geschlossenen Verteiler-netzen, die selbst kritische Infrastrukturen betreiben, und unabhängig davon besondere Sicherheits-vorkehrungen einzuhalten haben (Flughäfen, Industrieparks) sollten darüber hinaus von den Rollout-pflichten ausgenommen werden, wenn der Einbau weder sicherheitstechnisch noch von der Funktio-nalität Vorteile bringt, sondern eher Nachteile entstehen.\r\nDie wichtigsten Forderungen in diesem Zusammenhang sind dabei:\r\n➢\r\nDie Verlängerung der Frist für den agilen Rollout auf den 31. Dezember 2027 in § 31 MsbG und Klarstellung der Folgen für die Quotenregelung\r\n➢\r\nflächendeckende Steuerung über Smart-Meter-Gateways ab 2028\r\n➢\r\nDie Anpassung von § 14a EnWG hinsichtlich der späteren Steuerung über das Smart-Meter-Gateway\r\n➢\r\nDie Aufnahme einer kostenschützenden Regelung für übergangsweise eingesetzte konventio-nelle Steuerungstechnik für betroffene Anschlussnutzer\r\n➢\r\nDie Schaffung einer Ausnahme von der Ausstattungsverpflichtung für geschlossene Verteiler-netzbetreiber mit hohen Sicherheitsanforderungen\r\n➢\r\nDie Erhöhung der Preisobergrenze für Moderne Messeinrichtungen um 5 €.\r\nHinsichtlich der vorgesehenen Änderungen aus dem vorliegenden Referentenentwurf sind folgende Punkte besonders bedeutsam:\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 4 von 26\r\n➢\r\nDie geplanten Entschädigungen bei der Verletzung der Messwertqualität (§ 78 Abs. 1 MsbG-E) sind in der vorliegenden Form nicht angemessen\r\n➢\r\nDie Haltefrist begrüßt der BDEW, sofern sie nicht Bündelangeboten entgegensteht\r\n➢\r\nDie dreimonatige Frist für die Information über den erstmaligen Einbau eines intelligenten Messsystems sollte vor dem Hintergrund der Haltefrist beibehalten werden\r\n➢\r\nEs sind längere Fristen für die Anbindung von Gas-, aber auf jeden Fall von Wasserstoffzählern vorzusehen\r\n➢\r\nEine angemessene und verursachergerechte Regelung zur Steigerung der Messwertequalität im Einklang mit bestehenden vertraglichen Regelungen\r\n➢\r\nAuch die einfachere Visualisierung über ein mobiles Endgerät unterstützt der BDEW in Verbin-dung mit kleineren Anpassungen\r\n2 Übergangsregelungen und Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen in § 19 Absatz 2 MsbG-E und § 14a EnWG\r\nDer BDEW begrüßt die grundsätzliche Priorisierung des Einbaus intelligenter Messsysteme insbeson-dere bei den Anlagen, die zukünftig über das Gateway steuerbar sein sollen. Das in diesem Jahr bereits geänderte MsbG hat dazu die entsprechenden Regelungen getroffen.\r\nDer BDEW sieht dabei die Notwendigkeit, die Regelungen zur Steuerung im EEG und im EnWG noch deutlich stärker mit denjenigen des MsbG zu harmonisieren und realistische Zeiträume für den Steue-rungsrollout vorzusehen, ohne dabei die Interessen der Anschlussnutzer aus dem Auge zu verlieren.\r\nIn diesem Zusammenhang ist ausdrücklich darauf hinzuweisen, dass die Sichtbarkeit von zu steuernden Anlagen ein wichtiger erster Schritt für ihre Integration ins Energienetz ist, auch wenn die Steuerung über das Smart-Meter-Gateway in Verbindung mit einer Steuerungseinrichtung noch nicht möglich ist.\r\nDer Referentenentwurf enthält einen Änderungsvorschlag für § 19 Absatz 2 MsbG. Die Regelung soll klarstellen, dass die Steuerung über konventionelle Messeinrichtungen möglich sein soll, wenn § 9 EEG Anwendung findet. Das ist positiv und zu begrüßen, allerdings aus Sicht des BDEW nicht ausreichend.\r\nEs besteht aber dennoch Handlungsbedarf. Denn die Änderungen, die am 25. Februar 2025 im EEG in Kraft getreten sind, verpflichten zwar bestimmte Anlagenbetreiber, die netzdienliche Steuerung über konventionelle Technik sicherzustellen, solange das iMS noch nicht verbaut und erfolgreich getestet ist. Und für die Direktvermarktung gilt eine generelle Übergangsfrist bis 2028 jedenfalls für Neuanla-gen. Die Regelungen entbinden den Messstellenbetreiber allerdings nicht von seinen Pflichten, denn das EEG und das MsbG haben unterschiedliche Adressaten. Hier bedarf es einer Harmonisierung der Regelungen. Auch der § 14a EnWG ist hinsichtlich der Steuerung über das Gateway mit einer dem EEG entsprechenden Regelung anzupassen.\r\nSo ist eine Ausnahme von der Einbauverpflichtung durch das MsbG ab Anfang 2026 nicht mehr vorge-sehen. Um seine Rolloutpflichten zu erfüllen, muss der Messstellenbetreiber dann nicht nur das\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 5 von 26\r\nintelligente Messsystem verbauen, sondern auch eine Steuerungseinrichtung und die Steuerung über diese Steuerungseinrichtung sicherstellen.\r\nDiese Kombination würde dazu führen, dass bis zu einer erstmaligen erfolgreichen Testung sowohl eine Steuerungseinrichtung als auch konventionelle Technik zu verbauen wären, damit alle Beteiligten ihre Pflichten aus dem Gesetz jeweils erfüllen.\r\nAus diesem Grund begrüßt der BDEW die im Referentenentwurf vorgeschlagene Änderung des § 19 Absatz 2 MsbG, die nur leicht anzupassen ist, und sieht es dringend geboten, die Möglichkeit zum agi-len Rollout zu verlängern und auch im MsbG wie schon im EEG den Einbau von intelligenten Messsys-temen von der Steuerung über Smart-Meter-Gateways im Rahmen einer Übergangsregelung vorüber-gehend zu entkoppeln.\r\nIm zweiten Halbjahr 2025 werden die ersten Steuereinrichtungen verfügbar sein, die zu Testzwecken eingesetzt werden können. Dabei ist darauf hinzuweisen, dass in dieser Zeit ausschließlich Steuerungs-einrichtungen verfügbar sind, die entweder eine digitale Schnittstelle oder eine Relaisschnittstelle ha-ben. Eine technische Einrichtung, die beides ermöglicht, befindet sich in der Zertifizierung. Eine Lösung, mit der beide Schnittstellen bedient werden können, wird zumindest für die Anfangszeit für die Mess-stellenbetreiber deshalb wichtig sein, weil sie keine Prognose treffen können, welche Anlagen vor Ort anzubinden sind. Es gibt bereits zu steuernde Anlagen mit digitaler Schnittstelle aber auch einen er-heblichen Bestand mit Relaisschnittstelle. Es ist also nicht unwahrscheinlich, dass an einem Ort meh-rere Anlagen mit unterschiedlichen Schnittstellen anzubinden sind.\r\nDaneben laufen derzeit Erarbeitung und Einführung der notwendigen IT-Prozesse durch die Netzbe-treiber und die Messstellenbetreiber, die im Laufe des Jahres 2026 massentauglich zur Verfügung ste-hen sollen.\r\nDer BDEW geht davon aus, dass im Laufe des Jahres 2026 die Umstellung auf die Steuerung über Smart-Meter-Gateways in 2028 flächendeckend beginnen kann.\r\nEinige Netzbetreiber testen gegenwärtig das netzorientierte Steuern über das SMGW. Zu bedenken ist auch, dass zurzeit noch keine Erfahrungen vorliegen, wie zuverlässig die Steuerung über die neue Tech-nik in der Fläche in der Praxis umgesetzt werden kann.\r\nBestandsanlagen und Anlagen, die bis Ende 2027 neu in Betrieb genommen werden, sollten daher übergangsweise auch nach dem MsbG parallel zum iMS, also nicht über das SMGW bzw. über entspre-chende Steuerungseinrichtungen, sondern durch Übergangstechnik gesteuert werden dürfen, wo dies erforderlich ist, um die Stabilität der Systeme sicher zu stellen. § 19 Abs. 2 MsbG ist entsprechend an-zupassen, um eine vorübergehende Ausnahme zu schaffen. Systeme, die unter diese Ausnahme fallen, sollten spätestens mit der Pflicht zur Umrüstung bzw. Ausstattung aller Bestandsanlagen nach § 45 Abs. 1 Nr. 2 lit. d) MsbG alle (auch sicherheitstechnischen) Anforderungen des MsbG zur Steuerung er-füllen.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 6 von 26\r\n§ 19 Abs. 2 MsbG-E sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n„Zur Datenverarbeitung energiewirtschaftlich relevanter Mess- und Steuerungsvorgänge dürfen ausschließlich solche technischen Systeme und Bestandteile eingesetzt werden, die den Anfor-derungen der §§ 21 und 22 genügen, die §§ 9 Absatz 1, § 10b und 100 Absatz 3 des Erneuer-bare-Energien-Gesetzes und § 14a des Energiewirtschaftsgesetzs bleiben unberührt.“\r\nIm Zusammenhang mit der Steuerung enthält das Themenpapier „Anlagensteuerung“ weitere Hin-weise und Änderungsvorschläge insbesondere zum EEG.\r\n2.1 Anpassung der Frist für das Ende des agilen Rollouts\r\nFlankierend zur der zuvor vorgeschlagenen Übergangsregelung sollte die Frist für das Ende des agilen Rollouts nach § 31 MsbG bis zum 31. Dezember 2027 verlängert werden. Der agile Rollout ermöglicht Messstellenbetreibern den systematischen Einbau intelligenter Messsysteme. So kann sichergestellt werden, dass der Einbau dort erfolgt, wo es insbesondere aus Netz- und Systemsicht sinnvoll und not-wendig ist.\r\nIm Zusammenhang mit den neuen Vorgaben zum Einbau von intelligenten Messsystemen, der Steue-rung über intelligente Messsysteme und den jeweils geltenden Rolloutquoten bestehen noch Unsicher-heiten und Inkonsistenzen auch mit Blick auf den Zeitpunkt der Steuerung über das intelligente Mess-system.\r\nDie Regelung im EEG sieht konsequenterweise eine Übergangsregelung für die netzdienliche Steuerung vor, die sich im Messstellenbetriebsgesetz wie dargestellt nicht widerspiegelt. Nach dem EEG sind An-lagen erst dann durch den Netzbetreiber über ein intelligentes Messsystem zu steuern, wenn ein sol-ches verbaut und der Test der Steuerung durch den Netzbetreiber erfolgreich absolviert worden ist. Bis zu diesem Zeitpunkt sind diese Anlagen über konventionelle Steuerungstechnik zu steuern oder es ist die Wirkleistungseinspeisung zu begrenzen. Ausnahmen gelten auch für direktvermarktete Anlagen im Kleinanlagensegment.\r\nDie Netzbetreiber werden über die intelligenten Messsysteme erst ab 2027 steuern können. Ist die Steuerung aus Gründen der Netz- oder Systemstabilität bereits vorher erforderlich, muss sie über kon-ventionelle Steuerungseinrichtungen erfolgen können. Dabei muss sichergestellt sein, dass die konven-tionelle Steuerungstechnik für einen gewissen Zeitraum genutzt werden kann, soweit sie grundsätzli-chen Sicherheitsanforderungen entspricht. Unabhängig davon verweist der BDEW darauf, dass eine Steuerung durch den Netzbetreiber die letzte Option sein sollte. Marktlich beschaffte Flexibilitätsoptio-nen können bereits im Vorfeld einen Beitrag dazu leisten, dass die Steuerung durch den Netzbetreiber nicht erst notwendig wird.\r\nNur über die vorübergehende Nutzung konventioneller Steuerungstechnik bzw. das vorübergehende Auseinanderfallen von Messung über das intelligente Messsystem und der Steuerung über\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 7 von 26\r\nÜbergangstechnik kann sichergestellt werden, dass der Rollout intelligenter Messsysteme für Anlagen auch vorangeht, die jedenfalls in der Zukunft steuerbar sein müssen.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 31 Abs 1 MsbG sollte wie folgt geändert werden:\r\n(1) Messstellenbetreiber können den Rollout nach § 30 Absatz 1 bis 3 im Bereich der Niederspan-nung bei Messstellen an Zählpunkten mit einem Jahresstromverbrauch bis einschließlich 100 000 Kilowattstunden und bei Messstellen an Zählpunkten von Anlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 25 Kilowatt auch mit intelligenten Messsystemen beginnen, bei denen eine oder meh-rere der folgenden Anwendungen jeweils nicht schon zum Zeitpunkt des Einbaus, sondern spätes-tens bis zum Ablauf des 31. Dezember 20257 durch ein Anwendungsupdate zur Verfügung gestellt werden können:\r\n1.\r\nAnwendungen zur Protokollierung im Sinne von § 21 Absatz 1 Nummer 1,\r\n2.\r\nAnwendungen zur Fernsteuerbarkeit im Sinne von § 21 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe c oder\r\n3.\r\nAnwendungen zur Übermittlung von Stammdaten im Sinne von § 21 Absatz 1 Nummer 6.\r\nSatz 1 findet auch auf die Ausstattung mit intelligenten Messsystemen durch nach den §§ 5 oder 6 beauftragte Dritte Anwendung.\r\n§ 29 Abs 1 MsbG sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n(1) Der grundzuständige Messstellenbetreiber hat, soweit dies nach § 30 wirtschaftlich vertretbar ist, Messstellen an ortsfesten Zählpunkten zu den in § 45 genannten Zeitpunkten wie folgt auszu-statten:\r\n1. mit intelligenten Messsystemen bei Letztverbrauchern mit einem Jahresstromverbrauch von mehr als 6 000 Kilowattstunden sowie\r\n2. mit intelligenten Messystemen und einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt\r\na) bei Letztverbrauchern, mit denen eine Vereinbarung nach § 14a des Energiewirtschaftsgeset-zes besteht,\r\nb) bei Betreibern von Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 7 Kilowatt, soweit dies erforderlich ist, um jeweils bis zum Ablauf der gesetzlichen Zieljahre Anlagen zu den nach § 45 Absatz 1 gebotenen Anteilen an der installierten Leistung auszustatten.\r\nDie Ausstattungspflichten nach Satz 1 Nr. 2 mit einer Steuerungseinrichtung am Netzanschluss-punkt besteht nicht während des agilen Rollout nach § 31.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 8 von 26\r\n2.2 Kosten konventioneller Steuerung durch den Netzbetreiber\r\nDie vorübergehende Verzögerung der Steuerung durch den Netzbetreiber über das Smart-Meter-Gate-way sollte auch aus Akzeptanzgründen nicht zu höheren Kosten für den betroffenen Anschlussnutzer führen. Handelt es sich um eine Steuerung am Netzanschluss, sollten die für den Übergangszeitraum durch die konventionelle Steuerung entstehenden Kosten die Kosten für die Steuerung über das intelli-gente Messsystem nicht übersteigen. Einer Regelung bedarf es dabei nicht für Anlagen, die bereits mit einem iMS und einer Steuerungseinrichtung ausgestattet sind, aber noch nicht darüber gesteuert wer-den können. Für diese Anlagen trifft § 9 Absatz 2a EEG bereits eine Regelung.\r\nAuch für Anlagen mit über 100 kW bedarf es derzeit noch keiner Übergangsregelung, da die Ausstat-tungsverpflichtung für diese Anlagen überhaupt erst ab 2028 greift. Eine vorübergehende Trennung der Einbaupflichten für iMS und Steuerungseinrichtungen wird im vorliegenden Papier aber nur bis 2027 vorgeschlagen und ist für den Bereich von Anlagen mit bis zu 100 kW relevant. Bisher ist die zeit-liche Entwicklung für diesen Anlagenbereich insgesamt aber nicht konkret absehbar. Bestehende Fern-wirktechnik – überwiegend bei Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW/kWp in Mittelspan-nung und Hochspannung eingesetzt – sollte daher zumindest vorerst nicht durch die verpflichtende Steuerung von EEG- und KWK-Anlagen über ein SMGW abgelöst werden. Für das Hochspannungs- und Mittelspannungsnetz steht aktuell und absehbar kein entsprechendes SMGW zur Verfügung, das alle Anforderungen erfüllen bzw. eine höhere Funktionalität gegenüber der bereits verbauten Technik bieten würde. Die Steuerbarkeit dieser Anlagen wird über die Fernwirktechnik technisch zuverlässig gewährleistet. Vor einer Ablösung dieser Technik müssen aus Sicht des BDEW die Sicherheit vor mögli-chen Angriffen auf der einen Seite und der zusätzliche Aufwand für eine Umrüstung sowie die zuverläs-sige Steuerung solcher Anlagen auf der anderen Seite sorgfältig abgewogen werden. Gegebenenfalls wird sich hier Nachbesserungsbedarf mit Blick auf die Fristen insgesamt vor allem aber für die Umset-zung der sicheren und zuverlässigen Steuerung solcher Anlagen ergeben.\r\nDer BDEW weist auch darauf hin, dass die bestehende Fernwirktechnik auch für weiterführende netz-dienliche Anforderungen (z.B. Blindleistungsmessung und -steuerung) Anwendung findet.\r\nEntstehen dem Netzbetreiber im Zusammenhang mit Deckelung der Entgelte, die er für die Steue-rungseinrichtungen erhebt, zusätzliche Kosten für die Fernsteuerung, sollten diese Kosten im Rahmen der Entgeltregulierung berücksichtigt werden. Eine Möglichkeit wäre die Ergänzungsfestlegung zur re-gulatorischen Behandlung der beim Anschlussnetzbetreiber nach MsbG entstehenden Kosten für Steu-ereinrichtungen entsprechend zu nutzen (BK8-25-004-A).\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nEinen konkreten Änderungsvorschlag enthält das Themenpapier „Anlagensteuerung“.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 9 von 26\r\n2.3 Übergangsregelungen zur Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen in § 14a EnWG\r\nDarüber hinaus muss auch § 14a EnWG parallel zum EEG angepasst werden. Die Verweise in § 14a EnWG sind durch die bereits erfolgte Änderung der Regelungen im MsbG nicht mehr korrekt. Darüber hinaus muss es auch bei den steuerbaren Verbrauchsanlagen nach § 14a EnWG eine Übergangsrege-lung für die Steuerung geben. Auch hier muss geklärt werden, ob und in welchen Fällen die Steuerung ausschließlich über das Gateway erfolgen muss bzw. übergangsweise über andere Steuerungstechnik erfolgen darf, auch wenn ein intelligentes Messsystem verbaut ist. Gegenstand der Übergangsregelun-gen durch die Bundesnetzagentur sollten auch Regelungen zur Kostentragung für die Fälle sein, in de-nen der Netzbetreiber den Einbau einer konventionellen Steuerungseinrichtung trotz Vorhandensein eines intelligenten Messsystems verlangt.\r\nZusätzlich sollte es eine Ausnahmeregelung für Anlagen mit dauerhaftem Bestandsschutz nach § 14a EnWG geben. Für diese Anlagen sollte keine Rolloutverpflichtung für gMSB bestehen.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 14a EnWG soll wie folgt geändert werden:\r\n[…]\r\n(4) Sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, frühestens aber nach dem 31. Dezember 2027, hat die Steuerung entsprechend den Vorgaben des Messstellenbe-triebsgesetzes und der konkretisierenden Technischen Richtlinien und Schutzprofile des Bundesam-tes für Sicherheit in der Informationstechnik sowie gemäß den Festlegungen der Bundesnetzagentur über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes zu er-folgen. Die Anforderungen aus Satz 1 sind nicht anzuwenden, solange der Messstellenbetreiber von der Möglichkeit des agilen Rollouts nach § 31 Absatz 1 Nummer 2 in Verbindung mit § 21 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe c des Messstellenbetriebsgesetzes Gebrauch macht und gegenüber dem Letzt-verbraucher sowie dem Netzbetreiber in Textform das Vorliegen der Voraussetzungen des § 31 Ab-satz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes bestätigt, wobei die Anforderungen nach Satz 1 spätestens mit dem Anwendungsupdate nach § 31 Absatz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes zu erfüllen sind. Beauftragt der Letztverbraucher den Messstellenbetreiber nach § 34 Absatz 2 des Messstellenbe-triebsgesetzes mit den erforderlichen Zusatzleistungen, so genügt er bereits mit der Auftragsertei-lung seinen Verpflichtungen. Die Bundesnetzagentur kann Bestands- und Übergangsregeln für Ver-einbarungen treffen, die vor Inkrafttreten der Festlegungen geschlossen worden sind und für die Steuerung von Messstellen mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, die bis zum 31. Dezember 2027 mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet worden sind.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 10 von 26\r\n3 Informationspflichten, § 37 MsbG-E\r\nDie Verkürzung der dreimonatigen Informationsfrist auf 6 Wochen für die Ankündigung des Einbaus intelligenter Messsysteme stellt insbesondere die zuständigen dritten Messstellenbetreiber vor große Herausforderungen, weil sie die Zuständigkeit für die Messstelle verlieren, wenn sie nicht rechtzeitig umrüsten, § 36 MsbG. Andererseits bedarf es aber auch einer auskömmlichen Frist für Kunden und Lie-feranten, um die notwendigen Vertragsänderungen herbeiführen zu können. Für die Vertragspartner des Messstellenbetreibers, die sich anders als bisher einer Haltefrist und damit einer festen Vertrags-laufzeit gegenübersehen, könnte eine sechswöchige Frist herausfordernd werden, weil nicht nur ein Vertrag zu schließen, sondern auch ein entsprechendes Gerät einzubauen wäre. Eine Verkürzung der Frist würde folglich zu Nachteilen für die Anschlussnutzer und marktlichen Akteure führen, auch wenn zu lange Fristen ebenfalls Nachteile für den effizienten Rollout mit sich bringen.\r\nÜber die von der BNetzA festgelegten Regelungen zur Marktkommunikation können heute die grund-zuständigen Messstellenbetreiber den dritten Messstellenbetreiber mit wenig Aufwand über den an-stehenden Einbau eines iMS informieren. Diese Regelung sollte möglichst erhalten bleiben. Aus den vorgenannten Gründen wäre eine Lösungsmöglichkeit, lediglich für den Einbau einer modernen Mess-einrichtung die Informationspflicht auf 6 Wochen zu verkürzen ist, für den Einbau intelligenter Mess-einrichtungen es bei der bisherigen 3-monatigen Informationsfrist zu belassen.\r\nDie Regelung in § 37 MsbG sollte nicht auf eine Mindestlaufzeit verweisen, sondern auf die in § 5 MsbG-E gefundene Formulierung, nach der der Anschlussnutzer sein Wahlrecht erstmals ausüben darf. Der BDEW geht davon aus, dass alle übrigen vertraglichen Regelungen zur Kündigung wegen Nicht- oder Schlechtleistung erhalten bleiben. Eine entsprechende Klarstellung in der Begründung, welche Gründe zur Kündigung führen können, würde den Marktteilnehmern darüber hinaus noch größere Si-cherheit geben.\r\n4 Haltefrist und Bündelangebote, §§ 5 und 6 MsbG-E\r\nDie Ausweitung der Wahlmöglichkeit des Anschlussnehmers statt des Anschlussnutzers auf weitere Sparten kann ein sinnvoller Beitrag zur Digitalisierung sein. Für den Bereich Wasser ist dabei zu beach-ten, dass die Hauptmessung für die Wasserlieferung mit dem Liefervertrag verknüpft ist. Aus Versor-gungssicherheits- und Hygienegründen empfehlen wir grundsätzlich keine Ausweitung der berücksich-tigbaren Sparten im Rahmen eines Bündelangebots nach § 6 MsbG auf die Hauptmessungen der Spar-ten Wasser und Fernwärme. Im Wasserbereich ist die Messung auch unmittelbar mit der Lieferung ver-knüpft und erfolgt auf der Grundlage von § 18 der der AVBWasserV. Es besteht keine Möglichkeit den Messstellenbetreiber zu wechseln. In der Regel wird der Vertrag, falls die Lieferung auf vertraglicher Basis erfolgt, auch mit dem Anschlussnehmer geschlossen sein. Daher wäre die Digitalisierung der Wassermessung nur für die Untermessung sinnvoll.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 11 von 26\r\nAuch die Einführung einer Haltefrist ist grundsätzlich sinnvoll. Die Haltefrist schränkt die Möglichkeit des Anschlussnutzers nach § 5 MsbG ein und lässt sie für den Messstellenbetrieb mit intelligenten Messsystemen und Steuereinrichtungen erstmals nach Ablauf von fünf Jahren nach Ausstattung zu.\r\nInsgesamt ist zur Haltepflicht allerdings anzumerken, dass es weiterhin dem BSI obliegt, entsprechende Rahmenbedingungen zu schaffen, die durch Vorgaben zur Interoperabilität die Weiternutzung des ver-bauten Geräts im Falle eines MSB-Wechsels ermöglichen sowie die Vorgaben, unter welchen Bedin-gungen ein Gerät zu verschrotten ist, anzupassen. Dann wäre eine Haltefrist nicht notwendig. Dies muss weiter das Ziel bleiben, so dass die Haltepflicht als ein vorübergehendes Mittel angesehen wer-den sollte.\r\nDer BDEW begrüßt die Klarstellung in dem Entwurf, dass trotz der Haltefrist die allgemeinen Regelun-gen für Kündigungen und Sonderkündigungen wie in anderen Vertragsverhältnissen gelten, falls es zu Unregelmäßigkeiten in der Vertragserfüllung der einen oder der anderen Vertragspartei (Nichtzahlung oder nicht ordnungsgemäßer Messstellenbetrieb) kommen sollte.\r\nDie Haltefrist sollte dem Bündelangebot nicht entgegenstehen. Der BDEW versteht die Regelung in § 5 MsbG so, dass der Anschlussnutzer zwar sein Wahlrecht nicht geltend machen kann, aber dem An-schlussnehmer die Möglichkeit eines Bündelangebots nicht entzogen werden soll, wenn bereits eine Messstelle im Gebäude mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet ist.\r\nDer BDEW geht, wie dargestellt, davon aus, dass alle übrigen vertraglichen Regelungen zur außeror-dentlichen Kündigung wegen Nicht- oder Schlechtleistung erhalten bleiben. Eine entsprechende Klar-stellung im Gesetzestext oder zumindest in der Begründung mit einem Verweis auf die geltenden Fest-legungen der BNetzA bzw. die entsprechenden Pflichten im MsbG (darunter solche zur Erhöhung der Messdatenqualität) könnte den Marktteilnehmern noch größere Sicherheit geben.\r\nBDEW-Vorschlag\r\n§ 6 Absatz 3 MsbG-E sollte wie folgt geändert werden:\r\n„(3) Statt des Anschlussnutzers kann der Anschlussnehmer einen Messstellenbetreiber auswäh-len, wenn dieser verbindlich anbietet,\r\n2.\r\ndadurch mindestens alle Zählpunkte der Liegenschaft für Elektrizität mit intelligenten Messsystemen auszustatten für die keine Haltefrist nach § 5 Absatz 2 gilt,\r\n3.\r\nauf Anforderung des Anschlussnehmers neben dem Messstellenbetrieb der Sparte Elektri-zität mindestens einen zusätzlichen Messstellenbetrieb der Sparten Gas, Wasser,Wasser, Fernwärme oder Heizwärme über das Smart-Meter-Gateway zu bündeln (Bündelange-bot) und\r\n[…].“\r\n(2) Übt der Anschlussnehmer das Auswahlrecht aus Absatz 1 aus, enden laufende Verträge für den Messstellenbetrieb der betroffenen Sparten entschädigungslos, wenn deren Laufzeit\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 12 von 26\r\nmindestens zur Hälfte abgelaufen ist, frühestens jedoch nach einer Laufzeit von fünf Jahren. Zwischen Ausübung des Auswahlrechts und der Vertragsbeendigung müssen mindestens drei Monate liegen. Betroffenen Messstellenbetreibern aller Sparten ist vor der Ausübung des Auswahlrechts mit einer Frist von sechs Monaten die Möglichkeit zur Abgabe eines eigenen Bündelangebots einzuräumen; bestehende Vertragsverhältnisse nach § 5 Absatz 1 sind dem Anschlussnehmer vom Anschlussnutzer auf Verlangen unverzüglich mitzuteilen.\r\n(2a) Absatz 2 ist in den Fällen des § 5 Absatz 1 entsprechend anzuwenden mit der Maß-gabe, dass vom Anschlussnutzer geschlossene Verträge frühestens nach 2 Jahren durch or-dentliche Kündigung beendet werden können oder sich der alte und der neue Messstellen-betreiber auf eine angemessene Entschädigungszahlung für die vorzeitige Beendigung eini-gen.\r\n5 Einbeziehung von Gas und Wasserstoff, §§ 20, 40 und 34 Absatz 2 Nr. 1 MsbG-E\r\nMit Blick auf die Ergänzung in § 20 MsbG weist der BDEW darauf hin, dass die Umsetzung bis 1. Januar 2028 bereits für Gaszähler sehr ehrgeizig ist. Für Wasserstoffmessung wird sie nicht erreicht werden können und erscheint auch vor dem Hintergrund fraglich, dass nach bisheriger Abschätzung auch keine entsprechenden Wasserstoffverteilernetze vorliegen werden.\r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass die Regelung zur Anbindung von Gasmesseinrichtungen in § 34 Absatz 2 Nr. 1 MsbG-E unverständlich aber auch zeitlich nicht umsetzbar ist. Der Zusatz „ab dem 1. Juli 2026 auch an Zählpunkten der Sparte Gas“ lässt offen, was genau verbaut werden soll und durch wen. Die Regelung in § 34 Absatz 2 MsbG-E richtet sich grundsätzlich an den Messstellenbetreiber Strom. Sie stellt generell fest, dass über die Standardleistungen hinaus (die für intelligente Messsys-teme erbracht werden) weitere Leistungen angeboten werden müssen. Die Regelung könnte also be-deuten, dass der Messstellenbetreiber Strom auf Wunsch auch ein intelligentes Messsystem für die Sparte Gas einbauen muss oder das er eine Gasmesseinrichtung an ein bereits vorhandenes Gateway anzubinden hat. Wenn letzteres der Fall wäre, könnte das auch der Anschlussnutzer ohne Zustimmung des Messstellenbetreibers Gas wünschen. Allerdings ist die Messwertverarbeitung im Gas völlig anders als im Bereich Strom. Ohne die zusätzlichen Werte des Gasnetzbetreibers sind die Werte nicht nutzbar.\r\n6 Visualisierung der Messwerte gegenüber dem Anschlussnutzer, §§ 61 und 62 MsbG-E\r\nDie Regelung dient offenbar der passgenauen Umsetzung von Art. 20 Abs. 1 a) der Binnenmarktrichtli-nie Strom unter Berücksichtigung der EU-Durchführungsverordnung 2023/1162. Sie wirft aber wegen der Erwähnung des Lieferanten Fragen über ihren genauen Inhalt und Umfang auf. Die Durchführungs-verordnung sieht vor, dass die Übertragung der geforderten Echtzeitdaten entweder über eine digitale Schnittstelle oder über einen „Fernzugriff“ nach Art. 20 Strombinnenmarktrichtlinie erfolgen kann. Die\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 13 von 26\r\nMöglichkeit der Visualisierung der Fast-Echtzeit-Messdaten kann danach also über ein Online-Portal oder eine digitale Schnittstelle am iMS wie die HAN-Schnittstelle z.B. in Kombination mit einem mobi-len Endgerät erfolgen, statt verpflichtend wie bisher standardmäßig über eine lokale Anzeigeeinheit. Diese Entwicklung weg von einer separaten Anzeigeeinheit ist ausdrücklich zu begrüßen. Letzteres ist seit 2015 Position des BDEW.\r\nBei einer verpflichtenden Datenübermittlung durch den Messstellenbetreiber über ein Online-Portal und über das Backendsystem des Messstellenbetreibers würde der Aufwand bei einer viertelstündli-chen Bereitstellung der Fast-Echtzeitdaten stark ansteigen im Verhältnis zu der bisherigen Praxis, nach der die aufbereiteten Daten standardmäßig innerhalb von 24 Stunden für den Vortag bereitgestellt. Außerdem sollten die Daten nur auf Aufforderung durch den Anschlussnutzer bereitgestellt werden müssen.\r\nFür den Lieferanten sollte gelten, dass er – wenn überhaupt - nur die Informationen zur Verfügung stellen muss, die ihm auch vorliegen. Benötigt er für die Abrechnung keine Viertelstundenwerte und hat der Anschlussnutzer nicht in die darüberhinausgehende Datenübermittlung eingewilligt, kann er ggf. nur Jahresverbrauchswerte zur Verfügung stellen. Handelt es sich um die Messstelle eines Anla-genbetreibers liegen dem Lieferanten ggf. gar keine Daten (über die Einspeisung) vor.\r\nIn der Regelung sollte darüber hinaus deutlicher klargestellt werden, dass die Daten auch unter Nut-zung einer standardisierten Schnittstelle über eine Anwendung auf mobilen Endgeräten erfolgen kann. Eine Möglichkeit wäre die Nutzung eines Home Management Systems, über das ggf. auch der Lieferant oder Dienstleister des Anschlussnutzers unter Einwilligung des Kunden ohne zusätzlichen Aufwand auf die Daten zugreifen könnte.\r\nSowohl mit Blick auf die Daten des Anschlussnutzers nach § 61 als auch des Anlagenbetreibers nach § 62 MsbG, können die Lieferanten ebenfalls nur die Daten zur Einsichtnahme zur Verfügung stellen, die ihnen zur Verfügung stehen. Der Gesetzestext enthält keine Anhaltspunkte dafür, dass in diesem Zu-sammenhang Daten über das Online-Portal oder das genannte mobile Endgerät an den Lieferanten übermittelt werden sollen. Die Begründung ließe allerdings den Schluss zu, dass die Lieferanten über eine Anwendungsprogrammierschnittstelle Zugang zu den Daten haben sollen.\r\nDies widerspräche allerdings den Vorgaben des § 60 Absatz 3 Nr. 4 MsbG wonach der Lieferant nur die Daten erhalten soll, die er für die Abrechnung braucht und darüber hinaus aggregierte oder anonymi-sierte Daten bzw. weitere Daten auf der Grundlage einer Einwilligung durch den Anschlussnutzer.\r\nUnklar ist auch, wer entscheidet, ob die Daten über den Lieferanten oder den Messstellenbetreiber zur Verfügung gestellt werden.\r\nAn dieser Stelle weist der BDEW darauf hin, dass die Erfüllung der europarechtlichen Anforderungen aus Art. 20 Absatz 1 a) Strombinnenmarktrichtlinie so schlank wie möglich umgesetzt werden sollte, um den weiteren Aufwand vor allem für ggf. gar nicht benötigte Daten entweder nicht entstehen zu lassen oder zu minimieren. Auch hier sei die Koalitionsvereinbarung zitiert, die ausdrücklich formuliert,\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 14 von 26\r\ndass eine bürokratische Übererfüllung bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht ausge-schlossen wird (Rz. 2014 der Koalitionsvereinbarung). Dementsprechend schlägt der BDEW folgende Anpassungen vor.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n§ 61 Absatz 2 sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Zur Einsichtnahme nach Absatz 1 sind jeweils auf Anforderung die Informationen standard-mäßig unter Nutzung einer standardisierten Schnittstelle innerhalb von 15 Minuten über eine Anwendung für mobile Endgeräte oder über eine Anwendung in einem Online-Portal des Liefe-ranten oder des Messstellenbetreibers, welche einen geschützten individuellen Zugang ermögli-chen, zur Verfügung zu stellen. Alternativ, insbesondere sofern der Anschlussnutzer der Bereit-stellung nach Satz 1 widerspricht, können die Informationen direkt vom Smart-Meter-Gateway an eine vom Messstellenbetreiber gegen ein angemessenes Einmalentgelt bereitgestellte lokale Anzeigeeinheit übermittelt werden, wobei die Informationen mindestens innerhalb von 15 Mi-nuten zur Verfügung zu stellen sind. Die Anzeige im Online-Portal des Lieferanten ist auf die dem Lieferanten vorliegenden Daten beschränkt. “\r\n§ 62 Absatz 2 wird wie folgt gefasst:\r\n„Zur Einsichtnahme nach Absatz 1 sind die Informationen jeweils auf Anforderung standard-mäßig über eine standardisierte Schnittstelle innerhalb von 15 Minuten über eine Anwendung für mobile Endgeräte oder einer Anwendung in einem Online-Portal des Lieferanten oder des Messstellenbetreibers, welche einen geschützten individuellen Zugang ermöglichen, zur Verfü-gung zu stellen. Alternativ, insbesondere sofern der Anschlussnutzer der Bereitstellung nach Satz 1 widerspricht, können die Informationen direkt vom Smart-Meter-Gateway an eine vom Messstellenbetreiber gegen ein angemessenes Einmalentgelt bereitgestellte lokale Anzeigeein-heit übermittelt werden, wobei die Informationen mindestens innerhalb von 15 Minuten zur Verfügung zu stellen sind. Die Anzeige im Online-Portal des Lieferanten ist auf die dem Liefe-ranten vorliegenden Daten beschränkt.“\r\n7 Messwertnutzung und Weiterverarbeitung nach §§ 66 und 67 MsbG\r\nAufgrund der kurzen mit 8 Werktage enorm kurzen Konsultationsfrist r Im Rahmen der vorliegenden Anhörungsverfahren konnte der BDEW nur eine erste Prüfung der Vorgaben vornehmen. Weiterer Prü-fungsbedarf besteht hinsichtlich der Vorgaben in §§ 66 und 67 MsbG-E. In § 66 Absatz 2 MsbG-E sollte die Möglichkeit einer Festlegung der BNetzA hinsichtlich der Übertragung auf den Messwertweiterver-arbeiter vorgesehen werden, statt einer gesetzlichen Regelung.\r\nDie in § 67 Abs. 1 Nummer 7 MsbG-E aufgeführten Aufgaben betreffen die Datenverarbeitung zu Zwe-cken der „Bilanzkoordination einschließlich der Überwachung der Bilanzkreistreue und der ordnungs-gemäßen Bilanzkreisbewirtschaftung zeitnah nach dem Erfüllungszeitpunkt“ und sind darüber hinaus\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 15 von 26\r\nweiterhin dem Übertragungsnetzbetreiber zuzuordnen, da sie unabhängig von der Aggregationsver-antwortung sind, dies muss bei der Ausgestaltung berücksichtigt werden.\r\n8 Entschädigung bei Verletzung der Messwertqualität, § 78 MsbG-E\r\nEs ist nachvollziehbar, dass das Potenzial intelligenter Messsysteme nur dann voll ausgeschöpft wer-den kann, wenn die übermittelten Werte zuverlässig und rechtzeitig bei den berechtigten Empfängern ankommen. Hier besteht Verbesserungsbedarf mit Blick auf die Messwerte aus intelligenten Messsys-temen.\r\nJedoch sind die Gründe für fehlende oder mangelhafte Messwerte (insbesondere hinsichtlich der Bil-dung von Ersatzwerten bei nicht fristgerecht vorliegenden Messwerten) im Zusammenhang mit der neuen Technik der intelligenten Messsysteme vielfältig und nicht zwingend durch den Messstellenbe-treiber verschuldet. Die hohen Anforderungen durch die Rolloutquote von 90 % der neu ausgestatten Messstellen und neu installierter Leistung erfordert, dass Messstellenbetreiber künftig auch dort iMS verbauen, wo die WAN-Erreichbarkeit nicht das gewünschte Maß erreicht. Dadurch können Messwerte aus intelligenten Messsystemen öfter nicht übermittelt werden als an Messstellen mit 100 % WAN-Ab-deckung. Messstellenbetreiber müssen also abwägen, ob sie eher eine mangelhafte WAN-Verbindung in Kauf nehmen oder das Risiko, die gesetzliche Ausstattungsquote nicht zu erreichen, sofern selbst der Einsatz von technischen Erweiterungen (z.B. zur Signalverstärkung) nicht zu signifikanten Verbesserun-gen der WAN-Verbindung führen sollte. Weitere Gründe können vorübergehende Verbindungsaus-fälle, z. B. durch Wartungsarbeiten an Mobilfunkmasten sein, über die die Messstellenbetreiber nicht zwingend informiert sind oder dass der Fehler ggf. beim Empfänger lag. Darüber hinaus zeigen erste Prüfungen, dass auch technische Vorgaben des BSI auf der Grundlage der eichrechtlichen Vorgaben der PTB zu Problemen geführt haben, die noch zu beheben sind. Auch weitere Fehlerquellen werden derzeit geprüft und verifiziert. Der BDEW ist dabei mit seinen Unternehmen die Probleme zu prüfen und entsprechenden Handlungsbedarf den zuständigen Behörden aufzuzeigen.\r\nAuch die Bundesnetzagentur untersucht aktuell gemeinsam mit den Messstellenbetreibern die Gründe für mangelhafte Messwertqualität und arbeitet an Verbesserungs- und Lösungsvorschlägen. Auch der MaBiS-Hub, zu welchem aktuell das Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur läuft und über den auch die Messwerteverarbeitung zentralisiert werden soll, kann dazu beitragen die Verfügbarkeit der Messwerte zu steigern. Aber auch dafür bedarf es der erforderlichen Qualität der Messwerte.\r\nDie vorgesehene Aufwandsentschädigung soll einen Anreiz für die Messstellenbetreiber schaffen, für eine ausreichende Messwertqualität und rechtzeitige Übermittlung zu sorgen. Gleichzeitig soll er eine pauschale Entschädigung für zusätzlichen Clearingaufwand sein Es stellt sich aber die Frage, ob der An-reiz in dieser Form richtig gesetzt ist und die Regelung ihr Ziel erreichen kann.\r\nZu kritisieren ist, dass die Regelung so formuliert ist, dass sie praktisch eine verschuldensunabhängige Haftung darstellt.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 16 von 26\r\nUnklar ist darüber hinaus in welchem Verhältnis diese Regelung zu den von der BNetzA geplanten Ver-tragsstrafen im Messstellenbetreiberrahmenvertrag und im Messstellenvertrag mit dem Lieferanten steht. In den Konsultationsentwürfen zu den Verträgen hatte die BNetzA für die Festlegungen dieser Verträge bereits die Schaffung von Vertragsstrafen geplant. Die Festlegungen sind für September 2025 angekündigt. Hier muss sichergestellt sein, dass die Regelungen zueinander passen.\r\nUnsicher ist auch, welcher Marktteilnehmer genau beim kurzfristig zu erwartenden Inkrafttreten der hier geplanten Änderung auf der Grundlage einer Aufgabenzuweisung durch die BNetzA anspruchsbe-rechtigt wäre.\r\nBliebe die Regelung so bestehen, hätte der Messstellenbetreiber bei einem Fehler einer bisher nicht genau definierten Zahl von Marktteilnehmern eine Aufwandsentschädigung zu zahlen, ohne dass ein Vertrag bestehen, zusätzlicher Aufwand nachgewiesen oder Verschulden vorliegen müsste. Dieses neue Risiko müsste – insbesondere wenn er es nicht zu verschulden hat - kostenerhöhend absichern. Der Aggregationsverantwortliche müsste eine nicht näher definierte Prüfung der Festlegungsverstöße versuchen, die aber nur der Messwerteweiterverarbeiter vornehmen kann.\r\nInsbesondere zum gegenwärtigen Zeitpunkt ist auch zu berücksichtigen, dass die gMSB die neue Tech-nik auf Grund einer Einbauverpflichtung verbunden mit Rollout-Quoten und zu festen Preisobergren-zen einbauen müssen. Daher sieht der BDEW die Regelung in der vorliegenden Fassung als nicht ange-messen an. Aus Sicht des BDEW erscheint es sinnvoller, der Bundesnetzagentur eine Kompetenz zu übertragen, um begründete Maßnahmen gegen den Messstellenbetreiber oder andere Marktpartner (darunter wie geplant Vertragsstrafen) zu ergreifen, sofern Messwerte durch deren Verschulden nicht oder nur mangelhaft übermittelt werden. Erfüllen Messstellenbetreiber ihre gesetzlichen und vertragli-chen Pflichten schuldhaft nicht, so kann die BNetzA als Aufsichtsbehörde tätig werden und entspre-chende Sanktionen verhängen.\r\nAus Sicht des BDEW ist die Regelung im Anwendungsbereich zu unbestimmt und führt zu einer ver-schuldensunabhängigen Haftung, ohne dass ein Mehraufwand nachzuweisen wäre und sollte in der vorliegenden Form nicht aufgenommen werden.\r\n9 Weiterer Anpassungsbedarf am MsbG\r\nDer BDEW sieht neben den voranstehend genannten Punkten aus dem vorliegenden Referentenent-wurf weitere Unstimmigkeiten im Messstellenbetriebsgesetz, die der Anpassung bedürfen.\r\n9.1 Ausstattungsverpflichtung und Anerkennung für Rolloutquoten, § 45 MsbG\r\nDie Ausstattungspflicht betrifft - wie dargestellt - nicht nur intelligente Messsysteme, sondern auch die Kombination von intelligenten Messsysteme und Steuereinrichtungen. Erste kompatible und BSI-zerti-fizierte Steuereinrichtungen gibt es seit November 2024. Die Hardware, die entweder eine Relais-schnittstelle oder eine digitale Schnittstelle hat, ist in diesem Jahr 2025 auf dem Markt erhältlich. Da\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 17 von 26\r\nder Messstellenbetreiber aber in Zukunft weiter auf zu steuernde Geräte mit Relaisschnittstellen und digitale Schnittstellen auch beim gleichen Anschlussnutzer/Anschlussnehmer stoßen wird, ist es sinn-voll, eine Steuerbox zu verwenden, die beides abdeckt. Diese Steuereinrichtung ist derzeit (Juli 2025) nicht erhältlich.\r\nBis Steuereinrichtungen verfügbar sind, die sicher mit dem Smart-Meter-Gateway verbunden und durch die Netzbetreiber über die Messstellenbetreiber gesteuert werden können, sollte die Ausstat-tung nur mit einem intelligenten Messsystem erfolgen. Die Steuerung muss dann über konventionelle Technik erfolgen (siehe oben).\r\nDarüber hinaus ist mit Blick auf die Rollout-Quote Folgendes anzumerken:\r\n•\r\nUrsprünglich als Pflichteinbau ausgestattete Messstellen, die z. B. aufgrund von Energieeffi-zienzsteigerungen oder durch den nachträglichen Einbau einer Erzeugungsanlage unter die Verbrauchsgrenze für den Pflichteinbau rutschen, müssen in der Ausstattungsquote anerkannt werden.\r\n•\r\nMessstellen, die z. B. aufgrund einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung mit einem iMS und einer Steuerungseinrichtung auszustatten sind, müssen während des agilen Rollouts auf die 20 %-Quote 2025 und die Quote in 2026 einzahlen, auch wenn lediglich ein iMS verbaut ist. Hier fehlt es an einer Regelung für die Steuerung am Netzanschluss als Standardleistung, für die an-ders als für die Steuerung als verpflichtende Zusatzleistung keine Regelung zur Ablehnung vor-gesehen ist.\r\n9.2 Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen sollte von 25 auf 30 Euro jährlich angehoben werden, § 32 MsbG\r\nAus Sicht des BDEW ist die Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen mit 25 Euro jährlich nach wie vor nicht ausreichend. In den Voruntersuchungen zum Digitalisierungsbericht von den Gutachtern EY und BET wurde die Preisobergrenze von 20 Euro jährlich untersucht und bestätigt, dass diese die Kosten der Geräte nicht deckt. Das Gutachten empfiehlt eine Preisobergrenze von 30 Euro jährlich.\r\nNeben grundsätzlichen Kostensteigerungen ist eine Anpassung der Preisobergrenze auch wegen des erweiterten Leistungsumfangs der modernen Messeinrichtung notwendig, der z. B. Zwei-Richtungs-messung, der Fähigkeit zur Erfassung von Netzzustandsdaten und 1:n per Funk umfasst. Auch 25 Euro brutto jährlich sind nicht auskömmlich. Selbst ohne technische Erweiterungen wäre eine Anhebung der Preisobergrenze auf 30 Euro jährlich gerechtfertigt, beispielsweise aufgrund der Inflationsentwicklung.\r\nDarüber hinaus verbauen Messstellenbetreiber künftig standardmäßig die hochwertigeren modernen Messeinrichtungen mit Grid-Funktionalität, denn die Anwendungsfälle für die Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem sind erheblich ausgeweitet worden und nur die hochwertigeren Messeinrich-ten sind updatefähig und können für die Erhebung von Netzzustandsdaten verwendet werden. Sie er-lauben eine ressourcenschonende Aufrüstung zu einem intelligenten Messsystem.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 18 von 26\r\nDie Erhöhung der Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen hat einen direkten, kurzfristigen positiven Effekt auf die Wirtschaftlichkeit der MSB und damit auf die Rolloutgeschwindigkeit. Dies gilt auch und vor allem, weil sich die Notwendigkeit zur Erhebung von Netzzustandsdaten und zur Steue-rung von Anlagen im Verhältnis zum Start des Rollouts mit modernen Messeinrichtungen erheblich er-weitert hat. Zukünftig wird der Rollout intelligenter Messsysteme deutlich weiter gehen als ursprüng-lich geplant. Aus diesem Grund müssen auch die modernen Messeinrichtungen mit Grid-Funktion deutlich häufiger verbaut werden. Einfachere, kostengünstigere Zähler hingegen müssten ausgebaut und ersetzt werden, was Elektroschrott verursacht und die ohnehin knappen Montagekapazitäten stra-paziert.\r\nDer Effekt über die Anhebung der Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen ist dringend not-wendig, um die nach wie vor bestehende Finanzierungslücke des Messstellenbetriebs auch mit moder-nen Messeinrichtungen zu schließen. Die POG für die Ausstattung einer Messstelle mit einer modernen Messeinrichtung sollte von 20 Euro auf 30 Euro brutto jährlich angehoben werden.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nNach § § 32 Absatz 1 MsbG sollte wie folgt geändert werden:\r\n1) Die Ausstattung einer Messstelle mit einer modernen Messeinrichtung nach § 29 Absatz 3 ist wirt-schaftlich vertretbar, wenn für den Messstellenbetrieb für jeden Zählpunkt nicht mehr als 25 30 Euro brutto jährlich in Rechnung gestellt werden. § 61 Absatz 3 gilt entsprechend.\r\n9.3 Unklarheiten bei Preisobergrenzen ausräumen\r\nVerschiedene Regelungen zu Preisobergrenzen haben zu Unsicherheiten in der Umsetzung geführt.\r\n•\r\nZeitlicher und persönlicher Anwendungsbereich der Regelung in § 35 Absatz 1 Nr. 1 MsbG: Eine Unklarheit hat sich im Zusammenhang mit dem nach § 34 Absatz 2 Nr. 1 i.V.m. § 35 Absatz 1 Nr. 1 MsbG beauftragten Einbau ergeben. Die Regelung knüpft verständlicherweise daran an, wer den Einbau beantragt hat. Dies führt je nach Auslegung zu kaum nachvollziehbaren Ergebnissen. Ein Lieferant, der den Einbau beauftragt, wäre dem Wortlaut nach auch dann weiter zur Zahlung des erhöhten Entgelts verpflichtet, wenn er den Anschlussnutzer gar nicht mehr beliefert. Ginge man davon aus, dass die zusätzlich zu zahlende Preisobergrenze mit der Kündigung einer solchen Beauftragung endet, wäre der Messstellenbetreiber auf die geringe und defizitäre Preisober-grenze zurückgeworfen. Unklar ist auch, ob die Beauftragung endet, wenn der Anschlussnutzer auszieht oder ob er das zusätzliche Entgelt weiter zahlen müsste, weil der Anspruch auf das Ent-gelt sich an die Beauftragung knüpft. Fraglich ist auch, wie vorzugehen wäre, wenn ein optionaler Einbaufall zum Pflichteinbaufall wird und umgekehrt.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 19 von 26\r\n9.4 Steuerung am Netzanschluss nach § 30 Absatz 2 MsbG nur, wenn erforderlich, § 34 MsbG\r\nZu klären ist nach wie vor, was genau unter der zu erbringenden Leistung zu verstehen ist und wie die Standardleistung gegenüber dem Anschlussnehmer und die Zusatzleistung hinsichtlich weiterer zu steuernder Anlagen hinter dem Netzanschluss zusammenwirken. In jedem Fall sollte vermieden wer-den, dass der Messstellenbetreiber die Standardleistung zu erbringen und der Anschlussnehmer die Preisobergrenze zu leisten hat, obwohl keine Steuerung am Netzanschluss erfolgt. Denkbar wäre das vor allem in Mehrfamilienhäusern. Der Netzanschluss ist grundsätzlich die physische Verknüpfung mit dem Netz. Hinter dem Netzanschluss gibt es bei Mehrfamilienhäusern meist mehrere Entnahmestel-len, auf die sich auch die Verpflichtung zur Steuerung von steuerbaren Verbrauchsanlagen bezieht. Ge-gebenenfalls gibt es darüber hinaus auch Einspeisestellen. Sowohl Entnahme- als auch Einspeisestellen können hier getrennt versorgt werden bzw. unterschiedlichen Anschlussnutzern zuzuordnen sein. Wenn keine gemeinsame Steuerung über ein Home-Energy-Managementsystem im gesamten Haus erfolgt, sollte auch keine Steuereinrichtung am Netzverknüpfungspunkt verbaut und bezahlt werden, wenn die damit verbundene Entnahme oder Erzeugung nicht steuerbar sein muss. Dies sollte der Ge-setzentwurf klarstellen.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Steuerung von Anlagen nach § 13a Abs. 1 EnWG auf die Wirkleis-tungserzeugung referenziert, nicht auf den Netzanschlusspunkt. Hinsichtlich der weiteren Harmonisie-rung des MsbG mit den Vorgaben im EEG und EnWG verweisen wir außerdem auf das Themenpapier zur Anlagensteuerbarkeit.\r\nDer BDEW schlägt vor, die Steuerung und die Steuerungseinrichtung für die Messung am Netzan-schlusspunkt nur dann vorzusehen, wenn hinter der Entnahmestelle dieses Anschlussnutzers eine steu-erbare Verbrauchseinrichtung beliefert wird. Die Abrechnung wäre darüber hinaus einfacher gegen-über dem Anschlussnutzer (Betreiber der Kundenanlage) abwickelbar.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n1. § 34 Absatz 1 Nr. 6 MsbG -E sollte wie folgt geändert werden:\r\n(1) Beim Messstellenbetrieb nach § 3 mit intelligenten Messsystemen und, soweit gesetzlich vor-gesehen, mit intelligenten Messsystemen und einer Steuerungseinrichtung am Netzanschluss-punkt sind folgende Leistungen Standardleistungen:\r\n[…]\r\n6. zur Steuerung von Verbrauchseinrichtungen und an Netzanschlüssen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes\r\na) die für die Vorgabe eines minimalen oder maximalen Wirkleistungsbezugs am Netzan-schluss oder an steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach Maßgabe von Festlegungen der Bundesnetzagentur zu § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes notwendige\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 20 von 26\r\nDatenkommunikation über das Smart-Meter-Gateway und eine daran angebundene Steuerungseinrichtung,\r\nb) über Buchstabe a hinausgehende erforderliche Maßnahmen zur netzorientierten Steu-erung nach Maßgabe von Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 14a des Energie-wirtschafts\r\nesetzes,\r\n2. § 30 Absatz 2 MsbG-E wird wie folgt geändert:\r\n(2) Die Ausstattung einer Messstelle mit intelligenten Messsystemen und einer Steuerungsein-richtung am Netzanschlusspunkt nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 ist wirtschaftlich vertretbar, wenn vom grundzuständigen Messstellenbetreiber für den Messstellenbetrieb nicht mehr als die folgenden Beträge in Rechnung gestellt werden:\r\n1. dem Anschlussnutzer und dem Anschlussnetzbetreiber für jeden mit intelligenten Messsyste-men auszustattenden Zählpunkt nicht mehr als die nach den Absätzen 1 und 5 zulässigen Preisobergrenzen sowie\r\n2. zusätzlich zu dem Betrag nach Nummer 1 dem Anschlussnehmer Anschlussnutzer und dem An-schlussnetzbetreiber jeweils nicht mehr als 50 Euro brutto jährlich für Einbau und Betrieb ei-ner Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt, soweit am Netzanschlusspunkt eine Steuerung erfolgt.\r\n9.5 Datenkommunikation\r\nDie standardmäßige Übermittlung von Zählerstands- und Lastgangdaten soll seit der „kleinen Energier-echtsnovelle“ vom 25. Februar 2025 nicht mehr nur einmal täglich vom Vortag, sondern auf Anforde-rung eines Verteilnetzbetreibers oder Übertragungsnetzbetreibers sowie Bilanzkreiskoordinators auch viertelstündlich erfolgen. Das bedeutet einen deutlichen Anstieg der Verbindungsaufbauten und des Daten-Traffics, da statt einmal täglich eine Zeitreihe von 96 Viertelstunden-Werten, künftig 96-mal je-weils einen Wert übermittelt werden müsste. Das würde die direkten Kommunikationskosten je Zähl-punkt (in der Marktkommunikation: Messlokation) nach Einschätzung der Messstellenbetreiber in etwa verdoppeln. Hochfrequente Messwertbereitstellung kann für künftige Energieanwendungen sinn-voll sein und ist ein wesentlicher Beitrag zur Digitalisierung der Energienetze. Die viertelstündliche Übermittlung von Zählerstands- und Lastgangdaten erzeugt jedoch auch einen deutlichen Anstieg der WAN-Übertragungskosten sowie der Bestell- und Abrechnungsaufwände, der in der vorgesehenen An-passung der Preisobergrenzen nicht berücksichtigt ist.\r\nFür die beteiligten Marktteilnehmer kann es wichtig und notwendig sein, für die zeitnahe Reaktion auf Veränderungen am Markt und auf das Verhältnis von Angebot und Nachfrage, entsprechend aktuelle Daten zu erhalten. Dies betrifft auch die Sicherstellung der Systemsicherheit durch die ÜNB, die durch diese Daten die Entwicklung eng verfolgen können.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 21 von 26\r\nInsgesamt erscheinen die Regelungen zur viertelstündlichen Datenlieferung im Gesetz aber noch kein in sich schlüssiges Gesamtkonzept zu ergeben. Insgesamt gibt es dazu Regelungen in den Standardleis-tungen, in den Zusatzleistungen, bei den Pflichten zur Datenkommunikation mit den Marktpartnern und der Dateneinsicht des Anschlussnutzers, um dessen Daten es geht.\r\nStandardleistungen sind dabei\r\n•\r\nNach § 34 Absatz 1 Nr. 1 MsbG die nach § 60 MsbG standardmäßig zu übersendenden Infor-mationen, wozu auf Anfrage durch den VNB oder ÜNB nach § 60 Abs. 3 Nr. 1 und Nr. 2 MsbG auch viertelstündlich Last- und Einspeisegänge sowie Zählerstandsgänge zählen\r\n•\r\nDie nach § 56 MsbG zu übersendenden Informationen und damit die Netzzustandsdaten\r\n•\r\nÜbermittlung von Daten für den Letztverbraucher nach § 61 bzw. den Anlagenbetreiber nach § 62 MsbG\r\nVerpflichtende Zusatzleistung sind dabei\r\n•\r\ndie minütliche Übermittlung von Netzzustandsdaten, § 34 Absatz 2 Nr. 6 MsbG-E\r\n•\r\nDie tägliche Übermittlung der aufbereiteten Messwerte an dritte von Anschlussnutzer oder Anlagenbetreiber Beauftragte, § 34 Absatz 2 Nr. 10 MsbG-E\r\nSonstige Zusatzleistung kann dabei sein\r\n•\r\nnach § 60 Absatz 3 Nr. 3 MsbG die Übermittlung weiterer anonymisierter bzw. aggregierter Daten an den Energielieferanten sein\r\nDabei bleiben folgende Punkte zu klären oder erscheinen im Gesamtkonzept überprüfungswürdig:\r\nDie Abgrenzung zwischen Einspeisegängen, Last- und Zählerstandsgängen und Netzzustandsdaten ist nicht klar. Dabei kann es sich um überschneidende Datensätze handeln. Soweit die Netzzustandsdaten bereits alle notwendigen Informationen abdecken, sollten nicht möglicherweise noch über einen wei-teren Kanal zusätzliche bzw. ähnliche Datensätze versendet werden.\r\nDie Erhebung von Netzzustandsdaten war schon zuvor eine Standardleistung und ist nur dem Verteiler-netzbetreiber vorbehalten. Der Verteilernetzbetreiber trägt im Gegenzug einen Teil der Preisober-grenze. Zu klären wäre, ob die zu liefernden Daten für Verteilernetzbetreiber über die Netzzustandsda-ten hinaus überhaupt zusätzliche Informationen enthalten.\r\nDie mögliche Anforderung von Einspeisegängen, Last- und Zählerstandsgängen pro Viertelstunde durch die ÜNB kommt nun als Standardleistung hinzu und war bisher von der Preisobergrenze nicht erfasst. Der ÜNB beteiligt sich bisher auch nicht an der Kostentragung der Preisobergrenze. Daher sollte diese nun zusätzlich vorgesehene Datenlieferung eine Zusatzleistung darstellen.\r\nDer Energielieferant könnte die Übermittlung der anonymisierten und aggregierten Daten durch den MSB ebenfalls verlangen, allerdings auf der Basis von § 60 Absatz 3 Nr. 3 MsbG-E. Nicht ganz klar ist, in welche Kategorie diese Zusatzleistung genau fallen würde. Hier ist sowohl auf Absatz 2 (verpflichtende)\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 22 von 26\r\nals auch auf Absatz 3 (freiwillige) Zusatzleistung verwiesen. In jedem Fall wäre ein zusätzliches Entgelt zu zahlen.\r\nKeine der genannten Datenlieferungen, abgesehen von den Netzzustandsdaten, könnte heute über die Marktkommunikation erfolgen. Dies würde auch voraussetzen, dass die Daten zunächst im Backend des Messstellenbetreibers verarbeitet und von dort versendet werden müssten. Dies würde wie oben dargestellt erheblichen Aufwand verursachen.\r\nAuch der Anschlussnutzer und der Anlagenbetreiber sollen Zugang zu viertelstündlichen Daten in jeder Viertelstunde haben. Diese Anforderung folgt wieder eigenen Regelungen – siehe dazu § 61 MsbG-E.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 34 Absatz 2 sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n(2) Zum Messstellenbetrieb gehören auch die diskriminierungsfrei anzubietenden Leistungen des Messstellenbetreibers, die über die Standardleistungen nach Absatz 1 hinausgehen (Zu-satzleistungen). Energieversorgungsunternehmen, Direktvermarktungsunternehmer, Letzt-verbraucher, Anschlussbegehrende nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, Anlagenbetrei-ber und Anschlussnehmer können für sich oder ihre Kunden folgende Zusatzleistungen vom Messstellenbetreiber verlangen:\r\n[…]\r\n11. die viertelstündliche Übermittlung von Einspeise-, Last- und Zählerstandsgängen nach § 60 Absatz 3 Nr. 2 an den Übertragungsnetzbetreiber und Bilanzkreiskoordinator\r\n12. die viertelstündliche Übermittlung von Einspeise-, Last- und Zählerstandsgängen an weitere vom Anschlussnutzer oder Anlagenbetreiber beauftragte Dritte.\r\n9.6 Festlegungsbefugnisse nach § 47 Abs. 3 MsbG-E\r\nEine enge Abstimmung zwischen BNetzA und BSI ist grundsätzlich sinnvoll und notwendig, soweit es um sicherheitsrelevante Aspekte geht. Allerdings ist die Regelung in Absatz 3 sehr weit gefasst. Das Einvernehmen ist nicht eingeschränkt auf die Belange, die in den Kompetenzbereich des BSI fallen, sondern umfasst jegliche Regelungen zu energiewirtschaftlich relevanten Mess- und Steuerungsvor-gängen.\r\nDarüber hinaus sollte jedenfalls das Verbot im Sinne von Absatz 3 Nr. 3 Buchstabe b grundsätzlich durch eine Verordnung mit Zustimmung des Bundesrates geregelt werden. Sollte die Regelung als Fest-legungskompetenz bestehen bleiben, sollte sie an das Vorliegen einer konkreten Gefahr für die Sicher-heit gebunden sein.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 23 von 26\r\n9.7 Ausnahmeregelungen zur Ausstattungspflichten bei gVNB mit besonders sicherheitskritischen Anlagen\r\nMit Blick auf die Besonderheiten von einigen geschlossenen Verteilernetzen (gVNB) sieht der BDEW in bestimmten Fällen darüber hinaus Bedarf zur Prüfung der Einführung von Sonderregelungen vor fol-gendem Hintergrund:\r\nPer Definition dürfen im Netzgebiet eines geschlossenen Verteilernetzes grundsätzlich keine Haus-haltskunden angeschlossen sein, § 110 Abs. 2 S. 2 EnWG. Im Hinblick auf das Messwesen sind insbe-sondere große Industrieparks und Flughäfen hinsichtlich der Netzebenen ihrer Anschlüsse, der Gege-benheiten der Messplätze und der schon derzeit verwendeten Mess- und Steuerungstechnik (Leit-warte, Steuerungsmöglichkeiten) eher mit Übertragungsnetzbetreibern vergleichbar. Die Netze verfü-gen bereits seit langem flächendeckend über Mess- und Steuerungstechnik und deren Einbindung in ein Kommunikationsnetz wird fortlaufend von Leitwarten aus überwacht. Dies hat seinen Hintergrund auch in den für die an diese Netze angeschlossenen zumeist kritischen Infrastrukturen.\r\n9.7.1 Besonderheiten bei der Mess- und Steuerungstechnik\r\nDas Gros der Messstellen in geschlossenen Verteilnetzen unterscheidet sich stark von Messstellen in Kundenanlagen bzw. Energieversorgungsnetzen, da die angeschlossenen Anlagen besonderen Anfor-derungen unterliegen. So bestehen besondere Vorgaben für den Zugang und die Zutrittskontrolle zu Anlagen aufgrund von behördlichen und kundenseitigen Vorgaben. Beispiele sind dabei die geschützte Stromerzeugung, der geschützte Personen- und Güterverkehr an Flughäfen und die geschützte Produk-tion verschreibungspflichtiger Medikamente (teilweise werden die Schwellwerte nach BSI-Kritisverord-nung erreicht). Der Zugang zum gesicherten Flughafenbereich, über den auch die Flugsicherung, die Flughafenfeuerwehr und die Bundespolizei versorgt werden, ist dabei ebenso beschränkt, wie der Zu-gang zu Betriebsgeländen von Betrieben der chemischen Industrie, die jeweils spezifischen Auflagen nach ISMS, StörfallVO sowie sonstigen Sicherheitsrichtlinien unterliegen. Die Mess- und Steuerungs-technik befindet sich dabei in der Regel auf dem Gelände verteilt, zum Teil in anderweitig genutzten und nicht besetzten Gebäuden mit Schaltanlagen und Messeinrichtungen. Diese Industriebetriebe sind bereits mit RLM-Messtechnik ausgestattet, die die Funktionalitäten der iMS erfüllt und sogar über-steigt. Sie bieten derzeit kurze Datenübertragungszyklen von häufig ein Mal pro Minute, Blindleis-tungserfassung, Symmetrieerkennung, Überwachung der Spannungsqualität, Visualisierung und Sicher-heitsstandards. Jedenfalls so lange, wie die bisher verfügbare Technik keine gleichwertigen Ergebnisse liefert, würde bei einem Rollout von intelligenten Messsystemen außerdem ein Funktionsverlust dro-hen.\r\nDie Kommunikation zur Datenübertragung erfolgt über separate, eigene interne Netze (tlw. Glasfaser), die bisher abgeschottet und nicht mit dem Internet verbunden sind. Der Datenaustausch und die Marktkommunikation dieser Netzbetreiber erfolgen über zentrale Backend-Systeme.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 24 von 26\r\nDerartige geschlossene Verteilernetzbetreiber nutzen für die Überwachung und Steuerung der system-relevanten Energieversorgungsinfrastruktur Netzleitsysteme innerhalb geschützter, eigenständiger und schwarzfallsicherer Infrastruktur (Server, Switche, Firewall, LWL-Leitungen, Zeitserver etc.).\r\nDie Umspannwerke und Trafostationen sind bereits mit Fernwirktechnik ausgestattet. Diese ist über die zuvor genannte Infrastruktur an das Netzleitsystem ohne Nutzung des öffentlichen Mobilfunknet-zes angebunden. Mit der Fernwirktechnik werden innerhalb von Umspannwerken und Trafostationen alle Anlagenteile der Mittelspannung, Niederspannung, Netzersatzanlagen, unterbrechungsfreien Stromversorgung, PV-Anlagen und Batteriespeicher über das Netzleitsystem von autorisiertem unter-nehmenseigenem Personal gesteuert und überwacht.\r\nAuf der Firewall, Fernwirktechnik und Anlagen innerhalb der Serverinfrastruktur, Umspannwerke und Trafostationen werden IT-sicherheitsrelevante Ereignisse geloggt und ausgewertet. Neben dem nach § 11 Absatz 1a EnWG zertifiziertes ISMS wird dies durch unabhängige Zertifizierungsstellen bescheinigt, zertifiziert und insgesamt gesetzeskonform nach BSIG 2.0 umgesetzt. Zudem betreiben die genannten Betreiber geschlossener Verteilernetze für die Netzleitsysteme ein gemäß IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Absatz 1a EnWG zertifiziertes ISMS.\r\nBetreiber geschlossener Verteilernetze mit besonders sicherheitskritischen Anlagen können bereits über die vorhandene Mess- und Steuerungstechnik den Anschlussnutzern einzelne oder aggregierte Messwerte und Lastgänge in Form von auf Kundenwunsch gebildeten Aggregaten bereitstellen und darüber bei Bedarf marktdienliche Steuerfunktionalitäten ermöglichen.\r\nIn den geschlossenen Verteilernetzen mit besonderen sicherheitskritischen Anlagen sind bis auf we-nige Ausnahmen (i. W. bundesweit tätige Mobilfunknetzbetreiber) für die dort ansässigen Kunden we-gen des hohen technischen und organisatorischen Aufwands bisher trotz gelegentlicher Interessenbe-kundungen und Prüfung der Bedingungen für den Messstellenbetrieb keine wettbewerblichen Mess-stellenbetreiber tätig geworden.\r\n9.7.2 Sicherheitstechnische Bedenken und geringerer Funktionsumfang\r\nDes Weiteren werden durch die SMGWs externe Steuerungsmöglichkeiten bereitgestellt, die nicht den erforderlichen technischen Funktionsumfang sowie die erforderliche Überwachungsfunktion eines Netzleitsystems für einen sicheren Betrieb der Stromversorgung in den genannten geschlossenen Ver-teilernetzen (kritische Infrastruktur) bieten. Zudem würde eine Steuerung bzw. ein Zugriff durch nicht-unternehmenseigenes-Personal ermöglicht.\r\nDie Steuerungsfunktion des SMGW würde auch einen direkten Zugriff aus dem Wide-Area-Network (WAN) in eine geschützte Systemumgebung erlauben. Diese könnte durch die verschlüsselte TLS-Ver-bindung zwischen externem SMGW-Administrator und dem SMGW sowie der verschlüsselten TLS-\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 25 von 26\r\nVerbindung zwischen SMGW und steuerbarer Ressource nicht vollständig vom Netzbetreiber über-wacht werden.\r\nDer Anteil von steuerbaren Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen ist derzeit denkbar gering, so dass die Notwendigkeit einer Steuerung durch weitere wettbewerbliche Marktteilnehmer jedenfalls nicht marktgetrieben, sondern ausgelöst von den Anforderungen der angeschlossenen Anlagen erfolgt und ohnehin aus den genannten Gründen erheblichen Restriktionen unterliegen würde. Steuerbare Ver-brauchsanlagen nach § 14a EnWG sind in diesen Netzen aufgrund der Ausnahme nach § 110 EnWG oh-nehin nicht relevant. Auch praktisch ist die Umrüstung nur unter so erheblichem Kostenaufwand mög-lich, dass sie im Ergebnis nicht mehr in einem angemessenen Verhältnis zum Nutzen stehen. Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass der Nutzen mit Blick auf die oben genannte Sicherheit und Sichtbarkeit der Anlagen im Netz und für die Kunden sogar insgesamt in Frage zu stellen ist.\r\nHinsichtlich der Kosten ist darauf hinzuweisen, dass für die genannten Netze durch die besonderen An-forderungen hinsichtlich des Zugangs zu den Anlagen besondere Kosten für Planung, Projektierung und Dokumentation entstehen. Für die Umrüstung müssten teils Umbauten erfolgen, Statik-Gutachten wä-ren einzuholen und Brandschutztechnik zu berücksichtigen. Selbst wenn diese Umbauten streng ge-nommen nicht dem Messstellenbetreiber zuzuordnen wären stellt sich die Frage nach dem wie darge-stellt fraglichen Nutzen dieser zusätzlichen Kosten, die in diesen Fällen den personenidentischen Netz-betreiber/Eigentümer der Gebäude oder die Industrieunternehmen treffen.\r\nAuch der Aufwand für den für die kommunikative Anbindung zuständigen Messstellenbetreiber in der-artigen Netzen, wäre in derartigen Netzen enorm und mit den im Gesetz vorgegebenen Preisobergren-zen nicht zu erlösen.\r\nAlles in allem sollte daher für Messstellenbetreiber in geschlossenen Verteilernetzen eine Ausnahme von der Rolloutverpflichtung nach § 29 Absatz 1 und 3 MsbG geschaffen werden, jedenfalls soweit die an dieses Netz angeschlossenen Anlagen besonderen Sicherheitsanforderungen unterliegen und so-wohl die Kommunikation der Messwerte als auch der Steuerungssignale über ein eigenes nicht-öffent-liches Telekommunikationsnetz erfolgen. Wie für andere optionale Einbaufälle würde dies nicht aus-schließen, dass der Anschlussnutzer nach § 34 Abs. 2 Nr. 1 MsbG, den Einbau eines intelligenten Mess-systems auf eigene Initiative anstoßen kann.\r\nFür derartige Energieversorgungsnetze und die an sie angeschlossenen Anlagen ist auch zu prüfen, ob die Regelungen für Auffangmessstellenbetreiber gelten können. Die Übernahme des Messstellenbe-triebs durch einen Auffangmessstellenbetreiber ist praktisch nur unter dem gleichen oben bereits um-schriebenen Aufwand möglich. Hinzu treten allerdings weitere Hürden, die zu zusätzlichen Aufwänden führen würden. Insbesondere wäre der Zutritt für die Mitarbeiter des Auffangmessstellenbetreibers notwendig. Es müsste auch sichergestellt sein, dass alle Sicherheitsanforderungen der in dem Energie-versorgungsnetz angeschlossenen Energieanlagen eingehalten werden, nicht nur vom Auffangmess-stellenbetreiber, sondern auch vom Gateway-Administrator. Die dafür entstehenden zusätzlichen Kos-ten müssten für den Auffangmessstellenbetreiber kompensiert und wohl sozialisiert werden. Der\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 26 von 26\r\nBDEW sieht hier keinen Mehrwert für die Sicherheit des Energiesystems oder der Energiewende und massive zusätzliche Aufwände, die am Ende von allen Nutzern des Energiesystems zu tragen wären.\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende Änderung des MsbG vor:\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 19 MsbG sollte daher ein neuer Absatz eingefügt werden:\r\n(5a) Messsysteme, die den besonderen Anforderungen aus den Absätzen 2 und 3 nicht entspre-chen, dürfen eingebaut und genutzt werden, solange die Nutzung dieser Messsysteme nicht mit unverhältnismäßigen Gefahren verbunden ist, weil ihr Einsatz in einem Netzgebiet eines geschlos-senen Verteilernetzbetreiber im Sinne des § 110 EnWG erfolgt, soweit dieses Netzgebiet aus Si-cherheitsgründen beschränkt zugänglich ist und besonderen Sicherheitsanforderungen auf der Grundlage anderer Gesetze und Verordnung oder behördlichen Vorgaben unterliegt, die unter Be-achtung dieser Sicherheitsanforderungen einen mit dem intelligenten Messsystem vergleichbaren Schutz bieten.\r\nDarüber hinaus sollte § 29 MsbG um einen neuen Absatz ergänzt werden:\r\n(6 neu) Die Verpflichtung nach den Absätzen 1 und 3 gilt nicht, soweit ein Betreiber eines ge-schlossenen Verteilernetzes im Sinne von § 110 EnWG ein Messsystem nach § 19 Absatz 5a betrei-ben darf.\r\n9.8 Weitere Hinweise\r\nDarüber hinaus möchte BDEW noch darauf hinweisen, dass an einigen Stellen im MsbG noch Vereinfa-chungs- und Entbürokratisierungspotential besteht. So ist in § 54 Abs. 3 MsbG die Anforderung ent-halten, das erforderliche Formblatt in Kopie an den Anschlussnutzer zu übermitteln. Hier könnte auf die Textform abgestellt werden, damit nicht der Eindruck entsteht, es müsse ein Ausdruck per Post ge-sendet werden.\r\nDarüber hinaus regt der BDEW an zu prüfen, ob das Genehmigungserfordernis nach § 4 MsbG nicht auch auf wettbewerbliche Messstellenbetreiber zumindest ab einer bestimmten Größe übertragen werden sollte, da der Energiemarkt insgesamt von der richtigen und rechtzeitigen Übermittlung der Daten abhängt.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Effektiver und effizienter Rechtsschutz\r\n18. Juli 2025\r\nWeniger Bürokratie, mehr Effizienz durch eine inzidente Rechtskontrolle von Festlegungen der BNetzA in der Entgeltregulierung\r\nDie BNetzA setzt mit ihren neuen Entscheidungsformen der Rahmen- und Methodenfestle-gungen einen Rechtsrahmen in der Entgeltregulierung, der nach rechtstaatlichen Grundsätzen und grundrechtlich verbrieften Freiheiten gerichtlich vollständig überprüfbar sein muss. Insbe-sondere müssen alle behördlichen Entscheidungen einer gerichtlichen Kontrolle unterliegen, entweder unmittelbar oder mittelbar im Wege der Inzidentkontrolle. Es gilt für diese neuen Festlegungsebenen einen Rechtsschutzrahmen zu schaffen, der für Behörde und Betroffene ein effektives und effizientes Rechtsschutzverfahren ermöglicht.\r\nDie von der BNetzA eingeführten neuen Festlegungsformen der Rahmen- und der Methoden-festlegungen unterscheiden sich ihrem Regelungsinhalt und Charakter nach grundlegend von den bisherigen Festlegungen der Regulierungsbehörde im Sinne des § 29 EnWG. Während un-ternehmensbezogene Festlegungen konkret-individuelle oder abstrakt-individuelle Regelun-gen beinhalten und damit – der bisherigen Auffassung in der Rechtswissenschaft und Recht-sprechung folgend – gemeinhin als anfechtbare Verwaltungsakte i.S.d. § 35 VwVfG gesehen werden, weisen die Rahmen- sowie die Methodenfestlegungen naturgemäß einen abstrakt-generellen Charakter auf. Das allein macht sie nach dem EnWG nicht per se unanfechtbar (un-terstellt, es handelt sich hierbei ebenfalls um „Entscheidungen“ i.S.d. §§ 29 und 75 EnWG). In-haltlich dürfte es sich jedoch als ungleich schwieriger erweisen, eine Beschwerde gegen solche Regelungen zu begründen. Denn aufgrund der eher allgemein gehaltenen Regelungsinhalte wird die materielle Betroffenheit eines Unternehmens aller Wahrscheinlichkeit nach erst im Zusammenspiel mit den ihnen nachfolgenden unternehmensbezogenen Festlegungen zu er-kennen und zu begründen sein, die die Inhalte der Rahmen- und Methodenfestlegungen erst konkretisieren und umsetzen.\r\nDas EnWG macht keinen Unterschied, ob es sich bei der Entscheidung der BNetzA i.S.d. § 29 EnWG um eine Rahmenfestlegung, eine Methodenfestlegung oder eine unternehmensbezo-gene Individualfestlegung handelt. Für alle Festlegungen gilt gleichermaßen, dass binnen einer Frist von einem Monat gegen sie eine Beschwerde eingelegt werden kann, §§ 75, 78 EnWG.\r\nWürden danach Rahmenfestlegungen der Großen Beschlusskammer nicht angefochten wer-den und misst man ihnen den Charakter einer Entscheidung mit Außenwirkung zu, würden sie\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Effektiver Rechtsschutz\r\nSeite 2 von 3\r\nnach Ablauf der Rechtsmittelfrist in Bestandskraft erwachsen. Die Regelungen der Rahmen-festlegung sind wiederum Grundlage für die darauffolgenden Methoden- und Individualfestle-gungen. Sollten (erst) bei deren gerichtlicher Überprüfung Zweifel an der Rechtmäßigkeit ei-ner Vorgabe der Rahmenfestlegung entstehen, könnte diesen Zweifeln bei eingetretener Be-standskraft nicht mehr ohne Weiteres nachgegangen werden.\r\nDamit entstünde aber die Situation, dass potenziell Betroffene die Rahmenfestlegung rein vor-sorglich anfechten müssten, ohne zu diesem Zeitpunkt abschließend einschätzen zu können, wie die konkrete, die Rahmenfestlegung gewissermaßen vollstreckende Methoden- oder Indi-vidualfestlegung ausgestaltet sein werden und sich damit auf die konkreten Interessen und Rechte der Adressaten auswirken. Eine Häufung von gerichtlichen Beschwerdeverfahren wäre die Folge. Das ist weder im Interesse der Regulierungsbehörde noch im Interesse der regulier-ten Unternehmen.\r\nOhne gesetzliche Regelung wären die regulierten Netzbetreiber zur Wahrung ihrer Rechtsposi-tion gezwungen, die Rahmen- und Methodenfestlegungen gerichtlich anzufechten.\r\nDas wäre zunächst mit einem unnötigen bürokratischen Aufwand verbunden, sowohl bei den regulierten Unternehmen als auch bei den Gerichten, die erwartbar über eine Vielzahl von Be-schwerden bereits in diesem sehr frühen Stadium der Rahmen- und Methodenfestlegungen Verfahren führen und Entscheidungen treffen müssten. Und auch bei der Regulierungsbe-hörde würde dies zu einem unnötig hohen Aufwand führen, da auch hier sämtliche, bereits auf dieser Stufe eingeleiteten Gerichtsverfahren begleitet und verwaltet werden müssten. Dies stellt nicht nur den effektiven, sondern auch den effizienten Rechtsschutz in Frage.\r\nZudem wäre gerichtlicher Rechtsschutz kaum wirksam, weil die konkrete Betroffenheit des Beschwerdeführers ohne die nachfolgenden individuellen Festlegungen nur schwer zu begrün-den wäre. In einem Beschwerdeverfahren gegen nachfolgende Entscheidungen, die wiederum auf den Vorentscheidungen der Rahmen- oder Methodenfestlegungen beruhen, könnte den Beschwerdeführern wiederum die Bestandskraft der Vorentscheidungen entgegengehalten werden. Eine Inzidentkontrolle würde verhindert.\r\nBegegnen lässt sich dieser Problematik durch eine entsprechende Ergänzung des § 75 Abs. 1 EnWG, wonach sichergestellt wird, dass eine Inzidentkontrolle der Vorentscheidungen der Be-hörde seitens der Gerichte rechtlich zulässig ist und somit vorgenommen werden kann. Dem-entsprechend wird mit den Sätzen 3 bis 5 geregelt, dass Festlegungen der Großen Beschluss-kammer nicht selbstständig angefochten werden müssen, soweit sie ausschließlich Vorent-scheidungen für weiterführende Entscheidungen der Regulierungsbehörde enthalten (die Rah-men- und Methodenfestlegungen). Eine Überprüfung dieser Festlegungen der Großen Be-schlusskammer soll auch noch im Zuge einer Beschwerde gegen diejenigen Entscheidungen bzw. Festlegungen möglich sein, die diese (vorfestgelegten) Vorentscheidungen umsetzen.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Effektiver Rechtsschutz\r\nSeite 3 von 3\r\nDie ergänzenden Regelungen in § 75 Abs. 1 EnWG greifen letztendlich die bisherige Systematik des Rechtsschutzes auf, wonach die Vorgaben der ARegV und der Strom-/GasNEV nicht sepa-rat angefochten, sondern nur im Rahmen eines gerichtlichen Verfahrens gegen eine darauf basierende Festlegung inzident überprüft werden können. Gleichzeitig bleibt aber auch die Möglichkeit bestehen, im Einzelfall bereits Rahmen- und Methodenfestlegungen oder Teile hiervon der gerichtlichen Überprüfung zu unterziehen. Dadurch kann bei hinreichender Be-gründbarkeit der Beschwer die gerichtliche Überprüfung unter Effizienzgesichtspunkten be-reits auf der ersten (Rahmenfestlegung) bzw. zweiten (Methodenfestlegung) Stufe erfolgen.\r\nEin konzentrierter Rechtschutz am Ende eines gestuften Verfahrens ist im Übrigen nach der Rechtsprechung des BVerwG (Beschluss vom 24. März 2021, 4 VR 2/20) verfassungsrechtlich unbedenklich. Das Verfassungsrecht gebe nicht grundsätzlich vor, auf welche Weise – durch einen phasenspezifischen oder einen konzentrierten Rechtsschutz – der gebotenen Effektivi-tät des Rechtsschutzes besser Rechnung zu tragen ist. Der Gesetzgeber könne sich aus verfas-sungsrechtlich zulässigen Zweckmäßigkeitserwägungen für einen konzentrierten Rechtsschutz entscheiden.\r\nDas BVerwG benennt diese Zweckmäßigkeitserwägungen wie folgt: Zu berücksichtigen sei, dass die Eröffnung einer Anfechtungsbefugnis auf einer frühen Verfahrensstufe in der Regel mit dem Nachteil einer entsprechenden Anfechtungslast korrespondiere. Eine phasenweise Abschichtung des Rechtsschutzes führe zwar regelmäßig zu einer Vorverlagerung und damit zu einer entsprechenden Effektuierung, zugleich aber auch zu einer gewissen Einschränkung der Rechtsschutzmöglichkeiten gegen eine nachfolgende Entscheidung, weil potenziell Be-troffene zur Vermeidung von Präklusionseffekten vielfach gehalten sein würden, bereits die angreifbaren Vorentscheidungen auf frühen Verfahrensstufen anzufechten, was seinerseits einer Rechtfertigung bedürfe. Auch vor diesem Hintergrund könne der konzentrierte Recht-schutz zweckmäßig sein. Im Zusammenspiel mit der Möglichkeit einer inzidenten Kontrolle im Rahmen des Rechtsschutzes gegen Folgeentscheidungen würden die verfassungsrechtlichen Grenzen des gesetzgeberischen Spielraums bei der Konzeption des Rechtsschutzes in komple-xen Verwaltungsverfahren gewahrt bleiben.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier– Anlagensteuerbarkeit\r\n18. Juli 2025\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ............................................................................................ 2\r\n2 Technische Einrichtungen für die netzdienliche Steuerung, § 9 EEG ........... 2\r\n2.1 Auslegungsfragen auf der Schnittstelle zum Pflichtrollout nach dem MsbG .................................................................................................... 2\r\n2.2 Nulleinspeisungsanlagen ....................................................................... 3\r\n2.3 BDEW-Formulierungsvorschlag ............................................................. 3\r\n3 Kosten konventioneller Steuerung – Übergangstechnik ............................ 4\r\n4 Steuerungsreferenz in EEG und EnWG .................................................... 4\r\n5 Technische Einrichtungen für die marktorientierte Steuerung: Bestandsanlagen .................................................................................. 7\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 8\r\n1 Einleitung\r\nDie folgenden Änderungsvorschläge für das EEG 2023 (neu) widmen sich der netzdienlichen und marktorientierten Steuerbarkeit von Anlagen und sind im Kontext der MsbG-Regelungen hin zu einem „Steuerungsrollout“ durch das „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschafts-rechts zur Vermeidung temporärer Erzeugungsüberschüsse“ (Inkrafttreten: 25. Februar 2025) sowie den Redispatch-Vorgaben in § 13a EnWG zu sehen. Daher sei an dieser Stelle auch auf das Themenpapier „Änderungen im Messstellenbetriebsgesetz“ verwiesen.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Vorgaben in § 29 MsbG, § 9 EEG 2023 und § 13a EnWG aktuell einer Harmonisierung bedürfen, für die dieses Themenpapier erste Impulse gibt. Ins-besondere die Frage, wo in Zukunft die Redispatch-Regelung ansetzen soll und ob diese Frage mit der Pflichtausstattung von intelligenten Messsystemen (iMS) und Steuerungsein-richtungen am Netzanschlusspunkt mit der kleinen EnWG-Novelle in § 29 MsbG entschieden werden sollte, wird noch eingehend zu diskutieren sein. Insbesondere sollte eine sinnvolle Balance zwischen Entschädigungsansprüchen, Umsetzungsaufwänden und Systemsicherheit gefunden werden.\r\n2 Technische Einrichtungen für die netzdienliche Steuerung, § 9 EEG\r\nDie Anforderungen an die Sicht- und Steuerbarkeit von Anlagen für den Netzbetreiber („netz-dienliche Steuerung“) in § 9 EEG 2023 sind mit dem MsbG durch die „kleine EnWG-Novelle“ abgestimmt und verzahnt worden, so dass eine Priorisierung des Pflichtrollouts hin zu einem „Steuerungsrollout“ möglich wurde. Dies hat der BDEW ausdrücklich begrüßt.\r\n2.1 Auslegungsfragen auf der Schnittstelle zum Pflichtrollout nach dem MsbG\r\nIn der Praxis haben sich allerdings bereits unterschiedliche Verständnisse der Formulierung in § 9 Abs. 2 EEG 2025 gebildet, wonach „bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes und zur erstmaligen erfolgreichen Testung der Anlage oder KWK-Anlage auf Ansteuerbarkeit durch den Netzbetreiber über diese neu eingebaute Technik sowie unbeschadet weiterer Vorgaben im Zusammenhang mit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtun-gen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes“ verschiedene Pflichten bestehen. § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG betrifft lediglich den Pflichtrollout durch den grundzuständigen Messstellenbetrei-ber für Anlagen über 7 kW und steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG.\r\nAus Sicht des BDEW sollten die Anforderungen an Anlagen vor der Möglichkeit für den Netz-betreiber, diese Anlagen über ein intelligentes Messsystem sehen und tatsächlich steuern zu können, nicht davon abhängen, ob die Anlagen im Pflichtrollout durch den grundzuständi-gen Messstellenbetreiber ausgerüstet werden oder auf andere Weise (etwa durch einen wettbewerblichen Messtellenbetreiber oder als vorzeitiger Einbau auf Kundenwunsch). Fälle, in denen eine steuerbare Verbrauchseinrichtung nach § 14a EnWG hinter demselben Netzanschluss wie eine Anlage verbaut ist, sind Anwendungsfälle von § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 3 von 8\r\n(Pflichtrollout), sollten aber nicht in allen Fällen, gerade bei Kleinstanlagen, automatisch dazu führen, dass diese Anlagen ebenfalls immer sicht- und steuerbar sein müssen.\r\n2.2 Nulleinspeisungsanlagen\r\nWelche Anforderungen nach § 9 EEG für sogenannten Nulleinspeisungsanlagen gelten, ist nicht eindeutig geregelt.\r\nGrundsätzlich geht der BDEW davon aus, dass die Regelungen in § 29 Abs. 5 MsbG zu Nullein-speisungsanlagen (nur Ausstattung mit iMS, nicht Steuerungseinrichtungen im Pflichtrollout) keine Auswirkungen auf die Anforderungen nach § 13a EnWG haben. Denn gerade bei größe-ren Anlagen kann die Einsenkung der Erzeugung – unter Wahrung der europarechtlichen Ei-genverbrauchsprivilegierung – erforderlich sein.\r\nZudem ist darauf hinzuweisen, dass § 9 EEG die aktive Steuerung und Abschaltung durch den Netzbetreiber ermöglicht, während in Nulleinspeisungskonstellationen nach § 29 Abs. 5 MsbG keine aktive Steuerung möglich ist, lediglich eine Überwachung durch Sichtbarkeit der Anla-gen. Vor Ausrüstung mit einem iMS wäre dagegen weder die Sichtbarkeit noch die Steuerbar-keit gegeben. Daher sollten in diesen Fällen die § 9 EEG-Anforderungen jedenfalls für größere Anlagen zu erfüllen sein.\r\nFür eine rechtssichere Einstufung der – zudem nach §§ 52 und 52a EEG 2023 sanktionsbe-wehrten – Anforderungen in § 9 Abs. 2 EEG 2023 schlägt der BDEW daher folgende Anpassun-gen vor.\r\n2.3 BDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 9 Abs. 2 EEG wird wie folgt geändert und ergänzt:\r\nSatz 1:\r\n„Bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes und zur erstmaligen erfolgrei-chen Testung der Anlage oder KWK-Anlage auf Ansteuerbarkeit durch den Netzbetrei-ber über diese neu eingebaute Technik sowie unbeschadet weiterer Vorgaben im Zu-sammenhang mit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrich-tungen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes müssen (…)“\r\nSatz 5 neu:\r\n„Satz 1 gilt auch für Anlagen ab 100 Kilowatt, deren maximale Wirkleistungseinspeisung Anlagenbetreiber am Verknüpfungspunkt mit dem Netz dauerhaft auf 0 Prozent der in-stallierten Leistung begrenzen.“\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 4 von 8\r\n3 Kosten konventioneller Steuerung – Übergangstechnik\r\nDie vorübergehende Verzögerung der Steuerung durch den Netzbetreiber über das Smart-Me-ter-Gateway soll auch aus Akzeptanzgründen nicht zu deutlich höheren Kosten für den be-troffenen Anschlussnutzer führen. Handelt es sich um eine Steuerung am Netzanschluss, sol-len die für den Übergangszeitraum durch die konventionelle Steuerung entstehenden Kosten die Kosten für die Steuerung über das intelligente Messsystem nicht übersteigen. Einer Rege-lung bedarf es nicht für Anlagen, die bereits mit einem iMS und einer Steuerungseinrichtung ausgestattet sind, aber noch nicht darüber gesteuert werden können. Für diese Anlagen trifft § 9 Abs. 2a EEG bereits eine Regelung.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 9 Abs. 2a EEG soll wie folgt ergänzt werden:\r\n„(2a) Nach dem Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes hat der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber bis zu einer nach Absatz 2 Satz 1 erfolgreich durchgeführten Tes-tung zum Ausgleich der entstehenden Aufwendungen für den Weiterbetrieb von techni-schen Einrichtungen nach Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 und 2 ab dem 1. Januar 2028 für jedes angefangene Jahr einen Betrag von 100 Euro brutto zu zahlen. Die Zahlungs-pflicht entfällt, wenn der Netzbetreiber eine erfolglose Testung nach Satz 1 nicht zu ver-treten hat. Hat der grundzuständige Messstellenbetreiber nach § 29 Messstellenbe-triebsgesetz zwar ein intelligentes Messsystem, aber noch keine Steuerungseinrich-tungen eingebaut und erfolgt die Steuerung über eine konventionelle Steuerungsein-richtung im Sinne von Absatz 2, gelten für die Höhe des Entgelts des Netzbetreibers für die Steuerung am Netzanschluss § 30 Absatz 2 Nummer 2 und für die Steuerung der Anlage als Zusatzleistung nach § 34 Absatz 2 Nummer 7 und 8 die Vorgaben zum angemessenen Entgelt nach § 35 Messstellenbetriebsgesetz entsprechend.“\r\n4 Steuerungsreferenz in EEG und EnWG\r\nIn § 13a Abs. 1 EnWG und § 9 EEG 2023 sind jeweils unterschiedliche Formulierungen zur Steuerungsreferenz von Anlagen enthalten: Während § 13a Abs. 1 EnWG auf die Steuerung der „Wirkleistungserzeugung“ abstellt, besteht in § 9 EEG 2023 die Vorgabe, dass technische Einrichtungen zur „ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung“ vorzuhalten sind. In der bisherigen Auslegung von § 9 EEG 2023 dominierte die Auffassung, dass es sich beim Ort der Regelung um den Netzverknüpfungspunkt handele und damit insbesondere Eigenerzeu-gungsmodelle unberührt bleiben. Diese Auslegung greift die europäische Privilegierung für Ei-generzeugungskonzepte im Redispatch auf (vgl. § 13 Abs. 6 lit. c Strombinnenmarktverord-nung). Andererseits hat sich der Gesetzgeber in § 13a EnWG ausdrücklich für eine Anpassung der Erzeugungsleistung entschieden, da der hierdurch bedingte Netzbezug zur Deckung des Eigenbedarfs einen größeren Effekt auf den Engpass verspricht.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 5 von 8\r\nZugleich werden im Zuge der perspektivisch auszurollenden Kommunikations- und Steue-rungstechnik über intelligente Messsysteme (nicht zuletzt im Zuge der Regelungen nach § 14a EnWG) Anlagen unterhalb der Grenze von 100 kW zunehmend durch den Netzbetreiber fernsteuerbar und damit für den Redispatch 2.0 relevant. Nach dem novellierten MsBG er-folgt die Ausstattung mit intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen als Pflichteinbaufall allerdings nur am Netzanschlusspunkt, die Steuerung direkt an der Anlage muss der Kunde als Zusatzleistung bestellen. Da die einschlägigen Festlegungen der Bundes-netzagentur (BNetzA) Datenmeldungen, z.B. über den prognostizierten Eigenbedarf nur für Anlagen ab 100 kW vorsehen und der Netzbetreiber nach § 13a Abs. 1 EnWG die Wirkleis-tungserzeugung steuern muss, besteht für den Netzbetreiber hier keine Möglichkeit, den Ei-genverbrauch der Anlage nachrangig zu berücksichtigen. Er verfügt weder über die Informa-tion eines Eigenverbrauchs noch über die rechtliche Möglichkeit, den Redispatch auf die Ein-speisung zu begrenzen.\r\nUm beide Sachverhalte zu adressieren, ist eine Anpassung der gesetzlichen Formulierungen notwendig, die sowohl die Privilegierung des Eigenverbrauchs für alle Anlagengrößen ermögli-chen und gleichzeitig die bestehenden Diskrepanzen in den gesetzlichen Vorgaben auflöst. Hierzu schlägt der BDEW folgendes Lösungsmodell vor:\r\n›\r\nBei Anlagen bis zu einer Größe von unter 100 kW sollte es künftig möglich sein, dass das Steuerungssignal auf die netzwirksame Einspeisung referenziert. Über diesen Weg kann der Netzbetreiber den (nicht eingespeisten) Eigenverbrauch im Rahmen des Redispatch 2.0 unberührt lassen. Alternativ wäre eine Eigenbedarfsmeldung auch für Anlagen unterhalb 100 kW eine Lösungsoption, die jedoch mit Blick auf die technischen Aufwände auf Seiten des Anlagenbetreibers nicht sachgerecht erscheint. Es sollte dem Anlagenbetreiber freige-stellt sein, ob er eine Einspeisereferenzierung wünscht und die damit verbundenen not-wendigen steuerungstechnischen Voraussetzungen schafft, wie jetzt im Pflichteinbaufall nach § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG vorgesehen, um so den Eigenverbrauch unangetastet zu las-sen. Wenn das nicht gewünscht ist, kann das Steuerungssignal auch (weiterhin) auf die Er-zeugungsleistung referenzieren. Ob anlagenseitig das Signal als Sollwert für die Einspeisung oder die Erzeugung interpretiert wird, liegt dann im Verantwortungs- und Aufgabenbereich des Anlagenbetreibers bzw. Kunden. Wird der Sollwert als Erzeugungssollwert interpretiert, so liegt ein daraus resultierender Eingriff in den Eigenbedarf nicht in der Verantwortung des Netzbetreibers. Die zweite Variante kann insbesondere in Gebäudestromkonstellatio-nen sinnvoll sein, die das virtuelle Summenzählermodell nutzen (§ 20 Abs. 1d Satz 3 EnWG). Wird die „Ist-Einspeisung“ an der Anlage selbst abgerufen und die ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung auch dort realisiert, kann auf eine kostspielige Sammel-schienen-Messung am Netzverknüpfungspunkt verzichtet werden. In diesen Fällen würde der Anlagenbetreiber auf sein Eigenverbrauchsprivileg verzichten. In diesem Fall sollte kein Anspruch auf zusätzliche Aufwendungen (Strombezug) möglich sein. Der Anlagenbetreiber sollte die Art der Umsetzung (Erzeugungs- oder Einspeisereferenz) dem Netzbetreiber mit-teilen.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 6 von 8\r\n›\r\nBei Neuanlagen ab einer Größe von 100 kW sollte die Steuerungsmöglichkeit in EnWG und EEG künftig auf die Wirkleistungserzeugung referenzieren. In diesem Fall kann der Ei-genverbrauch über die Datenmeldung an den Netzbetreiber übermittelt und dort bei der Maßnahmendimensionierung berücksichtigt werden. Die Einrichtung der entsprechenden Kommunikationstechnik ist bei Anlagen dieser Größenklasse zumutbar und auch bereits rechtliche und gelebte Praxis. Eine Steuerungsreferenz auf die Einspeisung sollte bei Anla-gen dieser Größenklasse nicht eingeführt werden, da ansonsten erhebliche und benötigte Redispatch-Potenziale wegfallen würden. Hieraus würden sich Risiken für die Systemsicher-heit ergeben. Ausgenommen sind Konstellationen von überbauten Netzanschlüssen – auch bekannt als P AV,E -Regelung. In diesen Fällen ist eine Referenzierung auf die Einspeisung der hinter dem Netzanschlusspunkt angeschlossenen Kundenanlagen (insbesondere bei Kombination mit flexiblen Lasten) möglich und eröffnet für Anlagenbetreiber Möglichkei-ten der Optimierung der Betriebsweise der einzelnen Anlagen. Sofern die Methodik aus der Ausfallarbeitsberechnung entsprechend Anlage 1, BK6-20-059 beibehalten werden soll, ist für die Ermittlung der Ausfallarbeit neben dem Einspeise-Lastgang eine dezidierte Messung der einzelnen Erzeugungsanlagen erforderlich.\r\nDie Differenzierung der Steuerungsreferenz anhand der Anlagengröße würde die notwendige Harmonisierung zwischen EEG und EnWG schaffen und den Eigenbedarf aller Anlagen nach-rangig berücksichtigbar machen, ohne bestehende Redispatch-Potenziale einzuschränken.\r\nIm Zuge einer gewünschten Umstellung müssten zunächst die technischen Voraussetzungen für die Steuerung der Einspeisung bei den relevanten Anlagen geschaffen werden: Die meis-ten Betreiber messen derzeit, im Regelfall, die Erzeugung an den Anlagen selbst und nicht am Netzverknüpfungspunkt. Da zwischen diesen Punkten größere Distanzen bestehen können, ist ein Umbau nicht ohne größeren Aufwand zu bewerkstelligen. Daher fordert der BDEW für Be-standsanlagen keine entsprechenden Umrüstungen oder Umstellungen aufgrund von § 9 EEG 2023, die bei Ausstattung im Rahmen des Pflicht-Steuerungsrollouts nach § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG mit intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen am Netzanschlusspunkt aber ohnehin erfüllt würden.\r\nBei Neuanlagen kann eine entsprechende Erfassung und Kommunikation schneller umgesetzt werden, ist aber auch hier mit zusätzlichem Aufwand verbunden. Vor diesem Hintergrund ist bei der Einführung eine ausreichende Übergangsfrist zur Umstellung der notwendigen Technik erforderlich. Entsprechende Änderungen sollten daher erst zum 1. Januar 2027 in Kraft treten. Die für den Umbau entstehenden Kosten sind vom Betreiber der Anlage zu tragen.\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW die folgenden Gesetzesanpassungen vor:\r\nBDEW-Vorschlag für einen § 9 Abs. 2b EEG 2023:\r\n„Die Abrufung der Ist-Einspeisung sowie die ferngesteuerte Regelung oder Reduzierung der Einspeiseleistung nach den Absätzen 1, 1a und 2 bezieht sich für Anlagen ab 100 kW auf die Wirkleistungserzeugung. Betreiber von Anlagen unter 100 kW erfüllen die Vorga-ben der Absätze 1, 1a und 2 am Netzverknüpfungspunkt; sie können wählen, ob sie\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 7 von 8\r\nabweichend davon die Vorgaben an der Wirkleistungserzeugung erfüllen wollen und tei-len ihre Wahl dem Netzbetreiber vor Installation der technischen Einrichtungen mit.“\r\n5 Technische Einrichtungen für die marktorientierte Steuerung: Bestandsanlagen\r\nIm Kontext der Änderungen in § 19 Abs. 2 MsbG sollten auch für Bestandsanlagen die geän-derten Rahmenbedingungen für die marktorientierte Steuerung nach § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) gelten.\r\nMit der „kleinen Energierechtsnovelle“ ist § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) so geändert worden, dass die Sicht- und Steuerbarkeit durch den Direktvermarkter erst ab dem 1. Januar 2028 und ab Einbau eines intelligenten Messsystems über das Smart-Meter-Gateway erfüllt werden muss. Bis dahin müssen Anlagenbetreiber Übertragungstechniken und Übertragungswege zur Abrufung der Ist-Einspeisung und zur ferngesteuerten Regelung der Einspeiseleistung verwen-den, die dem Stand der Technik bei Inbetriebnahme der Anlage entsprechen und wirtschaft-lich vertretbar sind. Allerdings gilt diese Änderung nicht ausdrücklich für Bestandsanlagen, an-ders als die Änderungen in § 10b Abs. 1 EEG 2023 (vgl. §§ 100 Abs. 1, Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023).\r\nDies hätte allerdings zur Folge, dass bei Einbau eines iMS sofort die Steuerung darüber mög-lich sein müsste – anders als für Neuanlagen, die nach § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) noch eine Übergangsfrist bis 2028 erhalten. Für die Direktvermarktung ist allerdings in jedem Fall eine viertelstündliche Messung und Bilanzierung erforderlich (§ 21b Abs. 3 EEG 2023), so dass der Einbau von iMS hierfür eine kostengünstige Alternative zu herkömmlicher Messtechnik wäre.\r\nDer Gesetzgeber dürfte die Angleichung für Bestandsanlagen übersehen oder den weiteren Einbau außerhalb der Pflichteinbaufälle unterschätzt haben. Auch von Direktvermarktern von Bestandsanlagen kann jedoch nichts Unmögliches verlangt werden.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 100 Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023 sollte daher wie folgt ergänzt und damit klargestellt werden:\r\n(1a) Für Strom aus Anlagen nach Absatz 1 gilt abweichend von Absatz 1, dass\r\n1. § 10b Absatz 1 und Absatz 2 dieses Gesetzes anstelle von § 10b Absatz 1 und Absatz 2 Satz 1 bis 4 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezem-ber 2022 geltenden Fassung anzuwenden ist,\r\nDer BDEW weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass für Netzbetreiber und Direktver-markter durch die Änderungen des Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung temporärer Erzeugungsüberschüsse deutlich erhöhte Anforderungen an die tat-sächliche Steuerbarkeit und deren Nachprüfbarkeit gestellt wurden. Der BDEW hatte diese Maßnahmen ausdrücklich begrüßt. Perspektivisch sollten jedoch die Verstöße gegen die Anla-gensteuerbarkeit durch den Direktvermarkter hinsichtlich der Sanktionssystematik über § 52\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 8 von 8\r\nEEG 2023 (finanzielle Sanktion), § 52a EEG 2023 (Netztrennung) sowie die Meldepflicht des Direktvermarkters nach § 10b Abs. 6 EEG 2023 auf ihre Praxistauglichkeit und Effektivität überprüft werden. Es gilt effiziente und bürokratiearme Verfahren zu finden. Während für Verstöße gegen § 9 EEG 2023 der Steuerbarkeitscheck gem. § 12 Abs. 2a ff. EnWG Anwendung findet, könnte für die effektive Überprüfung der Installation und Funktionstüchtigkeit der technischen Einrichtungen für die marktorientierte Steuerung ein Stichprobenverfahren von einer zentralen Rolle durchgeführt werden (nicht: Anschlussnetzbetreiber). Bei Verstößen würde die Sanktion des § 52 Abs. 1 Nr. 4 EEG 2023 Anwendung finden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010927","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e9/5f/485181/Stellungnahme-Gutachten-SG2502270012.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 1 von 8\r\nBMWK-Konsultation Anfang Januar 2025: Europäische Durchführungs-/delegierte Rechtsakte\r\nTeil 1: Rechtsakte, die in den Jahren 2025/2026 prioritär von der EU-Kommission erlassen werden müssen, um die Umsetzung zu ermöglichen\r\nund Erleichterungen zu schaffen\r\nNr. Basisrechtsakt/Ermächtigungsnorm\r\nDurchführungs-/delegierter Rechtsakt\r\nZeithorizont Bemerkungen\r\n1 RL (EU) 2024/1788 (Gasbinnenmarkt-Richtlinie 2024),\r\nArtikel 9 Abs. 5\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nüber die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nFrist für Europäische Kommission: Annahme bis\r\n04.08.2025 (12 Monate\r\nnach Inkrafttreten der RL\r\nPlanung Europäische Kommission: Annahme in Q4\r\n2024 (gemäß https://ec.europa.eu/info/law/better-regulation/have-your-say/initiatives/14303-Methodezur-Bestimmung-der-Treibhausgaseinsparungendurch-CO2-arme-Brennstoffe_de)\r\nZeitnahe Annahme aus\r\nBDEW-Sicht sehr wünschenswert\r\nDer DA zu kohlenstoffarmen Brennstoffen ist von großer\r\nBedeutung für die Wasserstoffbranche. Der BDEW setzt\r\nsich für ermöglichende und international anschlussfähige\r\nRegelungen ein, sodass vor allem in der Hochlaufphase des\r\nWasserstoffmarktes kohlenstoffarmer neben erneuerbarem Wasserstoff eine tragende Rolle spielen kann. Für den\r\ngesamten flächendeckenden Markthochlauf ist dies notwendig. Darüber hinaus sollten die Revisionszeitpunkte der\r\nDelegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmen und erneuerbaren Wasserstoff angeglichen werden, um zeitgleiche Planungssicherheit zu gewähren. Die 70%-THG-Einsparung ist\r\nbereits sehr ambitioniert und die Einhaltung dieser Einsparung sollte technologieoffen gestaltet werden. Für Vorkettenemissionen beim Erdgasbezug zur Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff sollten neben Standard- auch\r\nprojektspezifische Werte angewandt werden können, um\r\neine bessere Emissionsbilanz nachzuweisen zu können. Bei\r\nMethanvorkettenemissionen sollte bis zur Festlegung der\r\nMethodik zur Berechnung der Methanintensität für Importe (aufbauend auf der EU-Methanemissions-Verordnung im Jahr 2027) neben dem Standardwert ebenso zertifizierte projektspezifische Werte (z.B. aus dem Umweltmanagementsystem oder der Nachhaltigkeitsberichterstattung) im Rahmen einer Eigenerklärung verwendet werden\r\ndürfen. Für Strombezug muss es angemessene und praxistaugliche Regelungen geben. Hierbei muss klar zwischen\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 2 von 8\r\nStrominputs für Elektrolyse und für Hilfsstrom entlang des\r\nHerstellungsprozesses unterschieden werden.\r\n2 Richtlinie (EU) 2023/2413\r\n(Erneuerbare-EnergienRichtlinie – RED III), Artikel\r\n29\r\nDurchführungsverordnung 2022/996 über Vorschriften für die Überprüfung in Bezug auf die\r\nNachhaltigkeitskriterien\r\nund die Kriterien für\r\nTreibhausgaseinsparungen sowie die Kriterien\r\nfür ein geringes Risiko indirekter Landnutzungsänderungen\r\nPriorität 2025 Die Verordnung sollte dringend überarbeitet werden. Dies\r\nist relevant für die Umsetzung der Union Database (UDB),\r\nalso die EU-weite Datenbank für Nachhaltigkeitsnachweise\r\nfür Gas. Die VO legt unter anderem die Regeln für die Umsetzung eines Massenbilanzsystems und eine Liste der an\r\ndie UDB zu übermittelnden Daten fest (Kapitel IV + Anhang\r\nI). Wichtig ist, Klarheit über die Nachhaltigkeitskriterien für\r\nden Anbau neuer Rohstoffe (Pflanzen, die auf stark degradierten Flächen angebaut werden, und Zwischenfrüchte)\r\nzu schaffen.\r\nDarüber hinaus ist auch die Überprüfung von Anhang V\r\nund Anhang VI der RED III (gem. Art. 31 Abs. 5) zur Methodik wichtig. Im Zusammenhang mit der Co-Vergärung bei\r\nBiomethan ist es insbesondere notwendig, dass beide Berechnungsmethoden – d.h. Summierung und Saldierung –\r\nermöglicht werden.\r\n3 Richtlinie (EU) 2018/2001\r\n(Erneuerbare-EnergienRichtlinie – RED II), Artikel\r\n27 Abs. 6\r\nDelegierter Rechtsakt\r\n(EU) 2023/1184 für die Erzeugung flüssiger oder\r\ngasförmiger erneuerbarer\r\nKraftstoffe nicht biogenen\r\nUrsprungs (RFNBOs)\r\nDer Bericht zur Überprüfung des Delegierten\r\nRechtsakts (und somit der\r\nStrombezugskriterien)\r\ndurch die Europäische Kommission soll dem EP und\r\ndem Rat erst bis zum 1. Juli\r\n2028 vorgelegt werden.\r\nDies muss vorgezogen werden.\r\nEs besteht dringender Bedarf an einer Anpassung des bestehenden delegierten Rechtsakts (2023/1184) für erneuerbaren Wasserstoff, um zwei Dinge zu regeln:\r\n1. Das Zusätzlichkeitskriterium muss bis mind. 2035 verschoben werden, da zu dessen Umsetzung eine längere\r\nÜbergangsfrist notwendig ist (siehe Brief von Minister Habeck an die Europäische Kommission). Die Bestandsschutzregelungen sollten zeitlich ausgeweitet werden.\r\n2. Das Kriterium der monatlichen Korrelation ist beizubehalten. Durch die Freigabe eines monatlichen Matchings in\r\nden Frontjahren erkennt der Gesetzgeber grundsätzlich an,\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 3 von 8\r\ndass stündliches Matching erhöhten Aufwand und erhöhte\r\nKosten beim Stromeinkauf für Elektrolyseure bedeutet sowie ggf. weniger attraktive Wasserstofflieferprofile produziert.\r\nDie Revision sollte schnell im Zusammenhang mit dem Delegierten Rechtsakt nach Art. 9 Abs. 5 der RL (EU)\r\n2024/1788 (Gasbinnenmarkt-Richtlinie) erfolgen. Dabei ist\r\nzu berücksichtigen, dass Monitoring und Anpassungen dieses Delegierten Rechtsakts und Anpassungen des Delegierten Rechtsakts zu kohlenstoffarmen Brennstoffen (vgl.\r\noben Nr. 1) zeitlich und inhaltlich aufeinander abgestimmt\r\nerfolgen, damit ein Level Playing Field erreicht wird und regulatorische Verzerrungen zwischen kohlenstoffarmem\r\nWasserstoff und RFNBOs vermieden werden.\r\n4 Richtlinie (EU) 2023/2413\r\n(Erneuerbare-EnergienRichtlinie – RED III), Artikel\r\n29a Abs. 3\r\nDelegierter Rechtsakt\r\n(EU) 2023/1185 zur Festlegung der Methode für\r\ndie Bewertung der Treibhausgaseinsparungen\r\ndurch erneuerbare Brennstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO)\r\nSollte analog zu DA\r\n2023/1184 angepasst werden.\r\nDie festzulegende Methode umfasst die Bewertung des\r\nKohlenstoffanteils der RFNBO. Dieser Rechtsakt sollte\r\ngleichzeitig mit dem Delegierten Rechtsakt nach Art. 9 Abs.\r\n5 der RL (EU) 2024/1788 (Gasbinnenmarkt-Richtlinie) angepasst werden.\r\n5 Richtlinie (EU) 2023/959\r\nzur Änderung der Richtlinie\r\n2003/87/EG (Emissionshandelsrichtlinie, EHRL),\r\nArtikel 30f Abs. 5\r\nDurchführungsrechtsakte\r\nbetreffend die genauen\r\nBestimmungen für die\r\nVermeidung von Doppelzählungen und zur Gewährung eines finanziellen Ausgleichs für die Endverbraucher der Brennstoffe in Fällen, in denen\r\neine solche\r\nPriorität in 2025 Es sollte Klarheit über die Vermeidung von Doppelzählungen bzw. unzumutbaren Härten herrschen. Dies führt zu einer Risikominimierung in den Lieferverträgen. Für die Lieferjahre 2027 und Folgejahre finden die Vertragsverhandlungen bereits dieses Jahr statt.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 4 von 8\r\nDoppelzählung oder Abgabe nicht vermieden\r\nwerden kann\r\n6 Verordnung (EU) 2023/956\r\nzur Schaffung eines CO2-\r\nGrenzausgleichssystems,\r\nArtikel 35 Abs. 7\r\nDurchführungsverordnung (EU) 2023/1773 in\r\nBezug auf die im Übergangszeitraum geltenden\r\nBerichtspflichten für die\r\nZwecke des CO2-Grenzausgleichssystems\r\nDurchführungs-VO existiert\r\nbereits, ist aber unzulänglich und sollte deshalb\r\nnochmals bearbeitet werden\r\nZwar ist die Durchführungs-VO bereits erlassen worden.\r\nDennoch herrscht bei den Akteuren in der Praxis Unsicherheit, was genau unter „Stromimport“ zu verstehen ist. Eine\r\ngeeignete Definition fehlt. Hier ist Nacharbeit erforderlich,\r\nin Zusammenarbeit mit der Generaldirektion Steuern und\r\nZollunion (DG TAXUD).\r\n7 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942, (Methanemissions-VO), Artikel\r\n14 Abs. 7 Buchstabe a\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzur Festlegung der Mindestnachweisgrenze die\r\nLeckageerkennung der\r\nMesstechniken, die für\r\ndie verschiedenen Messgeräte anzuwenden sind,\r\ndie zur Erfüllung der in\r\nAbsatz 8 festgelegten Anforderungen für alle Komponenten verwendet werden\r\nFrist für Europäische Kommission:\r\n05.08.2025\r\nForderung: So schnell wie\r\nmöglich in 2025\r\nDer Rechtsakt wird dringend benötigt, damit Betreiber der\r\nGasinfrastruktur sich auf die Vorgaben einstellen, ggf. zusätzlich erforderliches Equipment beschaffen und das Personal geeignet unterweisen können, um der Verpflichtung\r\nzur regelmäßigen Leckageüberprüfung ihrer Infrastruktur\r\nnachkommen zu können. Die Vorgaben sollten so formuliert sein, dass möglichst viele der bewährten Verfahren\r\neingesetzt werden können.\r\n8 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n14 Abs. 7 Buchstabe b\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzur Festlegung der\r\nSchwellenwerte für die\r\nerste Stufe der LDAR-Untersuchungen, die zur Erfüllung der in Absatz 8\r\nfestgelegten Anforderungen an unterirdische\r\nKomponenten anzuwenden sind\r\nFrist für Europäische Kommission:\r\n05.08.2025\r\nForderung: So schnell wie\r\nmöglich in 2025\r\nDer Rechtsakt wird dringend benötigt, damit Betreiber der\r\nGasinfrastruktur sich auf die Vorgaben einstellen, ggf. zusätzlich erforderliches Equipment beschaffen und das Personal geeignet unterweisen können, um der Verpflichtung\r\nzur regelmäßigen Leckageüberprüfung ihrer Infrastruktur\r\nnachkommen zu können. Die Vorgaben sollten so formuliert sein, dass möglichst viele der bewährten Verfahren\r\neingesetzt werden können. Sie sollen sich also an den bestehenden „best available technologies“ und „best\r\navailable detection techniques“ orientieren und\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 5 von 8\r\nberücksichtigen, dass es verschiedene Arten von Komponenten und von Leckagedetektions-Surveys (LDAR 1 und\r\nLDAR 2) gibt.\r\n9 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n32 Abs. 1 bzw. 2, jeweils\r\nBuchstabe a\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nFestlegung verbindlicher,\r\ndurch Normungsorganisationen erarbeiteter Standards bzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nzum Thema „Messung\r\nund Quantifizierung von\r\nMethanemissionen gemäß Artikel 12 Absatz 5“\r\nSollte spätestens Anfang\r\n2026 erlassen werden\r\nSolange keine verbindlichen Vorschriften per delegiertem\r\nRechtsakt festgelegt sind, müssen Gasnetzbetreiber für die\r\nMessung und Quantifizierung von Methanemissionen gemäß Artikel 12 der Methanemissions-VO die Verfahren anwenden, die den Stand der Technik darstellen. Im Sinne einer Kontinuität sollten die zu erlassenen Regelungen daran\r\nanknüpfen.\r\n10 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n32 Abs. 1 bzw. 2, jeweils\r\nBuchstabe b\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nFestlegung verbindlicher,\r\ndurch Normungsorganisationen erarbeiteter Standards bzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nzum Thema „LDAR-Untersuchungen gemäß Artikel\r\n14 Abs. 1“\r\nso schnell wie möglich in\r\n2025\r\nDer Rechtsakt wird näher festlegen, wie Betreiber der\r\nGasinfrastruktur die die von ihnen betriebenen Assets auf\r\nMethanemissionen überprüfen müssen. Die erstmalige\r\nÜberprüfung aller Assets muss bis 5. August 2025 erfolgen\r\n(Ausnahme: letzte Überprüfung liegt weniger als 2 Jahre\r\nzurück). Daher werden die Vorgaben für Messung und\r\nQuantifizierung dringend benötigt.\r\n11 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942, (Methanemissions-VO), Artikel\r\n28 Abs. 6\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzur Festlegung des Verfahrens und der Anforderungen an die von einem\r\nDrittland zur Feststellung\r\nder Gleichwertigkeit vorzulegenden Nachweise.\r\nSo schnell wie möglich in\r\n2025\r\nAb dem 1. Januar 2027 müssen Importeure nachweisen,\r\ndass in den Herkunftsstaaten der importierten fossilen\r\nEnergieträger Überwachungs-, Berichterstattungs- und\r\nPrüfungsmaßnahmen erfolgen, die denen aus der Methanemissions-VO gleichwertig sind. Die Anforderungen an die\r\nNachweise zur Feststellung der Gleichwertigkeit sollen in\r\ndem hier genannten Rechtsakt festgelegt werden. Für die\r\nImporteure ist es essenziell, dass dieser Rechtsakt so\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 6 von 8\r\nschnell wie möglich erlassen wird, damit Planungssicherheit entsteht und im Bedarfsfall entsprechende Maßnahmen in den Herkunftsstaaten noch eingerichtet werden\r\nkönnen. Dies ist besonders wichtig für Importe aus Ländern\r\nmit einer komplexen Lieferkette (z.B. Importe aus den USA:\r\nkomplexe LNG-Lieferkette).\r\nDie Verfolgung von Öl- und Gasimporten zum Produktionsstandort ist insbesondere bei komplexen Lieferketten wie\r\nz.B. in den USA derzeit fast unmöglich. Wichtig ist, dass auf\r\nglobaler Ebene Standards für die Erfassung von und die Berichterstattung zu Methanemissionen vereinbart werden.\r\nHierzu sollte auf die Vorarbeiten der Oil & Gas Methane\r\nPartnership (OGMP) aufgebaut werden.\r\n12 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n29 Abs. 4\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nFestlegung der Methode\r\nzur Berechnung der Methanintensität der Förderung von Rohöl, Erdgas\r\nund Kohle, die in der\r\nUnion in Verkehr gebracht werden, auf Erzeugerebene\r\nPriorität in 2025-2026 Wichtig, dies so schnell wie möglich abzuschließen, da ab\r\nAugust 2028 über die Methanintensität berichtet werden\r\nmuss. Die Methode zur Berechnung der Methanintensität\r\nist auch für andere EU-Rechtsvorschriften relevant, z. B. für\r\nkohlenstoffarme Kraftstoffe wie Wasserstoff.\r\n13 Verordnung (EU)\r\n2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und\r\nzur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel\r\n34 i.V.m. Artikel 27 Abs. 1,\r\n2. Unterabsatz\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nÄnderung der Methanemissions-VO, um Änderungen in Bezug auf die\r\nvon Importeuren vorzulegenden erforderlichen Informationen vorzunehmen\r\nso schnell wie möglich in\r\n2025\r\nDer Import fossiler Energieträger erfolgt zu einem großen\r\nAnteil auf Basis von Liefervereinbarungen mit Erfüllungszeitpunkten, die einige Jahre in der Zukunft liegen. Für Unternehmen, die Gas oder andere Energieträger aus dem\r\nEU-Ausland importieren, ist Planungssicherheit hinsichtlich\r\nder Anforderungen über mehrere Jahre im Voraus von großer Bedeutung. Importeure unterliegen gemäß Artikel 28\r\nder VO ab dem 1.1.2027 umfangreichen Melde- und Nachweispflichten. Um diese zu erfüllen, müssen sie mit ausreichendem zeitlichem Vorlauf die genauen Anforderungen\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 7 von 8\r\nkennen. Daher ist ein zügiger Erlass des Rechtsakt essenziell.\r\n14 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n13 Abs. 2\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nmit Leitlinien für einheitliche Bedingungen für die\r\nBestimmung von „strategischen Projekten“\r\nFrist für Europäische Kommission: 01.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDieser Rechtsakt wird von den Unternehmen in der Praxis\r\nschnellstmöglich benötigt.\r\n15 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n25 Abs. 5\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzu Mindestanforderungen\r\nan die ökologische Nachhaltigkeit bei öffentlichen\r\nVergabeverfahren\r\nFrist für Europäische Kommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur hemmen bzw. verzögern.\r\n16 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n26 Abs. 3\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nzu Kriterien in Auktionen\r\nfür den Einsatz erneuerbarer Energiequellen, insbesondere bezüglich Resilienz\r\nFrist für Europäische Kommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDie Spezifikation für die Gestaltung von nicht preisbezogenen Kriterien in Auktionen für erneuerbare Energien sollte\r\nbestehenden Branchenstandards folgen und nicht zu einer\r\nzusätzlichen regulatorischen Belastung führen (voraussichtlich abgedeckt: Cybersicherheit, verantwortungsvolle\r\nUnternehmensführung, Widerstandsfähigkeit, Lieferfähigkeit, Innovation, Nachhaltigkeit, Integration in das Energiesystem).\r\n17 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n29 Abs. 2\r\nDurchführungsrechtsakt\r\nmit Liste aller Endprodukte mit Netto-NullTechnologien und ihrer\r\nwichtigsten spezifischen\r\nBauteile\r\nkeine Frist laut Verordnung\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDer Rechtsakt wird für die Bewertung des Beitrags des jeweiligen Bauteils bzw. der jeweiligen Technologie zur Resilienz benötigt. Er darf nicht durch zu strikte Kriterien den\r\nAusbau der Energieinfrastruktur oder den (wirtschaftlichen) Ausbau der erneuerbaren Energien erschweren oder\r\nunwirtschaftlicher machen.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 1: Prioritär zu erlassene Rechtsakte Seite 8 von 8\r\n18 Verordnung (EU)\r\n2024/1735 über die NettoNull-Industrie (Net Zero Industry Act – NZIA), Artikel\r\n46 Abs. 7\r\nDelegierter Rechtsakt zur\r\nBestimmung der Unterkategorien „vorrangig genutzte Komponenten“ innerhalb der Netto-NullTechnologien\r\nFrist für Europäische Kommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur oder den (wirtschaftlichen)\r\nAusbau der erneuerbaren Energien erschweren oder unwirtschaftlicher machen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010927","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/68/89/485183/Stellungnahme-Gutachten-SG2502270014.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 1 von 13\r\nBMWK-Konsultation Anfang Januar 2025: Europäische Durchführungs-/delegierte Rechtsakte\r\nTeil 2: Rechtsakte, bei denen in den Jahren 2025/2026 durch ihre Ausgestaltung eine erhebliche zusätzliche Bürokratiebelastung geschaffen\r\nwerden könnte.\r\nNr. Basisrechtsakt/Ermächtigungsnorm\r\nDurchführungs-/delegierter Rechtsakt\r\nZeithorizont Bemerkungen\r\n1 Verordnung (EU) 2024/1735\r\nüber die Netto-Null-Industrie\r\n(Net Zero Industry Act – NZIA),\r\nArt. 46 Abs. 7\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Bestimmung der\r\nUnterkategorien „vorrangig genutzte Komponenten“ innerhalb\r\nder Netto-Null-Technologien\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber\r\nmit Augenmaß\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 18), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur\r\noder den (wirtschaftlichen) Ausbau der erneuerbaren Energien erschweren oder unwirtschaftlicher machen.\r\nDie Lieferkette für viele Bauteile in der Energiewirtschaft, insbesondere für Netztechnologien umfasst häufig nur eine Handvoll Bieter, die meisten davon aus Europa. Die Betreiber der Assets, insbesondere die Netzbetreiber, sehen sich derzeit mit steigenden\r\nKosten und Verzögerungen bei der Beschaffung von Komponenten konfrontiert, was auf\r\ndie begrenzten Fertigungskapazitäten und\r\ndie gestiegene europäische und globale\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 2 von 13\r\nNachfrage zurückzuführen ist. Die Einbeziehung fester Nachhaltigkeitskriterien in die\r\nBeschaffungsprozesse könnte diese weiter\r\nverkomplizieren und somit den bürokratischen Aufwand erhöhen, ohne einen Mehrwert zu schaffen. Dies wiederum würde die\r\nAttraktivität der europäischen Bieter schmälern, die Zahl der Bieter und den Wettbewerb\r\nverringern und damit die ohnehin schon steigenden Preise weiter in die Höhe treiben. Im\r\nFall von Netzkomponenten (die Vorlaufzeiten\r\nund Kosten für Stromtransformatoren haben\r\nsich z.B. in nur wenigen Jahren verdoppelt)\r\nwürde dies den Netzausbau verlangsamen\r\nund die von den Verbrauchern zu zahlenden\r\nNetzentgelte erhöhen. Stattdessen sollte die\r\nEuropäische Kommission die NZIA-Durchführungs- und delegierten Rechtsakte im Zusammenhang mit dem Marktzugang gezielt und\r\nnur dort ausarbeiten, wo es notwendig ist.\r\n2 Verordnung (EU) 2024/1735\r\nüber die Netto-Null-Industrie\r\n(Net Zero Industry Act – NZIA),\r\nArtikel 25 Abs. 5\r\nDurchführungsrechtsakt zu Mindestanforderungen an die ökologische Nachhaltigkeit bei\r\nöffentlichen Vergabeverfahren\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 30.03.2025\r\nForderung: schnellstmöglich erlassen, aber\r\nmit Augenmaß\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 15), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 3 von 13\r\noder den (wirtschaftlichen) Ausbau der erneuerbaren Energien erschweren oder unwirtschaftlicher machen.\r\nDie Lieferkette für viele Bauteile in der Energiewirtschaft, insbesondere für Netztechnologien umfasst häufig nur eine Handvoll Bieter, die meisten davon aus Europa. Die Betreiber der Assets, insbesondere die Netzbetreiber, sehen sich derzeit mit steigenden\r\nKosten und Verzögerungen bei der Beschaffung von Komponenten konfrontiert, was auf\r\ndie begrenzten Fertigungskapazitäten und\r\ndie gestiegene europäische und globale\r\nNachfrage zurückzuführen ist. Die Einbeziehung fester Nachhaltigkeitskriterien in die\r\nBeschaffungsprozesse könnte diese weiter\r\nverkomplizieren und somit den bürokratischen Aufwand erhöhen, ohne einen Mehrwert zu schaffen. Dies wiederum würde die\r\nAttraktivität der europäischen Bieter schmälern, die Zahl der Bieter und den Wettbewerb\r\nverringern und damit die ohnehin schon steigenden Preise weiter in die Höhe treiben. Im\r\nFall von Netzkomponenten (die Vorlaufzeiten\r\nund Kosten für Stromtransformatoren haben\r\nsich z.B. in nur wenigen Jahren verdoppelt)\r\nwürde dies den Netzausbau verlangsamen\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 4 von 13\r\nund die von den Verbrauchern zu zahlenden\r\nNetzentgelte erhöhen. Stattdessen sollte die\r\nEuropäische Kommission die NZIA-Durchführungs- und delegierten Rechtsakte im Zusammenhang mit dem Marktzugang gezielt und\r\nnur dort ausarbeiten, wo es notwendig ist.\r\n3 Verordnung (EU) 2024/1735\r\nüber die Netto-Null-Industrie\r\n(Net Zero Industry Act – NZIA),\r\nArtikel 29 Abs. 2\r\nDurchführungsrechtsakt mit Liste aller Endprodukte mit NettoNull-Technologien und\r\nihrer wichtigsten spezifischen Bauteile\r\nkeine Frist laut Verordnung Forderung:\r\nschnellstmöglich erlassen, aber mit Augenmaß\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 17), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt darf nicht durch zu strikte Kriterien den Ausbau der Energieinfrastruktur\r\noder den (wirtschaftlichen) Ausbau der erneuerbaren Energien erschweren oder unwirtschaftlicher machen.\r\nDie Lieferkette für viele Bauteile in der Energiewirtschaft, insbesondere für Netztechnologien umfasst häufig nur eine Handvoll Bieter, die meisten davon aus Europa. Die Betreiber der Assets, insbesondere die Netzbetreiber, sehen sich derzeit mit steigenden\r\nKosten und Verzögerungen bei der Beschaffung von Komponenten konfrontiert, was auf\r\ndie begrenzten Fertigungskapazitäten und\r\ndie gestiegene europäische und globale\r\nNachfrage zurückzuführen ist. Die\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 5 von 13\r\nEinbeziehung fester Nachhaltigkeitskriterien\r\nin die Beschaffungsprozesse könnte diese\r\nweiter verkomplizieren und somit den bürokratischen Aufwand erhöhen, ohne einen\r\nMehrwert zu schaffen. Dies wiederum würde\r\ndie Attraktivität der europäischen Bieter\r\nschmälern, die Zahl der Bieter und den Wettbewerb verringern und damit die ohnehin\r\nschon steigenden Preise weiter in die Höhe\r\ntreiben. Im Fall von Netzkomponenten (die\r\nVorlaufzeiten und Kosten für Stromtransformatoren haben sich z.B. in nur wenigen Jahren verdoppelt) würde dies den Netzausbau\r\nverlangsamen und die von den Verbrauchern\r\nzu zahlenden Netzentgelte erhöhen. Stattdessen sollte die Europäische Kommission\r\ndie NZIA-Durchführungs- und delegierten\r\nRechtsakte im Zusammenhang mit dem\r\nMarktzugang gezielt und nur dort ausarbeiten, wo es notwendig ist.\r\n4 Verordnung (EU) 2019/943\r\n(Strombinnenmarkt-Verordnung) in der gelten Fassung, Artikel 59 Abs. 1 Buchstabe e\r\nDurchführungsrechtsakt über einen Netzkodex zur Laststeuerung\r\n(Network Code on Demand Response)\r\nKeine Zeitvorgabe für Europäische Kommission;\r\nLegislatives Verfahren\r\nunter Führung der Europäischen Kommission ab\r\nQ2/2025 bis 2026; Umsetzung bis 2028/29\r\nGrundsätzlich ist eine rechtliche Basis für Flexibilitätsmechanismen zu begrüßen. Auch die\r\nEntscheidung, im ersten Entwurf viele Details\r\nauf Ebene des jeweiligen Mitgliedstaates zu\r\nregeln, erscheint prinzipiell schlüssig. Gleichzeitig besteht auch ein Bedarf an europäischer Harmonisierung. Die aktuelle Gefahr\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 6 von 13\r\nbesteht in einer unzureichenden Abstimmung zwischen den unterschiedlichen Ebenen und die zu frühe Vorwegnahme von Designelementen, ohne einen Wettbewerb zwischen Modellen und praktische Entwicklungen zuzulassen.\r\n5 Verordnung (EU) 2024/1747,\r\nArtikel 59 Abs. 1 Buchstabe b\r\n(ändert Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (EU)\r\n2019/943)\r\nÄnderung der Verordnung (EU) 2015/1222\r\n(Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das\r\nEngpassmanagement,\r\n„CACM 2.0“)\r\nKomitologieverfahren in\r\n2025/2026 mit anschließender Implementierung\r\n(abhängig von der Tragweite der Änderungen\r\nkann dies mehrere Jahre\r\nbis 2030 in Anspruch\r\nnehmen)\r\nUnter alternativen Optionen einer „Governance“ wird insbesondere eine Zentralisierung diverser Funktionen erwogen. Dies\r\nkönnte einschließen: (i) die Einrichtung einer\r\nzentralen Entität zum Betrieb der Marktkopplung, (ii) die Übernahme zentraler Funktionen durch weitere EU-Behörden (z.B. 70%\r\nRegel) und (iii) einen Transfer von Aufgaben\r\nvon den Mitgliedstaaten auf die EU-Ebene.\r\nDiese Umstellungen würden einen mehrjährigen Transformationsprozess benötigen und\r\nzu mehr Regulierung/Bürokratie führen.\r\nDarüber hinaus gibt es eine Vielzahl weiterer\r\nAnpassungen, die für Deutschland teilweise\r\nmassive Relevanz haben. Diese sind u.a. die\r\nNeu-Definition des Begriffs „strukturelle Engpässe“ sowie eine Ausweitung der 70%-Vorgabe für den Intraday-Handel. Beide potenziellen Anpassungen erhöhen insbesondere\r\nden Druck auf die einheitliche Gebotszone.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 7 von 13\r\n6 Verordnung (EU) 2024/1747,\r\nArtikel 59 Abs. 1 Buchstabe b\r\n(ändert Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (EU)\r\n2019/943)\r\nÄnderung der Verordnung (EU) 2016/1719\r\n(Leitlinie für die\r\nVergabe langfristiger\r\nKapazität, „FCA 2.0“)\r\nKomitologieverfahren in\r\n2025/2026 mit anschließender Implementierung\r\n(abhängig von der Tragweite der Änderungen\r\nkann dies mehrere Jahre\r\nbis 2030 in Anspruch\r\nnehmen)\r\nParallel zur Leitlinie CACM (Eintrag Nr. 5\r\noben) wird auch die Leitlinie FCA überarbeitet. Die möglichen Implikationen sind bei Eintrag Nr. 5 dargestellt.\r\n7 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942, (Methanemissions-VO), Artikel 14\r\nAbs. 7 Buchstabe a\r\nDurchführungsrechtsakt zur Festlegung der\r\nMindestnachweisgrenze für die Leckerkennung und der Messtechniken, die für die\r\nverschiedenen Messgeräte anzuwenden sind,\r\ndie zur Erfüllung der in\r\nAbsatz 8 festgelegten\r\nAnforderungen für alle\r\nKomponenten verwendet werden\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 05.08.2025\r\nForderung: so schnell\r\nwie möglich in 2025 erlassen\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 7), da die Vorgaben dringend benötigt werden; sie müssen aber mit\r\nmöglichst wenig Bürokratiebelastung ausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt wird dringend benötigt, damit\r\nBetreiber der Gasinfrastruktur sich auf die\r\nVorgaben einstellen, ggf. zusätzlich erforderliches Equipment beschaffen und das Personal geeignet unterweisen können, um der\r\nVerpflichtung zur regelmäßigen Leckageüberprüfung ihrer Infrastruktur nachkommen zu\r\nkönnen. Die Vorgaben sollten so formuliert\r\nsein, dass möglichst viele der bewährten Verfahren eingesetzt werden können. Werden\r\ndie Technologien durch die Vorgaben eingeschränkt, löst dies zusätzlichen Aufwand bei\r\nden Betreibern aus, die bislang andere, ebenfalls geeignete Technologien verwendet\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 8 von 13\r\nhaben. Diesen Aufwand gilt es unbedingt zu\r\nvermeiden.\r\n8 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel 14\r\nAbs. 7 Buchstabe b\r\nDurchführungsrechtsakt zur Festlegung der\r\nSchwellenwerte für die\r\nerste Stufe der LDARUntersuchungen, die\r\nzur Erfüllung der in Absatz 8 festgelegten Anforderungen an unterirdische Komponenten\r\nanzuwenden sind\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 05.08.2025\r\nForderung: So schnell\r\nwie möglich in 2025 erlassen\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 8), da die Vorgaben dringend benötigt werden; sie müssen aber mit\r\nmöglichst wenig Bürokratiebelastung ausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt wird dringend benötigt, damit\r\nBetreiber der Gasinfrastruktur sich auf die\r\nVorgaben einstellen, ggf. zusätzlich erforderliches Equipment beschaffen und das Personal geeignet unterweisen können, um der\r\nVerpflichtung zur regelmäßigen Leckageüberprüfung ihrer Infrastruktur nachkommen zu\r\nkönnen. Die Vorgaben sollten so formuliert\r\nsein, dass möglichst viele der bewährten Verfahren eingesetzt werden können. Werden\r\ndie Technologien durch die Vorgaben eingeschränkt, löst dies zusätzlichen Aufwand bei\r\nden Betreibern aus, die bislang andere, ebenfalls geeignete Technologien verwendet haben. Diesen Aufwand gilt es unbedingt zu\r\nvermeiden.\r\n9 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der\r\nDurchführungsrechtsakt zur Festlegung des\r\nVerfahrens und der Anforderungen an die von\r\nSo schnell wie möglich in\r\n2025\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 11), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 9 von 13\r\nVerordnung (EU) 2019/942,\r\n(Methanemissions-VO), Artikel\r\n28 Abs. 6\r\neinem Drittland zur\r\nFeststellung der Gleichwertigkeit vorzulegenden Nachweise\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\nAb dem 1. Januar 2027 müssen Importeure\r\nnachweisen, dass in den Herkunftsstaaten\r\nder importierten fossilen Energieträger Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen erfolgen, die denen aus\r\nder Methanemissions-VO gleichwertig sind.\r\nDie Anforderungen an die Nachweise zur\r\nFeststellung der Gleichwertigkeit sollen in\r\ndem hier genannten Rechtsakt festgelegt\r\nwerden. Für die Importeure ist es essenziell,\r\ndass dieser Rechtsakt so schnell wie möglich\r\nerlassen wird, damit Planungssicherheit entsteht und im Bedarfsfall entsprechende Maßnahmen in den Herkunftsstaaten noch eingerichtet werden können. Dies ist besonders\r\nwichtig für Importe aus Ländern mit einer\r\nkomplexen Lieferkette (z.B. Importe aus den\r\nUSA: komplexe LNG-Lieferkette).\r\nDie Verfolgung von Öl- und Gasimporten zum\r\nProduktionsstandort ist insbesondere bei\r\nkomplexen Lieferketten wie z.B. in den USA\r\nderzeit fast unmöglich. Wichtig ist, dass auf\r\nglobaler Ebene Standards für die Erfassung\r\nvon und die Berichterstattung zu Methanemissionen vereinbart werden. Hierzu sollte\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 10 von 13\r\nauf die Vorarbeiten der Oil & Gas Methane\r\nPartnership (OGMP) aufgebaut werden.\r\n10 (Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel 32\r\nAbs. 1 bzw. 2, jeweils Buchstabe a\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Festlegung verbindlicher, durch Normungsorganisationen\r\nerarbeiteter Standards\r\nbzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nzum Thema „Messung\r\nund Quantifizierung\r\nvon Methanemissionen\r\ngemäß Artikel 12 Absatz 5“\r\nSollte spätestens Anfang\r\n2026 erlassen werden\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 9), da die Vorgaben dringend benötigt werden; sie müssen aber mit\r\nmöglichst wenig Bürokratiebelastung ausgearbeitet werden.\r\nDer Rechtsakt wird näher festlegen, wie Betreiber der Gasinfrastruktur die Messung und\r\nQuantifizierung von Methanemissionen\r\ndurchführen müssen. Es ist wichtig, dass sich\r\ndie Vorgaben an den dem Stand der Technik\r\nentsprechenden Verfahren der Industrie orientieren. So wird erheblicher Umstellungsaufwand bei den Unternehmen vermieden.\r\nSolange noch keine Vorgaben per Delegiertem Rechtsakt erlassen sind, sind die Unternehmen verpflichtet, Verfahren gemäß Stand\r\nder Technik anzuwenden (vgl. Art. 12 Abs. 5\r\nSatz 2 der Methanemissions-VO).\r\n11 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel 32\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Festlegung verbindlicher, durch Normungsorganisationen\r\nerarbeiteter Standards\r\nbzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nForderung: So schnell\r\nwie möglich in 2025 erlassen\r\nRechtsakt auch in Abfrage Teil 1 aufgeführt\r\n(Tabelle Eintrag Nr. 10), da die Vorgaben\r\ndringend benötigt werden; sie müssen aber\r\nmit möglichst wenig Bürokratiebelastung\r\nausgearbeitet werden.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 11 von 13\r\nAbs. 1 bzw. 2, jeweils Buchstabe b\r\nzum Thema „LDAR-Untersuchungen gemäß\r\nArtikel 14 Abs. 1“\r\nDer Rechtsakt wird näher festlegen, wie Betreiber der Gasinfrastruktur die die von ihnen\r\nbetriebenen Assets auf Methanemissionen\r\nüberprüfen müssen. Die erstmalige Überprüfung aller Assets muss bis 5. August 2025 erfolgen (Ausnahme: letzte Überprüfung liegt\r\nweniger als 2 Jahre zurück). Daher werden\r\ndie Vorgaben für Messung und Quantifizierung dringend benötigt. Wichtig ist, dass die\r\nVorgaben so ausgestaltet sind, dass in der\r\nPraxis bewährte, wirksame Technologien zur\r\nDetektion von Leckagen weiterhin verwendet\r\nwerden dürfen. Andernfalls entstehen erheblicher zusätzlicher Aufwand durch den notwendigen Technologiewechsel (Anschaffung\r\nanderer Geräte, Umschulung Personal etc.).\r\n12 Verordnung (EU) 2024/1787\r\nüber die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (Methanemissions-VO), Artikel 32\r\nAbs. 1 bzw. 2, jeweils Buchstabe c\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Ergänzung von verbindlichen Standards\r\nbzw. zum Erlass verbindlicher Vorschriften\r\nzum Thema „Ausrüstung gemäß Artikel 15\r\nAbs. 3 und 5“\r\nVoraussichtlich 2025\r\noder 2026\r\nDer Rechtsakt wird Standards oder techn.\r\nVorschriften für die Ausrüstung festlegen,\r\nmit der Ausblasen bzw. Abfackeln dann erfolgen darf, wenn es nicht vollständig vermieden werden kann oder aus Sicherheitsgründen erforderlich ist (Art. 15 Abs. 3 Buchstabe\r\na). Die Vorgaben sind so auszugestalten, dass\r\nbewährte, wirksame Technologien weiterhin\r\nverwendet werden dürfen. Andernfalls entstünde unnötiger hoher Mehraufwand (Kosten) für die Anschaffung neuer Ausrüstung\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 12 von 13\r\n13 Richtlinie (EU) 2022/2464 hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen (Corporate Sustainability\r\nReporting Directive – CSRD),\r\nArtikel 29b Abs. 1\r\nDelegierter Rechtsakt\r\nzur Entwicklung sektorspezifischer Standards\r\nFrist wurde bereits um\r\nzwei Jahre auf\r\n30.04.2026 verschoben.\r\nAus BDEW-Sicht sollte auf eine Verabschiedung verpflichtender sektorspezifischer Standards verzichtet werden. Unternehmen und\r\nAuditoren sollten sich auf die zielführende\r\nImplementierung von sektorübergreifenden\r\n(„horizontalen“) europäischen Standards für\r\ndie Nachhaltigkeitsberichterstattung (horizontal European Sustainability Reporting\r\nStandards, ESRS) konzentrieren können. Sektorspezifische Standards würden aus Sicht\r\ndes BDEW nicht für alle betroffenen Branchen einen zusätzlichen Mehrwert bringen\r\nkönnen. Diese Einschätzung kann erst mit\r\npraktischer Erfahrung mit „horizontal ESRS“\r\ngetroffen werden.\r\n14 RL (EU) 2024/1760 über die\r\nSorgfaltspflichten von Unternehmen im Hinblick auf Nachhaltigkeit (Corporate Sustainability Due Diligence Directive –\r\nCSDD), Artikel 16 Abs. 3\r\nDelegierte Rechtsakte\r\nzur Ergänzung der Vorgaben für Inhalt und\r\nKriterien der Berichterstattung\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 31.03.2027\r\nDiese Delegierten Rechtsakte sollen die konkreten Inhalte und Kriterien für die jährliche\r\nBerichterstattung der Unternehmen über die\r\nErfüllung ihrer Sorgfaltspflichten näher festlegen. Sie können je nach Ausgestaltung stark\r\nerhöhten Berichtsaufwand für Unternehmen\r\nmit sich bringen. Diesen gilt es so weit wie\r\nmöglich zu begrenzen, wenngleich Unternehmen, die bereits nach CSRD berichterstatten\r\nmüssen, von der Veröffentlichung eines separaten Sorgfaltspflichtenberichts ausgenommen sind.\r\n15.01.2025: BDEW-Antworten zu BMWK-Konsultation EU-Rechtsakte 2025/2026 Teil 2: Gefahr Bürokratiebelastung Seite 13 von 13\r\n15 Verordnung (EU) 2024/1106\r\nvom 11. April 2024 zur Änderung der Verordnungen (EU)\r\nNr. 1227/2011 und (EU)\r\n2019/942 in Bezug auf einen\r\nbesseren Schutz der Union vor\r\nMarktmanipulation auf dem\r\nEnergiegroßhandelsmarkt, Artikel 8\r\nDurchführungsverordnung zur Datenberichtung hinsichtlich Speicher und LNG-Verträge\r\nFrist für Europäische\r\nKommission: 8. Mai 2025\r\nDer Umfang der Datenbereitstellung an ACER\r\nbetreffend Vertragsdaten zu Speicher und\r\nLNG-Produkten sowie die Frage des Anwendungsbereichs von sog. „Organised Market\r\nplaces“ führt zu einem erheblichen Administrationsaufwand für Händler, Speicher- und\r\nLNG-Betreiber "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010927","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/13/94/643008/Stellungnahme-Gutachten-SG2511240007.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 12. November 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nVorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nVersion 1.0\r\nSeite 2 von 12\r\nInhalt\r\n1 Hintergrund ....................................................................................................... 3\r\n2 Abbau von Berichts- und Informationspflichten ................................................. 4\r\n2.1 Jährliche Vereinfachung des Monitorings ...................................................... 4\r\n2.2 Vereinfachungen im Bereich Biogas, insbesondere der Nachhaltigkeitszertifizierung .......................................................................... 4\r\n2.3 Vereinfachung und Verschlankung der Stromkennzeichnung ....................... 5\r\n2.4 Streichung der Pflicht zur öffentlichen Bekanntgabe bei Änderung der technischen Anschlussbedingungen .............................................................. 6\r\n3 Weitere Entlastungsvorschläge .......................................................................... 6\r\n3.1 Probabilistik bei der artenschutzrechtlichen Signifikanzbewertung .............. 6\r\n3.2 Pflichtverstöße/Strafzahlungen im EEG ......................................................... 7\r\n3.3 Im EnWG anpassen: BImSchV als Anzeigeerfordernis ................................... 7\r\n3.4 Vollständige Digitalisierung der Beteiligung im Bauleitplanverfahren .......... 8\r\n3.5 Sonderregelung Marktintegrationslagen (MIM-Anlagen).............................. 8\r\n3.6 Ausfallvergütung für Anlagen > 100 kW ......................................................... 9\r\n3.7 Berechnung des anzulegenden Wertes für Windenergieanlagen an Land .... 9\r\n3.8 Zahlungsbestimmungen für Solaranlagen gem. EEG ................................... 10\r\n3.9 Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für wasserwirtschaftliche Vorhaben ...................................................................................................... 11\r\n3.10 Ermessensentscheidungen im Wasserrecht ................................................ 11\r\n3.11 Ausnahmeregelungen bei Gefährdung der Trinkwasserversorgung ........... 12\r\n3.12 Wasserinfrastrukturvorhaben in § 48 Abs. 1 VwGO .................................... 12\r\nSeite 3 von 12\r\n1 Hintergrund\r\nDie Energiewende ist das größte Transformationsprojekt in der Geschichte der Energiewirt-schaft. Eine erfolgreiche Energiewende ist eng mit Energiesouveränität, wirtschaftlicher Ent-wicklung und nicht zuletzt dem Klimaschutz verbunden. Gleichzeitig ist die Energiewirtschaft stark überproportional von bürokratischen Belastungen betroffen: Von den rund 10.600 be-stehenden Informationspflichten entfallen 1.059, also 10 Prozent allein auf die Energiewirt-schaft. Über 15.000 Einzelnormen muss die Energiewirtschaft im Tagesgeschäft beachten. Jährlich entstehen so fast 1,5 Mrd. Euro Bürokratiekosten für die Unternehmen. Während der Bürokratiekostenindex für die Gesamtwirtschaft in etwa gleichgeblieben ist, ist er für die Ener-giewirtschaft seit 2021 um rund 30 Prozent gestiegen.\r\nEbenso wie die Energiewirtschaft ist die Wasserwirtschaft von bürokratischen Belastungen be-troffen, während sie sich gleichzeitig wachsenden Herausforderungen gegenübersieht. Jähr-lich muss die Wasserwirtschaft etwa 9,9 Millionen Stunden aufwenden, um allen Normen und Vorschriften zu genügen. Jedes Jahr fällt ein Erfüllungsaufwand von über 2 Mrd. Euro an.\r\nDie kontinuierliche Erweiterung von Gesetzen, Verordnungen und Festlegungen für die Ener-gie- und Wasserwirtschaft auf Bundes- und Landesebene und durch Behörden beanspruchen in den Unternehmen und bei zuständigen Behörden unnötig personelle und finanzielle Res-sourcen. Es muss unbedingt vermieden werden, knappe Ressourcen in verzichtbaren Prozes-sen zu binden (siehe auch Faktenbroschüre des BDEW). Auch die Vielzahl von Informations- und Meldepflichten – zum Teil mehrfach und ohne zentrale Koordination abgefragt – stellen eine hohe und unnötige Belastung für die Unternehmen dar. Unbürokratische, planbare und verlässliche gesetzliche Rahmenbedingungen sind jedoch eine Gelingensbedingung für eine effiziente Transformation, wie u.a. die diesjährige Stadtwerkestudie von BDEW und EY zeigt.\r\nNeben grundsätzlichen Ansätzen zur Bürokratievermeidung, wie dem Once-Only-Prinzip (siehe hierzu Diskussionspapier des BDEW), 1:1-Umsetzungen von EU-Vorgaben und dem One-In-One-Out-Ansatz muss der direkte Abbau von Bürokratie mit langem Atem und viel Sorgfalt vo-rangetrieben werden. Es gilt, Bürokratie im Kleinen wie im Großen abzubauen. Eine „silver bullet“ des Bürokratieabbaus gibt es nicht.\r\nMit der Modernisierungsagenda will die Bundesregierung entscheidende Schritte für moder-nere Prozesse und weniger Bürokratie gehen. Mit diesem Positionspapier macht der BDEW diesbezüglich zahlreiche konkrete Vorschläge. Allein der Umfang zeigt: ein eigenes Bürokra-tierückbaugesetz für die Energie- und Wasserwirtschaft ist nötig und sinnvoll. Der BDEW wird dieses Dokument laufend überarbeiten und weitere Vorschläge sowohl in dieses Doku-ment als auch in laufende Gesetzgebungsverfahren einbringen.\r\nSeite 4 von 12\r\n2 Abbau von Berichts- und Informationspflichten\r\n2.1 Jährliche Vereinfachung des Monitorings\r\nBetroffene Norm: §§ 35 und 63 Abs. 3 EnWG (Monitoringbericht),\r\nProblembeschreibung: Der hohe Umfang der Erhebungen zum jährlichen Monitoringbericht der BNetzA und des Bundeskartellamtes gemäß §§ 35 und 63 Abs. 3 EnWG für alle Unterneh-men und Wertschöpfungsstufen der Strom- und Gaswirtschaft erfordert für die Unternehmen einen extrem hohen Aufwand. Die vorgesehenen Fragebögen beinhalten eine Vielzahl von Er-hebungsmerkmalen, deren Ermittlung in den Energieversorgungsunternehmen immer mehr Ressourcen bindet und hohe Kosten verursacht. Der Umfang der Fragebögen und analog die Belastung der Unternehmen ist dabei seit Einführung der Monitoringberichte im Jahr 2006 stetig gewachsen- häufig ohne erkennbaren Mehrwert.\r\nVerbesserungsvorschlag/Forderung: Für den Monitoringbericht 2024 wurde bereits ein redu-zierter Fragenkatalog verwendet. Von den rund 550 Fragen/Fragenkomplexen wurde im Rah-men der damaligen Erhebung rund ein Drittel gestrichen. Der BDEW sieht allerdings weiteres Potential zur Verschlankung für die Erhebungen in den nächsten Jahren.\r\nWeitere signifikante Reduzierung des Fragenkatalogs des Monitoringberichts der BNetzA und des Bundeskartellamtes ist notwendig.\r\n2.2 Vereinfachungen im Bereich Biogas, insbesondere der Nachhaltigkeitszertifizierung\r\nBetroffene Normen: u. a. Betroffene §§: EEG z. B. zum Einsatzstofftagebuch, § 27 EEG 2012, RED II, Art. 29 BioSt-NachV, BioKraft-NachV, EEG 20xx und EEG 2021/2023, § 90 EEG, BEHG, § 7 EBeV 2030, MRR EU ETS, EEG § 44 b, BImSchG, 38.BImSchV Durchführungsverordnung (EU) 2022/996, RED II, Art. 30 (Anrechenbarkeit auf EE-Ziele der MS), RED II, Art. 19 (GO/HKN) -> HkNRG (zukünftig), RED II, Art. 29, EU-Taxonomie (freiwillig), GHG-Protokoll (freiwillig)\r\nBelastung: Biomethananlagen müssen aktuell in zu vielen Registern parallel registriert wer-den, v. a.:\r\n›\r\nMarktstammdatenregister der BNetzA,\r\n›\r\nNationales Emissionshandelsregister (nEHS-Register),\r\n›\r\nNaBiSy der BLE,\r\n›\r\nHerkunftsnachweisregister des UBA,\r\n›\r\nMassenbilanzsystem, z. B. Dena-Biogasregister.\r\nSeite 5 von 12\r\nDies führt zu einem unnötigen Verwaltungsaufwand und widerspricht auch dem Zweck des Marktstammdatenregisters, ein „one-stop-shop“-Register zu sein (Zielstellung des Wirt-schaftsministeriums bereits vor einigen Jahren).\r\nVerbesserungsvorschlag: Vereinheitlichung der Nachweisführung (Massenbilanz inkl. Eigen-schaften wie Nachhaltigkeitsnachweis und THG-Minderung) von Biomasseproduktion über die Biogas-/Biomethanproduktion bis hin zu Handel und Konversionsanlagemittels eines sekto-rübergreifenden Registers für Biogas/Biomethan oder Erneuerbare oder Einführung eines au-tomatisierten Datenabgleichs.\r\n2.3 Vereinfachung und Verschlankung der Stromkennzeichnung\r\nBetroffene Norm: § 42 EnWG i.V.m § 42a EnWG und §§ 79, 79a EEG)\r\nBelastung: Eine Reduzierung der Stromkennzeichnung auf das notwendige Maß führt zu einer fokussierten und damit einhergehenden Erhöhung des Verständnisses für Letztverbraucher und Reduzierung des bürokratischen Aufwandes für Energielieferanten. Darüber hinaus gibt es Restriktionen hinsichtlich der Zulässigkeit der Entwertung von Herkunftsnachweisen durch Marktteilnehmer, welche in bürokratischem Mehraufwand und finanziellen Zusatzbelastun-gen resultieren\r\nVerbesserungsvorschläge:\r\nFokussierung der Stromkennzeichnung durch alleinige Ausweisung des individuellen Produkt-/Kundenmix für aus dem Netz bezogene Energiemengen und einer Bundesdeutschen Ver-gleichsgröße (Anpassung § 42 Abs. 1, 3, 3a EnWG).\r\nEntfall der nicht notwendigen und verwirrenden Ausweisung des Unternehmensmix und ver-bleibenden Energieträgermix (Anpassung § 42 Abs. 1, 3, 3a EnWG).\r\nEntfall der wenig verständlichen und stark erklärungsbedürftigen regionalen Grünstromkenn-zeichnung (Anpassung § 42 Abs. 5 EnWG) und der Mieterstromausweisung (Anpassung: § 42a Abs. 5 EnWG) in Anlehnung an die Regelungen der Gemeinschaftlichen Gebäudestromversor-gung (§ 42b Abs. 4 Nr. 1 EnWG).\r\nAusweisungsmöglichkeit der Stromkennzeichnung in digitaler Form (z.B. über QR-Code-Ver-weis) statt verpflichtenden Abdruckes in den Rechnungen und Werbematerial (Anpassung § 42 Abs. 1 EnWG).\r\nEntfall der Berücksichtigung von Strom aus erneuerbaren Energien als Anteil des berechneten Energieträgermixes nach Maßgabe des § 42 Abs. 4 EnWG (Streichung § 42 Abs. 5 Nr. 3 EnWG).\r\nSeite 6 von 12\r\nZulässigkeit der Entwertung von Herkunftsnachweisen bzw. Etablierung eines direkten Ent-wertungsrecht für Marktteilnehmer für die Belieferungen von Netzverlustenergie und für die Eigenversorgung/Selbstbeschaffung von Energiemengen (u.a. direkter Börsenbezug).\r\nFokussierung der Stromkennzeichnung rein auf die Vorgaben der Strombinnenmarkt-Richtli-nie und RED II/III.\r\n2.4 Streichung der Pflicht zur öffentlichen Bekanntgabe bei Änderung der technischen An-schlussbedingungen\r\nBetroffene Norm: § 4 Abs. 4, § 20 NAV\r\nBelastung: Netzbetreiber sind nach der Niederspannungsanschlussverordnung (NAV) ver-pflichtet, bei Änderungen ihrer Technischen Anschlussbedingungen (TAB) zuvor eine „öffentli-che Bekanntgabe“ ebendieser Änderungen durch eine Mitteilung in der regionalen Tages-presse durchzuführen. Gerade in größeren Netzgebieten führt dies aufgrund der Vielzahl regi-onaler Zeitungen zu einem erheblichen Aufwand und hohen Kosten. Durch den technischen Fortschritt gibt es zudem sehr viel öfter den Bedarf, dass Netzbetreiber in ihren TAB´s Ände-rungen vornehmen müssen.\r\nDir Veröffentlichung der Änderungen über die regionale Tagespresse ist nicht mehr zeitge-mäß. Zudem werden heute schon die TAB aller Netzbetreiber über die Internetplattform VNBdigital gemäß § 14e Abs. 2a EnWG verlinkt. Hier können Interessierte also unkompliziert, zentriert und schnell zu den TAB der jeweiligen Netzbetreiber gelangen.\r\nVerbesserungsvorschlag: Streichung der Pflicht zur „öffentlichen Bekanntgabe“ nach § 4 Abs. 3 in Verbindung mit § 20 NAV als Voraussetzung für eine wirksame Änderung der TAB.\r\n3 Weitere Entlastungsvorschläge\r\n3.1 Probabilistik bei der artenschutzrechtlichen Signifikanzbewertung\r\nBetroffene Norm: § 45b Abs. 3 BNatSchG\r\nBelastung: Für die artenschutzrechtliche Signifikanzbewertung nach § 45b BNatSchG fehlt bis-her ein Bewertungsmaßstab. Der Umfang der Artenschutz-Gutachten umfasst i. d. R. fünf Ak-tenordner. Die sogenannte Habitatpotentialanalyse (HPA) soll zeitnah als Instrument zur Wi-derlegung des Tötungsrisikos eingeführt werden und neben die Raumnutzungsanalyse (RNA) gestellt werden. Während die RNA sehr zeitintensiv ist, ist die HPA ein kompliziertes Instru-ment mit zahlreichen unbestimmten Rechtsbegriffen.\r\nSeite 7 von 12\r\nVerbesserungsvorschlag: Einführung der Probabilistik als der HPA überlegenes Bewertungs-instrument: Die Einführung der probabilistischen Methode zur Bestimmung der Signifikanz kann die Bewertung erheblich vereinfachen und beschleunigen. Die Methode wird fortlaufend auf weitere Vogelarten ausgeweitet und setzt auf verlässliche Datenbasen und wissenschaftli-che Erkenntnisse. Anstatt auf langwierige verbalargumentative Gutachten zu setzen, wird das Verfahren so durch eine standardisierte Berechnung vereinfacht. Vor diesem Hintergrund sollte die Probabilistik bei Verfügbarkeit den Vorzug vor der HPA bei der Widerlegung des Tö-tungsrisikos erhalten und ebenso im BNatSchG verankert werden.\r\n3.2 Pflichtverstöße/Strafzahlungen im EEG\r\nBetroffene Norm: § 52 EEG 2023\r\nBelastung: Die durch das EEG 2023 eingefügte, gestufte Sanktionsmechanik des § 52 EEG 2023 führt zu signifikanter bürokratischer Belastung bei Netzbetreibern. Die Regelung führt zu er-heblichen Abwicklungsproblemen v.a. durch Sanktionierung mit kleinen Beträgen (weit unter dem Verwaltungsaufwand). Dies macht sich insbesondere an den Sanktionszahlungspflichten selbst für Kleinst-Anlagen mit Kleinst-Beträgen von 1,20 Euro/Kalendermonat bemerkbar. Au-ßerdem sieht die Regelung Korrekturabrechnungen für die Vergangenheit vor, weil sich nach-träglich die Sanktion geändert hat, ohne dass dies zeitlich limitiert ist. Zu besonders viel unnötigem Aufwand für alle Beteiligten führt die Sanktion bei nicht rechtzei-tiger Anmeldung zu einer Veräußerungsform (§ 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023). An deren Stelle sollte die alleinige Ablehnung über die Marktkommunikation bei fristgerechter Anmeldung treten. Im Übrigen hat für kleinere Anlagen hier bereits die Einführung der unentgeltlichen Ab-nahme und die automatische Zuordnung zu dieser Veräußerungsform bei Nichtmeldung für sinnvolle Lösungen geführt.\r\nVerbesserungsvorschlag: Streichung der nachträglichen Änderung von Sanktionen bzw. Be-grenzung auf das jeweils vorangegangene Kalenderjahr. Hier würde eine einheitliche Strafzah-lung bei Pflichtverstößen mit einer Abrechnung/Monat zu einer erheblichen Entlastung füh-ren. Es entstünden geringere Belastungen bei Netzbetreibern durch die Anwendung von § 52 EEG 2023 bei Forderungsermittlung und -durchsetzung. Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023.\r\n3.3 Im EnWG anpassen: BImSchV als Anzeigeerfordernis\r\nBetroffene Normen: § 4 der 26. BImSchV, § 43ff EnWG\r\nBelastung: Die Prüfung der strengen Vorsorgeanforderungen des Minimierungsgebots für elektrische und magnetische Felder nach § 4 der 26. BImSchV (Verordnung über elektromag-netische Felder), nach denen „die von der jeweiligen Anlage ausgehenden elektrischen,\r\nSeite 8 von 12\r\nmagnetischen und elektromagnetischen Felder nach dem Stand der Technik unter Berücksich-tigung von Gegebenheiten im Einwirkungsbereich zu minimieren“ sind, erfordert in vielen Fäl-len viel Aufwand, ohne dass eine signifikante Minderung der Felder damit verbunden wäre.\r\nVerbesserungsvorschlag: Eine Klarstellung, dass bei einer Unterschreitung der geltenden Grenzwerte um die Hälfte den Vorsorgeanforderungen ausreichend Rechnung getragen wird und eine Minimierungsprüfung entfallen könnte, würde erhebliche Erleichterungen mit sich bringen. Daneben wäre es ebenfalls hilfreich, wenn eine gesetzliche Klarstellung erfolgen würde, dass auch im Rahmen des fachplanerischen Abwägungsgebots eine Feldstärke von der Hälfte des Grenzwerts nicht mehr abwägungserheblich wäre.\r\n3.4 Vollständige Digitalisierung der Beteiligung im Bauleitplanverfahren\r\nBetroffene Norm: § 3 BauGB\r\nBelastung: Die analoge Auslegung von Bauleitplänen (neben der digitalen Veröffentlichung) bringt zusätzliche (redundante) Belastungen mit sich.\r\nVerbesserungsvorschlag: Wegfall der obligatorischen analogen Auslegung und die Implemen-tierung des Grundsatzes der ausschließlichen digitalen Veröffentlichung in § 3 BauGB.\r\n3.5 Sonderregelung Marktintegrationslagen (MIM-Anlagen)\r\nBetroffene Norm: § 33 Abs. 4 EEG 2012\r\nBelastung: Aufgrund der Anforderungen in § 33 Abs. 4 EEG 2012 müssen Marktintegrationsla-gen (MIM-Anlagen), also grundsätzlich Aufdach-Solarstromanlagen, die ab 1. April 2012 bis 31. Dezember 2013 in Betrieb genommen worden sind, eine separate Erzeugungsmessung für die entsprechenden MIM-Module haben. Zudem besteht eine Pflicht zum 10%igen Eigenver-brauch.\r\nVerbesserungsvorschlag: Streichung der Vorgabe einer separaten Erzeugungsmessung für entsprechende MIM-Module, um bei Erweiterungen keinen Aufwuchs mehr mit Messkonzep-ten in der Kaskade entstehen zu lassen (Generatorzähler wird nach aktuell geltendem EEG nicht mehr benötigt). Damit würde eine vereinfachte Messung (keine Kaskade), eine verein-fachte Abrechnung, eine vereinfachte Anlagenerweiterung und eine Minimierung von Kun-denbeschwerden erreicht werden. Zudem Streichung der gesetzlichen und entsprechend sanktionierten Pflicht eines 10%igen Eigenverbrauchs. Aufgrund aktueller Tendenzen werden diese Anlagen vorwiegend in Überschusseinspeisung betrieben werden. Entsprechende Rege-lungen waren im Regierungsentwurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letzten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW\r\nSeite 9 von 12\r\nerwartet daher, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle berücksichtigt wer-den.\r\n3.6 Ausfallvergütung für Anlagen > 100 kW\r\nBetroffene Norm: § 21 Abs. 1 Nr. 2 EEG\r\nBelastung: Die Ausfallvergütung kann bis zu einer Dauer von 3 aufeinanderfolgenden Kalen-dermonaten, max. aber 6 Kalendermonate pro Kalenderjahr, in Anspruch genommen werden. Die derzeitigen Regelungen zur Direktvermarktung zwingen Netzbetreiber zu sehr komplexen und zeitraubenden Prüf- und Umsetzungsprozessen. Insbesondere hervorzuheben sind fol-gende Punkte:\r\n›\r\nDie nachträgliche Korrektur der Bilanzkreiszuordnung der Stromeinspeisung einer Anlage in der Direktvermarktung, die sich nach der Inbetriebnahme als nicht förderfähig herausstellt, ist in den Marktprozessen nur zeitlich begrenzt vorgesehen und erfordert regelmäßig auf-wändige Einzelfallklärungen zwischen Netzbetreiber und Direktvermarkter.\r\n›\r\nBei der Ausfallvergütung ist die Überwachung der Fristen und Begrenzungen IT-technisch hochkomplex und in der Umsetzung aufwändig und fehleranfällig.\r\n›\r\nDie Frist zur Mitteilung des erstmaligen Einstiegs in eine Veräußerungsform und die zuge-hörige Zahlung bei Verstoß gegen diese Frist ist nicht praxisgerecht, da die Bilanzkreisan-meldung erst nach Zählereinbau möglich ist, welcher häufig erst kurz vor der Inbetrieb-nahme der Anlage erfolgt.\r\nVerbesserungsvorschlag: Die Ausfallvergütung sollte sich lediglich über eine bestimmte Maxi-malzahl von aufeinanderfolgenden Monaten erstrecken, die so zu bemessen ist, dass nach der allgemeinen Erfahrung ein Wiedereinstieg in die verpflichtende Direktvermarktung möglich ist. Regelungen zur Präzisierung der Vorgaben für die Ausfallvergütung waren im Regierungs-entwurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letzten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW erwartet daher, dass diese Re-gelungen in der anstehenden EEG-Novelle berücksichtigt werden.\r\n3.7 Berechnung des anzulegenden Wertes für Windenergieanlagen an Land\r\nBetroffene Norm: § 36h Abs. 1 i. V. m. § 36j EEG\r\nBelastung: Der Netzbetreiber ist verpflichtet, den anzulegenden Wert auf Grundlage des Zu-schlagswerts und des Korrekturfaktors des Gütefaktors auf Basis eines vom Anlagenbetreiber vorzulegenden Gutachtens zu berechnen. Der anzulegende Wert muss nach 5, 10 und 15 Jah-ren überprüft und ggf. auch rückwirkend angepasst werden. Zu viel oder zu wenig geleistete\r\nSeite 10 von 12\r\nZahlungen oberhalb einer Bagatellgrenze müssen ausgeglichen werden. Rückzahlungsansprü-che des Netzbetreibers müssen verzinst werden.\r\nEs ist nicht nachvollziehbar, warum die Berechnung durch den Netzbetreiber erfolgen soll, zu-mal der Gütefaktor nach § 36h Abs. 3, 4 EEG durch ein vom Anlagenbetreiber zu beauftragen-des Gutachten nachgewiesen werden muss. Die Erstellung eines solchen Gutachtens ist für die Validität der Berechnung ausreichend. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass durch die mögli-chen Zusatzgebote nach § 36j EEG die Komplexität der Berechnung weiter zunimmt. Im Kon-text mit der vorgesehenen regelmäßigen Überprüfung nach § 36h Abs. 2 EEG entsteht dem Netzbetreiber ein unnötig hoher Zusatzaufwand und das Risiko, den anzulegenden Wert falsch zu berechnen. Die Berechnung des anzulegenden Werts sollte daher Bestandteil des Gutach-tens zum Nachweis des Gütefaktors sein.\r\nVerbesserungsvorschlag: Bezüglich der rückwirkenden Abrechnungskorrekturen im Zuge der turnusmäßigen Überprüfung sollte zumindest gesetzlich klargestellt werden, dass die ggf. er-forderlichen Ausgleichszahlungen nicht als nachträgliche Korrekturen für die vorangegange-nen Kalenderjahre im Sinne von § 20 EnFG zu behandeln sind, sondern als zusätzliche Abrech-nung im Jahr der Überprüfung des anzulegenden Werts (d.h. keine Stornierung und Neuab-rechnung zurückliegender Abrechnungsjahre). Außerdem sollte auf die Verzinsung von Rück-forderungsansprüchen verzichtet werden.\r\n3.8 Zahlungsbestimmungen für Solaranlagen gem. EEG\r\nBetroffene Normen: §§ 38, 38h, 39 EEG\r\nBelastung: Die Förderung für Solaranlagen des ersten Segments darf nur ausgezahlt werden, wenn zusätzlich zum erteilten Ausschreibungszuschlag von der BNetzA eine Zahlungsberechti-gung ausgestellt wird. Der Anlagenbetreiber muss bei Gebotsabgabe für Solaranlagen des zweiten Segments einen Projektsicherungsbeitrag an die BNetzA bezahlen, der nach Zu-schlagserteilung von der BNetzA an den zuständigen Übertragungsnetzbetreiber überwiesen wird. Der Verteilnetzbetreiber muss nach Inbetriebnahme der Anlage den Projektsicherungs-beitrag dem Anlagenbetreiber auszahlen und kann sich diesen vom Übertragungsnetzbetrei-ber erstatten lassen.\r\nVerbesserungsvorschlag: Hinsichtlich der Zahlungsberechtigung für Solaranlagen des ersten Segments fordert der BDEW eine abschließende Prüfung der Sachlage durch die BNetzA und nicht durch den Netzbetreiber. Dies gilt insbesondere für die Vorlage einer baulichen Anlage, eines Bebauungsplans und eines Moorbodens. Auch das Verfahren für den Projektsicherungs-beitrag für Solaranlagen im zweiten Segment ist unnötig aufwändig ausgestaltet. Analog zu den bei anderen Ausschreibungssegmenten von den Anlagenbetreibern bei der BNetzA zu hin-terlegenden Sicherheitszahlungen sollte die BNetzA auch die Projektsicherungsbeiträge nach\r\nSeite 11 von 12\r\nInbetriebnahme der Anlage wieder unmittelbar dem Anlagenbetreiber erstatten. Hierfür hat der Anlagenbetreiber der BNetzA den Zeitpunkt und den Umfang der Realisierung entspre-chend nachzuweisen.\r\n3.9 Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für wasserwirtschaftliche Vorhaben\r\nBetroffene Normen: §§ 8 ff. Wasserhaushaltsgesetz\r\nBelastung: Der Aufwand zur Erlangung langfristiger Gewässerbenutzungen und auch bei der Verlängerung von bestehenden Genehmigungen ist extrem hoch. Unter anderem muss der Bedarf nachgewiesen werden, der Einfluss auf den Wasserkörper dargestellt werden und Wechselwirkungen mit dem Naturschutz aufgezeigt werden. Die Genehmigungsprozesse dau-ern dabei bis zu zehn Jahre. Dabei müssen regelmäßig Aktualisierungen von Unterlagen vorge-nommen werden.\r\nVerbesserungsvorschlag: Durch eine konsequente Anwendung des bestehenden Vorrangs für die öffentliche Wasserversorgung und einer prima facie Betrachtung von bereits erteilten Ge-nehmigungen würde eine erhebliche Beschleunigung und Entlastung für Betreiber und Was-serbehörden eintreten. Eine erleichterte Prüfung der Genehmigungen und eine Reduzierung von nicht notwendigen Prüfpflichten (im Rahmen von UVP, FFH, WRRL etc.) würde Verfahren beschleunigen, Kostenersparnis herbeiführen und die Wasserbehörden entlasten. Sinnvoll wäre zudem eine Aufhebung der UVP-Pflicht für Wasserentnahmen < 25 Mio. m³/a. Auch eine pauschale Verlängerung aller Wasserrechte um 15 Jahre sowie die Umwandlung von Wasser-rechten zur Trinkwassergewinnung, die seit mehr als 50 Jahren bestehen, in unbefristete Was-serrechte würden erhebliche Vereinfachungen für die Unternehmen bedeuten. Auch in gro-ßen Verfahren könnte bei einem Vorrang für die öffentliche Trinkwasserversorgung der Abwä-gungsaufwand erheblich reduziert werden. Vor allem die Kosten für Rechts-, Boden- und Was-sergutachten würden entfallen oder seltener anfallen.\r\nWeiterhin sollte eine Genehmigungsfiktion in Verbindung mit klaren Fristen für die Genehmi-gungsbehörden eingeführt werden. Handelt die Behörde innerhalb der Frist nicht, sollte auf Antrag des Betreibers eine Genehmigungsfiktion genutzt werden können.\r\n3.10 Ermessensentscheidungen im Wasserrecht\r\nBetroffene Norm: WHG\r\nBelastung: Errichtung, Instandhaltung und der Betrieb von Wasserinfrastruktur (bspw. Ver-bundleitungen und Fernwasserleitungen) sind mit zu vielen unnötigen Aufwänden verbunden, die die Prozesse lähmen. Dabei wird mit Blick auf den Klimawandel, häufiger auftretende\r\nSeite 12 von 12\r\nDürren und weitere Herausforderungen eine im Bedarfsfall zügige Ertüchtigung der Infrastruk-tur notwendig. Dies wird auch im Rahmen der nationalen Wasserstrategie deutlich.\r\nVerbesserungsvorschlag: Aufnahme der Formulierung des „überragenden öffentlichen Inte-resses“ als ermessenslenkenden Grundsatz in das WHG (siehe auch oben). Dies würde auch im Rahmen der Errichtung, Instandhaltung und des Betriebs von Wasserinfrastruktur (vgl. der Re-gelung des § 2 EEG) zu erheblichen Erleichterungen führen. Zudem sollte für die Genehmigung eine Begrenzung der benötigten Unterlagen, klare Fristen für Behörden und eine Genehmi-gungsfiktion eingeführt werden, sollten die Fristen nicht gehalten werden.\r\n3.11 Ausnahmeregelungen bei Gefährdung der Trinkwasserversorgung\r\nBetroffene Norm: § 8 Abs. 2 WHG\r\nBelastung: Die Genehmigungsverfahren für Maßnahmen zur Abwehr von konkreten Gefahren für Wasserressourcen sind zu langwierig.\r\nVerbesserungsvorschlag: Erleichterungen für die Bewilligung zum Ergreifen von gefahrenab-wehrenden Maßnahmen im Verfahrensrecht und der Besitzeinweisung sind auch für das Was-serrecht wünschenswert (und gehen auch über die engen Voraussetzungen des § 8 Abs. 2 WHG hinaus). Die Unternehmen der Wasserwirtschaft müssen in die Lage versetzt werden, zügig eigene Abwehrmaßnahmen ergreifen zu können.\r\n3.12 Wasserinfrastrukturvorhaben in § 48 Abs. 1 VwGO\r\nBetroffene Norm: §§ 48, 87b, 80c VwGO\r\nBelastung: Ineffiziente gerichtliche Zuständigkeit sowie langwierige Gerichtsverfahren. Ein sig-nifikanter Anteil, insbesondere bei umfangreichen Verfahren, wird schlussendlich nach der Er-fahrung der Wasserwirtschaft am VGH/OVG abschließend verhandelt.\r\nVerbesserungsvorschlag: Erweiterung des Katalogs des § 48 Abs. 1 VwGO und damit Sicher-stellung der erstinstanzlichen Zuständigkeit des VGH/OVG statt des VG. Die Expertise der Fachsenate am VGH/OVG führen zu höherer Fachlichkeit und Zeitersparnis in Verfahren.\r\nDurch Aufnahme wasserrechtlicher Verfahren in den Katalog des § 48 VwGO würden sich wei-tere positive Effekte der VwGO-Novelle entfalten: Erleichterungen bei Eilverfahren (§ 80c VwGO) sowie Verfahrensbeschleunigung im Beweisrecht (§ 87b VwGO)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011340","regulatoryProjectTitle":"Vorschlag für Verordnung und Richtlinie über Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff und Umsetzungsmaßnahmen ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6d/84/808099/Stellungnahme-Gutachten-SG2607070014.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Gleichzeitig ermöglicht Wasserstoff die \r\nSpeicherung Erneuerbarer Energien, erhöht die Flexibilität des Energiesystems und unterstützt \r\ndie Dekarbonisierung schwer elektrifizierbarer Anwendungen in Industrie, Transport und Ver\r\nkehr. \r\nIm Juni 2025 haben wir mit einem gemeinsamen Impulspapier für eine europäische Wasser\r\nstoffallianz geworben. Es zeigt sich: Der Wasserstoffhochlauf kommt dort voran, wo Infra\r\nstruktur, Förderung, Nachfrageanreize, regulatorische Planungssicherheit und Risikoabsiche\r\nrung zusammenwirken. Diese Fortschritte dürfen jedoch nicht darüber hinwegtäuschen, dass \r\nder Hochlauf insgesamt weiterhin deutlich hinter den politischen und industriellen Erforder\r\nnissen zurückbleibt. Viele Unternehmen entlang der Wertschöpfungskette stehen unter er\r\nheblichem wirtschaftlichem Druck: Investitionen werden zurückgestellt, Geschäftsmodelle \r\nbleiben unsicher und europäische Technologieanbieter geraten zunehmend in einen ver\r\nschärften internationalen Wettbewerb. So bleiben finale Investitionsentscheidungen weiter\r\nhin selektiv. Viele Projekte befinden sich zwar in Planung oder Umsetzungsvorbereitung, wer\r\nden aber durch hohe Kosten, strikte Regulatorik, fehlende Nachfrageabsicherung und Infra\r\nstrukturrisiken ausgebremst.  \r\nGenau deshalb braucht es jetzt EU-weit ein klares politisches Bekenntnis zum Aufbau einer \r\nWasserstoffwirtschaft: Für ein resilientes und zukunftsfähiges Europa. Deshalb fordert der \r\nBDEW gemeinsam mit fünfzehn anderen deutschen und europäischen Wirtschaftsverbänden – DVGW, DWV, en2X, Eurogas, figawa, FNB GAS, Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, Hydro\r\ngen Europe, INES, VCI, VDA, VDMA P2X4A, VIK, VKU, Wirtschaftsvereinigung Stahl – mehr \r\ndenn je und nachdrücklich eine Wasserstoffallianz auf Ebene der Mitgliedstaaten. Es braucht \r\ndie Allianz der Mitgliedstaaten, um Europa bei der Beschleunigung eines gemeinsamen Was\r\nserstoffmarktes und gemeinsamer industrieller Wertschöpfung voranzubringen. Nur so lassen \r\nsich politische, regulatorische und finanzielle Hebel bündeln. \r\nWasserstoff als Resilienzfaktor für Europa \r\nWasserstoff ist Industrie, Resilienz- und Energiepolitik zugleich. Russlands Krieg gegen die Uk\r\nraine hat Europas Verwundbarkeit durch einseitige fossile Importabhängigkeiten deutlich ge\r\nmacht. Die Folgen der Sperrung der Straße von Hormus und des Iran-Kriegs sind tiefgreifend \r\nund von breiter Wirkung auf Energie- und Warenströme. Umso klarer ist, dass der Blick auf \r\nSeite 2 von 5 \r\n(kurzfristige) Kosteneffizienz nicht die strategische und langfristige Perspektive für Resilienz, \r\nInnovationsfähigkeit und wirtschaftliche Wertschöpfung verstellen darf. Eine resiliente Was\r\nserstoffwirtschaft kann nicht nur einen wichtigen Beitrag zur Stärkung der europäischen Resili\r\nenz und Souveränität leisten, sondern auch zu vertiefter gesamteuropäischer Wertschöpfung. \r\nDie aktuelle Einbettung auf EU-Ebene in den Industrial Accelerator Act und den Net Zero In\r\ndustry Act werden wir in diesem Sinne weiterhin aktiv begleiten.  \r\nHier muss eine Wasserstoffallianz ansetzen: Diversifizierung der Energieversorgung über hei\r\nmische Produktion, europäische Pipelinekorridore, strategische Energiepartnerschaften und \r\ninternationale Lieferketten, die Stärkung energieintensiver Industrien, die Bereitstellung von \r\nsystemdienlicher Flexibilität im Energiesystem sowie den Ausbau europäischer Technologien \r\nund Infrastruktur zur Stärkung der Energiesouveränität. Ein breites Portfolio an Produktions- \r\nund Importquellen sowie die Einbindung von Wasserstoff in industrielle Wertschöpfungsket\r\nten stärken dabei die geopolitische und wirtschaftliche Handlungsfähigkeit Europas und lassen \r\nuns weniger verwundbar werden gegen einseitige Abhängigkeiten und Lieferkettenprobleme. \r\nProjektfortschritte und Netzentwicklung \r\nErste Schritte für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft sind gemacht. Der Markthochlauf \r\ninsgesamt hat jedoch noch nicht die notwendige Breite, Geschwindigkeit und Investitionsdy\r\nnamik erreicht:  \r\nTrotz der Unsicherheiten haben mehrere große Elektrolyse- und Wasserstoffprojekte rund um \r\nIndustriecluster entscheidende Entwicklungsschritte erreicht und zeigen, dass Investitionen \r\nmöglich sind, wenn Nachfrage, Förderung, Infrastruktur und regulatorische Planbarkeit zusam\r\nmenkommen. Dazu zählen unter anderem die Investitionsentscheidungen für den 200-MW\r\nElektrolyseur ELYgator in Rotterdam/Maasvlakte und für die erste 300-MW-Phase des Andalu\r\nsian Green Hydrogen Valley in Spanien, der Projektfortschritt beim 320-MW-Elektrolyseur im \r\nRahmen des Clean Hydrogen Coastline Projekts in Emden und im Bau befindliche Elektrolyse\r\nProjekte wie der 100 MW Elektrolyseur REFHYNE 2 im Rheinland, der 200 MW Elektrolyseur \r\nHolland Hydrogen 1 im Hafen Rotterdam sowie der 100 MW Elektrolyseur Lingen Green Hyd\r\nrogen in Niedersachsen. Weitere Projekte stehen kurz vor der finalen Investitionsentschei\r\ndung wie das eSAF Brandenburg-Vorhaben am Standort Schwedt.  \r\nAuch bei der Infrastruktur wurden wichtige Meilensteine erreicht. Das deutsche Wasserstoff\r\nKernnetz, die laufende Kapazitätsreservierung sowie die Weiterentwicklung grenzüberschrei\r\ntender Wasserstoffkorridore sind zentrale Bausteine für einen resilienten europäischen Was\r\nserstoffmarkt. Besonders positiv ist die Einstufung von grenzüberschreitenden Transportkorri\r\ndoren als europäische „Energy Highways“. Dies unterstreicht ihre strategische Bedeutung und \r\nSeite 3 von 5 \r\neröffnet zusätzliche Möglichkeiten für koordinierte Finanzierung, beschleunigte Genehmigun\r\ngen und eine priorisierte Umsetzung.  \r\nJetzt müssen die weiteren Schritte zügig folgen. Entscheidend ist, das Kernnetz umgehend mit \r\nSpeichern, Importkapazitäten, Industrieclustern, Verteilnetzen und europäischen Transport\r\nkorridoren zu verbinden.  \r\nNotwendige Kostensenkungen und Risikoabsicherung \r\nUm den Hochlauf kosteneffizienter zu machen, zu skalieren und zu replizieren, muss die Regu\r\nlierung überarbeitet werden. Derzeit führen zahlreiche Vorgaben zu erheblichen Zusatzkosten, \r\ndie Investitionen erschweren und den Aufbau eines liquiden Wasserstoffmarktes bremsen: \r\nDazu zählen die strikten Strombezugskriterien für RFNBO-konformen Wasserstoff, die Vorga\r\nben für kohlenstoffarme Kraft- und Brennstoffe sowie weitere Kostenfaktoren. Nötig sind pra\r\nxistaugliche, technologieoffene, wettbewerbsfähige und investitionssichere Rahmenbedingun\r\ngen, die zusätzliche Wasserstoffmengen ermöglichen und First-Mover-Projekte nicht unnötig \r\nbelasten. Wesentliche weitere notwendige Maßnahmen sind neben der Senkung allgemeiner \r\nSystemkosten die Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure. \r\nDarüber hinaus sind Instrumente zur Risikoabsicherung erforderlich. Da bislang kein liquider \r\nWasserstoffmarkt mit belastbaren Preissignalen existiert, fehlen häufig langfristige Abnahme\r\nverträge und finale Investitionsentscheidungen. Differenzverträge können hierzu ebenso bei\r\ntragen wie Nachfrageinstrumente, Bürgschaften, Garantien und weitere Finanzierungsinstru\r\nmente. Ein technologieoffener Ansatz sollte dabei sowohl erneuerbaren als auch kohlenstoff\r\narmen Wasserstoff einbeziehen. Zusammenfassend ist ein Bündel komplementärer Maßnah\r\nmen notwendig, um Investitionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette abzusichern. \r\nEine Wasserstoffallianz für ein resilientes und zukunftsfähiges Europa  \r\nDeutschland kann und muss dabei eine führende Rolle einnehmen. Deswegen ist es so wich\r\ntig, dass Projekte in Deutschland zum Laufen kommen. Als größter Wirtschaftsstandort, künfti\r\nger Wasserstoffimporteur und Technologieexporteur, zentraler Netzknoten und wichtiger Ab\r\nsatzmarkt hat Deutschland eine tragende und verbindende Rolle inne sowie ein erhebliches \r\nInteresse an einer resilienten europäischen Wasserstoffwirtschaft. In dieser Rolle kann \r\nDeutschland Brücken bauen: Zu den Benelux-Staaten und ihren Häfen, zu Frankreich, Spanien \r\nund Portugal über das H2Med-Vorhaben, zu Italien und Österreich entlang des SouthH2 Corri\r\ndor, zu den nordischen Staaten als Produktionsstandorte und zu außereuropäischen Partnern.  \r\nWasserstoffproduktionsprojekte sind über die EU hinweg verteilt notwendig, um Systemstabi\r\nlisierung, lokale Wertschöpfung, Resilienz, Forschung und Akzeptanz der Technologie zu \r\nSeite 4 von 5 \r\nerreichen. So verteilt die Cluster und Valleys auch sein werden, so wichtig sind verbindende \r\nInfrastrukturen im Sinne des europäischen Binnenmarktes.  \r\nGleichzeitig wird die Nachfrage nach Wasserstoff durch zielgerichtete, effektive, wettbewerbs\r\nfähige und möglichst unbürokratische europäische Leitmärkte gestärkt. Entscheidend ist dabei \r\nein praxistauglicher Rahmen, der die richtige Balance findet, einerseits Nachfrageimpulse zu \r\nsetzen und gleichzeitig starre und überbordende Vorgaben zu vermeiden. Eine länderüber\r\ngreifende Diskussion über aktuell auf europäischer Ebene in Erarbeitung befindliche Instru\r\nmente wie den Industrial Accelerator Act ist daher auch vor diesem Hintergrund notwendig. \r\nInsofern erneuern die unterzeichnenden Verbände ihren Appell und Impuls, dass Deutschland \r\ndie Vereinbarung des Koalitionsvertrags, eine führende Rolle in einer europäischen Wasser\r\nstoffinitiative zu übernehmen, im Sinne der dargestellten Wasserstoffallianz weiter voran\r\ntreibt. Die relevanten Dachverbände auf EU-Ebene sowie die unterzeichnenden nationalen \r\nVerbände vertreten Unternehmen entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette, \r\nvon Erzeugung, Import, Handel, Transport, Speicherung, Verteilung und Vertrieb über Techno\r\nlogie- und Anlagenbau bis hin zur Anwendung in Industrie, Energiewirtschaft und Verkehr. Sie \r\nkönnen die Wasserstoffallianz auf Basis ihrer Erfahrungen in der Praxis flankieren und berei\r\nchern. \r\nSeite 5 von 5 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011345","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Überarbeitung der kommunalen Abwasserrichtlinie ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d4/c1/356790/Stellungnahme-Gutachten-SG2409240005.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 30. August 2024\r\nStellungnahme\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht\r\n– Vorschläge aus Sicht des BDEW\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 12\r\nAm 10. April 2024 wurde die neue EU-Richtlinie über die Behandlung von kommunalem Abwasser vom Europäischen Parlament mit großer Mehrheit angenommen. Im Herbst 2024 ist\r\nebenfalls mit der Annahme durch den Ministerrat und der darauffolgenden Veröffentlichung\r\nim Amtsblatt zu rechnen. Deutschland hat nach dem Inkrafttreten der Richtlinie 30 Monate\r\nZeit, um diese in nationales Recht umzusetzen; die Herstellerverantwortung muss nach 36\r\nMonaten operativ sein. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) als\r\nwirtschaftspolitischer Branchenverband der deutschen Abwasserentsorger und Trinkwasserversorger möchte sich eng in den Prozess der nationalen Umsetzung einbringen.\r\nDer BDEW begrüßt die Richtlinie ausdrücklich. Die Anpassung und Angleichung der Richtlinie\r\nan die politischen Ziele des European Green Deals, die Klimaschutzziele, die Null-SchadstoffStrategie und der Aktionsplan für die Kreislaufwirtschaft werden zu größerer Kohärenz zwischen den verschiedenen Initiativen führen. Dies ist ein zentraler Schritt für den ganzheitlichen, verursachergerechten Umwelt- und Ressourcenschutz, den Klimaschutz, die Reduktion\r\nder Schadstoffbelastung und die Gewährleistung einer nachhaltigen, kreislauforientierten und\r\nzukunftsorientierten Wirtschaft und Gesellschaft. Der BDEW begrüßt vor allem die Aufnahme\r\nder Erweiterten Herstellerverantwortung in den Rechtsrahmen. Dies ist ein umweltökonomischer Meilenstein für eine moderne und verursachergerechte Abwasserbewirtschaftung der\r\nkommenden Jahrzehnte. Damit wird das Verursacherprinzip künftig rechtskräftig umgesetzt,\r\neine faire Kostenteilung für die Abwasserbehandlung gewährleistet, vor allem jedoch werden\r\nAnreize für die Entwicklung umweltschonender Grundstoffe und Produkte geschaffen, die zukünftig kritische Einträge von vornherein vermindern und vermeiden sollen.\r\nDie Umsetzung der kommunalen Abwasserrichtlinie wird für die deutschen Abwasserentsorger das zentrale Thema in den nächsten Jahren sein. Für den weiteren legislativen Prozess der\r\nUmsetzung in nationales Recht hat der BDEW deshalb konkrete Forderungen und Vorschläge\r\nerarbeitet, die darauf abzielen, die neuen Vorgaben für die deutsche Wasserwirtschaft zeitlich, inhaltlich, aber auch betriebswirtschaftlich optimal umzusetzen. Nationale Sonderwege\r\nsollten vermieden werden.\r\nIm Folgenden werden zu den wichtigsten Themenfeldern Umsetzungsvorschläge gemacht.\r\nDiese entsprechen dem Diskussionsstand vom 30. August 2024. Gemäß dem Verlauf der weiteren Vertiefung von Umsetzungsaspekten erfolgt eine Anpassung der BDEW-Stellungnahme.\r\n\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 12\r\nEinführung der 4. Reinigungsstufe\r\nKategorisierung und zeitliche Planung prioritärer Anlagen\r\nMit der neuen Richtlinie wird die Einführung der 4. Reinigungsstufe verbindlich vorgeschrieben. Kläranlagen ab einer Größe von 150.000 EW sollen schrittweise bis 2045 die Reinigungsstufe ausgebaut haben. Für Kläranlagen ab 10.000 EW wird, wie vom BDEW gefordert, ein risikobasierter Ansatz verfolgt.\r\nDie in der Richtlinie vorgegebene Größengrenze von 150.000 EW ist aus Sicht des BDEW so zu\r\nverstehen, dass es sich um die jeweilige Ausbaugröße der Kläranlage nach dem Genehmigungsbescheid handelt. Dies sollte noch einmal klargestellt werden.\r\nDer risikobasierte Ansatz sollte aus Sicht des BDEW gemäß den Ergebnissen des nationalen\r\nSpurenstoffdialogs ausgestaltet werden. Dies gilt sowohl für die Bestimmung der Reihenfolge\r\ndes Ausbaus der großen Kläranlagen, als auch für die Priorisierung bei den kleineren Kläranlagen. Hierzu wurde im Spurenstoffdialog ein Schema erarbeitet, wie zur Prüfung einer weitergehenden Abwasserbehandlung zur Spurenstoffelimination systematisch vorgegangen werden\r\nsollte. Auch die Definition des risikobasierten Ansatzes sollte daraus übernommen werden\r\n(s.u.).\r\nDurch den risikobasierten Ansatz können die Ausbaumaßnahmen und Investitionen zeitlich\r\ngestreckt werden, was sowohl für die Abwasserbranche, als auch für die zur Finanzierung heranzuziehenden Industriebetriebe eine Entlastung darstellt.\r\nDurch eine bundesweit abgestimmte Priorisierung bei der Errichtung der 4. Reinigungsstufe\r\nsollte eine möglichst koordinierte Nachfrage der Betreiber erzeugt werden, um z.B. auch Engpässe von Fachpartnern, bei Komponenten und Anlagen mit all den hieraus resultierenden\r\nüberproportionalen Preisbelastungen zu vermeiden.\r\nGrundsätzlich sollte der Ausbau der 4. Reinigungsstufe dort erfolgen, wo es aus ökologischen\r\nGründen oder aufgrund der Gewässernutzung notwendig ist. Hierbei ist immissionsseitig zu\r\nprüfen, ob die jeweilige Kläranlage auch tatsächlich prioritär für die Einträge verantwortlich\r\nist.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass im Rahmen der Einführung der 4. Reinigungsstufe teilweise\r\nauch erhebliche Umbauten auf den Kläranlagen vorgenommen werden müssen.\r\nDarüber hinaus müssen auch die Standortverhältnisse, z.B. im Hinblick auf die erforderliche\r\nFlächennutzung, Berücksichtigung finden.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 12\r\nGrundsätzlich bietet die Gebührenkalkulation einen praxiserprobten und sachbezogenen Rahmen für die adäquate Berücksichtigung von Kosten. Dabei können auch bauliche Veränderungen berücksichtigt und transparent dargestellt werden.\r\nEine Unterstützung, insbesondere der KMU, durch die vorgesehene Koordinierungsstelle wäre\r\nhier wünschenswert. Eine Alternative zur Gebührenkalkulation stellt der bereits vor einigen\r\nJahren vom BDEW zusammen mit dem VKU erarbeitete Kalkulationsleitfaden Abwasser dar.\r\nDer BDEW bietet hier seine Unterstützung an.\r\nGemäß Annex 1, Tabelle 3 und der Notiz 2 des Richtlinientextes sollte grundsätzlich immer geprüft werden, inwieweit Parameter angepasst werden müssen, wenn die Prüfung ergibt, dass\r\nder jeweilige Stoff lokal und regional keine Relevanz hat.\r\nFür die Nachweisführung der Priorisierung sollten Beispiele aus Sachsen und NRW geprüft\r\nwerden. In NRW erfolgt die Prüfung bspw. anhand von acht Stoffen.\r\n\r\n Quelle: Abschlussbericht Spurenstoffdialog 2019\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 12\r\nEinführung der Erweiterten Herstellerverantwortung\r\nDer BDEW betrachtet die Erweiterte Herstellerverantwortung als umweltökonomischen Meilenstein für eine moderne und verursachergerechte Abwasserbewirtschaftung der kommenden Jahrzehnte. Die Erweiterte Herstellerverantwortung (EPR) wird nun verbindlich für den\r\nAusbau der 4. Reinigungsstufe eingeführt. Mindestens 80% der CAPEX- und OPEX-Kosten sollen von den Herstellern von Arzneimittel- und Kosmetikprodukten getragen werden. Die Mitgliedstaaten können dabei auch einen höheren Anteil als 80% wählen. Sie können außerdem\r\nweitere Branchen als die in der Kommunalen Abwasserrichtlinie genannten (Pharmaindustrie\r\nund Kosmetikhersteller) einbeziehen.\r\nGrundsätzlich sollte die Gewässerschädlichkeit die Voraussetzung für die Zahllast sein, d.h. das\r\nMaß der Zahlung durch die Industrieunternehmen muss sich an dem Ausmaß der Schädlichkeit (Schadwirkung, Mengeneintrag) eines Stoffes ausrichten (vgl. hierzu auch Art. 9 Abs. 4 c\r\nder Richtlinie).\r\nDie heranzuziehende Stoffliste sollte regional angepasst werden, in Rückkopplung mit den Abwasserentsorgern und in Kohärenz mit den Vorgaben der Wasserrahmenrichtlinie.\r\nHinsichtlich der zu berücksichtigenden Kosten sind für bestehende Anlagen die zukünftigen\r\nAbschreibungszeiträume ab Inkrafttreten der Richtlinie einzubeziehen.\r\nDie genaue Ausgestaltung bleibt in der nationalen Umsetzung festzulegen. Das UBA hat dazu\r\neine Studie ausgeschrieben. Zu klären sind u.a. die Grundprinzipien der Struktur eines Fonds\r\n(Aufgaben und Funktion der Behörden, Eigenverantwortlichkeit der beteiligten Branchen, Finanzierungsmodelle, Stofflisten, Schädlichkeitsgrad, etc.). Es ist ein Modell mit möglichst wenig bürokratischem Aufwand zu entwickeln, das zugleich den Kostenausgleich für die Betreiber der Abwasserreinigungsanlagen garantiert.\r\nDer BDEW hat zur Umsetzung der Herstellerverantwortung das Fondsmodell entwickelt. Das\r\nFondsmodell berücksichtigt die von der Richtlinie geforderten Rahmenbedingungen.\r\nZur Verwaltung eines Fonds plädiert der BDEW für eine privatrechtliche Lösung, bspw. über\r\neinen Trägerverein, um den bürokratischen Aufwand durch die unmittelbar beteiligten „Partner“ (Wasserwirtschaft, Chemie- und Pharmaindustrie) möglichst überschaubar zu halten.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 12\r\nN- und P-Elimination\r\nDie Richtlinie sieht neue und anspruchsvollere Vorgaben für die Elimination von Stickstoff (N)\r\nund Phosphor (P) vor, die in deutsches Recht umgesetzt werden müssen.\r\nFür Phosphor sieht die Richtlinie Konzentrationswerte von 0,5 mg/l Pges für Anlagen größer\r\n150.000 EW (oder eine Eliminationsrate von 90%) und 0,7 mg/l Pges für Anlagen größer\r\n10.000 EW (oder eine Eliminationsrate von 87,5%) vor. Nach der Abwasserverordnung sind\r\nbislang von Kläranlagen der Größenklasse vier 2 mg/l Pges und von Anlagen der Größenklasse\r\nfünf 1 mg/l Pges einzuhalten. Europarechtlich geregelte Eliminationsraten finden in Deutschland keine Anwendung.\r\nFür Stickstoff sieht die Richtlinie Konzentrationswerte von 8 mg/l Nges für Anlagen größer\r\n150.000 EW und 10 mg/l Nges für Anlagen größer 10.000 EW (oder jeweils eine Eliminationsrate von 80%) vor. Nach der Abwasserverordnung sind bislang von Kläranlagen der Größenklasse vier 18 mg/l Nanorg und von Anlagen der Größenklasse fünf 13 mg/l Nanorg einzuhalten (Eliminationsraten finden keine Anwendung).\r\nWährend die europarechtlich vorgegebene Überwachung durch 24-h-Mischproben auf Basis\r\nvon Jahresmittelwerten erfolgt, nutzt einzig Deutschland eine von den europarechtlichen Regelungen abweichende Überwachung auf Basis der qualifizierten Stichprobe bzw. eine 2-hMischprobe auf Basis einer 4 aus 5 Regel.\r\nDabei muss auf die Frachtreduzierung bei der Entfernung von Stickstoff hingewirkt werden.\r\nZur Sicherstellung einer Vergleichbarkeit der Anforderungen in Europa, zur Angleichung der\r\nAnforderungen an die Vorgaben im Gewässerschutz und zur Vereinfachung der behördlichen\r\nÜberwachung sollte die Überwachungsmethodik zur Einhaltung der Vorgaben für Stickstoff\r\n(Nges) und Phosphor (Pges) jetzt vereinheitlicht werden. Dies bedeutet, dass die qualifizierte\r\nStichprobe abgeschafft wird. Es ist Zeit, den deutschen Sonderweg aus nachfolgenden Gründen zu beenden.\r\nDie qualifizierte Stichprobe hat vor allem einen vollzugsunterstützenden Hintergrund, führt\r\naber nicht zu mehr Gewässerschutz, denn entscheidend für den Gewässerschutz ist die eutrophierungsrelevante Nährstoffbelastung im Mittel eines längeren Zeitraums. Konsequenterweise sieht die deutsche Oberflächengewässerverordnung auch Jahresmittelwerte für die Einordnung des Gewässerzustands vor.\r\nDie deutsche Überwachung mithilfe von Kurzzeitproben und einem stark sanktionierenden\r\nordnungs- und strafrechtlichen Überwachungssystem führt sowohl bei der Auslegung von biologischen Reinigungsstufen (z.B. höheres Beckenvolumen) wie auch im Betrieb (z.B. höherer\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 12\r\nStrom- und Fällmittelbedarf und gewässerbelastende Salzfracht) zu einem deutlich erhöhten\r\nfinanziellen Aufwand und mehr Ressourcenverbrauch, ohne damit mehr Gewässerschutz zu\r\nerreichen.\r\nDie Überwachung durch behördliche Probenahme vor Ort hat einen erheblichen Personalaufwand zur Folge, der in Zeiten des Fachkräftemangels nur begrenzt dauerhaft sichergestellt\r\nwerden kann, ohne dass damit ein Mehr an Gewässerschutz erreicht wird, da in allen Bundesländern die Betreiber zu umfangreicher eigener, qualitativ hochwertiger Selbst- oder Eigenüberwachung verpflichtet sind.\r\nEine von den europäischen Vorgaben abweichende Überwachungsmethodik wirft wie bereits\r\nbei der ersten Kommunalabwasser-Richtlinie aus dem Jahr 1991 die Frage der Vergleichbarkeit der europäischen mit den deutschen Konzentrationsanforderungen auf. Das seinerzeit zur\r\nBeantwortung dieser Frage von Prof. Pöpel und Prof. Lehn erstellte wissenschaftliche Gutachten hatte bereits konstatiert, dass eine direkte Übertragung der Konzentrationswerte als Ablaufanforderungen bei großen Anlagen nicht möglich ist. Insofern müsste bei Festhalten an\r\nder deutschen Überwachungsmethodik mit qualifizierten Stichproben erneut ein solcher\r\nNachweis der Vergleichbarkeit geführt und für Deutschland abweichende konzentrationsbezogene Ablaufwerte festgelegt werden.\r\nDie deutsche, mit dem Abwasserabgabengesetz und der Abwasserabgabe verknüpfte Überwachungsmethodik führt regelmäßig zu einer überproportional hohen Abwasserabgabe bei nur\r\ngeringfügigen Störungen, beispielsweise in der Nachklärung bei einmaligen Konzentrationsspitzen (sog. „Raketen“), ohne dass damit ein Mehr an Gewässerschutz erreicht würde.\r\nMit der anstehenden Umsetzung der neuen EU-Kommunalabwasserrichtlinie sollte in\r\nDeutschland auch eine Anpassung an die europäische Überwachungsmethodik realisiert werden. Nur hierdurch können die immer knapper werdenden Ressourcen bestmöglich genutzt\r\nund zugleich ein Optimum für den Gewässerschutz erreicht werden.\r\nDie Umsetzung der neuen Vorgaben für die N- und P-Elimination auf Kläranlagen sollte zudem\r\nzeitlich bei den jeweils betroffenen Unternehmen in die Umsetzung der 4. Reinigungsstufe integriert werden, um hieraus notwendig werdende, aber nicht nachhaltige Investitionen und\r\nKostenbelastungen durch erheblichen, zusätzlichen Fällmittelbedarf zu vermeiden. Dabei\r\nsollte der risikobasierte Ansatz weiterhin die Führungsgröße sein bei der zeitlichen Reihung\r\nder Anlagen.\r\nBezüglich der 1:1-Umsetzung der europäischen Vorgaben in nationales Recht appelliert der\r\nBDEW insbesondere auch an die Bundesländer, keine erneuten deutschen Sonderwege zu bestreiten.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 12\r\nIntegriertes Regenwassermanagement\r\nNach den neuen Integrated Urban Wastewater Management Plans sind Mitgliedstaaten künftig im Rahmen der Pläne dazu verpflichtet, Ziele für das Regenwassermanagement festzulegen. Nach der neuen Richtlinie steht bei den Vorgaben zum Regenwassermanagement, dass\r\nes sich um ein unverbindliches Ziel handelt. Gleichzeitig steht dies vor einer Zielvorgabe, die\r\nim Falle einer Umsetzung indikativ zu verfolgen ist. Vor diesem Hintergrund sollte sich die nationale Umsetzung am deutschen Regelwerk orientieren.\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich das neu etablierte Instrument der ganzheitlichen Betrachtung\r\nder Regenwasserüberläufe in den jeweiligen Einzugsgebieten. Deutschland wendet dies in\r\nForm einer integralen Entwässerungsplanung bereits seit vielen Jahren in zahlreichen Einzugsgebieten an, entsprechende Erfahrungen liegen vor. Die hierbei durchgeführten Projekte zeigen aber auch, dass das indikative Ziel einer Begrenzung der aus Misch- und Regenwasserüberläufen entlasteten Fracht auf nicht mehr als 2 % der Fracht bei Trockenwetter unverhältnismäßig niedrig und in bestehenden Netzen, insbesondere bei den Parametern CSB und\r\nAFS63, praktisch nicht zu erreichen ist.\r\nZudem wird in der Richtlinie die schrittweise Beseitigung von unbehandelten Einleitungen von\r\noberflächlich abfließendem Niederschlagswasser durch getrennte Sammler vorgesehen, es sei\r\ndenn, es kann nachgewiesen werden, dass die Einleitungen keine nachteiligen Auswirkungen\r\nauf die Qualität der Vorfluter haben.\r\nDer BDEW wendet sich nachdrücklich gegen eine einseitige Präferenz für ein bestimmtes Entwässerungssystem und gegen den Vorrang von Trennsystemen vor Mischsystemen. Vielmehr\r\nist durch geeignete Vorbehandlung und Auslegung des Systems ein Zustand im aufnehmenden\r\nGewässer anzustreben, der die Erreichung eines mindestens guten Zustands im Gewässer\r\nnach Wasserrahmenrichtlinie (2000/60/EG) ermöglicht.\r\nUm die Belastung durch Regenwasserüberläufe und Siedlungsabflüsse zu bewerten, sollte\r\ngrundsätzlich eine Bilanzierung nach Gewässereinzugsgebieten erfolgen. Eine Immissionsbetrachtung ist aus Gewässersicht zielführender als eine pauschale Festlegung basierend auf Einwohnerwerten.\r\nIn hochverdichteten Ballungsräumen fehlt zudem oft die Fläche, um bei Bedarf eine nachträgliche Behandlung von belastetem Niederschlagswasser zu ermöglichen. Bisher legen die Bundesländer entsprechende Regelwerke und Grenzwerte fest. Die Bilanzierungen erfolgen demnach für das gesamte Einzugsgebiet. Der BDEW weist darauf hin, dass die Einbeziehung einzelner Anlagen in die Überwachungspraxis nicht zielführend wäre, da die Ermittlung der Einstauund Entlastungshäufigkeit oder der Entlastungswassermengen mit erheblichem finanziellem\r\nund administrativem Mehraufwand verbunden wäre und möglichst vermieden werden sollte.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 12\r\nGesamthaft plädiert der BDEW deshalb mit Blick auf ein nur lokal zu erreichendes Optimum\r\naus Emissions- und Immissionsbetrachtung für eine konsequente Anwendung des DWA-Regelwerks A 102 als Basis für eine aus Sicht des BDEW regelkonforme Umsetzung der Kommunalabwasserrichtlinie in deutsches Recht.\r\nEnergieneutralität\r\nDie EU sieht vor, den Abwassersektor in die Energieneutralität (Energieautarkie) zu führen.\r\nAuf nationaler Ebene sollen Anlagen ab einer Größenklasse von 10.000 EW gesamtheitlich bis\r\n2045 energieneutral sein. Dabei wird, wie vom BDEW gefordert, sowohl die on-site als auch\r\noff-site Produktion von Energie einbezogen. Um das in der Richtlinie geforderte finale Ziel der\r\nEnergieneutralität zu erreichen, dürfen unter gewissen Umständen zudem bis zu 35% nichtfossiler Energie aus externen Quellen mit einbezogen werden. Der deutsche Abwassersektor\r\nist sich seines Potenzials hinsichtlich der Vermeidung von Treibhausgasen bewusst und setzt\r\nseit langem Effizienz- und Emissionsminderungsmaßnahmen mit erheblichen Investitionen\r\num. Darüber hinaus minimieren viele Betreiber bereits seit Jahrzehnten durch Effizienzstrategien für Prozesse und Anlagen ihren Energieverbrauch. Diese Anstrengungen werden auch zukünftig fortgesetzt.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass insbesondere die kleineren Kläranlagen wegen der technischen Beschaffenheit und der begrenzten räumlichen Verfügbarkeit nicht die Mengen an Klärgas und Elektrizität erzeugen können, die für ihren Beitrag zur sektoralen Energieneutralität\r\nnotwendig wären, weil sie bspw. über keine Faulung von Klärschlamm verfügen.\r\nZudem wird sich der Energiebedarf auf den Kläranlagen, die die 4. Reinigungsstufe einführen,\r\nsignifikant erhöhen. Der BDEW weist darauf hin, dass die in der Richtlinie festgelegten Umsetzungsfristen für die Maßnahmen sehr ambitioniert sind.\r\nUnklar ist zudem, wie die schrittweise Umsetzung der Energieautarkie der Abwasserentsorgung, dessen Zielerreichung für die gesamte Branche und nicht einzelne Unternehmen gilt,\r\nvom Gesetzgeber auf die einzelnen Unternehmen heruntergebrochen werden soll.\r\nUm die Ziele der Richtlinie erreichen zu können, muss die Bundesregierung Investitionen in\r\nErneuerbare Energien stärker fördern und Genehmigungsverfahren für den Ausbau der Erneuerbaren Energien auf Kläranlagen bzw. dazugehörigen Off-site-Anlagen weiter beschleunigen.\r\nKlärgas muss zudem von der EU als Erneuerbare Energie für alle Leistungssgrößen der Elektrizitätserzeugung anerkannt sein. Hier sollte sich die Bundesregierung gegenüber der EU-Kommission um eine Wiederherstellung der Freistellung vor dem 01.01.2024 einsetzen.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 12\r\nOff-site Produktion von Energie\r\nHier sollte der Möglichkeitsspielraum für die projektbezogene Erneuerbare Energien-Erzeugung geprüft werden.\r\nEine Umsetzung könnte zum Beispiel in gemeinschaftlichen Projektgesellschaften mit einem\r\nmöglichst geringen Projektanteil der Abwasserentsorger erfolgen.\r\nDie Projektumsetzung sollte auch im Rahmen eines integrierten Stadtwerkes einfach umsetzbar sein.\r\nKlimaneutralität\r\nZur weiteren Verbesserung der Datenbasis und der wissenschaftlichen Erkenntnisse zu den\r\nUrsachen und dem Umfang der Treibhausgasemission bei der Abwasserreinigung und\r\nSchlammbehandlung sind weitere Forschungsaktivitäten und Standardisierungen bei den\r\nMessmethoden zur Erfassung der Lachgas- und Methanemissionen erforderlich.\r\nNach derzeitigem wissenschaftlichem Kenntnisstand wird eine biologische Abwasserreinigung\r\nimmer auch Treibhausgasemissionen, insbesondere Lachgas und Methan, verursachen, die\r\nselbst bei optimierter Verfahrensführung nicht zu vermeiden sind. Um ökonomisch nicht sinnvolle Investitionen zur weiteren Reduzierung, beispielsweise durch die Erfassung der Abluft\r\nund regenerativ-thermische Oxidation (RTO) zur Elimination von Lachgas, zu vermeiden, sind\r\nauch Kompensationsmaßnahmen bei der Ambition, klimaneutral zu werden, hinreichend zu\r\nberücksichtigen.\r\nDer BDEW weist allerdings darauf hin, dass kleinere Kläranlagen bspw. über keine Klärschlammfaulung verfügen, da diese erst ab einer bestimmten Kläranlagengröße wirtschaftlich\r\nist. Auch ist es nicht an jedem Standort möglich, zusätzlich Photovoltaik- oder Windkraftanlagen zu errichten. Die Erzeugung von Energie ist darüber hinaus nicht die primäre Aufgabe der\r\nAbwasserentsorgung. Zudem ist vor dem Hintergrund der weiteren in der Richtlinie\r\nvorgesehenen Maßnahmen zu beachten, dass die Einführung einer vierten Reinigungsstufe\r\nbzw. verschärfter Grenzwerte für Stickstoff und Phosphor zu einem drastisch erhöhten Energiebedarf führen werden, welcher als Zielkonflikt im Widerspruch zu dessen Reduktion steht.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 12\r\nEnergie-Audits\r\nDarüber hinaus sieht die Richtlinie die Durchführung von Energie-Audits vor.\r\nDer BDEW verweist an dieser Stelle auf den Gleichheitsgrundsatz. Kläranlagen bzw. Unternehmen, die bereits CSRD-Berichtspflichten unterliegen, sollten hier ausgenommen werden.\r\nZum Nachweis der Energieneutralität und vor dem Hintergrund der Berichtspflicht wäre es\r\nhilfreich, insbesondere auch den KMU, Tools/Mustervorlagen zur Unterstützung anzubieten\r\nbzw. Handlungsempfehlungen der Verbände als Umsetzungserfüllung anzusehen.\r\nSehr viele Abwasserentsorger haben die Pflicht, ein Energiemanagementsystem (EnMS) nach\r\nDIN 50001 einzuführen. Das EnMS setzt rein auf die Einsparung der eingesetzten Energie. Auf\r\nSeite 39 der DIN EN ISO 50001 heißt es: „Die Installation einer erneuerbaren Energieart …\r\nstellt keine Verbesserung der energiebezogenen Leistung dar.“ Die Kompensation eines notwendigen höheren Energieeinsatzes durch Eigenerzeugung steht also einer geforderten Effizienzverbesserung nach dem Energiemanagement entgegen.\r\nGenau dazu, nämlich einem höheren Energieverbrauch, wird die Branche aber durch die erhöhten Anforderungen an die Abwasserreinigung veranlasst. Es wäre wünschenswert, wenn\r\ndie Summe der anzuwendenden Regeln nicht zu solchen Zielkonflikten führen würden. Im\r\nRahmen der nationalen Umsetzung sollte auf die Bereinigung solcher Widersprüche hingewirkt werden vor dem Hintergrund, dass die europarechtlichen Vorgaben der Kommunalen\r\nAbwasserrichtlinie die Führungsgröße darstellen.\r\nVeröffentlichungspflichten\r\nDie zusätzlich bereitzustellenden Informationen sollten einen klaren Mehrwert für die Verbraucher darstellen. Dabei sollte das Prinzip der Verhältnismäßigkeit des administrativen Aufwands gewahrt werden. Deshalb hat sich der BDEW in der politischen Debatte seit Anbeginn\r\nfür eine Kohärenz zu den Vorgaben der Trinkwasserrichtlinie (2020/2184/EU) ausgesprochen.\r\nAnalog der Trinkwasserrichtlinie/Trinkwasserverordnung schlägt der BDEW vor, die Vorgaben\r\nmit einem Portal umzusetzen, wie es der BDEW hier bereits sehr erfolgreich eingeführt hat.\r\nDieses Portal ist für alle Trinkwasserversorger in Deutschland offen und wird von Unternehmen, der PoliƟk und den Kunden sehr gut angenommen.\r\nAus Sicht des BDEW ist das übergeordnete Ziel der InformaƟonsbereitstellung zu begrüßen.\r\nKläranlagenbetreiber leisten bereits heute schon ein sehr umfangreiches Berichtswesen – in\r\nvielen Fällen webbasiert.\r\nDarüber hinaus sollte auf die aktuell schon umfangreichen Berichtspflichten der Betreiber aufgesetzt und keine zusätzlichen Pflichten eingeführt werden.\r\nUmsetzung der Kommunalen Abwasserrichtlinie in nationales Recht – Vorschläge aus Sicht\r\ndes BDEW\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 12\r\nPhosphorrecycling\r\nDer BDEW begrüßt, dass im Artikel 20 der Richtlinie auch dem Recycling von Phosphor und\r\nNitrat entsprechende Bedeutung beigemessen wird und dass es beispielsweise über mögliche\r\nQuotenregelungen für Rezyklate auch einen Einstieg in die praktische Umsetzung geben sollte.\r\nHierbei wird allerdings ein noch recht vager Rahmen angedeutet, der mit Verweis auf die nationalstaatliche Ebene erheblichen Interpretationsspielraum eröffnet. Da wir innerdeutsch bereits klare rechtliche Vorgaben zum Phosphorrecycling haben, diesbezüglich von Seiten der\r\nUmweltministerkonferenz vom 01.12.2023 eine deutlich unterstützende Positionierung zur\r\nzeitlichen Umsetzung erfolgte und es inzwischen auf Basis eines Dialogformates zwischen\r\nBMUV, BMEL sowie Vertretern aus den Fachverbänden einen intensiven Austausch gibt, mit\r\ndem Ziel, die Gesetzesvorgaben rechtzeitig erfüllen zu können, besteht kein unmittelbarer\r\nHandlungszwang in der deutschen Einordung der Kommunalen Abwasserrichtlinie. Allerdings\r\nsetzt sich der BDEW dafür ein und bittet die Bundesregierung über die verantwortlichen Ministerien um Unterstützung, dass zeitnah in der neuen Legislatur die Reform der europäischen\r\nKlärschlammrichtlinie in Angriff genommen wird und diese kohärent zur Orientierung aus der\r\nKommunalen Abwasserrichtlinie eindeutige und erfolgversprechende Umsetzungsorientierung\r\nfür P- und N-Wiederverwendung oder -recycling in den Blick nimmt. Gleichzeitig könnte hierbei die bereits erbrachte deutsche Erfahrung bestens eingebracht werden.\r\n\r\nAnsprechpartnerinnen:\r\nAndrea Danowski\r\nGeschäftsbereich Wasser / Abwasser\r\nandrea.danowski@bdew.de\r\nT: +49 30 300 1991210\r\nSandra Struve\r\nEU-Vertretung Brüssel\r\nsandra.struve@bdew.de\r\nT: +32 277 45110\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 8. August 2024\r\nPositionspapier\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn –\r\nHinweise und Fragen von\r\nNetzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nOffene Punkte zum „Power to the Road: Startschuss für\r\ndas Lkw-Schnellladenetz an Bundesautobahnen“\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 20\r\nInhalt\r\n1 Management Summary .............................................................................3\r\n2 Hintergrund...............................................................................................4\r\n3 Grundsätzliche Einschätzung des Verfahrens..............................................5\r\n4 Zu klärende Fragen aus Sicht der Netzbetreiber und Ladesäulenbetreiber ..5\r\n4.1 Hinweise und Fragen zur Planungsgrundlage .......................................5\r\n4.2 Hinweise und Fragen zum Netzanschlussantrag...................................8\r\n4.3 Hinweise und Fragen bzgl. der Errichtung und Inbetriebnahme des\r\nNetzanschlusses.....................................................................................9\r\n4.4 Hinweise und Fragen zur Nutzung des Netzanschlusses / Betrieb der\r\nKundenstation / Betrieb des Umspannwerkes (UW)..........................10\r\n4.5 Fragen zu den Kosten des Netzanschlusses........................................11\r\n4.6 Weitere Fragen....................................................................................12\r\n5 Forderungen des BDEW zur Unterstützung der Errichtung von\r\nNetzanschlüssen für E-Lkw-Ladestandorte ...............................................12\r\n6 Anhang....................................................................................................14\r\n6.1 Maßnahmen zum Aufbau von Ladesäulen für Lkw aus den\r\nMasterplänen der Bundesregierung ...................................................14\r\n6.2 Erforderliche Unterlagen für die Beantragung eines Netzanschlusses\r\nin der Mittelspannung am Beispiel Stromnetz Berlin .........................16\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 20\r\n1 Management Summary\r\nDer BDEW unterstützt die Elektrifizierung des Nutzfahrzeugbereichs. Sie ist für die Dekarbonisierung des Verkehrssektors notwendig und für die Energie- und Ladebranche ist sie ein attraktives neues Geschäftsfeld.\r\nDer BDEW begrüßt in diesem Zusammenhang die Beantragung von Netzanschlüssen für ELkw-Ladehubs durch die Autobahn GmbH im Rahmen des initialen Ladenetzes für E-Lkw. Da\r\ndiese in der Mittel- und Hochspannung erfolgen und der Zugang zu den bundeseigenen Autobahnflächen für privatwirtschaftliche Akteure aktuell nicht gegeben ist, kann diese Maßnahme\r\naus Sicht des BDEW zu Effizienzgewinnen auf der Zeitachse führen.\r\nVon der Maßnahme betroffen sind 354 Autobahn-Standorte und knapp 100 Verteilnetzbetreiber. Die ersten Gespräche zwischen der Autobahn GmbH und den Netzbetreibern und auch\r\nerste Bestellungen finden bereits statt.\r\nZugleich ist die Beantragung von Netzanschlüssen für E-Lkw-Ladehubs durch die Autobahn\r\nGmbH ein Novum:\r\n- Für die Autobahn GmbH ist dies eine neue Aufgabe; in der Regel werden Netzanschlüsse von Anlagenbetreibern bestellt.\r\n- E-Lkw-Ladehubs mit Megawattchargern sind in Deutschland noch nicht errichtet worden; die Realisierung erster privatwirtschaftlicher Projekte wird für die zweite Jahreshälfte erwartet.\r\nAufgrund der fehlenden Erfahrungswerte, der Breite der betroffenen Netzbetreiber und des\r\nUmfangs des Projektes empfiehlt der BDEW dringend einen gut organisierten strukturierten\r\nund transparenten Klärungsprozess unter Einbindung der Branche aufzusetzen. Ziel sollten\r\ndie Klärung offener Punkte, die Bündelung der Erfahrungen, das Monitoring des Projektfortschritts und die Identifikation von Hindernissen und Handlungsbedarfen sein. Es wird empfohlen hier eine Projektstruktur mit den beteiligten Institutionen, namentlich dem BMDV, dem\r\nBMWK, der NLL, der Autobahn GmbH, der BNetzA, dem BDEW und den Netzbetreibern aufzusetzen.\r\nZur Unterstützung seiner Mitglieder wird der BDEW den Prozess eng verfolgen und steht\r\ngerne für einen solchen Klärungsprozess bereit. Mit diesem Papier bündelt der BDEW eine\r\nerste Sichtung von Klärungsbedarfen und Hinweisen von Verteilnetz- und Ladesäulenbetreibern.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 20\r\n2 Hintergrund\r\nDie Bundesregierung hat in ihrem Klimaschutzprogramm das Ziel formuliert, dass bis 2030\r\netwa ein Drittel der Fahrleistung im schweren Straßengüterverkehr elektrisch oder auf Basis\r\nstrombasierter Kraftstoffe sein soll.\r\nKonkrete Maßnahmen für den dafür erforderlichen Ausbau der Ladeinfrastruktur sollten im\r\nMasterplan Ladeinfrastruktur festgelegt werden. Sowohl im Masterplan I als auch Masterplan\r\nII sind entsprechende Maßnahmen enthalten. Diese sind im Anhang im Detail aufgeführt.\r\nUnter anderen ist im Masterplan Ladeinfrastruktur II der Bundesregierung die Konzeptionierung und Ausschreibung eines „Initialen Ladenetzes für E-Lkw“ unter Federführung des Bundesministeriums für Digitales und Verkehr (BMDV) und Einbindung der Autobahn GmbH sowie\r\nder Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur (NLL) vorgesehen. Die NLL ist Teil der NOW GmbH,\r\ndie eine vom Verkehrsministerium beauftragte, bundeseigene Gesellschaft ist.\r\nIm September 2022 hat die NLL eine Studie „Einfach laden an Rastanlagen“ zur Auslegung des\r\nNetzanschlusses für E-Lkw-Ladestandorte veröffentlicht. In dieser wurden abgeleitet vom\r\nDurchgangsverkehr drei Ladehub-Prototypen erörtert mit benötigten Anschlussleistungen im\r\nJahr 2035 zwischen 10,5 MVA in eine bzw. 20,9 MVA in zwei Fahrtrichtungen und 32 in eine\r\nbzw. 64 MVA in zwei Fahrtrichtungen. Wesentliche Empfehlungen der Studie sind die Verwendung eines Lademanagements, die frühestmögliche Beantragung von Netzanschlüssen in der\r\nHöchstspannung und die Einbindung der Verteilnetzbetreiber (VNB) in die Planung bspw. über\r\ndie Branchenorganisationen. Im Rahmen der Studie wurden Interviews mit E.ON Edis gemeinsam mit Westnetz, Netze BW, Stromnetz Berlin und AVU Netz geführt.\r\nAm 14. Mai 2024 hat das BMDV in Zusammenarbeit mit der NLL und mit der Unterstützung\r\ndes BDEW die betreffenden Netzbetreiber darüber informiert, dass für den Aufbau des „Initialen Ladenetzes für E-Lkw“ gemäß Masterplan 354 konkrete Standorte an bewirtschafteten\r\nund unbewirtschafteten Autobahnraststätten ausgewählt wurden. Die Liste der Standorte mit\r\nden entsprechenden Leistungen ist noch nicht veröffentlicht, wurde den Teilnehmenden der\r\nInformationsveranstaltung jedoch im Nachgang zugesendet. Nach derzeitigem Kenntnisstand\r\nwerden bereits erste Netzanschlüsse durch die Autobahn GmbH für diese Standorte bestellt.\r\nBetroffen sind nach der Liste 98 Verteilnetzbetreiber. Im Rahmen der Veranstaltung hat sich\r\njedoch gezeigt, dass noch viele Fragen offen sind.\r\nVor diesem Hintergrund hat der BDEW mit den Fachgremien „PG Charge Point Operation\r\n(CPO)“ und „PG Elektromobilität und Netze“ in einer Ad-hoc-Sitzung die Anforderungen an die\r\nNetzanschlussanfragen und deren Realisierung mit Ladesäulen- und Verteilnetzbetreibern diskutiert. Im Folgenden sind die Anmerkungen und Fragen dieser Stakeholder zusammengefasst.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 20\r\n3 Grundsätzliche Einschätzung des Verfahrens\r\nNetzbetreiber und Ladesäulenbetreiber bewerten die frühzeitige Information der Netzbetreiber sowie eine frühzeitige Beantragung von Netzanschlüssen durch die Autobahn GmbH positiv, um aufgrund der notwendigen Realisierungszeiträume insbesondere hinsichtlich der Anschlüsse in der Hochspannung keine Zeit zu verlieren.\r\nAllerdings weisen die Netzbetreiber und Ladesäulenbetreiber auch darauf hin, dass noch ein\r\numfassender Informationsbedarf für die Einschätzung des Verfahrens besteht.\r\nDesgleichen weisen die Ladesäulenbetreiber darauf hin, dass sie bei der Standortauswahl\r\nnicht umfassend einbezogen wurden, obwohl gerade sie beim privatwirtschaftlichen Aufbau\r\nund Betrieb von Schnellladehubs über eine umfassende Markt- und Kundenkenntnis verfügen.\r\n4 Zu klärende Fragen aus Sicht der Netzbetreiber und Ladesäulenbetreiber\r\nDie Beantragung von Netzanschlüssen für E-Lkw-Ladehubs durch die Autobahn GmbH ist in\r\nmehrfacher Hinsicht ein Novum. Relevant sind für dieses Papier v.a. folgende Punkte:\r\n1. In Deutschland wurden bisher nur E-Pkw-Ladehubs realisiert, erste Lkw-Ladehubs werden privatwirtschaftlich geplant und befinden sich im Bau. Somit liegen nur begrenzt\r\nVorerfahrungen vor, wie ein solcher Ladehub für einen optimalen und wirtschaftlichen\r\nBetrieb technisch und infrastrukturell ausgestaltet werden sollte.\r\n2. Netzanschlüsse werden in der Regel von den Anlagenbetreibern mit einem konkreten\r\ntechnischen Konzept und nicht von den Flächeneigentümern bestellt.\r\nVor diesem Hintergrund ergeben sich die u. g. Fragen aus Sicht der Netzbetreiber und Ladesäulenbetreiber, die im Sinne einer effizienten Ausgestaltung des Netzanschlusses für die\r\nStandorte der Autobahn GmbH in einem strukturierten Prozess geklärt und dokumentiert werden sollten. Dies gilt umso mehr, als dass gemäß der Information des BMDV 98 Verteilernetzbetreiber (VNB) involviert sein werden.\r\n4.1 Hinweise und Fragen zur Planungsgrundlage\r\nInformationen zur verwendeten Planungsgrundlage helfen den Netzbetreibern bei der Einschätzung des Netzanschlusses und bei der Entwicklung optimaler, an den Standort angepasster Netzanschlusslösungen.\r\nKlärungsbedarf der VNB besteht bzgl. der Planung des BMDV zu folgenden Themen:\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 20\r\nStandortermittlung\r\nBei der Prüfung der veranschlagten Standorte des Initialnetzes kam die Frage auf, wie die\r\nWahl auf exakt diese Standorte gefallen ist? So scheint es auch einige Standorte außerhalb des\r\nLadenetzes zu geben, die über besonders hohe Lkw-Aufkommen verfügen. Was sind die\r\nGründe, aus denen diese Standorte nicht berücksichtigt wurden und wie ist die weitere Abstimmung vorgesehen?\r\nAußerdem wurde an einigen Standorten nur eine Fahrtrichtung ausgewählt, obwohl auf beiden Seiten Rastplätze vorhanden sind. Ist bei diesen Standorten vorgesehen, dass sie zu einem\r\nspäteren Zeitpunkt beantragt werden?\r\nMit Blick auf den parallel erwarteten privatwirtschaftlichen Aufbau von E-Lkw-Ladehubs besteht die Notwendigkeit, dass vor finaler Festlegung der Standorte eine Konsultation von Ladesäulenbetreibern erfolgen sollte, innerhalb derer – kartellrechtlich abgesichert – Planungsstände geteilt werden, um privatwirtschaftliche Aktivitäten dahingehend zu berücksichtigen,\r\ndass in der Nähe dieser Standorte keine zusätzlichen ausgeschrieben werden.\r\nDie CPO müssen bei der Bewertung der Standorte einbezogen werden, da sie die Bedürfnisse\r\ndes Marktes und der Kundinnen und Kunden am besten kennen und somit auch die Sinnhaftigkeit von Standorten nicht nur aus technischer Sicht entsprechend beurteilen können.\r\nLeistungsbedarfe pro Standort\r\nDie Werte fallen niedriger aus als erwartet. Die eingangs erwähnte Studie des BMDV veranschlagt für den kleinsten Prototypen bereits Leistungsbedarfe zwischen 10,5 und 20,9 MVA\r\nund würde in mehreren Fällen einen Netzanschluss in der Hochspannungsebene (HS) sehen.\r\nDie bisherigen Unterlagen der Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur (NLL) zum initialen LkwLadenetz sehen aber nur elf Ladeparks > 20 MVA und im Durchschnitt pro Ladepark nur 8\r\nMVA vor.\r\nZielsetzung der Bestellung der Netzanschlüsse durch die Autobahn GmbH sollte sein, dass die\r\nbereitgestellte Netzanschlusskapazität nachhaltig ausreichend ist. Aufgrund der prognostizierten Hochlaufkurve von E-Lkw sollte die Planung der Leistungsbedarfe „vom Ende her“ erfolgen. Sollte ein Anschluss zunächst für die Mittelspannung bestellt werden, anschließend aber\r\ndoch ein Hochspannungsanschluss notwendig sein, führt dies zu doppelten Aufwänden und\r\nZeitverlusten. Daher stellt sich die Frage, wie sichergestellt wird, dass die Mittelspannungsanschlüsse nachhaltig ausreichend sind, damit die bereitgestellte Leistung nicht von der Marktentwicklung überholt wird und damit „Doppelarbeit“ beim Netzanschluss vermieden wird.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 20\r\nDieser Punkt sollte im Zweifelsfall auch beim Netzanschlusskonzept Berücksichtigung finden,\r\nz.B. indem die Kundenstation „Umspannwerk-ready“ gebaut wird.\r\nDie Zielsetzung, die Anschlüsse in der Hochspannung frühzeitig zu bestellen, wird nicht erreicht, wenn die Netzanschlüsse zunächst in der Mittelspannung errichtet werden. Die Möglichkeit zur Synchronisation mit dem prognostizierten massiven E-Lkw-Hochlauf ab 2030\r\nwird damit verpasst.\r\nValidierung der Spannbreiten bei den Leistungsbedarfen\r\nDie Spannbreite der Leistungswerte zwischen den Standorten ist relativ groß. Um die Leistungswerte aus Netzbetreiberperspektive zu validieren, wäre es daher notwendig die Berechnungsgrundlagen transparent zu machen, bspw. inwiefern Leistungsbedarfe von Standorten\r\ndes E-Pkw-Deutschlandnetzes berücksichtigt wurden.\r\nTransparenz bezüglich der berücksichtigten Leistungsbedarfe ist für die Netzbetreiber zentral,\r\ndamit sie diese in das Gesamtbild vor Ort einordnen können. So wird auch im unmittelbaren\r\nUmfeld der Autobahn sowie direkt an der Autobahn ein rascher privatwirtschaftlicher Ausbau\r\nvon E-Lkw-Ladehubs erfolgen, die Verkehrsströme und Ladebedarf von den Autobahnstandorten des initialen E-Lkw-Ladenetzes abziehen. Die Erfahrungen mit dem „Deutschlandnetz“ für\r\nE-Pkw zeigen, dass es hier zu zeitlichen Diskrepanzen kommen kann, mit entsprechenden Konkurrenzen bezüglich der Netzanschlusskapazitäten vor Ort. Hinzu kommen weitere Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen.\r\nFür die Netzausbauplanung der Netzbetreiber wäre es zudem sehr hilfreich, wenn das BMDV\r\nauch wie in Maßnahme 60 des Masterplans Ladeinfrastruktur II vorgesehen den Netzbetreibern zeitnah ihre Prognosen des gesamten Leistungsbedarfs für E-Lkw zur Verfügung stellen\r\nwürde. Diese Daten könnten den Netzbetreibern bei der Validierung der Leistungsbedarfe helfen. Außerdem sind die Netzbetreiber gemäß § 14d EnWG verpflichtet, diese Daten zu verwenden; sie liegen allerdings bis heute nicht vor.\r\nWeitere Hinweise zur Planung\r\n• Für den konkreten Netzanschlussantrag brauchen die VNB insbesondere folgende konkrete Informationen:\r\no Maximale Anschlussleistung (Bezug/Verwendung von Pufferspeichern/Einspeisung,\r\nz.B. durch geplante Eigenerzeugung durch PV-Anlage)\r\no Erforderliche Netzsicherheit (n-0, n-1)\r\no Zu erwartende Netzrückwirkungen\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 20\r\n• Ergänzend dazu sind folgende Informationen hilfreich:\r\no Ladebedarf: Anzahl der dort ladenden E-Lkw / Anzahl der Ladevorgänge / Ladeleistung\r\nder E-Lkw /benötigte Energiemenge / Verteilung über den Tag bzw. max. Ladeleistung\r\n(Gleichzeitigkeit)\r\no Ladekonzept: Anzahl Ladepunkte / Ladeleistung der Ladepunkte bzw. Verteilung NCS\r\n(Night Charging System), HPC, MCS / Ladesteuerung\r\no Verwendete Hochlaufkurve bzw. Verlauf des angenommenen Leistungsbedarfs\r\no Wird der Leistungsbedarf für E-Pkw auf denselben Standorten mitberücksichtigt?\r\no Werden Netzanschlüsse für gegenüberliegende Standorte gebündelt?\r\no Können gebündelte Standorte zu einer besseren Gleichzeitigkeit, und damit zu geringeren Anschlussleistungen, führen, wenn die Fahrbahnseiten zu unterschiedlichen Zeiten\r\nausgelastet sind?\r\n• Die VNB werden bei ihrer Überprüfung der beantragten Leistungswerte weitere beantragte/ geplante Anlagen mitberücksichtigen wie bspw. Ladeparks für E-Pkw, FreiflächenPV-Anlagen. Geprüft werden kann dabei auch die Möglichkeit einer gemeinsamen Nutzung\r\nvon Umspannwerken.\r\n• Es muss sichergestellt werden, dass die Bearbeitung von Netzanschlussanträgen der Autobahn GmbH nicht zu Lasten und zeitlichen Verzögerungen für privatwirtschaftlich beantragte Netzanschlüsse für Pkw- wie auch für Lkw-Ladehubs führt.\r\n4.2 Hinweise und Fragen zum Netzanschlussantrag\r\nIn der Regel wird der Netzanschlussantrag durch den Anschlussnehmer auf Basis eines fertigen technischen Konzepts einer Erzeugungs- oder Verbrauchsanlage gestellt. Hinsichtlich der\r\nNetzanschlussanträge durch die Autobahn GmbH ergeben sich daher folgende Fragen:\r\n• Was konkret bestellt die Autobahn GmbH bei den NB?\r\n• Werden an der Autobahn gegenüberliegende Standorte bei der Bestellung gebündelt?\r\n• Gibt es eine konkrete technische Spezifikation pro Standort, die bestellt wird (Anzahl Ladepunkte, Ladeleistung, Spitzenlast, Lastmanagement, Speicher)?\r\n• Wird die Kundenstation mit errichtet? Wie sieht dann die Kundenstation aus (techn. Spezifikation)?\r\n• Wo liegt der Netzübergabepunkt? Wird das Umspannwerk von der Autobahn GmbH errichtet / gekauft? Die Eigentumsgrenzen müssen eindeutig mit dem VNB abgestimmt werden.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 20\r\nDie VNB möchten zum Netzanschlussantrag zudem noch folgende Hinweise geben:\r\n• Grundlage für die Netzanschlussanträge sind die Technischen Anschlussregeln (TAR) 4110\r\nund 4120 des VDE FNN sowie die Technischen Anschlussbedingungen (TAB) Mittelspannung (MS) bzw. Hochspannung (HS) der jeweiligen Netzbetreiber. Beispielhaft sind im Anhang die notwendigen Unterlagen von Stromnetz Berlin für einen Netzanschlussantrag in\r\nder Mittelspannung dargestellt.\r\n• Darüber hinaus empfehlen die VNB eine zusätzliche standortspezifische bilaterale Abstimmung u.a. zu angenommener Auslastung, Lademanagement zur Leistungsreduzierung, erforderliche Dauerlast (insbes. beim Übernachtladen), kurzfristige Lastspitzen, Anlaufströme, Netzrückwirkungen, Eigentumsverhältnisse Kundenübergabestation, Messkonzepte, Kombination mit Erzeugungsanlagen, Einsatz von Speichern etc.\r\n4.3 Hinweise und Fragen bzgl. der Errichtung und Inbetriebnahme des Netzanschlusses\r\nParallel zur Planung, Genehmigung und Errichtung der von der Autobahn GmbH bestellten\r\nNetzanschlüsse werden in Autobahnnähe auch privatwirtschaftlich E-Lkw-Ladehubs errichtet\r\nwerden, für die ebenfalls Netzanschlüsse bestellt werden. Außerdem werden auch weiterhin\r\nfortlaufend Netzanschlüsse für Pkw-Ladehubs bestellt, da der privatwirtschaftliche Hochlauf\r\nauch für Pkw-Ladeinfrastruktur weiterhin mit Hochdruck vorangetrieben wird. Dabei ist zu berücksichtigen, dass VNB auf der Lastseite alle Anschlussnehmer und -nutzer diskriminierungsfrei behandeln müssen, d.h. auch die durch die Autobahn GmbH gestellten Netzanschlussanfragendürfen keinen Vorzug erhalten.\r\nDie bisherige Entwicklung in den Deutschlandnetz-Suchräumen für E-Pkw zeigt, dass die Entwicklung privatwirtschaftlicher Standorte deutlich schneller erfolgt, da es kein vergleichbares\r\nAusschreibungsverfahren inklusive technischer Auflagen gab.1 Der Deutschlandnetzansatz\r\nwird unserem Verständnis nach beim „initialen Ladenetz“ für E-Lkw wiederholt. Daraus resultieren für die VNB und CPO folgende Fragen:\r\n1\r\nIn den 900 regionalen Suchräumen des Deutschlandnetzes ist bisher nur ein Deutschlandnetz-Standort realisiert\r\nworden. Bis Dezember 2023 wurden dagegen in den 900 Suchräumen 585 privatwirtschaftliche UltraschnellladeStandorte errichtet (s. BDEW Elektromobilitätsmonitor Q4/2023, S. 15).\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 20\r\n• Wie sieht entsprechend der Planung des BMDV die zeitliche Korrelation zwischen der Errichtung der Netzanschlüsse und der Ladeparks aus?\r\n• Welche Absicherung des Netzanschlusses ist vorgesehen? Sind immer n-1 sichere Anschlüsse gewünscht oder können es auch n-0 sichere sein?\r\n• Wie wird sichergestellt, dass der privatwirtschaftliche Bau von Ladehubs ohne Förderzuschuss nicht durch E-Lkw-Initialnetz-Standorte benachteiligt werden?\r\n4.4 Hinweise und Fragen zur Nutzung des Netzanschlusses / Betrieb der Kundenstation / Betrieb des Umspannwerkes (UW)\r\nIn der Praxis ist bisher die Kundenstation im Eigentum des Ladesäulenbetreibers. In der Hochspannung können auch kundeneigene Umspannwerke erforderlich sein. Nachdem die Autobahn GmbH den Netzanschluss bestellt und bezahlt, kann sie, je nach Netzanschlusskonzept,\r\nauch Eigentümerin der Kundenstation oder des Umspannwerkes werden, je nach Konzept\r\nkann die Rollenaufteilung und können die Rechte und Pflichten unterschiedlich aussehen.\r\nDazu geben die Ladesäulenbetreiber (CPO) folgende Hinweise:\r\n• Aus Sicht der CPO muss sichergestellt werden, dass ein Lastmanagement nach eigenem\r\nBedarf durch die CPO möglich ist\r\n• Beim Verbleib des Netzanschlusses im Eigentum und Betrieb der Autobahn GmbH, muss\r\nsichergestellt sein, dass die anzuschließenden Ladesäulen über eine eigene Entnahmestelle versorgt werden können. Die Messkonzepte müssen so ausgestaltet sein, dass Laststeuerung und Auslesung von Signalen unabhängig von weiteren Anschlussnutzern erfolgen können, insbesondere, wenn mehrere CPO oder andere Anschlussnutzer auf einem\r\nRastplatz hinter einem Netzanschluss angebunden werden.\r\nAus Sicht der VNB sind bei diesem Thema folgende Fragen offen:\r\n• Werden mehrere CPOs an einem Standort möglich sein?\r\n• Wann soll die Einbindung der CPO erfolgen und gibt es dann noch Einflussmöglichkeiten\r\nauf die installierte Hardware, insbesondere hinsichtlich der Fernwirktechnik?\r\n• Wer verantwortet das generelle Lastmanagement für den Rastplatz bzw. gibt es die Möglichkeit, dass mehrere Anschlussnutzer ihr eigenes Lastmanagement haben können?\r\n• Wenn zwei oder mehr CPO auf einem Rastplatz Ladestationen betreiben, wie soll das technisch geregelt werden?\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 20\r\n• Wer wird Anschlussnehmer sein und damit verantwortlich für den Betrieb der Kundenstation oder des Umspannwerkes? Übernimmt die Autobahn GmbH diese Rolle?\r\n4.5 Fragen zu den Kosten des Netzanschlusses\r\nFür die Errichtung des Netzanschlusses werden Netzanschlusskosten sowie Baukostenzuschüsse erhoben, die einen Teil der Aufwände für den Ausbau oder die Verstärkung der erforderlichen Netzinfrastruktur abdecken. Die Kosten sind durch den Anschlussnehmer zu tragen.\r\nStand heute geht der BDEW davon aus, dass die Autobahn GmbH dies übernimmt.\r\nFür den Betrieb des Netzanschlusses werden Leistungs- und Arbeitsentgelte erhoben. Diese\r\nwerden vom Anschlussnutzer, also je nach Eigentumsverhältnis (Verantwortlichkeit für die\r\nMarktlokation) von der Autobahn GmbH oder den CPO zu entrichten sein.\r\nAus Sicht der VNB sind dabei folgende Hinweise wichtig:\r\n• Im Falle einer volkswirtschaftlich effizienten Planung (d.h. Leistungsbedarf und Zeitschiene passen) werden die Netzentgelte eine vollständige und faire Refinanzierung des\r\nNetzanschlusses und Netzausbaus gewährleisten. Sollte aber der Netzanschluss unterausgelastet sein aufgrund einer Verzögerung bei der Ausschreibung oder einer Fehlkalkulation\r\ndes Leistungsbedarfs, werden die fehlenden Einnahmen durch die übrigen Netzkunden getragen. Gerade bei kleineren Netzbetreibern würde dies aufgrund der geringeren Anzahl\r\nan Anschlussnehmern zu stärkeren Anstiegen in den Netzentgelten führen.\r\nEine Fehlplanung führt zu Zusatzaufwänden bei den übrigen Netznutzern. Daher muss\r\ndie Planung volkswirtschaftlich effizient ausgelegt sein. Die Detailplanung vor Ort muss\r\ndaher auch die Leistungsbedarfe weiterer Stakeholder berücksichtigen können.\r\n• Ein Lastmanagement ist zwingend erforderlich, um singuläre Lastspitzen und damit deutliche Steigerungen in den Leistungsentgelten zu vermeiden. Dies gilt sowohl für die Leistungsentgelte der Anschlussnutzer wie auch für die Leistungsentgelte der VNB gegenüber\r\nihren vorgelagerten Netzbetreibern. Gerade bei kleineren VNB können singuläre Lastspitzen die Jahreshöchstlast und damit die Kosten des Netzbetriebs massiv steigern.\r\nDa VNB aufgrund ihrer höheren Benutzungsstunden (> 2.500 h) höhere Leistungsentgelte\r\nzahlen als die Betreiber der E-Lkw-Ladehubs (< 2.500 h), können Leistungsspitzen zu betriebswirtschaftlichen Problemen führen; zudem werden die Mehrkosten mittelfristig auf\r\nalle Netznutzer gewälzt.\r\nDie Frage der Leistungsentgelte sollte durch die Bundesnetzagentur überprüft werden.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 20\r\n4.6 Weitere Fragen\r\nHinsichtlich des Netzausbaubedarfs für das Laden von E-Lkw und des Ausbaus von Lademöglichkeiten für E-Lkw außerhalb des initialen Ladenetzes ergeben sich außerdem noch zwei weitere Fragen:\r\n• Gemäß Masterplan Ladeinfrastruktur sollten Flächen des Bundes, der Länder und der\r\nKommunen geprüft und über das FlächenTOOL bereitgestellt werden. Wird es neben den\r\nnun vorgesehenen Standorten weitere Flächen geben, die nach dieser Prüfung bereitgestellt werden?\r\n• Gemäß Masterplan sollte es eine Prognose der zu erwartenden Leistungen für Nutzfahrzeuge und Pkw geben, die den Netzbetreibern zur Berücksichtigung beim Netzausbau zur\r\nVerfügung gestellt werden sollte. Dies ist nun auch gesetzlich im Rahmen des EnWG verankert worden. Bislang liegen die erforderlichen Daten den Netzbetreibern jedoch nicht vor.\r\nWann kann damit gerechnet werden, dass den Netzbetreibern die Daten zur Verfügung\r\ngestellt werden?\r\n5 Forderungen des BDEW zur Unterstützung der Errichtung von Netzanschlüssen für E-Lkw-Ladestandorte\r\nZur Unterstützung der Errichtung von Netzanschlüssen für E-Lkw-Ladestandorte sollten aus\r\nSicht des BDEW folgende Punkte berücksichtigt und geklärt werden.\r\n1) Zur Gewährleistung eines effizienten Netzanschlusses der geplanten E-Lkw-Ladehubs entlang der Autobahn empfiehlt der BDEW dringend, die offenen Fragen in einem strukturieren Klärungsprozess mit allen Stakeholdern zu adressieren. Der BDEW steht hierfür gerne\r\nbereit.\r\n2) Ermöglichung von flexiblen Netzanschlusskonzepten, die sowohl die Anschlusskonkurrenz\r\nals auch den weiteren Ausbaubedarf berücksichtigen können (BMWK).\r\n3) Unterstützend sollten zudem zeitnah Beschleunigungspotentiale für die Errichtung von\r\nNetzanschlüssen geklärt und realisiert werden (z.B. Zugang zu Flächen z.B. für Umspannwerke vereinfachen, Erleichterung bei Genehmigungsverfahren) (BMWK).\r\n4) Sollten sich im Rahmen des Prozesses Anpassungsbedarfe bei der Regulierung ergeben,\r\nsollten diese adressiert und geprüft werden (z.B. Überprüfung Leistungsentgeltthematik)\r\n(BNetzA).\r\n5) Einführung eines OPEX Wachstumsausgleichs zur Adressierung der steigenden Aufwände\r\nbei den VNB noch in der laufenden 4. Regulierungsperiode (BNetzA).\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 20\r\n6) Zur Errichtung von E-Lkw-Ladeparks sollte grundsätzlich die Flächenbewirtschaftung ausgeschrieben werden. Das spart Zeit und Aufwand. Eine Ausschreibung von Bau und Betrieb der Ladeinfrastruktur mit technischen Detailvorgaben wie beim E-Pkw-Deutschlandnetz ist teurer, unflexibel und kostet viel Zeit.\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 20\r\n6 Anhang\r\n6.1 Maßnahmen zum Aufbau von Ladesäulen für Lkw aus den Masterplänen der\r\nBundesregierung\r\nMasterplan Ladeinfrastruktur der Bundesregierung (2019):\r\nE. Maßnahmen für den Aufbau von Ladeinfrastruktur für Lkw\r\nMit dem Klimaschutzprogramm 2030 hat die Bundesregierung als Ziel festgelegt, dass bis\r\n2030 etwa ein Drittel der Fahrleistung im schweren Straßengüterverkehr elektrisch oder auf\r\nBasis strombasierter Kraftstoffe sein wird. Um die hierfür notwendige Tank- und Ladeinfrastruktur bedarfsgerecht bereitzustellen, wurde die Erstellung entsprechender Konzepte für die\r\nLademöglichkeiten für Batterie-Lkw, Oberleitungen für Lkw sowie für Wasserstoff-Tankstellen\r\nbeschlossen. Die Bundesregierung wird bis zum Sommer 2020 das Konzept für die Lademöglichkeiten für Batterie-Lkw auf Basis eines ersten Hochlaufszenarios für E-Lkw erstellen. Auf\r\ndieser Grundlage wird dann ein Förderprogramm für den Aufbau von Ladeinfrastruktur für\r\nLKW ausgearbeitet. Dieses soll Ende 2020 veröffentlicht werden. Insbesondere werden auch\r\nfolgende Themen im Bereich der Maßnahmen für den Aufbau von Ladeinfrastruktur für Lkw\r\nberücksichtigt:\r\n• Internationale Zusammenarbeit und Standardisierung von ultraschneller Nutzfahrzeugladeinfrastruktur, zum Beispiel Schaffung einer grenzüberschreitenden Nutzfahrzeugladeinfrastruktur (>150kW) einschließlich Vorgaben zum EU-Roaming.\r\n• Flankierend wird schnellstmöglich mit der Planung von Fernverkehrs-Teststrecken für\r\ndie praktische Erprobung des Hochleistungsladens von Lkw begonnen.\r\n• Schaffung von zweckgebundenen Ladesäulen für leichte Nutzfahrzeuge im innerstädtischen Bereich und auf Betriebsgeländen, d.h. für Handwerkerfahrzeuge und Fahrzeuge\r\nder Kurier-, Express- und Paketdienstleister sollten Ladesäulen und mit entsprechenden Parkplätzen für die im Vergleich zum Pkw größeren leichten Nutzfahrzeuge geschaffen werden.\r\nMasterplan Ladeinfrastruktur II der Bundesregierung (2022) zum „Initialen Ladenetz für ELkw“\r\nMaßnahme 60. - Bedarfsanalyse und Ausbauplanung der Ladeinfrastruktur für Lkw\r\n„Das BMDV und die NLL werden bis Ende 2022 den langfristigen und standortspezifischen\r\nBedarf (bis mindestens 2035) für den Aufbau von Ladeinfrastruktur für Lkw und den resultierenden Strombedarf unter Berücksichtigung von Ladespitzen ermitteln. Diese Informationen\r\nwerden Investoren und insbesondere Netzbetreibern für die Planung des Stromnetzes zur\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 20\r\nVerfügung gestellt. Der Aufbau von Ladeinfrastruktur für Lkw sollte mit dem Ausbau der PkwLadeinfrastruktur intelligent abgestimmt, bedarfsgerecht vollzogen und möglichst schnell privatwirtschaftlich und in freiem Wettbewerb betrieben werden.“\r\nMaßnahme 61. - Konzept für den Aufbau eines initialen Ladenetzes für Lkw\r\n„Das BMDV wird mit der Autobahn GmbH des Bundes und der NLL auch unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Verhandlungen zur AFIR bis Q1/2023 ein Konzept für den Aufbau eines initialen, skalierbaren Ladeinfrastrukturnetzes für Lkw entlang des Fernverkehrsnetzes erstellen. Dabei wird geprüft, Netzanschlüsse bereits unmittelbar im Anschluss an die Konzepterstellung und somit noch vor den Ausschreibungen zu beantragen, um eine rasche Verfügbarkeit des Netzanschlusses sicherzustellen.“\r\nMaßnahme 62 - Ausschreibung eines initialen Ladenetzes für Lkw\r\n„Auf Basis des Konzeptes (s. o.) wird das BMDV gemeinsam mit der Autobahn GmbH möglichst in Q3/2023 eine erste Ausschreibung zur Errichtung des initialen Ladenetzes veröffentlichen, von dem ausgehend das weitere Netz aufgebaut wird.“\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 20\r\n6.2 Erforderliche Unterlagen für die Beantragung eines Netzanschlusses in der\r\nMittelspannung am Beispiel Stromnetz Berlin\r\nAbb. 1: Darstellung Anforderungen für einen Anschluss in der Mittel- und Hochspannung,\r\nQuelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 20\r\nAbb. 2: Aufführung der notwendigen Unterlagen für die Herstellung eines Anschlusses in der\r\nMittelspannung, Quelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 20\r\nAbb. 3: Aufführung der technischen Anforderungen für den Anschluss in der Mittelspannung,\r\nQuelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 20\r\nAbb. 4: Aufführung der notwendigen Unterlagen für die Herstellung eines Anschlusses in der\r\nHochspannung, Quelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nNetzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn – Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 20\r\nAbb. 5: Aufführung der technischen Anforderungen für den Anschluss in der Hochspannung,\r\nQuelle: Homepage Stromnetz Berlin\r\nAnsprechpartner\r\nDr. Jan Strobel\r\nAbteilungsleiter ER-R Regulierung,\r\nMarktkommunikation und Mobilität\r\nT +49 30 300199-1650\r\njan.strobel@bdew.de\r\nChristiane Kutz\r\nFachgebietsleiterin Mobilität\r\nT +49 30 300199-1755\r\nchristiane.kutz@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 28. August 2024\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf\r\nder CSRD\r\nVersion: 2.0\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\n1 Ausgangslage\r\nMit dem Inkrafttreten der europäischen Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) Anfang Januar 2023 müssen Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft künftig verstärkt\r\nnachhaltigkeitsbezogene Informationen in ihren Abschlussberichten offenlegen. Der BDEW\r\nhatte das Vorhaben der EU-Kommission, mehr Transparenz in Bezug auf die nachhaltige Ausrichtung von Unternehmen zu schaffen, indem Finanz- und Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nauf eine Ebene gestellt werden, von Beginn an unterstützt. Gleichzeitig warnt der BDEW, dass\r\nmit den neuen Verpflichtungen ein teils erheblicher administrativer Mehraufwand für die betroffenen Unternehmen einhergeht. Das gilt es bei der Umsetzung auf nationaler Ebene zu beachten, Vereinfachungspotenziale weitestmöglich zu nutzen und Unterstützungsangebote für\r\nbetroffene Unternehmen zu schaffen.\r\nDer BDEW fordert mit besonderem Nachdruck, dass im Zuge der nationalen Umsetzung der\r\nCSRD die Belange kleiner und mittlerer kommunaler Unternehmen in besonderer Weise berücksichtigt werden. Diese Unternehmen dürfen nicht überfordert werden und benötigen dringend Unterstützung, um den erhöhten administrativen Aufwand zu bewältigen. Im Sinne des\r\nBestrebens einer weitestgehenden 1:1 Umsetzung der EU-Vorgaben sollte eine vom europäischen Gesetzgeber nicht vorgesehene Verpflichtung kommunaler Unternehmen zur Nachhaltigkeitsberichterstattung durch eine einheitliche bundesrechtliche Regelung vermieden werden.\r\n2 Problembeschreibung: Berücksichtigung kleiner und mittelgroßer Unternehmen\r\nIm Rahmen der nationalen Umsetzung fordert der BDEW, kleine und mittelgroße Unternehmen\r\n(KMU) nicht mit den Anforderungen zu überfordern und bei Bedarf entsprechende Unterstützungsangebote vorzusehen. Bereits in einem Brief an das BMJ vom 31. Januar 2024 und in der\r\nStellungnahme vom 19. April 2024 haben wir angemerkt, dass sich die neuen EU-Vorgaben auch\r\nauf Unternehmen auswirken, die nicht direkt unter den von der EU vorgesehenen Anwendungsbereich der CSRD fallen. Insbesondere kommunale Unternehmen, wie kleine und mittlere Stadtwerke sowie regionale Energieversorger, sind hiervon betroffen. Kleine und mittlere kommunale Unternehmen werden mit der nationalen Umsetzung der CSRD häufig ebenfalls zur Nachhaltigkeitsberichterstattung verpflichtet sein, selbst wenn sie nicht die EU-Größenkriterien der\r\nCSRD erfüllen. Die neuen EU-Vorgaben werden (mittelbar) für kommunale KMU außerhalb des\r\nCSRD-Anwendungsbereichs in vielen Fällen sofort wirksam, da landesrechtliche Vorschriften (z.\r\nB. Landeshaushalts-, Gemeindeordnungen bzw. Kommunalverfassungsgesetze, Eigenbetriebsverordnungen, etc.), Satzungen oder Gesellschaftsverträge regelmäßig verlangen, dass öffentliche Unternehmen, unabhängig von ihrer tatsächlichen Größe, wie große Kapitalgesellschaften\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nbilanziert werden müssen. Da Nachhaltigkeitsangaben ausschließlich im Lagebericht gemacht\r\nwerden, unterliegen sie auch der Prüfung durch den Abschlussprüfer.\r\nLaut dem Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) führt der Verweis auf die Erstellung eines Lageberichts gemäß den Vorschriften des Dritten Buchs des Handelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften in den Landesverordnungen, unabhängig von der konkreten Formulierung, zur\r\nmittelbaren Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung, sofern keine expliziten landesrechtlichen Ausnahmen bestehen. Die Umsetzung der neuen Nachhaltigkeitsberichtspflichten stellt\r\nbereits große Kapitalgesellschaften vor Herausforderungen. Die Europäische Union hat nichtbörsennotierte kleine und mittlere Unternehmen explizit von den Pflichten ausgenommen,\r\nda diese mit der Umsetzung überfordert wären. Der Aufwand ist für gerade für KMU kaum\r\nzumutbar und bietet auch keinen wirklichen Mehrwert. Hier sind die Ansätze über Zertifizierungen bzw. Energieaudits Verbesserungen zu erzielen adäquater als eine übermäßige Berichterstattung. Börsennotierte KMU sind zwar berichtspflichtig, jedoch erst zu einem späteren Zeitpunkt und mit vereinfachten Berichtsstandards. Die Bedeutung von Nachhaltigkeitsinformationen wird für kleine und mittlere kommunale Unternehmen zwar zunehmen, jedoch vorrangig\r\ndurch verpflichtende Berichtsstandards für börsennotierte KMU und freiwillige Standards für\r\nandere KMU.\r\n3 Vermeidung neuer Berichtspflichten für KMU\r\nUm die Pflicht zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD für kleine und mittlere öffentliche Unternehmen zu vermeiden, könnten entweder Anpassungen im Landesrecht vorgenommen oder der aktuelle Umsetzungsentwurf entsprechend erweitert werden. Die zusätzliche Belastung durch neue Berichtspflichten resultiert aus Verweisungsnormen in Landesgesetzen und\r\nder Bundeshaushaltsordnung (BHO). Eine Änderung dieser Regelungen wäre jedoch mit erheblichen Nachteilen verbunden, da sowohl der Bund als auch alle Bundesländer ihre haushaltsrechtlichen Vorschriften und kommunalen Vorgaben anpassen müssten. Angesichts des knappen Zeitrahmens bis zum Inkrafttreten der Richtlinie ist dies eine Herausforderung. Eine bundesweit uneinheitliche Umsetzung der CSRD würde Wettbewerbsbedingungen verzerren und\r\nUnverständnis bei den betroffenen Unternehmen hervorrufen.\r\nDer BDEW hatte deshalb bereits in seiner Stellungnahme zum Referentenentwurf für eine bundeseinheitliche Lösung geworben und schlägt nun gemeinsam mit dem Verband kommunaler\r\nUnternehmen (VKU) und den kommunalen Spitzenverbänden vor, eine entsprechende Regelung in § 289b des Handelsgesetzbuches (HGB) aufzunehmen. Diese würde einheitlich für alle\r\nBeteiligungen von Gebietskörperschaften gelten und den bürokratischen Aufwand deutlich reduzieren, da landesrechtliche Änderungen und Anpassungen von Gesellschaftsverträgen durch\r\ndie Kommunen entfallen könnten.\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nEntsprechend sollte Artikel 1, § 289b HGB um folgenden Absatz 7 ergänzt werden:\r\n(7) 1\r\nIst eine Kapitalgesellschaft aufgrund der Beteiligung einer Gebietskörperschaft\r\nzur Aufstellung und Prüfung des Lageberichts in entsprechender Anwendung der\r\nVorschriften des Dritten Buchs des Handelsgesetzbuchs für große Kapitalgesellschaften verpflichtet, so richtet sich die Pflicht zur Erweiterung des Lageberichts\r\num einen Nachhaltigkeitsbericht nach Absatz 1 für Kleinstkapitalgesellschaften,\r\nkleine und mittelgroße Kapitalgesellschaften allein nach dem Gesellschaftsvertrag,\r\nsoweit nicht gesetzliche Vorschriften unmittelbar anwendbar sind. 2Eine Regelung\r\nin einem Gesellschaftsvertrag im Sinne von Satz 1, die lediglich die Aufstellung und\r\nPrüfung des Lageberichts nach den in Satz 1 genannten Vorschriften vorgibt, begründet keine Pflicht zur Erweiterung des Lageberichts um einen Nachhaltigkeitsbericht. Die Änderung durch Artikel 21, § 65 Abs. 1 Nr. 4 BHO (Nr. 1 a, S. 81 des\r\nEntwurfs) könnte im Gegenzug gestrichen werden.\r\nIn bestimmten Ländern sind auch kommunale Anstalten des öffentlichen Rechts verpflichtet,\r\neinen Lagebericht nach HGB-Vorgaben zu erstellen. Hier müssen die Länder entscheiden, ob\r\nAnpassungen ihrer gesetzlichen Bestimmungen oder zumindest Klarstellungen notwendig sind.\r\nEine Änderung der Unternehmenssatzungen wäre jedoch nicht erforderlich, was den erforderlichen Aufwand überschaubar hält.\r\n4 Weiterer Anpassungsbedarf\r\n4.1 Aufstellung des Lageberichts im einheitlichen elektronischen Berichtsformat\r\n§ 289g HGB-E sieht vor, dass der Lagebericht von zur Nachhaltigkeitsberichterstattung verpflichteten Unternehmen im einheitlichen elektronischen Berichtsformat gemäß Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 aufzustellen und der Nachhaltigkeitsbericht nach Maßgabe\r\ndieser Verordnung auszuzeichnen (sogenanntes „Tagging“) sind. Im Gegensatz hierzu sieht §\r\n328 Abs. 1 Satz 4 HGB vor, dass eine Kapitalgesellschaft, die als Inlandsemittent Wertpapiere\r\nbegibt und keine Kapitalgesellschaft i.S. des § 327a HGB ist, u.a. den (Konzern-)Lagebericht im\r\neinheitlichen elektronischen Berichtsformat gemäß Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU)\r\n2019/815 und den (IFRS-)Konzernabschluss mit Auszeichnungen nach Maßgabe der Artikel 4\r\nund 6 dieser Verordnung offenzulegen hat.\r\nAus Sicht des BDEW sollte auch in § 289g auf die Offenlegung anstatt der Aufstellung abgestellt\r\nwerden, da dies andernfalls weitreichende Auswirkungen auf den formalen Abschlussprozess\r\ndeutscher Unternehmen hätte: Um Informationen aus Nachhaltigkeitsberichten der Öffentlichkeit vergleichbar und maschinenlesbar zur Verfügung zu stellen, ist die Nutzung des XHTMLFormats ein in der Praxis bereits an anderen Stellen etablierter Weg zur Offenlegung. Hiervon\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nklar zu unterscheiden ist der Prozess der Aufstellung von Abschlüssen und Lageberichten – inklusive in digitaler Form. Das in § 245 HGB (für den Abschluss) verankerte Schriftform- und Unterzeichnungserfordernis (mit qualifizierter elektronischer Signatur gemäß § 126b BGB) setzt\r\nein (programmunabhängig) eindeutig darstellbares Datei-Format voraus. Dies ist notwendig,\r\num eine Datei eindeutig, d.h. sowohl bildlich als auch inhaltlich rechtlich verbindlich autorisieren zu können. Das gleiche Petitum gilt in Bezug auf § 315e HGB-E.\r\nDas XHTML-Format gewährleistet allerdings keine authentische Darstellung der Inhalte, sondern ermöglicht lediglich deren software- und endgeräteabhängige Wiedergabe, sodass eine\r\nrechtsverbindliche Autorisierung der Darstellungsform in diesem Format nicht möglich ist. Dies\r\nführt dazu, dass je nach Software des Aufstellers oder Lesers und Hardware des Lesers Darstellungen verzerrt oder sogar falsch wiedergegeben werden können. Aus diesem Grund ist das\r\nXHTML-Format z.B. für notarielle Urkunden im elektronischen Format unzulässig. Für die Führung notarieller Akten und Verzeichnisse (NotAktVV) in elektronischer Form wird daher in § 35\r\nAbs. 4 Satz 1 NotAktVV zwingend die Verwendung des für die Langzeitarchivierung geeigneten\r\nPDF-Formats gefordert.\r\n4.2 Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG)\r\nDer BDEW unterstützt die mit dem vorliegenden Entwurf des CSRD-Umsetzungsgesetzesangestrebte Vermeidung doppelter Berichterstattungspflichten, indem die Berichterstattung nach\r\nCSRD und LkSG aufeinander abgestimmt werden – primär durch den Wegfall der Pflicht zur Abgabe des LkSG-Jahresberichts für Unternehmen (§ 10 LkSG) die nach CSRD Bericht erstatten.\r\nAus BDEW-Sicht wären für eine weitere Entbürokratisierung und damit einhergehende Erleichterung der betroffenen Unternehmen allerdings noch die folgenden weiteren Anpassungen am\r\nLkSG wünschenswert:\r\n› Risikoanalyse: Gemäß § 5 Abs. 4 des LkSG muss die Risikoanalyse aktuell einmal pro Jahr von\r\nUnternehmen durchgeführt werden. Dies führt zu einem großen Aufwand mit begrenztem\r\nMehrwert, da sich Risikoprofile in der Regel innerhalb eines Jahres kaum ändern. Daher sollte\r\ndie Risikoanalyse maximal alle 2 bis 3 Jahre verpflichtend von den Unternehmen durchgeführt werden müssen. Zudem sollte die Sinnhaftigkeit der Risikoanalyse zu menschenrechtlichen Risiken (§ 5 Abs. 1) für Unternehmen in Deutschland grundsätzlich hinterfragt werden,\r\nda in Deutschland ohnehin bereits sehr strenge arbeitsschutzrechtliche Regelungen bestehen. Der Mehrwert durch die LkSG-Risikoanalyse ist daher nicht ersichtlich.\r\n› Konzernprivileg: Nach CSRD kann die Nachhaltigkeitsberichterstattung auf Konzernebene\r\nkonsolidiert werden. Das LkSG verpflichtet dagegen jedes betroffene Unternehmen in einem\r\nKonzern zur Erstellung und Veröffentlichung eines eigenen LkSG-Berichts. In Analogie zur\r\nCSRD sollte daher die Möglichkeit eines konsolidierten LkSG-Berichts auf Konzernebene\r\nStellungnahme zum Regierungsentwurf der CSRD\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\ngeschaffen werden, um den Mehraufwand für Konzerne mit mehreren LkSG-pflichtigen Unternehmen möglichst gering zu halten.\r\n5 Zusammenfassung\r\nZusammenfassend fordert der BDEW im Rahmen der nationalen Umsetzung der CSRD eine gezielte Berücksichtigung der Belange kleiner und mittlerer kommunaler Unternehmen. Es ist essenziell, diese Unternehmen vor Überforderung zu schützen und ihnen durch klar definierte\r\nRichtlinien sowie durch praktische Unterstützungsangebote zu helfen. Eine effektive Lösung\r\nwäre die Integration einer entsprechenden Regelung in das Handelsgesetzbuch, wie oben vorgeschlagen, die speziell für Beteiligungen von Gebietskörperschaften gilt und so den bürokratischen Aufwand erheblich reduzieren würde. Damit könnte die Belastung durch neue Berichtspflichten minimiert werden, ohne dass umfassende landesrechtliche Anpassungen oder Änderungen der Gesellschaftsverträge erforderlich sind.\r\nAnsprechpartner\r\nFatbardh Kqiku Jonas Wiggers\r\nBetriebswirtschaft, Steuern und Strategie & Politik\r\nDigitalisierung\r\nT +49 30 300 199-1665 T +49 30 300 199-1067\r\nM fatbardh.kqiku@bdew.de M jonas.wiggers@bdew.de\r\nMoritz Mund Martin Müller\r\nEU-Vertretung Leiter der KMU-Vertretung\r\nT +32 2 774-5115 T +49 30 300199-1700\r\nM moritz.mund@bdew.de M martin.mueller@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-08-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012024","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge für rechtliche Vorgaben zur Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c5/0b/363905/Stellungnahme-Gutachten-SG2410100009.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nIn dem am 13.05.2024 verˆffentlichten Konsultationsentwurf zur Verl‰ngerung von Frequenzen\r\nin den Bereichen 800 MHz, 1800 MHz und 2600 MHz (bis 2030) durch die BNetzA ist vorgesehen, den Ausbau der Mobilfunknetze mit einer Reihe von Auflagen zu flankieren. Die Sicherstellung von fl‰chendeckender Versorgung ist aus Sicht des BDEW zu begr¸flen. Besonders in l‰ndlichen und d¸nn besiedelten Gebieten bestehen oftmals noch schlecht abgedeckte Gebiete, die\r\nzum Erreichen der Ausbauziele in naher Zukunft erschlossen werden m¸ssen.\r\nAus Sicht des BDEW dr‰ngt sich allerdings die Frage auf, warum die Versorgungsauflagen bislang\r\nverfehlt werden. Energieversorgungsunternehmen bieten bundesweit eine Vielzahl von Standorten und Anlagen1\r\n zur Mitnutzung von passiver Mobilfunkinfrastruktur an – oft zu g¸nstigen\r\nPreisen. Diese Standorte werden von den versorgungspflichtigen Mobilfunknetzbetreibern\r\ntrotz geografischer und topologischer Fl‰chendeckung kaum mitgenutzt. Angebote, die von\r\nEnergieversorgungsunternehmen an die Mobilfunknetzbetreiber gesendet werden, werden in\r\nvielen F‰llen ignoriert oder abgelehnt.\r\nMobilfunknetzbetreiber berufen sich auf die Intransparenz des Marktes und vermeintliche unzureichende Informationen ¸ber nutzbare Bestandsinfrastruktur, um ihre sehr begrenzte Inanspruchnahme vorhandener Infrastrukturen von Energieversorgungsunternehmen zu erkl‰ren.\r\nWelche Energieversorger in einem Mobilfunk-Ausbaugebiet ¸ber geeignete Infrastrukturen\r\nverf¸gen kˆnnten, ist in der Regel bekannt oder leicht herauszufinden. Vorhandene Standorte\r\nund Anlagen sind gut zu erkennen und auf topographischen Karten eingezeichnet. Gleichwohl\r\nist die Mitnutzung bestehender Infrastrukturen von Energieversorgungsunternehmen r¸ckl‰ufig. Dies ¸berrascht, weil Mobilfunknetzbetreiber die Versorgungsauflagen bis 2030 sehr wahrscheinlich verfehlen werden, wenn diese ausschliefllich auf den Eigenausbau neuer Mobilfunkmasten setzen. Denn einerseits sind die abzudeckenden Fl‰chen zu umfangreich, und andererseits kommt es h‰ufig zu B¸rgerprotesten gegen die Errichtung neuer Mobilfunkstandorte.\r\nDurch die Mitnutzung der bestehenden passiven Mobilfunkinfrastruktur, die besonders von\r\nneuen Marktteilnehmern wie Energieversorgungsunternehmen angeboten werden, kˆnnten\r\ndie Versorgungsauflagen erf¸llt werden.\r\n1\r\n Nutzbare Assets schlieflen dabei folgende Infrastrukturen ein: Solo-, Freileitungs-, Richtfunk- und Strommasten,\r\nWindkraftanlagen, Geb‰uded‰cher. Zudem werden im Rahmen des Aufbaus des 450 Mhz-Netzes viele Standorte\r\nund Funkmasten neu errichtet. Diese sind oft so dimensioniert, dass alle Mobilfunknetzbetreiber ihre aktive\r\nTechnik in die Masten h‰ngen kˆnnen.\r\nBerlin, 20.09.2024\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nLˆsungsvorschl‰ge f¸r einen effizienten fl‰chendeckenden Mobilfunkausbau\r\n\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 3\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nMitnutzung vorhandener Infrastrukturen stellt eine ressourcenarme, unb¸rokratische und\r\nschnell umsetzbare Lˆsung dar, im Rahmen derer keine neuen Masten errichtet werden m¸ssten. Stattdessen bevorzugen Mobilfunknetzbetreiber die Zusammenarbeit mit ihren eng verbundenen Tower Companies und zeigen weniger Interesse an Kooperationen mit anderen Anbietern, wie Energieversorgern, wodurch das Potenzial der bestehenden Infrastruktur ungenutzt bleibt. Eine z¸gige fl‰chendeckende Versorgung wird durch dieses Verhalten auf dem\r\nMobilfunkmarkt erschwert.\r\nHier sollte die BNetzA ansetzen und das bestehende bzw. geplante Instrumentarium versch‰rfen. Der BDEW sieht folgende Lˆsungsmˆglichkeiten, um die Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur zu erhˆhen und damit zur Erreichung der Mobilfunk-Versorgungsziele beizutragen:\r\n• Mehr Transparenz schaffen: Um die Transparenz ¸ber das Marktgeschehen zu erhˆhen,\r\nschlagen wir vor, dass Mobilfunknetzbetreiber ihre Suchkreise und Ausbaupl‰ne zuk¸nftig\r\nverˆffentlichen m¸ssen. Somit werden diese nicht mehr nur mit den etablierten Tower\r\nCompanies geteilt, sondern auch andere Infrastrukturbetreiber kˆnnen passende Angebote\r\nerstellen. Damit kann die Situation vermieden werden, dass mobilfunkausbauende Unternehmen keine passenden Angebote in ihren Suchkreisen finden bzw. erhalten. Zudem sollten Mobilfunknetzbetreiber begr¸nden m¸ssen, weshalb ein vorliegendes Angebot nicht\r\nangenommen wurde. Nach der Erfahrung einiger unserer Mitgliedsunternehmen wurden\r\nAngebote teils ohne Begr¸ndung abgelehnt, obwohl preiswerte Angebote f¸r Bestandsinfrastruktur erstellt wurden. Auch ein verpflichtender Branchendialog zwischen den Mobilfunknetzbetreibern, Energieversorgern, etablierten Tower Companies und anderen Infrastrukturbetreibern – ‰hnlich wie es ihn bereits bei der Fˆrderung des Glasfaserausbaus gibt\r\n– w‰re zu begr¸flen. Nicht zuletzt sollte auch das Bewusstsein bei Kommunen, L‰ndern und\r\nBehˆrden auf Bundesebene gesteigert werden, dass die Option f¸r die Mitnutzung bestehender passiver Infrastruktur besteht.\r\n• Versorgungsauflagen anpassen: Statt bundesweiter Versorgungsauflagen sollte ¸ber eine\r\nAufteilung in kleinere Gebiete nachgedacht werden. Durch kleinteiligere Versorgungsauflagen m¸ssen Mobilfunkanbieter tendenziell schwer erschlieflbare Regionen (besonders\r\nl‰ndliche Gebiete) schneller abdecken. Gleiches fordern bereits einige Bundesl‰nder, die\r\neine Unterteilung der Versorgungsauflagen auf Landesebene pr‰ferieren. Durch angepasste\r\nversorgungsauflagen kˆnnte eine Bevorzugung urbaner Gebiete vermieden und eine tats‰chliche fl‰chendeckende Versorgung schneller erreicht werden. Hierf¸r kˆnnte eine Mitnutzung der Bestandsinfrastruktur ebenfalls wichtiger werden.\r\n• Regulatorische Eingriffe: Die Diskrepanz zwischen Nichterf¸llung der Versorgungsauflagen\r\nund mangelnder Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur kˆnnte durch ein Pr¸fgebot\r\n¸berwunden werden. Damit passende Angebote Abhilfe schaffen kˆnnen, m¸ssen die Suchkreise der Mobilfunknetzbetreiber auch den Unternehmen vorliegen, die nicht mit den Mobilfunknetzbetreibern bzw. den etablierten Tower Companies assoziiert sind. Eine\r\n\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nVerpflichtung der etablierten Tower Companies, die Verf¸gbarkeit von nutzbarer passiver\r\nMobilfunkinfrastruktur, insbesondere bei neuen Marktteilnehmern zu ¸berpr¸fen, w¸rde\r\nZeit und finanzielle Ressourcen sparen und eine schnellere Abdeckung unterversorgter Gebiete ermˆglichen. Dar¸ber hinaus sollte die vorgenommene Pr¸fung bei gefˆrderten Ausbauprojekten oder Baugenehmigungen den kommunalen Bau‰mtern vorgelegt werden\r\nm¸ssen. Diese kˆnnten sicherstellen, dass kein unnˆtiger Neubau stattfindet, falls bestehende und geplante Infrastruktur mitgenutzt werden kˆnnte. In dem Ermessensspielraum\r\nder Bau‰mter w¸rde ebenfalls liegen, ob Bauantr‰ge bei einer Mitnutzungsoption ausgestellt werden.\r\nDas laufende Vergabeverfahren bietet auf lange Sicht die letzte Chance, den Wettbewerb im\r\nMobilfunk wirksam zu fˆrdern und strukturelle Hindernisse zu beseitigen. Dies gilt gerade auch\r\nim Bereich der passiven Mobilfunkinfrastrukturen: einfache Transparenzmaflnahmen und -\r\npflichten kˆnnen dazu f¸hren, dass eine schnellere, einfachere und preiswertere Erf¸llung der\r\nVersorgungsauflagen langfristig ermˆglicht wird.\r\nAnsprechpartner\r\nRichard Kaufmann\r\nFachgebietsleiter Digitale Infrastruktur und\r\nTelekommunikation\r\n+49 30 300199-1676\r\nrichard.kaufmann@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012024","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge für rechtliche Vorgaben zur Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1b/0e/378498/Stellungnahme-Gutachten-SG2411270001.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nIn dem am 13.05.2024 veröffentlichten Konsultationsentwurf zur Verlängerung von Frequenzen\r\nin den Bereichen 800 MHz, 1800 MHz und 2600 MHz (bis 2030) durch die BNetzA ist vorgesehen, den Ausbau der Mobilfunknetze mit einer Reihe von Auflagen zu flankieren. Die Sicherstellung von flächendeckender Versorgung ist aus Sicht des BDEW zu begrüßen. Besonders in ländlichen und dünn besiedelten Gebieten bestehen oftmals noch schlecht abgedeckte Gebiete, die\r\nzum Erreichen der Ausbauziele in naher Zukunft erschlossen werden müssen.\r\nAus Sicht des BDEW drängt sich allerdings die Frage auf, warum die Versorgungsauflagen bislang\r\nverfehlt werden. Energieversorgungsunternehmen bieten bundesweit eine Vielzahl von Standorten und Anlagen1\r\nzur Mitnutzung von passiver Mobilfunkinfrastruktur an – oft zu günstigen\r\nPreisen. Diese Standorte werden von den versorgungspflichtigen Mobilfunknetzbetreibern\r\ntrotz geografischer und topologischer Flächendeckung kaum zur Verbesserung der Mobilfunkversorgung genutzt. Angebote der Energieversorgungsunternehmen zur Mitnutzung dieser Infrastruktur werden von manchen Mobilfunknetzbetreibern in vielen Fällen ignoriert oder abgelehnt.\r\nMobilfunknetzbetreiber berufen sich auf die Intransparenz des Marktes und vermeintliche unzureichende Informationen über nutzbare Bestandsinfrastruktur, um ihre sehr begrenzte Inanspruchnahme vorhandener Infrastrukturen von Energieversorgungsunternehmen zu erklären.\r\nWelche Energieversorger in einem Mobilfunk-Ausbaugebiet über geeignete Infrastrukturen\r\nverfügen könnten, ist in der Regel bekannt oder leicht herauszufinden. Vorhandene Standorte\r\nund Anlagen sind gut zu erkennen und auf topografischen Karten eingezeichnet. Gleichwohl ist\r\ndie Mitnutzung bestehender Infrastrukturen von Energieversorgungsunternehmen rückläufig.\r\nDies überrascht, weil Mobilfunknetzbetreiber die Versorgungsauflagen bis 2030 sehr wahrscheinlich verfehlen werden, wenn diese ausschließlich auf den Eigenausbau neuer Mobilfunkmasten setzen. Denn einerseits sind die abzudeckenden Flächen zu umfangreich, und andererseits kommt es häufig zu Bürgerprotesten gegen die Errichtung neuer Mobilfunkstandorte.\r\n1 Nutzbare Assets schließen dabei folgende Infrastrukturen ein: Solo-, Freileitungs-, Richtfunk- und Strommasten,\r\nWindkraftanlagen, Gebäudedächer. Zudem werden im Rahmen des Aufbaus des 450 Mhz-Netzes viele Standorte\r\nund Funkmasten neu errichtet. Diese sind oft so dimensioniert, dass alle Mobilfunknetzbetreiber ihre aktive\r\nTechnik in die Masten hängen können.\r\nBerlin, 08.10.2024\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nLösungsvorschläge für einen effizienten flächendeckenden Mobilfunkausbau\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 3\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\nDurch die Mitnutzung der bestehenden passiven Mobilfunkinfrastruktur, die besonders von\r\nneuen Marktteilnehmern wie Energieversorgungsunternehmen angeboten werden, könnten\r\nVersorgungsauflagen zügiger erfüllt werden.\r\nMitnutzung vorhandener Infrastrukturen stellt eine ressourcenarme, unbürokratische und\r\nschnell umsetzbare Lösung dar, im Rahmen derer keine zusätzlichen Masten errichtet werden\r\nmüssten. Stattdessen bevorzugen die Mobilfunknetzbetreiber offenbar die exklusive Zusammenarbeit mit ihren eng verbundenen Tower Companies, möglicherweise aufgrund entsprechender vertraglicher Vereinbarungen. Letztere zeigen wenig Interesse an Kooperationen mit\r\nanderen Anbietern, wie Energieversorgern, die im Wettbewerb zu ihnen selbst stehen.\r\nDadurch bleibt das Potenzial der bestehenden Infrastruktur ungenutzt. Eine zügige flächendeckende Versorgung wird durch dieses Verhalten auf dem Mobilfunkmarkt erschwert.\r\nHier sollte die BNetzA ansetzen und das bestehende bzw. geplante Instrumentarium verschärfen. Der BDEW sieht folgende Lösungsmöglichkeiten, um die Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur zu erhöhen und damit zur Erreichung der Mobilfunk-Versorgungsziele beizutragen:\r\n• Mehr Transparenz schaffen: Um die Transparenz über das Marktgeschehen zu erhöhen,\r\nschlagen wir vor, dass Mobilfunknetzbetreiber ihre Suchkreise und Ausbaupläne zukünftig\r\nveröffentlichen müssen. Somit werden diese nicht mehr nur mit den etablierten Tower\r\nCompanies geteilt, sondern auch andere Infrastrukturbetreiber können passende Angebote\r\nerstellen. Damit kann die Situation vermieden werden, dass mobilfunkausbauende Unternehmen keine passenden Angebote in ihren Suchkreisen finden bzw. erhalten. Zudem sollten Mobilfunknetzbetreiber begründen müssen, weshalb ein vorliegendes Angebot nicht\r\nangenommen wurde. Nach der Erfahrung einiger unserer Mitgliedsunternehmen wurden\r\nAngebote teils ohne Begründung abgelehnt, obwohl preiswerte Angebote für Bestandsinfrastruktur erstellt wurden. Auch ein verpflichtender Branchendialog zwischen den Mobilfunknetzbetreibern, Energieversorgern, etablierten Tower Companies und anderen Infrastrukturbetreibern – ähnlich wie es ihn bereits bei der Förderung des Glasfaserausbaus gibt\r\n– wäre zu begrüßen. Nicht zuletzt sollte auch das Bewusstsein bei Kommunen, Ländern und\r\nBehörden auf Bundesebene gesteigert werden, dass die Option für die Mitnutzung bestehender passiver Infrastruktur besteht.\r\n• Versorgungsauflagen anpassen: Statt bundesweiter Versorgungsauflagen sollte über eine\r\nAufteilung in kleinere Gebiete nachgedacht werden. Durch kleinteiligere Versorgungsauflagen müssen Mobilfunkanbieter tendenziell schwer erschließbare Regionen (besonders\r\nländliche Gebiete) schneller abdecken. Gleiches fordern bereits einige Bundesländer, die\r\neine Unterteilung der Versorgungsauflagen auf Landesebene präferieren. Durch angepasste\r\nVersorgungsauflagen könnte eine Bevorzugung urbaner Gebiete vermieden und eine tatsächliche flächendeckende Versorgung schneller erreicht werden. Hierfür könnte eine Mitnutzung der Bestandsinfrastruktur ebenfalls wichtiger werden.\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\nMangelnde Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur\r\n• Regulatorische Eingriffe: Die Diskrepanz zwischen Nichterfüllung der Versorgungsauflagen\r\nund mangelnder Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur könnte durch ein Prüfgebot\r\nüberwunden werden. Damit passende Angebote Abhilfe schaffen können, müssen die Suchkreise der Mobilfunknetzbetreiber auch den Unternehmen vorliegen, die nicht mit den Mobilfunknetzbetreibern bzw. den etablierten Tower Companies assoziiert sind. Eine Verpflichtung der etablierten Tower Companies, die Verfügbarkeit von nutzbarer passiver\r\nMobilfunkinfrastruktur, insbesondere bei neuen Marktteilnehmern zu überprüfen, würde\r\nZeit und finanzielle Ressourcen sparen und eine schnellere Abdeckung unterversorgter Gebiete ermöglichen. Darüber hinaus sollte die vorgenommene Prüfung bei geförderten Ausbauprojekten oder Baugenehmigungen den kommunalen Bauämtern vorgelegt werden\r\nmüssen. Diese könnten sicherstellen, dass kein unnötiger Neubau stattfindet, falls bestehende und geplante Infrastruktur mitgenutzt werden könnte. In dem Ermessensspielraum\r\nder Bauämter würde ebenfalls liegen, ob Bauanträge bei einer Mitnutzungsoption ausgestellt werden.\r\nDas laufende Vergabeverfahren bietet auf lange Sicht die letzte Chance, den Wettbewerb im\r\nMobilfunk wirksam zu fördern und strukturelle Hindernisse zu beseitigen. Dies gilt gerade auch\r\nim Bereich der passiven Mobilfunkinfrastrukturen: einfache Transparenzmaßnahmen und -\r\npflichten können dazu führen, dass eine schnellere, einfachere und preiswertere Erfüllung der\r\nVersorgungsauflagen langfristig ermöglicht wird."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012212","regulatoryProjectTitle":"Umsetzungsvorschläge für das Strommarktdesign der Zukunft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e9/65/356794/Stellungnahme-Gutachten-SG2409240007.pdf","pdfPageCount":67,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\n\r\n\r\nBerlin, 6. September 2024\r\nStellungnahme\r\nzum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nVersion: Final\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 67\r\nExecutive Summary\r\nInvestitionsrahmen für Erneuerbarer Energien\r\nDie Chancen und insbesondere die aufkommenden Herausforderungen der zukünftigen Förderung Erneuerbarer Energien (EE) sind im Papier „Strommarkt der Zukunft“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) klar und umfassend dargestellt. Das zukünftige Förderregime muss einen markteffizienten Anlageneinsatz fördern und neue EE-Anlagen\r\nsystemdienlich allokieren. Produktionsabhängige Fördermodelle scheinen dafür langfristig nur\r\nbedingt geeignet, daher unterstützt der BDEW als zukünftiges Förderdesign die Wahl eines\r\nproduktionsunabhängigen Fördermodells, in Form von Option 4, vorausgesetzt, die Methodik\r\nder Referenzanlage bzw. des Referenzwerts ist möglichst einfach, praktikabel und für die Realisierung von Neuanlagen risikoarm. Zwingende Voraussetzung ist, dass die genaue Ausgestaltung mit der Branche ausgearbeitet wird, um möglichst keine neuen Probleme zu schaffen.\r\nDie Einführung eines produktionsunabhängigen Fördermodells erscheint bis 2027 nicht adäquat realisierbar. Insofern sollten zunächst Option 1 und 2 in Kombination mit einem Marktmengenmodell verfolgt werden.\r\nBei der Umsetzung jeder Option muss unbedingt darauf geachtet werden, dass der notwendige Hochlauf der Erneuerbaren Energien nicht gefährdet wird, Anreize für Flexibilität nicht\r\nbehindert werden und Vertrauen in den Investitionsstandort Deutschland gegeben ist.\r\nInvestitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten\r\nDer BDEW fordert einen integrierten Kapazitätsmarkt, bei dem die Festlegung des Absicherungsniveaus der Versorgungssicherheit in staatlicher Verantwortung ist und zur Erfüllung\r\nderselben alle Technologien berücksichtigt werden. Der Staat setzt den politischen und\r\nrechtlichen Rahmen, die Unternehmen investieren und stellen die erforderlichen Kapazitäten,\r\nSpeicher und (Last-)Flexibilitäten zur Verfügung.\r\nEs ist aus unserer Sicht praktisch nicht umsetzbar und auch systematisch nicht richtig, die\r\nstaatliche Verantwortung für die Festlegung des Absicherungsniveaus an die regionalen Energieversorger, an Hunderte Bilanzkreisverantwortliche, zu verteilen.\r\nVor diesem Hintergrund lautet die Leitfrage bei der Entscheidung für eine der vorgeschlagenen vier Optionen: Wer trägt die Verantwortung für die Festlegung des Absicherungsniveaus\r\nder Versorgungssicherheit?\r\nFür die Versorgungssicherheit müssen sowohl der Neubau steuerbarer Kraftwerkskapazitäten,\r\ndie Berücksichtigung bestehender Anlagen (einschließlich KWK), Flexibilitäten, Demand Side\r\nManagement (DSM) und Speicher ihren Beitrag leisten können. In diesem integrierten Markt\r\nwerden alle Technologien und Lösungen berücksichtigt, um das volkswirtschaftliche\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 67\r\nOptimum technologieoffen realisieren zu können. Eine hohe Angebotsliquidität ist unerlässliche Voraussetzung für eine kosteneffiziente Allokation. Daher ist die Offenheit des Kapazitätsmechanismus von fundamentaler Bedeutung.\r\nAus Sicht des BDEW stimmen alle vier vorgeschlagenen Optionen des BMWK darin überein,\r\ndass Flexibilitäten, Speicher und DSM zum Einsatz gebracht werden. Alle Akteure, ob Stadtwerke, regionale oder überregionale Energieversorger, müssen in offenen Verfahren mit ihren\r\nAngeboten wettbewerblich bieten können. Dies muss über die konkrete Ausgestaltung zentraler, wettbewerblicher Ausschreibungen geschehen, damit – neben Kraftwerksstrategie\r\n(bzw. Kraftwerkssicherungsgesetz), KWKG, Flexibilitäten und EE-Investitionsrahmen – der Kapazitätsmechanismus einen hinreichenden und breiten Mix an Technologien und Lösungen gewährleistet. Hier spielt eine differenzierte Marktsegmentierung mit unterschiedlichen Vertragslaufzeiten und ggf. separaten Preisobergrenzen eine Rolle, damit die unterschiedlichen\r\nFinanzierungshorizonte und Einsatzcharakteristika abgebildet werden. Dies ermöglicht unterschiedliche Teillösungen wie Kraftwerksneubau, Umrüstung, KWK, Flexibilitäten und Speicher. Denn natürlich ist der Neubau eines Kraftwerks anders zu bewerten als Retrofit von Bestandsanlagen oder KWK, innovative Lösungen und Speicher.\r\nDie zusätzlichen Anforderungen des Kombinierten Kapazitätsmarktes (KKM) erzeugen eine erhebliche Steigerung der Komplexität und damit der Implementierungs- und Abwicklungsrisiken. Diesen Risiken für eine sichere Versorgung steht kein adäquater Mehrwert gegenüber.\r\nWir sprechen uns für einen integrierten Kapazitätsmarkt und damit für ein System aus, welches rasch und rechtssicher umgesetzt werden kann, der Energiewende dient und fairen\r\nWettbewerb ermöglicht.\r\nLokale Signale\r\nLokale Signale können die Transformation des Energiesystems unterstützen, jedoch den notwendigen Netzausbau nicht ersetzen. Eine zügige Digitalisierung, insbesondere durch einen\r\nschnellen Smart-Meter-Rollout, ist hierbei zentrale Voraussetzung. Der BDEW begrüßt, dass\r\ndie Beibehaltung der Gebotszone bei Implementierung aller Instrumente Priorität hat. Bei jeder Anpassung der Netzentgeltsystematik ist eine Prüfung der Kosten und des Nutzens sowie\r\ndie Möglichkeit von Inc-Dec-Gaming notwendig. Konkrete Maßnahmen im Bereich der lokalen\r\nSignale sind notwendig, um den Netzausbau bis zum letzten Kilowatt zu vermeiden und die\r\ndezentralen Ziele der Energiewende einzubeziehen.\r\nNachfrageseitige Flexibilitätspotentiale\r\nEs ist für das Gelingen der Energiewende essenziell, alle, aber insbesondere lastseitige Flexibilitätsoptionen zu heben. Die Unterscheidung zwischen markt-, system- und netzdienlicher Flexibilität muss klar definiert und priorisiert werden. Der BDEW sieht bei der Einführung von\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 67\r\nflexiblen Tarifen Klärungsbedarf und begrüßt die Ausarbeitung einer Flexibilitäts-Agenda. Es\r\nist jedoch an der Zeit, dass diese Agenda zügig ausgearbeitet, auf Praktikabilität und Kosteneffizienz geprüft und in die Tat umgesetzt wird. Auch die verbesserte Umsetzung des Redispatch 2.0 in der Praxis sollte weiter vorangetrieben werden, möglichst in Verbindung mit den\r\nlokalen Signalen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 67\r\nPräambel\r\nDas Strommarktdesign ist eine der zentralen Stellschrauben für die Gestaltung einer zukunftsfähigen, nachhaltigen und wettbewerbsfähigen Energieversorgung. Daher begrüßt der BDEW\r\ndas BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“, das konkrete Vorschläge zur Weiterentwicklung des Strommarktdesigns enthält. Vor dem Hintergrund der fortschreitenden Energiewende stehen wir als Branche vor der Herausforderung, die bestehenden Marktstrukturen\r\nund -mechanismen an neue technologische Entwicklungen, politische Ziele und gesellschaftliche Erwartungen anzupassen. Die Energiewende und die damit verbundene Transformation\r\ndes Energiesystems stellen nicht nur technologische und wirtschaftliche Anforderungen, sondern auch fundamentale regulatorische und marktgestalterische Fragestellungen, die in einem\r\ndynamischen und zunehmend dezentralen Umfeld berücksichtigt werden müssen.\r\nAus Sicht des Branchenverbandes sind folgende fünf Anforderungen und Ziele von entscheidender Bedeutung, um eine robuste und zukunftsorientierte Marktgestaltung zu gewährleisten. Die Erfüllung dieser Ziele definieren die Kriterien, die aus Sicht des BDEW für alle Anpassungen im Strommarktdesign anzulegen sind, und gelten auch für die im Papier aufgeführten\r\nThemenbereiche EE-Förderung, Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten, lokale Signale\r\nund nachfrageseitige Flexibilitäten.\r\n› Klimaneutralität und Zukunftsfähigkeit: Die Erreichung der Klimaneutralität bis spätestens 2045 erfordert eine tiefgreifende Transformation des Energiesystems. Das Strommarktdesign muss daher in der Lage sein, die Integration Erneuerbarer Energien voranzutreiben, fossile Energieträger sukzessive aus dem Markt zu drängen und damit die\r\nDekarbonisierung aller Sektoren zu ermöglichen. Daher muss das Marktdesign die\r\nKopplung von Strom-, Wärme- und Mobilitätssektor fördern. Es ist unerlässlich, dass\r\ndas Strommarktdesign kompatibel mit den Energiewendezielen ist. Gleichzeitig muss es\r\noffen für Anpassungen an technologische, wirtschaftliche und politische Entwicklungen\r\nbleiben. Das Erreichen der Klimaneutralität benötigt Investitionen in Anlagen, Infrastruktur, Technologien und Geschäftsmodelle. Dies kann nur mit stabilen finanziellen\r\nRahmenbedingungen gelingen.\r\n› Systemstabilität: Die Stabilität des Energiesystems muss auch bei einer zunehmend dezentralen und volatilen Stromerzeugung gewährleistet bleiben. Ein widerstandsfähiges\r\nStrommarktdesign sollte daher sowohl kurzfristige als auch langfristige Anforderungen\r\nan die Systemstabilität berücksichtigen und Mechanismen zur Prävention und Bewältigung von Netzengpässen und physikalischen Störungen bereitstellen. Dabei sind sowohl\r\nbewährte Ansätze als auch innovative Lösungen, wie Flexibilitätsoptionen und Digitalisierung, von zentraler Bedeutung. Die verstärkte Integration digitaler Technologien zur\r\nOptimierung der Energieinfrastruktur und zur Förderung intelligenter Systeme spielen\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 67\r\ndabei eine Schlüsselrolle. Gleichzeitig muss der Schutz kritischer Infrastrukturen, z.B.\r\nvor Cyberattacken, gewährleistet sein.\r\n› Marktprinzip: Liquide und entwickelte Märkte sind für die Wettbewerbsfähigkeit und\r\nEffizienz des Strommarktes entscheidend. Die Weiterentwicklung des Marktdesigns und\r\nder Fördermechanismen muss dabei immer eine breite Vielfalt an Marktteilnehmern\r\nund -produkten adressieren und den Wettbewerb gewährleisten. Nur so werden die Risiken für alle Beteiligten verringert und stabile Preise für Industrie und Verbraucher ermöglicht. Dafür sollte die Transparenz in allen Marktsegmenten erhöht werden, um\r\nfundierte Entscheidungen und eine faire Preisgestaltung sicherzustellen.\r\n› Versorgungssicherheit: Versorgungssicherheit wird zu einem Großteil vom Vorhandensein steuerbarer Kapazität gewährleistet, insbesondere in Zeiten hoher Nachfrage\r\nund/oder geringer Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Dafür müssen sowohl\r\nInvestitionen in flexible steuerbare Erzeugungskapazitäten als auch in Speichertechnologien und Lastmanagement adressiert werden. Ein zukunftsfähiges Marktdesign muss\r\nein Marktumfeld schaffen, dass Investitionen und den Betrieb dieser Kapazitäten anreizt.\r\n› Systemkostenoptimierung und geringe Komplexität: Ein effizientes Marktdesign sollte\r\nAnreize für kosteneffiziente Lösungen, u.a. durch Wettbewerb, bieten; dies umfasst die\r\nErneuerbaren Energien als zentrale Säule des Stromsystems und den bedarfsgerechten\r\nAusbau der Netzinfrastruktur. Dazu sollte langfristig angestrebt werden, das Strommarktdesign innerhalb der EU zu harmonisieren. Gleichzeitig darf ein Marktdesign nicht\r\nzu komplex werden, um Marktzugangsbarrieren möglichst niedrig zu halten, Ressourcen effizient einzusetzen und Innovationen sowie eine ständige Weiterentwicklung des\r\nStrommarktes zu ermöglichen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 67\r\nInhalt\r\n1 Leifragen zu Kap. 3.1, Investitionsrahmen für erneuerbare Energien ........10\r\n1.1 Teilen Sie die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der\r\ngenannten Optionen?..........................................................................10\r\n1.2 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und\r\nAusgestaltungsvarianten auf effizienten Anlageneinsatz und\r\nsystemdienliche Anlagenauslegung? Beachten Sie dabei auch\r\nfolgende Teilaspekte: ..........................................................................13\r\n1.2.1 Option 1: zweiseitiger CfD mit Marktkorridor.....................................13\r\n1.2.2 Option 2: zweiseitiger CfD...................................................................14\r\n1.2.3 Option 1 und 2: produktionsabhängiger CfD ......................................14\r\n1.2.4 Option 3 und 4: produktionsunabhängige Förderung ........................15\r\n1.2.5 Option 3: Produktionsunabhängiger zweiseitiger Differenzvertrag ...16\r\n1.2.6 Option 4: Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem\r\nRefinanzierungsbeitrag........................................................................17\r\n1.2.7 Zu allen Optionen: ...............................................................................18\r\n1.3 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und\r\nderen Ausgestaltungsvarianten auf die Kapitalkosten? Beachten Sie\r\ndabei auch folgende Teilaspekte:........................................................20\r\n1.4 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und\r\nderen Ausgestaltungsvarianten mit Blick auf ihre technische und\r\nadministrative Umsetzbarkeit und mögliche Systemumstellung?\r\nBeachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:..................................22\r\n1.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? 26\r\n2 Leitfragen zu Kap. 3.2, Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten.....28\r\n2.1 Wie schätzen Sie die Notwendigkeit der Anpassungs- und\r\nAnschlussfähigkeit des Kapazitätsmechanismus für künftige\r\nEntwicklungen ein?..............................................................................28\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 67\r\n2.2 Wie bewerten Sie im ZKM die Herausforderung, den Beitrag neuer\r\nTechnologien und insbesondere flexibler Lasten angemessen zu\r\nberücksichtigen, sowie das Risiko einer Überdimensionierung?........29\r\n2.3 Wie signifikant sind aus Ihrer Sicht die Effekte für Speicher und\r\nflexible Lasten durch die europarechtlich geforderten Rückzahlungen,\r\ndie insbesondere im ZKM zum Tragen kommen?...............................31\r\n2.4 Wie bewerten Sie die Synthese aus ZKM und DKM im kombinierten\r\nKKM hinsichtlich der Chancen und Herausforderungen? ...................32\r\n2.5 Wäre aus Ihrer Sicht auch eine Kombination aus ZKM und KMS\r\ndenkbar?..............................................................................................35\r\n2.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? 36\r\n3 Leitfragen zu Kap. 3.3, lokale Signale........................................................39\r\n3.1 Welche Rolle sehen Sie für lokale Signale in der Zukunft? .................39\r\n3.2 Welche Vor- und Nachteile bestehen bei den vorgestellten Optionen\r\nfür lokale Signale?................................................................................43\r\n3.2.1 Vorteile der Optionen:.........................................................................43\r\n3.2.2 Nachteile der Optionen:......................................................................46\r\n3.3 Welche Ansätze sehen Sie, um lokale Signale im Strommarkt zu\r\netablieren und sowohl effizienten Einsatz/Verbrauch als auch\r\nräumlich systemdienliche Investitionen anzureizen? .........................49\r\n3.4 Welche Gefahren sehen Sie, wenn es nicht gelingt, passende lokale\r\nSignale im Strommarkt zu etablieren? ................................................50\r\n3.5 Wie können lokale Preissignale möglichst einfach ausgestaltet\r\nwerden, um neue Komplexität und etwaige\r\nUmsetzungsschwierigkeiten zu reduzieren?.......................................51\r\n3.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? 53\r\n4 Leitfragen zu Kap. 3.4, Flexibilität.............................................................55\r\n4.1 Stimmen Sie der Problembeschreibung und den Kernaussagen zu?..55\r\n4.2 Ist die Liste der Aktionsbereiche vollständig und wie bewerten Sie die\r\neinzelnen Aktionsbereiche? ................................................................57\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 67\r\n4.3 Welche konkreten Flexibilitätshemmnisse auf der Nachfrageseite\r\nsehen Sie und welche Lösungen?........................................................62\r\n4.4 Welche konkreten Handlungsoptionen sehen Sie in den einzelnen\r\nHandlungsfeldern? ..............................................................................65\r\n4.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? 66\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 67\r\n1 Leifragen zu Kap. 3.1, Investitionsrahmen für erneuerbare Energien\r\nDie Bundesregierung plant derzeit eine Umstellung des Fördermechanismus für Erneuerbare\r\nEnergien und die Abkehr von der aktuell angewandten Gleitenden Marktprämie. Durch die\r\nRichtlinie zum Europäischen Strommarktdesign sind die EU-Mitgliedstaaten verpflichtet bis\r\nAnfang des Jahres 2027 die Fördermechanismen so anzupassen, dass Übererlöse abgeschöpft\r\nwerden. Eine Pflicht zum Wechsel des grundlegenden Fördersystems besteht jedoch nicht.\r\nDer BDEW begrüßt das Diskussionspapier „Strommarktdesign der Zukunft“ und die genaue Betrachtung der Vor- und Nachteile der vier diskutierten Optionen zur künftigen Förderung des\r\nAusbaus Erneuerbarer Energien. Das BMWK bekräftigt im Diskussionspapier zu Recht die Erfolge und die neue Ausbau-Dynamik der Erneuerbaren in den letzten beiden Jahren.\r\nDie jüngst abgeschlossene Reform des Strommarktdesigns unterstrich zugleich die Notwendigkeit, die Investitionen in Erneuerbare Energien zu beschleunigen, sowie auch die Strommärkte\r\nweiter zu stärken. Dabei sollte der Gradmesser bei der Frage der Ausgestaltung des zukünftigen Förderregimes sein, einerseits die hohen Investitionskosten für den Zubau erneuerbarer\r\nErzeugungsleistung finanziell langfristig abzusichern, und diesen andererseits dabei kosteneffizient und marktkonform zu gestalten.\r\n1.1 Teilen Sie die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der genannten Optionen?\r\nDer BDEW hatte sich bereits an der EURELECTRIC-Studie „Unlocking the Power of two-way\r\nContracts for Difference“ beteiligt, die sich detailliert mit verschiedenen Ausgestaltungsmöglichkeiten von CfDs befasste. Diese teilt in weiten Teilen die Einschätzung der Chancen und\r\nHerausforderungen der genannten Optionen.\r\nWeitere Herausforderungen:\r\n› Ein ganz wesentlicher Aspekt ist der Erhalt und die Stärkung unterschiedlicher bestehender Strukturen. Brüche im System, ein Attentismus bei den Investitionen und unnötig komplexe Förderinstrumente sowie Regulatorik führen zu massiver Investitionsunsicherheit, einer Verteuerung des EE-Ausbaus und einer Verdrängung kleinerer und mittlerer Unternehmen aus dem Markt.\r\n› Durch die Einführung von zweiseitigen CfDs wird die Aktivität an Terminmärkten weiter\r\nreduziert, da der CfD zusätzlich zur Risikobegrenzung im System der Gleitenden Marktprämie auch weitere Erlöschancen begrenzt. Die Förderung für den zusätzlich zum\r\nmarktgetriebenen Ausbau der Erneuerbaren Energien geförderten Zubau sollte so ausgestaltet werden, dass die Ausbauziele erreicht werden und der größtmögliche Anreiz\r\nbesteht, EE-Anlagen im Markt zu bauen und den Terminmarkt liquide zu halten.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 67\r\n› Der Investitionsrahmen soll primär Investitionen für einen marktgetriebenen Zubau anreizen. Ein geförderter Investitionsrahmen für Erneuerbare darf dem marktlichen EEAusbau nicht im Wege stehen. Zudem greift die strikte Trennung zwischen gefördertem\r\nund ungefördertem Ausbau einen der größten Vorteile des aktuellen Systems nicht auf\r\nund steigert den Förderbedarf für den EE-Ausbau in Deutschland unproduktiv.\r\n› Aus Sicht des BDEW muss sich jedes neue Förderregime hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem förderfreien Zubau über PPAs messen lassen. Daher sind Auswirkungen\r\nauf Marktwerte, aber auch Kombinations- oder Wechselmöglichkeiten zwischen dem\r\ngeförderten und dem marktlichen Segment zu prüfen. Ansonsten würde es zu einem\r\nAustrocknen des aufkeimenden Markts für PPAs kommen und das von der Bundesregierung vorgegebene Ziel eines „möglichst großen, rein marktlichen Segments“ würde\r\nkonterkariert. Die Liquidität am Terminmarkt der einheitlichen Gebotspreiszone wäre\r\nstark eingeschränkt, EE-Erzeuger würden den Kontakt zum Endkunden verlieren. Zudem\r\nbesteht das Risiko, dass sich die Industrie dadurch nicht mehr am Terminmarkt absichern kann.\r\n› Aus Sicht des BDEW ist der im Papier benutzte Begriff der „Referenzanlage“ irreführend. Hier muss, wie in Box 6 erläutert, im Detail erörtert werden, wie das Potential von\r\nunterschiedlichen EE-Technologien transparent, sachdienlich und fair bewertet wird.\r\nDer BDEW geht hierbei nicht von einer Einzelanlage als Referenzwert aus, sondern von\r\neiner technologiespezifischen Klassifizierung. Zur Erarbeitung der Methodik für die Ermittlung einer Referenz erwartet der BDEW die frühzeitige Einbindung der Branche.\r\nWichtig ist dabei, dass zur Ermittlung des Referenzertrages, der die Höhe der Rückzahlung an den Staat vorgibt, wenn möglich bereits vorhandene Daten verwendet werden.\r\nMöglich sind hier Daten des Deutschen Wetterdienstes, die in hoher Auflösung und\r\nQualität vorliegen. Es darf keine Umsetzungsoption gewählt werden, die den weiträumigen Verbau von zusätzlichen Messeinrichtungen erfordert.\r\n› Das Inflationsrisiko sollte in keinem Fall vom Betreiber getragen werden, da es nicht zu\r\nkalkulieren ist und lediglich zu einer Erhöhung der Kapitalkosten führt. Die Absicherung\r\nsollte daher über die komplette Laufzeit des Kontraktes mit einer Inflationsindexierung\r\nversehen werden.\r\n› Zudem dürfen etwaige behördliche Prüfungsaufgaben nicht auf die Netzbetreiber verlagert werden. Die Aufgabe der Netzbetreiber ist, den Netzanschluss, die Netzführung\r\nund den Netzausbau zu gewährleisten und ihre Ressourcen hierfür zu verwenden. Gerade bei dem im Zuge der Energiewende aktuell zu verzeichnenden massiven Hochlauf\r\nvon Netzanschlussbegehren und dem exponentiell zunehmenden Netzausbaubedarf\r\nmüssen die Netzbetreiber ihre knappen Ressourcen vollständig in den Dienst ihrer\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 67\r\nKernaufgaben stellen. Zusätzliche Aufgabenzuweisungen an die Netzbetreiber, insbesondere zu fachfremden Tätigkeiten, haben aus diesen Gründen zu unterbleiben. Der\r\nBDEW weist darauf hin, dass Prüfungen und Aufgaben der Leistungsverwaltung, die wesentlich über den jetzigen Aufwand der gesetzlichen Fördermechanismen hinausgehen\r\nund nicht mit dem Netzbetrieb im engeren Sinne verbunden sind und auch nicht im\r\nAufgabenbereich der EVUs liegen, nicht ohne weiteres zu bewältigen sind.\r\n› Ein neuer Investitionsrahmen kann nur für Neuanlagen gelten. Der Investitionsschutz\r\nfür Bestandsanlagen muss weiter gewährleistet sein.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 67\r\n1.2 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und Ausgestaltungsvarianten auf effizienten Anlageneinsatz und systemdienliche Anlagenauslegung? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:\r\n• Wie relevant sind aus Ihrer Sicht Erlösunsicherheiten bei Gebotsabgabe durch Prognoseunsicherheit von Stunden mit Null- oder Negativpreisen je Option?\r\n• Wie schätzen Sie die Relevanz der Intraday-Verzerrungen durch produktionsabhängige\r\nInstrumente ein?\r\n• Welche Auswirkungen hätte eine Umsetzung der oben genannten Optionen auf die\r\nTerminvermarktung von Strom durch EE-Anlagen? Unterscheiden sich die Auswirkungen zwischen den Optionen? Erwarten Sie Auswirkungen auf die Terminvermarktung\r\nvon Strom durch die Beibehaltung und Breite eines etwaigen Marktwertkorridors?\r\nDer BDEW hat die vier verschiedenen Optionen untersucht und hinsichtlich der oben genannten Fragestellungen bewertet:\r\n1.2.1 Option 1: zweiseitiger CfD mit Marktkorridor\r\nDas Modell der Option 1 entwickelt die bisher bestehende Logik der Gleitenden Marktprämie\r\nweiter: Es gibt eine Erlösuntergrenze, bei deren Unterschreiten wie bisher eine staatliche Förderung gezahlt wird. Bei Überschreiten der Obergrenze des Marktwertkorridors wird der zusätzliche Erlös entsprechend den neuen EU-Vorgaben abgeschöpft. In diesem Sinne ähnelt es\r\nauch Option 2 mit dem Unterschied, dass ein Puffer eingebaut ist. Wie auch vom BMWK selbst\r\nvorgeschlagen, wäre auch hier grundsätzlich eine Umstellung von einer zeit- auf eine mengenbasierte Förderung denkbar, um das Mengenrisiko zu adressieren.\r\nDie Kapitalkostenunterschiede hängen in letzter Konsequenz davon ab, wie der untere Wert\r\ndes Korridors gesetzt wird. Solange dessen Setzung realistisch erfolgt, dürfte der Korridor nur\r\neine weitere Streuung hinsichtlich der Risikoaffinität erlauben (und damit letztlich wettbewerbsfördernd sein). Setzt man seine Rechnung zur Finanzierung am unteren Ende an, sollte\r\nes keine Unterschiede zu einem Fixwert geben. Anlagenbetreiber sind im Falle eines langen\r\nReferenzzeitraumes, innerhalb des Korridors angehalten ihre Anlage markteffizient zu betreiben. Richtig ausgestaltet, kann das Cap und Floor Modell einen effizienten Dispatch anreizen.\r\nOption 1 ist von den beiden produktionsabhängigen Varianten das vorteilhaftere Modell für\r\ndie Terminvermarktung von geförderten Anlagen. Dieser Effekt wird umso größer, je größer\r\nder Marktkorridor ist, da sich die am Terminmarkt abzusichernde Preisunsicherheit nicht nur\r\nauf Fehlbeträge, sondern auch auf Zusatzerlöse bezieht.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 67\r\n1.2.2 Option 2: zweiseitiger CfD\r\nDurch die Umstellung der Gleitenden Marktprämie auf einen zweiseitigen CfD, d.h. Option 1\r\nohne Preiskorridor, besteht die bisherige Systematik der EEG-Förderung weitgehend fort.\r\nWird die Ausgestaltung zusätzlich anhand einer unabhängig vom Zeitraum zu fördernden\r\nStrommenge gewählt, kann das Mengenrisiko abgefedert werden und der Kapitalrückfluss ist\r\ngewährleistet, wenn auch über einen längeren Zeitraum.\r\nHierbei werden Erlöse oberhalb des Zuschlagswerts des CfDs abgeschöpft. Dadurch besteht\r\neinerseits eine hohe Sicherheit beim Kapitalrückfluss und es werden Übererlöse automatisch\r\nabgeschöpft. Diese Entwicklung ist stark von regulatorischen Entscheidungen abhängig, insbesondere von der Frage, wie schnell Flexibilitäten in den Markt gelangen werden und der Netzausbau voranschreitet.\r\nAufgrund der fehlenden Preisunsicherheit sowohl im Risiko als auch den Erlöschancen setzt\r\ndiese Option keine Anreize für eine zusätzliche Vermarktung der Assets am Terminmarkt.\r\n1.2.3 Option 1 und 2: produktionsabhängiger CfD\r\nErlösunsicherheiten bei Gebotsabgabe hinsichtlich der Preisprognosen können bei beiden produktionsabhängigen Optionen ein „K.O.-Kriterium“ darstellen, wenn sie nicht abgefedert werden. Angesichts der geplanten Verfünffachung der EE-Erzeugungsleistung in den kommenden\r\nJahren wird die Anzahl der Stunden mit Null- oder Negativpreisen bedingt durch die Gleichzeitigkeit der Erzeugung von PV- oder Windenergieanlagen noch wesentlich zunehmen. Das\r\nkönnte eine Refinanzierung der getätigten Investitionskosten in EE-Erzeugungsanlagen erheblich erschweren bzw. unmöglich machen, zumal neben dem verstärkten Auftreten negativer\r\nPreise im Spotmarkt auch die Preise für Terminmarktprodukte mit einem hohen Anteil an PVund Windstrom sinken werden. Dieser Effekt tritt bei der Photovoltaik und bei Offshore Wind\r\nstärker auf als bei Windenergie an Land.\r\nDaher ist davon auszugehen, dass bei beiden produktionsabhängigen Varianten die Unsicherheit bzgl. der Refinanzierbarkeit neuer EE-Anlagen aufgrund des Mengenrisikos steigen wird,\r\nwas zu einem Verfehlen der Ausbauziele führen könnte. Durch negative Preise entstehen erhebliche Erlösunsicherheiten, da nicht prognostiziert werden kann, wie häufig negative Preise\r\nim zukünftigen Strommarktdesign auftreten.\r\nIn den Optionen 1 und 2 können die Erlösunsicherheiten durch die Umstellung auf ein Mengenmodell reduziert werden, wie der BDEW bereits vorgeschlagen hat. Dieses Modell sollte\r\naufgrund seiner Vorteile weiterhin geprüft werden. Alternativ gibt es auch weitere Möglichkeiten, etwa in Zeiten negativer Preise auf Kapazitätszahlungen umzustellen, wie das in Frankreich passiert. Vorteilhaft hingegen dürfte sein, dass Optionen 1 und 2 an das bestehende Förderregime anknüpfen und somit Finanzierungsinstitute auch relativ vertraut sein dürften mit\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 67\r\nder Risiko- und Erlösbewertung in diesem Modell. Zudem sollte bei produktionsabhängigen\r\nCfDs darauf geachtet werden, welche Referenzperiode (stündlich, monatlich, quartalsweise,\r\njährlich) für die Vergütung bzw. Rückzahlung gewählt wird.\r\nBei beiden Optionen wirken sich die gezahlten produktionsabhängigen Förderungen auf das\r\nGebotsverhalten der Marktteilnehmer am Spotmarkt aus. Die positive/negative Marktprämie\r\nstellt Opportunitätskosten dar, die gemeinsam mit den Grenzkosten am Spotmarkt geboten\r\nwerden. Im aktuellen System der Gleitenden Marktprämie erzeugt dieses Gebotsverhalten\r\nkonsistent negative Gebote der Direktvermarkter. Eine produktionsabhängige Abschöpfung\r\ngeht als negative Marktprämie ähnlich wie positive Grenzkosten in das Gebot ein und hat\r\ndementsprechend Einfluss auf die Merit-Order und die Wechselwirkung von Day-Ahead- und\r\nIntraday-Markt. Die praktische Relevanz durch die negative Marktprämie im Claw-Back-Regime scheint aktuell begrenzt, da die beschriebenen Effekte insbesondere dann auftreten,\r\nwenn die Intraday-Preise sehr deutlich unter den Day-Ahead-Preisen liegen.\r\n1.2.4 Option 3 und 4: produktionsunabhängige Förderung\r\nProduktionsunabhängige Optionen mindern die Preis- und Mengenrisiken, die bei den produktionsabhängigen Fördermechanismen bestehen. Da jedoch die Vermarktung der Anlage am\r\nStrommarkt bei EE stets zur Refinanzierung der Investition beiträgt, muss im Sinne einer zu\r\nvermeidenden Überförderung ein sinnvoller und risikoarmer Claw-Back-Mechanismus entwickelt werden.\r\nIn beiden Modellen wird der Claw-Back als Differenz von tatsächlichen (Option 4) oder potentiellen (Option 3) Erlösen gegenüber denjenigen einer Referenzanlage berechnet. Der Betreiber ist hinsichtlich der tatsächlichen Produktion völlig dem Marktpreissignal ausgesetzt und\r\nwird seine Anlage dementsprechend ökonomisch effizient betreiben und somit z.B. bei negativen Preisen abregeln, so die Überlegung.\r\nDer BDEW sieht bei der Ausgestaltung des Referenzwertes insbesondere den Bezug auf eine\r\neinzelne Referenzanlage deshalb kritisch, weil dann eine Optimierung im Portfolio gegenüber\r\ndieser einzelnen Anlage anstelle einer Gesamtoptimierung erfolgt. Für eine Gesamtoptimierung bedarf es vielmehr einer Reihe solcher Referenzanlagen. Denn die Referenz sollte die regionalen Gegebenheiten abbilden, etwa die lokalen Wetterverhältnisse, Effekte durch benachbarte Anlagen in einem Windpark, Abschaltung aufgrund von Genehmigungsauflagen. Nur\r\ndann können sich Anlagen besser und vor allem systemdienlicher am Markt verhalten. Gäbe\r\nes hingegen nur eine einzelne Referenzanlage für das gesamtdeutsche Marktgebiet, so wäre\r\nneben einer ohnehin schwierigen Bestimmung dieser Referenzanlage, eine Gesamtoptimierung für eine bspw. zeitgleich sich im Norden und Süden befindliche Anlage nicht gegeben.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 67\r\nÄhnliche sowie bislang in der Diskussion nicht berücksichtigte Fragestellungen ergeben sich\r\nfür den noch heterogeneren Bereich der PV-Anlagen.\r\nDie Schwierigkeit der Modelle ergibt sich aus der Notwendigkeit einer Referenz, anhand derer\r\nein theoretischer Ertrag bestimmt wird, dessen Erlös durch den Betreiber zurückgezahlt werden muss. Die Ermittlung dieses Werts ist komplex und benötigt eine hohe Menge an Messvorrichtungen zur Ermittlung eines korrekten anlagenbezogenen Wertes. Die jeweilige Referenzanlage muss in jedem Fall vor Gebotsabgabe bekannt sein. Die Frage der Ausgestaltung\r\nder Referenz ist dabei noch offen, obwohl gerade dies der Dreh- und Angelpunkt des Modells ist.\r\nTreten länger andauernde Stillstände der produktionsunabhängig geförderten Anlagen auf,\r\nkann ein Betreiber in Bedrängnis kommen, wenn die zurückzuzahlenden Markterlöse der Referenzanlage in der jeweiligen Phase den Referenzmarktpreis in Option 3 oder die Kapazitätszahlungen in Option 4 überschreiten. Für diese Härtefälle bei nachgewiesenem Anlagenausfall\r\nsollte ein monatsweises Opt-out vorgesehen werden, in denen der Anlagenbetreiber keine\r\nStrommarkterlöse der Referenzanlage zurückzahlen muss, aber auch keine Förderung erhält.\r\nSofern die Anlage wieder betriebsbereit ist, sollte eine Rückkehr in die produktionsunabhängige EEG-Förderung monatsweise ermöglicht werden.\r\nEin effizienter Anlageneinsatz und systemdienlicher Einsatz lassen sich nur gewährleisten,\r\nwenn ein Anreiz zu einem höheren Erlös im Falle eines entsprechenden Einsatzes besteht.\r\nDiese erscheint uns am ehesten bei produktionsunabhängigen Varianten der Fall, da man hier\r\nden Anreiz hat, besser als eine Referenzanlage zu agieren.\r\nDie Einführung produktionsunabhängiger Förderungen bringt ein hohes Implementierungsrisiko mit sich, da sie eine fundamentale Umstellung der Fördersystematik beinhaltet. Daher\r\nempfiehlt der BDEW produktionsunabhängige Fördermechanismen (Option 4) frühzeitig im\r\nRahmen von Reallaboren zu testen, um nähere Details zur konkreten Umsetzung erarbeiten zu\r\nkönnen. Dazu gehört vor allem die Erarbeitung möglicher Definitionen von Referenzanlagen.\r\n1.2.5 Option 3: Produktionsunabhängiger zweiseitiger Differenzvertrag\r\nBei Option 3 erhält der Anlagenbetreiber eine produktionsunabhängige staatliche Zahlung. Die\r\nHöhe ergibt sich für jede theoretische zu erzeugende Kilowattstunde aus der Differenz von anzulegendem Wert abzüglich des durchschnittlichen Marktwerts, sofern der Referenzpreis den\r\nMarktwert übersteigt.\r\nGrundsätzlich würde das System Anreize für Anlagen mit hoher installierter Leistung pro Fläche schaffen und nicht für eine maximale Auslastung des Systems. Durch Korrekturmechanismen, z.B. für Nachführsysteme wie Tracker, könnte dies zwar verhindert werden, macht das\r\nSystem aber nochmals komplexer.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 67\r\nDie Option 3 löst das Problem nach unserem Verständnis nicht, weil im Falle negativer Preise\r\naus europarechtlichen Gründen auch hier keine Auszahlung der Marktprämie stattfinden\r\ndürfte. Dies ist unabhängig davon, ob die für die Auszahlung zugrunde zu legende Strommenge gemessen oder produktionsunabhängig über eine Referenz ermittelt wird\r\nBei Windkraftanlagen ist die Optimierung über den Anlagenbetrieb jedoch nur begrenzt möglich. Im Falle der Photovoltaik gäbe es zwar einen Anreiz, eine Ost-West-Ausrichtung zu wählen, die systemfreundlicher wäre als eine Südausrichtung. Nachführsysteme wären jedoch aufgrund der geringeren installierten Leistung pro gleicher Solarparkfläche im Nachteil. Sinnvoll\r\nwäre es, eine nach Süden ausgerichtete Anlage als Referenz zu definieren und um diese\r\nherum Korrekturfaktoren für Ost-West- und Nachführanlagen zu kalibrieren, so dass diese\r\nbesser abgerechnet werden können.\r\nOption 3 ist daher aus Sicht des BDEW nicht weiter zu verfolgen.\r\n1.2.6 Option 4: Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag\r\nDurch eine Ausschreibung wird eine über den gesamten Förderzeitraum jährlich gleiche staatliche Kapazitätszahlung an den Anlagenbetreiber festgelegt. Der Betreiber zahlt einen fiktiven\r\nMarkterlös bezogen auf eine Referenz zurück. Durch eine bessere Vermarktung des erzeugten\r\nStroms entsteht die Möglichkeit zusätzliche Erlöse zu erzielen. Diese Kapazitätszahlung mit\r\nproduktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag kann ein geeignetes Mittel sein, um den\r\nRückfluss der Investitionskosten in eine Erzeugungsanlage abzusichern. Ausschlaggebend ist\r\nhier, wie die Referenz konkret definiert ist. In Anbetracht dieser möglichen Unsicherheit kann\r\ndurch den Wechsel des Fördersystems eher eine Investitionszurückhaltung befürchtet werden. Zudem entstehen Fehlanreize bei der Portfoliooptimierung, wenn nur auf eine Anlage referenziert werden würde. Diese würde sich dann gänzlich an dieser einen Anlage orientieren,\r\nanstatt das Gesamtsystem im Blick zu haben. Daher muss hier schnell eine Klärung herbeigeführt werden.\r\nBei Option 4 wird die Wetterabhängigkeit der Erlöse abgemildert, da hier ein Teil des Kapitalrückflusses unabhängig von der tatsächlichen Stromproduktion gewährleistet ist, solange der\r\nreale Erlös aus der Vermarktung mit dem der Referenzanlage übereinstimmt. Zusätzlich treten\r\nRisiken des Weiterbetriebs bei negativen Preisen nicht auf, weil die Kapazitätszahlungen unabhängig von den Preisen am Spotmarkt sind. Bezüglich des positiven Einflusses auf die systemdienliche Auslegung der Anlagen ist die Option 4 von Vorteil: Durch eine jährliche Kapazitätszahlung kann das Preissignal im Spotmarkt voll wirken und sichert dennoch die Erlöse so weit\r\nab, dass eine Finanzierung möglich ist. Gleichzeitig ist die Administrierung dieser Abschöpfung\r\nkomplex umzusetzen. Gibt es zusätzlich auch noch ein Signal für Systemdienlichkeit, werden\r\nAnlagen systemdienlich dimensioniert.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 67\r\nAuch hier gilt: Die Frage der Ausgestaltung der Referenz ist dabei noch offen, obwohl gerade\r\ndies der Dreh- und Angelpunkt des Modells ist. Insofern ist dies vor einer perspektivischen\r\nEntscheidung für einen Wechsel zu Option 4 mit der Branche zu klären.\r\n1.2.7 Zu allen Optionen:\r\nInsgesamt wird die Bereitstellung von Systemdienstleistungen an Bedeutung gewinnen und\r\ndarf durch den Fördermechanismus nicht behindert oder eingeschränkt werden.\r\nMarktverzerrungen durch Day-Ahead-Intraday-Arbitrage:\r\nDa CfDs schon in einigen Ländern genutzt werden (UK, Skandinavien) müsste es zur Relevanz\r\nmöglicher Marktverzerrungen durch produktionsabhängige Förderinstrumente bereits empirische Erfahrungen geben. Der BDEW empfehlt eine Auswertung dieser Daten. Denn das im Optionenpapier erläuterte Phänomen ist schlicht die betriebswirtschaftlich rationale Optimierung aller Kosten- und Erlösströme unter Einbeziehung der positiven/negativen Marktprämie.\r\nDie vom BMWK vorgebrachten möglichen Verzerrungen des Intraday-Marktes sind plausibel\r\nund treten bei Anwendung der Optionen 1 und 2 auf. Die praktische Relevanz ist aktuell begrenzt, da die Verzerrungen insbesondere dann auftreten, wenn die Intraday-Preise sehr deutlich unter den Day-Ahead-Preisen liegen. Die Relevanz könnte mit zunehmendem EE-Ausbau\r\njedoch steigen. Im Falle positiver Preise in der Day-Ahead-Auktion und negativer Preise im Intradayhandel gibt es in den Optionen 1 und 2 leichte Fehlanreize beim Einsatz, weil der Anreiz\r\nzum Abschalten erst bei negativen Preisen in der Höhe der erwarteten Marktprämie einsetzt.\r\nDiese verbleibende Verzerrung lässt sich in den Optionen 1 und 2 mit vertretbarem Aufwand\r\nnicht beseitigen. Sie wird vom BDEW allerdings auch nicht als gravierend eingeschätzt. Die Relevanz könnte mit zunehmendem EE-Ausbau jedoch steigen\r\nEine Optimierung der Anlagen im Intraday gegenüber dem Day-Ahead findet auch heute\r\nschon statt. Dass solch ein rationales Verhalten marktverzerrend und damit ein K.O.-Kriterium\r\nfür produktionsbasierte CfD sein soll, ist nicht nachvollziehbar. Insbesondere nicht, weil zweiseitige produktionsabhängige CfD seit Jahren in der Diskussion um ein reformiertes Marktdesign präsent sind und durch die reformierte Strombinnenmarktrichtlinie nun das Standardförderkonzept innerhalb der Europäischen Union sind.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 67\r\nAuswirkungen auf Terminmärkte:\r\nDie wichtigste Stellschraube für den Erhalt der Liquidität in Terminmärkten ist der Fortbestand eines marktlichen Zubaus in wesentlichem Umfang. Neben dem geförderten Neubau\r\nmuss es auch marktlichen Zubau geben. Dieser wird sich weitestgehend langfristig über klassische Terminmärkte und PPAs vermarkten. Außerdem werden auch Altanlagen, die aus der\r\nFörderung oder aus PPAs fallen, für Liquidität auf den Terminmärkten sorgen. Es muss daher\r\nsichergestellt werden, dass auch bei einem Umstieg auf CfDs, eine einmalige Wechselmöglichkeit von der Förderung in PPAs und zurück, erhalten bleibt.\r\nFür eine stärkere Integration der erneuerbaren Energien in den Strommarkt wäre vor allem\r\ndie zunehmende Terminvermarktung wünschenswert. Diese ist jedoch in keiner der Optionen\r\nmöglich. Da Spotmarktpreise oberhalb des anzulegenden Werts bzw. oberhalb des Caps beim\r\nKorridor zu Rückzahlungsverpflichtungen führen, muss der Anlagenbetreiber stets in der Lage\r\nsein, die höheren Erlöse auch zu realisieren. Eine Terminvermarktung zu einem festen Preis\r\nwürde dem entgegenstehen. Es ist daher wichtig, gute Rahmenbedingungen für die Vermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien außerhalb der beschriebenen Optionen zu schaffen. Dafür ist es wie beschrieben von zentraler Bedeutung, durch die Flexibilisierung des\r\nStromversorgungssystems hohe Marktwerte zu erhalten.\r\nInsbesondere in Optionen 2, 3 und 4 wird der Anreiz, Strom aus EE-Anlagen auf dem Terminmarkt zu vermarkten, erheblich eingeschränkt. Einerseits verringert die Übernahme des Preisrisikos seitens des Staates durch eine fixe Zahlung den Anreiz, sich auf dem Terminmarkt gegen Preisschwankungen abzusichern. Gleichzeitig wird durch die Erlösabschöpfung ein starker\r\nAnreiz gesetzt, den Strom zur gleichen Preisreferenz zu vermarkten, die für die Berechnung\r\nder Rückzahlung angesetzt wird. Werden die Erlöse für die Referenzanlage in Option 3 und 4\r\nbeispielsweise mit dem Day-Ahead-Preis berechnet, entsteht für Anlagenbetreiber ein starker\r\nAnreiz, ihre gesamte Stromerzeugung am Day-Ahead-Markt zu vermarkten, um das Basisrisiko\r\neiner Diskrepanz zwischen den Erlösen der Referenzanlage und der eigenen Anlage bestmöglich zu minimieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 67\r\n1.3 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und deren Ausgestaltungsvarianten auf die Kapitalkosten? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:\r\n• Welche Kapitalkostenunterschiede erwarten Sie im Vergleich von einem Investitionsrahmen mit und ohne einen Marktwertkorridor?\r\n• Welche Kapitalkosteneffekte erwarten Sie durch Ausgestaltungsoptionen, die einen\r\neffizienten Anlageneinsatz und eine systemdienliche Anlagenauslegung verbessern sollen (zum Beispiel durch längere Referenzperioden, Bemessung von Zahlungen an geschätztem Produktionspotenzial oder Referenzanlagen, …)?\r\nWichtigster Treiber für die Kapitalkosten ist der Anteil der abgesicherten Erlöse, je höher der\r\nAnteil, desto geringer die Kapitalkosten. Im Weiteren wird der Einfluss verschiedener Faktoren\r\nauf die Kapitalkosten erörtert.\r\nKapitalkostenmindernd wirkt die sichere Erlössituation auf den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien. Dies hat sich in der jüngeren Vergangenheit bereits bei den Ausschreibungen\r\nfür PV-Freiflächenanlagen gezeigt: Die Zuschlagswerte entwickelten sich in kurzer Zeit erheblich nach unten und zeigten dennoch Umsetzungsraten nahe 100 %. Kapitalkostensteigernd\r\nwirken für die produktionsunabhängige Förderung die Unsicherheiten bezüglich der Übereinstimmung des fiktiven Erlöses aus dem fiktiven Stromertrag und des tatsächlichen Erlöses. Die\r\nproduktionsunabhängigen Modelle, insb. die Option 4, haben ein kapitalkostensenkendes Potenzial, weil bei korrekter Ausgestaltung Cashflows und Erlöse gut planbar sind. Im aktuellen\r\nMarktprämienmodell beobachten wir dagegen eine steigende Risikowahrnehmung seitens der\r\nfinanzierenden Institutionen aufgrund des zunehmenden aber schwer zu kalkulierenden Negativpreisrisikos. Wenn ein produktionsunabhängiges Fördermodell (Option 4) etabliert und die\r\nStellschrauben gut eingestellt sind, gehen wir vor gleichbleibenden bis leicht reduzierten\r\nFremdkapital-Kosten im Vergleich zum bisherigen Marktprämienmodell aus.\r\nNiedrigere Kapitalkosten würde das Kreditausfallrisiko senken und damit den Risikoaufschlag\r\ndes Kreditgebers verringern. Bei Option 4 ist hierfür jedoch eine nachvollziehbare und den tatsächlichen Ertrag realistisch abbildende Ausgestaltung der Referenzanlage Voraussetzung. Daher muss besonders bei Option 4 darauf geachtet werden, das Basisrisiko zu beschränken. Bei\r\nder Ausgestaltung des Referenzmodells sollten daher insbesondere die folgenden Risiken für\r\nden Anlagenbetreiber minimiert werden: Auftreten negativer Preise, Technologiewandel, Umweltauflagen, großflächige Abschattungseffekte und eine mögliche Gebotszonenspaltung.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 67\r\nZu Frage 1:\r\nInnerhalb der produktionsabhängigen Optionen werden die Kapitalkosten umso höher, je größer die Differenz zwischen Stromgestehungskosten und anzulegendem Wert ist. Die Finanzierungsinstitute bewerten nur die Erlöse unterhalb des Floorpreises als sicheren Kapitalrückfluss.\r\nZu Frage 2:\r\nDer BDEW wünscht sich Klarheit, wie Systemdienlichkeit in diesem Kontext definiert wird. Der\r\nFokus bei der Ausgestaltung des künftigen Förderrahmens sollte vorrangig auf der weiteren\r\nMarktintegration der Erneuerbaren Energien liegen und damit auf dem effizienten Anlageneinsatz. Der Anreiz für eine systemdienliche Anlagenauslegung ergibt sich aus dem regulatorischen Rahmen im Strommarkt und sollte nicht Aufgabe des Fördermechanismus sein. Es sollte\r\nein EE-Fördermechanismus etabliert werden, der den effizienten Anlageneinsatz am besten\r\nermöglicht und dabei Preis- und Mengenrisiken für die Anlagenbetreiber minimiert.\r\nMaßnahmen zur verlässlichen und für die Finanzierer nachvollziehbaren Verbesserung des effizienten Anlageneinsatzes werden die Kapitalkosten niedriger halten, da der Rückfluss der Kapitalkosten als verlässlicher bewertet wird. Dabei ist eine übermäßige Komplexität zu vermeiden,\r\nda sie die Umsetzung der Projekte erschwert. Entscheidend ist ein hoher Anteil sicherer Erlöse.\r\nLösungsvorschläge setzen also entweder zu allgemein an und öffnen Räume für kreative Geschäftsmodelle, oder sie sind so kleinteilig, dass sie komplex und damit fehleranfällig werden.\r\nKontinuierliche Anpassungen und ein regulatorisches Nachsteuern wird damit zwangsläufig ein\r\nsolches Fördersystem charakterisieren und die Stabilität und Vorhersehbarkeit aus Sicht der Investoren negativ beeinflussen. Gerade diese relative regulatorische Kontinuität und Sicherheit\r\nhat den EE-Ausbau in Deutschland jedoch bislang ausgezeichnet und zu den mitunter niedrigsten Kapitalkosten im Vergleich zu anderen Ländern geführt. Aufgrund der beschriebenen inhärenten regulatorischen Unsicherheiten bei der Definition der Referenzanlage kann dieser Vorteil bei den Optionen 3 und 4 wegfallen. Ein genereller Anstieg der Kapitalkosten für Erneuerbaren-Projekte in Deutschland kann die Folge sein.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 67\r\n1.4 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und deren Ausgestaltungsvarianten mit Blick auf ihre technische und administrative Umsetzbarkeit und\r\nmögliche Systemumstellung? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:\r\n• Wie groß schätzen Sie die Herausforderungen und Chancen einer Systemumstellung\r\nein?\r\n• Wie schätzen Sie die Umsetzbarkeit eines Modells mit produktionsunabhängigen Zahlungen auf Basis lokaler Windmessungen und die Umsetzbarkeit eines Modells mit eines produktionsunabhängigen Refinanzierungsbeitrags auf Basis von Wettermodellen\r\nein?\r\nGrundsätzlich ist eine Systemumstellung auf ein noch nicht in der Praxis erprobtes Modell immer mit dem Risiko eines unerwünschten Einbruchs beim Zubau oder gar eines „Fadenrisses“\r\nverbunden. Unter diesem wesentlichen Gesichtspunkt ist insbesondere bei den Optionen 3\r\nund 4 bei einer nicht sachgemäßen Einführung der neuen Fördersysteme eine Investitionszurückhaltung zu befürchten. Es ist auch zu erwarten, dass die Eigenkapitalquote aufgrund der\r\nUnsicherheiten einer Systemumstellung und produktionsunabhängigen Risikozunahme steigen wird, was wiederum zu einer Schwächung des Zubaus und Mittelstandes führen würde.\r\nGleichzeitig sieht der BDEW eine Investitionsförderung in Form einer jährlichen Kapazitätszahlung als energiewirtschaftlich grundsätzlich sachgerecht an, weil für EE-Anlagen hohe Investitions- und geringe Arbeitskosten anfallen.\r\nDen Netzbetreibern kommt derzeit eine zentrale Rolle bei der Umsetzung der Förderung erneuerbarer Energien zu, u.a. sind sie für die korrekte Auszahlung der Förderbeträge zuständig.\r\nSchon heute weist das EEG mit seinen zahlreichen unterschiedlichen Fassungen, die teilweise\r\nfür Bestandsanlagen fortgelten, eine selbst für Experten nur schwer zu überschauende Komplexität auf. Um auch zukünftig eine möglichst effiziente Förderung sicherzustellen, sollte bei\r\neiner Novellierung des EEG die operative Umsetzbarkeit nicht aus dem Auge verloren werden.\r\nUm den Zusatzaufwand neuer Förderregelungen möglichst gering zu halten, sollten zudem\r\nSonderregelungen und Ausnahmen möglichst vermieden werden. Um rechtliche Unsicherheiten und Streitfälle zu vermeiden, sollte darauf geachtet werden, dass Regelungen möglichst\r\npräzise und eindeutig formuliert sind.\r\nZu Frage 2:\r\nBei Modellen mit produktionsunabhängigen Zahlungen oder einem Refinanzierungsbeitrag hat\r\ndie Definition des Produktionspotentials bzw. der Referenzanlage einen erheblichen Einfluss\r\nauf den Betrieb und die Dispatchentscheidung. Es ist sicherzustellen, dass der Benchmark\r\ntransparent, diskriminierungsfrei und robust gestaltet ist, um missbräuchliches oder mögliches\r\nunbeabsichtigtes Verhalten zu unterbinden. Von größter Bedeutung ist es, dass\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 67\r\nVorhabenträger mit ausreichender Vorlaufzeit und Sicherheit das Produktionspotenzial einer\r\netwaigen Referenzanlage mit ihrer eigenen Anlage vergleichen können, um zuverlässig die Anlagen- und Windparkauslegung, sowie das Gebot für die Ausschreibungen zu planen. In der\r\nPraxis werden die finalen Entscheidungen bezüglichen Anlagenauswahl und Windparkdesign\r\netwa drei Jahre vor Teilnahme in den EEG-Ausschreibungen getroffen – denn diese Entscheidungen sind die Grundlage für die notwendigen Gutachten und das anschließende BImSchGVerfahren.\r\nDas Referenzertragsmodell (REM) für Wind On-Shore im System der gleitenden Marktprämie\r\nist ein bewährtes und unerlässliches Element, um auch dargebotsschwache Standorte für die\r\nEnergiewende zu erschließen und mögliche Überrenditen an dargebotsstarken Standorten zu\r\nvermeiden. Ein REM ist grundsätzlich mit allen vier Optionen kompatibel und sollte unbedingt\r\nimplementiert werden, um das Erreichen der Ausbauziele durch den Wegfall dargebotsschwacher Standorte nicht zu gefährden. Die Details des angepassten REM müssen frühzeitig mit der\r\nBranche konsultiert werden, insbesondere für Option 4, da diese als Kapazitätszahlung am\r\nweitesten vom aktuellen System abweicht.\r\nBeim Abschöpfungsmechanismus sollte in Phasen überdurchschnittlich hoher Inflationsraten\r\nberücksichtigt werden, dass bei stark ansteigenden Kosten nicht gleichzeitig die steigenden\r\nErlöse abgeschöpft werden. Hierfür könnten z.B. Schwellenwerte definiert werden.\r\nZudem sehen wir, dass Abweichungen zwischen Referenzanlage und tatsächlicher Anlage zu\r\nMehr- oder Mindereinnahmen führen würden. So hätte etwa der Ausfall der Anlagen oder Wartungs- oder Umweltbedingungen (Vogel- und Fledermausabschaltungen) während einer Hochpreisphase deutliche Mindereinnahmen zu Folge. Die tatsächliche Verfügbarkeit von Windkraftanlagen ist beispielsweise durch Betriebsauflagen eingeschränkt. Der Grad der Technologieund Standortspezifität der Referenz bestimmt somit das Abweichungsrisiko.\r\nDie Herausforderungen verschiedener Möglichkeiten zur Messung des Produktionspotenzials\r\nsind seitens des BMWK im vorliegenden Papier bereits benannt worden. Die anlagenscharfe\r\nMessung der lokalen Wetterdaten direkt an der Anlage bringt zwar korrekte Werte, ist aber\r\nmit hohem Aufwand für die flächendeckende Installation der notwendigen Messeinrichtungen\r\nzu akzeptablen Kosten verbunden. Auch für die Netzbetreiber steigt der Aufwand erheblich\r\nan. Auch die Ermittlung des Produktionspotenzials durch Wetterdaten unabhängiger Wetterdienste ist mit hohen Kosten und Umsetzungsaufwand verbunden. Beide Optionen wären aus\r\nSicht des BDEW aber zumindest umsetzbar und liefern korrekte Daten.\r\nWichtig ist dabei, dass zur Ermittlung des Referenzertrages, der die Höhe der Rückzahlung an\r\nden Staat vorgibt, wenn möglich bereits vorhandene Daten verwendet werden. Möglich sind\r\nhier Daten des Deutschen Wetterdienstes, die in hoher Auflösung und Qualität vorliegen. Es\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 67\r\ndarf keine Umsetzungsoption gewählt werden, die den weiträumigen Verbau von Messeinrichtungen erfordert wie beispielsweise eine Messung des tatsächlichen Windes an jeder einzelnen Anlage. Bei Neuanlagen jedoch stellt die Messung des tatsächlichen Windes kein Problem dar. Für PV-Anlagen müssen ebenso praktikable und in der Praxis risikoarm umsetzbare\r\nLösungen erarbeitet werden.\r\nDarüber hinaus besteht die Option einer Zahlung pro kWh in Höhe der durchschnittlichen Einspeisemenge eines festen Pools von Anlagen jeder Technologie. Hier ist zu erwarten, dass das\r\nRisiko der Abweichung der einzelnen Anlage von der Referenzproduktion besonders hoch ist.\r\nDiese massive Unsicherheit würde sich in der Praxis auf Finanzierungskosten und damit auf die\r\nGebotshöhen auswirken und zu Kostensteigerungen führen.\r\nFür einen regionalen Ausgleich sind zudem Modifikationen zwingend notwendig:\r\n› Einerseits könnte ein Betreiberindex gebildet werden, der die reale Erzeugungsleistung\r\nvon allen Anlagen eines bestimmten Typs und/oder Rotordurchmessers in einer bestimmten Region als Vergleichsgröße zusammenfasst.\r\n› Andererseits muss bei der aggregierten Winderzeugung in ganz Deutschland als Referenzgröße zwingend eine Übertragung des Referenzertragsmodells auf das neue Modell\r\nstattfinden: Dafür bietet sich insbesondere eine Anhebung/Absenkung des pauschalen\r\nKapazitätsbetrags an.\r\n› Darüber hinaus hält der BDEW für die Ausgestaltung der Referenzmethodik folgende\r\nSystematiken für relevant: Alternativ können auch Standard-Leistungskennlinien genutzt werden, welche etwa die durchschnittliche Leistungskennlinie aller genehmigten\r\noder bezuschlagten Anlagen der letzten Jahre abbilden. In diesem Fall müssten die Referenzerträge lokale Windverhältnisse annäherungsweise abbilden.\r\n› und durchschnittliche Ertragsverluste durch typische Abschaltauflagen berücksichtigt\r\nwerden, weil diese sich aus der BImSchG-Genehmigung ergeben und nicht vom Betreiber beeinflussbar sind (etwa Nachtabschaltungen und Vogelflug).\r\n› Gleichzeitig muss die Referenzanlage kein vollständiger digitaler Zwilling der realen Anlage werden und damit nicht alle Windverhältnisse, Leistungskennlinien und Abschaltauflagen für die individuelle Anlage exakt abbilden. Eine gewisse Abweichung kann sogar wünschenswert sein, um einen Wettbewerb und eine systemdienliche Auslegung\r\nder Anlagen sicherzustellen.\r\n› Wichtig wäre aber in jedem Fall, dass die Rahmendaten der Referenzanlage bereits einige Jahre vor der Ausschreibungsteilnahme feststehen und transparent kalkulierbar\r\nsind, um investitionssichere Rahmenbedingungen für die Windparkplanung zu schaffen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 67\r\n› Standorte mit geringeren Referenzerträgen müssen in jedem Fall weiter auskömmliche\r\nErlöse erhalten, um eine systemdienliche und volkswirtschaftlich günstige Verteilung\r\nder Erzeugungskapazität zu fördern.\r\nEntscheidend für eine erfolgreiche Einführung der Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Finanzierungsbeitrag (Option 4) ist daher eine möglichst unkomplizierte Umsetzung\r\nder Erlösabschöpfung.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 67\r\n1.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\nDer BDEW teilt weitgehend die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der im Papier genannten Optionen. Dabei muss die Dualität von marktlichem und gefördertem Zubau\r\nweiterhin erhalten bleiben.\r\n› Bei der potenziellen Einführung von Offshore Stromgebotszonen würde jedes Modell\r\nmit einer Referenzanlage mit besonderen Herausforderungen verbunden sein. Dies ist\r\nim Optionenpapier bisher nicht adressiert und muss in Zukunft mitgedacht werden.\r\n› Auch wenn Subventionen in der Transformationsphase des Stromsystems weiterhin\r\nteilweise notwendig sein können, sollte das Marktdesign so ausgerichtet werden, dass\r\nInvestitionen in Erzeugungsanlagen, Netze oder Speicher perspektivisch auch ohne Förderung wirtschaftlich darstellbar sind. Der Blick ist auch auf die kommende post-fossile,\r\nförderfreie EE-Welt zu richten. Ein künftiges Fördersystem sollte ein Abschmelzen der\r\nFörderung bzw. ein Herausgleiten der EE-Anlagen aus den Förderregimen bereits mitdenken, um die Überführung in einen förderfreien, 100%igen erneuerbaren Strommarkt vorzubereiten.\r\n› Auch die Attraktivität von Sektorenkopplung soll durch die Einführung eines neuen Fördermodells nicht gehemmt werden. Grüner Strom sollte für andere Sektoren mit seiner\r\ngrünen Eigenschaft verwendbar sein, um den erheblichen künftigen Strombedarf decken zu können. Ein reformiertes Fördermodell sollte daher die Verwendung des\r\nGrünstroms in anderen Sektoren nicht hemmen.\r\n› Pauschale Ausnahmeregelungen für Kleinstanlagen sind nicht sachgerecht. Durch die\r\ngroße Menge solcher Anlagen wird auch hier eine unsaubere Umsetzung der Modelle\r\nzum systemverzerrenden Problem.\r\n› Darüber hinaus wäre die Beanreizung von Standorten für eine zeitliche Synchronisation\r\nvon Netz- und EE-Ausbau hilfreich und könnte durch die Ermittlung der Vergütungsdauer anhand von Strommenge oder Volllaststunden statt Jahreszeiträumen geschaffen\r\nwerden.\r\n› EVUs finanzieren sich, wenn verfügbar, über langfristige Förderkredite – insbesondere\r\nder KfW- oder Namensschuldverschreibungen. Hürden in der Regulierung von Banken\r\nund Versicherungen, die eine langfristige Kreditvergabe und Finanzierung erschweren,\r\nsollten abgebaut werden. Mit diesem Ziel sollten die Basel-Regulierungen und deren\r\nkonkrete Umsetzungen durch die Bankaufsichtsbehörden geprüft werden, damit durch\r\nBasel IV die Finanzierung von Projekten nicht erschwert wird.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 67\r\nDer BDEW betont, dass bei der Einführung eines neuen Fördersystems auf eine angemessene\r\nÜbergangsfrist zwischen dem aktuellen und neuen Fördersystem zu achten ist. Insbesondere\r\ndie politische Umsetzung bis zum 1. Januar 2027 erscheint nicht machbar. Zudem muss die\r\nÜbergangsfrist so gewählt werden, dass in der Ausschreibung gemäß dem bestehenden Fördersystem bezuschlagte Anlagen bis zum Ablauf der Realisierungsfrist zu aktuellen Bedingungen ans Netz angeschlossen werden können.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 67\r\n2 Leitfragen zu Kap. 3.2, Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten\r\n2.1 Wie schätzen Sie die Notwendigkeit der Anpassungs- und Anschlussfähigkeit des Kapazitätsmechanismus für künftige Entwicklungen ein?\r\nDer BDEW ist überzeugt, dass ein anpassungs- und anschlussfähiger Kapazitätsmechanismus\r\nfür künftige Entwicklungen von entscheidender Bedeutung ist. So können steuerbare Kapazitäten zur Wahrung der Versorgungssicherheit in einem Stromsystem angereizt werden, das zu\r\neinem überwiegenden Teil von fluktuierenden EE geprägt ist. Bei der Einführung eines Kapazitätsmechanismus (KM) muss jedoch darauf geachtet werden, dass es nicht zu unerwünschten\r\nNebeneffekten kommt und das System zukunftsfähig ist. Ein KM hat eine Verteilwirkung, da\r\nein Teil der für die Stromanbieter erzielbaren Renditen vom Strom- auf den Kapazitätsmarkt\r\nverschoben wird. Daher sind alle Elemente eines KM genau im Hinblick auf Auswirkungen auf\r\nden Großhandelsmarkt abzuwägen. Die Entscheidung für einen Kapazitätsmarkt muss gut begründet sein und eine Vielzahl von Eigenschaften erfüllen, um den großen Einfluss des KM zu\r\nrechtfertigen und dessen definierten Anforderungen gerecht zu werden. Der Kapazitätsmarkt\r\nsoll dynamisch und anpassbar in Ausgestaltung und Ausführung sein. Kurzfristiges und mittelfristiges Nachjustieren, ohne Einfluss auf bestehende Investitionen zu nehmen, muss möglich\r\nsein, Innovationen müssen integriert und Lock-in-Effekte vermieden werden.\r\nEs ist notwendig, dass der KM Neuanlagen, insbesondere aber auch dezentrale Bestandsanlagen, Speicher und Flexibilitäten potenzialgerecht einbezieht. Dabei muss er technologieoffen\r\nund ohne ungerechtfertigte Bevorzugung oder Benachteiligungen auskommen. Zudem ist es\r\nerforderlich, dass er so ausgestaltet ist, dass die Auswirkungen auf den Strommarkt geringgehalten werden. Gleichzeitig muss ein Kapazitätsmarkt bestehende Fördersystematiken berücksichtigen, die Klimaziele der Energiewende adressieren, Investitionen anreizen, eine Entwertung bereits getätigter Investitionen verhindern, Überförderung vermeiden, Marktmacht verhindern und die Versorgungssicherheit möglichst kostengünstig gewährleisten. Diese genannten Ausgangsbedingungen müssen zwingend im Kapazitätsmarktdesign berücksichtigt und integriert werden.\r\nDie Anforderungen an einen Kapazitätsmarkt sind vielschichtig und die Energiewende bringt\r\ngroße Veränderungen mit sich. Deshalb muss sichergestellt werden, dass der Kapazitätsmarkt\r\nan veränderte Gegebenheiten selbstständig anpassbar ist und einer regelmäßigen Überprüfung durch die Regulierungsbehörden unterliegt. Der BDEW schlägt vor, dass eine zweijährliche Überprüfung mit Einbeziehung aller Stakeholder erfolgt, in der die Auswirkungen und die\r\nDetailausgestaltung des Kapazitätsmarktes in einem Konsultationsverfahren geprüft werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 67\r\n2.2 Wie bewerten Sie im ZKM die Herausforderung, den Beitrag neuer Technologien und\r\ninsbesondere flexibler Lasten angemessen zu berücksichtigen, sowie das Risiko einer\r\nÜberdimensionierung?\r\nDer BDEW fordert, dass unabhängig vom gewählten Modell der Beitrag neuer Technologien\r\nund insbesondere flexibler Lasten angemessen berücksichtigt wird. Auch das Risiko der Überdimensionierung muss Eingang in das KM-Design finden. Es geht dabei um die konkrete Ausgestaltung des KM-Designs, bei dem modellunabhängig die genannten Herausforderungen\r\nadressiert werden müssen.\r\nEs ist wichtig, die Erfahrungen mit KM in anderen europäischen Ländern zu berücksichtigen.\r\nDabei ist zu beachten, dass die Situation in anderen Ländern nicht notwendigerweise mit dem\r\nzukünftigen Strommarkt in Deutschland vergleichbar ist, wenn dort der Anteil an volatiler Erzeugung aus Wind und Sonne weitaus geringer ist oder konventionelle Kraftwerke eine wesentlich größere Rolle spielen.\r\nDarüber hinaus muss darauf hingewiesen werden, dass die Entwicklung innovativer, neuer\r\nTechnologien mit steuerbaren Anteilen mit hohen Unsicherheiten behaftet ist und anschließend die Entwicklungszeit bis hin zur Marktreife berücksichtigt werden muss. Diesen steht es\r\nvon Beginn an offen, am KM teilzunehmen, allerdings handelt es sich nicht um planbare und\r\nkurzfristige Optionen, gleichwohl kann aber ein langfristiger Beitrag für das Energiesystem bis\r\n2045 aus potenziellen Innovationen folgen. Die Poolung kleiner und kleinster Flexibilitätsanbieter ist seit vielen Jahren ein etabliertes Geschäftsmodell vieler Anbieter am deutschen\r\nEnergiemarkt, zum Beispiel zum Zwecke der Regelreservevermarktung.\r\nFür den zentralen Kapazitätsmarkt (ZKM) wird die Möglichkeit der Einbindung neuer Technologien durch vier Eigenschaften bestimmt: Die Präqualifikation und das De-Rating, die Bedarfsaufteilung und den zeitlichen Vorlauf. Zusammenfassend kann man sagen, dass im ZKM der\r\nausgeschriebene Bedarf zwischen den verschiedenen Auktionen aufgeteilt wird, im kombinierten Kapazitätsmarkt (KKM) hingegen zwischen dem zentralen und dezentralen Teil. In beiden\r\nFällen muss das Risiko für Attentismus adressiert werden. EVUs bzw. Erzeuger könnten darauf\r\nspekulieren, dass die benötigten Kapazitäten erst zu einem späten Zeitpunkt angeboten werden bzw. könnten sich Versorger beim DKM erst spät mit Zertifikaten eindecken.\r\nTechnologiebezogene, standardisierte Präqualifikationsbedingungen im ZKM können neue\r\nTechnologien und haushaltsnahe Flexibilitäten vor Herausforderungen stellen. Für sie ist es\r\nungleich schwieriger, standardisierte Vorgaben zu erfüllen. Allerdings müssen Flexibilitäten\r\nund Innovationen auch in einem DKM reguliert werden, um Scheinlösungen, also Lösungen,\r\ndie die Versorgungssicherheit nicht gewährleisten können, zu vermeiden. Es erscheint\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 67\r\nnachvollziehbar, dass der dezentrale Kapazitätsmarkt (DKM) Lastflexibilitäten und Innovationen tendenziell – aber nicht per se – besser einzubeziehen vermag als ein ZKM.\r\nEs ist eine Herausforderung im ZKM, Überkapazitäten zu vermeiden. Es muss jedoch festgestellt werden, dass zur Bestimmung des Bedarfs der zentralen Auktion in einem KKM ebenfalls\r\neine Abschätzung der Nachfrage sowie der Lastreduktionspotenziale und flexibler Technologien weit im Voraus stattfinden muss. Es ist ebenso darauf hinzuweisen, dass europäisches\r\nRecht den geförderten Aufbau von Überkapazitäten in einem transparenten Verfahren klar\r\nuntersagt. Ein Beispiel hierfür ist die Beibehaltung der Reservekraftwerke sowie die europarechtliche Vorgabe, die auszuschreibende Kapazität am LOLE-Wert, in Deutschland 2,77 Stunden/Jahr, zu orientieren. Auch in anderen Ländern wird dieses Risiko im ZKM-Design adressiert. In Belgien wird der Bedarf nicht vom Regulierer selbstständig festgelegt, sondern in einem Konsultationsprozess bestimmt. Der BDEW unterstützt dies auch für zentrale Ausschreibungen in Deutschland. Dies senkt das Risiko einer Überdimensionierung, da der Bedarf anhand der Einschätzungen verschiedener Stakeholder determiniert wird. Darüber hinaus gibt es\r\nweitere Ansätze zur Optimierung der Dimensionierung, zum Beispiel die Berücksichtigung von\r\nUnsicherheiten in der Bedarfsfestlegung (Least-Worst-Regret-Ansatz in Großbritannien) und\r\ndie mögliche Berücksichtigung der Saisonalität beim Kapazitätsbedarf.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 67\r\n2.3 Wie signifikant sind aus Ihrer Sicht die Effekte für Speicher und flexible Lasten durch die\r\neuroparechtlich geforderten Rückzahlungen, die insbesondere im ZKM zum Tragen\r\nkommen?\r\nWie bereits im Papier dargelegt, ist eine klassische Erlösabschöpfung in Zeiten hoher Preise\r\nbei Speichern wenig geeignet. Speicher erzielen ihre Erlöse durch Preisvolatilität am Stromgroßhandel. Auch flexible Lasten reagieren nicht allein auf hohe Strompreise, sondern vor allem auf die kurzfristigen Preisveränderungen im Strommarkt. Die geforderte Rückzahlung\r\nkann dazu führen, dass flexible Lasten nicht aktiviert werden. Das Thema ist bei zentralen Ausschreibungen von enormer Relevanz, da sich für Speicher und flexible Lasten die Ermittlung\r\nder Deckungsbeiträge als äußerst schwierig erweist. Die Erfahrungen aus dem belgischen Kapazitätsmarkt zeigen dies sehr deutlich.\r\nInsbesondere bei Speichern und flexiblen Lasten, die oft einer komplexeren Vermarktungsstrategie unterliegen, kann eine Rückzahlung nur durch Orientierung an den tatsächlichen Erlösströmen der Vermarktung über alle Märkte (Termin, Spot, Regelleistung) erfolgen. Jedoch\r\nhat die Erfahrung mit der Überschusserlösabschöpfung im StromPBG gezeigt, dass eine derartige regulatorische Berücksichtigung von hoher Komplexität ist.\r\nDer Schwellenwert für Rückzahlungen sollte hoch gewählt und dynamisiert werden, um einen\r\neffizienten Dispatch zu gewährleisten und Unsicherheiten zu reduzieren.\r\nAufgrund dieser Herausforderungen würden wir eine gründliche juristische Prüfung begrüßen,\r\nob die in der Beihilferichtlinie genannten „Beschränkungen der Rentabilität und/oder Rückforderung im Zusammenhang mit möglichen positiven Szenarien“ im Falle eines ZKM zur Gewährung der Angemessenheit notwendig sind.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 67\r\n2.4 Wie bewerten Sie die Synthese aus ZKM und DKM im kombinierten KKM hinsichtlich\r\nder Chancen und Herausforderungen?\r\nBeim KKM muss vor allem geklärt werden, wie das Zusammenspiel aus zentraler und dezentraler Beschaffung gelingt und wie die Bemessung der zentralen Ausschreibung gegenüber der\r\ndezentral beschafften Leistung erfolgen kann. Eine ausführliche Bewertung des im Kurzpapier\r\nvon Consentec, r2b und Öko-Institut vorgestellten KKM erfolgt separat.\r\nDer KKM ist aus Sicht der Anbieter von verbrauchsseitiger Flexibilität und Speicherleistung zu\r\nbegrüßen, dürfte aber mit erheblichem Aufwand an zentraler und dezentraler behördlicher\r\nPlanung, zusätzlichen Kontrollmechanismen und Analysen und Datenhandling auch für die\r\nStromlieferanten verbunden sein. Auch ist die Massengeschäftstauglichkeit des kombinierten\r\nModells noch nicht erprobt und würde finanzielle sowie Haftungsrisiken aufwerfen.\r\nDamit Aufwand und Nutzen in einem ausgewogenen Verhältnis stehen und letztlich die richtigen Investitionsanreize ausgelöst werden, muss der administrative Aufwand gering sein. Andernfalls würde der intendierte Vorteil, Kleinstflexibilitäten einzubinden, an bürokratischen\r\nHürden scheitern.\r\nDie frühzeitige Festlegung auf einen KM ebnet den Weg für einen schnellen Einstieg in die entscheidende Diskussion um die Ausgestaltung des Mechanismus. Aus dem Papier geht klar hervor, dass zentrale Ausschreibungen mit entsprechender Vorlaufzeit im Falle des KKM nur für\r\nNeuanlagen eingerichtet werden sollen. Aus dem Papier geht nicht eindeutig hervor, dass die\r\nAusschreibungen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) den Einstieg in die zentralen Ausschreibungen bilden. Es wird weiterhin von einer Integration des KWSG in den KM gesprochen\r\n– es ist jedoch vielmehr ein Übergang.\r\nGenerell ist im KKM festzulegen, welche Technologien besser im KKM-D oder KKM-Z angereizt\r\nwerden. Dabei sind die jeweiligen Folgen für Investoren aufgrund unterschiedlicher Refinanzierungszeiträume zu berücksichtigen. Für Bestandsanlagen oder Anlagen mit Umrüstungsoder Modernisierungsbedarf bedeutet die Verortung im dezentralen Teil voraussichtlich ein\r\nhöheres Refinanzierungsrisiko (Preisvolatilität bei Kapazitätszertifikaten) als im ZKM. Auch für\r\nSpeicher wäre zu entscheiden, in welchem Segment eine höhere Anreizwirkung realisiert wird.\r\nUnklar bleibt vor allem, inwieweit KWK-Anlagen und H2-Umrüstungen in die vorgeschlagenen\r\nOptionen integriert werden können, was aus Sicht des BDEW notwendig ist.\r\nDer KKM ist das komplexeste Modell unter den vorgestellten Optionen. Er basiert auf zwei bereits komplexen Modellen, deren Interaktion schwer prognostizierbar ist und geregelt werden\r\nmuss. Somit besteht eine höhere regulatorische Irrtumswahrscheinlichkeit. Allein die Administration der zentralen Komponente würde einen erheblichen Aufwand verursachen. Darüber\r\nhinaus müssen für die Einbeziehung des dezentralen Anteils im KKM ein Zertifikatemarkt\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 67\r\naufgebaut, Zertifikate spezifiziert, Pönalen festgelegt und sowohl die Zertifikate als auch die\r\nabschaltbaren Lasten bei EVUs und Erzeugern überprüft werden. Diskutiert werden muss, inwiefern im dezentralen Teil Präqualifikationsbedingungen für die Emission von Leistungszertifikaten notwendig und anwendbar sind.\r\nDie Anrechenbarkeit der Zertifikate aus den zentralen Ausschreibungen und weiterer Fördermechanismen (z.B. EEG, KWKG) ist von entscheidender Bedeutung, damit die Bilanzkreisverantwortlichen genau wissen, welchen Anteil ihrer Höchstlast sie im DKM besichern müssen.\r\nDavon ausgenommen ist die Selbsterfüllung, bei welcher die Vorgaben und Überprüfbarkeit\r\nder Selbsterfüllung noch ausgestaltet werden müssen. Die detaillierte Ausgestaltung zur Anrechenbarkeit der Zertifikate aus der zentralen Ausschreibung ist komplex. So ist bspw. beim Abschlagsmodell keine einfache quotale Berechnung möglich, da sich die Gesamtmenge der Zertifikate erst durch das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage ergibt. Beim Handelsmodell – bei dem der KKM-Administrator der zentrale Anbieter ist – muss allen Marktteilnehmern ein transparentes Verfahren bekannt sein, das eindeutig festlegt, wer, wie und zu welchem Preis die Zertifikate handelt. Eine nachträgliche Anpassung des Verfahrens ist in jedem\r\nFall schwierig.\r\nEines der Hauptprobleme des KKM ist der Marktanteil des Staates am dezentralen Kapazitätsmarkt. Der Marktanteil steigt mit zunehmendem, über die zentrale Komponente angereiztem,\r\nNeubau sukzessive an. Eine weitere signifikante Erhöhung ergäbe sich, wenn, wie im Konzeptpapier angedacht, auch weitere vom Kapazitätsmarkt ausgeschlossene Kapazitäten (z.B. geförderte Kapazitäten (EE, KWK) und Kohleanlagen) vom Staat vermarktet würden. Dies hieße,\r\ndass der noch auszugestaltende KKM-Administrator in den Anfangsjahren zum dominanten\r\nMarktakteur auf dem Zertifikatemarkt werden würde.\r\nEs müsste vorab analysiert werden, welche Auswirkungen die Verzahnung von DKM und ZKM\r\nauf die Preisbildung haben wird. Bei der Überführung der Zertifikate aus dem zentralen in den\r\ndezentralen Teil muss geklärt werden wer, zu welchem Preis die Zertifikate verkauft. Es darf\r\ndurch diesen Verkauf zu keiner Verzerrung auf dem DKM kommen.\r\nEin weiteres Risiko des KKM besteht darin, dass durch einen zu hohen Bedarf in der zentralen\r\nAuktion zu viele Zertifikate ausgegeben werden bzw. die durch die Verbraucher zu beschaffende Zertifikatsmenge zu stark reduziert wird. Hierdurch könnten sämtliche Zertifikatspreise\r\ngedrückt werden. Dies hätte zur Folge, dass Altanlagen sowie Neuanlagen mit kürzeren Refinanzierungszeiträumen weniger Finanzierung erhalten, möglicherweise früher als ökonomisch\r\nsinnvoll vom Netz genommen werden oder zu geringe Investitionsanreize für Flexibilitäten bestehen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 67\r\nDarüber hinaus ist ausführlich zu evaluieren, welche Vor- und Nachteile eine ex-post bzw. exante Bestimmung oder eine Mischung der beiden bei der Beschaffung der Zertifikatsmenge im\r\ndezentralen Teil haben. Hier sollte zudem überprüft werden, welche Lehren man aus dem\r\nfranzösischen KM ziehen kann.\r\nEine Herausforderung liegt außerdem in dem möglicherweise zurückhaltenden Marktverhalten der Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) im DKM. Es kann sein, dass dieses Marktverhalten\r\ndazu führt, dass Innovationen nicht ausreichend einbezogen werden.\r\nDa im dezentralen Kapazitätsmarkt von den Kapazitätsnutzern Zertifikate gekauft werden\r\nmüssen, werden die Kapazitätskosten über die entstehenden Erlöse gedeckt und verursachungsgerecht allokiert; dieser Teil des KKM benötigt zwar keine staatliche Unterstützung\r\noder anderweitige Refinanzierung, die Kosten werden jedoch unmittelbar von den Endkunden\r\nzu tragen sein.\r\nEs bestehen zum KKM keine empirischen Erfahrungen. Ob ein liquider Markt für Kapazitätszertifikate zu Stande kommt – was für ein effizientes Funktionieren des KKMs Voraussetzung ist –\r\nist aktuell kaum abzuschätzen. Hier können schon unabsichtliche Regulierungsfehler den\r\nMarkt austrocknen lassen.\r\nZu diskutieren ist inwiefern die gleichen De-rating-Faktoren KKM übergreifend angewendet\r\nwerden sollten und ob im dezentralen Teil überhaupt ein De-rating notwendig ist. Des Weiteren schlägt der BDEW vor ein anlagenscharfes, bzw. ein Self-De-rating zu prüfen.\r\nDer KKM kann die Vorteile des ZKM und des DKM verbinden, sofern es gelingt, das Ineinandergreifen der Modelle praktikabel und möglichst einfach auszugestalten. Andernfalls besteht die\r\nGefahr, dass der KKM die Nachteile der beiden Modelle vereint. Bei der Ausgestaltung des\r\nKKM ist darauf zu achten, Überkomplexität zu vermeiden und Risiken bei der Verschneidung\r\nzu adressieren. Zu große Komplexität zöge unter anderem eine langwierige beihilferechtliche\r\nPrüfung nach sich und würde die Einführung eines KM verzögern, wie auch die praktische Umsetzung erschweren oder behindern. Der BDEW begrüßt im Grundsatz eine frühzeitige Festlegung auf einen KM, um bis zur Einführung im Jahr 2028 die Ausgestaltung im Detail diskursiv\r\nzu erörtern, weist aber erneut auf das Modell des integrierten Kapazitätsmarktes hin.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 67\r\n2.5 Wäre aus Ihrer Sicht auch eine Kombination aus ZKM und KMS denkbar?\r\nAus Sicht des BDEW widersprechen sich ZKM und KMS grundlegend, da der KMS auf Knappheitspreissignalen beruht, um in diesen Preisspitzen das missing-money zu erwirtschaften. Der\r\nZKM stellt jedoch einen Markt bereit, um dieses separat zu erlösen. Solange Investoren Hoffnung auf eine gesicherte Zahlung in einem ZKM haben können, werden sie sich mit Investitionen auf der Basis eines KMS zurückhalten, weil eine marktlich getragene Investition immer riskanter ist als eine Absicherung.\r\nEin Vorteil des Kapazitätsabsicherungsmechanismus durch Spitzenpreishedging (KMS) gegenüber des DKM ist die rein marktliche Implementierung, die daher keiner beihilferechtlichen\r\nGenehmigung bedarf. Bei gelungener Ausgestaltung erfolgt zudem eine unkomplizierte Einbindung von Flexibilität (siehe Weißbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“, S. 56). Aus\r\nSicht des BDEW fehlt jedoch der entscheidende Nachweis einer funktionierenden Schnittstelle\r\nzwischen den beiden Systemen ZKM und KMS. Bislang liegt für die Kombination aus ZKM und\r\nKMS keine hinreichende Beschreibung vor. Darüber hinaus erachtet der BDEW das Modell als\r\nnoch komplexer als einen KKM und im Hinblick auf die Versorgungssicherheit als unsicherer.\r\nAus Sicht der BKVs bzw. EVUs müssen sich bei der Ausführung der Hedgingverpflichtung Aufwand und Nutzen die Waage halten. Es ist unklar, inwiefern BKVs im KMS einen Nutzen generieren können.\r\nBei der Ausgestaltung der Kombination aus KMS und ZKM sind je nach Ausgestaltung des Mechanismus die im ZKM erforderlichen Definitionen der Präqualifikationsbedingungen und das\r\nDe-Rating als kritisch anzusehen, da Anlagenbetreiber im KMS die gesicherte Leistung in\r\nKnappheitssituationen selbst beurteilen. Die Einschätzung, ob eine Knappheitssituation vorliegt und wie hoch der Bedarf in dieser ist, kann von einem einzelnen Betreiber jedoch nicht\r\numfassend vorgenommen werden.\r\nAuch der KMS bedeutet hohen administrativen Aufwand: Er ist eine konkrete Realisierung der\r\nVorgaben in Art. 18a BMRL, die über den europarechtlich geforderten Rahmen hinausgeht.\r\nEine komplexe Überwachung der Einhaltung und Pönalisierung, die Schaffung von Handelsprodukten sowie der Aufbau eines Risikomanagements ist notwendig und er stellt durch die Verpflichtung auf einen bestimmten Typ von Derivat einen direkten Eingriff in die Unternehmensstrategie dar. Der Handel mit derartigen Derivaten wurde 2015 bereits von der EEX eingeführt\r\nund mangels Nachfrage wieder eingestellt. Diese Produkte gelten als sehr komplex und sind\r\naußerdem als Finanzinstrumente zu bewerten, für die noch dazu ein besonderes Risikomanagement erforderlich ist. Gerade für kommunale Versorger ist der Handel mit komplexen Finanzinstrumenten in der Regel durch die jeweiligen Gemeindesatzungen der Länder teilweise\r\nnicht erlaubt.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 67\r\n2.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\nAus Sicht des BDEW ist hervorzuheben, dass angesichts des umfassenden Eingriffs in das bestehende Marktdesign durch einen Kapazitätsmarkt eine detaillierte Darlegung der Gründe\r\nund Ziele für die gewählte Ausgestaltung sowie eine Konsultation mit den Beteiligten erforderlich ist. Nach Analyse der vielfältigen Ausgestaltungsmöglichkeiten und Abwägung von Aufwand und Nutzen halten wir den integrierten Kapazitätsmarkt für die beste Option.\r\n› Die Festlegung auf diesen KM könnte den Weg für einen schnellen Einstieg in die Diskussion um die passende Ausgestaltung ebnen. Der BDEW begrüßt, dass im Laufe dieses Jahres eine Entscheidung getroffen und eine zeitnahe Implementierung angestrebt\r\nwird.\r\n› Wichtig bei allen Optionen ist, dass die ohnehin schon bestehende administrative Belastung auf Behördenseite, wie auch für die Energievertriebe nicht weiter zunimmt. Das\r\nZielsystem sollte daher schlank und daten- und nachweisarm sein. Eine schnelle beihilferechtliche Genehmigung ist von zentraler Bedeutung.\r\n› Bei allen KM mit zentralem Teil ist es unausweichlich, die auszuschreibende Menge in\r\neinem transparenten Konsultationsverfahren gemeinsam mit der Branche zu bestimmen.\r\n› Es ist in allen KM zu prüfen, inwiefern eine lokale Komponente integriert werden kann.\r\nDarüber hinaus muss in jedem KM die Rolle von Aggregatoren, welche Flexibilitäten\r\nbündeln, berücksichtigt werden.\r\n› Für Vertriebe ist es wichtig, mittel- bis langfristig insbesondere bei den SLP-Kunden konstante Kostenbestandteile in die Preisbildung einbeziehen zu können. Unsicherheiten\r\nbei Kostenbestandteilen führen zu Risikoaufschlägen und höheren Preisen für Endkunden. Insbesondere ist darauf zu achten, dass eine Änderung der Umlagenhöhe kein Sonderkündigungsrecht auf Seiten der Kunden auslöst, insbesondere im Bereich Haushalt\r\nund Kleingewerbe, sondern wie eine Änderung von Steuern und Abgaben behandelt\r\nwird.\r\n› Des Weiteren wird im Optionenpapier das Zusammenwirken von KWSG und KM nur am\r\nRande angesprochen, jedoch ohne detaillierte Erläuterungen. Es wäre wünschenswert,\r\nwenn aufgezeigt würde, wie notwendige Projekte im Rahmen des KWSG und anderen\r\nFördermechanismen auch in einem Kapazitätsmechanismus ohne Doppelförderung berücksichtigt werden können. Angesichts des Kohleausstiegs betont der BDEW, dass es\r\neinen schnellen Ausschreibungsstart durch das KWSG geben muss. Eine Besicherung\r\nder Versorgung übergangsweise über die Reserven ist keine Option. Ebenso ist unklar,\r\ninwiefern KWK-Anlagen, die neben der Versorgungssicherheit im Stromsektor auch die\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 67\r\nSpitzenlast in einem dekarbonisierten Wärmesystem abdecken, und H₂-Umrüstungen in\r\ndie vorgeschlagenen Optionen „integriert“ werden sollen. Aus BDEW-Sicht ist das zwingend erforderlich.\r\n› Im Hinblick auf die Resilienz des gesamten Energiesystems und die Realisierung der\r\nWärmewende sind steuerbare Stromerzeugungsanlagen mit Wärmeauskopplung im unteren Leistungsbereich, z.B. BHKW > 5 MW, ein wichtiger Bestandteil. Kurzfristig muss\r\nin diesem Segment die Investitionssicherheit über das KWKG hergestellt werden. Der\r\nBDEW hat zusammen mit anderen Energieverbänden konkrete Vorschläge dafür unterbreitet.\r\n› Der BDEW begrüßt die europäische Einbettung und grundsätzliche wettbewerbliche\r\nAusrichtung der Vorschläge für das Strommarktdesign, z.B. die weitere Nutzung der\r\nMerit Order für die Steuerung des Kraftwerkseinsatzes oder die Nutzung von unverzerrten Preissignalen, damit diese ihre Steuerungswirkung sowohl in Richtung der Stromverbraucher als auch der Stromerzeuger entfalten können.\r\n› Mit dem angestrebten Verkehrswachstum auf der Schiene und dem damit verbundenen Anstieg des Strombedarfs werden steuerbare Kraftwerksleistungen für die Bahn gerade auf stark frequentierten Hochleistungskorridoren und in Ballungsgebieten erheblich an Bedeutung gewinnen. Aus Gründen der Versorgungssicherheit kann sich die\r\nBahnstromversorgung nicht ausschließlich auf den Strombezug aus der öffentlichen\r\nStromversorgung verlassen. Daher sollte bei der Ausgestaltung des zukünftigen Strommarktdesigns auch der Bahnstrom im Blick behalten werden, denn er kann bei geeigneten Rahmensetzungen flexibel steuerbare Kraftwerksleistung – perspektivisch klimaneutral – an verschiedenen Standorten anbieten und damit seinen Beitrag zur Versorgungssicherheit und zum Gelingen der Energie- und Verkehrswende leisten.\r\n› Ausschlaggebend ist, dass bei Ausschreibungen im Kapazitätsmarkt Marktverschlüsse\r\nvermieden und die Ausübung von Marktmacht verhindert werden.\r\n› Um die Teilnahme an den KWSG-Ausschreibungen nicht zu verzerren, bietet sich an, vor\r\nder ersten Ausschreibung das Marktdesign für den KM festzulegen.\r\nAus Sicht des BDEW ist ersichtlich, dass sämtliche Lösungsansätze zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit unterschiedliche Vor- und Nachteile aufweisen. Das Ziel muss folglich darin\r\nbestehen, den Mechanismus mit dem besten Kosten-Nutzen-Verhältnis zu identifizieren, mit\r\nmöglichst geringer Komplexität umzusetzen und entsprechend der vorher definierten Zielsetzung auszugestalten. Nach unserer Überzeugung ist dies nur mit dem integrierten Kapazitätsmarkt erreichbar. Darüber hinaus betont der BDEW die Bedeutung einer vollständigen\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 67\r\nKomplettierung der Instrumente zur Versorgungssicherheit durch eine Reserve, wie auch im\r\nPapier angedacht.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 67\r\n3 Leitfragen zu Kap. 3.3, lokale Signale\r\n3.1 Welche Rolle sehen Sie für lokale Signale in der Zukunft?\r\nAus Sicht des BDEW geht die Abgrenzung zwischen lokalen Signalen und Flexibilitäten aus dem\r\nPapier des BMWK nicht eindeutig hervor. Nach dem Verständnis des BDEW dienen lokale Signale dazu Flexibilitäten anzureizen und nutzen zu können. Das Nutzen von Flexibilitäten im\r\nStrommarktdesign der Zukunft ist ein wesentlicher Beitrag für ein gesamtheitlich effizientes\r\nSystem. Die lokalen Signale sind (monetäre) Anreize, um Investitionen, aber auch konkret Erzeugung und Verbrauch örtlich und zeitlich so zu steuern, dass sie gut ineinandergreifen.\r\nZwei Prämissen definieren den Rahmen:\r\n› Die Beibehaltung der einheitlichen Stromgebotszone.\r\n› Der zügige Netzausbau ist Garant für einen funktionierenden Strommarkt und einen sicheren Netz- und Systembetrieb.\r\nFlexibilitäten, die durch lokale Signale angereizt und genutzt werden können, müssen den\r\nNetzausbau ergänzen, können ihn aber nicht ersetzen. In dieser ergänzenden Rolle können\r\nsie, gleichwohl einen wichtigen Beitrag leisten, um das Netz nicht bis auf das letzte Kilowatt\r\nausbauen zu müssen. Das Nutzen von Flexibilitäten durch lokale Signale kann auch Lösungen\r\nzur Reduzierung von Engpässen für die Zeiten bieten, in denen der Netzausbau noch nicht wie\r\nerforderlich erfolgt ist.\r\nVor diesem Hintergrund unterstützt der BDEW, dass lokale und regionale Netzengpasssituationen, deren Relevanz zukünftig noch zunehmen wird, durch das Setzen lokaler Signale verringert werden sollen. Im Zuge der fortschreitenden Dezentralisierung der Stromerzeugung mit\r\neinem höheren Grad an Volatilität sind lokale Signale ein adäquates Mittel, um system- und\r\nnetzdienliche Investitionen und Verhalten zu ermöglichen bzw. entsprechende Anreize dazu\r\nzu setzen. Dabei ist sorgfältig zu differenzieren, dass lokale Signale sich zum einen auf die geographische Netztopologie, zum anderen auf die Hierarchie der verschiedenen Netzebenen beziehen, die jeweils koordiniert werden müssen.\r\nDas Thema lokale Signale wird im Papier weit gefasst, sowohl in Bezug auf die Definition von\r\n„lokal“ als auch auf mögliche Signale. Zum einen können lokale Signale darauf abzielen, Investitionsanreize zu setzen, um neue Verbraucher, Stromspeicher oder Erzeuger bei der Standortwahl zum Beispiel im Sinne der Netzdienlichkeit anzureizen. Zum anderen können lokale Signale die konkrete Fahrweise bestehender Erzeuger, Speicher und Verbraucher anreizen.\r\nLokale Signale können Einflüsse auf bestehende Märkte haben und Wechselwirkungen und\r\nNutzenkonkurrenzen können entstehen. Daher ist die Koordinierung der jeweiligen\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 67\r\nInstrumente besonders relevant, um insbesondere die Einflüsse solcher Instrumente auf alle\r\nMarktsegmente zu adressieren und die „richtigen“ Anreize zu setzen.\r\nBei Investitionsanreizen durch lokale Signale muss die durch den fortschreitenden Netzausbau\r\nund durch Anpassungen auf Verbraucherseite bedingte Entwicklung der Engpasssituation beachtet werden. Daher ist es aus Sicht des BDEW von großer Bedeutung, das Gesamtsystem\r\neng im Blick zu haben (siehe Positionspapier vom Juli 2024). Insofern lokale Signale nicht auf\r\nInvestitionsentscheidungen an netzdienlichen Standorten gerichtet sind, sondern den dynamischen Einsatz bestehender Ressourcen betreffen, muss die technische und prozessuale Umsetzbarkeit im Netz zwingend beachtet werden. So müssen als erstes die technischen und\r\nwirtschaftlichen Voraussetzungen für die Mess- und Steuerbarkeit der Netzengpasssituationen, der EE- und auch der Verbrauchseinrichtungen geschaffen und bestehende Technik qualitätsgesichert werden.\r\nDie Digitalisierung der Stromnetze hat demnach -Priorität. Die notwendige Steuerbarkeit und\r\ndie Einführung dynamischer Tarife sind an den Smart Meter-Rollout geknüpft, vor diesem Hintergrund müssen zunächst die gesetzlichen Rahmenbedingungen verbessert werden. Dazu\r\nmüssen\r\n› Anforderungen an die technischen Funktionalitäten auf das Notwendige beschränkt\r\nwerden und Vereinfachungen der Prozesse, beispielsweise bei der sicheren Lieferkette,\r\nendlich zügig umgesetzt werden.\r\n› Energiewende-relevante Kundengruppen, wie flexible Haushaltskunden mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, PV-Aufdachanlagen und/oder Heimspeichern, vorrangig\r\nmit intelligenter Technik ausgestattet werden.\r\n› Neben der technischen Umsetzbarkeit auch die prozessuale Umsetzbarkeit z.B. mit\r\nBlick auf die notwendigen Marktprozesse im Massenmarkt beachtet werden.\r\n› Transparenz bzgl. der Ausgestaltung und Berechnung der differenzierten Netzentgelte\r\ngewahrt werden.\r\nMöglichen Anreizen über flexible Tarife und einer Überprüfung der Netzentgeltstruktur steht\r\nder BDEW grundsätzlich offen gegenüber. Hier ist jedoch zum einen eine Beachtung der Nutzenkonkurrenz wichtig: Eine Flexibilität kann zu einem bestimmten Zeitpunkt nur einem\r\nZweck dienen (Markt, Netz oder System), die Anforderungen müssen dabei nicht gleichgerichtet sein. Im Falle gegenläufiger Signale ist eine Priorisierung netzdienlicher Flexibilität, sofern\r\nihr Einsatz aufgrund von Netzengpasssituationen erforderlich wird, unabdingbar; diese Priorisierung ist bei rein monetären Signalen (Stromtarif, Netzentgelt) voraussichtlich schwer abzubilden. Daher muss der Anschlussnetzbetreiber auch zukünftig im Fall einer drohenden\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 41 von 67\r\nNetzüberlastung steuernd eingreifen können. Zum anderen müssen Kosten und Nutzen im\r\nBlick behalten werden und die Komplexität sollte so gering wie möglich gehalten sein.\r\nRegional und zeitlich differenzierte Netzentgelte können dabei zukünftig je nach Ausgestaltung sinnvolle Anreize für ein netz- bzw. systemdienliches Verbrauchsverhalten darstellen.\r\nIhre Einführung geht aber mit erheblichen Ausgestaltungs- und Umsetzungskomplexitäten einher. Zum Beispiel erfordern sie entsprechende technische Standards im Netz und auf Kundenseite, die derzeit nicht flächendeckend gegeben sind, aber eine Voraussetzung für die Umsetzung sind. Zudem ist im Einzelfall noch offen, welche realen netzdienlichen Wirkungen flexible\r\nNetzentgelte haben, insbesondere wenn andere Preissignale z.B. der Commodity-Preis gegenläufige Anreize setzen.\r\nGrundsätzlich muss jeder Schritt in Richtung einer Flexibilisierung der Netzentgelte den Prinzipien der Kostenreflexivität, Marktneutralität, Erlösstabilität- und Planbarkeit, Verständlichkeit,\r\nNachvollziehbarkeit und Einfachheit gerecht werden. Auch die Verteilungswirkung der Netzentgelte auf alle Kundengruppen ist zu berücksichtigen. Dynamische Netzentgelte müssten so\r\ngestaltet sein, dass die sichere Versorgung für Kunden und die notwendige Finanzierung der\r\nNetze gewährleistet sind.\r\nFlexible Lasten werden in Zukunft einen Beitrag zur Vermeidung und Behebung von Netzengpässen leisten müssen. Der BDEW begrüßt, dass sich die Bundesregierung der Frage annimmt,\r\nwie hierfür entsprechende Rahmenbedingungen aussehen könnten. Die über den bestehenden Redispatch 2.0 für Erzeugungsanlagen geschaffene Prozesswelt bietet hierfür sinnvolle\r\nAnknüpfungspunkte (u.a. Netzbetreiberkooperation Connect+). Um eine Einbindung von Lastflexibilität zu ermöglichen, müssen die bestehenden Redispatch 2.0-Prozesse für Erzeugungsanlagen optimiert und bestehende Umsetzungsschwierigkeiten behoben werden. Hieran arbeiten Bundesnetzagentur und Branche bereits im Rahmen eines laufenden Festlegungsverfahrens. Gleichzeitig kann eruiert werden, ob und wie flexible Lasten ergänzend eingesetzt\r\nwerden können. Zu beachten ist dabei, dass insbesondere bei lokalen Flexibilitätsmärkten in\r\nunteren Spannungseben Umsetzungsschwierigkeiten in Sachen Liquidität und räumlicher Enge\r\nder jeweiligen Märkte bestehen. Bei der marktlichen Einbindung von Lasten ins Engpassmanagement ist außerdem das Potenzial strategischen Bieterverhaltens (Inc-Dec-Gaming) zu berücksichtigen. Dieses Risiko muss in möglichen Umsetzungsüberlegungen adressiert und weitgehend ausgeschlossen werden, darf die Überlegungen aber nicht bereits im Grundsatz ersticken. Bei den Überlegungen sollte besonders auf bestehende Branchenerfahrungen aus Forschungsprojekten (z.B. SINTEG und Kopernikus) zurückgegriffen werden. Dazu können großflächige Pilotprojekte in einzelnen Netzgebieten, unterstützt durch BMWK und Bundesnetzagentur inkl. Kostenanerkennung, weitere Erkenntnisse für die effektive Nutzung von Lasten im\r\nEngpassmanagement liefern.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 42 von 67\r\nAus Sicht des BDEW ist es auch wichtig, den Ausbau einer Speicherinfrastruktur durch lokale\r\nSignale voranzubringen. Stromspeicher können mit ihrer Fähigkeit, sowohl ein- als auch auszuspeisen – und über die Konservierung von Energie hinaus – erheblich zur Stabilität in der\r\nStromversorgung beitragen und sind daher für die Energiewende unverzichtbar. So können\r\nbeispielsweise durch regional differenzierte Baukostenzuschüsse Anreize zur Wahl eines günstigen Netzanschlusspunktes insbesondere für flexible Stromspeicher gesetzt werden. Daher\r\nsollten Anpassungen der Regelungen zu Baukostenzuschüssen bei Stromspeichern Anreize für\r\neine netzdienliche Standortwahl beinhalten und diese honorieren. Voraussetzung sind allerdings einfache und objektive Kriterien sowohl für Netz- als auch Speicherbetreiber.\r\nGrundsätzlich spricht sich der BDEW mit Blick auf die anstehenden Herausforderungen für das\r\nbewährte Motto „vom Groben ins Feine“ aus, bei dem der Fokus auf einfache und praktikable\r\nLösungen gelegt werden sollte. Diese können bedarfsgerecht im Zeitablauf entsprechend den\r\nBedarfen und Prioritäten iterativ weiterentwickelt werden. Ein solch agiles Vorgehen ermöglicht es, fokussiert die begrenzten Ressourcen zu nutzen, Lerneffekte zu berücksichtigen und\r\nauch schnelle Lösungen zu ermöglichen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 43 von 67\r\n3.2 Welche Vor- und Nachteile bestehen bei den vorgestellten Optionen für lokale Signale?\r\nMit Blick auf Anreize für Investitionsentscheidungen sind auch die Grenzen lokaler Signale zu\r\nbeachten. Wenn sich im Zeitverlauf die Engpässe verändern, bspw. bei Veränderung der Entgelte, hat dies Einfluss auf die Investition, bzw. den „Business Case“.\r\nBei der Einführung lokaler Signale ist jeweils zu beachten, welche konkreten Voraussetzungen\r\ndafür erforderlich sind. Das betrifft die technischen und prozessualen Voraussetzungen (insbesondere weitere standardisierte Digitalisierung der Verteilnetze und der Messeinrichtungen),\r\ndie zunächst geschaffen werden müssen. Davon abhängig ist, wie kurzfristig das Signal eingeführt werden kann. Der BDEW hat im August 2024 einen Vorschlag zur Einführung kurzfristiger\r\nMaßnahmen vorgelegt (Dringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare Energien im\r\nNetz und im Markt).\r\n3.2.1 Vorteile der Optionen:\r\nVorteile Option 1: Zeitlich/regional differenzierte Netzentgelte\r\n› Grundsätzlich stimmt der BDEW zu, dass Potenzial besteht, um sinnvolle und systemdienliche Anreize über Netzentgelte zu bieten. Dabei ist insbesondere für die Integration flexibler Verbraucher oder zuschaltbarer Lasten eine Überprüfung der Netzentgeltsystematik geboten. Es ist richtig zu hinterfragen, an welcher Stelle die heutige Netzentgeltsystematik der Netz- aber auch Systemdienlichkeit entgegenwirkt und dementsprechende Korrekturen vorzunehmen.\r\n› Differenzierte Netzentgelte könnten auch einen Beitrag für die Steuerung der Nachfrageseite in Regionen mit netzbedingten Überschüssen darstellen.\r\n› Die vorgeschlagenen Maßnahmen sind grundsätzlich mit der aktuellen Systematik kompatibel.\r\n› Bei der Entwicklung zeitlich/regional differenzierter Netzentgelte kann auf Erfahrungen\r\naus der Umsetzung der Festlegung nach § 14a EnWG zurückgegriffen werden und\r\nSchlussfolgerungen für eine weitere Flexibilisierung der Netzentgelte können gezogen\r\nwerden.\r\nVorteile Option 2: Regionale Steuerung in Förderprogrammen\r\n› Die Europäische Kommission postuliert in ihrer Empfehlung vom 13. Mai 2024 zur Gestaltung von Auktionen für erneuerbare Energien eine stärkere Einbeziehung „nichtpreislicher“ Komponenten bei der Förderung von erneuerbaren Energien. Die lokale\r\nKomponente und die Integration des Energiesystems werden hier bewusst als mögliche\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 44 von 67\r\nElemente genannt. Vor diesem Hintergrund sind entsprechende Kriterien zur regionalen Steuerung auch von Erneuerbaren Energien zu erwarten.\r\n› Die Instrumente sind v.a. in Hochlaufphasen in geeigneter Ausgestaltung sinnvoll. Bspw.\r\nda im Rahmen des Markthochlaufs von Wasserstoff Elektrolysezubau in großen Teilen\r\nnur mit Förderung möglich ist, ist dieses Instrument für diese Technologie besonders\r\nprädestiniert. So sind die geplanten Ausschreibungen im § 96 WindSeeG positiv hervorzuheben. Es gilt jedoch, dieses Instrument auch aktiv zu nutzen.\r\n› Zudem ist zu unterstützen, dass bei Förderprogrammen, sofern sinnvoll, Netzdienlichkeit als Anforderung mitgedacht wird, da dies tendenziell eine netzdienliche Wirkung\r\ndieser Anlagen unterstützt.\r\n› Die vorgeschlagenen Maßnahmen sind kurzfristig umsetzbar und bieten einen zielgerichteten Investitionsanreiz für die Technologien.\r\n› Die Verteilungswirkungen im Gesamtsystem werden durch die Maßnahmen beschränkt.\r\nVorteile Option 3: Flexible Lasten im Engpassmanagement\r\n› Lasten müssen einen Beitrag zur Vermeidung und Lösung von Engpasssituationen leisten. Daher ist begrüßenswert, dass die Rolle flexibler Lasten im Engpassmanagement\r\nstärker berücksichtigt werden soll. Eine marktliche Ausgestaltung würde den Flexibilitäten ein Gebot zu Opportunitätskosten erlauben.\r\n› Flexible Lasten können das verfügbare Redispatch-Potenzial, bspw. für positiven Redispatch, und so die Kosteneffizienz erhöhen. Das Potenzial wird insbesondere auch dann\r\nweiter verfügbar sein und an Bedeutung gewinnen, wenn weniger konventionelle Kraftwerke am Markt teilnehmen.\r\n› Prognostizierbarkeit, Planbarkeit, Sichtbarkeit und Steuerbarkeit expliziter Flexibilität1\r\nsind bei der Behebung von Netzengpässen klare Vorteile. Anders als bei Anreizen über\r\nz.B. variable Tarife kann hier gezielter mit der Flexibilität geplant werden.\r\n› Eine Kompatibilität mit bestehenden energiewirtschaftlichen und kommunikationstechnischen Prozessen muss sichergestellt werden, um die Einführung so einfach wie\r\n1 Explizite Flexibilität beschreibt die zugesagte und planbar abrufbare Nutzung flexibler Ressourcen. Implizite Flexibilität beschreibt die (nicht garantierte) Reaktion flexibler Ressourcen auf Preissignale.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 45 von 67\r\nmöglich zu gestalten. Hierbei kann auf das existierende prozessuale und infrastrukturseitige (z.B. Connect+) Grundgerüst aus Redispatch 2.0 effizient aufgesetzt werden.\r\n› Die konkrete Ausgestaltung und Weiterentwicklung der Prozesse im Engpassmanagement sollte auf Basis von Praxiserfahrungen und etwaigen Vorarbeiten der Branche erfolgen.\r\n› Die Nutzung flexibler Lasten im Rahmen des Engpassmanagements kann in großflächigen Pilotprojekten kurzfristig erprobt werden um Ausgestaltungsoptionen, Implikationen und wirtschaftliche Effekte zu untersuchen. Hierbei sind jedoch aktuelle Weiterentwicklungsprozesse im Redispatch 2.0 zu beachten.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 46 von 67\r\n3.2.2 Nachteile der Optionen:\r\nNachteile Option 1: Zeitlich/regional differenzierte Netzentgelte\r\n› Das Instrument zeitlich differenzierter Netzentgelte als alleiniges Instrument kann die\r\nlokale Überlastung fester Netzinfrastruktur nicht sicher vermeiden.\r\n› Jede Anpassung in den Netzentgelten und in der Netzentgeltsystematik kann sich an\r\nanderer Stelle auf viele Kunden auswirken. Eine Reduzierung der Netzentgelte für eine\r\nKundengruppe führt zu einer Erhöhung bei anderen Kundengruppen. Darüber hinaus\r\nbleibt offen, wie regional bzw. lokal und zeitlich differenziert werden würde. Zu kleinteilige Regelungen sind prozessual, sehr komplex und entsprechend äußerst aufwändig\r\nin der Umsetzung. Damit stünde das Nutzen-Aufwand-Verhältnis in Frage.\r\n› Die Reduzierung von Netzentgelten in bestimmten Zeiten/Regionen kann die Netzentgelte in den übrigen Zeiten/Regionen erhöhen, was besonders für wenig flexible Kunden nachteilig ist. Dies kann zu ungewollten Verteilungseffekten führen, muss aber mit\r\nevtl. reduzierten Netzbetriebskosten (Redispatch) verglichen werden.\r\n› Potenziell könnten neue Leistungsspitzen beim Anschlussnetzbetreiber am Umspannwerk durch flexible Fahrweisen von (Groß)-kunden entstehen.\r\n› Je nach Ausgestaltung können mit differenzierten Netzentgelten sowohl erhebliche\r\nUmsetzungsaufwände als auch Erlösrisiken für Netzbetreiber verbunden sein.\r\n› Zeitlich bzw. regional differenzierte Netzentgelte sind für einen Teil der großen Anbieter von Flexibilität nicht relevant. Beispielsweise sind Batteriespeicher und Elektrolyseure aktuell nach Anforderungen der Übergangsregelung des § 118. Abs 6 EnWG von\r\nNetzentgelten befreit. Bei Einführung von differenzierten Netzentgelten müssen solche\r\nBefreiungstatbestände jedoch berücksichtigt und zunächst der Fokus auf (Groß-)Verbraucher gelegt werden.\r\n› Insgesamt stellt sich die Frage, wie eine stärkere Differenzierung der Netzentgelte mit\r\nder angestrebten regionalen Wälzung von energiewendebedingten Mehrkosten zwischen den Netzbetreibern im Zielbild kompatibel ist.\r\nNachteile Option 2: Regionale Steuerung in Förderprogrammen\r\n› Eine regionale Steuerung der Förderprogramme wirkt nur für geförderte Anlagen und\r\nist daher in seiner Wirkung begrenzt.\r\n› Bei Flexibilitäten wie z.B. Elektrofahrzeugen sind die Einsatzentscheidungen wichtiger\r\nals der Standort.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 47 von 67\r\n› Insbesondere die faire und transparente Ausgestaltung von reinen Bonus-Malus Systemen ist schwierig und kann Marktverzerrungen hervorrufen.\r\n› Es besteht ein Risiko für Fehlsteuerungen und mögliche Innovationsbeschränkungen,\r\ndie den Fortschritt hemmen könnten. Dies umfasst insbesondere den Wärmesektor; so\r\nsind hier die Dekarbonisierungsalternativen begrenzt und eine regionale Komponente\r\nkann bspw. bei (Groß-)Wärmepumpen den Technologiehochlauf bremsen.\r\n› Die regionale Steuerung von Förderprogrammen wurde in der Vergangenheit bereits\r\nmehrfach umgesetzt (z.B. Biomethanverstromung in Süddeutschland). Bisher hatte das\r\nInstrument jedoch größtenteils nur eine geringe Wirkung, u.a. aufgrund der Bedeutung\r\nanderer Standortfaktoren.\r\nNachteile Option 3: Flexible Lasten im Engpassmanagement\r\n› Aktuell bestehen noch Umsetzungsherausforderungen im bestehenden Redispatch 2.0-\r\nProzess für Erzeugungsanlagen. Vor diesem Hintergrund entwickelt die BNetzA die entsprechenden Festlegungen aktuell weiter. Daher ist es notwendig, diesen Prozess unter\r\nEinbeziehung aller beteiligten Akteure erfolgreich abzuschließen und die bestehenden\r\nPraxishürden zu überwinden und einen stabilen Prozess zu etablieren. Da eine Nutzung\r\nflexibler Lasten sich in das bestehende System einfügen muss, ist ein zeitlich abgestimmtes Vorgehen erforderlich.\r\n› Eine Integration in den kostenbasierten Redispatch erscheint nur schwer möglich, da\r\neine objektive Kosteneinschätzung für Lasten nicht möglich ist. Lasten müssen daher in\r\nder Lage sein, ihre individuellen Opportunitätskosten in einen marktlichen RedispatchMechanismus zu bieten.\r\n› Die im Optionenpapier beschriebenen Risiken bezüglich strategischer und engpassverschärfender Verhaltensweisen bei Flexibilitätsanbietern (Inc-Dec-Gaming) stellen ein\r\nProblem dar, für das Lösungen entwickelt werden müssen. In der Ausgestaltung einer\r\nEinbindung flexibler Lasten ins Engpassmanagement muss dies umfassend adressiert\r\nund so weit wie möglich ausgeschlossen werden. Hierbei sollte auf die Erfahrung aus\r\n(Pilot-)Projekten auf nationaler (SINTEG), aber auch europäischer Ebene zurückgegriffen werden, insb. weil marktbasierter Redispatch das Europäische Standardmodell für\r\nEngpassmanagement darstellt (Art. 3.2 BMVO).\r\n› Durch Praxiserkenntnisse kann die Effektivität flexibler Lasten bei der Behebung realer\r\nEngpässe getestet und abgeschätzt werden. Das gilt entsprechend auch für die wirtschaftlichen Effekte für Branche und Netzkunden. Aus diesem Grund sind Pilotierungen\r\nunabdingbar und generieren empirische Nachweise.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 48 von 67\r\n› Grundsätzlich ist die Einbindung von Verbrauchern ins Engpassmanagement anspruchsvoll und komplex in der Umsetzung. Es handelt sich eher um eine mittel- und langfristige Option.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 49 von 67\r\n3.3 Welche Ansätze sehen Sie, um lokale Signale im Strommarkt zu etablieren und sowohl\r\neffizienten Einsatz/Verbrauch als auch räumlich systemdienliche Investitionen anzureizen?\r\nVorrangregionen sind ein wichtiger Steuerungsimpuls für EE-Anlagen, könnten aber ebenso\r\nals Signal für die Ansiedlung von Speichern und Elektrolyseuren dienen. Anders als bei Vorranggebieten für Windenergieanlagen sollten bei möglichen Vorrangregionen für Speicher und\r\nElektrolyseure oder andere Verbraucher netz- und systemdienliche Regionen ausgewiesen\r\nwerden. Eine netzdienlichere Ausgestaltung der Netzanschlusskosten und Baukostenzuschüsse könnte einen weiteren Anreiz für eine netz- oder systemdienliche Standortwahl darstellen.\r\nSämtliche angeführten Optionen für die Einbeziehung von Lasten ins Engpassmanagement\r\nsollten in Pilotprojekten erprobt und untersucht werden, wobei auf Erfahrung vergangener\r\nProjekte wie SINTEG oder Kopernikus zurückgegriffen werden kann. So kann überprüft werden, ob und wie die Berücksichtigung einer marktlichen Komponente in Ergänzung zu einem\r\nrein kostenbasierten Konzept als Instrument zur Engpassbehebung sinnvoll umgesetzt werden\r\nkann.\r\nFür das Zielbild 2045 sind die vorgebrachten Ideen gut nachzuvollziehen, sie sind aber mit erheblichem, auch zeitlichem, Umsetzungsaufwand verbunden. Wichtig sind aber auch Lösungen, die kurzfristiger wirken und auch von allen Beteiligten (mit überschaubarem Aufwand\r\nund Investitionskosten) umgesetzt werden können.\r\nMit Blick auf effizientere Betriebsanreize sind in erster Linie derzeit bestehende Flexibilitätshemmnisse abzubauen, insb. Bestandsregelungen für die individuellen Netznutzungsentgelte,\r\nda dies insbesondere für Lasten auf höheren Netzebenen ein maßgebliches Betriebskriterium\r\ndarstellt.\r\nMindestens so wichtig wie lokale Signale für Verbraucher und Speicher ist eine stärkere netzdienliche Steuerung dezentraler Einspeiser. Hierfür müssen besonders Vereinfachungen in der\r\nDirektvermarktung gefunden werden. Im Optionenpapier wird dieser Aspekt nicht behandelt.\r\nAlle Instrumente zur Nutzung lokaler Signale sollen neben der Verbesserung der Netzsicherheit auch eine breite Teilhabe von Marktakteuren sicherstellen. Die Vermarktung von Flexibilität (und damit die Reaktion auf die lokalen Signale) obliegt dabei stets dem Flexibilitätsanbieter und deren Vermarktern und Lieferanten.\r\nAus Sicht des BDEW geht es bei den Maßnahmen nicht um ein Entweder-Oder, sondern darum, alle drei Maßnahmen perspektivisch nebeneinander zu etablieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 50 von 67\r\n3.4 Welche Gefahren sehen Sie, wenn es nicht gelingt, passende lokale Signale im Strommarkt zu etablieren?\r\nDie Kosten der Energiewende im Blick zu halten, ist wesentlich für die Akzeptanz und das Gelingen der Energiewende. Insofern ist es notwendig, Optionen zu diskutieren, die gesamtheitlich die Effizienz befördern. Dabei sollte das gesamte Energiesystem inklusive anderer Sparten\r\nund Energieträger berücksichtigt werden. Diese Optionen können bei bestehenden Netzengpässen wirken, bis der notwendige Netzausbau erfolgt ist oder langfristig den Netzausbau ergänzen.\r\nBei der Implementierung lokaler Signale ist zu beachten und zu überprüfen, dass es nicht zu\r\nungewollten Fehlanreizen kommt, dies hätte zur Folge:\r\n› Dass Netz und Markt weiter auseinanderfallen und sich damit die Herausforderungen\r\nfür den Netzbetrieb erhöhen und lokale Engpässe dadurch verstärkt werden.\r\n› Dass kurzfristig ansteigende Kosten durch Redispatch entstehen und mit zusätzlichen\r\nKosten für Systemdienstleistungen einhergehen, langfristig ggf. sogar mit wachsendem\r\nNetzausbaubedarf, was als Konsequenz steigende Kosten für Endkonsumenten hätte.\r\n› Dass sich der Druck auf die Teilung der einheitlichen deutschen Stromgebotszone erhöht.\r\nObig angeführte Risiken treten ungeachtet ungewollter Fehlanreize auch auf, wenn keine lokalen Signale eingeführt werden und alleinig der kostenbasierte Redispatch als Instrument des\r\nnetzdienlichen Flexibilitätseinsatzes herangezogen wird.\r\nDarüber hinaus können lokale Signale im Strommarkt ein relevantes Koordinierungssignal für\r\ndie Systemintegration sein. Insbesondere die Entwicklung einer Wasserstoffinfrastruktur und\r\ndessen Nutzung baut auf einer klaren Perspektive zur Verortung der Einspeise- und Entnahmepunkte für Wasserstoff auf. Elektrolyseure und wasserstofffähige Stromerzeugungsanlagen\r\nsind hier maßgebliche Schnittstellen zum Stromsektor.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 51 von 67\r\n3.5 Wie können lokale Preissignale möglichst einfach ausgestaltet werden, um neue Komplexität und etwaige Umsetzungsschwierigkeiten zu reduzieren?\r\nDie Regelung zum Nutzen statt Abregeln nach § 13k EnWG ist ein jüngst eingeführtes Instrument für lokale Preissignale. Die Herausforderung, das richtige Verhältnis von Risikovermeidung und Komplexität zu finden, ist hier sehr deutlich geworden. Mit dem gewählten Modell\r\nwerden alle Risiken vermieden, was mit hohen Anforderungen zur Teilnahme an diesem Instrument einhergeht. Durch diese hohen Anforderungen besteht jedoch die Gefahr, dass von\r\ndem Instrument nicht ausreichend Gebrauch gemacht wird.\r\nDie zur Anwendung kommende Erprobungsphase ist daher essenziell, um den § 13k EnWG\r\nund dessen Ausgestaltung bewerten und ggf. verbessern zu können. Bei der Ausgestaltung\r\nweiterer Instrumente für lokale Preissignale spricht sich der BDEW für eine stärkere Einbindung der betroffenen Stakeholder aus.\r\nEine Annäherung an eine umsetzbare Ausgestaltung von lokalen Preissignalen kann vorbereitet werden, indem Ansätze in Form von Reallaboren in Netzgebieten erprobt werden, die\r\nheute den Großteil des Redispatch-Volumens ausmachen. Das Netz kann so Knappheitssignale\r\nsenden. Zentraler Akteur zur Erschließung von Flexibilität ist hier aber – unbundlingkonform –\r\nder Lieferant. Netzgesellschaften müssen sich auf Netzausbau, Netzbetrieb und Netzführung\r\nsowie die dringend notwendige Digitalisierung konzentrieren.\r\nAusgestaltungsoptionen Option 1: Zeitlich/regional differenzierte Netzentgelte\r\n› Für die Ausgestaltung zeitlich/regional differenzierter Netzentgelte sollten zunächst Erfahrungen aus der Umsetzung der Festlegung nach § 14a EnWG gesammelt werden.\r\nDarauf basierend können diese weiterentwickelt werden.\r\n› Der BDEW spricht sich bei der Ausgestaltung zeitlich/regional differenzierte Netzentgelte für ein schrittweises Vorgehen aus. Dieses umfasst folgende Punkte:\r\no Es sollte nur ein Teil der Netzkosten über variable Netzentgelte erlöst werden.\r\nDer andere Teil könnte beispielsweise über ein eingeführtes Kapazitätsentgelt\r\nsichergestellt werden.\r\no Bei der regionalen Differenzierung ist ebenfalls ein Vorgehen vom Großen zum\r\nKleinen empfehlenswert. Beispielhaft könnten regional differenzierte Netzentgelte zunächst auf Regionen mit Netzengpässen beschränkt werden.\r\no Für die zeitliche Differenzierung sollten zunächst verschiedene Netzentgelte für\r\ndefinierte Zeitfenster, analog zur Umsetzung der Festlegung nach § 14a EnWG,\r\neingeführt werden. Dynamische Netzentgelte sollten erst im letzten Schritt eingeführt werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 52 von 67\r\no Differenzierte Netzentgelte sollten zunächst für eine abgegrenzte Kundengruppe eingeführt und Erfahrungen hieraus gesammelt werden. Das von der\r\nBNetzA vorgesehene Verfahren für die Einführung flexibler Industrienetzentgelte kann dafür beispielhaft genannt werden.\r\nAusgestaltungsoptionen Option 2: Regionale Steuerung in Förderprogrammen\r\n› Berücksichtigung einer lokalen Komponente oder zielgenaue getrennte Ausschreibungen bei der Ausgestaltung eines Kapazitätsmarkts.\r\n› Berücksichtigung einer lokalen Komponente bei der Weiterentwicklung des EE-Ausschreibungsdesigns sowie weiterer zu fördernder Technologien, insbesondere der\r\nElektrolyse.\r\n› Ausschreibung von systemdienlicher Elektrolyse nach § 96 WindSeeG.\r\n› Netzdienliche Ausgestaltung von Baukostenzuschüssen und dauerhafte Befreiung von\r\nNetzentgelten für Speicher.\r\n› Keine regionale Steuerung über Förderprogramme im Wärmesektor.\r\nAusgestaltungsoptionen Option 3: Flexible Lasten im Engpassmanagement\r\n› Durch das Aufbauen auf bestehenden energiewirtschaftlichen und kommunikationstechnischen Prozessen kann die Einbindung flexibler Lasten ins bestehende System des\r\nEngpassmanagements grundsätzlich sichergestellt werden. Voraussetzung hierfür ist,\r\ndass die bestehenden Regeln für Erzeugungsanlagen im Redispatch 2.0 ausreichend gut\r\nfunktionieren.\r\n› Ein stufenweises Vorgehen auf Basis von Pilotprojekten und mit einer robusten Startlösung wird empfohlen. Dabei sollten negative Implikationen auf bestehende Märkte minimiert und sicherstellt werden, dass frühzeitig Praxiserfahrungen gesammelt werden.\r\n› Gleichzeitig können die Erfahrungen der Pilotprojekte und weiterer Vorarbeiten der\r\nBranche genutzt werden, um branchenübergreifend weitere Überlegungen zur sinnvollen Einbindung von Lasten ins Engpassmanagement zu diskutieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 53 von 67\r\n3.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\nDie Optionen in diesem Handlungsfeld werden noch sehr offen diskutiert. Wir möchten noch\r\neinmal den Bedarf an verbindlichen Maßnahmen in naher Zukunft unterstreichen (siehe unser\r\naktuelles Positionspapier zum Netzanschluss von Großverbrauchern mit konkreten Vorschlägen). Wie bei der Umstellung der EE-Förderung sollten aussichtsreiche Umsetzungsoptionen\r\nfür Netzentgelte in Reallaboren rasch getestet werden. Lokale Signale sollten sich bei Anlagengruppen wie Elektrolyseure und Stromspeicher auf Anreize für einen systemdienlichen Betrieb\r\nim Engpassmanagement (z.B. § 13k EnWG) oder Förderprogramme beschränken.\r\nDer zunehmende Ausbau der Erneuerbarer Energien sowie der Anschluss neuer Verbrauchseinrichtungen stellt Netzbetreiber vor administrative und technische Herausforderungen. Es\r\nist daher weiterhin erforderlich, die Netze auszubauen und den Netzanschluss kontinuierlich\r\nzu vereinfachen, die entsprechenden Prozesse zu digitalisieren und zu standardisieren.\r\nFür eine bessere Koordination der Netzanschlussanfragen und eine mögliche Lenkung der\r\nNetzkunden, sollten Netzbetreiber Informationen über die in ihrem Netzgebiet verfügbaren\r\nKapazitäten veröffentlichen. Eine konkrete Ausgestaltung solcher Veröffentlichung bezüglich\r\ndes Detailgrades (z.B. betroffenen Spannungsebenen, Granularität der Regionen, etc.) und der\r\nDifferenzierung sollte in einem gemeinsamen Prozess mit der Branche und den Netzbetreibern ausgearbeitet werden. Reservierte, aber nicht genutzte Kapazitäten sollten verfügbar gemacht werden können.\r\nVor der konkreten Ausgestaltung und Operationalisierung lokaler Signale, braucht es daher\r\nlangfristig planbare Korridore bzw. Netzkapazitäts-Ziele, auf deren Basis die Notwendigkeit\r\ndes Umfangs lokaler Signale oder Leistungsbegrenzungen abgeleitet werden kann. Erst dann\r\nist eine konkrete Ausgestaltung lokaler Signale seriös möglich. Hierfür können die Netzausbaupläne der Verteilnetzbetreiber sowie der Netzentwicklungsplan der Übertragungsnetzbetreiber herangezogen werden. Die bisherige Vorgehensweise, die Netzausbauziele weitgehend\r\nunbeachtet zu lassen und an Stelle dessen lokale Signale auszugestalten, erscheint weder\r\nsinnvoll noch zielführend.\r\nZu bedenken gilt, dass sich implizite und explizite Signale gut ergänzen können und die Optionen nicht als ausschließlich verstanden werden sollten. Eine wichtige und im Papier nicht genannte Herausforderung bei den sog. dynamischen Netzentgelten ist, dass der Bedarf für\r\nWerkzeuge zur Engpassbehebung, die mit einer echten Steuerbarkeit seitens Netzbetreiber\r\neinhergehen, dadurch nicht vollständig ersetzt werden kann.\r\nEs ist hervorzuheben, dass es ein gewisses Volumen an Redispatch immer geben wird, gerade\r\nbei einem immer volatiler werdenden Stromsystem. Daher ist Redispatch als integraler Bestandteil in einem „Strommarktdesign der Zukunft“ anzusehen und nicht als Fehler im System.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 54 von 67\r\nDaher gilt es, das bestehende Redispatch-System kontinuierlich weiterzuentwickeln. Auch\r\neine Gebotszonenneukonfiguration wird den Redispatch-Bedarf nicht vollständig reduzieren\r\nkönnen.\r\nDie im Optionenpapier vorgeschlagenen Instrumente weisen stellenweise einen kurzfristigen\r\nFokus auf. So sollte der Fördermittelbedarf für bestimmte Technologien nur temporär sein,\r\nandererseits können sich die Netzentgelte perspektivisch weiter verändern.\r\nBei allen Optionen ist immer die Komplexität und das Kosten-Nutzen Verhältnis im Blick zu\r\nhalten und es dürfen etwaige behördliche Prüfungsaufgaben nicht auf die Netzbetreiber verlagert werden.\r\nDie aufgezeigten Optionen sind immer als Ergänzung und Optimierung zu verstehen, können\r\ndie Notwendigkeit eines schnellen, gezielten und umfangreichen Netzausbaus aber nicht verhindern und sollten nicht als dessen Ersatz verstanden werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 55 von 67\r\n4 Leitfragen zu Kap. 3.4, Flexibilität\r\n4.1 Stimmen Sie der Problembeschreibung und den Kernaussagen zu?\r\nJa/Nein\r\nAus Sicht des BDEW ist die Hebung von Flexibilitätspotenzialen im Strommarkt die notwendige\r\nErgänzung zum Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Stromnetze. Wir teilen die Ansicht, dass es nicht effizient ist, das Netz bis zum „letzten kW“ auszubauen. Flexibilität ist die\r\nGrundvoraussetzung für die Weiterentwicklung eines auf Erneuerbaren Energien basierenden\r\nStrommarkts und sollte deshalb große Priorität in den Umsetzungsschritten des BMWK bzw.\r\nder BNetzA erfahren. Dabei wirken die aktuellen Regelungen zu § 41a EnWG und zu dynamischen Tarifen nur bedingt, da sie die Varianten eines flexiblen Tarifes sehr eng definieren.\r\nGrundsätzlich ist der regulatorische Rahmen derzeit ausreichend, um weitere Modelle der Flexibilisierung im Markt zu erproben. Allerdings dürfen marktseitige Anreize und Wirtschaftlichkeit nicht durch konträre Vorgaben wie Hedging oder starke Einengung der möglichen Preisvolatilität behindert werden. Es sollte daher ein Monitoring im Übergang von der Nische zum\r\nMassenmarkt erfolgen, vorschnelle Regulierung jedoch verhindert werden. Gleichzeitig darf\r\ndie Marktentwicklung nicht durch drohende „nachgezogene“ Regulierung, die „Pioniere“ in\r\ndiesem Bereich benachteiligen und bremsen.\r\nDynamische Netzentgelte und innovative Stromtarife können das System resilienter machen\r\nund sind, sofern die Kosten-Nutzen-Relation stimmt, ein Teil der Lösung. Parallel müssen alle\r\nHemmnisse für Flexibilitätslösungen wie Speicher und Wasserstoff konsequent abgebaut werden.\r\nDas Flexibilitätspotenzial der Energiespeicherung wird einen Hebeleffekt für die Realisierung\r\nder Energiewende haben, indem es Volatilitäten der primären Stromerzeugung und des finalen Letztverbrauchs elektrischer Energie ausgleicht und die Stabilität des Stromversorgungssystems stärkt. Daher sollte die aktuelle Regelung gemäß §118 Abs. 6 EnWG nach der Speicher\r\nvon der Zahlung von Netzentgelten befreit sind, entfristet und technologieneutral weiterentwickelt werden. Zudem muss sichergestellt werden, dass die Befreiungen von Umlagen ebenfalls bestehen bleiben bzw. technologieneutral weiterentwickelt werden. Wichtig ist, dass bestehende Erleichterungen für Speicher nicht ersatzlos entfallen, um ihre Wirtschaftlichkeit\r\nnicht zu gefährden. Die Speicherbranche benötigt stabile Rahmenbedingungen, um auch langfristig stabilisierend wirkende Investitionen umsetzen zu können. Aufgrund der Bedeutung\r\nvon Großbatteriespeichern, sollten diese ähnlich wie auch Wasserstoffspeicher im Außenbereich über § 249a BauGB im Außenbereich privilegiert werden.\r\nDas BMWK stellt in seinem Papier insbesondere flexibles Verbrauchsverhalten als zentrales\r\nInstrument in den Mittelpunkt. Der BDEW sieht diesen Bereich ebenfalls als relevantes Feld\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 56 von 67\r\nan. In den nächsten Jahren wird es zu erheblichen Zuwächsen bei den Großverbrauchern mit\r\nhohen Leistungsanforderungen kommen (Rechenzentren, große Wärmepumpen, Elektrolyseure, E-LKW-Ladeinfrastruktur, etc.). Der BDEW hat hierzu in seinem Positionspapier zum\r\nNetzanschluss von Großverbrauchern Vorschläge unterbreitet, wie größerer Flexibilität beim\r\nNetzanschluss und Anreize zum erzeugungsnahen Verbrauch geschaffen werden können.\r\nAus Sicht des BDEW ist aber auch ein flexibler und bedarfsgerechter Einsatz von erzeugungsseitigen Kapazitäten ein ebenso wichtiger Baustein und darf nicht unberücksichtigt bleiben, sei\r\nes seitens der primären Stromerzeugung oder durch die Flexibilisierung durch erzeugungsnahe Stromspeicherung wie z. B. Batteriegroßspeicher. Dabei muss unterschieden werden, in\r\nwelchem Bereich die Flexibilität eingesetzt wird. In der Diskussion wird der Fokus meist auf die\r\nnetzdienliche Flexibilität gelegt. Die marktdienliche Flexibilität darf hierbei aber nicht außer\r\nAcht gelassen werden. Der Großteil der Flexibilitätspotenziale kommen in Day-Ahead- und Intradaymarkt zum Einsatz. Diese Märkte werden stetig weiterentwickelt, um weitere Flexibilitätspotenziale zu heben. Zudem ist Flexibilität nicht ausdifferenziert. So fehlen nicht frequenzgebundene Systemdienstleistungen und insbesondere die Momentanreserve. Auch wenn\r\ndiese bereits (in Teilen) marktlich beschafft werden, so ist ein Umbau zu prüfen, um dem\r\nneuen Energiesystem Rechnung zu tragen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 57 von 67\r\n4.2 Ist die Liste der Aktionsbereiche vollständig und wie bewerten Sie die einzelnen Aktionsbereiche?\r\nWir begrüßen ausdrücklich das Vorhaben des BMWKs, eine koordinierte Flexibilitäts-Agenda\r\naufzusetzen. Dieser Schritt ist seit langem überfällig. Nur so kann die erforderliche Differenzierung der Instrumente erfolgen.\r\nDie Liste der Aktionsbereiche ist aus Sicht des BDEW nicht vollständig:\r\n› Unseres Erachtens liegt der Fokus der Aktionsbereiche zu einseitig auf der Ausgestaltung und Anpassung von Netztarifen, insbesondere hinsichtlich des Bereichs „Industrielle Flexibilität ermöglichen“.\r\n› Absenkung der Steuern, Abgaben, Umlagen auf dem Strompreis: Strom ist zu 27 Prozent mit Steuern, Abgaben und Umlagen belastet. Dieser staatliche Anteil macht den\r\nStrom teuer, auch wenn eigentlich der Strompreis gerade niedrig ist und daher eigentlich der Verbrauch angereizt werden sollte. Dies macht flexiblen Verbrauch weniger attraktiv. Deutsche Haushalte zahlen auch aufgrund der hohen Steuern/Abgaben/Umlagen europaweit den höchsten Strompreis. Das riskiert die Unterstützung der Bevölkerung für die Energiewende. Deshalb sollte die Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß und die Mehrwertsteuer dauerhaft von 19 auf 7 Prozent abgesenkt werden.\r\nNeue Steuern, Abgaben und Umlagen auf Strom sind in jedem Falle abzulehnen. Es\r\nwäre zu prüfen, ob netzdienlich betriebene Anlagen Steuer oder Abgabevorteile erhalten können.\r\n› Der zentrale Aktionsbereich ist für uns intelligenter Stromverbrauch. Der größte\r\nHemmschuh ist hierbei der fehlende Smart Meter Ausbau, der aufgrund fehlender technischer und wirtschaftlicher Rahmenbedingungen derzeit intelligente Steuerung und\r\nDynamisierung noch nicht ermöglicht. Hier sind dringend Maßnahmen zu ergreifen, die\r\nden Rollout einfacher, wirtschaftlicher und damit schneller machen. Es gilt nicht nur\r\nschneller, sondern auch besser zu werden. (Siehe Maßnahmen unter Punkt 4.4).\r\nDie Flexibilisierung der Netzentgelte kann eine relevante Rolle spielen, um den Verbrauch\r\nnetzentlastend zu flexibilisieren. Hierbei muss sorgsam nach Netzebenen und Verbrauchergruppen unterschieden werden. Die Anreizwirkung flexibler Netzentgelte ist dabei individuell\r\nzu bewerten. Darüber hinaus müssten sie als Massengeschäft vollständig automatisiert wirken\r\nund abgerechnet werden. Bei allen Maßnahmen müssen Kosten und Nutzen abgewogen werden.\r\nBei der netzdienlichen Flexibilität werden zudem wesentliche Elemente einer sachgerechten\r\nNetzentgeltsystematik außer Acht gelassen: Bei einer Anpassung der Netzentgeltregelungen\r\nhin zu einem Flexibilitätsanreiz ist in jedem Falle das auch europäisch verankerte Prinzip der\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 58 von 67\r\nKostenreflexivität zu beachten und einzuhalten. Das Netznutzungsentgelt für einen Netznutzer\r\noder eine Handlung muss demnach die Kosten widerspiegeln, die der Nutzer bzw. die Handlung für das Stromnetz verursacht. Dies ist bei allen Überlegungen zugrunde zu legen.\r\nDie kostenorientierte und verursachungsgerechte Kostenreflexivität subsumiert auch „Verursachungsgerechtigkeit“ und „Sachgerechtigkeit“. Das heißt, dass bei den Netzentgelten Marktneutralität geboten sein sollte. Das Netz bietet eine neutrale Plattform für alle Netznutzenden, sodass das Netz eine Marktteilnahme zu einem aus Netzsicht kostenreflexiven Preis ermöglicht. Andere nicht kostenbezogene Effekte dürfen sich nicht im Netzentgelt widerspiegeln.\r\nEin weiterer Punkt, der in den Aktionsfeldern nicht angesprochen wird, ist die Erlösstabilität\r\nund -planbarkeit. Die Systematik der Netzentgelte muss sicherstellen, dass die zugestandenen\r\nErlöse aus den Netzentgelten weiterhin sicher, planbar und kontinuierlich erreicht werden.\r\nAuch die Verständlichkeit der Netzentgelte ist ein weiterer zentraler Grundsatz der Netzentgeltsystematik. Auch aus Netzbetreiber- und Vertriebssicht ist es wichtig, dass der Netznutzende bzw. der Kunde die Netzentgeltsystematik bzw. die in der Rechnung gestellten Kosten\r\nleicht nachvollziehen kann. Die Struktur der Netzentgelte muss daher so einfach wie möglich\r\nund nur so komplex wie nötig sein.\r\nBei den dargestellten Lösungsansätzen muss immer geprüft werden, wie sehr sich die Komplexität eines solchen Systems erhöht und wie hoch der Aufwand für die Umsetzung ist. Die Verfügbarkeit von Fachkräften und Experten der Marktkommunikation zur Entwicklung entsprechender Lösungen ist begrenzt. Daher ist es zwingend erforderlich, mögliche Ziele zu priorisieren, zu involvierende Rollen und damit Schnittstellen auf ein erforderliches Minimum zu begrenzen und die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten im Blick zu behalten.\r\nEs ist des Weiteren wichtig, eine Balance zu finden zwischen dem angestrebten und dem maximal möglich umsetzbaren Flexibilisierungsvolumen. Ein Großteil des Energieverbrauchs ist\r\nvon standardisiertem Verbrauchsverhalten geprägt, das bezüglich der Entnahmecharakteristik\r\nkaum veränderbar ist, wie z.B. der Haushaltsverbrauch in Großstädten.\r\nZu den genannten Aktionsbereichen:\r\nDie Aktionsbereiche werden im Optionenpapier lediglich umrissen und enthalten keine konkreten neuen Vorschläge. Im Wesentlichen liegen diese Aktionsbereiche in der Zuständigkeit\r\nder Bundesnetzagentur. Insofern ist nicht erkennbar, ob und welche Effekte die Aktionsbereiche entfalten werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 59 von 67\r\nZu Aktionsbereich 1: Preisreaktionen ermöglichen\r\nDynamische und innovative Tarifmodelle können dabei helfen, Flexibilitäten auf Verbrauchsseite zu heben. Hieraus kann ein positiver Beitrag der Nachfrageseite in Situationen mit Erzeugungsüberschuss oder auch Lastunterdeckung entstehen, sofern ein entsprechendes Tarifsignal erfolgt. Hierfür werden sich spezielle Anbieter etablieren, die mit der Komplexität umgehen können. Eine pauschale Vorgabe wie § 41a EnWG, die alle Vertriebe verpflichten würden,\r\ndiese Komplexität zu managen, ist bei der weiteren Etablierung von Flexibilitätsmodellen im\r\nEndkundenmarkt nicht zu empfehlen. Gleichzeitig besteht das Risiko, dass es zu einer Verschärfung von Engpasssituationen kommt, wenn auf Verbrauchsseite durch Tarifsignale und\r\nden hohen Automatisierungsgrad neue Lastspitzen entstehen. Beispielhaft sind Situationen, in\r\ndenen aufgrund niedriger Spotmarktpreise eine höhere Nachfrage angeregt wird, die wiederum den Nord-Süd Stromtransport erhöhen kann. Dies zeigt zudem auf, dass eine konsistente\r\nAusgestaltung mit möglichen Instrumenten der zeitlich variablen Netznutzungsentgelte erfolgen muss, damit eine sowohl markt- als auch netzdienliche Verbrauchsentscheidung getroffen\r\nwerden kann. Es ist daher zu begrüßen, dass das BMWK diese Verbindung näher betrachten\r\nmöchte.\r\nMittel- bis langfristig muss nach erfolgtem Netzausbau der kurative Einsatz von §14a EnWG\r\ninsb. bei „marktbedingten“ Konzentrationsspitzen ohne Netzausbauverpflichtung, so wie in\r\nder Begründung der BNetzA Festlegungen zum §14a EnWG bereits beschrieben, möglich sein.\r\nEine Optimierungsstufe wäre die Einführung eines komplementären präventiven Instrumentes, bei dem z.B. ein nicht-monetäres Netzkapazitätssignal (Leistungs-Hüllkurve) zu berücksichtigen ist.\r\nZu Aktionsbereich 2: Netzentgeltstruktur erneuern\r\nEine eventuell weitere Dynamisierungsstufe der Netzentgelte sollte immer im Zusammenhang\r\nund unter Beachtung der Erfahrungen der Umsetzung des Moduls 3 der § 14a EnWG-Festlegung erfolgen. Modul 3 der §14a-Festlegung sollte hinsichtlich der Optimierungsmöglichkeiten\r\neiner saisonalen Differenzierbarkeit von Zeitfenstern geprüft werden.\r\nEine Weiterentwicklung der Netzentgeltstruktur und eine Erhebung eines kapazitätsbasierten\r\nNetzentgelt(-anteils) könnte eine faire, verursachungsgerechte Kostenbeteiligung sicherstellen\r\nund ermöglicht eine ungestörte Marktteilnahme der Kunden ermöglichen. Es sollte geprüft\r\nwerden, wie eine flexibilitätsfördernde Reform der Netzentgeltsystematik den Anforderungen\r\naller Beteiligten gerecht wird. Dabei müssen sowohl die Planbarkeit der Erlöse ausreichend\r\nberücksichtigt als auch die Anreize für Flexibilitäten adäquat gesetzt werden.\r\nGrundsätzlich sind die Überlegungen zur flexibilitätsermöglichenden Weiterentwicklung der\r\nNetzentgeltsystematik positiv zu bewerten. Zu beachten ist jedoch, dass Netzentgelte anders\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 60 von 67\r\nals die Stromtarife, welche insbesondere die Stromerzeugungskosten abbilden sollen, der Refinanzierung des Ausbaus, der Instandhaltung und des Betriebs der Netze dienen. Netzentgeltsignale sollten sich auf die jeweilige Netzsituation beziehen. Hier kann es dazu kommen, dass\r\nMarkt- und Netzsignale einander widersprechen und gegenteilige Flexibilitätsverhalten anreizen. Hier muss eine konsistente Anreizstruktur sichergestellt sein. In der Praxis bestehen darüber hinaus weitere zentrale Herausforderungen bei der Umsetzung und Ausgestaltung einer\r\nflexibilitätsermöglichenden Netzentgeltsystematik, die zunächst adressiert werden müssen:\r\nDies betrifft die Verständlichkeit und Nachvollziehbarkeit der individuellen Netzentgeltbelastungen, erhebliche Umsetzungs- und Abrechnungsaufwände bei Kunden und Netzbetreibern\r\nsowie der aktuell noch akute Mangel an digitaler Infrastruktur zur Darstellung variabler Entgelte. Auch mit Blick auf die Verteilungsgerechtigkeit bestehen noch offene Fragen, da insbesondere wenig flexible Haushalte und andere Kundengruppen am Ende stärker belastet werden würden.\r\nAktionsbereich 3: Industrielle Flexibilität ermöglichen\r\nInsbesondere die individuellen Netzentgelte gem. § 19 Abs. 2 StromNEV zählen seit Jahren zu\r\neiner der größten Hemmnisse für industrieseitige Flexibilität, welche auch Auswirkung auf\r\neine mögliche Effektivität zeitlich differenzierte Netzentgelte hätte. Entsprechend ist das Bestreben, diese nun zu überarbeiten, positiv zu bewerten. Die Bundesnetzagentur hat hierzu\r\nmit ihrem Eckpunktepapier zur Fortentwicklung der Industrienetzentgelte im Elektrizitätsbereich einen ersten Schritt gemacht. Dabei ist entscheidend, für welchen Zweck die Flexibilitätspotenziale genutzt werden sollen. Es ist wichtig und richtig, Wege zu suchen, wie die Flexibilitätspotenziale in der Industrie gehoben werden können. Dabei müssen Preissignale so ausgestaltet werden, dass sie Flexibilität für die Unternehmen anreizt und ihnen ein Wettbewerbsvorteil entstehen kann. Dies braucht es, um den Industriestandort Deutschland attraktiv zu\r\nhalten. Das Papier bezieht sich hierbei jedoch nur auf Netzentgelte und lässt weitere Konzepte\r\nfür mehr Flexibilität in der Industrie außer Betracht. Hier sollte ein Dialog mit der Branche\r\nstattfinden, der die unterschiedlichen Prozesse und Gegebenheiten der Branche abbildet. Dabei müssen auch solche Industrieprozesse berücksichtigt werden, die nicht flexibilisiert werden können, sondern einen kontinuierlichen Prozess voraussetzen.\r\nVon der anzureizenden Flexibilitätsbereitstellung im industriellen Bereich sollten keine Risiken\r\nfür die Netzsicherheit ausgehen. Das Kriterium der Netzdienlichkeit ist im Sinne aller Parteien\r\nund sollte im Fokus stehen. Im Papier werden dabei nur Maßnahmen zur Flexibilisierung genannt, die implizite Flexibilität erschließen. Nicht adressiert werden Mechanismen zur expliziten Nutzung von Flexibilität, die insbesondere aus Sicht der Systemstabilität als letzte Maßnahmen nahe Echtzeit benötigt werden.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 61 von 67\r\nAnknüpfend an die Überlegungen des Papiers könnte ein stärker entnahmeunabhängiges Entgelt hilfreich sein, um den hohen Fixkostenanteil im Verteilungsnetz sachgerecht zu berücksichtigen. Dies könnte mindestens im Haushaltsbereich bzw. speziell bei Prosumern in der Niederspannung sinnvoll sein.\r\nDas vorrangige Ziel der Netzbetreiber ist der effiziente Netzausbau. Um dies zu erreichen, ist\r\neine auf die Leistung bezogene Netzausbauplanung erforderlich. Bei der Netzausbauplanung\r\nist im Detail mit den jeweiligen Netzkunden eine ausreichende, aber nicht überhöhte, Netzanschlussleistung zu vereinbaren. Hierbei kann ein neu einzuführendes Kapazitätsentgelt zusätzlich zum jährlich zu zahlenden Leistungspreis helfen, das Anschlussleistungsniveau zu optimieren.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 62 von 67\r\n4.3 Welche konkreten Flexibilitätshemmnisse auf der Nachfrageseite sehen Sie und welche\r\nLösungen?\r\nUm Flexibilität voranzubringen, gilt es, eine große Bandbreite an technischen, regulatorischen\r\nund (sozio-)ökonomischen Hemmnissen zu adressieren. Der Handlungsbedarf ist dabei je nach\r\nKategorie der Flexibilitätsoption (kleinskalige bis hin zu industrieller Flexibilität) sehr unterschiedlich. Während für kleinskalige Flexibilität oftmals die fehlende digitale Messinfrastruktur\r\nsowie die fehlende Digitalisierung der Verteilnetze technische Hemmnisse darstellen, steht für\r\nindustrielle Lasten insbesondere die Frage nach der Produktqualität und der Abhängigkeit von\r\nFolgeprozessen sowie auch betriebsorganisatorischen Konsequenzen im Vordergrund.\r\nWenn flexible Tarife auf Basis der Börsenpreise, Kapazitätsbedarfe im Markt und zeitlich differenzierter Netzentgelte, die die Netzdienlichkeit anreizen, gemeinsam als Preissignale wirken,\r\nkönnte hier ein Hebel bei der Nutzung von nachfrageseitigen Flexibilitäten entstehen. Bei flexiblen Tarifen ist neben der direkten Nutzung/Steuerung durch einzelne Kunden auch die Aggregatoren-Rolle relevant, in der der Aggregator viele kleine Lasten in seinem Portfolio steuert, die Signale aus dem Markt und aus dem Netz matcht und den Kunden dafür eine Prämie\r\naus seinen Einsparungen/Erlösen auszahlt. Noch existieren allerdings keine eindeutigen Aussagen, wie sich Preissignale aus dem Netz und dem Markt gegenseitig beeinflussen. Spätestens\r\nbei Nutzung dieser Tarife in einem Massenmarkt könnten ungewollte Effekte entstehen. Hier\r\nmuss parallel ein Monitoring aufgebaut werden, um solche Effekte frühzeitig zu erkennen. Regulatorische Eingriffe sollten, wenn notwendig, basierend auf diesen Monitoringergebnissen\r\nerfolgen und nicht auf Basis nicht evidenter Einschätzungen. Die regulatorischen Eingriffe sollten aber auch dann auf das notwendige Minimum beschränkt werden.\r\nHemmnisse:\r\n› Zu hoher staatlich induzierter Preissockel, der für flexible Letztverbraucher das Preissignal des Marktes bzw. von Netzentgelten verzerrt bzw. abschwächt (in Relation zum Gesamtpreis).\r\n› Fehlende Steuerbarkeit und oder steuerbare Leistung bei Kunden (z.B. Mieter), die wirtschaftlich eine Investition in HEMS-Systeme oder ähnliches ermöglicht.\r\n› Fehlende Akzeptanz bei Kunden, für Eingriffe in Ihren Energieverbrauch und zu komplexe Verträge und Prozesse sind hinderlich.\r\n› Fehlende vertragliche Kopplung flexibilisierter Netzentgelte zum Preissignal am Strommarkt, um Mehr- oder Minderverbrauch anzureizen.\r\n› lange Ausschreibungszeiträume für Produkte der Systemdienstleistungen stellen eine\r\nMarkteintrittsbarriere für Anlagenbetreiber und Stromverbraucher dar.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 63 von 67\r\n› Nachteilige Pooling-Bedingungen für kleine Anbieter und die Teilnahmebedingungen\r\nam Regelleistungsmarkt sind - historisch gewachsen – ungünstig für die Integration von\r\nErneuerbaren in diese Märkte. Eine Integration von deutlich mehr Anlagen ist wichtig.\r\n› Fehlende technische Voraussetzungen „ab Werk“ in den Wärmepumpenflotten und PVHeimspeichersystemen: sie folgen ausschließlich der Wärmelast oder festen Zeitfenstern oder Mustern (erst Speicher mit PV füllen, dann einspeisen, keine Möglichkeit\r\nNetzstrom zwischenzuspeichern).\r\n› Geringe Umsetzung der Digitalisierung (inklusive des Smart Meter Rollouts) und zu\r\nkomplexe Regelungen.\r\n› Fehlende Vorgaben zur Interoperabilität von flexiblen Verbrauchern hinter dem Netzverknüpfungspunkt.\r\n› § 13k EnWG: Zu strikte Zusätzlichkeitskriterien sorgen grundsätzlich für eine zu geringe\r\nMöglichkeit daran teilzunehmen und verhindern den Einsatz von Kleinstflexibilitäten im\r\nNiederspannungsnetz durch Aggregatoren.\r\n› Zu strikte und kleinteilige Datenschutzverordnungen und -richtlinien.\r\nViele industrielle Prozesse, gerade auch von Unternehmen mit entsprechender Größenordnung, sind nicht flexibilisierbar. Das größte Potenzial besteht in Überkapazitäten bzw. wärmegebundenen Industrieprozessen oder auch der Eigenerzeugung von Kunden. Die bisher angebotenen Tarifmodelle basieren auf einer Freiwilligkeit der Inanspruchnahme, d.h. für Netzbetreiber besteht grundsätzlich das Risiko, dass kundenseitig zugesichertes Flexibilisierungspotenzial bzw. netzdienliches Verhalten nicht garantiert werden kann. Des Weiteren scheinen\r\ndie finanziellen Anreize für entsprechende Kunden nicht hoch genug, um an zusätzlichen system- oder netzdienlichen Aktionen teilnehmen zu wollen.\r\nLösungen:\r\nEs hat sich bisher gezeigt, dass es keine „one-size-fits-all“ Lösung im Bereich der Flexibilitätshemmnisse gibt. Es bedarf vielmehr eines spezifischen Ansatzes je Kategorie der Flexibilitätsoption oder Hemmnis-Kategorie. Dies muss in der koordinierten Flexibilitätsagenda erarbeitet\r\nwerden. Es bedarf sowohl technischer als auch regulatorischer Lösungen.\r\n› Schneller Smart-Meter-Rollout in den energiewende-relevanten Kundengruppen: Smart\r\nMeter Ausbau entbürokratisieren, beschleunigen und priorisieren.\r\n› Konzepte im kleinen und pragmatischen Testen und nicht bis zur Perfektion in der Theorie ausreifen. Kurzfristig sollten auch „80 %-Lösungen“ zulässig sein, die dann im Nachgang ausgebessert werden können.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 64 von 67\r\n› Steuern, Abgaben, Umlagen senken und auf neue Umlagen auf den Strompreis verzichten, sodass das Preissignal unmittelbarer bei den Kundinnen und Kunden ankommt.\r\n› Wärmewende und Mobilitätswende beschleunigen.\r\n› Kunden mit Flexibilisierungspotential sollten Qualitäts- bzw. Qualifizierungsnormen,\r\nwie z.B. ein zertifiziertes Energiemanagementsystem, nachweisen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 65 von 67\r\n4.4 Welche konkreten Handlungsoptionen sehen Sie in den einzelnen Handlungsfeldern?\r\nZielführend wäre die Einführung eines komplementären, netzdienlichen und präventiven Instrumentes. Ziel ist es, nach erfolgter Netzertüchtigung (Wärme-, Verkehrswende, EE) den\r\nMarkt dazu zu befähigen, dass möglichst wenige kurative Eingriffe des Netzbetreibers ausgelöst werden und den Netzausbau auf ein volkswirtschaftlich sinnvolles Maß zu begrenzen.\r\nWir empfehlen folgende Maßnahmen für einen schnelleren und besseren Smart Meter Ausbau:\r\n› Bürokratische Hürden reduzieren: Gerade Smart Meter für Haushalte mit kleineren\r\nVerbräuchen benötigen nur einen Bruchteil des Funktionsumfangs, den das deutsche\r\nRecht derzeit fordert. Deshalb sollten die Anforderungen praxisgerecht reduziert werden, um unnötige Kosten zu vermeiden und mehr Wettbewerb im Markt zu ermöglichen.\r\n› Datenaustausch in Echtzeit: Leider erhalten Stromanbieter aktuell die Verbrauchsdaten\r\nder Smart-Meter-Kundinnen und -kunden vom Messstellenbetreiber in der Regel erst\r\neinen Tag, nachdem der Strom verbraucht wurde. Um eine intelligente netzdienliche\r\nSteuerung zu ermöglichen, sollten Stromanbieter gegen Bezahlung die viertelstündlichen Verbrauchsdaten unmittelbar erhalten.\r\nAus netztechnischer Perspektive bedarf es Anreize zur Flexibilitätslenkung in Regionen mit besonders hohem Flexibilitätsbedarf. Je nach regionaler Gegebenheit der Erzeugungsstruktur\r\nsind unterschiedliche Flexibilitätsmaßnahmen sinnvoll und entsprechend über Förderinstrumente oder marktliche Anreize zu lenken. In Regionen mit hoher PV-Erzeugung sind zum Beispiel Batteriespeicher eine gute Ergänzung zur Erzeugungscharakteristik. Mit dem Eckpunktepapier zur Fortentwicklung der Industrienetzentgelte durch die BNetzA und den Wachstumsimpulsen der Bundesregierung zum Abbau von Hemmnissen für einen flexiblen Stromverbrauch wurden zum Teil die Weichen für eine zukünftige Flexibilisierung der Industrie gestellt.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 66 von 67\r\n4.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\nDer Teil zu Flexibilität fokussiert noch sehr stark auf den Abbau von Hemmnissen bei Industrie\r\nund Privatkunden und weist nur wenig konkrete Konzepte zur Einbeziehung dieser in das\r\nEnergiesystem auf. Dieser Hemmnisabbau ist jedoch zu unterstützen und weist insbesondere\r\nmit dem Wegfall der Bandlast-Regelung den Weg in eine flexiblere Energiezukunft.\r\nGenerell stellt der schnelle Ausbau von Flexibilitäten im zentralen und dezentralen Stromnetz\r\ndie größte Herausforderung zur Stabilisierung und Kostensenkung neben dem Ausbau der\r\nNetze dar. Die angekündigte Flexibilitäts-Roadmap sollte nicht nachgeliefert werden müssen,\r\nsondern vor der Abwägung unterschiedlicher systemverändernder und risikobehafteter Maßnahmen stehen. Entsprechend kritisiert der BDEW das Fehlen konkreter Maßnahmen zur Erhöhung von Flexibilitätskapazitäten im vorliegenden Papier.\r\nEs ist von der Entwicklung theoretisch perfekter und allumfassender Konzepte abzusehen;\r\nneue Instrumente und Maßnahmen sollten besser im Rahmen von Pilotprojekten erprobt werden. Die Zeitschiene dieser Maßnahmen ist aktuell nicht erkennbar. Bei der Vielzahl an komplexen und tiefgreifenden geplanten Änderungen wird eine strikte Priorisierung der Maßnahmen das oberste Gebot sein müssen. Hier gilt es, in der Agenda einen klaren Zeitplan aufzusetzen. In der Flexiblitäts-Agenda sollte von zu kleinteiliger Einzelregulierung je Technologieart\r\nabgesehen werden. Es geht darum, ein klares Zielbild zum system- und netzdienlichen Flexibilitätseinsatz unter Berücksichtigung bereits bestehender Flexibilitäten aufzuzeigen. Wichtig\r\nist, die Flexibilitäten netzdienlich oder netzneutral in das Energiesystem zu integrieren. Vor allem bei Haushaltsflexibilität sollte bei einer freiwilligen Bereitstellung eine Steuerbarkeit durch\r\nEnergieversorger sichergestellt werden, um den Dispatch der Anlagen tatsächlich zu gewährleisten.\r\nNicht nur mit Blick auf diesen Bericht wäre die Entwicklung eines gemeinsamen Verständnisses von System- und Netzdienlichkeit wünschenswert.\r\nDezentrale Stromspeicher sollten so weit wie möglich systemunterstützend genutzt werden.\r\nDie Wiedereinführung der Wirkleistungsbegrenzung für PV-Anlagen oder die Absenkung der\r\nSchwelle für die Steuerbarkeit von EE-Anlagen durch die Netzbetreiber von 25 kW auf 7 kW\r\nwären geeignete Maßnahmen, um dieses Ziel zu unterstützen.\r\nUnd schließlich muss die Bundesregierung die Nachfrage nach heimischem erzeugtem Wasserstoff schnell und unbürokratisch vorantreiben. Der Aufbau von heimischen Elektrolysekapazitäten ist damit beiderlei, Beitrag zur Deckung der steigenden Wasserstoffnachfrage als auch\r\nessenzielles Instrument zur Stabilisierung des Stromsystems.\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 67 von 67\r\nAnsprechpartnerInnen:\r\nDr. Maximilian Rinck\r\nAbteilungsleiter\r\nHandel und Beschaffung\r\nmaximilian.rinck@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1550\r\nBastian Olzem\r\nGeschäftsbereichsleiter\r\nErzeugung und Systemintegration\r\nbastian.olzem@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1300\r\nNatalie Lob\r\nFachgebietsleiterin Handel Strom\r\nnatalie.lob@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1554\r\nTimon Groß\r\nFachgebietsleiter Nachhaltiges Stromsystem\r\ntimon.gross@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1309\r\nVera Klöpfer\r\nFachgebietsleiterin Energienetze\r\nvera.kloepfer@bdew.de\r\n+49 30 300 199 1120"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"WWW.FRONTIER-ECONOMICS.COM\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS\r\nFÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nStudie im Auftrag des BDEW\r\nAutoren:\r\nDr. David Bothe\r\nDr. Matthias Janssen\r\nJasmina Biller\r\nAnna Lane\r\n30 AUGUST 2024\r\nInhaltsverzeichnis\r\nExecutive Summary 4\r\n1 Wasserstoffspeicher spielen eine entscheidende Rolle im zukünftigen\r\ndekarbonisierten Energiesystem und auf dem Weg dahin 10\r\n1.1 Zur Erreichung der Klimaneutralität werden Wasserstoff sowie Wasserstoffspeicher\r\neine tragende Rolle übernehmen müssen 10\r\n1.2 Wasserstoffspeicher leisten einen signifikanten Beitrag zur Stärkung des zukünftigen\r\nEnergiesystems 11\r\n1.3 Folgerichtig prognostizieren Studien einen starken Anstieg des\r\nWasserstoffspeicherbedarfs 12\r\n2 Ein Finanzierungsmechanismus ist zwingend notwendig, um den Aufbau von\r\nausreichend Wasserstoffspeichern sicherzustellen 14\r\n2.1 Der Vergleich des Bedarfs mit den derzeit geplanten Wasserstoffspeicherprojekten\r\nzeigt für das Jahr 2035 eine große Lücke 14\r\n2.2 Die voraussichtliche Lücke zwischen Angebot und Bedarf lässt sich auf Barrieren\r\nbeim Aufbau von Wasserstoffspeichern zurückführen 16\r\n3 Erlösbasierte CfDs und das Amortisationsverfahren schneiden bei der\r\nBewertung acht verschiedener Instrumente zur Beanreizung des\r\nWasserstoffspeicherhochlaufs am besten ab 21\r\n3.1 Ausgangspunkt bildet eine Long List an möglichen Instrumenten zur Beanreizung\r\ndes Wasserstoffspeicherhochlaufs 21\r\n3.2 Zur Bewertung der Instrumente wenden wir fünf politisch-ökonomische\r\nBewertungskriterien an 25\r\n3.3 Anhand der Effektivität als Bewertungskriterium leiten wir eine Short List an\r\nInstrumenten ab 26\r\n3.4 Bei der Bewertung der Short List stechen die erlösbasierten CfDs und das\r\nAmortisationsverfahren als präferierte Instrumente hervor 27\r\n4 Wir empfehlen die Finanzierung von Wasserstoffspeichern mithilfe\r\nerlösbasierter CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung 33\r\n4.1 Zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern bietet sich eine Kombination der\r\nEigenschaften der erlösbasieren CfDs und des Amortisationsverfahrens an 33\r\n4.2 Die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung schneiden bei der\r\nBewertung am besten ab 43\r\n5 Unter Berücksichtigung der zeitlichen Anforderungen ergibt sich eine\r\nRoadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern 46\r\n5.1 Zeit ist eine wichtige Dimension beim Wasserstoffspeicherhochlauf 46\r\n5.2 Der Markthochlauf wird in Phasen erfolgen 47\r\n5.3 Der vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus erlaubt durchgängige\r\nNachsteuerung in Abhängigkeit der Marktentwicklung 48\r\n5.4 Daraus ergibt sich eine Roadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern 49\r\nAnhang A – Fallstudien existierender oder vorgeschlagener Förder- bzw.\r\nFinanzierungsmechanismen mit Relevanz für Wasserstoffspeicher 51\r\nA.1 Erlösuntergrenze zur Förderung von Wasserstoffspeichern in Großbritannien 51\r\nA.2 Durch INES vorgeschlagene erlösbasierte CfDs zur Förderung von\r\nWasserstoffspeichern in Deutschland 52\r\nA.3 Amortisationsverfahren zur Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes in Deutschland 53\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 4\r\nExecutive Summary\r\nDie vorliegende Studie im Auftrag des Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft\r\n(„BDEW“) beschreibt die Herausforderungen beim Aufbau von Wasserstoffspeicherkapazitäten und untersucht mögliche Instrumente zur zielgerichteten Unterstützung des Hochlaufs von\r\nWasserstoffspeichern.\r\nWasserstoffspeicher spielen eine entscheidende Rolle im zukünftigen dekarbonisierten Energiesystem und auf dem Weg dahin (Kapitel 1)\r\nDeutschland hat sich das Ziel gesetzt bis zum Jahr 2045 Klimaneutralität zu erreichen. Eine\r\nzentrale Säule hierzu ist die direkte Nutzung von erneuerbarem Strom auch in der Industrie,\r\nder Wärmeerzeugung und im Verkehr. Durch steigende Anteile von Strom aus dargebotsabhängigen erneuerbaren Energiequellen wie Wind und Sonne sowie eine fortschreitende Elektrifizierung neuer Sektoren wird das Stromsystem zunehmend auf Flexibilitätsquellen angewiesen sein. Die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff mittels Elektrolyse schafft eine Verbindung zwischen Strom- und Gassektor. Da Wasserstoff weitaus leichter als Strom in größeren Mengen gespeichert werden kann, ermöglichen Wasserstoffspeicher eine Entkopplung\r\nvon Energienachfrage und -angebot und können somit einen wertvollen Beitrag zur Deckung\r\ndes Flexibilitätsbedarfs und zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit leisten. Durch die\r\nbedarfsorientierte Ein- und Ausspeisung von Wasserstoff tragen Wasserstoffspeicher außerdem zum Aufbau eines fairen, wettbewerblichen und liquiden Wasserstoffmarktes bei. Die\r\ntragende Rolle von Wasserstoffspeichern im zukünftigen deutschen Energiesystem spiegelt\r\nsich auch in der Entwicklung des Speicherbedarfs wider. Beispielsweise prognostizieren die\r\nBMWK-Langfristszenarien1 einen Wasserstoffspeicherbedarf von, je nach betrachtetem Szenario, 14 bis 17 TWh in 2035 bzw. 76 bis 80 TWh in 2045.\r\nEin Finanzierungsmechanismus ist zwingend notwendig, um den Aufbau von ausreichend Wasserstoffspeichern sicherzustellen (Kapitel 2)\r\nIm Vergleich zum Bedarf an Wasserstoffspeichern bleiben die aktuell geplanten Projekte deutlich hinter dem identifizierten Bedarf zurück. Laut H2Inframap2\r\nist derzeit erst in drei PilotProjekten tatsächlich eine Final Investment Decision („FID“) getroffen worden, welche allerdings mit ca. 0,002 TWh keine nennenswerten Speicherkapazitäten darstellen. Hinzu kommen 0,7 TWh3 an Wasserstoffspeicherkapazitäten, die zwar noch keine FID haben, aber in\r\nder Planung bereits weiter fortgeschritten sind und im Rahmen der EU-Förderprogramme einen IPCEI- oder PCI- Status4 erlangt haben. Ein Vergleich dieser Kapazitäten mit dem\r\n1 BMWK (2024): „Neue Langfristszenarien für die Energiewende“, verfügbar unter https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Schlaglichter-der-Wirtschaftspolitik/2024/04/05-neue-langfristszenarien-fuer-die-energiewende.html.\r\n2 Verfügbar unter https://www.h2inframap.eu/#map.\r\n3 Pressemitteilung EC (2024), verfügbar unter https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/de/IP_24_789.\r\n4\r\nIPCEI = Important Project of Common European Interest, PCI = Project of Common Interest\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 5\r\nerwarteten Wasserstoffspeicherbedarf aus den BMWK-Langfristszenarien im Jahr 2035 zeigt\r\neine substanzielle Lücke in Höhe von 13,3-16,3 TWh auf.\r\nGrund für die identifizierte Lücke zwischen Bedarf und Angebot an Wasserstoffspeichern sind\r\nBarrieren, die derzeit die Investitionen in Wasserstoffspeicher hemmen: Herausforderungen\r\ngeringer initialer Nachfrage in der Markthochlaufphase, eine hohe Unsicherheit in Bezug auf\r\ndie Rentabilität von Wasserstoffspeichern, Risiken durch die (ungewisse) Ausgestaltung der\r\nanstehenden Wasserstoffspeicherregulierung, die mangelnde Marktfähigkeit der Wertedimensionen von Wasserstoffspeichern sowie die komplexen und langwierigen Zulassungsverfahren.\r\nDiese Investitionsbarrieren können zu einem Marktversagen führen, wodurch privatwirtschaftliche Speicherbetreiber die bestehende Lücke zwischen Angebot und Nachfrage nach Wasserstoffspeichern nicht ohne Unterstützung schließen werden können. Ein staatlicher Finanzierungsmechanismus ist also notwendig, um einen zeitnahen Hochlauf der Wasserstoffspeicherkapazitäten zu ermöglichen.\r\nErlösbasierte Contracts for Differences (CfDs) und das Amortisationsverfahren\r\nschneiden bei der Bewertung acht verschiedener Instrumente zur Beanreizung des\r\nWasserstoffspeicherhochlaufs am besten ab (Kapitel 3)\r\nUm die Investitionsbarrieren von Wasserstoffspeichern zu überwinden und den Wasserstoffspeicherhochlauf anzureizen, stehen verschiedene Instrumente zur Verfügung. Wir untersuchen die möglichen Instrumente sowie deren Eignung zur Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs in einem vierstufigen Prozess (Abbildung 1).\r\nAbbildung 1 Bewertung möglicher Förder- bzw. Finanzierungsmechanismen\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Die Funktionsweise preisbasierter und erlösbasierter CfDs ist sehr ähnlich. Bei beiden erfolgen Differenzzahlungen\r\nzwischen einem festgelegten Referenzwert und dem am Markt tatsächlich erzielten Wert. Der Unterschied besteht\r\njedoch darin, dass der „Wert“ bei preisbasierten CfDs ein Preis und bei erlösbasierten CfDs ein Erlös (also eine Kombination aus Menge und Preis) ist. Durchsetz Gesamt\r\n- Effektivität Kosteneffizienz Flexibilität Einfache Umsetzbarkeit barkeit\r\nInstrument\r\n3 (2\r\nbzw. 4) 4 4 5 3 Erlösbasierte\r\nCfDs\r\n4 (3\r\nbzw. 5) 4 3 4 3 Amortisationsverfahren\r\n3 (2\r\nbzw. 4) 2 3 5 3 Preisbasierte\r\nCfDs\r\n2 (2\r\nbzw. 2) 3 4 3 4\r\nInvestitionsförderungen\r\n3 (3\r\nbzw. 3) 3 3 2 2 Speicherverpflichtungen\r\nBewertung der Short List anhand aller\r\nBewertungskriterien\r\nReduktion der Long List\r\nanhand des K.O.-\r\nKriteriums Effektivität\r\nDefinition von\r\nBewertungskriterien\r\nAufstellung einer Long List\r\nan möglichen Instrumenten\r\nPreisbasierte CfDs\r\nAmortisationsverfahren\r\nErlösbasierte CfDs\r\nFixe Prämien\r\nIndirekte Förderung\r\nStrategische Reserve\r\nSpeicherverpflichtung\r\nInvestitionsförderungen\r\nEffektivität\r\n(K.O.-Kriterium)\r\nKosteneffizienz\r\nFlexibilität\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\nBedarf staatlicher Mittel\r\nund beihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\nPreisbasierte CfDs\r\nAmortisationsverfahren\r\nErlösbasierte CfDs\r\nFixe Prämien\r\nIndirekte Förderung\r\nStrategische Reserve\r\nSpeicherverpflichtung\r\nInvestitionsförderungen\r\n1 2 3 4\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 6\r\nDie erlösbasierten CfDs sowie das aus dem Wasserstoffkernnetz bekannte Amortisationsverfahren schneiden bei der Bewertung der untersuchten Instrumente für die Förderung bzw. Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs am besten ab.\r\nWir empfehlen die Finanzierung von Wasserstoffspeichern mithilfe erlösbasierter\r\nCfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung (Kapitel 4)\r\nFür die Finanzierung von Wasserstoffspeichern empfehlen wir eine gezielte Kombination der\r\nEigenschaften der erlösbasierten CfDs und des Amortisationsverfahrens. Der daraus resultierende Finanzierungsmechanismus der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung hat vier Kerneigenschaften:\r\n1. Eine hoheitliche Bedarfsplanung und eine wettbewerbliche Vergabe der Finanzierung: Als Grundlage für die zielgerichtete Finanzierung von Wasserstoffspeichern dient\r\neine regelmäßige Bedarfsermittlung von Wasserstoff- und Erdgasspeicherkapazitäten.\r\nDie Deckung der damit identifizierten Bedarfslücken an Wasserstoffspeichern erfolgt\r\ndurch einen staatlich organisierten Finanzierungsmechanismus, wobei die Auswahl der\r\nzu finanzierenden Wasserstoffspeicherprojekte anhand einer wettbewerblichen Ausschreibung mit qualitativen und quantitativen Vergabekriterien erfolgt.\r\n2. Eine Vergütung durch erlösbasierte CfDs auf Basis von Referenzerlösen mit Anreizkomponente (Abbildung 2): Die Finanzierung der ausgewählten Wasserstoffspeicherprojekte erfolgt mittels erlösbasierter CfDs. Bei diesem Mechanismus werden Wasserstoffspeicherbetreiber über eine gewisse Laufzeit für die Differenz zwischen ihren tatsächlichen Erlösen und definierten kostenbasierten Referenzerlösen (inklusive einer Anreizkomponente für die effiziente Vermarktung) kompensiert.\r\nAbbildung 2 Illustrative Darstellung der Differenzzahlungen anhand von\r\nerlösbasierten CfDs\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Erlösbasierte CfDs garantieren die Erstattung der Differenz zwischen festgelegten Referenzerlösen und dem tatsächlich am Markt erzielten Erlös.\r\nZeit\r\nErlös\r\nReferenzerlöse (inkl.\r\nAnreizkomponente)\r\nZahlungen an\r\nSpeicherbetreiber\r\nTatsächliche Erlöse\r\nRückzahlungen durch\r\nSpeicherbetreiber\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 7\r\n3. Eine Umlagenfinanzierung mit kollektivem intertemporalem Ausgleichskonto (Abbildung 3): Die im Rahmen der CfDs erfolgten Zahlungen an Wasserstoffspeicherbetreiber werden in einem kollektiven intertemporalen Ausgleichskonto verbucht (äquivalent\r\nzum Amortisationskonto bei der Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes). Mit einer zeitlichen Verzögerung wird das intertemporale Ausgleichskonto anschließend über Wasserstoffspeicherumlagen wieder ausgeglichen. Die Refinanzierung über eine solche Umlage\r\nbetrifft alle Wasserstoffspeicher gleichermaßen, sodass die CfD-finanzierten Wasserstoffspeicher auch in der Refinanzierungsphase weiterhin wettbewerbsfähig sind. Durch die\r\nangedachte vollständige Rückführung der im Rahmen der CfDs ausgegebenen Finanzmittel handelt es sich bei dem Finanzierungsmechanismus außerdem nicht um eine Förderung, sondern vielmehr um eine kreditähnliche Finanzierung. Diese Art der Finanzierung müsste also nicht unbedingt über den Staatshaushalt laufen, sondern könnte auch\r\nüber andere Träger wie z.B. die Kreditanstalt für Wiederaufbau („KfW“) abgewickelt werden.\r\nAbbildung 3 Illustrative Darstellung der Funktionsweise des kollektiven\r\nAusgleichskontos\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n4. Eine wasserstoffspeicherspezifische Entgeltstruktur, die kompatibel mit der anstehenden EU-Regulierung ist (Abbildung 4): Der vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus für Wasserstoffspeicher lässt sich mit der zukünftigen Regulierung von Wasserstoffspeichern verweben und wäre sowohl mit einer Erlös- als auch mit einer Entgeltregulierung zur Umsetzung des spätestens ab 2033 anzuwendenden regulierten Zugangs\r\nDritter („regulated Third Party Access“, rTPA) kompatibel.\r\n2033 2038 2043 2048 2053 2058 2063\r\nEUR\r\nKumulierte Zahlungen an H2-Speicherbetreiber\r\nSaldo Ausgleichskonto\r\nEinnahmen durch H2-Speicherumlage\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 8\r\nAbbildung 4 Illustrative Darstellung der Wasserstoffspeicherentgelt- und\r\nUmlagenentwicklung eines beispielhaften Speichers\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Für die illustrative Darstellung wird ein Speicher mit Inbetriebnahme im Jahr 2033 angenommen.\r\nUnsere Bewertung des vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus anhand der zuvor definierten Bewertungskriterien zeigt zudem, dass die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler\r\nUmlagefinanzierung unter den von uns betrachteten Instrumenten der am besten geeignete\r\nMechanismus zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern ist. Der Mechanismus vereint die\r\nVorteile der erlösbasierten CfDs in Bezug auf Kosteneffizienz und Flexibilität mit den\r\nStärken des Amortisationsverfahrens bei der politischen bzw. beihilferechtlichen\r\nDurchsetzbarkeit.\r\nUnter Berücksichtigung der zeitlichen Anforderungen ergibt sich eine Roadmap zur\r\nUnterstützung von Wasserstoffspeichern (Kapitel 5)\r\nAbschließend zeigen wir, dass die Rahmenbedingungen für Wasserstoffspeicher, also neben\r\ndem Finanzierungsmechanismus selbst auch zum Beispiel das Regulierungsregime, die Netzanschlussbedingungen sowie die Anforderungen an die Wasserstoffqualität, möglichst kurzfristig verbindlich festgelegt werden sollten. Dadurch kann die Unsicherheit für Wasserstoffspeicherbetreiber reduziert und deren Investitionsbereitschaft gefördert werden.\r\nDer empfohlene Finanzierungsmechanismus von erlösbasierten CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung lässt sich zudem flexibel an die zu erwartenden Hochlaufphasen\r\nder Wasserstoffwirtschaft anpassen. Insbesondere kann er in den frühen Phasen Anschubimpulse setzen, über die Zeit mit dem Markt „mitwachsen“ und sich wieder zurückziehen, sobald\r\nsich Wasserstoffspeicher selbst „im Markt“ finanzieren können.\r\nAus der Einordnung des Finanzierungsmechanismus in die zeitliche Dimension sowie durch\r\ndie Ergänzung dieser flankierenden Maßnahmen ergibt sich eine ganzheitliche Roadmap zur\r\nUnterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs, die in Abbildung 5 dargestellt ist.\r\n2033 2036 2039 2042 2045 2048 2051 2054 2057 2060 2063 2066 2069 2072 2075 2078 Entgelt zzgl. Umlage [EUR/nachgefragte Einheit]\r\nSpeicherentgelt Umlage\r\nAusgleich des intertemp.\r\nAusgleichskontos und\r\nAbschaffung der Umlage\r\nStufenweise Einführung\r\nder H2-Speicherumlage\r\nHöhe der Umlage beeinflusst, wie\r\nlange die Umlage erhoben wird\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 9\r\nAbbildung 5 Roadmap zur Unterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs in\r\nDeutschland\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nZusammenfassend schlussfolgern wir: Der empfohlene Finanzierungsmechanismus von erlösbasierten CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung ist – in Kombination mit flankierenden Maßnahmen – geeignet, die Barrieren für Investitionen in Wasserstoffspeicher effektiv und effizient zu überwinden. Auf diese Weise kann die absehbare Lücke zwischen Bedarf nach und verfügbarem Angebot von Wasserstoffspeichern abgewendet und der volkswirtschaftliche Nutzen von Wasserstoffspeichern realisiert werden.\r\nInitialphase Aufbauphase Ausprägungsphase Eingeschwungener\r\nMarkt Förderung bzw. Finanzierung\r\nBedarfsermittlung von Erdgas und H2-Speichern\r\nErlösbasierte CfDs mit\r\nintertemporaler Umlagefinanzierung\r\n2024/25 2035/37 2042/45 Flankierende Maßnahmen\r\nHeute\r\nInitialphase\r\nImplementierung laufender Monitoring Prozess\r\nVereinfachung/Beschleunigung Genehmigungsverfahren\r\nSchnelle Festlegung von Rahmenbedingungen\r\nÜberprüfung der Wechselwirkungen mit anderen Förderinstrumenten\r\nÜberprüfung der Wechselwirkungen mit anderen Märkten, insb. Erdgas\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 10\r\n1 Wasserstoffspeicher spielen eine entscheidende Rolle\r\nim zukünftigen dekarbonisierten Energiesystem und auf\r\ndem Weg dahin\r\nIn diesem einführenden Kapitel erläutern wir Deutschlands selbst gesteckte Ziele für den Wasserstoffhochlauf (Kapitel 2.1) sowie die Rolle von Wasserstoffspeichern zur Erreichung dieser\r\nZiele und Stärkung des deutschen Energiesystems (Kapitel 2.2).\r\n1.1 Zur Erreichung der Klimaneutralität werden Wasserstoff sowie Wasserstoffspeicher eine tragende Rolle übernehmen müssen\r\nDeutschland hat sich das Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2045 Klimaneutralität zu erreichen. Neben\r\neiner zunehmenden Elektrifizierung werden absehbar erneuerbarer und emissionsarmer\r\nWasserstoff bzw. dessen Derivate bei der Energiewende ebenfalls eine tragende Rolle übernehmen müssen.\r\nEntsprechend hat sich Deutschland in der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie\r\n(„NWS“) ambitionierte Ziele für den Wasserstoffhochlauf gesetzt: Bis zum Jahr 2030 soll die\r\ninstallierte heimische Elektrolysekapazität für die Herstellung von grünem Wasserstoff 10\r\nGWel betragen.5 Auf dieser Basis könnten etwa 28 TWh/a grüner Wasserstoff in Deutschland\r\nerzeugt werden. Zusätzlich soll grüner – und zumindest in einer Übergangsphase blauer –\r\nWasserstoff importiert werden, um den prognostizierten Bedarf von 95 bis 130 TWh an Wasserstoff bzw. Wasserstoffderivaten im Jahr 2030 zu decken. Ein zukünftiges Wasserstoffsystem benötigt zur Stabilisierung auch Wasserstoffspeicher, nicht zuletzt um die immer wichtiger\r\nwerdenden Flexibilitäten für ein resilientes Energiesystem zu schaffen. Aus diesem Grund hat\r\ndie Bundesregierung für das Jahr 2024 eine Wasserstoffspeicherstrategie als Teil einer ganzheitlichen Speicherstrategie angekündigt.\r\nIn diesem Kontext wurde Frontier Economics vom Bundesverband der Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V. (BDEW) beauftragt, im Rahmen einer Studie mögliche Instrumente zur Förderung bzw. Finanzierung von Wasserstoffspeichern in Deutschland zu\r\nuntersuchen. Damit sollen konkrete Vorschläge in den politischen Meinungsbildungsprozess\r\neingebracht werden.\r\n5 Die Bundesregierung (2023), Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie, verfügbar unter:\r\nhttps://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/fortschreibung-nationale-wasserstoffstrategie.pdf?__blob=publicationFile&v=9.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 11\r\n1.2 Wasserstoffspeicher leisten einen signifikanten Beitrag zur Stärkung\r\ndes zukünftigen Energiesystems\r\nDurch die stetige Zunahme von Strom aus dargebotsabhängigen erneuerbaren Energiequellen wie Wind und Sonne und durch die Elektrifizierung insbesondere von Industrie, Verkehr\r\nund Wärmeversorgung wird das Stromsystem zunehmend auf Flexibilitätsquellen angewiesen\r\nsein. Die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff mittels Elektrolyse schafft eine Verbindung zwischen Strom- und Gassektor. Da Wasserstoff weitaus leichter als Strom in größeren\r\nMengen gespeichert werden kann, wird dadurch eine Entkopplung von Energienachfrage und\r\n-angebot ermöglicht. Wasserstoffspeicher stellen demnach einen wesentlichen Baustein zur\r\nDeckung der benötigten Flexibilität dar und leisten in fünf Dimensionen einen Beitrag zum\r\nzukünftigen Energiesystem (Abbildung 6):\r\nAbbildung 6 Wertedimensionen von Wasserstoffspeichern im zukünftigen\r\nEnergiesystem\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf Artelys Studie für GIE6 und Frontier Economics Studie für GIE7\r\n.\r\nHinweis: CAPEX = Capital Expenditures, OPEX = Operational Expenditures\r\n■ Zeitliche Arbitrage: Wasserstoffspeicher reduzieren die Kosten der Wasserstofferzeugung, da überschüssiger Wasserstoff bei hohem Angebot (von Strom aus Wind- und Sonnenenergie) und niedriger Nachfrage eingespeichert und – zeitlich versetzt – bei geringem Angebot und hoher Nachfrage ausgespeichert werden kann.\r\n■ Systemwert: Durch die zeitliche Entkopplung von Angebot und Nachfrage ermöglichen\r\nWasserstoffspeicher eine effiziente Dimensionierung von Erzeugungs- und Transportinfrastruktur. Damit kann die Nachfrage so effizient und günstig wie möglich gedeckt werden\r\n(sowohl auf Elektrizitäts- als auch auf Wasserstoffseite). Beispielsweise kann durch Wasserstoffspeicher ein CO2-neutraler Brennstoff für Backup-Kraftwerke zur Stromerzeugung bei begrenzter Verfügbarkeit von Wind- und Sonnenenergie zur Verfügung gestellt\r\nwerden.\r\n6 Artelys (2022): „Showcasing the pathways and values of underground hydrogen storages – Final report“.\r\n7 Frontier Economics (2024): „Why European underground hydrogen storage needs should be fulfilled”.\r\nBEITRAG ZUM\r\nWASSERSSTOFFHOCHLAUF\r\nVERSORGUNGSSICHERHEIT ARBITRAGE SYSTEMWERT UMWELT\r\nNiedrigere\r\nCAPEX und OPEX im\r\ngesamten Sektor\r\nGeringere H2-\r\nPreise & Volatilität\r\nGeringere Treibhausgasemissionen\r\nStärkung der\r\nEnergieunabhängigkeit\r\nSchnellere\r\nDekarbonisierung\r\nMehr\r\nAnwendungsfälle für Wasserstoff\r\nGenügend Energie zu\r\njeder Zeit\r\nVermeidung der\r\nVerschwendung\r\nerneuerbarer Energie\r\nNutzung günstigster\r\nEnergiequelle zu\r\njedem Zeitpunkt\r\nEffizientes Layout\r\ndes gesamten\r\nEnergiesystems\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 12\r\n■ Umwelt: Die Flexibilität der Wasserstoffspeicher kann dazu beitragen, die Volatilität der\r\nerneuerbaren Energien Einspeisung zu überbrücken. Dadurch kann die Nutzung erneuerbarer Energie ausgeweitet sowie der Einsatz fossiler Brennstoffe reduziert werden,\r\nwodurch ein zusätzlicher Beitrag zur Reduktion der Treibhausgasemissionen erzielt werden kann.\r\n■ Versorgungssicherheit: Durch ihre Speicherkapazität leisten Wasserstoffspeicher einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und reduzieren die Abhängigkeit von\r\nImporten. Dadurch wird die Energieunabhängigkeit von Deutschland gestärkt.\r\n■ Beitrag zum Wasserstoffhochlauf: Die zeitliche Arbitrage reduziert die Wasserstofferzeugungskosten wodurch erwartungsgemäß auch der Wasserstoffpreis sinkt. Dadurch\r\nwird Wasserstoff eine wettbewerbsfähige Dekarbonisierungsoption für weitere Anwendungsfälle, sodass die Nachfrage nach Wasserstoff steigt und der allgemeine Wasserstoffhochlauf gefördert wird.\r\n1.3 Folgerichtig prognostizieren Studien einen starken Anstieg des Wasserstoffspeicherbedarfs\r\nDie tragende Rolle von Wasserstoffspeichern im zukünftigen deutschen Energiesystem spiegelt sich auch in der Entwicklung des Speicherbedarfs wider. Beispielsweise prognostizieren\r\ndie BMWK-Langfristszenarien8 Wasserstoffspeicherkapazitäten von, je nach betrachtetem\r\nSzenario, 14 bis 17 TWh in 2035 bzw. 76 bis 80 TWh in 2045, wie in Abbildung 7 illustriert.\r\n8 BMWK (2024): O45-Szenarien, verfügbar unter https://enertile-explorer.isi.fraunhofer.de:8443/openview/64620/cb1500155c834a7ffe234cbb3b806383.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 13\r\nAbbildung 7 Prognosen der BMWK O45-Szenarien zu zukünftigen\r\nWasserstoffspeicherkapazitäten\r\nQuelle: BMWK (2024): O45-Szenarien\r\nHinweis: Das Szenario O45-Strom (O45-H2) untersucht einen Pfad Richtung Treibhausgasneutralität, der stark auf Stromnutzung (Wasserstoffnutzung) setzt.\r\nDem steigenden Bedarf sollten bei einem funktionierenden Markt auf der Angebotsseite auch\r\nInvestitionsentscheidungen entgegenstehen. Im nächsten Kapitel zeigen wir, dass bis 2035\r\nallerdings eine große Lücke zwischen dem voraussichtlichen Bedarf und dem voraussichtlichen Angebot an Wasserstoffspeichern entstehen wird und worauf diese Lücke zurückzuführen ist.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 14\r\n2 Ein Finanzierungsmechanismusist zwingend notwendig,\r\num den Aufbau von ausreichend Wasserstoffspeichern\r\nsicherzustellen\r\nIn diesem Kapitel zeigen wir, dass sich bis zum Jahr 2035 absehbar eine substanzielle Lücke\r\nzwischen Angebot und erwartetem Bedarf an Wasserstoffspeichern ergeben wird (Kapitel 2.1)\r\nund worauf diese Lücke zurückzuführen ist (Kapitel 2.2).\r\n2.1 Der Vergleich des Bedarfs mit den derzeit geplanten Wasserstoffspeicherprojekten zeigt für das Jahr 2035 eine große Lücke\r\nIm Vergleich zum Bedarf an Wasserstoffspeichern bleiben die aktuell geplanten Projekte deutlich hinter dem identifizierten Bedarf zurück. Laut H2Inframap9\r\nist derzeit erst in drei PilotProjekten von Wasserstoffspeichern tatsächlich eine Final Investment Decision („FID“) getroffen worden. Diese Pilot-Projekte umfassen gemeinsam allerdings nur eine Speicherkapazität\r\nvon ca. 0,002 TWh und stellen dementsprechend keine nennenswerten Speicherkapazitäten\r\ndar. Hinzu kommen 0,7 TWh an Wasserstoffspeicherkapazitäten, für die zwar noch keine FID\r\ngetroffen worden ist, die jedoch in der Planung bereits weiter fortgeschritten sind und einen\r\nIPCEI oder PCI10 Status im Rahmen der EU-Förderprogramme erlangt haben.11 Ein Vergleich\r\ndieser Kapazitäten mit dem erwarteten Wasserstoffspeicherbedarf von ca. 14-17 TWh12 (in\r\nAbhängigkeit des gewählten BMWK-Langfristszenarios) im Jahr 2035 zeigt eine substanzielle\r\nLücke in Höhe von 13,3-16,3 TWh bereits in den nächsten 10 Jahren auf (Abbildung 8).\r\n9 Verfügbar unter https://www.h2inframap.eu/#map.\r\n10 Projects of Common Interest.\r\n11 Pressemitteilung EC (2024), verfügbar unter https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/de/IP_24_789 sowie PCI\r\ntransparency platform verfügbar unter https://ec.europa.eu/energy/infrastructure/transparency_platform/map-viewer/main.html.\r\n12 BMWK (2024): O45-Szenarien, verfügbar unter https://enertile-explorer.isi.fraunhofer.de:8443/openview/64620/cb1500155c834a7ffe234cbb3b806383.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 15\r\nAbbildung 8 Vergleich der Speicherprojekte mit FID, Projekte mit IPCEI/PCI\r\nStatus und Speicherbedarf im Jahr 2035\r\nQuelle: Frontier Economics auf Basis von H2Inframap, Pressemitteilung EC (2024), BMWK O45-Szenarien (2024)\r\nWenn man die langen Vorlaufzeiten von Wasserstoffspeichern (bei Kavernenspeicher ca. 7-\r\n9 Jahren bei Umrüstung bzw. ca. 11 Jahren bei einem Neubau13) berücksichtigt, müssen also\r\ndringend Investitionsentscheidungen für Wasserstoffspeicher getroffen werden, um\r\nden erwarteten, ansteigenden Bedarf an Wasserstoffspeicherkapazitäten in den 2030er\r\nJahren decken zu können.\r\nEin Vergleich des Umrüstungspotenzials von Erdgasspeichern zu Wasserstoffspeichern mit\r\ndem langfristigen Bedarf an Wasserstoffspeichern zeigt zudem, dass langfristig grundsätzlich\r\nein Neubaubedarf für Wasserstoffspeicher bestehen wird. Die Umrüstung der gesamten bestehenden Erdgaskavernenspeicherkapazität in Deutschland würde nämlich nur ca. 32-40\r\nTWh14 Wasserstoffspeicherkapazität zur Verfügung stellen. Im Vergleich zum erwarteten\r\n13 INES (2023): „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern“, verfügbar unter\r\nhttps://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf.\r\n14 DBI (2022): „Wasserstoff speichern – soviel ist sicher“ verfügbar unter https://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2022/06/20220610_DBI-Studie_H2-speichern-soviel-ist-sicher.pdf, NWR (2022): „Hydrogen storage roadmap 2030\r\nfor Germany“ verfügbar unter https://www.wasserstoffrat.de/fileadmin/wasserstoffrat/media/Dokumente/EN/2023/2022-\r\n11-04_NWR-Position-Paper_Hydrogen-Storage-Roadmap.pdf, TransHyDE (2024): „European Hydrogen Infrastructure\r\n0\r\n2\r\n4\r\n6\r\n8\r\n10\r\n12\r\n14\r\n16\r\n18\r\nProjekte mit FID Projekte mit\r\nIPCEI oder PCI\r\nStatus\r\nBedarf laut\r\nBMWK\r\nLücke\r\nTWh\r\n0,4\r\n3,3\r\nMinimalszenario:\r\n14 TWh\r\n0,7\r\n0,002 TWh\r\nTWh\r\nDerzeit geplante\r\nProjekte könnten\r\nweitere ca. 6 TWh\r\nbeisteuern, FALLS alle\r\nrealisiert werden sollten\r\nMaximalszenario:\r\n17 TWh\r\n13,3 TWh\r\n16,3 TWh\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 16\r\nBedarf an Wasserstoffspeichern im Jahr 2045 von ca. 76-80 TWh15 (je nach BMWK-Langfristszenario) ergibt sich somit ein Neubaubedarf von mindestens 36-48 TWh (Abbildung 9).\r\nAbbildung 9 Lücke zwischen Umrüstungspotenzial und zukünftigem\r\nWasserstoffspeicherbedarf im Jahr 2045\r\nQuelle: Frontier Economics auf Basis von DBI (2022), NWR (2022), TransHyDE (2024), BMWK O45-Szenarien (2024)\r\n2.2 Die voraussichtliche Lücke zwischen Angebot und Bedarf lässt sich\r\nauf Barrieren beim Aufbau von Wasserstoffspeichern zurückführen\r\nGrund für die voraussichtliche Lücke zwischen Bedarf und Angebot an Wasserstoffspeichern\r\nsind verschiedene Barrieren, die derzeit die Investitionen in Wasserstoffspeicher hemmen.\r\nWir identifizieren die folgenden Barrieren beim Aufbau von Wasserstoffspeichern:\r\nPlanning” verfügbar unter https://publica-rest.fraunhofer.de/server/api/core/bitstreams/7882427f-cd7c-4d49-92bfeb9b56f47a14/content.\r\n15 BMWK (2024): „Neue Langfristszenarien für die Energiewende“, verfügbar unter https://enertile-explorer.isi.fraunhofer.de:8443/open-view/62867/fea46a11a627b2ec485129740ea3ad98.\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\n80\r\n90\r\nSpeicherbedarf in TWh\r\nNeubaubedarf\r\nUmrüstbare\r\nSpeicher\r\nSpeicherbedarf\r\nDBI (2022), NWR (2022),\r\nTransHyDE (2024)\r\nBMWK O45-Szenarien\r\n(2024)\r\nMinimalszenario:\r\n76 TWh\r\nMaximalszenario:\r\n80 TWh\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 17\r\n1) Herausforderung des Hochlaufs bei geringer initialer Nachfrage\r\nDie Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und Europa steckt noch in ihren Anfängen. Abseits\r\nvon in Kuppelproduktion hergestelltem grauen (fossilen) Wasserstoff für die industrielle Nutzung wird grüner oder blauer Wasserstoff bisher nicht in nennenswertem Umfang hergestellt,\r\ntransportiert, gespeichert oder verwendet: ein überregionaler Wasserstoffmarkt existiert bisher nicht. Es wird somit zu einem graduellen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft kommen. In\r\ndieser Hochlaufphase müssen angesichts der langen Vorlaufzeiten von Speicherprojekten\r\nbereits Investitionsentscheidungen zu Zeitpunkten getroffen werden, in denen noch keine entsprechende Marktnachfrage vorhanden bzw. gesichert erkennbar ist. Darüber hinaus können\r\nSpeicherkapazitäten, die mittel- bis langfristig zwar von großer Bedeutung sind, voraussichtlich nicht direkt ab Inbetriebnahme zu kostendeckenden Entgelten betrieben werden.16 Gerade in diesem Zeitraum stehen Speicherbetreiber dementsprechend vor der Herausforderung, ihre tatsächlichen Kosten zu decken und gleichzeitig für Speichernutzer angemessene\r\nEntgelte zu bieten. Kostendeckende Entgelte würden in der initialen Phase voraussichtlich\r\nprohibitiv hoch ausfallen. Aus diesem Grund müssen Wasserstoffspeicherbetreiber während\r\nder Markthochlaufphase mögliche temporäre Unterauslastungen wirtschaftlich überbrücken\r\nkönnen.\r\n2) Unsicherheit in Bezug auf die Rentabilität von Wasserstoffspeichern\r\nFür Investoren noch gravierender als der graduelle Hochlauf der Speichernachfrage ist die\r\nerhebliche Unsicherheit über die zukünftige Marktentwicklung, welche zu erheblichen kommerziellen Risiken führt. Heute besteht weder ein Angebot an wettbewerbsfähigem (grünen\r\noder blauen) Wasserstoff, noch eine signifikante Nachfrage. Wann und in welchem Ausmaß\r\nsich diese entwickelt, und wie sich dies auf die Nachfrage nach Speicherprodukten auswirkt,\r\nhängt von einer Vielzahl von Faktoren ab. Hierzu zählen nicht zuletzt auch die politischen und\r\nregulatorischen Rahmenbedingungen, wie beispielsweise die Entwicklung von Förderprogrammen auf der Produktionsseite (wie z.B. im Rahmen der Europäischen Wasserstoffbank\r\noder H2Global) oder der Nachfrageseite (wie z.B. Klimaschutzdifferenzverträge, Kraftwerksstrategie oder Kapazitätsmarkt).17 Potenzielle Investoren in Wasserstoffspeicher sind daher\r\n16 Die Herausforderung einer geringen Auslastung in der Hochlaufphase ist bei Wasserstoffspeichern ggf. weniger stark ausgeprägt als bei Wasserstoffnetzen, da sukzessive einzelne Speicher im Einklang mit dem Bedarf entwickelt werden können,\r\nwährend das Netz unmittelbarer auf eine gewisse Zielgröße ausgerichtet werden muss. Allerdings müssen die Entscheidungen über die Entwicklung von einzelnen Speichern aufgrund der ggü. dem Netz längeren Umrüst- bzw. Bauzeiten mit\r\nlangen Vorläufen geplant werden, und können somit nicht regelmäßig an die ex-ante unsicheren Bedarfsentwicklungen\r\nangepasst werden. Zudem bestehen auch beim Speicherbau erhebliche Größenvorteile (Economies of Scale), z.B. wenn\r\nmehrere Kavernen dieselbe (entsprechend von vornherein größer dimensionierte) Obertageanlage nutzen. Daher ist es\r\nauch bei der Speicherentwicklung ökonomisch sinnvoll, die Kapazität von vornherein an einer gewissen zukünftigen Zielgröße auszurichten, anstatt zu versuchen die Kapazität „in Echtzeit“ an dem tatsächlichen jeweiligen Bedarf auszurichten.\r\n17 Es bestehen auch bereits Förderprogramme für Wasserstoffspeicher, wie z.B. im Rahmen der IPCEI und PCI-Fördermechanismen der EU. Allerdings in vergleichsweise geringem Förderumfang, zudem sind die Anforderungen dieser Mechanismen kaum auf die Eigenschaften von Speichern ausgerichtet. In beiden Fällen müssen Projekte einen grenzüberschreitenden Effekt vorweisen, durch den die Energiesysteme mehrerer Mitgliedsstaaten verbunden werden. Diese Anforderung\r\nist allerdings für Speicher nur bedingt erfüllbar (im Gegensatz z.B. zu grenzüberschreitenden Wasserstoffnetzen, die inhärent einen grenzüberschreitenden Effekt haben).\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 18\r\ngroßen Risiken bezüglich der Nachfrageentwicklung und entsprechend der Wirtschaftlichkeit\r\nihrer Investitionen ausgesetzt.18\r\n3) Risiken durch Speicherregulierung\r\nIm Grundsatz kann ein marktliches System in der Lage sein, sowohl die unter Punkt 1 (Hochlauf) erläuterte Fristentransformation vorzunehmen, als auch die unter Punkt 2 (Unsicherheit)\r\nerwähnten Risiken zu mitigieren. Allerdings können wesentliche Marktinstrumente, welche\r\nbeispielsweise Grundlage des Aufbaus der Erdgastransport- und -speicherinfrastruktur waren,\r\naufgrund der im neuen EU-Wasserstoffpaket enthaltenen Vorgaben nicht greifen:19 Beispielsweise ist eine vertikale Integration über die verschiedenen Stufen der Wertschöpfungskette\r\ndurch die Vorgaben zur vertikalen Entflechtung („Unbundling“) nun unterbunden. Hinzu\r\nkommt, dass die Erlös- bzw. Entgeltregulierung, welche im Rahmen des verpflichtenden regulierten Zugangs Dritter (rTPA) ab spätestens 2033 in allen EU-Mitgliedsstaaten für Wasserstoffspeicher verpflichtend ist, zu asymmetrischen Risiken führt: Im Fall einer hohen Nachfrage nach Speicherprodukten sind die Erlöse nach oben begrenzt (Begrenzung der „upside“\r\nChance), im Fall einer geringen Nachfrage sind jedoch keine Minimal-Erlöse gesichert (keine\r\nBegrenzung des „downside“ Risikos). Hinzu kommt die Unsicherheit über die Ausgestaltung\r\nder künftigen Regulierung, da die Vorgaben der EU Richtlinie in den nächsten zwei Jahren\r\nnoch in nationales Recht überführt und von der Bundesnetzagentur spezifiziert werden müssen.\r\nIm Fall von neuen Infrastruktur-Investitionen wie insbesondere Terminals zum Import von\r\nFlüssiggas („Liquid Natural Gas“, LNG) führen diese Risiken regelmäßig dazu, dass Investoren eine Ausnahme von der Erlös- bzw. Entgeltregulierung beantragen, um ihre Kapazität vor\r\nder Investitionsentscheidung bereits im Rahmen bilateraler langfristiger Verträge mit freier\r\nPreisgestaltung vermarkten zu können, und so die Investition abzusichern.\r\n20 Eine solche Ausnahme ist auch für Wasserstoffspeicher grundsätzlich möglich, wenn bestimmte Kriterien erfüllt sind. Vor dem Hintergrund der großen Unsicherheit über den gesamten Wasserstoffhochlauf sowie der langen Umrüst- bzw. Bauvorlaufzeiten für Wasserstoffspeicher ist allerdings\r\nfraglich, inwieweit Speicherbetreiber in der Lage sein werden, Vertragspartner für langfristige\r\nSpeichernutzungsverträge zur Absicherung wesentlicher Anteile der Investitionskosten des\r\nSpeichers zu finden.\r\n4) Nicht alle Wertedimensionen von Wasserstoffspeichern kurzfristig marktfähig\r\nEine weitere Barriere für Investitionen in Wasserstoffspeicher liegt darin, dass nicht alle Mehrwerte, die Wasserstoffspeicher dem Energiesystem bieten, durch Speichernutzer direkt\r\n18 Hinzu kommt eine infrastrukturelle Unsicherheit, insbesondere in Bezug auf die Frage ob eine Speicherinvestition rechtzeitig und hinreichend dimensioniert an das Wasserstoffnetz angeschlossen wird.\r\n19 Europäische Union (2024), https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2024/05/21/fit-for-55-council-signsoff-on-gas-and-hydrogen-market-package/.\r\n20 Siehe Europäische Kommission (2024), https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/wholesale-energymarket/access-infrastructure-exemptions-and-derogations_en. Frontier hat mehr als die Hälfte der knapp 20 erfolgreichen\r\nAnträge von LNG Terminals in der EU als ökonomischer Sachverständige begleitet.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 19\r\nvergütet werden (vgl. Abbildung 10). Zwar werden Wasserstoffspeicher absehbar für den Arbitrage Wert, den sie generieren, kompensiert. Allerdings ist – insbesondere in den frühen\r\nMarktphasen des Wasserstoffhochlaufs – noch nicht absehbar, inwiefern von Speicherbetreibern auch weitere Beiträge von Wasserstoffspeichern monetarisiert werden können im Hinblick auf ihren Beitrag zum Wasserstoffhochlauf, zur Versorgungssicherheit, zum Systemwert,\r\noder für die Umwelt durch eine beschleunigte Klimazielerreichung. Denn inwieweit Speicherbetreiber für derartige Mehrwerte finanziell kompensiert werden (oder ob diese Mehrwerte\r\n„positive externe Effekte“21 bleiben, von denen Speicherbetreiber nicht kommerziell profitieren), hängt von der weiteren Ausgestaltung der Rahmenbedingungen und Regulierung der\r\nWasserstoffwirtschaft ab.\r\nAbbildung 10 Illustrative Darstellung der Sichtbarkeit der Wertedimensionen von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n5) Komplexe und langwierige Genehmigungsverfahren\r\nNeben der kommerziellen Unsicherheit sind Speicherbetreiber Hürden durch langwierige und\r\nkomplexe Zulassungsverfahren ausgesetzt. Die Genehmigungsverfahren für Wasserstoffspeicher folgen derzeit noch keinen erprobten bzw. standardisierten Prozessen, sodass sich\r\ndadurch weitere Unsicherheiten sowie Verzögerungen im Inbetriebnahmeprozess ergeben\r\nkönnen. Zudem wird der Zulassungsprozess bei Umrüstungsprojekten durch die möglichen\r\nRückwirkungen auf die Versorgungssicherheit mit Erdgas verkompliziert. Unter aktuellen Vorgaben im § 35h des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG)22 muss für die Außerbetriebnahme\r\n21 Unter einem externen Effekt versteht man in der Volkswirtschaftslehre die nicht kompensierten Auswirkungen ökonomischer Entscheidungen auf unbeteiligte Marktteilnehmer. Der positive externe Effekt ist in diesem Fall der nicht (ausreichend) kompensierte Nutzen der Wasserstoffspeicher.\r\n22 Verfügbar unter https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__35h.html.\r\nARBITRAGE\r\nBEITRAG ZUM\r\nWASSERSTOFFHOCHLAUF\r\nVERSORGUNGSSICHERHEIT\r\nSYSTEMWERT\r\nUMWELT SICHTBARKEIT DER WERTEDIMENSIONEN\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 20\r\nund anschließende Umrüstung von Gasspeichern (die kommerziell besonders interessant und\r\nim Vergleich zu Neubauvorhaben technisch schneller umsetzbar ist) individuell geprüft werden, ob dadurch nachteilige Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit entstehen. Für Umrüstungsprojekte entsteht hierdurch eine zusätzliche Unsicherheit sowie weitere zeitliche Verzögerungen im Umbauvorhaben. Der dafür bisher verwendete Prozess einer Einzelfallprüfung\r\nist zudem ggf. nicht zielführend, um die Versorgungssicherheit aus Gesamtsystemsicht zu\r\nbewerten.\r\nDurch diese Investitionsbarrieren kann es zu einem Marktversagen in der kurzen Frist kommen: der freie Markt ist aufgrund dieser Sondereffekte absehbar nicht in der Lage, die notwendigen Investitionsentscheidungen auszulösen, um die antizipierte Lücke zwischen Angebot und Nachfrage nach Wasserstoffspeichern zu schließen und das volkswirtschaftlich optimale Level an Wasserstoffspeichern zu erreichen. Entsprechend ist ein staatlicher Finanzierungsmechanismus notwendig, um den angestrebten zeitnahen Hochlauf der Wasserstoffspeicherkapazitäten sicherzustellen.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 21\r\n3 Erlösbasierte CfDs und das Amortisationsverfahren\r\nschneiden bei der Bewertung acht verschiedener Instrumente zur Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs am besten ab\r\nUm die Investitionsbarrieren von Wasserstoffspeichern zu überwinden und den Wasserstoffspeicherhochlauf anzureizen, stehen verschiedene Instrumente zur Verfügung. In diesem Kapitel untersuchen wir ausgewählte mögliche Instrumente sowie deren Eignung zur Förderung\r\nbzw. Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs. Wir folgen dafür einem vierstufigen\r\nProzess:\r\n■ Aufstellung einer Long List an möglichen Instrumenten: Als Ausgangspunkt stellen\r\nwir eine Long List möglicher Instrumente zur Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs auf Basis bereits existierender Förder- bzw. Finanzierungsinstrumente im Energiebereich auf (Kapitel 3.1);\r\n■ Definition von Bewertungskriterien: Zur Bewertung der Eignung der Instrumente auf\r\nder Long List definieren wir fünf politisch-ökonomische Bewertungskriterien (Kapitel 3.2);\r\n■ Ableitung einer Short List auf Basis der Effektivität als K.O.-Kriterium: Wir reduzieren die Long List an Instrumenten zu einer Short List, indem wir Instrumente ausschließen, welche erwartungsgemäß nicht ausreichend effektiv bei der Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs sind (Kapitel 3.3);\r\n■ Bewertung der Short List anhand der Bewertungskriterien: In einem letzten Schritt\r\nbewerten wir die verbleibenden Instrumente auf der Short List anhand aller fünf definierten Bewertungskriterien (Kapitel 3.4) und leiten die für die Förderung bzw. Finanzierung\r\ndes Wasserstoffspeicherhochlaufs am besten geeigneten Instrumente ab.\r\nIm anschließenden Kapitel 4 kombinieren wir die vorteilhaften Elemente der zwei am besten\r\nbewerteten Instrumente dann in einem Vorschlag für eine konkrete Ausgestaltung eines Mechanismus.\r\nWir erläutern die einzelnen Prozessstufen der Instrumentenbewertung im Folgenden näher.\r\n3.1 Ausgangspunkt bildet eine Long List an möglichen Instrumenten zur\r\nBeanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs\r\nAuf Basis in anderen Teilbereichen der Energiewirtschaft innerhalb und außerhalb Deutschlands bereits existierender bzw. diskutierter Förder- oder Finanzierungsinstrumente leiten wir\r\neine Long List an möglichen Instrumenten zur Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs\r\nher. Abbildung 11 gibt eine Übersicht der betrachteten Instrumente sowie deren bereits bestehende Anwendungsbeispiele.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 22\r\nAbbildung 11 Übersicht der betrachteten Instrumente zur Finanzierung von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: CfD = Contract for Difference, CAPEX = Capital Expenditures\r\nDie Funktionsweise preisbasierter und erlösbasierter CfDs ist sehr ähnlich. Bei beiden erfolgen Differenzzahlungen\r\nzwischen einem festgelegten Referenzwert und dem am Markt erzielten Wert. Der Unterschied besteht jedoch darin,\r\ndass der „Wert“ bei preisbasierten CfDs ein Preis und bei erlösbasierten CfDs ein Erlös (also eine Kombination aus\r\nMenge und Preis) ist.\r\nNachfolgend erläutern wir die acht von uns näher untersuchten Instrumente:\r\n■ Erlösbasierte CfDs: Bei den erlösbasierten CfDs handelt es sich um ein Instrument, welches über eine festgelegte Vertragslaufzeit (z.B. 15 Jahre) jeweils jährlich die Erstattung\r\nder Differenz zwischen festgelegten Referenzerlösen (welche unabhängig von der tatsächlich abgesetzten Menge bestimmt werden) und dem tatsächlich am Markt erzielten\r\nErlös garantiert. Zur Beanreizung von Investitionen legt man die festgelegten\r\nPreisbasierte\r\nCfDs\r\n Instrument garantiert die Erstattung der Differenz\r\nzwischen einem Referenzpreis und dem\r\ntatsächlich am Markt erzielten Preis (pro Einheit\r\nerbrachter Leistung)\r\n Förderung erneuerbare\r\nEnergien (verschiedene\r\nEU-Staaten)\r\nAmortisationsverfahren\r\n Zeitliche Entkopplung der regulatorisch\r\nfestgelegten Entgelte von den Betreiberkosten\r\ndurch Ausgleich der Differenz zwischen Erlösen\r\nund Kosten der Betreiber über\r\nAmortisationskonto sowie subsidiäre staatliche\r\nAbsicherung eines möglichen Fehlbetrags am\r\nEnde der Laufzeit (abzgl. eines Selbstbehaltes)\r\n Finanzierung des H2-\r\nKernnetzes nach § 28r\r\nund § 28s EnWG (DE)\r\n Fördervorschlag H2-\r\nSpeicher (GB)\r\n Fördervorschlag\r\nH2-Speicher INES (DE)\r\nErlösbasierte\r\nCfDs\r\n Instrument garantiert die Erstattung der Differenz\r\nzwischen festgelegten Referenzerlösen und\r\ndem tatsächlich am Markt erzielten Erlös\r\nInstrument Beschreibung Beispiele\r\nFixe Prämien\r\n Pauschale Prämie, welche in Auktionen\r\nfestgelegt und pro Einheit erbrachter Leistung\r\nausgezahlt wird\r\n Feste Prämie für\r\nProduktion von H2 der\r\nHydrogen Bank (EU)\r\n Klimaschutzverträge\r\n(DE)\r\nIndirekte\r\nFörderung\r\n Förderung von Speicherbetreibern indirekt über\r\ndie Reduktion von Nachfragerisiken\r\n Strategische Gasreserve\r\n(AT), Stromreserve (DE)\r\n Ölreserve (DE)\r\nStrategische\r\nReserve\r\n Strategische Bevorratung von Wasserstoff zur\r\nÜberbrückung potenzieller, kurzfristiger\r\nWasserstoffengpässe\r\n Politisch diskutierte\r\nGrüngasquote (DE)\r\nSpeicherverpflichtung\r\n Verpflichtung einen Anteil des Speicherbedarfs\r\ndurch H2-Speicher zu decken (mit ansteigendem\r\nQuotenpfad über die Zeit und Pönale bei\r\nNichterfüllung)\r\nInvestitionsförderungen\r\n Pauschale Fördersumme, die unabhängig von\r\nder erbrachten Leistung ausgezahlt werden\r\n(CAPEX-Förderung)\r\n IPCEI für H2-Speicher\r\n(EU)\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 23\r\nReferenzerlöse auf der Höhe der (anteiligen) Vollkosten23 für Wasserstoffspeicherbetreiber fest, sodass die CfDs die Lücke zwischen den Kosten von Speicherbetreibern und\r\nder (in der Markthochlaufphase voraussichtlich noch zu geringen) Zahlungsbereitschaft\r\nder Kunden ausgleichen. Je nach Gestaltung sind dabei Rückführungen an den Geldgeber vorgesehen, wenn die tatsächlichen Erlöse die Referenzerlöse übersteigen.24 Verschiedene Formen der erlösbasierten CfDs werden bereits als Förderungen von Wasserstoffspeichern diskutiert (z.B. die von der Regierung vorgeschlagene Erlösuntergrenze\r\nfür Wasserstoffspeicher in Großbritannien25 oder der Fördervorschlag für Wasserstoffspeicher von INES in Deutschland26).\r\n■ Amortisationsverfahren: Das Amortisationsverfahren ist das Finanzierungsinstrument\r\ndes Wasserstoffkernnetzes in Deutschland27. Dabei handelt es sich um eine zeitliche Entkopplung der regulatorisch festgelegten Entgelte von den Betreiberkosten sowie eine\r\nsubsidiäre staatliche Absicherung eines möglicherweise am Ende der Laufzeit verbleibenden Fehlbetrags (unter Anrechnung eines Selbstbehalts für Netzbetreiber). Beim\r\nAmortisationsverfahren erfolgt die Finanzierung durch die Kompensation der Differenz\r\nzwischen den Netzerlösen und den Netzkosten. Bei anfänglich geringer Nachfrage und\r\nsomit geringer Auslastung, werden die erwarteten Erlöse noch unterhalb der kalkulatorischen Kosten der Betreiber liegen. In dieser Zeit wird die Differenz der Erlöse zu den\r\nKosten erstattet und einem kollektiven Amortisationskonto für alle Wasserstoffnetzbetreiber zugeschrieben. Bei einem erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft übersteigen im Rahmen der intertemporalen Kostenallokation erwartungsgemäß zukünftig die Erlöse der Netzbetreiber deren Kosten. Die Differenzbeträge werden wiederum dem Amortisationskonto gutgeschrieben, sodass das Defizit Stück für Stück ausgeglichen wird.\r\n■ Preisbasierte CfDs: Die preisbasierten CfDs funktionieren in Bezug auf den Mechanismus gleich wie die erlösbasierten CfDs. Der Unterschied ist jedoch, dass es sich um ein\r\npreisbasiertes Instrument handelt, sodass jeweils die Differenz zwischen einem festgelegten Referenzpreis und dem tatsächlich am Markt erzielten Preis ausgeglichen wird.\r\n23 Im Falle einer Abschreibungsdauer, die länger als die Laufzeit der CfDs ist, basieren die Referenzerlöse dennoch auf den\r\nkalkulatorischen Abschreibungen der gesamten Abschreibungsdauer, sodass nur die anteiligen Vollkosten für die Dauer\r\ndes CfDs berücksichtigt werden.\r\n24 Bei vollständiger Rückführung in Höhe der Differenz zwischen tatsächlichen Erlösen und Referenzerlösen spricht man von\r\neiner „symmetrischen“ Ausgestaltung, weil dann unabhängig davon, ob die tatsächlichen Erlöse unterhalb oder oberhalb\r\nder Referenzerlöse liegen, die CfDs immer die vollständige Differenz zwischen den tatsächlichen Erlösen und den Referenzerlösen ausgleichen bzw. abschöpfen. Bei einer „asymmetrischen“ Ausgestaltung würde entweder bei tatsächlichen\r\nErlösen unterhalb der Referenzerlöse nicht die vollständige Differenz ausgeglichen oder bei tatsächlichen Erlösen oberhalb\r\nder Referenzerlösen nicht die vollständige Differenz abgeschöpft werden.\r\n25 Department for Energy Security & Net Zero (2023): „Hydrogen transport and storage infrastructure: minded to positions”,\r\nverfügbar unter https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/1175804/hydrogen-transport-storage-minded-to-positions.pdf. Die Kernpunkte sind in Anhang A.1 zusammengefasst.\r\n26 INES (2023): „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern“, verfügbar unter\r\nhttps://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf. Die Kernpunkte sind in Anhang A.2 zusammengefasst.\r\n27 Bundesnetzagentur (2024): „Festlegung WANDA“ verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/GBK/Rahmen_Ebene1/WANDA/start.html. Die Kernpunkte sind in Anhang A.3 zusammengefasst.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 24\r\nBei der Förderung mit preisbasierten CfDs handelt es sich also um eine mengenabhängige Förderung, welche pro Einheit erbrachter Leistung28 ausgezahlt wird. Dementsprechend verbleibt das Mengenrisiko (also die Verantwortung für die Auslastung der eigenen\r\nAnlagen) bei den Betreibern. Dieser Mechanismus wird bei der Förderung von erneuerbarem Strom in verschiedenen EU-Ländern angewandt.\r\n■ Fixe Prämien: Bei den fixen Prämien handelt es sich um eine pauschale Förderung, welche pro Einheit erbrachter Leistung ausgezahlt wird. Die Höhe der Prämie wird üblicherweise in wettbewerblichen Auktionen festgelegt. Ein Beispiel für den Einsatz von fixen\r\nPrämien ist die Förderung der Wasserstoffproduktion der EU Hydrogen Bank.\r\n■ Investitionsförderungen: Bei den Investitionsförderungen handelt es sich ebenfalls um\r\neine pauschale Förderung. Diese wird allerdings im Gegensatz zu den fixen Prämien unabhängig von der erbrachten Leistung ausbezahlt. Aus diesem Grund handelt es sich\r\ndabei oftmals um eine Förderung von CAPEX (Capital Expenditures), welche zur Finanzierung der Investitionsausgaben zu Beginn von Projekten angewandt wird. Darunter fallen auch die IPCEI-Förderungen im EU Kontext.\r\n■ Indirekte Förderungen: Der Wasserstoffspeicherhochlauf kann auch indirekt gefördert\r\nwerden. In diesem Fall werden nicht die Speicherbetreiber selbst, sondern potenzielle\r\nSpeichernutzer bzw. deren Kunden gefördert, z.B. in Form von Förderinstrumenten wie\r\nKlimaschutzverträgen („Carbon Contracts for Difference“, CCfD). Hierdurch kann Bedarf\r\nfür Wasserstoffspeicherung und somit eine Nachfrage nach Wasserstoffspeicherprodukten ausgelöst werden, was die Nachfragerisiken von Speicherbetreibern reduzieren kann.\r\n■ Strategische Reserve: Bei einer strategischen Reserve handelt es sich um die strategische Bevorratung eines Energieträgers zur Überbrückung potenzieller, kurzfristiger Engpässe. Dabei werden die Betreiber der strategischen Reserve für die Vorhaltung sowie\r\nfür allfällige Abrufe auf Kostenbasis vergütet. Es gibt bereits verschiedene Beispiele für\r\nstrategische Reserven im Strom- (z.B. Stromreserve Deutschland), Gas- (z.B. Gasreserve Österreich) oder auch im Ölbereich (z.B. Ölreserve in Deutschland).\r\n■ Speicherverpflichtung: Neben den klassischen Förderinstrumenten, bei welchen öffentliche Gelder zur gezielten Anreizsetzung verwendet werden, kann der Hochlauf auch über\r\ngewisse Verpflichtungen beanreizt werden. Es könnten z.B. Gasspeichernutzer dazu verpflichtet werden, einen Teil (bzw. Quote) ihres Gasspeicherbedarfs über Wasserstoffspeicher zu decken. Ein ansteigender Quotenpfad über die Zeit sowie eine Pönale bei Nichterfüllung der Verpflichtung könnten demnach auch ohne den direkten Einsatz von Fördermitteln zum Hochlauf von Wasserstoffspeichern führen. Mit dem Vorschlag einer\r\nGrüngasquote aus der SPD-Bundestagsfraktion29 wurde ein solches Instrument für den\r\ngenerellen Hochlauf von grünen Gasen (Biomethan, grüner und blauer Wasserstoff) politisch bereits diskutiert.\r\n28 Die erbrachte Leistung kann bei Speichern unterschiedlich definiert sein (z.B. anhand eines Bündels von Speichervolumen sowie Ein- und Ausspeicherkapazität für eine gewisse Vertragsdauer).\r\n29 Konzept zur Grüngasquote aus der SPD-Fraktion (01.08.2023).\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 25\r\nIm nächsten Kapitel beschreiben wir die zur Bewertung herangezogenen Bewertungskriterien.\r\n3.2 Zur Bewertung der Instrumente wenden wir fünf politisch-ökonomische Bewertungskriterien an\r\nUm eine informierte und systematische Entscheidung in Bezug auf die bestmögliche Wahl des\r\nInstruments zur Förderung bzw. Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs zu treffen,\r\nbewerten wir die verschiedenen Instrumente anhand der fünf in Abbildung 12 dargestellten\r\npolitisch-ökonomischen Bewertungskriterien. Die nachfolgende Bewertung wird auf einer\r\nSkala von eins bis fünf durchgeführt, wobei eine Bewertung von 1 die geringste Erfüllung und\r\neine Bewertung von 5 die höchste Erfüllung des jeweiligen Kriteriums bedeutet.\r\nAbbildung 12 Übersicht der für die Bewertung der Instrumtente verwendeten\r\nBewertungskriterien\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Die Bewertung der Instrumente wird auf einer Skala von eins bis fünf durchgeführt, wobei eins die schlechteste und 5\r\ndie beste Bewertung darstellt.\r\nDas Bewertungskriterium „Effektivität“ ist dabei von übergeordneter Relevanz, da es die prinzipielle Fähigkeit der Instrumente misst, den angestrebten Hochlauf von Wasserstoffspeichern\r\nzu beanreizen. Dieses Kriterium definieren wir deshalb als K.O.-Kriterium und schließen Instrumente, welche bei der Bewertung der Effektivität nicht hinreichend gut abschneiden, von\r\nder Short List aus, wie wir nachfolgend erläutern.\r\nBewertungskriterien Bewertungsskala\r\nEffektivität\r\n Fördert das Instrument gezielt den Hochlauf von H2-\r\nSpeichern in Deutschland?\r\n Mindert das Instrument gezielt die Risiken der Marktteilnehmer\r\nsodass das Henne-Ei-Problem gelöst werden kann?\r\nKosteneffizienz\r\n Sorgt das Instrument dafür, dass der Hochlauf von H2-Speichern\r\nauf kostengünstigste Art und Weise erfolgt (z.B. in Bezug auf\r\ndie Wahl der geförderten Projekte sowie deren Betrieb)?\r\nFlexibilität\r\n Kann das Instrument flexibel auf Veränderungen im\r\nMarktumfeld reagieren und sich den Phasen des\r\nMarkthochlaufs anpassen?\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Ist das Instrument einfach und transparent umsetzbar und hält\r\nsich der dadurch induzierte administrative Aufwand in\r\nGrenzen?\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n Kommt das Instrument ohne staatliche Mittel aus (wodurch die\r\npolitische Durchsetzbarkeit erleichtert wird)?\r\n Ist das Instrument mit dem Beihilferecht kompatibel?\r\n1 2 3 4 5\r\n1 2 3 4 5\r\n1 2 3 4 5\r\n1 2 3 4 5\r\n1 2 3 4 5\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 26\r\n3.3 Anhand der Effektivität als Bewertungskriterium leiten wir eine Short\r\nList an Instrumenten ab\r\nWie in Kapitel 2.2 beschrieben, werden aufgrund mehrerer Hemmnisse derzeit zu wenige Investitionsentscheidungen für Wasserstoffspeicher getroffen. Das primäre Ziel der staatlichen\r\nIntervention besteht also darin, neue Investitionsanreize für Wasserstoffspeicher zu schaffen.\r\nDieses Ziel bilden wir durch das Bewertungskriterium der Effektivität ab und schließen aufgrund mangelnder Effektivität folgende drei Instrumente von der Short List aus:\r\n■ Fixe Prämien: Bei den fixen Prämien handelt es sich um eine mengenabhängige Förderung, welche pro nachgefragter Einheit ausbezahlt wird. Dementsprechend kann das Instrument das Mengenrisiko der Speicherbetreiber nicht reduzieren. Die fixe Höhe der Prämie führt außerdem dazu, dass Speicherbetreiber nur begrenzte Sicherheit im Hinblick\r\nauf ihre zukünftigen Gesamterlöse bekommen, welche sich aus den Erlösen über die fixe\r\nPrämie (pro Mengeneinheit ex-ante fixiert) und den tatsächlichen Vermarktungserlösen\r\n(Preis und Menge abhängig von der Marktentwicklung) zusammensetzt. Durch die Kombination dieser beiden Eigenschaften schätzen wir das verbleibende Investitionsrisiko für\r\nSpeicherbetreiber weiterhin als sehr hoch ein, sodass das Instrument nicht effektiv genug\r\nzum Hochlauf der Wasserstoffspeicher beiträgt.\r\n■ Indirekte Förderungen: Indirekte Förderung (z.B. Förderung der Wasserstoffproduktion\r\noder -nachfrage) können zwar indirekt positive Effekte auf Investitionsentscheidungen\r\nvon Wasserstoffspeicherbetreibern haben, allerdings schätzen wir diese als zu gering für\r\ndie effektive Beanreizung des Wasserstoffspeicherhochlaufs ein, als das ein solches Instrument alleine für sich ausreichend effektiv wäre.\r\n■ Strategische Reserve: Die Strategische Reserve ist nicht als Hochlaufinstrument geeignet, da ihre Nutzung lediglich im Fall von Versorgungsengpässen vorgesehen ist. Die\r\nKompensation der Vorhaltung und Nutzung auf Kostenbasis schafft zudem keine zusätzlichen Investitionsanreize, wodurch die Effektivität als gering zu bewerten ist.\r\nWährend diese Instrumente von der Short List an Kerninstrumenten zur Förderung bzw. Finanzierung von Wasserstoffspeichern ausgeschlossen werden, können sie ggf. dennoch einen Beitrag zum Hochlauf der Wasserstoffspeicher leisten. Aus diesem Grund gilt es, diese\r\nInstrumente im Rahmen der Festlegung der allgemeinen Rahmenbedingungen und der konkreten Ausgestaltung des Förder- und Finanzierungsinstruments zu berücksichtigen (Kapitel\r\n5).\r\nIm nächsten Kapitel nehmen wir die systematische Bewertung der verbleibenden Instrumente\r\nauf Basis aller fünf definierten Bewertungskriterien vor.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 27\r\n3.4 Bei der Bewertung der Short List stechen die erlösbasierten CfDs und\r\ndas Amortisationsverfahren als präferierte Instrumente hervor\r\nDie genauere Analyse der Instrumente auf der Short List zeigt, dass die erlösbasierten CfDs\r\nsowie das Amortisationsverfahren für die Förderung bzw. Finanzierung von Wasserstoffspeichern am besten geeignet sind. Preisbasierte CfDs sowie Investitionsförderungen könnten\r\nebenfalls einen Beitrag zum Hochlauf von Wasserstoffspeichern schaffen, sind allerdings als\r\nalleinstehendes Instrument insbesondere weniger effektiv und zum Teil auch schlechter\r\ndurchsetzbar als die erlösbasierten CfDs oder das Amortisationsverfahren. Die Speicherverpflichtungen hingegen fallen bei der Bewertung insbesondere aufgrund ihrer mangelnden Flexibilität und Herausforderungen bei der Umsetzung von den anderen Instrumenten ab. Abbildung 13 fasst die Bewertungsergebnisse der Instrumente auf der Short List zusammen.\r\nAbbildung 13 Übersicht der Bewertung der Short List Instrumente zur Beanreizung von Wasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nIm Folgenden beleuchten wir die Bewertung der einzelnen Instrumente in weiterem Detail.\r\nErlösbasierte CfDs\r\nDie erlösbasierten CfDs zeichnen sich hauptsächlich durch Effektivität, Kosteneffizienz sowie\r\nFlexibilität bei der Förderung von Wasserstoffspeichern aus. Nachteil der erlösbasierten CfDs\r\nGesamt\r\nStaatliche Mittel\r\nund Durchsetz- Effektivität Kosteneffizienz Flexibilität Einfache Umsetzbarkeit\r\nbarkeit\r\nInstrument\r\nErlösbasierte CfDs 4 4 4 3 3\r\nAmortisationsverfahren 4 3 5 3 4\r\nPreisbasierte CfDs 3 3 4 3 3\r\nInvestitionsförderungen 3 4 3 4 2\r\nSpeicherverpflichtungen 3 3 2 2 3\r\nBewertungskriterien\r\n4 5 3\r\n2\r\n3 3\r\n3 3\r\n3\r\n3\r\n3 3 3\r\n3\r\n3\r\n4\r\n4\r\n4\r\n4\r\n4 4\r\n2\r\n2\r\n2 5\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 28\r\nist insbesondere die Notwendigkeit von staatlichen Mitteln für die Garantie der Referenzerlöse. Abbildung 14 fasst die Bewertung der erlösbasierten CfDs (auf Basis der von INES vorgeschlagenen Ausgestaltung30) zusammen.\r\nAbbildung 14 Bewertung erlösbasierter CfDs zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern (auf Basis der durch INES vorgeschlagenen\r\nAusgestaltung)\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Wir beziehen uns auf die von INES in ihrem Positionspapier „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von\r\nWasserstoffspeichern\" vorgeschlagenen Ausgestaltung (hier verfügbar).\r\nCAPEX = Capital Expenditures, OPEX = Operational Expenditures\r\nAmortisationsverfahren\r\nDie Stärken des Amortisationsverfahrens liegen insbesondere in der Effektivität, der Flexibilität sowie der beihilferechtlichen Durchsetzbarkeit. Durch das intertemporale Ausgleichskonto\r\nhandelt es sich beim Amortisationsverfahren eher um einen kreditähnlichen Finanzierungsmechanismus als um eine Förderung. Aus diesem Grund kann die Finanzierung auch über\r\nandere Träger, wie zum Beispiel die KfW, laufen, welche die öffentlichen Haushalte nicht direkt belasten. Das fördert insbesondere die politische, aber vermutlich auch die\r\n30 https://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf\r\n Umfassende Reduktion des Investitionsrisikos durch Garantie von\r\nReferenzerlösen zur Deckung von CAPEX und fixer OPEX\r\n Reduktion des Mengenrisikos durch mengenunabhängige\r\nFörderung, Restrisiko verbleibt bei Laufzeit < Abschreibungsdauer\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte durch\r\nwettbewerbliche Vergabe bei hinreichender Wettbewerbsintensität möglich,\r\nallerdings bisher kein Kostenkriterium bei der Vergabe angedacht\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb bei Partizipation an\r\nVermarktungserlösen\r\nKosteneffizienz\r\n Automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit + automatischer\r\nRückzug des Instruments am Laufzeitende\r\n Jährliche Ausschreibungen ermöglichen Anpassung der geförderten\r\nKapazitäten an Speicherbedarf\r\nFlexibilität\r\n Relativ einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Für wettbewerbliche Vergabe bedarf es allerdings einer Ausschreibung\r\n(ggf. nicht trivial wenn Umrüstungspotenzial < Bedarf)\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Erfordert den Einsatz von staatlichen Mitteln\r\n Überförderung kann durch Rückführmechanismus an Fördergeldgeber\r\n(symmetrischer CfD) verhindert werden → erhöht die Kompatibilität mit\r\ndem Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n3\r\n4\r\n5\r\n4\r\n3\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 29\r\nbeihilferechtliche Durchsetzbarkeit.\r\n31 Etwas schwächer schneidet das Amortisationskonto bei\r\nder Kosteneffizienz ab. Dies ist auf die kollektive Natur des Amortisationsverfahrens im H2-\r\nKernnetz zurückzuführen, wobei eine gemeinschaftliche Planung und Auswahl der zu realisierenden Projekte durchgeführt wird. Die Bewertung des Amortisationsverfahrens (auf Basis\r\nder Umsetzung für das Wasserstoffkernnetz in Deutschland) ist in Abbildung 15 zusammengefasst. Dafür übertragen wir das für die Finanzierung des Wasserstoffkernnetz verwendete\r\nAmortisationsverfahren auf Speicherbetreiber und unterstellen regulatorisch festgelegte, einheitliche Speicherentgelte und einen Ausgleich der Differenz zwischen den Kosten und den\r\ntatsächlichen Erlösen der Speicherbetreiber mithilfe eines kollektiven Amortisationskontos.\r\nAbbildung 15 Bewertung des Amortisationsverfahrens zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern (analog zur Umsetzung beim deutschen\r\nWasserstoffkernnetz)\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: CAPEX = Capital Expenditures, OPEX = Operational Expenditures\r\n31 Das Wasserstoff-Kernnetz hat im Juni 2024 die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission über drei Mrd. Euro\r\nerhalten. Pressemitteilung verfügbar unter https://germany.representation.ec.europa.eu/news/entwicklung-des-wasserstoff-kernnetzes-eu-kommission-genehmigt-mit-3-mrd-euro-ausgestattete-deutsche-2024-06-21_de.\r\n Umfassende Reduktion des Investitionsrisikos durch Garantie von\r\nAufstockungszahlungen zur Deckung von CAPEX und fixer OPEX\r\n Tlw. Reduktion des Mengenrisikos, Teilrisiko verbleibt bei Selbstbehalt\r\nim Falle eines negativen Abschlusssaldos am Laufzeitende\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte nicht möglich, da\r\nkeine wettbewerbliche Vergabe erfolgt (kollektives Konto)\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, da negatives\r\nAbschlusssaldo kompensiert werden muss (wobei kollektive Natur auch\r\nTrittbrettfahren ermöglicht)\r\nKosteneffizienz\r\n Automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit + automatischer\r\nRückzug des Instruments am Laufzeitende\r\n Anpassung der geförderten Kapazitäten im Rahmen der kollektiven\r\nProjektauswahl möglich\r\n Durch kollektive Abrechnungsart weniger Flexibilität bei einzelnen\r\nBetreibern\r\nFlexibilität\r\n Relativ einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Keine Ausschreibung notwendig (allerdings kollektive Festlegung der\r\ndurchzuführenden Projekte in Planungsrunden ggf. aufwendig)\r\n Administrativer Aufwand bei der Festlegung, regelmäßiger Prüfung\r\nsowie ggf. Anpassung der einheitlichen Entgelte\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Erfordert den Einsatz von finanziellen Mitteln, allerdings keine direkte\r\nFinanzierung über Staatshaushalt sondern über Kreditanstalt für\r\nWiederaufbau (KfW)\r\n Bestmögliche Verhinderung von Überförderung durch\r\nRückführmechanismus über die Zeit erhöht Kompatibilität mit Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n4\r\n4\r\n4\r\n3\r\n3\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 30\r\nPreisbasierte CfDs\r\nDie preisbasierten CfDs wirken prinzipiell ähnlich wie die erlösbasierten CfDs, mit dem Unterschied, dass sich die Differenzzahlungen auf einen Referenzpreis anstatt einen Referenzerlös\r\nbeziehen. Bei der Förderung mit preisbasierten CfDs handelt es sich also um eine mengenabhängige Förderung, welche pro Einheit erbrachter Leistung32 ausgezahlt wird. Aus diesem\r\nGrund kann das Instrument das Mengenrisiko von Speicherbetreibern nicht reduzieren, sodass diese gegeben der Unsicherheit des Wasserstoffmarkthochlaufs trotz Förderung einem\r\nsubstanziellen Investitionsrisiko ausgesetzt sind. Dieses Investitionsrisiko hemmt wiederum\r\nInvestitionen, wodurch die Effektivität des Instruments reduziert ist. Gegeben der ansonsten\r\nähnlichen Funktionsweise wären bei der Förderung von Speicherbetreibern also erlösbasierte\r\nCfDs den preisbasierten CfDs vorzuziehen. Die gesamtheitliche Bewertung der preisbasierten\r\nCfDs anhand der definierten Bewertungskriterien ist in Abbildung 16 zusammengefasst.\r\nAbbildung 16 Bewertung von preisbasierten CfDs zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n32 Die erbrachte Leistung kann bei Speichern unterschiedlich definiert sein (z.B. anhand von Speichervolumen oder Speicherdauer).\r\n Tlw. Reduktion des Investitionsrisikos durch Differenzzahlungen zur\r\nDeckung eines wettbewerblichen Strike Price\r\n Keine Reduktion des Mengenrisikos aufgrund mengenabhängiger\r\nFörderung in EUR/MWh\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte durch\r\nwettbewerbliche Vergabe bei hinreichender Wettbewerbsintensität\r\nmöglich\r\n Keinen Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, da CfDs\r\ndie Differenz zum Strike Price erstatten/abschöpfen (bei symmetrischer\r\nUmsetzung)\r\nKosteneffizienz\r\n Automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit +\r\nautomatischer Rückzug des Instruments am Laufzeitende\r\n Jährliche Ausschreibungen ermöglichen Anpassung der geförderten\r\nMengen an Speicherbedarf\r\nFlexibilität\r\n Relativ einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Für wettbewerbliche Vergabe bedarf es einer Ausschreibung\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Erfordert den Einsatz von staatlichen Mitteln\r\n Überförderung kann durch Rückführmechanismus an\r\nFördergeldgeber (symmetrischer CfD) verhindert werden → erhöht die\r\nKompatibilität mit dem Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n5\r\n3\r\n3\r\n3\r\n2\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 31\r\nInvestitionsförderungen\r\nInvestitionsförderungen punkten mit ihrer einfachen und transparenten Umsetzbarkeit sowie\r\nihrer Kosteneffizienz bei Vergabe über eine wettbewerbliche Ausschreibung. Allerdings ist die\r\nEffektivität begrenzt, da aufgrund der ex-ante fixierten Förderhöhe erhebliche Erlösrisiken in\r\nAbhängigkeit des Wasserstoffmarkthochlaufs verbleiben. Zudem erfordern Investitionsförderungen den Einsatz staatlicher Mittel und sind aufgrund des fehlenden Rückführmechanismus\r\n(wodurch es ggf. zu einer Überförderung kommen kann) ggf. beihilferechtlich schwer durchsetzbar. Auch die Flexibilität ist bei Investitionsförderungen eher gering, da es sich um eine\r\nfixe Zahlung zu Projektbeginn handelt, welche unabhängig vom späteren Wasserstoffmarkthochlauf ist. Die gesamte Bewertung ist in Abbildung 17 zusammengefasst.\r\nAbbildung 17 Bewertung von Investitionsförderungen zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: OPEX = Operational Expenditures\r\nSpeicherverpflichtung\r\nDie Speicherverpflichtungen sind als Instrument nicht auf finanzielle Mittel aus dem Staatshaushalt angewiesen. Damit punktet das Instrument insbesondere bei der politischen Durchsetzbarkeit im Fall eines knappen Staatshauhalts. Allerdings erfordert das Design der Speicherverpflichtung die genaue Abwägung zwischen hohen kommerziellen Risiken für Verpflichtete und hinreichender Wirksamkeit der Verpflichtung und ist damit insbesondere in der\r\n Tlw. Reduktion des Investitionsrisikos durch (tlw.) Übernahme von\r\nCAPEX\r\n Tlw. Reduktion des Mengenrisikos, Teilrisiko verbleibt für Deckung\r\nfixer OPEX und restlicher CAPEX\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte durch\r\nwettbewerbliche Vergabe bei hinreichender Wettbewerbsintensität\r\nmöglich\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, da Betreiber von\r\nEffizienzgewinnen profitieren (keine Abschöpfung durch Instrument)\r\nKosteneffizienz\r\n Keine automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit\r\n Rückzug des Instruments gewährleistet, da es sich nur um eine\r\npunktuelle und keine laufende Förderung handelt\r\nFlexibilität\r\n Sehr einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Förderung nur punktuell in Aufbauphase, sodass administrativer\r\nAufwand auf kurze Zeit beschränkt wird\r\n Für wettbewerbliche Vergabe bedarf es einer Ausschreibung\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Erfordert den Einsatz von staatlichen Mitteln\r\n Keinen Rückführmechanismus, sodass mögliche Überförderung nicht\r\nverhindert wird → Eingeschränkte Kompatibilität mit Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n2\r\n3\r\n4\r\n4\r\n3\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 32\r\ninitialen Phase auch mit einem hohen administrativen Aufwand verbunden. Zudem ermöglicht\r\nsie auch keine automatische Anpassung an den Wasserstoffmarkthochlauf. Abbildung 18\r\nfasst die Bewertung der Speicherverpflichtungen entlang der fünf Bewertungskriterien zusammen.\r\nAbbildung 18 Bewertung von Speicherverpflichtungen zur Beanreizung von\r\nWasserstoffspeichern\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nWährend wir uns in den bisherigen Betrachtungen auf in verschiedenen Teilen der Energiewirtschaft bereits existierende bzw. diskutierte Instrumente gestützt haben, untersuchen wir\r\nim nächsten Kapitel, wie durch die gezielte Kombination von Eigenschaften dieser Instrumente ein auf die Anforderungen des Aufbaus von Wasserstoffspeichern zugeschnittenes Instrument zusammengesetzt werden kann.\r\n Keine direkte Reduktion des Investitionsrisikos, da keine\r\nFörderung erfolgt\r\n Tlw. Reduktion des Mengenrisikos, da ein Teil des\r\nSpeicherbedarfs über H2-Speicher gedeckt werden muss. Teilrisiko\r\nverbleibt, da dennoch Nachfrageunsicherheit besteht\r\nEffektivität\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der Projekte wird bei der Möglichkeit\r\neiner bilanziellen Erfüllung gefördert (allerdings wird Koordination\r\nder Projektwahl durch Instrument nicht unterstützt)\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, da Betreiber\r\nvon Effizienzgewinnen profitiert (keine Abschöpfung durch Instrument)\r\nKosteneffizienz\r\n Keine automatische Anpassung des Instruments über die Zeit\r\n Kein automatischer Rückzug des Instruments Flexibilität\r\n Umsetzung relativ komplex insb. während Hochlaufphase\r\n(zusätzliche Investitionsrisiken könnten Markthochlauf gefährden)\r\n Administrativer Aufwand zur Festlegung der Ausgestaltung,\r\nUmsetzung, sowie Prüfung der Einhaltung\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\n Kein Einsatz von staatlichen Mitteln notwendig\r\n Mehrkosten müssen möglicherweise durch andere\r\nMarktteilnehmer getragen werden\r\n Keine Überförderung möglich, da keine Förderung stattfindet →\r\nErhöht Kompatibilität mit Beihilferecht\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n2\r\n3\r\n3\r\n3\r\n2\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 33\r\n4 Wir empfehlen die Finanzierung von Wasserstoffspeichern mithilfe erlösbasierter CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung\r\nIn diesem Kapitel gehen wir detaillierter auf die Ausgestaltung des von uns vorgeschlagenen\r\nFinanzierungsmechanismus von Wasserstoffspeichern ein (Kapitel 4.1). Zudem zeigen wir,\r\ndass der vorgeschlagene, auf die Bedürfnisse von Wasserstoffspeichern abgestimmte Finanzierungsmechanismus zu einer Verbesserung in der Bewertung führt (Kapitel 4.2).\r\n4.1 Zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern bietet sich eine Kombination der Eigenschaften der erlösbasieren CfDs und des Amortisationsverfahrens an\r\nAus der Bewertung existierender Instrumente gehen in Kapitel 3.4 die erlösbasierten CfDs\r\nund das Amortisationsverfahren als Favoriten zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern\r\nhervor. Wir kombinieren diese zwei Instrumente und empfehlen die Finanzierung von Wasserstoffspeichern mithilfe erlösbasierter CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung. Der von uns empfohlene Finanzierungsmechanismus ist durch vier Kerneigenschaften\r\ncharakterisiert, wie in Abbildung 19 illustriert.\r\nAbbildung 19 Kerneigenschaften der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler\r\nUmlagefinanzierung\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nDiese vier Kerneigenschaften der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung werden im Folgenden näher beschrieben. Der Fokus liegt dabei darauf, die generelle\r\nFunktionsweise der Mechanismen zu erklären. Im Hinblick auf die Detailausgestaltung erläutern wir zudem die verschiedenen Möglichkeiten sowie deren Auswirkungen, nehmen im Rahmen dieser Studie allerdings keine abschließende Festlegung vor.\r\nSpeicherspezifische Entgeltstruktur kompatibel\r\nmit rTPA\r\nFinanzierung von H2-Speichern durch erlösbasierte CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung\r\nHoheitliche Bedarfsplanung\r\nund wettbewerbliche Vergabe\r\nder Finanzierung\r\nVergütung durch erlösbasierte\r\nCfDs auf Basis von Referenzerlösen mit Anreizkomponente\r\nUmlagefinanzierung mit\r\nkollektivem intertemporalem\r\nAusgleichskonto\r\n1 2 3\r\n4\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 34\r\n1) Hoheitliche Bedarfsplanung und wettbewerbliche Vergabe der Finanzierung\r\nAls Grundlage für die zielgerichtete Finanzierung von Wasserstoffspeichern bedarf es einer\r\nregelmäßigen Ermittlung des Wasserstoffspeicherbedarfs. Aufgrund der Möglichkeit der Umwidmung bestehender Erdgasspeicher zu Wasserstoff sollte der Wasserstoffspeicherbedarf\r\nallerdings nicht in Isolation, sondern in Kombination mit dem Erdgasspeicherbedarf betrachtet\r\nwerden. Während derzeit der Erdgasspeicherbedarf stark überwiegt, wird dieser aufgrund der\r\nangestrebten Dekarbonisierung perspektivisch absinken, während der Wasserstoffspeicherbedarf voraussichtlich stetig steigen wird (Abbildung 20). Gleichzeitig bedarf es einer zeitlichen Staffelung, da die Speicherbereitstellung beim Wasserstoff eher der Nachfrage vorauslaufen muss, beim Erdgas jedoch auch bei sinkender Nachfrage Versorgungssicherheit gewährleistet sein muss und die Infrastrukturtransformation der Nachfrage nachlaufen muss.33\r\nEine kombinierte Ermittlung der Wasserstoff- und Erdgasspeicherbedarfe mittels eines langfristig wirkenden Planungsprozesses einschließlich Szenarioplanung ermöglicht demnach\r\nnicht nur die Feststellung von Bedarfslücken bei Wasserstoffspeichern, sondern auch die\r\nIdentifikation und Quantifizierung von Umrüstungspotenzialen von Erdgasspeichern.\r\nDa die Nachfrageentwicklung (z.B. Umstellung von Erdgas- auf Wasserstoffnachfrage) überwiegend durch politische Maßnahmen getrieben sein wird, bietet es sich an, dieses Wissen\r\nauch zur Steuerung der Infrastrukturentwicklung heranzuziehen. Zur Bestimmung der Speicherbedarfe eignet sich daher eine staatliche Instanz, welche zugleich auch die Rolle des\r\nAuftraggebers bei der angedachten Finanzierung der Wasserstoffspeicher übernehmen\r\nkönnte.\r\n33 Eine zusätzliche Herausforderung für den Planungsprozess entsteht dadurch, dass bei der Umstellung von Erdgasspeichern auf Wasserstoff ein Verlust an energetischer Speicherkapazitäten entsteht sodass Speicherkapazitäten nicht 1:1\r\nvon Erdgas in Wasserstoff überführt werden können. Zusätzlich müssen während des Umstellungsprozesses die Kapazitäten zeitweise auch ganz aus dem Markt genommen werden (z.B. zur Flutung der Kaverne), wodurch die jeweilige Speicherkapazität temporär weder dem Erdgas- noch dem Wasserstoffmarkt zur Verfügung steht.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 35\r\nAbbildung 20 Illustrative Darstellung der regelmäßigen Ermittlung der\r\nSpeicherbedarfe für Erdgas und Wasserstoff\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nWie in Kapitel 2 beschrieben, sorgen derzeit verschiedene Investitionsbarrieren dafür, dass\r\nim Vergleich zum erwarteten Bedarf zu wenig privatwirtschaftliche Wasserstoffspeicherinvestitionen getätigt werden. Aus diesem Grund schlagen wir einen staatlich organisierten Finanzierungsmechanismus zur Schließung der ermittelten Wasserstoffspeicherbedarfslücke34 vor.\r\nDie Auswahl der zu finanzierenden Wasserstoffspeicherprojekte soll aus Effizienzgründen anhand einer wettbewerblichen Ausschreibung erfolgen. Als Vergabekriterien eignet sich eine\r\nKombination quantitativer sowie qualitativer Kriterien:\r\n■ Quantitative Vergabekriterien – Als quantitatives Kriterium sollte insbesondere die\r\nHöhe der erwarteten Bereitstellungskosten (im Verhältnis zum Arbeitsgasvolumen bzw.\r\nder relevanten Ein- und Ausspeicherleistung) herangezogen werden. Damit kann sichergestellt werden, dass kostengünstigere Projekte als erstes realisiert werden, wodurch die\r\nallgemeine Kosteneffizienz des Wasserstoffspeicherhochlaufs gefördert wird.\r\n■ Qualitative Vergabekriterien – Neben den Bereitstellungskosten sollten auch qualitative\r\nKriterien bei der Vergabeentscheidung berücksichtigt werden. Relevant könnten hier insbesondere mögliche bereits bestehende Vereinbarungen zwischen Speicherbetreibern\r\nund zukünftigen Nutzern, die Lage des Wasserstoffspeichers in Bezug auf die Netztopologie sowie der Reifegrad des Projekts und die damit verbundene Entwicklungszeit sein.\r\nDurch diese und ggf. weitere qualitative Kriterien bei der Vergabe können auch weitere\r\nfür den Wasserstoffspeicherhochlauf relevante Parameter Eingang in die Bewertung der\r\n34 Bei den Bedarfslücken handelt es sich ggf. nicht nur um Speicherkapazität (als Arbeitsgasvolumen in TWh) sondern auch\r\num das benötigte Maß an Flexibilität (als installierte Ein- und Ausspeicherleistung). Diese Unterscheidung sollte bei der\r\nDetailausgestaltung der Ausschreibungen berücksichtigt werden.\r\nZeit\r\nSpeicherbedarf\r\n… 2038 2039 2040 2041 …\r\nH2-Speicherbedarf\r\nErdgas\r\nSpeicherbedarf\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 36\r\nSpeicherprojekte finden, und somit die Wahrscheinlichkeit einer zeitnahen Realisierung\r\nder Projekte erhöht werden.\r\nBei der Wahl der Speicherprojekte gilt es außerdem zu beachten, ob es sich dabei um Neubau\r\noder Umrüstungsprojekte handelt. Während der Neubau von Wasserstoffspeichern bei Herstellung neuer Kavernen längere Vorlaufzeiten benötigt, bedürfen Umrüstungsprojekte von\r\nErdgasspeichern aufgrund ihrer möglichen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit mit\r\nErdgas einer gesonderten Prüfung. Dementsprechend muss bei der Vergabe der Wasserstoffspeicherfinanzierung auch die Versorgungssicherheit mit Erdgas mitgedacht werden. Dafür gibt es zwei übergeordnete Optionen:\r\n■ Weiterbetrieb benötigter Erdgasspeicher erfolgt über eine Verpflichtung zum Speicherbetrieb, bis eine Genehmigung zur Außerbetriebnahme vorliegt: Eine Möglichkeit zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Erdgas besteht darin, Erdgasspeicherbetreiber so lange zum Betrieb des Speichers zu verpflichten, bis eine Stilllegung\r\noder Umrüstung aus Sicht der Versorgungssicherheit unbedenklich ist. Eine Gesetzesgrundlage hierfür bietet der bereits bestehende § 35 h EnWG, wonach Speicheranlagen\r\nnur eine Genehmigung zur Außerbetriebnahme erhalten, wenn dadurch keine nachteiligen Auswirkungen auf die Erdgasversorgungssicherheit entstehen. Eine gezielte Überarbeitung dieses Paragraphen unter Berücksichtigung von Umrüstungsvorhaben sowie einer angemessenen Kompensation für den Weiterbetrieb nicht wirtschaftlicher Speicher\r\n(ggf. unter Berücksichtigung von Opportunitätskosten durch eine verhinderte Umstellung)\r\nkönnte als Grundlage für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Erdgas dienen. Dabei wären auch Detailfragen zu klären, wie z.B. nach welchen Kriterien die Auswahl der weiter zu betreibenden Erdgasspeicher erfolgen würde.\r\n■ Weiterbetrieb benötigter Erdgasspeicher erfolgt aufgrund von finanziellen Anreizen: Eine zweite grundsätzliche Möglichkeit zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Erdgas wäre es, den Weiterbetrieb der benötigten Erdgasspeicher mithilfe von\r\nfinanziellen Mitteln gezielt zu beanreizen. Dafür könnten ähnliche Förder- oder Finanzierungsmechanismen herangezogen werden, wie diejenigen, die wir für Wasserstoffspeicher betrachtet haben. Prinzipiell ähnelt die Situation der Erdgasspeicherbetreiber in einem auslaufenden Erdgasmarkt derjenigen der Wasserstoffspeicherbetreiber im hochlaufenden Wasserstoffmarkt. In beiden Situationen kann die geringe Marktnachfrage\r\ndazu führen, dass der Betrieb der Speicheranlagen noch nicht bzw. nicht mehr wirtschaftlich ist. Die Detailausgestaltung der Finanzierung von Erdgasspeicheranlagen wäre noch\r\nzu klären. Allerdings sollte aus Sicht der Speicherbetreiber vor allem sichergestellt werden, dass die Kosten für erforderliche Re-Investitionen wie zum Beispiel die Umstellung\r\nvon Kompressoren auf Elektroantrieb auch dann vergütet werden, wenn der Marktpreis\r\nfür Speicherprodukte nicht kostendeckend ist.\r\nInsgesamt bieten beide Möglichkeiten zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit je nach\r\nDetailausgestaltung verschiedene Vor- und Nachteile. So bedarf es bei der Gewährleistung\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 37\r\nder Versorgungssicherheit über Verpflichtungen ggf. keiner weiteren öffentlichen Mittel35, allerdings ist auch die Kosteneffizienz36 durch die nicht-wettbewerbliche Auswahl der weiter zu\r\nbetreibenden Speicher nicht sichergestellt. Die Wahl bzw. die konkrete Ausgestaltung der Methode zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Erdgas sind allerdings nicht Fokus\r\ndieser Studie und werden aus diesem Grund nicht weiter diskutiert.\r\n2) Vergütung durch erlösbasierte CfDs auf Basis von Referenzerlösen mit Anreizkomponente\r\nNachdem die Auswahl der zu finanzierenden Wasserstoffspeicherprojekte wie zuvor beschrieben erfolgt ist, geht es in einem nächsten Schritt um die Ausgestaltung der Finanzierung. Auf\r\nBasis der Bewertung existierender Förderinstrumente im Energiebereich (Kapitel 3) empfehlen wir eine Finanzierung der Wasserstoffspeicher mittels erlösbasierter CfDs (Differenzverträge)\r\n37. Bei diesem Mechanismus werden Wasserstoffspeicherbetreiber über eine gewisse\r\nLaufzeit für die Differenz zwischen ihren tatsächlichen Erlösen und definierten Referenzerlösen kompensiert. Die Referenzerlöse setzen sich dabei aus zwei Komponenten zusammen:\r\n■ Referenzkosten: Als Ausgangspunkt für die Referenzerlöse dienen die speicherindividuellen, regulatorisch geprüften Referenzkosten38\r\n. Die Referenzkosten bestehen aus kalkulatorischen Abschreibungen (auf Basis einer zuvor festgelegten Abschreibungsdauer),\r\nKapitalkosten, anteiligen fixen Betriebskosten (Operational Expenditures, OPEX) sowie\r\nvariablen OPEX in Abhängigkeit der Speichernutzung. Ein CfD Mechanismus auf Basis\r\nder Referenzkosten allein würde also die genaue Kompensation der angefallenen Kosten\r\n(inkl. Kapitalverzinsung) ermöglichen.\r\n■ Anreizkomponente: Als Anreiz für den effizienten Betrieb und die effiziente Vermarktung\r\nder Speicher (z.B. über innovative Produkte), schlagen wir zusätzlich zu den reinen Kostenbestandteilen auch die Berücksichtigung einer Anreizkomponente vor. Im Rahmen\r\ndieser Anreizkomponente wird ein bestimmter Anteil der tatsächlichen Vermarktungserlöse in die Referenzerlöse miteinbezogen, sodass Betreiber bei guter Vermarktung einen\r\nTeil ihrer erzielten Vermarktungserlöse einbehalten können39. Der andere Teil der Vermarktungserlöse spiegelt sich dann in einer Reduktion der Differenzzahlungen wider, sodass Vermarktungserlöse sowohl dem Speicherbetreiber als auch dem Auftraggeber zugutekommen (sog. „Sharing-Mechanismus“).\r\n35 Unter Umständen könnte bei der Verpflichtung zum Weiterbetrieb von Erdgasspeichern gemäß § 35h Abs. 6 EnWG eine\r\nEntschädigungspflicht des Bundes entstehen.\r\n36 Für Kosteneffizienz müsste die Gewährleistung der Versorgungssicherheit durch den Betrieb der kostengünstigsten Speicher erfolgen.\r\n37 Auch beim Amortisationsverfahren erfolgt die Finanzierung an sich über erlösbasierte CfDs, wobei die Lücke zwischen\r\nNetzerlösen und Netzkosten kompensiert wird.\r\n38 Bei der Vergütung werden die regulatorisch geprüften Referenzkosten anstatt der bei der Vergabe eingereichten erwarteten Bereitstellungkosten berücksichtigt, da diese die tatsächlichen Kosten der Speicherbetreiber abbilden.\r\n39 Ohne Anreizkomponente würde die Differenzzahlung in gleichem Maße reduziert werden, wie die Vermarktungserlöse\r\nsteigen, sodass kein Anreiz zur Erhöhung der Vermarktungserlöse besteht.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 38\r\nDie Funktionsweise des CfD Mechanismus auf Basis der angedachten Referenzerlöse wird\r\nin Abbildung 21 illustriert.\r\nAbbildung 21 Illustrative Darstellung der Differenzzahlungen anhand von\r\nerlösbasierten CfDs\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nBei der Ausgestaltung der Finanzierung mittels erlösbasierten CfDs muss zudem der Finanzierungsbeginn und die Laufzeit festgelegt werden. Bei beiden Parametern sind unterschiedliche Festlegungen möglich:\r\n■ Finanzierungsbeginn: Der Start der Finanzierung könnte entweder zum Zeitpunkt des\r\nBau- bzw. Umrüstungsbeginns oder zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Speichers\r\nerfolgen.\r\n□ Bei einem Start zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme müssten Speicherbetreiber die in\r\nder Bau- bzw. Umbauphase entstandenen Investitionskosten über den Kapitalmarkt\r\nzwischenfinanzieren. Zum Zeitpunkt des CfD-Finanzierungsstartes (d.h. in diesem\r\nFall bei Inbetriebnahme des Speichers) wären die vorab entstandenen Kosten (inkl.\r\nder Finanzierungskosten) aber dennoch anzurechnen und zu kompensieren. Die\r\nFestlegung des Finanzierungsbeginns bestimmt also nicht, welche Kosten bei der\r\nFinanzierung anrechenbar sind, sondern lediglich zu welchem Zeitpunkt diese erstattet werden. In einem wettbewerblichen Markt wäre es prinzipiell üblich, Investitionskosten vorzufinanzieren und diese zu einem späteren Zeitpunkt über Einnahmen\r\nauszugleichen. Diese Art der Vorfinanzierung sollte auch für später mittels CfD finanzierte Speicher möglich sein, da sie zum Zeitpunkt des Baus bzw. der Umrüstung\r\nbereits die Sicherheit der späteren Finanzierung haben.\r\n□ Alternativ kann aufgrund der langen Vorlaufzeiten von Wasserstoffspeichern auch\r\neine Finanzierung bereits zu Beginn der Bau- oder Umrüstungsphase begründet werden. Bei dieser Variante erhalten Speicherbetreiber bereits während der Bau- bzw.\r\nZeit\r\nErlös\r\nReferenzerlöse (inkl.\r\nAnreizkomponente)\r\nZahlungen an\r\nSpeicherbetreiber\r\nTatsächliche Erlöse\r\nRückzahlungen durch\r\nSpeicherbetreiber\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 39\r\nUmrüstungsphase Ausgleichszahlungen über den CfD zur Deckung der anfallenden\r\nKosten. Aus Sicht der insgesamt benötigten Finanzierungskosten könnte das vorteilhaft sein, da die Kosten der Zwischenfinanzierung für den staatlichen Auftraggeber\r\nüblicherweise geringer als für die privatwirtschaftlichen Speicherbetreiber sind.\r\n■ Laufzeit: Die Festlegung der Laufzeit der CfD-Finanzierung ist insbesondere aufgrund\r\nihrer Auswirkungen auf die Risikoverteilung zwischen Speicherbetreiber und Auftraggeber von hoher Relevanz. Bei einer CfD-Laufzeit, die kürzer als die festgelegte Abschreibungsdauer ist, müsste der Speicherbetreiber den am Ende der CfD-Finanzierung verbleibenden Restbuchwert der Investitionskosten durch die Vermarktung des Speichers\r\nselbst decken. Erfolgt der Wasserstoffmarkthochlauf wie erwartet, sollten die Wasserstoffspeicher nach Ende der Finanzierung genügend ausgelastet sein, um diese Kosten\r\nüber ihre Vermarktungserlöse zu decken. Verläuft der Wasserstoffmarkthochlauf allerdings wider Erwarten langsamer oder scheitert sogar ganz, können die Speicherbetreiber\r\nihre Restbuchwerte ggf. nicht mehr über Vermarktungserlöse kompensieren. Aus diesem\r\nGrund tragen Speicherbetreiber bei einer CfD-Laufzeit, die kürzer als die festgelegte Abschreibungsdauer ist, einen Teil des Mengenrisikos („impliziter Selbstbehalt“). Die Höhe\r\ndes impliziten Selbstbehalts wird dann durch die Länge der Laufzeit im Vergleich zur festgelegten Abschreibungsdauer definiert: je kürzer die Laufzeit der CfD-Finanzierung (im\r\nVergleich zur Abschreibungsdauer), desto höher der implizite Selbstbehalt.\r\nBeide Parameter müssen im Rahmen der Detailausgestaltung des CfD Mechanismus nach\r\nsorgfältiger Abwägung festgelegt werden.\r\n3) Umlagefinanzierung mit kollektivem intertemporalem Ausgleichskonto\r\nDie im Rahmen der CfDs erfolgten Zahlungen an Wasserstoffspeicherbetreiber werden in einem kollektiven (also für alle finanzierten Wasserstoffspeicher gemeinsamen) intertemporalen\r\nAusgleichskonto verbucht (äquivalent zum Amortisationskonto bei der Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes). Mit einer zeitlichen Verzögerung wird das intertemporale Ausgleichskonto\r\nanschließend über Wasserstoffspeicherumlagen wieder ausgeglichen. Diese werden so lange\r\nerhoben und dem Ausgleichskonto gutgeschrieben, bis der Saldo wieder auf null ist. Die Funktionsweise des Ausgleichskontos ist in Abbildung 22 illustrativ dargestellt.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 40\r\nAbbildung 22 Illustrative Darstellung der Funktionsweise des kollektiven\r\nAusgleichskontos\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nBei der Refinanzierung des Ausgleichskontos weicht der hier vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus von der Refinanzierung beim Amortisationsverfahren des Wasserstoffkernnetzes ab. Grund dafür ist die Bestreitbarkeit des Wasserstoffspeichermarktes. Während beim\r\nWasserstoffkernnetz alle beteiligten Kernnetzbetreiber an der Finanzierung teilnehmen, können im Wasserstoffspeichermarkt perspektivisch auch Speicherbetreiber ohne CfD-Finanzierung in den Markt eintreten. Würden zuvor finanzierte Wasserstoffspeicher zur Begleichung\r\ndes Ausgleichskontos dann Speicherentgelte über dem Vollkostenniveau setzen müssen,\r\nkönnten diese nicht mit später in den Markt eingetretenen Wasserstoffspeichern konkurrieren.\r\nDamit CfD-finanzierte Wasserstoffspeicher in der Refinanzierungsphase weiterhin wettbewerbsfähig sind, bedarf es also einer Art der Refinanzierung, die alle Speicher gleichermaßen\r\nbetrifft. Diese Eigenschaft wird durch die vorgeschlagene Umlagenfinanzierung erfüllt.\r\nDurch die angedachte vollständige Rückführung der im Rahmen der CfDs ausgegebenen Finanzmittel handelt es sich bei dem vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus nicht um\r\neine Förderung, sondern vielmehr um eine kreditähnliche Finanzierung. Daraus ergibt sich ein\r\nbedeutender Vorteil: die kreditähnliche Finanzierung muss nicht unbedingt über den Staatshaushalt laufen, sondern kann auch über andere Träger wie z.B. die KfW bei der Finanzierung\r\n2033 2038 2043 2048 2053 2058 2063\r\nEUR\r\nKumulierte Zahlungen an H2-Speicherbetreiber\r\nSaldo Ausgleichskonto\r\nEinnahmen durch H2-Speicherumlage\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 41\r\ndes Wasserstoffkernnetzes laufen.40 Die Abwicklung über einen externen Träger erleichtert\r\ndann ggf. auch die politische Durchsetzbarkeit.\r\nAuch bei der Refinanzierung des Ausgleichskontos gibt es Parameter, die in der Detailausgestaltung genauer festgelegt werden müssen:\r\n■ Höhe der Umlage und Zeitpunkt der Einführung: Die Höhe und der Zeitpunkt der Einführung der Umlage hat Auswirkungen darauf, wann und in welcher Höhe die Finanzmittel\r\nan den Auftraggeber zurückfließen. Eine zu hohe Umlage oder zu frühe Einführung\r\nkönnte den Wasserstoffmarkthochlauf hemmen, während eine zu niedrige Umlage oder\r\nzu späte Einführung die Dauer der kreditähnlichen Finanzierung erhöht und demnach zu\r\nhöheren Kosten führt.\r\n■ Durch Umlage betroffene Marktteilnehmer: Wie zuvor erläutert, sollen zur Aufrechterhaltung der Wettbewerbsfähigkeit von CfD-finanzierten Speichern in der Refinanzierungsphase alle Wasserstoffspeichernutzer gleichermaßen von der Umlage betroffen sein. Allerdings muss die Finanzierung des Wasserstoffspeicherhochlaufs nicht zwingend alleinig\r\ndurch Wasserstoffspeichernutzer getragen werden. Wie in Kapitel 1.2 beschrieben, leisten Wasserstoffspeicher einen signifikanten Beitrag zum Energiesystem über die Speicherwelt hinaus („positive externe Effekte“). Dementsprechend könnte die Finanzierung\r\nder Hochlaufkosten von Wasserstoffspeichern z.B. auch von allen Wasserstoffmarktteilnehmern anstatt nur durch Wasserstoffspeichernutzer getragen werden.\r\n■ Expliziter Selbstbehalt: Prinzipiell sollte die Umlage so lange erhoben werden, bis das\r\nAusgleichkonto wieder ausgeglichen ist. Allerdings kann es beim Scheitern des Wasserstoffmarkthochlaufs dazu kommen, dass das Ausgleichkonto über eine Umlage auf Wasserstoffmarktakteure nicht mehr ausgeglichen werden kann. In diesem Fall besteht eine\r\nsubsidiäre Garantie des Staates zur Deckung des Abschlusssaldos, wobei analog zum\r\nWasserstoffkernnetz durch die Festlegung eines expliziten Selbstbehalts für Speicherbetreiber (als Anteil des negativen Abschlusssaldos des Ausgleichskontos) eine Risikoaufteilung zwischen Speicherbetreiber und Auftraggeber erfolgen kann. Die Zuteilung des\r\nkollektiven Selbstbehalts auf die einzelnen Speicher könnte dann proportional zur ausgezahlten Finanzierung vorgenommen werden. Allerdings sind hierbei die Auswirkungen auf\r\ndie Effektivität des Finanzierungsmechanismus sorgfältig abzuwägen: Die Investitionsrisiken für die Speicherinvestoren nehmen mit der Höhe des expliziten Selbstbehalts –\r\nwelcher zusätzlich zum impliziten Selbstbehalt durch das Restbuchwertrisiko (s.o.) wirkt\r\n– zu. Ein (zu hoher) expliziter Selbstbehalt kann daher dazu führen, dass keine (ausreichenden) Investitionen in Wasserstoffspeicher getätigt werden.\r\n40 Das Wasserstoffkernnetz hat im Juni 2024 die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission über drei Mrd. Euro\r\nerhalten. Pressemitteilung verfügbar unter https://germany.representation.ec.europa.eu/news/entwicklung-des-wasserstoff-kernnetzes-eu-kommission-genehmigt-mit-3-mrd-euro-ausgestattete-deutsche-2024-06-21_de.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 42\r\n4) Wasserstoffspeicherspezifische Entgeltstruktur kompatibel mit rTPA\r\nDer vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus für Wasserstoffspeicher lässt sich mit der\r\nzukünftigen Regulierung von Wasserstoffspeichern verweben. Das rTPA Regime wird laut\r\nEU-Regulierung für Wasserstoffspeicher bis spätestens 2033 verpflichtend. Die nationale Umsetzung dieses Regimes kann prinzipiell auf zwei Arten erfolgen:\r\n■ Erlösregulierung: Bei der Umsetzung mithilfe einer Erlösregulierung würde eine regulatorische Festlegung einer Erlösobergrenze für Speicherbetreiber erfolgen. Die Allokation\r\nder Wasserstoffspeicherkapazitäten sowie die Festlegung der Speicherentgelte könnte\r\ndann marktbasiert anhand von Auktionen erfolgen.\r\n■ Entgeltregulierung: Alternativ zur regulatorischen Festlegung einer Erlösobergrenze\r\nkönnten im Rahmen einer Entgeltregulierung auch direkt die Speicherentgelte regulatorisch festgelegt werden (entweder auf Kostenbasis oder auf Höhe der geschätzten Zahlungsbereitschaft).\r\nPrinzipiell stellt die Erlösregulierung im Vergleich zur Entgeltregulierung einen weniger starken\r\nregulatorischen Eingriff in den Markt dar, da die Kapazitätsallokation sowie die Entgeltbildung\r\nweiterhin marktbasiert erfolgen kann. Wenn davon ausgegangen wird, dass der betrachtete\r\nWasserstoffspeichermarkt wettbewerblich genug für eine marktliche Entgeltbildung ist, wäre\r\ndemnach die Erlösregulierung aus volkswirtschaftlicher Sicht zu präferieren.\r\nIn dieser Hinsicht unterscheidet sich der Markt für Wasserstoffspeicher von jenem für die Wasserstofftransportinfrastruktur. Bei der Transportinfrastruktur handelt es sich klassischerweise\r\num (regionale) natürliche Monopole, bei denen aufgrund erheblicher Skaleneffekte jeweils nur\r\nein einzelnes Unternehmen die effiziente Bereitstellung der Leitungen übernimmt. Das unterscheidet sich von der Situation im Wasserstoffspeichermarkt, in dem Speicherbetreiber durchaus im gleichen regionalen Markt wettbewerblich agieren können. Während beim Wasserstoffkernnetz aufgrund der Markteigenschaften also eine Entgeltregulierung gewählt wurde,\r\nkönnte die Regulierung im Wasserstoffspeichermarkt ggf. flexibler mit einer Erlösregulierung\r\ngestaltet werden. Eine solche Erlösregulierung hätte außerdem den Vorteil, die Behörde von\r\nder Entgeltfestlegung zu befreien und durch die marktliche Bildung der Entgelte automatisch\r\ndie jeweilige Zahlungsbereitschaft der Speicherkunden abzubilden.41\r\nIm Folgenden gehen wir zur Beschreibung des Finanzierungmechanismus von einer Erlösregulierung aus. Wichtig ist allerdings zu betonen, dass die Finanzierung im Rahmen der empfohlenen erlösbasierten CfDs mit Umlagefinanzierung auf einer speicherspezifischen Entgeltstruktur basiert, welche sowohl mit einer Erlös- als auch mit einer Entgeltregulierung unter\r\nrTPA kompatibel ist.\r\nDie Speicherentgelt- und Umlagenentwicklung eines beispielhaften Wasserstoffspeichers im\r\nRahmen einer Erlösregulierung ist in Abbildung 23 illustrativ dargestellt. Durch die\r\n41 Die marktbasierten Entgelte verhindern auch mögliche Überförderungen von Speichern, welche bei der regulierten Entgeltbildung per se nicht ausgeschlossen werden können.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 43\r\nmarktbasierte Entgeltbildung unter einer Erlösregulierung wird automatisch die Zahlungsbereitschaft der Speichernutzer abgebildet werden. Bei einer anfänglich geringen Zahlungsbereitschaft erwarten wir also anfangs geringe Entgelte, welche sich analog zur steigenden Zahlungsbereitschaft beim Hochlauf des Wasserstoffmarktes entwickeln. Dementsprechend können unerwünschte hohe Entgelte in der Hochlaufphase verhindert werden.42\r\nAbbildung 23 Illustrative Darstellung der Speicherentgelt- und\r\nUmlagenentwicklung eines beispielhaften Speichers\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Für die illustrative Darstellung wird ein Speicher mit Inbetriebnahme im Jahr 2033 angenommen.\r\nIm nächsten Unterkapitel bewerten wir die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung anhand der in Kapitel 3.3 definierten Bewertungskriterien und vergleichen diese\r\nmit den Bewertungen der Instrumente auf der Short List.\r\n4.2 Die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung\r\nschneiden bei der Bewertung am besten ab\r\nDie erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung kombinieren in verschiedenen Bereichen Eigenschaften des erlösbasierten CfD-Modells von INES und dem Amortisationsverfahren des Kernnetzes. Abbildung 24 fasst die Kernunterschiede zwischen den verschiedenen Modellen zusammen.\r\n42 Dies wäre auch der Fall, wenn bei einer Entgeltregulierung eine Festlegung der regulierten Entgelten auf Basis der Zahlungsbereitschaft der Speichernutzer vorgenommen werden würde.\r\n2033 2036 2039 2042 2045 2048 2051 2054 2057 2060 2063 2066 2069 2072 2075 2078 Entgelt zzgl. Umlage [EUR/nachgefragte Einheit]\r\nSpeicherentgelt Umlage\r\nAusgleich des intertemp.\r\nAusgleichskontos und\r\nAbschaffung der Umlage\r\nStufenweise Einführung\r\nder H2-Speicherumlage\r\nHöhe der Umlage beeinflusst, wie\r\nlange die Umlage erhoben wird\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 44\r\nAbbildung 24 Übersicht der Eigenschaften der erlösbasierten CfDs mit\r\nintertemporaler Umlagefinanzierung im Vergleich zum\r\nerlösbasierten CfD-Modell von INES und dem\r\nAmortisationsverfahren des Kernnetzes\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nDaraus ergibt sich bei der systematischen Bewertung der vorgeschlagenen erlösbasierten\r\nCfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung eine Verbesserung gegenüber den bisher einzeln evaluierten erlösbasierten CfDs bzw. dem Amortisationsverfahren bei folgenden Bewertungskriterien (Abbildung 25):\r\n■ Kosteneffizienz: Prinzipiell ist die Kosteneffizienz der erlösbasierten CfDs mit Umlagefinanzierung wie jene der erlösbasierten CfDs zu bewerten. Die bessere Bewertung ist hier\r\nauf das zusätzliche Bewertungskriterium der Gestehungskosten bei der wettbewerblichen\r\nVergabe zurückzuführen. Dieses quantitative Kriterium ist bei den erlösbasierten CfDs\r\naus dem Positionspapier von INES43 nach unserem Verständnis bisher nicht angedacht\r\ngewesen. Durch die Berücksichtigung der Gestehungskosten bei der Vergabe der Finanzierung könnte sichergestellt werden, dass die kostengünstigsten Speicherprojekte umgesetzt werden, wodurch die Kosteneffizienz bei der Wahl der geförderten Projekte potenziell gesteigert wird.\r\n■ Flexibilität: Die erlösbasierten CfDs mit Umlagefinanzierung sind im Bereich der Flexibilität wie die erlösbasierten CfDs zu bewerten. Damit schneiden sie bei der Flexibilität besser als das Amortisationsverfahren ab, da durch die jährlichen Ausschreibungen auch die\r\n43 INES (2023): „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern“, verfügbar unter\r\nhttps://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf.\r\n Über den Staatshaushalt, da\r\nes sich um eine NettoSubventionierung handelt\r\nRefinanzierung\r\n Über die Kreditanstalt für\r\nWiederaufbau (KfW), da es ein\r\nkreditähnlicher\r\nFinanzierungsmechanismus ist\r\n Regulierte einheitliche\r\nEntgelte für das\r\nWasserstoffnetz\r\nEigenschaft Erlösbasiertes CfD Modell von\r\nINES\r\n Speicherspezifische\r\nEntgelte, die kompatibel mit\r\nrTPA sind\r\nErlösbasierter CfD mit intertemporaler Umlagefinanzierung Amortisationsverfahren\r\n Hoheitliche Bedarfsplanung\r\n Projektauswahl durch\r\nregelmäßige Ausschreibung\r\nmit Vergabe nach qualitativen\r\nund quantitativen Kriterien\r\nEntgelte  Marktbasierte,\r\nspeicherspezifische Entgelte\r\n Falls möglich über die KfW\r\noder einen anderen Träger,\r\nda es ein kreditähnlicher\r\nFinanzierungsmechanismus ist\r\nBedarfsplanung\r\nund\r\nProjektauswahl\r\n Hoheitliche Bedarfsplanung\r\n Projektauswahl durch jährliche\r\nAusschreibungen mit Vergabe\r\nnach qualitativen Kriterien\r\n Hoheitliche Bedarfsplanung\r\n Projektauswahl zu Beginn im\r\nRahmen einer kollektiven\r\nPlanung\r\n Zeitlich nachgelagerte\r\nRückführung mit\r\nAusgleichskonto über\r\neinheitliche Umlage\r\n Ggf. expliziter Selbstbehalt\r\nRückführung\r\n Jährliche Teilrückführung (mit\r\nPartizipation an\r\nVermarktungserlösen)\r\n Keine Rückführung am Ende\r\nder Laufzeit\r\n Jährliche Rückführung mit\r\nAusgleichskonto bei\r\nNetzerlösen über Netzkosten\r\n Expliziter Selbstbehalt von\r\n24% des Abschlusssaldos am\r\nEnde der Laufzeit (falls negativ)\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 45\r\ngeförderten Mengen angepasst werden können. Zudem bleiben anders als beim Amortisationskonto speicherspezifische Entgelte erhalten, welche zusätzliche Flexibilität bieten.\r\n■ Politische bzw. beihilferechtliche Durchsetzbarkeit: Bei der politischen bzw. beihilferechtlichen Durchsetzbarkeit schneiden die erlösbasierten CfDs mit Umlagefinanzierung\r\nwie das Amortisationsverfahren ab. Grund dafür ist die intertemporale Rückführung der\r\nfinanziellen Mittel, sodass lediglich eine kreditähnliche Finanzierung vonnöten ist. Das\r\nunterscheidet das Amortisationsverfahren und der hier vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus von den erlösbasierten CfDs, die keine Rückführung der ausgezahlten finanziellen Mittel zu einem späteren Zeitpunkt vorsehen. Durch den kreditähnlichen Einsatz finanzieller Mittel könnte die Finanzierung auch über andere Träger (wie z.B. die\r\nKfW) anstatt über den Staatshaushalt laufen, was die politische Durchsetzbarkeit erleichtern kann.\r\nAbbildung 25 Bewertung der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler\r\nUmlagefinanzierung\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nDemensprechend ermöglichen die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung zusätzlich die Kosteneffizienz bei der Auswahl der Speicherprojekte. Der Mechanismus\r\nkombiniert die Vorteile der erlösbasierten CfDs bezüglich Kosteneffizienz und Flexibilität mit den Vorteilen des Amortisationsverfahrens bei der politischen bzw. beihilferechtlichen Durchsetzbarkeit. Die systematische Bewertung bestätigt also, dass die erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung unter den von uns betrachteten Instrumenten der am besten geeignete Mechanismus zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern ist.\r\nKosteneffizienz\r\nBewertungskriterium\r\nEffektivität\r\nFlexibilität\r\nEinfache\r\nUmsetzbarkeit\r\nErlösbasierter CfD\r\nAmortisations\r\n-verfahren Erlösbasierte CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung\r\nBedarf staatlicher\r\nMittel und\r\nbeihilferechtliche\r\nDurchsetzbarkeit\r\n4\r\n4\r\n5\r\n3 3\r\n4\r\n3\r\n4\r\n Umfassende Reduktion des Investitionsrisikos durch Garantie\r\nvon Referenzerlösen\r\n Reduktion des Mengenrisikos durch mengenunabhängige\r\nFörderung, Restrisiko verbleibt bei Laufzeit < Abschreibungsdauer\r\n Kosteneffizienz bei der Wahl der finanzierten Projekte durch\r\nwettbewerbliche Vergabe mit Kostenkriterium\r\n Anreiz für kosteneffiziente(r) Vermarktung/Betrieb, durch\r\nAnreizkomponente\r\n Automatische Anpassung der Förderhöhe über die Zeit und\r\nautomatische Auflösung der Finanzierung am Laufzeitende\r\n Möglichkeit der Anpassung der geförderten Kapazitäten durch\r\njährliche Ausschreibungen\r\n Relativ einfache und transparente Umsetzung möglich\r\n Administrativer Aufwand zur regelmäßigen Bestimmung der\r\nErdgas- und H2-Speicherbedarfe, sowie zur Durchführung der\r\nwettbewerblichen Vergabe\r\n Erfordert lediglich kreditähnlichen Einsatz von finanziellen\r\nMitteln (ermöglicht Finanzierung über KfW)\r\n Überförderung durch automatische Anpassung der Förderhöhe\r\neingeschränkt\r\n3\r\n5\r\n4\r\n5\r\n4\r\n3\r\n4\r\n5\r\n3\r\n3\r\n3\r\n4\r\n4\r\n4\r\n4\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 46\r\n5 Unter Berücksichtigung der zeitlichen Anforderungen\r\nergibt sich eine Roadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern\r\nIn diesem abschließenden Kapitel diskutieren wir, welche zeitlichen Anforderungen bei der\r\nFinanzierung von Wasserstoffspeichern zu beachten sind. Wir zeigen, dass Zeit generell eine\r\nwichtige Dimension beim Speicherhochlauf darstellt (Kapitel 5.1) und skizzieren den Markthochlauf in vier Phasen (Kapitel 5.2). Daraus abgeleitet erläutern wir, dass sich der gewählte\r\nFinanzierungsmechanismus für Wasserstoffspeicher flexibel an die Hochlaufphasen anpassen lässt und Möglichkeiten für Nachsteuerungen bietet (Kapitel 5.3). Abschließend fassen\r\nwir die Erkenntnisse in einer Roadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern zusammen (Kapitel 5.4).\r\n5.1 Zeit ist eine wichtige Dimension beim Wasserstoffspeicherhochlauf\r\nWie wir in Kapitel 2.2 gezeigt haben, ist eine der Hauptmotivationen für einen Finanzierungsmechanismus von Wasserstoffspeichern, die sich in der kurzen Frist abzeichnende Lücke\r\nzwischen Bedarf und Angebot zu adressieren. Gleichzeitig muss die Infrastruktur der Marktentwicklung vorauslaufen. Daher ist die zeitliche – und insbesondere rasche – Verortung von\r\nMaßnahmen eine zentrale Anforderung. Bei Vorlaufzeiten von Wasserstoffspeichern von 7 bis\r\n9 Jahren bei einer Umrüstung bzw. 11 Jahren bei einem Neubau von Kavernenspeichern44\r\nbedeutet eine erwartete Lücke zwischen Angebot und Bedarf in Höhe von 6,6-10,6 TWh im\r\nJahr 2035 einen dringenden Handlungsbedarf. Es muss also schnellstmöglich erreicht werden, dass Unternehmen Investitionsentscheidungen für Wasserstoffspeicher treffen.\r\nNeben der Implementierung eines Finanzierungsmechanismus sollte der Fokus deshalb darauf liegen, möglichst kurzfristig verbindliche Rahmenbedingungen verlässlich festzulegen. Dadurch kann die Unsicherheit reduziert und die Investitionsbereitschaft von Wasserstoffspeicherbetreibern gefördert werden. Insbesondere die frühzeitige Festlegung des Regulierungsregimes, der Netzanschlussbedingungen sowie der Anforderungen an die Wasserstoffqualität könnten zu einer Reduktion der Unsicherheit für Wasserstoffspeicherbetreiber\r\nbeitragen. Außerdem kann die Festlegung klarer Ausbauziele für Wasserstoffspeicher eine\r\nSignalwirkung für Marktteilnehmende haben und als Ankerpunkt für die Wasserstoffspeicherplanung dienen. Bei der Festlegung der Rahmenbedingungen gilt also: Geschwindigkeit ist im\r\nZweifel wichtiger als Perfektionismus im Design der Instrumente.\r\nZusätzlich sollten auch Maßnahmen geprüft werden, die unabhängig von Förder- oder Finanzierungsinstrumenten einen beschleunigten Aufbau von Wasserstoffspeicherkapazitäten ermöglichen. Das betrifft z.B. den Abbau von administrativen Hürden sowie die\r\n44 INES (2023): „Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern“, verfügbar unter\r\nhttps://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 47\r\nBeschleunigung von Genehmigungsverfahren, wodurch sowohl die Investitionsunsicherheit als auch die Vorlaufzeiten von Wasserstoffspeichern reduziert werden könnten. Mit dem\r\nEntwurf des Wasserstoffbeschleunigungsgesetz45 wurden dafür schon wichtige Weichen gestellt.\r\n5.2 Der Markthochlauf wird in Phasen erfolgen\r\nZwar ist das Ziel der Wasserstoffwirtschaft politisch klar artikuliert und wird sich im Zielszenario absehbar ähnlich wie bei anderen netzgestützten Commodity-Märkten wie Erdgas oder\r\nStrom gestalten, die nächsten 10 bis 20 Jahre werden jedoch von einer Hochlaufphase geprägt sein, in der sich Strukturen erst entwickeln müssen. Um den kommenden Markthochlauf\r\nzu strukturieren, unterteilen wir die Entwicklung des Wasserstoffmarktes auf Basis eines\r\nBDEW-Diskussionspapiers\r\n46 in vier Phasen (Abbildung 26).\r\nAbbildung 26 Phasen der Entwicklung eines Wassersoffmarktes\r\nQuelle: Frontier Economics auf Basis der Entwicklungsphasen des BDEW.\r\nDer gewählte Mechanismus zur Finanzierung von Wasserstoffspeichern muss daher in der\r\nLage sein, die verschiedenen Herausforderungen der Entwicklungsphasen zu adressieren.\r\nDas beinhaltet insbesondere die Fähigkeit, in den frühen Phasen Anschubimpulse zu setzen,\r\nüber die Zeit mit dem Markt „mitwachsen zu können“, und sich wieder zurückzuziehen, sobald\r\nsich Wasserstoffspeicher selbst „im Markt“47 finanzieren können. Abbildung 27 zeigt die Anforderungen an die Unterstützung von Wasserstoffspeichern in den verschiedenen Entwicklungsphasen des Wasserstoffmarktes und wie diese durch den von uns vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus adressiert werden.\r\n45 https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2024/05/20240529-bundesregierung-stellt-weichen-fuer-denbeschleunigten-ausbau-von-wasserstoffprojekten.html\r\n46 BDEW (2023): “Diskussionspapier für ein Marktdesign für Wasserstoff” verfügbar unter https://www.bdew.de/media/documents/2023-07-04_BDEW-Diskussionspapier_Marktdesign_Wasserstoff_final_online_v2.pdf.\r\n47\r\n„Markt“ ist aufgrund des rTPA Regimes nur eingeschränkt zu verstehen.\r\n Wasserstoff wird zum\r\ndominierenden Energieträger\r\nggü. Erdgas\r\n Versorgungssicherheit durch\r\nMarktüberwachungssystem zu\r\ngewährleisten\r\nInitialphase Eingeschwungener Markt\r\n Planung und\r\nBeginn des\r\nAufbaus von\r\nWasserstoffinfrastruktur\r\n1\r\n Inbetriebnahme erster\r\nPilot-Speicherprojekte\r\n Speicher aufgrund\r\ngeringer Zahlungsbereitschaft/Nachfrage\r\nnoch nicht wirtschaftlich\r\nAufbauphase 2\r\n Speicher fangen an sich\r\nwirtschaftlich selbst zu\r\ntragen\r\n Koordinierte\r\nÜbergangsphase von\r\nErdgas zu Wasserstoff\r\nAusprägungsphase 3 4\r\n2024/25 2035/37 2042/45\r\nVersorgungssicherheit mit Erdgas Versorgungssicherheit mit H2\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 48\r\nAbbildung 27 Anforderungen der Entwicklungsphasen des Wasserstoffmarktes\r\nan die Finanzierung von Wasserstoffspeichern und Erfüllung der\r\nAnforderungen durch den vorgeschlagenen\r\nFinanzierungsmechanismus\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n5.3 Der vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus erlaubt durchgängige\r\nNachsteuerung in Abhängigkeit der Marktentwicklung\r\nWie in Kapitel 5.1 und 5.2 gezeigt, spielt die Entwicklung über die Zeit eine wichtige Rolle bei\r\nder Unterstützung von Wasserstoffspeichern.\r\nHierzu müssen bei der hoheitlichen Bedarfsbestimmung für Wasserstoffspeicher (siehe Kapitel 4.1) die notwendigen Vorlaufzeiten für Umrüstung bzw. Neubau von Speichern sowie die\r\nTatsache berücksichtigt werden, dass in einem hochlaufenden Markt die Speicherbereitstellung der Nachfrage vorauslaufen sollte.\r\nZudem sollte ein Finanzierungsinstrument nicht statisch sein, sondern permanent an Marktund Regulierungsentwicklungen angepasst werden können. Die vorgeschlagenen erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung bieten durch ihre inhärenten Flexibilitäten viel Raum für mögliche Nachsteuerungen oder Anpassungen.\r\nDie Implementierung eines kontinuierlichen Monitorings in Ergänzung zum vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus ermöglicht die laufende Prüfung von Bedarf und Angebot\r\nvon Wasserstoffspeichern und die schnelle Feststellung von möglichen Lücken. Auf dieser\r\nBasis können dann auch nötige Maßnahmen oder Anpassungen bei den Finanzierungsmechanismen implementiert werden.\r\nRisiken von\r\nSpeicherbetreibern\r\nsenken, damit Investitionen getätigt werden\r\nRevenue Gap der\r\nSpeicherbetreiber in\r\nder Hochlaufphase\r\nschließen\r\nMarkteingriff\r\nreduzieren, sobald\r\nMarktkräfte effizient\r\nwirken\r\nEinrichtung eines\r\nMarktüberwachungssystem,\r\num Versorgungssicherheit zu\r\ngewährleisten\r\nInitialphase Eingeschwungener Markt 1 Aufbauphase 2 Ausprägungsphase 3 4\r\n2024/25 2035/37 2042/45\r\nRisikominderung Finanzierung Rückzug Überwachung\r\nFinanzierungsinstrument schließt\r\ndie Revenue Gap in\r\nder Hochlaufphase\r\nAussicht auf\r\nFinanzierung senkt\r\nRisiken von\r\nSpeicherbetreibern\r\nRückzug durch automat.\r\nAnpassung der\r\nFörderhöhe sowie\r\nAnpassung geförderter\r\nKapazität in jährlichen\r\nAusschreibungen\r\nLangfristige\r\nBedarfsermittlung von Erdgas\r\nund H2-Speichern und\r\nlaufendes Monitoring sichert\r\ndie Überwachung\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 49\r\nIm Rahmen des Monitorings sind auch die folgenden Aspekte zu berücksichtigen:\r\n■ Wechselwirkung mit anderen Förderinstrumenten: Entlang der Wertschöpfungskette\r\nsowie auf Speicherebene selbst gibt es noch weitere, existierende oder geplante Fördermechanismen die ergänzend bzw. flankierend zu dem von uns vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus zur Unterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs wirken (z.B.\r\nInvestitionsförderungen im Rahmen der EU-Förderprogramme IPCEI/PCI bzw. indirekte\r\nFördermechanismen wie z.B. die Klimaschutzverträge). Während diese Instrumente\r\nebenfalls einen Beitrag zum Hochlauf von Wasserstoffspeichern leisten können, müssen\r\ndie Wechselwirkungen zwischen den Instrumenten über die Zeit kontinuierlich beobachtet\r\nwerden, um sicherzustellen, dass die Instrumente additiv wirken und sich möglichst zielführend ergänzen.\r\n■ Wechselwirkung mit anderen Märkten, insbesondere Erdgas: Wie in Kapitel 4.1 dargestellt, bietet die Umwidmung von Erdgasspeichern für den Aufbau von Wasserstoffspeicherkapazitäten Effizienzvorteile. Allerdings droht damit auch eine Kannibalisierung von\r\nVersorgungssicherheitsbeiträgen im Erdgasmarkt. Diese Wechselwirkungen müssen bei\r\nder Unterstützung des Markthochlaufs von Wasserstoffspeichern beachtet werden, sodass die Versorgungssicherheit mit Erdgas gewährleistet bleibt. Dies kann - wie in Kapitel\r\n4.1.2 erläutert - einerseits über Genehmigungen zur Außerbetriebnahme von Erdgasspeichern oder andererseits über finanzielle Förderungen (wie etwa CfDs) für Erdgasspeicher\r\nerfolgen.\r\nIm Ergebnis können die regelmäßigen Monitoring-Ergebnisse über die Ausschreibungsmengen einen direkten Eingang in den vorgeschlagenen Finanzierungsmechanismus für Wasserstoffspeicher finden. Die im Rahmen der erlösbasierten CfDs mit intertemporaler Umlagefinanzierung neu finanzierten Wasserstoffspeicherkapazitäten können sich nämlich aufgrund\r\nder angedachten regelmäßigen Ausschreibungsrunden flexibel an die Ergebnisse des Monitorings anpassen. Wir schlagen z.B. eine jährliche Festlegung der neu zu finanzierenden Wasserstoffspeicherkapazitäten bzw. -leistungen sowie eine entsprechend jährliche Ausschreibung dieser Speicherkapazitäten vor. Der vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus\r\nist somit in der zeitlichen Dimension flexibel anpassbar und erlaubt eine durchgängige\r\nNachsteuerung in Abhängigkeit des Marktumfelds.\r\n5.4 Daraus ergibt sich eine Roadmap zur Unterstützung von Wasserstoffspeichern\r\nAus der Einordnung des Finanzierungsmechanismus in die zeitliche Dimension sowie durch\r\ndie Ergänzung der in den vorherigen Unterkapiteln angesprochenen zusätzlichen Maßnahmen ergibt sich eine ganzheitliche Roadmap zur Unterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs, die in Abbildung 28 dargestellt ist.\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 50\r\nAbbildung 28 Roadmap zur Unterstützung des Wasserstoffspeicherhochlaufs in\r\nDeutschland\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nZusammenfassend schlussfolgern wir: Der in Kapitel 4 vorgeschlagene Finanzierungsmechanismus bestehend aus erlösbasierten CfDs und einer intertemporalen Umlagefinanzierung ist\r\n– in Kombination mit den hier beschriebenen flankierenden Maßnahmen – geeignet, die in\r\nKapitel 2.2 erläuterten Barrieren für Investitionen in Wasserstoffspeicher effektiv und effizient\r\nzu überwinden. Auf diese Weise kann die absehbare Lücke zwischen Bedarf nach und verfügbarem Angebot von Wasserstoffspeicherkapazitäten abgewendet und die in Kapitel 1.2\r\ndargelegten volkswirtschaftlichen Nutzen von Wasserstoffspeichern realisiert werden.\r\nInitialphase Aufbauphase Ausprägungsphase Eingeschwungener\r\nMarkt Förderung bzw. Finanzierung\r\nBedarfsermittlung von Erdgas und H2-Speichern\r\nErlösbasierte CfDs mit\r\nintertemporaler Umlagefinanzierung\r\n2024/25 2035/37 2042/45 Flankierende Maßnahmen\r\nHeute\r\nInitialphase\r\nImplementierung laufender Monitoring Prozess\r\nVereinfachung/Beschleunigung Genehmigungsverfahren\r\nSchnelle Festlegung von Rahmenbedingungen\r\nÜberprüfung der Wechselwirkungen mit anderen Förderinstrumenten\r\nÜberprüfung der Wechselwirkungen mit anderen Märkten, insb. Erdgas\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 51\r\nAnhang A – Fallstudien existierender oder vorgeschlagener\r\nFörder- bzw. Finanzierungsmechanismen mit Relevanz für\r\nWasserstoffspeicher\r\nA.1 Erlösuntergrenze zur Förderung von Wasserstoffspeichern in Großbritannien\r\nAbbildung 29 Fallstudie zur vorgeschlagenen Erlösuntergrenze zur Förderung von\r\nWasserstoffpeichern in Großbritannien\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/1175804/hydrogen-transport-storage-minded-to-positions.pdf.\r\nGesamter Erlös der\r\nSpeicherbetreiber steigt mit\r\nder Nutzung durch Kunden\r\n Das DESNZ (Department for Energy Security & Net Zero) sieht eine (jährliche) Erlösuntergrenze für\r\nH2-Speicherbetreiber vor, um das Mengenrisiko zu mindern\r\n Die Förderdauer soll 15 Jahre betragen und jährlich im Rahmen eines bilateralen Vertrags\r\n(DESNZ/SSO) gezahlt werden (Profiling und damit Frontloading sind möglich)\r\n Die Summe der Erlösuntergrenze über die gesamte Förderdauer soll den CAPEX + fixe OPEX +\r\ngeringe Kapitalrendite (gering, da wenig Risiko bei den Speicherbetreibern verbleiben soll)\r\n Zudem besteht die Überlegung eine Art Clawback-Mechanismus einzuführen, bei welchem\r\nÜbergewinne zurück an den Fördergeldgeber zurückgeführt werden (Art ist dabei noch unklar)\r\nGenerelle Idee\r\nder Förderung\r\nErzeugte Anreize\r\nund\r\nWirtschaftlichkeit\r\nder\r\nSpeicheranlagen\r\n Vorgeschlagenes\r\nFörderdesign erzeugt:\r\n Anreiz zur Maximierung der\r\ndurch Nutzer erzielten\r\nErlöse – Bei steigenden\r\nErlösen sinkt die Förderung,\r\naber in kleinerem Maße als\r\ndie Erlöse steigen\r\n Anreiz zum Betrieb von\r\nSpeichern – durch die\r\nFörderung sind die Erlöse\r\nhöher als die Kosten,\r\nweshalb der Betrieb von\r\nSpeichern wirtschaftlich ist\r\nErlöse sind höher als die Kosten\r\nweshalb der Betrieb von\r\nSpeichern wirtschaftlich ist\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 52\r\nA.2 Durch INES vorgeschlagene erlösbasierte CfDs zur Förderung von\r\nWasserstoffspeichern in Deutschland\r\nAbbildung 30 Fallstudie zu den von INES vorgeschlagenen erlösbasierten CfDs\r\nzur Förderung von Wasserstoffspeichern in Deutschland\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf https://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INES-Positionspapier_Vorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf.\r\nZeit\r\nErlös\r\nErlösuntergrenze\r\n= CAPEX + fixe\r\nOPEX Förderung an\r\nSpeicherbetreiber\r\nErlösobergrenze =\r\nUntergrenze + var. OPEX\r\n+ Anreizkomponente\r\nReferenzerlös (inkl.\r\nAnreizkomponente)\r\nTatsächliche\r\nErlöse\r\nRückzahlung durch\r\nSpeicherbetreiber\r\nBestimmung des\r\nBedarfs und\r\nVergabe der\r\nFörderung\r\n Staatliche Bestimmung des H2-Speicherbedarfs (bspw. auf Basis von Szenarien wie BMWK\r\nLangfristszenarien) und gestaffelte Ausschreibung Bedarfe durch Umrüstung oder Neubau mit\r\nfestgelegten Inbetriebnahme-Zeitpunkten\r\n Kriterien für die Vergabe der Finanzierung mit Laufdauer von 15 Jahren z.B.:\r\n Zugrundeliegender Use-Case und Passung mit den Zielen der Energiewende\r\n Mögliche (vertragliche) Vereinbarung zwischen Speicherbetreiber und potenziellen Nutzern\r\n Perspektive der Anbindungsmöglichkeiten an das Wasserstoffnetz oder\r\n Reifegrad des Projekts und der damit verbundenen Entwicklungszeit\r\nFunktionsweise\r\nder Förderung und\r\nerzeugte Anreize\r\n Förderung als erlösbasierter CfD:\r\n Wenn tatsächliche Erlöse < Referenzerlöse: Staat fördert Speicherbetreiber in Höhe der Differenz\r\n Wenn tatsächliche Erlöse > Referenzerlöse: Speicherbetreiber zahlen die Differenz an den Staat\r\nzurück\r\n Die Referenzerlöse sind regulatorisch festgelegt und zwischen:\r\n Erlösuntergrenze: Kosten bei Nichtnutzung der Speicher\r\n Erlösobergrenze: Kosten bei maximaler Speichernutzung + anteilige Partizipation an\r\nVermarktungserlösen (=Anreizkomponente)\r\n➢ Referenzerlöse = CAPEX + fixe OPEX + tatsächliche var. OPEX (nutzungsabhängig) +\r\nAnreizkomponente (x% der Vermarktungserlöse)\r\nAnteilige Partizipation Speicherbetreiber an\r\nVermarktungserlösen (Anreizkomponente)\r\nFINANZIERUNGSMECHANISMUS FÜR DEN AUFBAU VON WASSERSTOFFSPEICHERN\r\nfrontier economics 53\r\nA.3 Amortisationsverfahren zur Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes in\r\nDeutschland\r\nAbbildung 31 Fallstudie zum Amortisationsverfahren zur Finanzierung des\r\nWasserstoffkernnetzes in Deutschland\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf https://dserver.bundestag.de/btd/20/110/2011017.pdf. TEUR\r\nZahlung an/von Netzbetreiber TEUR Saldo Amortisationskonto TEUR\r\nAufstockungszahlungen an H2-Netzbetreiber zur Deckung\r\nder Lücke zwischen Netzkosten und Netzerlösen\r\n→ Erhöhung Saldo des Amortisationskontos\r\nZahlungen von H2-Netzbetreibern in Höhe der\r\nDifferenz zwischen Netzerlösen und Netzkosten\r\n→ Verringerung Saldo des Amortisationskontos Abschlusssaldo\r\n Amortisationsverfahren verringert finanzielles Risiko für H2-Netzbetreiber indem die Erlöse in der\r\nHochlaufphase aufgestockt werden (über KfW-Kredit)\r\n Allerdings verbleibt durch die Regelung der Auflösung des Amortisationskontos (spätestens im Jahr\r\n2055 mit vorzeitiger Auflösung frühestens im Jahr 2039) ein Risiko bei den Netzbetreibern:\r\n Bei „negativem“ Abschlusssaldo (d.h. kumulierte Zahlungen an die H2-Netzbetreiber sind höher\r\nals die kumulierten Zahlungen von den H2-Netzbetreibern) im Jahr 2055 wird der negative Saldo\r\ndurch öffentliche Gelder gedeckt, wobei die H2-Netzbetreiber einen Selbstbehalt von 24 %\r\ntragen müssen („Asset-Stranding-Risiko“)\r\n Eine vorzeitige Auflösung des Amortisationskontos ist vor 2055 möglich, wenn der Hochlauf\r\nvon H2 langsamer als erwartet erfolgt (frühestens im Jahr 2039) → Selbstbehalt der H2-\r\nNetzbetreiber sinkt um 0,5 %-Punkte pro Jahr\r\nNetzerlöse < Netzkosten Netzerlöse > Netzkosten\r\nGenerelle Idee\r\nder Förderung\r\nWWW.FRONTIER-ECONOMICS.COM\r\nFrontier Economics Ltd is a member of the Frontier Economics network, which consists of two separate companies based in Europe (Frontier Economics Ltd) and Australia (Frontier Economics Pty Ltd). Both companies\r\nare independently owned, and legal commitments entered into by one company do not impose any obligations\r\non the other company in the network. All views expressed in this document are the views of Frontier Economics Ltd."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 30. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nWeißbuch Wasserstoffspeicher des BMWE\r\nBDEW-Kommentierung\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 11\r\n›\r\nInhalt\r\n1 Wasserstoffspeicher sind unverzichtbar für ein resilientes, flexibles und klimaneutrales Energiesystem - dies erfordert No Regret-Maßnahmen für Infrastrukturaufbau ........................................................................................... 3\r\n1.1 Das Weißbuch zeigt anhand verschiedener Szenarien einen massiv steigenden Bedarf an Wasserstoffspeichern auf ........................................... 3\r\n1.2 Aufbau von Wasserstoffspeichern erfordert Investitionen in einen Markt, der noch nicht besteht - das braucht Impulse für Investitionsentscheidungen ........................................................................... 4\r\n1.3 Investitionen in Wasserstoffspeicher mit maßgeschneiderten Instrumenten als No Regret-Maßnahme anschieben .......................................................... 5\r\n2 Potenziale für Porenspeicher erhalten ............................................................... 6\r\n3 Regulierungskonzept Wasserstoffspeicher: zügig, wettbewerblich, im Markthochlauf förderlich ................................................................................... 7\r\n4 Konkretisierung: Wasserstoffspeicher gezielt und direkt fördern ........................ 8\r\n4.1 Reine Nachfrageförderung löst das Henne-Ei-Problem nicht und bedarf daher der Ergänzung um direkte Förderung .................................................. 8\r\n4.2 Das zeitliche Zusammenspiel zwischen Nachfrageförderung und Speicherinvestition funktioniert nicht ............................................................ 8\r\n4.3 Nachfrageförderung muss um Erlösbasierte Differenzverträge (CfDs) mit Amortisationskonto als No Regret-Maßnahme ergänzt werden ................. 10\r\n4.4 Variante: Erlösbasierte CfDs ohne Amortisationskonto/Umlagefinanzierung ...................................................................................................................... 11\r\nSeite 3 von 11\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hat im Frühjahr 2025 das Weiß-buch Wasserstoffspeicher vorgelegt.\r\nDer BDEW unterstützt vollumfänglich die Einschätzung des Ministeriums, dass Wasserstoff-speicher eine zentrale Rolle in der Energiewende und der Transformation als essenzielle Flexi-bilitätsoption, zur Integration der Erneuerbaren Energien und Dekarbonisierung verschiedener Sektoren sowie zur sicheren Versorgung spielen.\r\nDas Ministerium hat mit dem Weißbuch eine umfassende Analyse der Ausgangssituation und Perspektiven vorgenommen und zentrale Maßnahmen zum Aufbau von Wasserstoffspeichern in Deutschland aufgezeigt. Der BDEW teilt die Analyse weitgehend, kommt jedoch zu anderen Schlussfolgerungen, insbesondere ist eine gezielte Förderung der Wasserstoffspeicher als In-vestitionsimpuls unabdingbar.\r\n1 Wasserstoffspeicher sind unverzichtbar für ein resilientes, flexibles und klimaneut-rales Energiesystem - dies erfordert No Regret-Maßnahmen für Infrastrukturauf-bau\r\n1.1 Das Weißbuch zeigt anhand verschiedener Szenarien einen massiv steigenden Bedarf an Wasserstoffspeichern auf\r\n›\r\nLt. Weißbuch werden bereits 2030 - je nach Szenario - 2 bis 7 TWh und 2040 26 bis 74 TWh - gem. Monitoringbericht vom EWI/BET sogar 32-130 TWh im Jahr 2045 - großvolumige Wasserstoffspeicher benötigt. Es zeigt auf, dass\r\n\r\nab Ende der 2030er Jahre saisonale Schwankungen der bedeutendste Faktor und die Langzeitspeicherung zentral für die Versorgungssicherheit Strom sein werden;\r\n\r\nab 2040 ein weiter steigender Speicherbedarf durch verstärkten Einsatz von Wasser-stoffkraftwerken zu verzeichnen sein und Wasserstoffspeicher großflächig zur konstan-ten Versorgung der Industrie und zur Versorgungssicherheit benötigt werden, während gleichzeitig die Relevanz grenzüberschreitender Speichernutzung steigen wird;\r\n\r\n2045 70 % des Speicherbedarfs durch Wasserstoffkraftwerke generiert werden;\r\n\r\n2050 der Speicherbedarf nur noch geringfügig steigen wird und\r\n\r\nder Speicherbedarf in Europa 2045 - mit einer noch größeren Bandbreite von 141 bis 240 TWh - voraussichtlich zu einem Viertel bis einem Drittel in Deutschland gedeckt wird.\r\n›\r\nDie Bandbreite in den Szenarien belegt, dass ein erheblicher Bedarf an Wasserstoffspei-chern besteht, die genaue Höhe jedoch mit großen Unsicherheiten behaftet ist.\r\nSeite 4 von 11\r\n›\r\nDie nüchternen Zahlen zeigen, dass zunächst die industrielle Nachfrage und mittel- bis lang-fristig - abhängig von der Kraftwerksstrategie des Bundes - zusätzlich die Nachfrage aus dem Kraftwerksbereich sowie die Nachfrage aus europäischen Nachbarländern die wesent-lichen Treiber für den Speicherbedarf in Deutschland sind:\r\n\r\nDie benötigte sichere Bandlieferung für die Industrie kann in der ersten Phase des Hoch-laufs im Wesentlichen nur durch Speicher ermöglicht werden.\r\n\r\nDie sichere Stromversorgung in einem zunehmend auf Erneuerbaren Energien basieren-den Energiesystem braucht Wasserstoff - Kraftwerke und Speicher - um auch die Dun-kelflaute abzusichern. So können beispielsweise Wasserstoffspeicher auch in beste-hende KWK-Anlagen und Wärmenetze integriert werden, um sektorübergreifend Flexibi-lität bereitzustellen.\r\n›\r\nDie Entwicklung der Nachfrage auf Seiten der Industrie und Kraftwerke ist hierbei in hohem Maße von künftigen politischen Entscheidungen abhängig.\r\n›\r\nHandlungsempfehlung: Der Bedarf an Wasserstoffspeichern sollte daher im Rahmen der Systementwicklungsstrate-gie konkretisiert und bei der Ausgestaltung des Kraftwerkssicherungsgesetzes bereits be-rücksichtigt werden. Dabei sollte insbesondere ein Mindestbedarf für 2030, 2035, 2040 und 2045 identifiziert werden.\r\n1.2 Aufbau von Wasserstoffspeichern erfordert Investitionen in einen Markt, der noch nicht besteht - das braucht Impulse für Investitionsentscheidungen\r\n›\r\nDas Weißbuch Wasserstoffspeicher zielt richtigerweise auf das Leitbild eines wettbewerb-lich organisierten Speichermarktes, der eine Reihe von Vorteilen mit sich bringt. Doch die-ser Markt besteht heute - zu dem Zeitpunkt, zu dem Investitionsentscheidungen zu treffen sind - noch nicht. Vielmehr befindet sich der Markt für Wasserstoffspeicher noch in der frü-hen Hochlaufphase, vielfältige Markteintrittsbarrieren sind absehbar. Hinzu kommt die Ab-hängigkeit des Markthochlaufs von künftigen politischen Entscheidungen.\r\n›\r\nDas Weißbuch stellt ausführlich dar, dass Deutschland die geologischen Voraussetzungen hat, um den identifizierten Wasserstoffspeicherbedarf zu decken. Gleichwohl wird ver-säumt, auch die Lücke zwischen Bedarf und aktuell geplanten Projekten zu beziffern. So lie-gen die Projekte, für die bereits eine Final Investment Decision (FID) getroffen oder ein IPCEI- oder PCI-Status im Rahmen der EU-Förderprogramme erlangt wurde, mit rund 0,7 TWh weit vom Bedarf entfernt.\r\nSeite 5 von 11\r\n›\r\nDer Aufbau der Infrastruktur ist Voraussetzung für die Entwicklung eines liquiden Marktes. Das Wasserstoffkernnetz funktioniert nicht ohne Speicher. Daher sind neben der im Weiß-buch vorgeschlagenen nachfrageseitigen Förderung weitere Instrumente zur direkten För-derung von Speichern notwendig.\r\n›\r\nDabei unterscheidet sich der Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur grundlegend vom Aufbau der Erdgasinfrastruktur:\r\n\r\nDer Aufbau der Erdgasinfrastruktur erfolgte durch integrierte Unternehmen auf Basis langfristiger Verträge bzw. wirtschaftlicher Business-Cases und mit finanziellem Aus-gleich über die Wertschöpfungsstufen hinweg. Im Wasserstoffbereich hingegen bauen Speicherbetreiber eigenständig neu bzw. rüsten um und treffen die Investitionsentschei-dung ohne sicheren Kundenstamm und bei Umrüstung zu Lasten ihrer festen Erträge.\r\n\r\nDas Wasserstoffkernnetz zeigt, dass die bisherige Regulierung mit bereits bestehender Infrastruktur umgehen konnte, nicht aber auf neue Infrastruktur in einem sich erst ent-wickelnden Markt ausgelegt ist (Stichwort: intertemporale Kostenallokation).\r\n›\r\nHandlungsempfehlung: Fördermittel bereitstellen / Investitionen staatlich absichern Wasserstoffspeicher sind wie das Netz langlebige Assets, sodass auch die Investitionen langfristig angelegt sind. Der Aufbau von Wasserstoffspeichern lässt sich zielgerichtet ent-wickeln. Dazu bedarf es kurzfristig eines gezielten Instruments zur Förderung bzw. staatli-chen Absicherung der Investitionen, das in iterativen Ausschreibungen dem Bedarf ange-passt werden kann.\r\n1.3 Investitionen in Wasserstoffspeicher mit maßgeschneiderten Instrumenten als No Regret-Maßnahme anschieben\r\nEine gezielte Förderung der Wasserstoffspeicher lässt sich als No Regret-Maßnahme aufset-zen, indem\r\n1)\r\nein Mindestbedarf für 2030, 2035, 2040 und 2045 ermittelt wird,\r\n2)\r\ndie zu fördernden Wasserstoffspeicherkapazitäten wettbewerblich - zunächst im Rah-men von Clustern und mit zunehmender Vermaschung des Kernnetzes überregional - ausgeschrieben und in iterativen Schritten flexibel nachgesteuert werden und\r\n3)\r\neine Rückzahlung von Mehrerlösen nach erfolgreichem Markthochlauf vorgesehen wird.\r\nDer BDEW schlägt daher - ergänzend zu der im Weißbuch vorgesehenen Nachfrageförderung - die möglichst zeitnahe Einführung eines staatlichen Finanzierungsmechanismus vor, der\r\nSeite 6 von 11\r\nerlösbasierte Contracts for Difference (CfDs) mit einer intertemporalen Umlagefinanzierung kombiniert und folgende Kerneigenschaften hat:\r\n›\r\nHoheitliche Mindestbedarfsplanung von Wasserstoffspeicherkapazitäten auf Basis entspre-chend iterativ zu überprüfender Szenarien;\r\n›\r\nEinsatz auch marktlicher Verfahren wie beispielsweise Open Season bei der Bedarfsermitt-lung und Vergabe der Förderung nach wettbewerblichen qualitativen und quantitativen Kri-terien;\r\n›\r\nVergütung durch erlösbasierte CfDs bei der die Wasserstoffspeicherbetreiber über eine ge-wisse Laufzeit für die Differenz zwischen ihren tatsächlichen Erlösen und definierten kos-tenbasierten Referenzerlösen (incl. einer Anreizkomponente für die effiziente Vermark-tung) kompensiert werden;\r\n›\r\nIntertemporaler Ausgleich z. B. im Wege einer Umlagefinanzierung.\r\nSiehe hierzu auch Studie \"Finanzierungsmechanismus für den Aufbau von Wasserstoffspei-chern\" von Frontier Economics (August 2024), dena sowie Stellungnahme des Nationalen Wasserstoffrates (NWR) \"Baustein für Versorgungssicherheit und Systemstabilität: Wasser-stoffspeicher gezielt fördern\" (Juli 2025).\r\nDie Einführung eines solchen Finanzierungsmechanismus für den zu definierenden Mindestbe-darf an Speicherkapazitäten ist als No-Regret-Maßnahme zu sehen, da nur für den Fall, dass die kostenbasierten Referenzerlöse nicht vollständig über den Markt generiert werden kön-nen, entsprechende staatliche Kompensationen an die betreffenden Speicherbetreiber geleis-tet werden. Für den Fall, dass die Speicherbetreiber die kostenbasierten Referenzerlöse voll-ständig über den Markt erzielen können, fallen über die vergebenen CfDs hingegen keine staatlichen Kompensationen an. Das Risiko einer Überförderung ist in einem solchen System somit nicht gegeben.\r\n2 Potenziale für Porenspeicher erhalten\r\nIn der Potenzialanalyse des Weißbuchs werden Porenspeicher nicht weiter berücksichtigt.\r\nGrundsätzlich sollten die Rahmenbedingungen, rechtlichen Regelungen und Maßnahmen je-doch technologieoffen ausgestaltet werden, sodass die volkswirtschaftlich kosteneffizientes-ten Lösungen realisiert werden können. Gerade der Blick auf Europa zeigt, dass in einigen Re-gionen nur Porenspeicher möglich sein werden.\r\nZahlreiche Projekte in Süddeutschland, Österreich, Ungarn, Spanien und Niederlande zeigen das Potenzial für die Speicherung von Wasserstoff in Porenspeichern auf:\r\nSeite 7 von 11\r\n›\r\nEUH2STARS - European Underground Hydrogen Storage Reference System Ein Projektkonsortium, bestehend aus Erdgasspeicherbetreibern, Technologieanbietern, Versorgungsunternehmen, Forschungs- und Regierungsorganisationen, wurde von der Eu-ropäischen Kommission beauftragt, bis zum Ende des Jahrzehnts eine wettbewerbsfähige, vollständige und qualifizierte unterirdische Wasserstoffspeicherung (UHS) in erschöpften porösen Erdgasreservoirs auf dem technischen Reifegrad (TRL) 8 zu demonstrieren. Darüber hinaus ist EUH2STARS ein europäisches Vorzeigeprojekt für die Umwandlung be-stehender unterirdischer Erdgasspeicher in Wasserstoffspeicher und wird den Weg für de-ren Integration in die zukünftige europäische Wasserstoffinfrastruktur ebnen. Link: https://www.euh2stars.eu/en/\r\n›\r\nHyStorage (Erproben der Integrität von Porenspeichern auf die Speicherung von Wasser-stoff) der Uniper Energy Storage, Süddeutschland Link: https://www.uniper.energy/de/hystorage\r\n›\r\nUnderground Sun Storage (weltweit erste Wasserstoffspeicherung in einer unterirdischen Porenlagerstätte) der RAG Austria AG, Österreich Link: https://www.uss-2030.at/\r\n›\r\nHYUSPRE-Projekt (Hydrogen Underground Storage in Porous Reservoirs) der Hungarian Gas Storage, Ungarn Link: https://www.hyuspre.eu/\r\n›\r\nUNDERGY-Projekts (Untersuchung der Eignung der Lagerstätte Palancares als potenzieller saisonaler Speicherort für grünen H2) von Trinity Energy Storage, Spanien Link: https://www.trinity-es.com/en/undergy.php\r\n3 Regulierungskonzept Wasserstoffspeicher: zügig, wettbewerblich, im Markthoch-lauf förderlich\r\nDas Ministerium strebt eine möglichst frühe Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnen-marktpakets zur Regulierung des Wasserstoffspeicherzugangs an; die Bundesnetzagentur ver-folgt konzeptionell einen möglichst wettbewerblichen Ansatz. Der BDEW begrüßt dies aus-drücklich. Zu beachten ist jedoch, dass sich ein Wasserstoff(-speicher-)markt in den kommen-den Jahren bzw. Jahrzehnten erst noch entwickeln muss. Die Entwicklung eines Regulierungs-konzeptes auf Basis der Annahme eines liquiden Wasserstoffmarkts wäre daher problema-tisch. Ein Regulierungskonzept muss so ausgestaltet sein, dass es im Markthochlauf förderlich ist, flexibel auf die tatsächliche Marktentwicklung angepasst werden kann und mit einem Fi-nanzierungsmechanismus kompatibel ist. Um mehr Markt in das Regulierungskonzept zu in-tegrieren, darf es bei der Vermarktung keine marktbehindernde Einengung etwa in Bezug auf\r\nSeite 8 von 11\r\ndie Vertragsgestaltung geben.\r\n4 Konkretisierung: Wasserstoffspeicher gezielt und direkt fördern\r\n4.1 Reine Nachfrageförderung löst das Henne-Ei-Problem nicht und bedarf daher der Ergän-zung um direkte Förderung\r\n›\r\nDie Entwicklung von Wasserstoffspeicherkapazitäten ist sehr kapitalintensiv und benötigt lange Planungs- und Umsetzungszeiträume. Investitionsentscheidungen können erst dann getroffen werden, wenn Speicherkapazitäten langfristig vermarktet und die eingesetzten Investitionen sowohl preis- als auch mengenmäßig abgesichert sind.\r\n›\r\nIm aktuellen Marktumfeld, das von hoher Unsicherheit darüber geprägt ist, wann und in welchem Umfang ein Wasserstoffmarkthochlauf erfolgt, können auch potenzielle Speicher-kunden nur schwer entsprechende langfristige Verpflichtungen eingehen. Nachfrageförde-rung wird in den meisten Fällen zeitlich inkompatibel sein und kann daher nur bedingt zum Aufbau der Wasserstoffspeicher beitragen.\r\n›\r\nBei den Speicherbetreibern verbleibt somit ein hohes Nachfragerisiko, das aus nicht gesi-cherten Nachfragemengen sowie ungewisser Zahlungsbereitschaft besteht.\r\n›\r\nIn dieser frühen Phase des Markthochlaufs ist es aus Sicht der Branche daher unerlässlich, den Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitäten frühzeitig staatlich abzusichern, damit Speicherbetreiber mit ihren Investitionen in Vorleistung treten können.\r\n4.2 Das zeitliche Zusammenspiel zwischen Nachfrageförderung und Speicherinvestition funktioniert nicht\r\nHinzu kommt, dass die Förderzeiträume der Nachfrager und die Vorlaufzeiten, die Inbetrieb-nahme und die Vertragslaufzeiten der Speicher nicht übereinstimmen.\r\nSeite 9 von 11\r\nIn der Abbildung sind unter der Zeitachse die verschiedenen Phasen eines Wasserstoffspei-cher Neubau-Projekts und darüber die Klimaschutzverträge dargestellt. Zum Zeitpunkt der In-vestitionsentscheidung für den Speicher muss der Speicherkunde ein belastbares Commit-ment abgeben. Deshalb müssen bis zu diesem Zeitpunkt sowohl das Vergabeverfahren der Kli-maschutzverträge als auch die Ausschreibung der benötigten Wasserstoffmengen und Spei-cherkapazitäten abgeschlossen sein (Annahme: Diese Schritte erfolgen nacheinander).\r\nNach der Investitionsentscheidung (FID) sind beispielhaft zwei Szenarien abgebildet: Der untere Klimaschutzvertrag beginnt nach der bisher üblichen maximalen Umsetzungsfrist von drei Jahren, während der Förderzeitraum des oberen Klimaschutzvertrags erst beginnt, wenn der Speicher in Betrieb ist.\r\nBeide Szenarien sind suboptimal: im unteren Fall muss der Klimaschutzvertrag ohne seinen Speicher starten, und der Speicher profitiert nur von einem Teil des Förderzeitraums des Kli-maschutzvertrags; im oberen Fall verzögert sich die Umsetzung des Klimaschutzvertrags er-heblich.\r\nDie zeitliche Diskrepanz zwischen Nachfrageförderung und Speicherinvestitionen ist in der Ab-bildung exemplarisch für einen Kunden gezeigt und vergrößert sich bei einer Vielzahl an Spei-cherkunden entsprechend.\r\nWenn eine Nachfrageförderung Wirkung für den Aufbau von Wasserstoffspeichern erzielen soll, müsste sie die Brücke zwischen zwei nicht aufeinander abgestimmten Zeitschienen\r\nSeite 10 von 11\r\nschaffen. Zudem müssten die Speicherbuchungskosten als Bestandteil der Kosten auf der Nachfrageseite berücksichtigt werden und als förderfähig in der Ausschreibung verankert sein.\r\nUm eine langfristige Absicherung zu ermöglichen, wären Langfristverträge unabdingbar - und müssten in der Regulierung zulässig sein.\r\nEine derart ausgestaltete Nachfrageförderung könnte nur einen begrenzten Beitrag zum Auf-bau der Wasserstoffspeicher leisten, wird jedoch aus den geschilderten Inkompatibilitätsgrün-den zu kurz greifen, um die Investitionen auszulösen, die für die Sicherstellung der Bedarfe notwendig sind.\r\n4.3 Nachfrageförderung muss um Erlösbasierte Differenzverträge (CfDs) mit Amortisations-konto als No Regret-Maßnahme ergänzt werden\r\nDas Weißbuch setzt sich mit erlösbasierten CfDs auseinander und nennt dabei eine Reihe von Kritikpunkten daran, die sich bei genauerer Betrachtung auflösen lassen:\r\n›\r\nLt. Weißbuch dürfte die Voraussetzung, dass ausreichende Wettbewerbsintensität vorliegt, um bei der Auktion tatsächlich realistische und effiziente Angebote (Minimalerlöse) zu er-halten, in der frühen Marktphase mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht erfüllt sein. Die Wettbewerbsintensität und damit die Frage, wie viele Speicherbetreiber sich an der Ausschreibung von Fördermitteln beteiligen, dürfte vielmehr in hohem Maße gerade davon abhängen, dass das Förderregime ausreichend Sicherheit für die Investition in ein langlebi-ges Asset bietet. Über eine entsprechende Ausgestaltung des Förderregimes könnte also ausreichend Wettbewerbsintensität hergestellt werden.\r\n›\r\nLt. Weißbuch bedingt die Bestimmung der Ausschreibungsmenge (benötigte Speicherkapa-zität) eine staatlich definierte Zielgröße für den Speicherausbau, welche wiederum eine zentrale Planung der Speicherkapazität voraussetzen und jegliche marktlich getriebene Ent-wicklung des Marktes abwürgen würde.\r\nEine staatliche definierte Vorgabe für eine zu fördernde Speicherkapazität als \"No Regret-Mindestmenge\" ist zwar notwendig, lässt sich aber durch geeignete Instrumente möglichst marktnah ausgestalten: Langfristszenarien/Systementwicklungsstrategie in Verbindung mit No Regret-Mindestmengen, z. B. durch Open Season / Marktabfrage mit Elementen des \"Incremental Capacity Process\" analog NC CAM für Netzkapazitäten, in der Kapazitätsbe-darfe zunächst unverbindlich angemeldet und dann - nach Konsolidierung durch die Netz-betreiber - der Behörde/BNetzA vorgelegt werden. Zudem ist eine übergreifende staatliche Planung zur Erdgasspeicherung bereits aus anderen Gründen unumgänglich, denn die Um-widmung von Erdgasspeichern auf Wasserstoff erfordert gemäß §35h EnWG eine Anzeige und Prüfung durch die BNetzA samt Vorlage umfangreicher Unterlagen. Bei der Bewertung\r\nSeite 11 von 11\r\ndurch die BNetzA zu den Auswirkungen auf die Erdgas-Versorgungssicherheit ist also be-reits eine behördliche gesamtdeutsche Zielgröße für die noch benötigte Erdgasspeicherka-pazität notwendig. Diese würde dann noch spiegelbildlich ergänzt um die benötigte bzw. zu fördernde No-Regret Wasserstoffspeicherkapazität.\r\n›\r\nZudem bietet ein Finanzierungsmechanismus aus erlösbasierten CfDs mit Amortisations-konto/ intertemporaler Umlagefinanzierung wesentliche Vorteile:\r\n\r\nEffizienz: Durch Vergabe der Fördermittel im Wege von Ausschreibungen könnte sicher-gestellt werden, dass die Speicherprojekte mit den geringsten benötigten (ggf. kosten-basierten) Erlösen umgesetzt werden.\r\n\r\nFlexible Anpassung der geförderten Mengen durch iterative Ausschreibungen.\r\n\r\nMehr Flexibilität für den Staat in Sachen Finanzierung, da als Kreditfinanzierung auch über KfW darstellbar (dann nicht Teil des Bundeshaushalts).\r\n\r\nGrößere Möglichkeit für den Staat über lange Laufzeit (s. Amortisationskonto Kernnetz bis 2055, zum Vergleich: CfDs eher 10 bis 15 Jahre), an möglichen Mehrerlösen nach er-folgreichem Markthochlauf zu partizipieren.\r\n\r\nÜber lange Laufzeit entsprechend längere Absicherung für den Investor, damit attrakti-ver für Investoren und größere Chance für Wettbewerb bei Ausschreibung von CfDs (s. o.).\r\n4.4 Variante: Erlösbasierte CfDs ohne Amortisationskonto/Umlagefinanzierung\r\nGrundsätzlich wäre auch die Variante der erlösbasierten CfDs ohne Umlagefinanzierung denk-bar. Dies hätte den Vorteil, dass durch den Wegfall der intertemporalen Komponente die Komplexität reduziert würde. Außerdem würden Speicher, die nicht Teil des Finanzierungssys-tems sind, ohne Umlagefinanzierung wirtschaftlich nicht benachteiligt. Die Finanzierung müsste allerdings im Staatshaushalt verankert werden.\r\nDie Wasserstoffwirtschaft steht erst am Anfang: Damit der Aufbau gelingt, braucht es einen realistischen Blick – dazu leistet das Weißbuch mit Blick auf die Speicher einen wichtigen Bei-trag. Nun gilt es, ins Handeln zu kommen und schnellstmöglich einen verlässlichen Geset-zesentwurf für einen Finanzierungsmechanismus zur Konsultation zu stellen.\r\nHierzu fordert der BDEW das Ministerium dazu auf, ein integriertes Gesamtkonzept für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft vorzulegen, das alle Wertschöpfungsstufen (Erzeugung, Handel, Transport- und Verteilnetze, Speicherung und Nutzung) berücksichtigt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013095","regulatoryProjectTitle":"Dringender Anpassungsbedarf bei der Umsetzung der EE-Richtlinie im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b3/63/370489/Stellungnahme-Gutachten-SG2411040023.pdf","pdfPageCount":34,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu\r\nüberregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und\r\nFernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der TrinkwasserFörderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem\r\nVerhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance\r\nRichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888.\r\nRegistereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 26.09.2024\r\nStellungnahme\r\nzur Umsetzung der\r\nErneuerbare-EnergienRichtlinie (RED III) im Bereich\r\nWindenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für\r\nEnergiespeicheranlagen am\r\nselben Standort\r\nRegierungsentwurf vom 27. Juli 2024\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 34\r\n1. Executive Summary ...................................................................................4\r\n2. Windenergie an Land und Energiespeicher am selben Standort................10\r\n2.1. Änderungen im WindBG - Genehmigungsrecht.........................................10\r\n2.1.1. § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher)...............................................10\r\n2.1.2. § 3 WindBG, § 4 WindBG-E (Höhenbegrenzungen)....................................10\r\n2.1.3. § 6b Abs. 1 WindBG-E ..............................................................................11\r\n2.1.4. § 6b Abs. 2 WindBG-E ..............................................................................11\r\n2.1.5. § 6b Abs. 3 WindBG-E ..............................................................................12\r\n2.1.6. § 6b Abs. 4 WindBG-E ..............................................................................14\r\n2.1.7. § 6b Abs. 5 WindBG-E ..............................................................................16\r\n2.1.8. § 6b Abs. 6 WindBG-E ..............................................................................16\r\n2.1.9. § 6b Abs. 7 WindBG-E ..............................................................................18\r\n2.1.10. § 6b Abs. 8 WindBG-E ..............................................................................20\r\n2.1.11. § 6b Abs. 9 WindBG-E ..............................................................................21\r\n2.2. Änderungen im BImSchG - Genehmigungsrecht........................................21\r\n2.2.1. § 10a Abs. 4 BImSchG-E............................................................................21\r\n2.2.2. §10a Abs. 5 BImSchG ...............................................................................22\r\n2.2.3. § 31k BImSchG (bisher nicht Teil des Gesetzesentwurfes).........................23\r\n2.2.4. § 16b BImSchG (bisher nicht Teil des Gesetzesentwurfes).........................23\r\n2.3. Änderungen im BauBG – Planungsrecht ...................................................24\r\n2.3.1. § 245e Abs. 3 BauGB................................................................................24\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 34\r\n2.3.2. § 245f BauGB...........................................................................................25\r\n2.3.3. § 249a Abs. 1 BauGB ................................................................................25\r\n2.3.4. § 249a Abs. 2 BauGB ................................................................................27\r\n2.3.5. § 249b Abs. 6 BauGB................................................................................28\r\n2.3.6. § 249e Abs. 3 BauGB (neu).......................................................................28\r\n2.3.7. § 249 Abs. 3 BauGB..................................................................................29\r\n2.3.8. Anlage 3 zum BauGB................................................................................29\r\n2.4. Änderungen im ROG - Planungsrecht .......................................................29\r\n2.4.1. § 7 ROG ...................................................................................................29\r\n2.4.2. § 28 Abs. 1 ROG .......................................................................................30\r\n2.4.3. § 28 Abs. 2, 4, 5 ROG................................................................................30\r\n2.4.4. Anlage 3 zum ROG ...................................................................................30\r\n2.5. Änderungen im EEG - Folgeänderungen ...................................................30\r\n3. Solarenergie - Genehmigungs- und Planungsrecht....................................30\r\n3.1. Änderungen im UVPG..............................................................................31\r\n3.2. Änderungen im WindBG, BauGB und ROG................................................33\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 34\r\n1. Executive Summary\r\nDer Regierungsentwurf für ein „Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich\r\nWindenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort“\r\n(im Folgenden „Gesetzesentwurf“) beinhaltet an einigen Stellen zu begrüßende\r\nVerbesserungen im Vergleich zum Referentenentwurf und greift damit einige BDEWForderungen1 auf.\r\nIm Ergebnis bleibt aber an zahlreichen Stellen dringender Anpassungsbedarf, der sich in\r\nfolgenden drei Bereiche clustern lässt:\r\n1. Anpassungen im Genehmigungsrecht bei Windenergie an Land (WindBG-E, BImSchG-E):\r\nDer Gesetzesentwurf setzt die Richtlinie in wichtigen Punkten nicht zielgenau um. Der BDEW\r\nplädiert dafür, die durch die RED III vorgegebenen Erleichterungen bei den umwelt- und\r\nverfahrensrechtlichen Prüfungen insbesondere hinsichtlich des Screenings sowie des\r\nZahlungsmechanismus 1:1 umzusetzen.\r\n2. Anpassungen im Planungsrecht bei Windenergie an Land (BauGB-E, ROG-E):\r\nDie durch die RED III eröffnete Gebietskulisse sollte in der nationalen Umsetzung nicht\r\nbeschränkt werden, zudem sind die unabhängig von der RED III im Planungsrecht (BauGB)\r\nzusätzlich aufgenommen Regelungen anzupassen. So sind unter anderem das Repowering mit\r\nden Regelungen im Genehmigungsrecht (BImSchG) zu synchronisieren sowie die vorgesehene\r\nAnrechenbarkeit von faktischen Höhenbeschränkungen zu streichen.\r\n3. Anpassungen bei Solarenergie (WindBG-E, UVPG-E, BauGB-E, ROG-E):\r\nDer BDEW sieht keine Beschleunigungswirkung in der geplanten Umsetzung der RED III für den\r\nAusbau der Photovoltaik und rät von einer – von der Richtlinie auch nicht vorgeschriebenen –\r\nUmsetzung ab. Für Photovoltaik-Freiflächenanlagen existiert im derzeitigen Recht über die\r\nkommunale Planungshoheit und das Bebauungsplanverfahren ein bewährtes System, das\r\ndieser Anpassungen nicht bedarf.\r\n1 BDEW-Stellungnahme zum Referentenentwurf vom 11. April 2024\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 34\r\nDie insgesamt 14 dringendsten Anpassungen für eine echte Beschleunigung der Verfahren aus\r\nSicht des BDEW sind nachfolgend kurz dargestellt. In den Kapiteln 2 und 3 erläutert der BDEW\r\ndiese und weitere Punkte.\r\nAnpassungen im Genehmigungsrecht bei der Windenergie an Land (WindBG-E):\r\n1. Beweislast beim Screening besser klarstellen (§ 6b Abs. 4, 5, 6 WindBG-E)\r\nDie RED III sieht vor, dass Anträge im Anschluss an das Screening unter Umweltgesichtspunkten\r\ngenehmigt sind, es sei denn, die zuständige Behörde erlässt eine Verwaltungsentscheidung, in\r\nder auf der Grundlage eindeutiger Beweise die Gründe dafür angegeben sind, dass ein\r\nbestimmtes Projekt (…) höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige\r\nAuswirkungen haben wird. In § 6b Abs. 4, 5, 6 WindBG-E wird hingegen auf „eindeutige\r\ntatsächliche Anhaltspunkte“ abgestellt. Tatsächliche Anhaltspunkte sind nicht gleichbedeutend\r\nmit eindeutigen Beweisen.\r\nDer BDEW spricht sich für eine Anpassung der Regelung an den Wortlaut der Richtline aus,\r\nindem zumindest auf eindeutige tatsächliche Nachweise abgestellt wird.\r\n2. Einmalzahlung in jährliche Zahlung umwandeln (§ 6b Abs. 7 WindBG-E)\r\nDie im Gesetzesentwurf vorgesehene Umwandlung der jährlichen Zahlung in das\r\nArtenhilfsprogramm in eine Einmalzahlung wird strikt abgelehnt. Einmalzahlungen\r\nwidersprechen dem Wortlaut der RED III. Zudem greift das Umstellen auf eine Einmalzahlung\r\nerheblich in die Finanzierungsmechanismen der Vorhabenträger ein und benachteiligt wegen\r\ndes Vorfinanzierungsaufwands kleinere Unternehmen. Darüber hinaus spiegelt die\r\nvorgeschlagene Einmalzahlung nicht im Geringsten den damit verbundenen Barwerteffekt\r\nwider. Die intendierte Reduktion der Zahlung ist hingegen zu begrüßen und sollte durch ein\r\nHerabsetzen der jährlichen Zahlen erfolgen.\r\nDer BDEW plädiert dafür, den jährlichen Zahlungsmechanismus beizubehalten und die\r\nZahlungen abzusenken.\r\n3. Regelungslücke für Bestands-Beschleunigungsgebiete schließen (§ 6a WindBG)\r\nWeiter fehlt aus Sicht des BDEW eine Regelung, wie mit den Bestands-Beschleunigungsgebieten\r\nnach § 6a WindBG, umzugehen ist. Diese Gebiete enthalten per se keine Regeln für\r\nMinderungsmaßnahmen.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 34\r\nDer BDEW plädiert für eine Klarstellung, dass bei Vorhaben in § 6a WindBG-Gebieten, soweit\r\nerforderlich, geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen durch die\r\nZulassungsbehörde anzuordnen sind.\r\n4. Wiederaufnahme und Verstetigung des § 31k BImSchG\r\nDer BDEW spricht sich für eine Wiederaufnahme und Verstetigung der am 15. April 2024\r\nentfallenen Regelung in § 31k BImSchG aus, wonach der Schallleistungspegel für\r\nWindenergieanlagen an Land um vier Dezibel gegenüber dem genehmigten Wert erhöht\r\nwerden durfte.\r\n5. Vereinfachte Typenänderung nicht von Luftverkehrsprüfung ausnehmen\r\nDer BDEW begrüßt die in § 16b Abs. 8 und 9 BImSchG im Rahmen der BImSchG-Novelle\r\ngetroffene Regelung zur vereinfachten Typenänderung. Die Regelung ist jedoch dahingehend\r\nzu ergänzen, dass die Zustimmung/Genehmigung der Luftverkehrsbehörde weiterhin nötig ist.\r\nAnpassungen im Planungsrecht bei der Windenergie an Land (BauGB-E, ROG-E):\r\n6. Repowering vereinheitlichen (§§ 245e Abs. 3, 249 Abs. 3 BauGB-E)\r\nMit der jüngst erfolgten BImSchG-Novelle wurde der maximal zulässige Abstand der neuen\r\nAnlage(n) zur Bestandsanlage von der zweifachen auf die fünffache Höhe der neuen Anlage(n)\r\nerweitert. Zudem wurde die Realisierungsfrist von 24 Monaten auf 48 Monate erweitert.\r\nAußerdem ist nach den BImSchG-Regelungen auch ein Repowering von 1 zu x-Anlagen möglich.\r\nDer Gesetzesentwurf definiert hingegen ein Repowering mit einem Maximalabstand der\r\nzweifachen Höhe der Neuanlage, beschränkt das Repowering auf einen 1 zu 1 Austausch und\r\nauf 24 Monate. Abweichende Definitionen von Repowering-Vorhaben in zwei verschiedenen\r\nGesetzen sind nicht sinnvoll und führen zu Rechtsunsicherheit. Die Regelungen sind dringend\r\nzu harmonisieren.\r\nDer BDEW plädiert für eine Anpassung der Repowering-Regelung im BauGB an die RepoweringDefinition im BImSchG im Wege eines dynamischen Verweises.\r\n7. Überleitungsvorschrift scharfstellen (§ 28 Abs. 5 ROG-E, § 245 f BauGB-E)\r\nWindenergiegebiete müssen nach dem neuen Rechtsregime des Gesetzesentwurfes zugleich\r\nauch als Beschleunigungsgebiete ausgewiesen werden. Das gilt hingegen nicht bei laufenden\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 34\r\nVerfahren, wenn dies zu erheblichen Verzögerungen führen würde. Dann ist eine Beendigung\r\ndes Verfahrens nach alter Rechtslage möglich und die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet\r\nkann in einem nachgelagerten Verfahren erfolgen. Ohne eine Frist für dieses nachgelagerte\r\nVerfahren und ohne Rechtsfolge bei versäumter nachträglicher Ausweisung als\r\nBeschleunigungsgebiet droht diese Verpflichtung ins Leere zu laufen. Es gäbe dann\r\nWindenergiegebiete, die weder § 6a WindBG-Gebiete (Windenergiegebiete, die per Gesetz zu\r\nBeschleunigungsgebieten erklärt wurden) noch neue Beschleunigungsgebiete sind.\r\nDer BDEW spricht sich daher für eine feste Frist zur nachträglichen Ausweisung von unter die\r\nÜberleitungsvorschrift fallenden Windenergiegebieten als Beschleunigungsgebiete aus.\r\n8. Anrechenbarkeit bei Höhenbegrenzung streichen (§§ 4 WindBG-E, 249 Abs. 6a BauGB-E)\r\nNach dem Gesetzesentwurf sollen Höhenbegrenzungen auf Flächen, die nicht aus\r\nPlanbestimmungen folgen, die Anrechenbarkeit der Flächen nicht hindern. Hier bleibt völlig\r\nunklar, was unter den Begriff der „Planbestimmungen“ fällt. Gleichzeitig fehlt die Betrachtung\r\nder Wirtschaftlichkeit von möglichen Anlagen bzw. der volkswirtschaftlichen Auswirkungen,\r\nwenn weniger geeignete Gebiete ausgewiesen werden und niedrigere Stromerträge geriert\r\nwerden. Letztendlich stärkt die vorgeschlagene Regelung jegliche Feigenblattplanung.\r\nDer BDEW plädiert für eine Streichung der vorgeschlagenen Änderungen zur Anrechenbarkeit\r\nvon Höhenbeschränkungen. Der BDEW spricht sich stattdessen für die Aufnahme einer\r\ngesetzlichen Klarstellung aus, dass nur solche Flächen für die Windenergie an Land\r\nausgewiesen werden dürfen, auf denen sich Windenergieanlagen regelmäßig durchsetzen und\r\ndie auch für einen wirtschaftlichen Betrieb von Windenergieanlagen geeignet sind.2\r\n9. Gebiete mit bedeutsamen Arten als Ausschlussgrund streichen (§ 249 a Abs. 1 Nr. 2\r\nBauGB-E)\r\nDer Gesetzesentwurf sieht einen Ausschluss von Gebieten mit landesweit bedeutenden\r\nVorkommen von durch den Ausbau der Windenergie betroffenen Arten vor. Die Regelung ist\r\ngegenüber der RED III überschießend. Unionsrechtlich erforderlich wäre es lediglich, Natura2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Hauptvogelzugrouten und Meeressäuger-Hauptzugrouten\r\nauszuschließen. Der Ausschluss anderer Gebiete setzt voraus, dass erhebliche\r\n2 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 1 der der BRDrucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 34\r\nUmweltauswirkungen zu erwarten sind. Dies ist mit geeigneten und verhältnismäßigen\r\nInstrumenten und Datensätzen zu ermitteln. Dieser Ermittlung wird der pauschale Ausschluss\r\nvon Gebieten mit landesweit bedeutsamen Vorkommen europäischer Vogelarten oder streng\r\ngeschützter Arten gem. § 249 Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E nicht gerecht.\r\nDer BDEW plädiert für die Streichung von Gebieten mit bedeutsamen Arten als\r\nAusschlussgrund.\r\n10. Umfang auf streng geschützte Arten reduzieren (§ 249a Abs. 1 und 2 BauGB-E, 13 Abs. 4\r\nROG-E)\r\nDas zu betrachtende Artenspektrum ist im Gesetzesentwurf richtlinienüberschießend\r\numgesetzt, indem an mehreren Stellen auf besonders geschützte Arten abgestellt wird.\r\nDie RED III verlangt hingegen nur Maßnahmen bezogen auf die Verpflichtungen aus Art. 12\r\nAbs. 1 der FFH-Richtlinie und Art. 5 der Vogelschutz-Richtlinie, d. h. bezogen auf Anhang IVTierarten der FFH-RL und europäische Vogelarten nach Art. 1 VS-RL.\r\nDie überschießende Umsetzung führt zu einem erheblichen Mehraufwand und zu einer\r\nVerschlechterung der Rechtslage.\r\nDer BDEW spricht sich für eine 1:1 Umsetzung der Richtlinie aus, indem nur die in der RED III\r\ngenannten Arten abgestellt wird.3\r\nAnpassungen bei der Solarenergie (WindBG-E, UVPG-E, BauGB-E, ROG-E):\r\n11. Regelungen zur Solarenergie wegen fehlender Beschleunigung nicht umsetzen\r\nDie im Rahmen des Gesetzesentwurfes für die Solarenergie vorgeschlagenen Änderungen im\r\nWindBG, UVPG, BauGB und ROG werden überwiegend als nicht hilfreich eingeschätzt.\r\nFür Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) existiert im derzeitigen Recht über die\r\nkommunale Planungshoheit und das Bebauungsplanverfahren ein bewährtes System, um\r\ngeeignete und ausreichende Flächen auszuweisen. Eine Umsetzung der RED III für PV-FFA ist\r\nnicht zwingend vorgeschrieben und daher nicht erforderlich.\r\nDer BDEW plädiert dafür, von der Umsetzung der RED III für die Solarenergie abzusehen.\r\n3 Vergleiche dazu Ziffer 60 der Ausschussempfehlungen des Bundesrates BR-Drucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 34\r\n12. UVP-Pflicht für Freiflächen-PV nicht neu regeln\r\nDer Gesetzesentwurf sieht vor, dass Freiflächen-PV-Anlagen mit Bebauungsplan ab einer\r\nbestimmten Größe UVP-pflichtig bzw. UVP-vorprüfungspflichtig sind. Diese Neuregelung im\r\nUVPG stellt eine erhebliche Verschlechterung zur jetzigen Rechtslage dar, wonach zwar gewisse\r\nStädtebauprojekte UVP-pflichtig bzw. UVP-vorprüfungspflichtig sind, Freiflächen-PV-Anlagen\r\naus Sicht des BDEW aber nicht darunterfallen.\r\nDer BDEW spricht sich gegen eine Verschärfung der UVP-Pflicht für Freiflächen-PV aus.\r\nSpeicher\r\n13. Definition der Speicher am selben Standort anpassen (§ 2 Nr. 7 WindBG-E)\r\nDer Gesetzeswortlaut enthält eine richtlinienüberschiessende Definition für Speicher am selben\r\nStandort und fordert einen räumlich-funktionalen und dienenden Zusammenhang.\r\nDer BDEW schlägt vor, die Definition an den Wortlaut der RED III anzupassen und allein darauf\r\nabzustellen, dass die Anlagen am selben Netzanschlusspunkt angeschlossen sind.\r\nNetzausbau\r\n14. Umsetzung der RED III auch für Netzausbau sicherstellen\r\nGenerell ist darauf zu achten, dass bei Maßnahmen zur Beschleunigung des EE-Anlagenbaus\r\nimmer auch Maßnahmen zur Beschleunigung des Stromnetzausbaues erfolgen müssen. Nur so\r\nkönnen die bereits zeitlich auseinanderfallenden Planungs- und Genehmigungsverfahren beider\r\nInfrastrukturen zumindest einigermaßen synchron gehalten werden.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 34\r\nZu den Regelungen im Einzelnen in der Reihenfolge der Gesetzesänderungen:\r\n2. Windenergie an Land und Energiespeicher am selben Standort\r\n2.1. Änderungen im WindBG - Genehmigungsrecht\r\n2.1.1. § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher)\r\nDer BDEW plädiert dafür, die Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort an den\r\nWortlaut der Richtlinie anzupassen:\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung des § 2 Nr. 7 WindBG vor:\r\nEnergiespeicher am selben Standort: Eine Kombination aus einer Energiespeicheranlage und\r\neiner Anlage zur Erzeugung von erneuerbarer Energie, die an denselben Netzanschlusspunkt\r\nangeschlossen sind; Anlagen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder\r\nplanfeststellungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen\r\nZusammenhang mit einer Windenergieanlage an Land oder einer Solarenergieanlage stehen\r\nund gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen;\r\n2.1.2. § 3 WindBG, § 4 WindBG-E (Höhenbegrenzungen)\r\nNach dem Gesetzesentwurf sollen Höhenbegrenzungen auf Flächen, die nicht aus\r\nPlanbestimmungen folgen, die Anrechenbarkeit der Flächen nicht hindern.\r\nDer BDEW plädiert für eine Streichung der vorgeschlagenen Änderungen zur Anrechenbarkeit\r\nvon Höhenbeschränkungen.\r\nDer BDEW lehnt eine Anrechnung faktisch höhenbegrenzter Flächen auf die Flächenziele ab und\r\nfordert im Gegenzug dazu eine gesetzliche Klarstellung zur Möglichkeit des wirtschaftlichen\r\nBetriebs auf ausgewiesenen Flächen.\r\nDer BDEW schlägt folgende Ergänzung in § 3 Abs. 1 S. 1 WindBG vor:\r\nIn jedem Bundesland ist ein prozentualer Anteil der Landesfläche nach Maßgabe der Anlage\r\n(Flächenbeitragswert) für die Windenergie an Land auszuweisen, wobei nur solche Flächen für\r\ndie Windenergie an Land ausgewiesen werden dürfen, auf denen sich Windenergieanlagen\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 34\r\nregelmäßig durchsetzen und die auch für einen wirtschaftlichen Betrieb von\r\nWindenergieanlagen geeignet sind.\r\n4\r\nZudem schlägt der BDEW die Streichung des § 4 Abs. 1 S. 6 WindBG vor:\r\n(6) Höhenbegrenzungen auf Flächen, die nicht aus Planbestimmungen folgen, hindern die\r\nAnrechenbarkeit der Flächen nicht.\r\n2.1.3. § 6b Abs. 1 WindBG-E\r\nAbsatz 1 regelt den Anwendungsbereich für Genehmigungserleichterungen in\r\nBeschleunigungsgebieten. Durch den Gesetzesentwurf wurden sinnvolle Ergänzungen\r\nvorgenommen. So wurde der Anwendungsbereich von Windenergieanlagen an Land inklusive\r\nNebenanlagen auf Energiespeicher am selben Standort erweitert.\r\n2.1.4. § 6b Abs. 2 WindBG-E\r\nAbsatz 2 setzt die Genehmigungserleichterungen für die vom Anwendungsbereich erfassten\r\nAnlagen in Beschleunigungsgebieten für Windenergieanlagen an Land um.\r\nWas weiterhin fehlt ist, bei der Natura2000-Prüfung auch auf § 33 BNatSchG zu verweisen.\r\nDamit ist Art. 15c Abs. 1b der RED III noch nicht umgesetzt.\r\nZu begrüßen ist, dass im Gesetzesentwurf eine Abgrenzung zur Eingriffsregelung vorgenommen\r\nwurde. Das hatte der BDEW gefordert.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 2 WindBG an:\r\n(2) Im Zulassungsverfahren einer Anlage nach Absatz 1 ist\r\n1. abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nkeine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen,\r\n4 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 1 der der BRDrucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 34\r\n2. abweichend von § 33 Absatz 1 und § 34 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes keine\r\nPrüfung in Bezug auf Natura 2000-Gebiete durchzuführen,\r\n3. abweichend von § 44 Absatz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes keine\r\nartenschutzrechtliche Prüfung durchzuführen und\r\n4. abweichend von § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes keine Prüfung der dort genannten\r\nBewirtschaftungsziele durchzuführen.\r\nDie Zulassungsbehörde führt im Rahmen des Zulassungsverfahrens anstelle der nach Satz 1\r\nnicht durchzuführenden Prüfungen eine Überprüfung der Umweltauswirkungen (Überprüfung)\r\nnach den Absätzen 3 bis 7 durch. Inhalte der Prüfungen, die nach Satz 1 Nummer 2 und 3 nicht\r\nzu prüfen sind, sind bei der Anwendung der §§ 13 bis 17 des Bundesnaturschutzgesetzes nur\r\nzu berücksichtigen, soweit dies zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs in Natur und\r\nLandschaft zwingend erforderlich ist. Satz 1 Nummer 1 ist nicht auf Vorhaben anzuwenden, für\r\ndie nach § 54 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung eine grenzüberschreitende\r\nUmweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist.\r\n2.1.5. § 6b Abs. 3 WindBG-E\r\nAbsatz 3 regelt den Ablauf des Überprüfungsverfahrens. Erfreulicherweise wurden einige\r\nForderungen des BDEW aufgegriffen. Es bleibt jedoch Nachbesserungsbedarf.\r\nIn Umsetzung von Art. 16a Abs. 4 RED III muss Ziel des Überprüfungsverfahrens sein,\r\nfestzustellen, ob das Projekt „höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige\r\nAuswirkungen haben wird, die bei der Umweltprüfung der Pläne zur Ausweisung von\r\nBeschleunigungsgebieten (…) durchgeführt wurden, nicht ermittelt wurden. Es ist also\r\nfestzustellen, ob eine neue, fachgutachterlich ermittelte Datenlage ein anderes\r\nMaßnahmenkonzept als bei Planaufstellung erfordert. Leider fehlt eine Art. 16a Abs. 4 RED III\r\nentsprechende Konkretisierung im Gesetzesentwurf. Damit droht das Überprüfungsverfahren\r\nzur „Achillesferse“ der Regelung zu werden.\r\nZudem findet sich die im Gesetzesentwurf enthaltene Eingrenzung der Datengrundlage auf\r\nDaten mit ausreichender räumlicher Genauigkeit, die maximal 5 Jahre alt sein dürfen, nicht in\r\nder RED III wieder. Die Richtlinie verhält sich dazu nicht und nimmt damit eine gewisse\r\nDatenunschärfe in Kauf. Die Einschränkung der Datengrundlage ist aus Sicht des BDEW jedoch\r\nnachvollziehbar.\r\nDer BDEW begrüßt, dass das in der Richtlinie vorgegebene Regel-Ausnahme-Verhältnis anders\r\nals im Referentenentwurf nun zum Teil abgebildet wird. Das hatte der BDEW gefordert.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 34\r\nAllerdings entspricht die gewählte Formulierung, dass eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte\r\nfür höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen\r\nvorliegen müssen, nicht den Anforderungen der RED III.\r\nDie RED III sieht vor, dass Anträge im Anschluss an das Screening unter Umweltgesichtspunkten\r\ngenehmigt sind, es sei denn, die zuständige Behörde erlässt eine Verwaltungsentscheidung, in\r\nder auf der Grundlage eindeutiger Beweise die Gründe dafür angegeben sind, dass ein\r\nbestimmtes Projekt (…) höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige\r\nAuswirkungen haben wird. Tatsächliche Anhaltspunkte sind nicht gleichbedeutend mit\r\neindeutigen Beweisen. Die Regelung sollte an den Wortlaut der Richtline angepasst werden.\r\nZumindest ist auf eindeutige tatsächliche Nachweise abzustellen. Wünschenswert wäre\r\nzudem, wenn klargestellt wird, dass nur ausnahmsweise von höchstwahrscheinlichen\r\nunvorhergesehenen nachteiligen Auswirkungen auszugehen ist.\r\nWeiterfehlt aus Sicht des BDEW eine Regelung, wie mit den Bestands-Beschleunigungsgebieten\r\nnach § 6a WindBG, umzugehen ist. Diese Gebiete enthalten per se keine Regeln für\r\nMinderungsmaßnahmen.\r\nZudem muss klar sein, dass der Vorhabenträger nur darstellen muss, welche Maßnahmen er\r\nbezogen auf welche Umwelteinwirkungen ergreifen will. Es sind diesbezüglich keine weiteren\r\nUnterlagen und insbesondere keine Wirksamkeitsnachweise beizubringen. Da nunmehr auch\r\ndie Unterlagen für das Überprüfungsverfahren Teil der Vollständigkeit und relevant für das\r\nLaufen der Frist nach Satz 7 sind, ist außerdem klarzustellen, dass außer den genannten\r\nUnterlagen, keine zusätzlichen Nachweise beigebracht werden müssen.\r\nWeiter ist die Einhaltung der Vorschriften der Bundesnaturschutzgesetzes und des\r\nWasserhaushaltsgesetzes näher einzugrenzen. Die gewählte Formulierung ist zu unbestimmt\r\nund birgt die Gefahr extensiver Auslegungen und weiterer Prüfpflichten zulasten der\r\nbeschleunigten Durchführung der Vorhaben.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 3 WindBG an:\r\n(3) Die Überprüfung wird auf Grundlage vorhandener Daten durchgeführt, um festzustellen, ob\r\ndiese Daten von den Daten bei der Umweltprüfung des Plans zur Ausweisung des Gebiets\r\nabweichen. Die Daten müssen fachgutachterlich ermittelt worden sein. Es dürfen dabei nur\r\nDaten berücksichtigt werden, die eine ausreichende räumliche Genauigkeit aufweisen und zum\r\nZeitpunkt der Entscheidung über den Zulassungsantrag nicht älter als fünf Jahre sind. Die\r\nZulassungsbehörde teilt dem Träger des Vorhabens auch schon vor Antragstellung auf\r\nAnfrage innerhalb von 14 Tagen mit, welche Daten vorhanden sind. Der Träger des Vorhabens\r\nhat der Zulassungsbehörde aufgrund der im Plan bestimmten Regeln für\r\nMinderungsmaßnahmen und etwaiger weiterer eigener Vorschläge Unterlagen über\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 34\r\nMaßnahmen vorzulegen und darzulegen, wie mit diesen Maßnahmen den\r\nUmweltauswirkungen begegnet werden soll. Wurde ein Beschleunigungsgebiet nach § 6a\r\nbestimmt, sind, soweit erforderlich, geeignete und verhältnismäßige\r\nMinderungsmaßnahmen unter Berücksichtigung von Vorschlägen des Vorhabenträgers durch\r\ndie Zulassungsbehörde anzuordnen. Die Unterlagen sind statt der Nachweise zur Einhaltung\r\nder Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des\r\nWasserhaushaltsgesetzes und zusätzlich zu den nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts\r\nerforderlichen Unterlagen vorzulegen. Die Zulassungsbehörde überprüft unter\r\nBerücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen nach Satz 3, ob aufgrund\r\nabweichender Daten nach Satz 1 eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte Nachweise vorliegen,\r\ndass das Vorhaben auch bei Durchführung der Maßnahmen nach Satz 3 ausnahmsweise\r\nhöchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen\r\nangesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Anlage 3 Nummer 2 des Gesetzes\r\nüber die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird, die bei der Umweltprüfung nach § 8 des\r\nRaumordnungsgesetzes oder nach § 2 Absatz 4 des Baugesetzbuchs oder bei der etwaigen\r\nVerträglichkeitsprüfung nach § 7 Abs. 6 des Raumordnungsgesetzes oder nach § 1a Abs. 4 des\r\nBaugesetzbuches nicht ermittelt wurden und es dadurch mit hinreichender Wahrscheinlichkeit\r\nzu erheblichen Beeinträchtigungen eines Natura-2000-Gebiets nach § 33, 34 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes, zur Verletzung artenschutzrechtlicher Verbotstatbestände nach\r\n§ 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder zum Verstoß gegen Bewirtschaftungsziele\r\nnach § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes kommen wird die Einhaltung der Vorschriften der §§\r\n34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes oder des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nnicht gewährleistet ist, ohne dass es dafür gesonderter Unterlagen seitens des Trägers des\r\nVorhabens bedarf.\r\n2.1.6. § 6b Abs. 4 WindBG-E\r\nAbsatz 4 regelt die Fristen für das Überprüfungsverfahren und enthält Regelungen zur\r\nVollständigkeit.\r\nEs ist nicht ersichtlich, warum in § 6b Abs. 4 WindBG-E von den erst jüngst angepassten § 10\r\nAbs. 5 S. 3 HS 1, S. 4 BImSchG und § 7 Abs. 2 S. 4 der 9. BImSchV abweichende Regelungen\r\ngetroffen werden. Dort wird bereits geregelt, dass die Genehmigungsbehörde nach Ablauf der\r\nFrist zur Beteiligung der Fachbehörde von einem Monat (ab Vollständigkeit des Antrages) bei\r\neinem Verfahren zur Genehmigung einer Anlage zur Nutzung Erneuerbarer Energien eine\r\nEntscheidung auf Grundlage der zum Zeitpunkt des Fristablaufes geltenden Sach- und\r\nRechtslage zu treffen hat.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 34\r\n§ 6b Abs. 4 S. 1 WindBG-E bringt demgegenüber nicht nur keinen Mehrwert, sondern verlängert\r\ndie Frist sogar noch, da hier erst nach 45 Tagen das Screening abgeschlossen wird. Die Regelung\r\nführt somit nicht zu einer Verfahrensbeschleunigung, sondern zu einer Verlängerung und zu\r\neiner unnötigen Steigerung der Komplexität. Die Screening-Frist sollte einheitlich und im\r\nEinklang mit dem BImSchG auf 1 Monat festgelegt werden.\r\nDie Aufnahme der 45 Tage Frist ist jedoch im Hinblick auf die in der RED III vorgesehene\r\nGenehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten notwendig. Siehe dazu Stiftung\r\nUmweltenergierecht, Die Beschleunigungsgebiete für die Windenergie an Land: „Die\r\nFallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde innerhalb der Screening-Frist keine Entscheidung\r\ntrifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Screening-Frist soll eine Art Bindungswirkung\r\nbezogen auf die Vorgaben aus dem europäischen Arten-, Habitat- und Gewässerschutzrecht für\r\ndie spätere Genehmigung eintreten. Die dem Screening unterliegenden Aspekte dürfen dem\r\nVorhaben im Rahmen der abschließenden Genehmigungsentscheidung nicht mehr\r\nentgegengehalten werden.“\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 4 WindBG an:\r\n(4) Trifft die Zulassungsbehörde innerhalb von 45 Tagen keine Entscheidung darüber, ob\r\nerhebliche unvorhergesehene Umweltauswirkungen vorliegen, kann dem Vorhaben im\r\nGenehmigungsverfahren nicht mehr entgegengehalten werden, dass erhebliche\r\nunvorhergesehene Umweltauswirkungen vorliegen. Die Überprüfung ist innerhalb von 45\r\nTagen ab Vollständigkeit der Unterlagen abzuschließen, bei Anträgen nach § 16b Absatz 1 des\r\nBundes-Immissionsschutzgesetzes innerhalb von 30 Tagen. Unterlagen sind vollständig, wenn\r\ndie Unterlagen in einer Weise prüffähig sind, dass sie sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten\r\nder Überprüfung verhalten, und die Zulassungsbehörde in die Lage versetzen, die Überprüfung\r\ndurchzuführen. Fachliche Einwände und Nachfragen stehen der Vollständigkeit nicht entgegen,\r\nsofern die Unterlagen eine fachliche Überprüfung überhaupt ermöglichen. Die Frist nach Satz 1\r\nbeginnt spätestens mit Bestätigung der Vollständigkeit durch die Zulassungsbehörde oder nach\r\nAblauf der Frist nach § 10a Abs. 4 Satz 1 Nummer 1 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes oder,\r\nsofern die Zulassungsbehörde nach § 10a Absatz 4 Satz 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\nden Antragsteller zur Ergänzung aufgefordert hat, mit Eingang der von der Zulassungsbehörde\r\nerstmalig nachgeforderten Unterlagen. Für die Bestätigung der Vollständigkeit ist § 10 Absatz 4\r\nSatz 1 Nummer 2 Buchstabe a des Bundes-Immissionsschutzgesetzes entsprechend\r\nanzuwenden. Gibt eine zu beteiligende Behörde innerhalb der Frist nach Satz 1 gegenüber der\r\nZulassungsbehörde keine begründete Stellungnahme ab, ob eindeutige tatsächliche\r\nAnhaltspunkte nach Absatz 3 Satz 5 vorliegen, so ist davon auszugehen, dass sich die zu\r\nbeteiligende Behörde diesbezüglich nicht äußern will.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 34\r\n2.1.7. § 6b Abs. 5 WindBG-E\r\nAbsatz 5 regelt das Verfahren, wenn keine eindeutigen tatsächlichen Anhaltspunkte festgestellt\r\nwurden (positives Screening). Auch hier ist auf eindeutige tatsächliche Nachweise abzustellen.\r\nDie in diesem Fall stets anzuordnenden Maßnahmen für Fledermäuse sind nicht nachvollziehbar\r\nund zu streichen. Es kann nicht davon ausgegangen werden, dass in jedem Projekt ein\r\nArtenschutzkonflikt mit Fledermäusen besteht.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 5 WindBG an:\r\n(5) Stellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung nicht fest, dass eindeutige tatsächliche\r\nAnhaltspunkte Nachweise im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vorliegen, so ordnet sie gegenüber\r\ndem Träger des Vorhabens unter Berücksichtigung der von ihm nach Absatz 3 Satz 3 vorgelegten\r\nUnterlagen die dennoch erforderlichen und verfügbaren Maßnahmen im Zulassungsbescheid\r\nan. Zum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Verletzung beim Betrieb der\r\nWindenergieanlage an Land hat die Zulassungsbehörde stets geeignete\r\nMinderungsmaßnahmen in Form einer Abregelung der Windenergieanlage anzuordnen. Die\r\nZulassungsbehörde kann die angeordnete Abregelung auf Verlangen des Trägers des Vorhabens\r\nauf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im\r\nGondelbereich der Windenergieanlage anpassen.\r\n2.1.8. § 6b Abs. 6 WindBG-E\r\nAbsatz 6 regelt das Verfahren bei negativem Screening.\r\nDer BDEW lehnt die in hierfür durch den Regierungsentwurf neu eingefügte obligatorische\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung ab.\r\nDiese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage\r\nhinaus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in\r\nWindenergiegebieten erst ab 20 Windenergieanlagen erforderlich ist (Nr. 1.6.1 der Anlage 1 zur\r\n4. BImSchV). Die vorgeschlagene Regelung ist weder völker- noch unionsrechtlich gefordert.\r\nEntgegen den Andeutungen auf Seite 55 der Entwurfsbegründung fordert die AarhusKonvention (AK) gerade keine Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für\r\nWindenergieanlagen. Gemäß Art. 6 Abs. 1 a), Abs. 2, Abs. 7 AK ist eine Öffentlichkeitsbeteiligung\r\nim weitesten Sinne nur bei Entscheidungen über die in Anhang I aufgeführten Tätigkeiten\r\ndurchzuführen. Die Liste der in Art. 6 Abs. 1 a) AK genannten Tätigkeiten erfasst für den\r\nEnergiebereich u. a. Kernkraftwerke oder Wärmekraftwerke mit einer Feuerungswärmeleistung\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 34\r\nvon mindestens 50 MW. Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien werden\r\ndort weder im Allgemeinen noch im Speziellen mit Windenergieanlagen genannt. Folglich sind\r\ndie Vorschriften der Aarhus-Konvention über die Öffentlichkeitsbeteiligung im\r\nGenehmigungsverfahren für Windenergieanlagen gerade nicht anwendbar. Somit kann sich\r\nhieraus auch keine Pflicht zur Durchführung einer Öffentlichkeitsbeteiligung für WEA ergeben.\r\nAuch die RED III trifft keine Regelungen zur Beteiligung der Öffentlichkeit im\r\nZulassungsverfahren. Lediglich in Art. 16b Abs. 5 S. 2 RED III ist geregelt, dass die\r\nEntscheidungen nach Satz 1 der Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden. „Entscheidung“ in\r\ndiesem Sinne ist die in Art. 16b Abs. 5 S. 1 HS 2 RED III nur für den Fall vorgesehene\r\n„Verwaltungsentscheidung“ (= Genehmigung), dass eindeutige Beweise dafür gegeben sind,\r\ndass ein bestimmtes Projekt angesichts der ökologischen Sensibilität des Vorhabengebietes\r\nhöchstwahrscheinlich unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird. Dies entspricht\r\nder Sache nach einer öffentlichen Bekanntmachung der Genehmigung gem. § 10 Abs. 8\r\nBImSchG. Eine solche kann nach geltender Rechtslage auch im vereinfachten Verfahren ohne\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung erfolgen.\r\nAuch die Bezugnahme auf den Erwägungsgrund 30 der RED III (Seite 55 der\r\nEntwurfsbegründung) ist nicht hilfreich. Zum einen sind Erwägungsgründe – ähnlich wie eine\r\nGesetzes- oder Entwurfsbegründung – lediglich zur Auslegung des eigentlichen Normtextes\r\nheranzuziehen. Zum anderen lässt sich dem Erwägungsgrund 30 keine konkrete dahingehende\r\nVorgabe entnehmen. Dort heißt es nämlich lediglich, die Mitgliedstaaten „sollten […] geeignete\r\nMaßnahmen ergreifen, um die Beteiligung lokaler Gemeinschaften an Projekten […] zu\r\nfördern.“ Hieraus dürfte allenfalls ein Appell abzuleiten sein, Möglichkeiten der finanziellen\r\noder gesellschaftsrechtlichen Beteiligung der Standort- und Nachbargemeinden bzw. der\r\ndortigen Bevölkerung vorzusehen. Soweit Erwägungsgrund 30 darüber hinaus auf die\r\nAnwendbarkeit der Aarhus-Konvention hinweist, dürfte dies rein deklaratorisch zu verstehen\r\nsein.\r\nDie vorgeschlagene obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung bei negativem Screening-Ergebnis\r\nist also weder völker- noch unionsrechtlich oder nach geltender nationaler Rechtslage\r\ngefordert. Sie läuft dem eigentlich intendierten Beschleunigungszweck des Gesetzesentwurfes\r\ndiametral entgegen. Denn selbst unter Verzicht auf den Erörterungstermin dauern förmliche\r\nGenehmigungsverfahren selbst bei optimalem Verlauf mindestens vier Monate länger als\r\nvereinfachte (vgl. § 10 Abs. 6a S. 1 BImSchG).5\r\n5 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 19 der der BRDrucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 34\r\nBezogen auf die bei negativem Screening von der Behörde anzuordnenden verhältnismäßigen\r\nMaßnahmen regt der BDEW an, auf die Systematik des § 45b BNatSchG zu verweisen.\r\nDie im Gesetzesentwurf vorgesehenen Ausgleichmaßnahmen stimmen zwar mit dem Wortlaut\r\nder Richtlinie überein, werden im nationalen Kontext allerdings als Kompensation im Rahmen\r\nder Eingriffsregelung verstanden. Insofern regt der BDEW an, die laut Begründung hierunter\r\nfallenden Maßnahmen explizit im Gesetz zu benennen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 6 WindBG an:\r\n(6) Stellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung fest, dass eindeutige tatsächliche\r\nAnhaltspunkte Nachweise im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vorliegen, so beteiligt sie im\r\nZulassungsverfahren die Öffentlichkeit entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 des BundesImmissionsschutzgesetzes mit der Maßgabe, dass ein Erörterungstermin nicht stattfindet. Das\r\nErgebnis der Überprüfung nach Satz 1 ist zu begründen und gemeinsam mit den nach dem\r\njeweiligen Fachrecht erforderlichen Unterlagen im Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung zur\r\nEinsicht auszulegen. Im Zulassungsbescheid ordnet die Zulassungsbehörde im\r\nZulassungsbescheid neben den in Absatz 5 genannten Maßnahmen weitere, geeignete und\r\nverhältnismäßige Minderungsmaßnahmen im Hinblick auf diese Auswirkungen an. Die\r\nVerhältnismäßigkeit richtet sich für die Prüfung der Gewährleistung der Anforderungen des §\r\n44 Absatz 1 Nummer 1 des Bundesnaturschutzgesetzes nach § 45b Absatz 6 Satz 2 in\r\nVerbindung mit Anlage 2 des Bundesnaturschutzgesetzes. Soweit solche Maßnahmen nicht\r\nverfügbar sind, ordnet die Zulassungsbehörde gegenüber dem Träger des Vorhabens geeignete\r\nund verhältnismäßige CEF-, FCS- und Kohärenzsicherungsmaßnahmen Ausgleichsmaßnahmen\r\nan. Rechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung können als behördliche\r\nVerfahrenshandlung nach § 44a der Verwaltungsgerichtsordnung nur gleichzeitig mit den gegen\r\ndie Zulassungsentscheidung zulässigen Rechtsbehelfen geltend gemacht werden.\r\n2.1.9. § 6b Abs. 7 WindBG-E\r\nAbsatz 7 regelt die Höhe und den Ablauf von Zahlungen in das Artenhilfsprogramm.\r\nDer Gesetzesentwurf stellt den bisherigen Mechanismus von laufenden jährlichen Zahlungen\r\nauf eine einmalige Zahlung bei Inbetriebnahme um.\r\nDer BDEW lehnt die Einmalzahlung ab und plädiert für eine Rückkehr zu laufenden Zahlungen.\r\nDas sieht auch die RED III so (dort: „zahlt der Betreiber einen finanziellen Ausgleich für\r\nArtenschutzprogramme während der Dauer des Betriebs der Anlage“).\r\nDie vorgeschlagene Einmalzahlung führt zu einem erheblichen Eingriff in die\r\nProjektfinanzierung der Vorhaben. Laufende Zahlungen sind wesentlich einfacher aus den\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 34\r\nlaufenden Einnahmen zu begleichen, wohingegen eine Vorab-Zahlung mit entsprechendem\r\nZinsaufwand mitfinanziert werden muss. Damit geht eine vermutlich nicht gewollte erhebliche\r\nBenachteiligung kleinerer Vorhabenträger einher.\r\nBei jährlichen Zahlungen kann im Übrigen auch eine längere Laufzeit der Anlagen zu höheren\r\nArtenschutzeinnahmen führen, da vorab nicht klar ist, wie lange die Anlage betrieben werden\r\nwird.\r\nHinzukommt, dass im Fall einer späteren Änderung der Sach- oder Rechtlage eine Rückzahlung\r\nder Einmalzahlung mit hohem Aufwand verbunden ist, laufende Zahlungen jedoch leicht\r\nangepasst werden können.\r\nDes Weiteren spiegelt die vorgeschlagene Einmalzahlung nicht den Barwert der Vorabzahlung\r\nwider. Die Einmalzahlung nach Satz 1 Ziffer 1 und 2 ist im Vergleich zu den bisher vorgesehenen\r\njährlichen Zahlungen um 50-60 % zu hoch.\r\nDie durch die vorgeschlagene Einmalzahlung intendierte Reduktion der Zahlung ist hingegen zu\r\nbegrüßen. Ohne Berücksichtigung des Barwertes sind die neuen Zahlen in der Summe niedriger\r\nals die bisherigen Zahlungen. Diese Reduktion sollte durch eine erneute Umrechnung der neuen\r\nWerte in jährliche Werte fair umgesetzt werden.\r\nDes Weiteren ist nicht nachvollziehbar, warum bei fehlenden Daten trotzdem eine Zahlung\r\nerfolgen soll. Die RED III sieht das jedenfalls nicht vor. Der BDEW plädiert für eine Streichung\r\nder Zahlungspflicht bei fehlenden Daten. Sollte dem nicht entsprochen werden, ist die Zahlung\r\nauf 1.000 EUR je Megawatt installierter Leistung herabzusetzen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 7 WindBG an:\r\n(7) Soweit geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen und geeignete und\r\nverhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen zum Schutz von Arten nach Absatz 6 Satz 3 und 4\r\nerforderlich, aber nicht verfügbar sind oder keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vorhanden\r\nsind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, hat der Betreiber der\r\nAnlage eine Zahlung in Geld zu leisten. Die Zahlung ist von der Zulassungsbehörde zusammen\r\nmit der Zulassung für die Dauer des Betriebes der jeweiligen Anlage als pauschale\r\nEinmalzahlung jährlich zu leistender Betrag festzusetzen. Soweit Maßnahmen erforderlich,\r\naber nicht verfügbar sind, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\nSie ist von dem Betreiber der Windenergieanlage als zweckgebundene Abgabe an den Bund zu\r\nleisten.\r\n1. für Windenergieanlagen an Land:\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 34\r\n7 800 390 Euro je Megawatt installierter Leistung, sofern Schutzmaßnahmen für Vögel\r\nangeordnet werden, die die Abregelung von Windenergieanlagen betreffen, oder\r\nSchutzmaßnahmen, deren Investitionskosten höher als 17.000 Euro je Megawatt liegen,\r\n52 000 2.600 Euro je Megawatt installierter Leistung, wenn keine der Schutzmaßnahmen nach\r\nBuchstabe a angeordnet wird,\r\n2. für Energiespeicheranlagen 8 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher\r\nversiegelten Fläche.\r\nSofern keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vorhanden sind, auf deren Grundlage\r\nMaßnahmen angeordnet werden können, sind keine Zahlungen zu leisten. beträgt die Höhe\r\nder Zahlung:\r\n1. für Windenergieanlagen an Land 20 000 Euro je Megawatt installierter Leistung,\r\n2. für Energiespeicheranlagen 60 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher\r\nversiegelten Fläche.\r\nDie Zahlung ist von dem Betreiber der jeweiligen Anlage bei Inbetriebnahme der Anlage als\r\nzweckgebundene Abgabe an den Bund zu leisten. Die Mittel werden vom Bundesministerium\r\nfür Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz bewirtschaftet. Sie sind\r\nfür Maßnahmen nach § 45d Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes zu verwenden, für die\r\nnicht bereits nach anderen Vorschriften eine rechtliche Verpflichtung besteht und die der\r\nSicherung oder Verbesserung des Erhaltungszustandes der durch den Betrieb von\r\nWindenergieanlagen an Land und Energiespeicheranlagen betroffenen Arten dienen.\r\n2.1.10. § 6b Abs. 8 WindBG-E\r\nAbsatz 8 regelt die Rechtsfolgen bei der Anordnung von Maßnahmen oder Festsetzung von\r\nZahlungen.\r\nDer BDEW regt an, die Regelung im Einklang mit den Ausschussempfehlungen des Bundesrates\r\nnachzuschärfen6\r\n:\r\nNach der RED III ist – unbeschadet des Screenings – bei Einhaltung der Regeln auf Planebene\r\nund bei Durchführung der geeigneten Minderungsmaßnahmen davon auszugehen, dass die\r\nProjekte nicht gegen die in der Richtlinie genannten Bestimmungen verstoßen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6 Abs. 8 WindBG an:\r\n(8) Mit der Anordnung von Maßnahmen nach Absatz 5 Satz 1 und 2, von Maßnahmen nach\r\nAbsatz 6 Satz 3 oder Satz 4, oder mit Festsetzung der Zahlung nach Absatz 7 Satz 2 ist davon\r\n6 Vergleiche dazu Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 23 der BR-Drucksache: 396/24)\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 34\r\nauszugehen, dass die Errichtung und der Betrieb der Anlage nicht gegen die Vorschriften der\r\n§§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des\r\nWasserhaushaltsgesetzes verstoßen; eine weitergehende über die Überprüfung\r\nhinausgehende Prüfung der Einhaltung der Vorschriften ist daher der §§ 34 und 44 Absatz 1\r\ndes Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht\r\ndurchzuführen. Eine Ausnahme nach § 34 Absatz 3 bis 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder\r\nnach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes ist bei der Zulassung des Vorhabens nicht\r\nerforderlich. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt,\r\nsofern und soweit die Regelungen des Fachrechts neben den Vorschriften nach §§ 33, 34 und\r\n44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nanwendbar wären.\r\n2.1.11. § 6b Abs. 9 WindBG-E\r\nAbsatz 9 regelt das Verhältnis zwischen §§ 6 und 6b WindBG. Die getroffenen Vorrangregeln für\r\n§ 6 WindBG, außer der Vorhabenträger votiert zu § 6b WindBG, sind zu begrüßen.\r\n2.2. Änderungen im BImSchG - Genehmigungsrecht\r\n2.2.1. § 10a Abs. 4 BImSchG-E\r\nDer BDEW empfiehlt, § 10a Abs. 4 BImSchG-E zu streichen. Im Sinne des Gebotes des\r\nkohärenten und widerspruchsfreien Einfügens der zur Umsetzung der RED III getroffenen\r\nnationalen Sondervorschriften in den vorgefundenen Rechtsbestand sind die dortigen\r\n„Maßgaben\" zur Anwendung der erst jüngst über die BImSchG-Novelle geänderten 9. BlmSchV\r\nkritisch zu sehen.\r\nGemäß § 10a Abs. 4 Nr. 2 BImSchG-E hat die Genehmigungsbehörde die Vollständigkeit des\r\nAntrages nunmehr innerhalb von 30 Tagen nach Eingang des Antrages (Vorhaben in einem\r\nBeschleunigungsgebiet) bzw. innerhalb von 45 Tagen (außerhalb eines\r\nBeschleunigungsgebietes) zu bestätigen. Gemäß § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. BlmSchV hat die Behörde\r\ndie Vollständigkeit des Antrages unverzüglich, innerhalb eines Monats zu prüfen.\r\nZwar ist der Entwurf Art. 16 Abs. 2 S. 1 RED III nachempfunden. Allerdings hätte unionsrechtlich\r\nkein Erfordernis für eine von § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. BlmSchV abweichenden Regelung bestanden.\r\nDie dort statuierte Pflicht zur Vollständigkeitsprüfung innerhalb eines Monats ist nämlich aus\r\nSicht des Vorhabenträgers und im Lichte des Beschleunigungsinteresses die gegenüber Art 16\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 34\r\nAbs. 2 S. 1 RED III günstigere Regelung. Lediglich in den Fällen, in denen ein Monat mehr als 30\r\nTage hat, räumt die bestehende nationale Regelung der Behörde einen zusätzlichen Tag zur\r\nPrüfung ein. Angesichts der Dauer immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren\r\ninsbesondere bei WEA wird man hierin keine Verletzung des Art. 16 Abs. 2 S. 1 RED III sehen\r\nkönnen.\r\nEs ist auch sachlich nicht nachvollziehbar, warum von § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. BlmSchV\r\nabweichende Fristen für bestimmte Fälle geregelt werden sollten: Zum einen entsprechen 30\r\nTage nicht in jedem Fall einem Monat, was zu unklaren und widersprüchlichen Ergebnissen\r\nführen kann. Zum anderen erschließt sich nicht, warum an die Prüfung der Vollständigkeit der\r\nAntragsunterlagen differenzierte Anforderungen je danach zu stellen sind, ob es sich um eine\r\nRED III-Anlage in einem Beschleunigungsgebiet (dann: 30 Tage), eine sonstige\r\nimmissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftige Anlage (dann: 1 Monat, d. h. zwischen 28\r\nund 31 Tagen) oder eine RED III-Anlage außerhalb eines Beschleunigungsgebietes (dann: 45\r\nTage) handelt: Die Anforderungen an die Vollständigkeit eines Antrages sind in allen Fällen\r\ngleich, zumal der Gesetzgeber kodifiziert hat. Es besteht daher kein sachlicher Grund, in § 10a\r\nAbs. 4 BImSchG-E von § 7 der 9. BImSchV abweichende Regelungen über die\r\nVollständigkeitsprüfung aufzunehmen.\r\n2.2.2. §10a Abs. 5 BImSchG\r\nDie Regelung, dass Genehmigungsverfahren ab dem 21. November 2025 elektronisch\r\ndurchzuführen sind, ist grundsätzlich zu begrüßen. Zum einen ist aber auch hier nicht\r\nnachvollziehbar, warum insofern eine Sonderregelung für RED III-Anlagen geschaffen wird.\r\nDenn eine ordnungsgemäße Umsetzung des Art. 16 Abs. 3 S. 7 RED III könnte auch dadurch\r\nerfolgen, dass in § 10 Abs. 1 S. 1 BImSchG und S. 2 und § 2 Abs. 1 S. 1 der 9. BlmSchV die Worte\r\n„schriftlichen oder\" gestrichen werden. Hierdurch würde der Gesetzgeber nicht nur\r\nunionsrechtlichen Vorgaben Rechnung tragen, sondern könnte darüber hinaus einen Beitrag\r\nzur Beschleunigung und Digitalisierung (gerade auch im Sinne des Bund-Länder-Pakts vom 6.\r\nNovember 2023) leisten.\r\nZum anderen wäre es wünschenswert, die Frist zur ausschließlichen elektronischen\r\nVerfahrensführung vorzuziehen. Die Möglichkeit zur elektronischen Antragseinreichung gem. §\r\n10 Abs. 1 S. 1 Var 2 BImSchG wurde bereits durch Gesetz vom 29. März 2017 (BGBI. 2017 I S.\r\n626) eingeführt. Die Tatsache, dass diese Möglichkeit vielerorts auch über sieben Jahre nach\r\nihrer Einführung praktisch nicht genutzt werden kann, zeigt, dass die Umsetzung der\r\nDigitalisierung der Genehmigungsverfahren von Seiten des Gesetzgebers forciert und mit\r\nNachdruck eingefordert werden muss. Es ist beispielweise nicht hinnehmbar, dass das in vielen\r\nBundesländern zu verwendende ELiA-Formular nach wie vor nicht online eingereicht werden\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 34\r\nkann, sondern die Formblätter nach digitalem Ausfüllen ausgedruckt und in physischer Form\r\nbei der Behörde eingereicht werden müssen, um Formfehler zu vermeiden.\r\nDer BDEW spricht sich daher dafür aus, alle nach Inkrafttreten des Gesetzes zur Umsetzung der\r\nRED III neu eingeleiteten Genehmigungsverfahren ohne Ausnahme vollständig elektronisch\r\ndurchzuführen. Ggf. sind für eine Übergangszeit Formerfordernisse abzusenken, z. B. die\r\nÜbersendung eines mit eingescannter Unterschrift versehenen Dokumentes im PDF-Format per\r\neinfacher E-Mail zuzulassen.\r\n2.2.3. § 31k BImSchG (bisher nicht Teil des Gesetzesentwurfes)\r\nDer BDEW spricht sich für eine Wiederaufnahme und Verstetigung der am 25. April 2024\r\nausgelaufenen Regelungen für die Wintermonate (Oktober bis April) bezogen auf den\r\nSchallleistungspegel aus, wonach eine Erhöhung in dieser Zeit um maximal 4 Dezibel gegenüber\r\ndem bisher genehmigten Wert gestattet ist.\r\n2.2.4. § 16b BImSchG (bisher nicht Teil des Gesetzesentwurfes)\r\nDer BDEW begrüßt die in § 16b Abs. 8 und 9 BImSchG im Rahmen der BImSchG-Novelle\r\ngetroffene Regelung zur vereinfachten Typenänderung. Die Regelung ist jedoch dahingehend\r\nzu ergänzen, dass die Zustimmung/Genehmigung der Luftverkehrsbehörde weiterhin nötig ist.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 16 b Abs. 9 BImSchG an:\r\n(9) In den Fällen von Absatz 7 Satz 3 und Absatz 8 gilt die Genehmigung nach Ablauf von sechs\r\nWochen einschließlich der Nebenbestimmungen als antragsgemäß geändert, sofern die\r\nBehörde nicht zuvor über den Antrag entscheidet oder ein Antrag nach Absatz 5 gestellt wird.\r\n§ 42a Absatz 3 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und § 15 Absatz 2 des Luftverkehrsgesetzes\r\nsind ist entsprechend anzuwenden.\r\nZudem sollte die Überschrift zu § 16b BImSchG wieder in ihre ursprüngliche Fassung\r\n„Repowering von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien;\r\nSondervorschriften für Windenergieanlagen“ geändert werden, denn es handelt sich bei den\r\nRegelungen in § 16b BImSchG nicht nur um Regelungen zum Repowering. Die in der BImSchGNovelle vorgenommen Änderung der Überschrift zu „Repowering von Anlagen zur Erzeugung\r\nvon Strom aus erneuerbaren Energien“ führt zu erheblichen Praxisproblemen, denn es wird\r\nteilweise argumentiert, die Regelung zur Typenänderung wäre nur in Repowering-Fällen\r\nanwendbar.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 34\r\n2.3. Änderungen im BauBG – Planungsrecht\r\n2.3.1. § 245e Abs. 3 BauGB\r\nIm Gesetzesentwurf wird in § 245e Abs. 3 S. 1 und § 249 Abs. 3 S. 1 BauGB-E bei der\r\nplanungsrechtlichen Betrachtung von Repowering-Vorhaben der bisherige Verweis auf § 16b\r\nBImSchG i. d. F. v. 24. September 2021 durch eine eigenständige Definition von RepoweringVorhaben ersetzt.\r\nDabei bleibt insbesondere der gem. Nr. 2 einzuhaltende Abstand zwischen Bestandsanlage und\r\nneuer Anlage mit dem zweifachen der Gesamthöhe der neuen Anlage (2H) gegenüber dem\r\ngerade erst geänderten § 16b Abs. 2 S. 2 Nr. 2 BImSchG (5H) zurück.\r\nHintergrund: Mit der Novelle des Bundesimmissionsschutzgesetzes wurden die Regelungen für\r\ndas Repowering (§ 16b BImSchG) an die Regelung in § 45c BNatSchG angepasst und damit\r\nausgeweitet: Die zeitlichen Vorgaben zur Errichtung von Windrädern wurden von 24 auf 48\r\nMonate erweitert und der Abstand zwischen Bestandsanlage und Neuanlage von 2H auf 5H\r\nerweitert. Zudem ist nach § 16b BImSchG der Ersatz von alten durch neue Anlagen ohne ein\r\nfestgelegtes Ersatzverhältnis („1 zu x“) möglich. Das Anliegen dieser Ausweitung war es, den\r\nAusbau durch Repowering bis zum Jahre 2030 zu beschleunigen.\r\nDieses Anliegen wird durch die vorgesehene Sonderdefinition des Repowerings im\r\nBauplanungsrecht konterkariert. Zudem sind abweichende Definitionen von RepoweringVorhaben in zwei verschiedenen Gesetzen nicht sinnvoll und führen zu Rechtsunsicherheit.\r\nDie jeweiligen bauplanungsrechtlichen Normen sollten sich daher strikt an der\r\nimmissionsschutzrechtlichen Definition orientieren (Einfügen eines dynamischen Verweises „in\r\nder jeweils gültigen Fassung“).\r\nDas der Gesetzesentwurf beim Repowering nun nicht mehr auf die „Grundzüge der Planung“\r\nabstellt, ist hingegen zu begrüßen und sollte beibehalten werden.\r\nDer BDEW regt folgende Änderung in § 245e Abs 3 BauGB an:\r\nDie in Absatz 1 Satz 1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 können Vorhaben\r\nim Sinne des § 16b Absatz 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes in der jeweils\r\ngültigen Fassung, die den vollständigen oder teilweisen Austausch einer Windenergieanlage\r\ndurch eine andere Windenergieanlage zum Inhalt haben, nicht entgegengehalten werden.,\r\nwenn bei einem vollständigen Austausch\r\n1. die neue Anlage innerhalb von 24 Monaten nach dem Rückbau der Bestandsan-lage\r\nerrichtet wird und\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 34\r\n2. der Abstand zwischen der Bestandsanlage und der neuen Anlage höchstens das\r\nZweifache der Gesamthöhe der neuen Anlage beträgt.\r\n2.3.2. § 245f BauGB\r\nDie Überleitungsvorschrift regelt, dass auch in Aufstellung befindliche Windenergiegebiete\r\nzugleich als Beschleunigungsgebiete nach § 249a BauGB ausgewiesen werden sollen. Die\r\nRegelung ist zu begrüßen, sollte aber als „muss“-Vorschrift ausgestaltet werden.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 245f Abs.3 BauGB an:\r\n(3) Abweichend von § 233 Absatz 1 sind Windenergiegebiete im Sinne des\r\n§ 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes, für die vor dem … [einsetzen: Datum\r\ndes Inkrafttretens dieses Gesetzes nach Artikel 8] ein Beschluss über die Aufstellung, Änderung\r\noder Ergänzung eines Flächennutzungsplans oder Regionalen Teil-Entwicklungsplans Wind\r\ngefasst wurde, als Beschleunigungsgebiete nach § 249a darzustellen, soweit die dort genannten\r\nVoraussetzungen dafür vorliegen. Die Darstellung als Beschleunigungsgebiet soll zugleich mit\r\nder Darstellung des Windenergiegebiets erfolgen, es sei denn, dies führt nach Einschätzung der\r\nGemeinde zu einer wesentlich längeren Verfahrensdauer. In diesem Fall ist die Darstellung als\r\nBeschleunigungsgebiet unverzüglich, spätestens aber innerhalb eines Jahres nach\r\nBeschlussfassung vorzunehmen.\r\nDementsprechend ist auch § 28 Abs. 5 ROG anzupassen.\r\n2.3.3. § 249a Abs. 1 BauGB\r\nDer Gesetzesentwurf sieht einen Ausschluss von Gebieten mit landesweit bedeutendem\r\nVorkommen von durch den Ausbau der Windenergie betroffenen Arten vor.\r\nDie Regelung ist gegenüber der RED III überschießend. Unionsrechtlich erforderlich wäre es\r\nlediglich, Natura-2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Hauptvogelzugrouten und MeeressäugerHauptzugrouten auszuschließen. Der Ausschluss anderer Gebiete setzt voraus, dass erhebliche\r\nUmweltauswirkungen zu erwarten sind. Die ist mit geeigneten und verhältnismäßigen\r\nInstrumenten und Datensätzen zu ermitteln. Dieser Ermittlung wird der pauschale Ausschluss\r\nvon Gebieten mit landesweit bedeutsamen Vorkommen europäischer Vogelarten oder streng\r\ngeschützter Arten gem. § 249 Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E nicht gerecht.\r\nDie Definition solcher Gebiete folgt keinen einheitlichen und definierten Kriterien, sondern\r\nobliegt dem Ermessen der zuständigen Behörden. Darüber hinaus erfolgt regelmäßig keine\r\nkonkrete Prüfung, ob die Errichtung von WEA in diesen Gebieten erhebliche\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 34\r\nUmweltauswirkungen haben könnte, sondern allenfalls eine pauschale Annahme solcher\r\nAuswirkungen. Durch diese überschießende nationale Umsetzung drohen zusätzliche Flächen\r\nfür die Ausweisung von Beschleunigungsgebieten verloren zu gehen.\r\nZudem erfolgt durch die vorgenommene Konkretisierung der „sensiblen Gebiete“ durch den\r\nVerweis auf Arten i. S. d. § 7 Abs. 2 Nr. 12 (= europäische Vogelarten) und Nr. 14 BNatSchG (=\r\nstreng und besonders geschützte Arten) eine Erweiterung des Prüfrahmens.\r\nDurch den Verweis auf Nr. 14 sind auch die besonders geschützten Arten umfasst, wodurch die\r\nzu berücksichtigende Anzahl an Arten groß wird (u. a. auch einige Amphibien, Säugetiere); hier\r\nsollte auf die streng geschützten Arten abgestellt werden. Eine zusätzliche Eingrenzung könnte\r\nhilfsweise dadurch erfolgen, dass bei der „Betroffenheit“ einer Art auf § 44 Abs. 5 BNatSchG\r\nund damit nur auf die streng geschützten Arten verwiesen wird.\r\nFür die in der Gesetzesbegründung genannten Beispiele für „sensible Gebiete“, wie\r\nDichtezentren, Schwerpunktvorkommen, Brut- und Rastgebiete, Kolonien und sonstige\r\nAnsammlungen betroffener Arten ist jedenfalls festzuhalten, dass diese derzeit komplett dem\r\nBeurteilungsspielraum der Planungsträger unterlägen. Den Vorgaben der RED III\r\nentsprechende, geeignete und verhältnismäßige Instrumente und Datensätzen liegen hierfür in\r\nder Regel jedenfalls nicht vor. Weiter sind die im Gesetzesentwurf genannten Lebensraumtypen\r\nnicht flächendeckend kartiert, damit ist ein Zeitverzug bei Planaufstellung durch umfangreiche\r\nKartierung zu befürchten.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 249a Abs. 1 BauGB an:\r\n1. Werden im Flächennutzungsplan Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1 des\r\nWindenergieflächenbedarfsgesetzes dargestellt, sind diese vorbehaltlich des Satzes 2 zugleich\r\nals Beschleunigungsgebiete für die Windenergie an Land darzustellen. Die Darstellung als\r\nBeschleunigungsgebiet ist ausgeschlossen, soweit das Windenergiegebiet in einem der\r\nfolgenden Gebiete liegt:\r\n1. Natura 2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Nationalparke oder Kern- und Pflegezonen\r\nvon Biosphärenreservaten im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes oder\r\n2. Gebiete mit landesweit bedeutendem Vorkommen mindestens einer durch den Ausbau\r\nder Windenergie betroffenen Art im Sinne des § 7 Absatz 2 Nummer 12 oder Nummer 14 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes, die auf der Grundlage von vorhandenen Daten zu bekannten\r\nArtvorkommen oder zu besonders geeigneten Lebensräumen ermittelt werden können.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 34\r\nEine Art im Sinne des Satzes 2 Nummer 2 ist betroffen, wenn durch den Ausbau der\r\nWindenergie Verstöße gegen § 44 Absatz 1 Nummer 1 bis 3 des Bundesnaturschutz-gesetzes zu\r\nerwarten sind. Besonders geeignete Lebensräume sind insbesondere die Lebensraumtypen\r\nnach Anhang I der Richtlinie 92/43/EWG des Rates vom 21. Mai 1992 zur Erhaltung der\r\nnatürlichen Lebensräume sowie der wildlebenden Tiere und Pflanzen (ABl. L 206 vom\r\n22.7.1992, S. 7; L 176 vom 20.7. 1993, S. 29), die zuletzt durch die Richtlinie 2013/17/EU (ABl. L\r\n158 vom 10.6.2013, S. 193) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, die für durch\r\nden Ausbau der Windenergie betroffene Arten als Habitate geeignet sind.\r\n2.3.4. § 249a Abs. 2 BauGB\r\nAbsatz 2 regelt, dass bei möglichen negativen Umweltauswirkungen geeignete Regeln für\r\nwirksame Minderungsmaßnahmen für die Errichtung und den Betrieb von Anlagen im Plan\r\ndarzustellen sind.\r\nAußerdem ist der Wortlaut an die RED III anzupassen und „gegebenenfalls“ zu ergänzen. Denn\r\nes ist ein Unterschied, ob mögliche Auswirkungen oder tatsächlich eintretende Auswirkungen\r\nerheblich verringert werden.\r\nIn Satz 2 Nummer 2 sind mögliche Auswirkungen auf besonders geschützte Arten genannt.\r\nBisher wird in der Artenschutzprüfung über § 44 Abs. 5 BNatSchG nur auf streng geschützte\r\nArten abgestellt. Die Erweiterung des Artenspektrums ist zu streichen.\r\nDas angeführte Erfordernis der „Wirksamkeit“ geht auf Art. 15c Abs. 1 lit. b RED III zurück. Dort\r\nwird aber differenziert und klargestellt, dass dafür „geeignete Maßnahmen verhältnismäßig“\r\ndurchgeführt werden müssen.\r\nDer Begriff „wirksam“ ist aus unserer Sicht problematisch. Wie soll man gewährleisten, dass\r\neine fachlich anerkannte Minderungsmaßnahme im jeweiligen Fall auch wirksam ist?\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 249a Abs. 2 BauGB an:\r\n(2) Bei der Darstellung der Beschleunigungsgebiete sind geeignete Regeln für wirksame\r\ngeeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen für die Errichtung und den Betrieb\r\nvon Anlagen und ihrem Netzanschluss darzustellen, um in der Umweltprüfung nach § 2 Absatz\r\n4 ermittelte mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht\r\nmöglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern. Abweichend von § 2 Absatz 4 und der\r\nAnlage 1 sind Umweltauswirkungen nach Satz 1 nur Auswirkungen auf\r\n1. die Erhaltungsziele im Sinne des § 7 Absatz 1 Nummer 9 des Bundesnaturschutzgesetzes,\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 34\r\n2. besonders streng geschützte Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 134 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes und\r\n3. die Bewirtschaftungsziele im Sinne des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes.\r\nDie Darstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen kann entsprechend der Anlage 3\r\nerfolgen.\r\n2.3.5. § 249b Abs. 6 BauGB\r\nAbsatz 6 regelt die Konkurrenz zwischen Solar- und Windenergiegebieten. Sofern sich diese\r\nGebiete überschneiden, sollen Windenergiegebiete einen Vorrang genießen. Die konkret\r\nvorgeschlagene Regelung führt de facto jedoch zu einer kategorischen Verdrängung von\r\nSolarenergiegebieten, obwohl es zahlreiche Beispiele in der Praxis gibt, in denen Wind und PV\r\nräumlich gemeinsam betrieben werden (\"Hybrid-Parks“). Dies muss weiterhin sinnvoll möglich\r\nbleiben.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 249b Abs. 6 BauGB an:\r\nSoweit sich Solarenergiegebiete nach Absatz 1 oder Vorranggebiete für Solarenergie nach\r\nAbsatz 5 mit ausgewiesenen oder in Aufstellung befindlichen Windenergiegebieten im Sinne\r\ndes § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes überschneiden, ist der\r\nWindenergienutzung insoweit der Vorrang einzuräumen, als dass die Nutzung der solaren\r\nStrahlungsenergie die Nutzung der Windenergie nicht beeinträchtigen darf. Im Bereich der\r\nÜberschneidung ist für Vorhaben im Sinne des Absatzes 1 Satz 2 als weitere\r\nZulässigkeitsvoraussetzung eine Verpflichtungserklärung abzugeben, das Vorhaben\r\nzurückzubauen oder seinen Rückbau zu dulden, soweit dies für die Errichtung, die Änderung\r\noder den Betrieb einer vorrangigen Windenergieanlage erforderlich ist. Die\r\nGenehmigungsbehörde soll die Einhaltung dieser Verpflichtung entsprechend § 35 Absatz 5 Satz\r\n3 sicherstellen.\r\n2.3.6. § 249e Abs. 3 BauGB (neu)\r\nUm die bisher bestehenden gesetzlichen Möglichkeiten für die Schaffung von\r\nBeschleunigungsgebieten auch in Abbaubereichen des Braunkohletagebaus effektiv zu nutzen,\r\nsollte § 249e BauGB (ehemals: § 249b BauGB) um einen Absatz 3 ergänzt werden.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 249e Abs. 3 (neu) BauGB an:\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 34\r\n(3) Haben die Landesregierungen Gebiete nach Absatz 1 und/oder 2 bestimmt, sollen die\r\nGemeinden diese Gebiete gleichzeitig als Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land\r\noder Solarenergie nach §§ 249a, 249c ausweisen.\r\n2.3.7. § 249 Abs. 3 BauGB\r\nIm Gesetzesentwurf wird, wie unter 2.3.1. ausgeführt, in § 245e Abs. 3 S. 1 und § 249 Abs. 3 S.\r\n1 BauGB-E bei der planungsrechtlichen Betrachtung von Repowering-Vorhaben der bisherige\r\nVerweis auf § 16b BImSchG i. d. F. v. 24. September 2021 durch eine eigenständige Definition\r\nvon Repowering-Vorhaben ersetzt. Die jeweiligen bauplanungsrechtlichen Normen sollten sich\r\nstrikt an der immissionsschutzrechtlichen Definition orientieren.\r\nDer BDEW regt folgende Änderung in § 249 Abs 3 S. 1 BauGB an:\r\n(3) Die Rechtsfolge des Absatzes 2 gilt bis zum Ablauf des 31. Dezember 2030 nicht\r\nfür Vorhaben im Sinne des § 16b Absatz 1 und 2 des BundesImmissionsschutzgesetzes in der jeweils gültigen Fassung, die den vollständigen\r\noder teilweisen Austausch einer Windenergieanlage durch eine andere\r\nWindenergieanlage zum Inhalt haben, wenn bei einem vollständigen Austausch\r\n1. die neue Anlage innerhalb von 24 Monaten nach dem Rückbau der\r\nBestandsanlage errichtet wird und\r\n2. der Abstand zwischen der Bestandsanlage und der neuen Anlage höchstens das\r\nZweifache der Gesamthöhe der neuen Anlage beträgt.\r\n2.3.8. Anlage 3 zum BauGB\r\nAnlage 3 beinhaltet einen Katalog an Regeln für Maßnahmen, die in Beschleunigungsgebieten\r\nfestgelegt werden können. Um den Rahmen der Stellungnahme nicht zu sprengen, behält sich\r\nder BDEW eine Kommentierung der Anlage 3 zum BauGB im weiteren Verfahren vor.\r\n2.4. Änderungen im ROG - Planungsrecht\r\n2.4.1. § 7 ROG\r\n§ 7 ROG soll Planungsträger motivieren, Flächen für miteinander vereinbare Nutzungen\r\nauszuweisen und enthält eine Definition der gewünschten Mehrfachnutzung von Flächen. Der\r\nBDEW begrüßt die Klarstellung. Die Regelung hat aus Sicht des BDEW Informations- und\r\nAppellcharakter.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 34\r\n2.4.2. § 28 Abs. 1 ROG\r\nDie in Absatz 1 erfolgte Klarstellung, dass Windenergiegebiete nicht mehr als Vorranggebiete\r\nmit Ausschlusswirkung festgesetzt werden dürfen, ist zu begrüßen.\r\n2.4.3. § 28 Abs. 2, 4, 5 ROG\r\nDie Anmerkungen zu § 249a und 245f BauGB gelten entsprechend.\r\n2.4.4. Anlage 3 zum ROG\r\nDie Anmerkungen zu Anlage 3 des BauGB gelten entsprechend.\r\n2.5. Änderungen im EEG - Folgeänderungen\r\nDie Erweiterung der Berichtspflicht im Kooperationsausschuss auf Beschleunigungsgebiete für\r\nWindenergie an Land ist zu begrüßen.\r\nDie weiteren Änderungen im EEG erscheinen als Folgeänderungen zu den neuen\r\nGebietskategorien für die Solarenergie nachvollziehbar.\r\n3. Solarenergie - Genehmigungs- und Planungsrecht\r\nDie für die Windenergie bei sinnvoller Ausgestaltung grundsätzlich zielführenden Vorgaben für\r\nBeschleunigungsgebiete ergeben bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) keinerlei\r\nMehrwert. Eine nationale Umsetzung ist für PV-FFA auch nicht zwingend durch die RED III\r\nvorgeschrieben und daher nicht erforderlich.\r\nInsbesondere lehnt der BDEW eine Umweltverträglichkeits(vor)prüfung (UVP/UVP-VP) in\r\nGenehmigungsverfahren für PV-FFA ab. Sie ist aufgrund der in Bauleitverfahren\r\ndurchzuführenden Umweltprüfung weder erforderlich noch mit Blick auf Rechtssicherheit und\r\nVerfahrensbeschleunigung zielführend.\r\nFür PV-FFA existiert im derzeitigen Recht über die kommunale Planungshoheit und das\r\nBebauungsplanverfahren ein bewährtes System, um geeignete und ausreichende Flächen\r\nauszuweisen. Dies bestätigen die aktuellen Ausbauzahlen. Der BDEW setzt sich, nicht zuletzt\r\nauch aus Akzeptanzgründen, ganz klar für ein Festhalten an der kommunalen Planungshoheit\r\nein. Zudem sieht der BDEW keinen beschleunigenden Effekt darin, für die Schaffung von\r\nPlanungsrecht auf eine höhere Planungsebene zu wechseln. Sinnvoll wäre perspektivisch eine\r\nFlächenvorgabe vergleichbar zu jener für Windenergie an Land im WindBG, damit auch\r\nzukünftig ausreichend Flächen zur Verfügung stehen. Das wäre beim bisherigen System sinnvoll,\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 34\r\nfür einen Wechsel auf eine höhere Planungsebene wäre es zwingend der erste Schritt bzw.\r\nGrundvoraussetzung. Der BDEW sieht weder in der vorgeschlagenen Ausweisung von\r\nBeschleunigungsgebieten noch in der Möglichkeit, durch Zahlung die Artenschutzprüfung zu\r\numgehen, ein praktikables System.\r\n3.1. Änderungen im UVPG\r\nDer BDEW begrüßt, dass der Gesetzgeber mit § 2 Abs. 12 UVPG-E erstmals eine Definition für\r\nden Begriff der „Städtebauprojekte“ einführt und PV-FFA aus der Definition explizit\r\nherausgenommen werden.\r\nWährend der Referentenentwurf in der Folge konsequenterweise § 14b UVPG streicht, nimmt\r\nder Gesetzesentwurf § 14b UVPG wieder auf und schafft zusätzlich in Anlage 1 eine neue Nr.\r\n18.9, die nunmehr für PV-FFA zur Nutzung der solaren Strahlungsenergie eine\r\nUmweltverträglichkeitsprüfung verlangt (verpflichtend ab 30 Hektar, Vorprüfung ab 5 Hektar).\r\nDiese Wendung ist widersprüchlich und würde für PV-FFA eine UVP-Pflicht schaffen, die es so\r\nin der Praxis bisher nicht gab.\r\nNach jetziger Rechtlage besteht eine UVP-(Vorprüfungs-)Pflicht nur für sog. Städtebauprojekte.\r\nPV-FFA sind jedoch nicht als Städtebauprojekte einzuordnen. Das sieht auch der\r\nGesetzesentwurf so, indem er Städtebauprojekte in § 12 Abs. 12 UVPG entsprechend definiert\r\nund in der Begründung dazu ausführt:\r\n„Ein Städtebauprojekt ist danach ein Bauvorhaben, das Wohnbauten, Geschäftsbauten oder\r\nBauten für Sozial-, Bildungs- oder Freizeiteinrichtungen einschließlich der dafür vorgesehenen\r\nInfrastruktur beinhaltet. Es können also neben Wohnsiedlungen auch Krankenhäuser,\r\nUniversitäten, Sportstadien, Kinos, Theater, Konzerthallen und andere Kulturzentren sowie die\r\ndafür vorgesehene Infrastruktur in diese Kategorie fallen. Es handelt sich meist, aber nicht\r\nzwangsläufig, um multifunktionale Vorhaben.“\r\nWie die jetzt neu aufgenommene Definition eindeutig darlegt, sind und waren PV-FFA gerade\r\nkeine Städtebauprojekte. Die Begründung zu § 2 Abs. 12 UVPG-E legt sogar nahe, dass eine\r\nAufnahme von PV-FFA in die Kategorie der „Städtebauprojekte“ als europarechtswidrig\r\neinzustufen ist, da die Herausnahme von PV-FFA aus der besagten Definition nach Angaben in\r\nder Gesetzesbegründung dem Grundtenor europäischer Vorgaben entspricht.\r\nVor diesem Hintergrund sind allerdings die weiteren Ausführungen im Gesetzesentwurf nicht\r\nnachvollziehbar, wonach Freiflächenanlagen zur Nutzung der solaren Strahlungsenergie nun\r\nnicht mehr unter diesen Begriff fallen:\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 34\r\n„Vorhaben zum Ausbau der Erneuerbaren Energien im bisherigen Außenbereich, insbesondere\r\nFreiflächenanlagen zur Nutzung der solaren Strahlungsenergie, unterscheiden sich dagegen\r\ntypischerweise in ihrer Gestalt und ihren Umweltauswirkungen von den aufgezählten Vorhaben\r\nund können daher nicht länger als Städtebauprojekte gelten, auch wenn für sie ein\r\nBebauungsplan aufgestellt wird.“\r\nDadurch entsteht der Eindruck, dass PV-FFA zuvor als Städtebauprojekte einzustufen waren.\r\nDem widerspricht der BDEW.\r\nDie im Gesetzesentwurf zutreffend vorgenommene Definition von Städtebauprojekten\r\nentspricht lediglich dem jetzigen Auslegungsrahmen für Städtebauprojekte und ändert ihn\r\nnicht. An den sachlichen Gegebenheiten, die ausschlaggebend für die Einordnung als\r\nStädtebauprojekt sind, hat sich nichts geändert.\r\nDarüber hinaus ist nicht ersichtlich, warum es eines eigenen Tatbestands für die UVPPflichtigkeit von PV-FFA bedarf. Die Pflicht ist europarechtlich nicht zwingend. Der Art. 4 Abs.\r\n2 UVP-RL fordert keine obligatorische Umsetzung, sondern den Mitgliedstaaten wird lediglich\r\ndie Möglichkeit eröffnet, für bestimmte Vorhaben eine UVP-Pflicht zu begründen.\r\nAuch angesichts der europäischen Vorgaben zum Artenschutzrecht sowie der deutschen\r\nVorgaben zur Eingriffsregelung und Bebauungsplanverfahren kann die Einführung einer UVPPflicht nicht mit einem Erfordernis eines höheren Schutzniveaus begründet werden. Aus\r\nartenschutzrechtlicher Sicht würde die Festlegung einer UVP(-Vorprüfungs-)pflicht inhaltlich zu\r\nkeiner detaillierteren Prüfung zugunsten des Umweltschutzes führen. Es würde vielmehr ein\r\nrein formalisiertes Verfahren eingeführt, ohne Vorteile für berechtigte gesellschaftliche\r\nBelange – mit entsprechenden Kosten, Zeitverzug und rechtlichen formalen Unsicherheiten.\r\nDie Schutzgüter des UVPG und der Eingriffsregelung sind bis auf das Schutzgut „Menschen,\r\ninsbesondere die menschliche Gesundheit“ und „kulturelles Erbe und sonstige Sachgüter“\r\nschließlich deckungsgleich, wobei die Erheblichkeitsschwelle für „erhebliche\r\nBeeinträchtigungen“ gem. Eingriffsregelung sowie für den Eintritt eines Verbotstatbestandes\r\nnach besonderem Artenschutzrecht niedriger ist als die Erheblichkeitsschwelle für „erhebliche\r\nUmweltauswirkungen“ gem. UVPG. Erhebliche Wirkungen sind daher bereits über die\r\nEingriffsregelung und das Artenschutzrecht vermieden, bevor eine UVP überhaupt greifen\r\nwürde. Die zusätzlichen Schutzgüter gem. UVPG werden wiederum bereits im\r\nBebauungsplanverfahren i. V. m. der Baugenehmigung geprüft. Auch die\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung ist über die Bebauungsplanverfahren bereits gewährleistet, so dass\r\nder Aarhus-Konvention ebenfalls mit dem bestehenden System Genüge getan wird.\r\nEin Solarpark, ganz gleich welcher Größe, kann zumindest außerhalb sensibler Schutzgebiete –\r\nfür die es ebenfalls ein eigenständiges Prüfverfahren gibt – nach fachlicher Vernunft keine\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 34\r\nWirkungen entfalten, die zu einer erheblichen Umweltauswirkung führen könnten. Bei\r\nPlanungen auf intensiv genutzten landwirtschaftlichen Flächen sind ausschließlich positive\r\nWirkungen feststellbar, die auch in Kumulation bei größerer Flächengröße positiv bleiben.\r\nLetztlich ist die im Rahmen des Bebauungsplanverfahrens durchzuführende Umweltprüfung\r\nalso ausreichend und etabliert.\r\nDer BDEW fordert die Streichung des § 14b UVPG sowie der neuen Nr. 18.9 in Anlage 1 zum\r\nUVPG.\r\n3.2. Änderungen im WindBG, BauGB und ROG\r\nDie im Rahmen der Beschleunigungsgebiete für Solarenergie vorgeschlagenen\r\nSonderregelungen für Solarenergie lehnt der BDEW ab.\r\nIn der Begründung wird zudem explizit auf die Gesetzgebungskompetenz der Länder im\r\nBaurecht verwiesen, die die Bestimmungen der RED III zu Genehmigungsverfahren umsetzen\r\nmüssen (Landesbauordnungen). Damit bleiben die tatsächlichen Verfahrensregeln für\r\nSolaranlagen bis zur Umsetzung im Unklaren. Ob ein Mehrwert zu den jetzigen Verfahren\r\nentsteht, kann kaum abgeschätzt werden. Ein Flickenteppich uneinheitlicher Länderregelungen\r\ndroht. Eine Umsetzung sollte zumindest geeint in der Musterbauordnung erfolgen.\r\nWeiter ist unklar, welche Behörde das Verfahren bei der Solarenergie nach § 6c WindBG\r\nvornehmen soll, da es – anders als im BImSchG für die Windenergie – keine\r\nKonzentrationswirkung gibt.\r\nOhnehin ist fraglich, inwieweit die Kommunen von der im Gesetzesentwurf enthaltenen\r\nMöglichkeit, Solargebiete in Flächennutzungsplänen auszuweisen, Gebrauch machen (neues\r\nfakultatives Planungsrecht für die Solarenergie).\r\nDa die Regelungen nicht verpflichtend sind, werden viele Kommunen auf das bekannte\r\nBauleitplanverfahren zurückgreifen, welches parallel weiterhin angewendet werden darf.\r\nSelbst wenn eine Kommune die Möglichkeit nutzt, Solargebiete im Flächennutzungsplan zu\r\ndefinieren, sieht der BDEW darin bisher kaum einen Mehrwert.\r\nDer Vorteil, dass man bei Umsetzung der Regelungen keine Erstellung eines Bebauungsplanes\r\nmehr benötigt, geht einher mit dem Umstand, dass die Themen aus dem Bebauungsplan dann\r\nin der privilegierten Baugenehmigung abzuarbeiten sind, was die Thematik aktuell eher\r\nunsicherer macht.\r\nDurch die Tatsache, dass gleich mehrere Solargebiete im Flächennutzungsplan eingearbeitet\r\nwerden können/sollen, könnte ein kritischer Standort die anderen unkritischen Standorte\r\nverzögern. Am Ende dauert das Verfahren in einem ungünstigen Fall länger.\r\nStellungnahme zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie an Land und\r\nSolarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 34\r\nSomit ist die Möglichkeit, Solargebiete auszuweisen zwar als Ergänzung hilfreich, wenn eine\r\nKommune den Vorhabensträgern mehr Möglichkeiten für einen privilegierten\r\nGenehmigungsantrag ermöglichen möchte. Ob es zur Beschleunigung führt, ist allerdings aus\r\nden genannten Gründen fraglich.\r\nGleichzeitig könnte das Nebeneinander von gemeindlicher und landesgesetzlicher Festlegung\r\nvon Vorranggebieten für Solarenergie für die vorrangigen Vorhaben (§§ 249b Abs. 2 und 3\r\nBauGB) zu Konkurrenzplanungen auf den unterschiedlichen Ebenen führen.\r\nZusammenfassend plädiert der BDEW dafür, die Regelungen im WindBG, BauGB und ROG für\r\ndie Solaranergie zu streichen.\r\nZuletzt weist der BDEW auf den Widerspruch hin, dass drei der Mindestkriterien für eine EEGFörderung gem. § 37 Abs. 1a EEG für PV-FFA in Beschleunigungsgebieten baurechtlich gem.\r\nAnlage 3 des BauGB vorgegeben werden.\r\nAnsprechpartnerinnen\r\nRAin Katharina Graf\r\nAbteilung Recht\r\n+49 30 300199-1525\r\nkatharina.graf@bdew.de\r\nAsma Rharmaoui-Claquin\r\nAbteilung Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300 199-1318\r\nasma.rharmaoui-claquin@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-09-30"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 27. Juni 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzur Umsetzung der RED III im BImSchG, WHG und zur Änderung des WaStrG, WindBG und BauGB\r\nRegierungsentwurf für eine Formulierungshilfe vom 24. Juni 2025\r\nSeite 2 von 20\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n2 Anmerkungen zum WindBG ............................................................................... 6\r\n2.1 § 1 WindBG (Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses streichen) ........................................................................................................ 6\r\n2.2 § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher anpassen) ................................... 6\r\n2.3 § 6a Abs. 3 (neu) WindBG (Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen) 7\r\n2.4 § 6b Abs. 3 WindBG-E (Überprüfungsverfahren anpassen) ........................... 8\r\n2.5 § 6b Abs. 4 WindBG-E (Genehmigungsfiktion aufnehmen) ........................... 8\r\n2.6 § 6b Abs. 5 WindBG-E (Fledermausmaßnahmen anpassen) .......................... 8\r\n2.7 § 6b Abs. 6 WindBG-E (keine obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung) ...... 9\r\n2.8 § 6b Abs. 7 WindBG-E (Zahlungspflicht bei fehlenden Daten anpassen) .... 10\r\n2.9 § 6b Abs. 8 WindBG-E (Rechtmäßigkeitsvermutung aufnehmen) ............... 11\r\n3 Anmerkungen zum BImSchG ............................................................................. 12\r\n3.1 § 10a Abs. 5 BImSchG-E (elektronische Antragstellung für alle) .................. 12\r\n3.2 § 10a Abs. 6 BImSchG-E (Genehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern) ................................................................................................... 12\r\n3.3 § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG (Vereinfachte Typenänderung anpassen) .... 13\r\n4 Anmerkungen zum BauGB ................................................................................ 14\r\n§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB (Außenbereich nicht komplett schließen) ........................ 14\r\nSeite 3 von 20\r\n1 Executive Summary\r\nDer Regierungsentwurf für eine Formulierungshilfe für ein „Gesetz zur Umsetzung von Vorga-ben der Richtlinie (EU) 2023/2413 für Zulassungsverfahren nach dem Bundesimmissionsschutz-gesetz und dem Wasserhaushaltsgesetz, zur Änderung des Bundeswasserstraßengesetzes, zur Änderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes und zur Änderung des Baugesetzbuches“ (im Folgenden „Gesetzesentwurf“) greift die Gesetzesentwürfe zur Umsetzung der RED III aus der letzten Legislatur auf. Damit soll kurzfristig zumindest ein Teil der RED III-Richtline national um-gesetzt werden.\r\nDer BDEW unterstützt alle Bemühungen den Ausbau von Erneuerbaren Energien Anlagen zu beschleunigen. Dringend ist aber immer auch die Beschleunigung des Netzausbaus. Die Um-setzung dieses Teils der RED III muss ebenfalls unverzüglich beschlossen werden. Nur mit Netzausbau wird auch der EE-Aubau gelingen. Offen ist überdies auch noch die RED III-Um-setzung für Offshore-Wind.\r\n➢\r\nFür die Regelungen zum WHG und WaStrG verweisen wir vollständig auf die BDEW-Stel-lungnahme zur Umsetzung der RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG vom 9. Oktober 2024.\r\n➢\r\nDie Regelungen zum BImSchG und WindBG bilden nur einen sehr kleinen Teil der RED III-Umsetzung für die Windenergie an Land ab. Für diesen Teil gelten unsere Anmerkun-gen aus der BDEW-Stellungnahme zur Umsetzung RED III Wind an Land, Solar und Spei-cher vom 26. September.2024 im Wesentlichen fort, auch wenn einzelne Verbesserun-gen erreicht wurden. In Anbetracht des sehr verkürzten Verfahrens konzentrieren wir uns vorliegend auf die dringendsten Punkte.\r\n➢\r\nDie vorgeschlagene Regelung im BauGB dient (in Kombination mit der Neufassung des § 1 WindBG) der Steuerung des Windenergieausbaus außerhalb von Windenergiegebie-ten und dient nicht der RED III-Umsetzung. Auch hier sieht der BDEW dringenden An-passungsbedarf, um dem Windenergieausbau nicht nachhaltig zu schaden.\r\nSeite 4 von 20\r\nDie insgesamt acht dringendsten Anpassungen am Gesetzentwurf sind nachfolgend kurz dar-gestellt und noch einmal nach Prioritäten geclustert. Ausführliche Erläuterungen und weitere Anpassungsbedarfe finden sich unter Ziffer 2 bis 4.\r\nHöchstprioritär:\r\n1.\r\nSchlanke Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen (§ 6a Abs. 3 (neu) WindBG)\r\nDringend notwendig ist eine Übergangsregelung für Windenergiegebiete, die nach Mai 2024 ausgewiesen wurden. Diese fallen sonst nach Auslaufen der Notfall-VO auf das alte Genehmi-gungsrecht zurück. Die Gebiete sollten zu Beschleunigungsgebieten werden, um den dortigen Ausbau weiter zu erleichtern und beschleunigen. (Siehe Ziffer 2.3 der Stellungnahme)\r\n2.\r\nGenehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern (§ 10a Abs. 6 BImSchG-E)\r\nDie in § 10a Abs. 6 BImSchG-E enthaltene Verfahrensdauer für Repowering durch die allgemeine Vorgabe einer 6-Monatsfrist stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage und prakti-schen Lage dar. Hier muss klar sein, dass das nur gilt, wenn Vorhaben im förmlichen Verfahren genehmigt werden. In der Regel gilt derzeit eine 3-Monatsfrist. (Siehe Ziffer 3.2 der Stellung-nahme)\r\n3.\r\nVereinfachte Typenänderung nicht ausbremsen (§ 16b Abs. 7, 8a BImSchG-E)\r\nDer BDEW begrüßt, dass beim vereinfachten Typenwechsel im Hinblick auf die luftverkehrlichen Belange nachgebessert wird. Allerdings ist die vorgeschlagene Verfahrensdauer von drei Mona-ten zu lang und die mehrfache Vollständigkeitsprüfung sinnlos. Eine Frist von acht Wochen ab einmal geprüfter Vollständigkeit muss ausreichend sein. (Siehe Ziffer 3.3 der Stellungnahme)\r\n4.\r\nKein Komplett-Ausschluss im unbeplanten Außenbereich (§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB-E)\r\nDie Neufassung des § 249 Absatz 2 Satz 1 ist abzulehnen. Das für die in § 35 Absatz 3 Nr. 5 genannten Belange allein ein „Berührtsein“ zu Unzulässigkeit führen soll, ist nicht zielführend. Damit wird der Windenergieausbau im unbeplanten Außenbereich komplett gestoppt. (Siehe Ziffer 4 der Stellungnahme)\r\nPrioritär:\r\n5.\r\nÜberragendes öffentliches Interesse nicht einschränken (§ 1 Abs. 2 WindBG-E)\r\nAus Sicht des BDEW ist die Einschränkung des überragenden öffentlichen Interesses ein falsches Zeichen. Denn es ist wichtig, den unbeplanten Außenbereich nicht gänzlich zu schließen, da nicht sichergestellt ist, dass die Windenergiegebiete in dem Maße tatsächlich bebaubar sind,\r\nSeite 5 von 20\r\nwie dies zur klimaneutralen Energieversorgung notwendig wäre. (Siehe Ziffer 2.1 der Stellung-nahme)\r\n6.\r\nDefinition Energiespeicher anpassen (§ 2 Nr. 4 WindBG-E)\r\nDie Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort sollte an den Wortlaut der Richt-linie angepasst werden. Die jetzige Formulierung ist zu eng. Die im Gesetzesentwurf vorgese-hene Begrenzung auf den räumlich-funktionalen Zusammenhang birgt Rechtsunsicherheiten und schränkt den Anwendungsbereich unnötig ein. (Siehe Ziffer 2.2 der Stellungnahme)\r\n7.\r\nGenehmigungsfiktion umsetzen (§ 6b Abs. 4 WindBG-E)\r\nDie in der RED III vorgesehene Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten ist noch nicht im Gesetzesentwurf vorgesehen. Die Fallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde inner-halb der Screening-Frist keine Entscheidung trifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Scree-ning-Frist soll eine Art Bindungswirkung bezogen auf das Umweltrecht eintreten. Das ist drin-gend nachzuholen. (Siehe Ziffer 2.5 der Stellungnahme)\r\n8.\r\nObligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung streichen (§ 6b Abs. 6 WindBG-E)\r\nDer BDEW lehnt die Öffentlichkeitsbeteiligung bei einem negativen Screening ab. Diese Rege-lung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage hinaus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten erst ab 20 Windenergieanlagen erforderlich ist. (Siehe Ziffer 2.7 der Stellungnahme)\r\nSeite 6 von 20\r\n2 Anmerkungen zum WindBG\r\n2.1 § 1 WindBG (Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses streichen)\r\nNach § 1 Abs. 2 WindBG-E wird das überragende öffentliche Interesse bei Flächenzielerrei-chung mit Blick auf die planungsrechtliche Zulässigkeit nach § 35 Absatz 2 BauGB abgegolten. Die Regelung ist mit Blick auf den Wunsch, Windenergievorhaben vornehmlich in ausgewie-sene Gebiete zu steuern, nachvollziehbar, auch wenn der BDEW nicht dafür eintritt.\r\nAus Sicht des BDEW ist aber weiterhin ein Windenergieausbau außerhalb der Gebiete erfor-derlich, wenn die Voraussetzungen des § 35 Abs. 2 BauGB vorliegen. Selbst nach dem diese Möglichkeit prinzipiell bejahenden Urteil des OVG Münster vom 16. Mai 2023 (7 D 423/21.AK) wäre dies weiterhin auf Sonderkonstellationen mit erheblicher Vorbelastung (BeckRS 2023, 11668, Rn. 43) beschränkt. Es ist es wichtig, den unbeplanten Außenbereich nicht gänzlich zu schließen, da nicht sichergestellt ist, dass die Windenergiegebiete in dem Maße tatsächlich be-baubar sind, wie dies zur klimaneutralen Energieversorgung notwendig wäre. Der BDEW regt die Streichung des § 1 Abs. 2 S. 2 WindBG-E an:\r\n(2) (…) Werden die Flächenbeitragswerte nach Maßgabe von § 3 Absatz 1 und 2 erreicht, so ist dem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der Windenergie nach § 2 des Erneu-erbare-Energien-Gesetzes für Vorhaben, die außerhalb von Windenergiegebieten im Sinne des § 2 Nummer 1 liegen, bei der Anwendung des § 35 Absatz 2 des Baugesetzbuchs Rechnung getragen. Satz 2 gilt nicht für Vorhaben im Sinne des § 249 Absatz 3 des Baugesetzbuchs.\r\n2.2 § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher anpassen)\r\nDer BDEW plädiert dafür, die Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort an den Wortlaut der Richtlinie anzupassen. Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Begrenzung auf den räumlich-funktionalen Zusammenhang birgt Rechtsunsicherheiten und schränkt den Anwen-dungsbereich unnötig ein. Der BDEW schlägt folgende Änderung des § 2 Nr. 4 WindBG-E vor:\r\nEnergiespeicher am selben Standort: Eine Kombination aus einer Energiespeicheranlage und einer Anlage zur Erzeugung von erneuerbarer Energie, die an denselben Netzanschlusspunkt angeschlossen sind; Anlagen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder planfeststel-lungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammen-hang mit einer Windenergieanlage an Land oder einer Solarenergieanlage stehen und\r\nSeite 7 von 20\r\ngegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen, wobei Anlagen zur Speicherung vonWärme mit Bohrung ins Erdreich nicht erfasst sind.“;\r\n2.3 § 6a Abs. 3 (neu) WindBG (Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen)\r\nNeben der im Gesetzesentwurf enthaltenen Lösung für Bestandsbeschleunigungsgebiete ist dringend eine gesetzliche Regelung erforderlich, die die Verfahrenserleichterungen des geplan-ten § 6b WindBG-RegE in den seit Mitte 2024 neu ausgewiesenen Windenergiegebieten schnell, unkompliziert und europarechtskonform anwendbar macht.\r\nEine ausführliche Erläuterung findet sich in der Anlage zur Stellungnahme.\r\nVorgeschlagen wird eine Ergänzung von § 6a WindBG als RED III-konforme Übergangsregelung für neue Windenergiegebiete. Alle nach Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete werden danach zu Beschleunigungsgebieten, wenn und sobald das jeweilige Gebiet materiell die Anfor-derungen aus Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III erfüllt. Ob die Anforderungen erfüllt werden, wird zusätzlich durch den Planungsträger oder die plangenehmigende Behörde überprüft. Der BDEW schlägt folgende Neuregelung in § 6a Abs. 3 WindBG-E vor:\r\n(3) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 aus-gewiesen worden sind, sind Beschleunigungsgebiete im Sinne des Artikels 15c der Richtlinie (EU) 2018/2001 [Ergänzung Vollzitat der Richtlinie],\r\n1.\r\nwenn das Windenergiegebiet den Anforderungen an Beschleunigungsgebiete nach Arti-kel 15c Absatz 1 und 2 der Richtlinie entspricht und\r\n2.\r\nsobald die nach § 5 Absatz 1 zuständige Behörde das Windenergiegebiet durch Feststel-lung der Anforderungen nach Artikel 15c der Richtlinie als Beschleunigungsgebiet ausge-wiesen hat, wobei\r\na.\r\ndie Regelungen nach § 8 Absätze 1 und 2 und § 9 Absatz 5 des Raumordnungsgeset-zes sowie § 2 Absatz 4 und § 13 Absatz 2 und 3 des Baugesetzbuchs entsprechend anzuwenden sind und\r\nb.\r\ndie Entscheidung über die Gebietseigenschaft innerhalb von drei Monaten nach Ein-gang des Antrags einer öffentlichen Stelle oder Person des Privatrechts ergeht, die die Anforderungen des Plans zu beachten hat.\r\nSeite 8 von 20\r\n2.4 § 6b Abs. 3 WindBG-E (Überprüfungsverfahren anpassen)\r\nDer BDEW begrüßt, dass im Screening-Verfahren nun auf eindeutige tatsächliche Nachweise abgestellt wird. Wünschenswert wäre zudem, wenn klargestellt wird, dass nur ausnahmsweise von höchstwahrscheinlichen unvorhergesehenen nachteiligen Auswirkungen auszugehen ist.\r\nZudem muss klar sein, dass der Vorhabenträger nur darstellen muss, welche Maßnahmen er bezogen auf welche Umwelteinwirkungen ergreifen will. Es sind diesbezüglich keine weiteren Unterlagen und insbesondere keine Wirksamkeitsnachweise beizubringen. Da nunmehr auch die Unterlagen für das Überprüfungsverfahren Teil der Vollständigkeit und relevant für das Lau-fen der Frist nach Satz 7 sind, ist außerdem klarzustellen, dass außer den genannten Unterlagen keine zusätzlichen Nachweise beigebracht werden müssen. Der BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 3 WindBG-E an:\r\n(3) (…) Ältere Daten dürfen berücksichtigt werden, wenn sie Bestandteil systematisch und fort-laufend aktualisierter behördlicher Fachdatenbanken sind oder im Einzelfall hinreichend vali-diert wurden. Die Zulassungsbehörde teilt dem Träger des Vorhabens auch schon vor Antrag-stellung auf Anfrage innerhalb von 14 Tagen mit, welche Daten vorhanden sind. (…) Die Zulas-sungsbehörde überprüft unter Berücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen nach Satz 4, ob eindeutige Nachweise vorliegen, dass das Vorhaben bei Durchführung der Maß-nahmen nach Satz 4 ausnahmsweise höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets ha-ben wird (…)\r\n2.5 § 6b Abs. 4 WindBG-E (Genehmigungsfiktion aufnehmen)\r\nDie in der RED III vorgesehene Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten ist noch nicht im Gesetzesentwurf vorgesehen. Die Fallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde inner-halb der Screening-Frist keine Entscheidung trifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Scree-ning-Frist soll eine Art Bindungswirkung bezogen auf das Umweltrecht eintreten. Der BDEW plädiert hier für eine 1:1-Umsetzung des Art. 16a Abs. 5 UAbs. 1 S. 1 RED III. Der BDEW regt folgende Ergänzung in § 6b Abs. 4 WindBG-E an:\r\n(4) (…). Trifft die Zulassungsbehörde innerhalb der Frist nach Satz 1 keine Entscheidung dar-über, gilt das Vorhaben unter Umweltgesichtspunkten als genehmigt.\r\n2.6 § 6b Abs. 5 WindBG-E (Fledermausmaßnahmen anpassen)\r\nBei den Maßnahmen für Fledermäuse muss eine Anpassung der Abregelung aufgrund des Gondel-Monitorings verpflichtend sein.\r\nSeite 9 von 20\r\n(5) (…) Zum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Verletzung beim Betrieb der Wind-energieanlage an Land hat die Zulassungsbehörde stets geeignete Minderungsmaßnahmen in Form einer Abregelung der Windenergieanlage anzuordnen. Die Zulassungsbehörde kann hat die angeordnete Abregelung auf Verlangen des Antragstellers auf Grundlage einer zweijähri-gen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Rotorbereich der Windenergieanlage anzupassen.\r\n2.7 § 6b Abs. 6 WindBG-E (keine obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung)\r\nDer BDEW lehnt die Öffentlichkeitsbeteiligung bei einem negativen Screening ab.\r\nDiese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage hin-aus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten erst ab 20 Windenergieanlagen erforderlich ist (Nr. 1.6.1 der Anlage 1 zur 4. BImSchV). Die vor-geschlagene Regelung ist weder völker- noch unionsrechtlich gefordert.\r\nEntgegen den Andeutungen auf Seite 55 der Entwurfsbegründung fordert die Aarhus-Konven-tion (AK) gerade keine Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für Windenergie-anlagen. Gemäß Art. 6 Abs. 1 a), Abs. 2, Abs. 7 AK ist eine Öffentlichkeitsbeteiligung im weites-ten Sinne nur bei Entscheidungen über die in Anhang I aufgeführten Tätigkeiten durchzuführen. Die Liste der in Art. 6 Abs. 1 a) AK genannten Tätigkeiten erfasst für den Energiebereich u. a. Kernkraftwerke oder Wärmekraftwerke mit einer Feuerungswärmeleistung von mindestens 50 MW. Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien werden dort weder im All-gemeinen noch im Speziellen mit Windenergieanlagen genannt. Folglich sind die Vorschriften der Aarhus-Konvention über die Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen gerade nicht anwendbar. Somit kann sich hieraus auch keine Pflicht zur Durchführung einer Öffentlichkeitsbeteiligung für WEA ergeben.\r\nAuch die RED III trifft keine Regelungen zur Beteiligung der Öffentlichkeit im Zulassungsverfah-ren. Lediglich in Art. 16b Abs. 5 S. 2 RED III ist geregelt, dass die Entscheidungen nach Satz 1 der Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden. „Entscheidung“ in diesem Sinne ist die in Art. 16b Abs. 5 S. 1 HS 2 RED III nur für den Fall vorgesehene „Verwaltungsentscheidung“ (= Genehmi-gung), dass eindeutige Beweise dafür gegeben sind, dass ein bestimmtes Projekt angesichts der ökologischen Sensibilität des Vorhabengebietes höchstwahrscheinlich unvorhergesehene nach-teilige Auswirkungen haben wird. Dies entspricht der Sache nach einer öffentlichen Bekannt-machung der Genehmigung gemäß § 10 Abs. 8 BImSchG. Eine solche kann nach geltender Rechtslage auch im vereinfachten Verfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgen.\r\nAuch die Bezugnahme auf den Erwägungsgrund 30 der RED III (Seite 55 der Entwurfsbegrün-dung) ist nicht hilfreich. Zum einen sind Erwägungsgründe – ähnlich wie eine Gesetzes- oder\r\nSeite 10 von 20\r\nEntwurfsbegründung – lediglich zur Auslegung des eigentlichen Normtextes heranzuziehen. Zum anderen lässt sich dem Erwägungsgrund 30 keine konkrete dahingehende Vorgabe ent-nehmen. Dort heißt es nämlich lediglich, die Mitgliedstaaten „sollten […] geeignete Maßnah-men ergreifen, um die Beteiligung lokaler Gemeinschaften an Projekten […] zu fördern.“ Hieraus dürfte allenfalls ein Appell abzuleiten sein, Möglichkeiten der finanziellen oder gesellschafts-rechtlichen Beteiligung der Standort- und Nachbargemeinden bzw. der dortigen Bevölkerung vorzusehen. Soweit Erwägungsgrund 30 darüber hinaus auf die Anwendbarkeit der Aarhus-Kon-vention hinweist, dürfte dies rein deklaratorisch zu verstehen sein.\r\nDie vorgeschlagene obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung bei negativem Screening-Ergebnis ist also weder völker- noch unionsrechtlich oder nach geltender nationaler Rechtslage gefor-dert. Sie läuft dem eigentlich intendierten Beschleunigungszweck des Gesetzesentwurfes dia-metral entgegen. Denn selbst unter Verzicht auf den Erörterungstermin dauern förmliche Ge-nehmigungsverfahren selbst bei optimalem Verlauf mindestens vier Monate länger als verein-fachte (vgl. § 10 Abs. 6a S. 1 BImSchG).1 Der BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 6 WindBG-E an:\r\n(6) Stellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung fest, dass eindeutige Nachweise nach Absatz 3 Satz 6 vorliegen, so beteiligt sie im Zulassungsverfahren die Öffentlichkeit entspre-chend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes mit der Maßgabe, dass ein Erörterungstermin nicht statt-findet. Das Ergebnis der Überprüfung nach Satz 1 ist zu be-gründen und gemeinsam mit den nach dem jeweiligen Fachrecht erforderlichen Unterlagen im Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung zur Einsicht auszulegen. Im Zulassungsbescheid ordnet die Zulassungsbehörde im Zulassungsbescheid neben den in Absatz 5 genannten Maß-nahmen (…).\r\n2.8 § 6b Abs. 7 WindBG-E (Zahlungspflicht bei fehlenden Daten anpassen)\r\nAuch wenn die im Entwurf vorgenommene Änderung der Zahlungspflicht in jährliche Zahlungen zu begrüßen ist, ist nach wie vor nicht nachvollziehbar, warum bei fehlenden Daten trotzdem eine Zahlung erfolgen soll. Die RED III sieht das nicht vor. Der BDEW plädiert dafür, die Zahlung auf 10.000 EUR je Megawatt installierter Leistung herabzusetzen (das sind in etwa die einge-sparten Kartierungskosten). Der BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 7 WindBG-E an:\r\n1 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 19 der der BR-Drucksache: 396/24)\r\nSeite 11 von 20\r\n(…)\r\nSofern Soweit keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 vorhanden sind, auf deren Grundlage Maß-nahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\n3. für Windenergieanlagen an Land 210.000 Euro je Megawatt installierter Leistung,\r\n4. für Energiespeicheranlagen 60 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher versiegelten Fläche.\r\nDie Zahlung ist von dem Betreiber der jeweiligen Anlage ab Inbetriebnahme der Anlage als zweckgebundene Abgabe an den Bund zu leisten. Die Mittel werden vom Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit bewirtschaftet. Sie sind für Maß-nahmen nach § 45d Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes zu verwenden, für die nicht be-reits nach anderen Vorschriften eine rechtliche Verpflichtung besteht und die der Sicherung oder Verbesserung des Erhaltungszustandes der durch den Betrieb von Windenergieanlagen an Land und Energiespeicheranlagen betroffenen Arten dienen.\r\n2.9 § 6b Abs. 8 WindBG-E (Rechtmäßigkeitsvermutung aufnehmen)\r\nNach der RED III ist – unbeschadet des Screenings – bei Einhaltung der Regeln auf Planebene und bei Durchführung der geeigneten Minderungsmaßnahmen davon auszugehen, dass die Projekte nicht gegen die in der Richtlinie genannten Bestimmungen verstoßen. Der BDEW regt folgende Anpassung in § 6 Abs. 8 WindBG-E an:\r\n(8) Mit der Anordnung von Maßnahmen nach Absatz 5 Satz 1 und 2, von Maßnahmen nach Absatz 6 Satz 3 oder 4, oder mit Festsetzung der Zahlung nach Absatz 7 Satz 2 ist davon auszu-gehen, dass die Errichtung und der Betrieb der Anlage nicht gegen die Vorschriften der §§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgeset-zes verstoßen; eine weitergehende Prüfung keine über die Überprüfung hinausgehende Prü-fung der Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes ist daher nicht durchzuführen. Eine Ausnahme nach § 34 Absatz 3 bis 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder nach § 45 Absatz 7 des Bundesnatur-schutzgesetzes ist bei der Zulassung des Vorhabens nicht erforderlich. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt, sofern und soweit die Regelungen des Fachrechts neben den Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnatur-schutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes anwendbar wären.\r\nSeite 12 von 20\r\n3 Anmerkungen zum BImSchG\r\n3.1 § 10a Abs. 5 BImSchG-E (elektronische Antragstellung für alle)\r\nAlle Genehmigungsverfahren sollen im Sinne des Bund-Länder-Pakts vom November 2023 vollständig und ausschließlich elektronisch geführt werden (insofern wäre eigentlich eine Än-derung der § 10 Abs. 1 S. 1 BImSchG und § 2 Abs. 1 S. 1 der 9. BImSchV notwendig). Auch Art. 16 Abs. 3 S. 7 der RED III fordert die vollständige elektronische Verfahrensführung. Es ist nicht ersichtlich, warum hiervon in Bezug auf Einwendungen abgewichen werden sollte, zumal die RED III keine Regelungen zur Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren ent-hält. Auch nationales Recht fordert nicht, dass Einwendungen in nicht-elektronischer Form er-hoben werden können müssen. Zudem ist in der RED III nicht vorgesehen, dass der Antragstel-ler einen Zugang zur Übermittlung elektronischer Dokumente zu eröffnen hat. Das ist weniger ein rechtliches als ein praktisches Problem (Stichwort: ELSTER-Zugang). Der BDEW regt folgende Anpassung in § 10a Abs. 5 BImSchG-E an: (5) Ab dem 21. November 2025 ist das Genehmigungsverfahren elektronisch durchzufüh-ren. Satz 1 gilt nicht für Personen, die Einwendungen erheben. Der Antragsteller hat einen Zu-gang für die Übermittlung elektronischer Dokumente und für die elektronische Zustellung zu eröffnen.\r\nIn der Folge muss auch §10 Abs. 7 BImSchG angepasst werden. Dort ist aktuell noch geregelt, dass der Genehmigungsbescheid schriftlich zu erlassen ist, damit scheiden andere Formen der Erteilung des Verwaltungsaktes aus. Hier sollte schriftlich oder elektronisch stehen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10 Abs. 7 BImSchG an:\r\n(7) Der Genehmigungsbescheid ist schriftlich oder elektronisch zu erlassen, schriftlich zu be-gründen und dem Antragsteller und den Personen, die Einwendungen erhoben haben, zuzu-stellen. (…)\r\n3.2 § 10a Abs. 6 BImSchG-E (Genehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern)\r\nDie in § 10a Abs. 6 BImSchG-E enthaltene Verfahrensdauer für Repowering durch die allge-meine Vorgabe einer 6-Monatsfrist stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage dar. Hier muss klar sein, dass das nur gilt, wenn Vorhaben im förmlichen Verfahren genehmigt werden, da sonst drei Monate nach § 10 Abs. 6a BImSchG gelten.\r\nSeite 13 von 20\r\nDie Begründungspflicht bei Fristverlängerung sollte an den Wortlaut der Richtlinie angepasst werden. (Wortlaut Art. 16a Abs. 2 S. 4 RED III: „Die Mitgliedstaaten unterrichten den Projekt-träger in aller Klarheit über die außergewöhnlichen Umstände, die diese Verlängerung recht-fertigen.“). Außerdem regt der BDEW an, durch die Ergänzung eines Beispiels aus Art. 16a Abs. 2 S. 3 RED III klarzustellen, dass die zur Verlängerung führenden Ausnahmegründe in der Natur des Vorhabens liegen müssen und nicht in der Überforderung/Überlastung der Behörde begründet sein dürfen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10a Abs. 6 BImSchG-E an:\r\n(6) Über den Genehmigungsantrag für ein folgendes Vorhaben in einem für ein solches Vorhaben geltenden Beschleunigungsgebiet für erneuerbare Energie nach Artikel 2 Unterab-satz 2 Nummer 9a der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 13. Juni 2024 ist unbe-schadet kürzerer gesetzlicher Fristen innerhalb einer Frist von sechs Monaten zu entscheiden:\r\n1. ein Vorhaben, das das Repowering einer Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energie betrifft,\r\n2. ein Vorhaben, das eine neue Anlage mit einer Stromerzeugungskapazität unter 150 Kilowatt betrifft oder\r\n3. ein Vorhaben, das einen Energiespeicheranlagen am selben Standort nach Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 44d der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 13. Juni 2024, einschließlich einer Anlage zur Speicherung von Strom oder Wärme, betrifft.\r\nIn durch außergewöhnliche Umstände hinreichend begründeten Fällen – beispielsweise aus übergeordneten Sicherheitsgründen bei wesentlichen Auswirkungen eines Vorhabens auf das Netz – kann die Genehmigungsbehörde die Frist um bis zu drei Monate verlängern. Die Fristverlängerung ist gegenüber dem Antragsteller unter Mitteilung der außergewöhnlichen Umstände, die diese Verlängerung rechtfertigen, zu begründen.“ Die Mitgliedstaaten unter-richten den Projektträger in aller Klarheit über die außergewöhnlichen Umstände, die diese Verlängerung rechtfertigen\r\n3.3 § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG (Vereinfachte Typenänderung anpassen)\r\nDer BDEW begrüßt, dass beim vereinfachten Typenwechsel nun auch die militärischen und luftverkehrlichen Belange im Gesetz adressiert werden. Das hatte der BDEW schon lange ge-fordert. Allerdings ist die vorgeschlagene Verfahrensdauer für Änderungsgenehmigungsver-fahren bei einem vereinfachten Typenwechsel von drei Monaten zu lang und die mehrfache Vollständigkeitsprüfung sinnlos.\r\nDie zwei Monate, die der Luftfahrbehörde in §§ 14 Abs. 1, 12 Abs. 2 S. 2 LuftVG zugebilligt werden, betreffen die erstmalige Erteilung einer Genehmigung. Sofern man mit Blick auf die\r\nSeite 14 von 20\r\nvon § 13 BImSchG bewirkte Verfahrenskonzentration § 12 LuftVG überhaupt noch für an-wendbar halten will, sollte ihr bei derart geringfügigen Änderungen wie in § 16b Abs 7. S. 3 BImSchG ein Monat genügen. Dann könnte man insgesamt acht Wochen als Frist für die Ge-nehmigungsfiktion festlegen, was gegenüber den aktuell geltenden sechs Wochen eine zumut-bare Verschlechterung wäre. Der BDEW schlägt als Kompromiss eine Frist zur Genehmigungs-fiktion von maximal acht Wochen und Fristbeginn mit Vollständigkeit der Antragsunterlagen vor. Der BDEW regt folgende Anpassung in § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG-E an:\r\n(7) (…) Wird der Standort der Anlage um nicht mehr als 8 Meter geändert, die Gesamthöhe um nicht mehr als 20 Meter erhöht und der Rotordurchlauf um nicht mehr als 8 Meter verrin-gert, sind ausschließlich die Vereinbarkeit der Änderungen mit militärischen und luftverkehrli-chen Belangen zu prüfen sowie die Anforderungen nach Absatz 8 nachzuweisen und zu prü-fen. Unverzüglich nach Eingang der vollständigen Antragsunterlagen hat die Genehmigungsbe-hörde die für die militärischen und luftverkehrlichen Belange zuständigen Behörden zu beteili-gen. Diese Behörden teilen der Genehmigungsbehörde den jeweiligen Zeitpunkt des Eingangs der vollständigen Antragsunterlagen mit. Die Genehmigungs-behörde teilt den spätesten nach Satz 5 mitgeteilten Zeitpunkt dem Antragsteller mit. Im Fall der Ergänzung oder Änderung des Antrags sind die Sätze 5 und 6 ent-sprechend anzuwenden.\r\n(8a) Im Fall von Absatz 7 Satz 3 gilt die Genehmigung einschließlich der Nebenbestimmungen nach Ablauf von drei Monaten acht Wochen ab Vollständigkeit der Antragsunterlagen dem spätesten gemäß Ab-satz 7 Satz 6 oder 7 mitgeteilten Zeitpunkt als antragsgemäß geändert, sofern die Genehmigungsbehörde nicht zuvor über den Antrag entscheidet oder ein Antrag nach Absatz 5 gestellt wird. § 42a Absatz 3 des Verwaltungsverfahrensgesetzes ist entspre-chend anzuwenden.\r\n4 Anmerkungen zum BauGB\r\n§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB (Außenbereich nicht komplett schließen)\r\nDie Neufassung des § 249 Absatz 2 Satz 1 BauGB enthält enge Voraussetzungen für die Zuläs-sigkeit von Windenergievorhaben, die aufgrund der Flächenzielerreichung entprivilegiert sind. Grundsätzlich nachvollziehbar ist, den Ausbau der Windenergie so zu bündeln, dass er vorwie-gend in den dafür ausgewiesenen Gebieten stattfindet. Nicht nachvollziehbar ist hingegen, dass im Hinblick auf die in § 35 Absatz 3 Nr. 5 genannten Belange allein ein Berührtsein zur Unzulässigkeit führen soll. Das ist eine wesentliche Verschlechterung im Vergleich zur jetzigen Rechtslage, nach der auf eine Beeinträchtigung der Belange und eine Verunstaltung des Orts-\r\nSeite 15 von 20\r\nund Landschaftsbildes abgestellt wird. Diese Verschärfung führt nicht dazu, dass Windenergie-anlagen im Rahmen des § 35 Abs. 2 BauGB nur noch ausnahmsweise zulässig sind, sondern dazu, dass die Anlagen ausnahmslos unzulässig sind. Denn es wird in der Praxis schwer zu ar-gumentieren sein, dass das Orts- und Landschaftsbild nicht zumindest berührt ist.\r\nZudem ist diese Verschärfung wegen des ohnehin geplanten Wegfalls des überragenden öf-fentlichen Interesses (siehe § 1 WindBG) auch überflüssig. Denn allein durch die Ergänzung von § 1 WindBG ist sichergestellt, dass sich die Windenergie im unbeplanten Außenbereich nur noch ausnahmsweise durchsetzt. Der BDEW regt die Streichung, des § 249 Abs. 2 S. 1 BauGB an:\r\nWurde das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichne-ten Flächenbeitragswerts des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflä-chenbedarfsgesetzes festgestellt, kann außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Num-mer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes ein in Absatz 1 genanntes Vorhaben nur aus-nahmsweise nach § 35 Absatz 2 zugelassen werden, wenn ausgeschlossen ist, dass weder die in § 35 Absatz 3 Nummer 5 genannten Belange noch das Orts- und Landschaftsbild berührt sind.\r\nSollte dies nicht durchsetzbar sein, ist mindestens folgende Anpassung vorzunehmen:\r\nWurde das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichne-ten Flächenbeitragswertes des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflä-chenbedarfsgesetzes festgestellt, kann außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Num-mer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes ein in Absatz 1 genanntes Vorhaben nur aus-nahmsweise nach § 35 Absatz 2 zugelassen werden, wenn ausgeschlossen ist, dass weder die in § 35 Absatz 3 Satz 1 Nummer 5 genannten Belange noch das Orts- und Landschaftsbild be-rührt beeinträchtigt sind oder das Orts- und Landschaftsbild verunstaltet wird.\r\nSeite 16 von 20\r\nAnlage\r\nFolgen fehlender RED III-Umsetzung für neue Windenergiegebiete\r\nDer wesentliche Grund für die jüngsten Ausbauerfolge in der Windenergie war die EU-Notfall-VO und die deutsche Regelung in § 6 WindBG. Dadurch wurde gewährleistet, dass sowohl Be-lange des Artenschutzes als auch des EE-Ausbaus adressiert wurden. Die Erneuerbaren-Ener-gien-Richtlinie (RED III) führt nun Beschleunigungsgebiete für Windenergie ein (vgl. Art. 15c Abs. 1 u. 2 RED III), mit denen das Erfolgsmodell fortgesetzt werden kann. Im Mai 2024 bereits be-stehende Windenergiegebiete wurden durch § 6a Abs. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten erklärt (Art. 15c Abs. 4 RED III). Im Regierungsentwurf wird für diese Gebiete in § 6b WindBG-RegE eine Nachfolgeregelung für die genehmigungsrechtlichen Erleichterungen nach § 6 WindBG geschaffen.\r\nSeit Mai 2024 wurden und werden wegen der Zielvorgaben im WindBG flächendeckend neue Windenergiegebiete ausgewiesen. Die Gebiete entsprechen größtenteils bereits vollumfänglich den Anforderungen der RED III für Beschleunigungsgebiete (Art. 15c und 15d RED III). Sofern bei der Umsetzung der RED III keine Regelung geschaffen wird, durch die die später ausgewiesenen Gebiete zu Beschleunigungsgebieten werden, sind die Vorgaben des geplanten § 6b WindBG-RegE dort nicht anwendbar. Die neuen Windenergiegebiete können dann nicht das Potenzial von Beschleunigungsgebieten entfalten und die Genehmigungsverfahren drohen erneut am Ar-tenschutz zu scheitern. Die Folge wäre ein regionaler Fadenriss beim Ausbau der Windenergie und ein Rückfall auf die Stagnationsphase vor 2023. Das betrifft allein bei den in Brandenburg im Jahr 2024 bereits in Kraft getretenen beiden Regionalplänen 79 Windenergiegebiete, von denen nur ein geringer Teil aufgrund einer vorhandenen Bauleitplanung Beschleunigungsge-biete nach § 6a Abs. 1 WindBG sind. Es ist zu erwarten, dass das Problem sich zunehmend ver-schärfen wird, da bis zum Inkrafttreten der RED III-Umsetzung viele weitere Regionalpläne in Kraft treten werden. So sollen etwa in NRW bis Herbst 2025 alle in Aufstellung befindlichen Regionalpläne zur Steuerung der Windenergienutzung in Kraft treten.\r\nVor diesem Hintergrund ist jetzt eine gesetzliche Regelung erforderlich, die die Verfahrenser-leichterungen des geplanten § 6b WindBG-RegE in den seit Mitte 2024 neu ausgewiesenen Windenergiegebieten schnell, unkompliziert und europarechtskonform anwendbar macht.\r\nSeite 17 von 20\r\nVorschlag für eine europarechtskonforme RED III-Übergangsregelung\r\nVorgeschlagen wird eine Ergänzung von § 6a WindBG als RED III-konforme Übergangsregelung für neue Windenergiegebiete. Alle nach Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete werden danach zu Beschleunigungsgebieten, wenn und sobald das jeweilige Gebiet materiell die Anfor-derungen aus Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III erfüllt. Ob die Anforderungen erfüllt werden, wird zusätzlich durch den Planträger oder die plangenehmigende Behörde überprüft.\r\nFormulierungsvorschlag für einen neuen § 6a Abs. 3 WindBG-NEU\r\n(3) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 aus-gewiesen worden sind, sind Beschleunigungsgebiete im Sinne des Artikels 15c der Richtlinie (EU) 2018/2001 [Ergänzung Vollzitat der Richtlinie],\r\n3.\r\nwenn das Windenergiegebiet den Anforderungen an Beschleunigungsgebiete nach Arti-kel 15c Absatz 1 und 2 der Richtlinie entspricht und\r\n4.\r\nsobald die nach § 5 Absatz 1 zuständige Behörde das Windenergiegebiet durch Feststel-lung der Anforderungen nach Artikel 15c der Richtlinie als Beschleunigungsgebiet ausge-wiesen hat, wobei\r\nc.\r\ndie Regelungen nach § 8 Absätze 1 und 2 und § 9 Absatz 5 des Raumordnungsgeset-zes sowie § 2 Absatz 4 und § 13 Absatz 2 und 3 des Baugesetzbuches entsprechend anzuwenden sind und\r\nd.\r\ndie Entscheidung über die Gebietseigenschaft innerhalb von drei Monaten nach Ein-gang des Antrages einer öffentlichen Stelle oder Person des Privatrechts ergeht, die die Anforderungen des Planes zu beachten hat.\r\nNach dem 19. Mai 2024 neu ausgewiesene Windenergiegebiete, § 6a Abs. 3 1. Hs. WindBG-NEU\r\nDie vorgeschlagene Regelung des neuen § 6a Abs. 3 WindBG-NEU bezieht sich im sachlichen Anwendungsbereich auf Windenergiegebiete, die nach dem 19. Mai 2024 ausgewiesen wurden. Damit betrifft die Regelung in zeitlicher Hinsicht die Gebiete, die nicht unter Art. 15c Abs. 4 RED III fallen. In Deutschland wurden die vorher bestehenden Windenergiegebiete bereits über § 6a Abs. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten erklärt.\r\nSeite 18 von 20\r\nAbsicherung der RED-III-Anforderungen an Beschleunigungsgebiete, § 6a Abs. 3 Nr. 1 WIndBG-NEU\r\nDie Regelung stellt durch § 6a Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 WindBG-NEU ausdrücklich sicher, dass nur solche Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete anzusehen sind, die den Anforderun-gen nach Artikel 15c Abs. 1 und 2 RED III entsprechen. Durch die Anforderung einer zwingenden Übereinstimmung des Gebietes mit den Anforderungen der RED III – namentlich an Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III – an Beschleunigungsgebiete ist die materielle Entsprechung der Gebietsei-genschaft sichergestellt und wird durch die Überprüfung des jeweiligen Planungsträgers bzw. der plangenehmigenden Behörde nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU zusätzlich abgesichert.\r\nFür neue Windenergiegebiete werden planerisch stets Regeln für Maßnahmen festgelegt sein.2 Die Pflicht zur Festlegung von Maßnahmen auf Planebene ergibt sich für Regionalpläne aus § 8 Abs. 1 und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum ROG und für Bauleitpläne aus §§ 2 Abs. 4, 2a und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum BauGB. Die Richtlinie geht bei der Forderung nach Regeln für Maßnahmen (Art. 15c Abs. 1 UAbs. 1 lit. b, 2 RED III) nicht darüber hinaus. Es ist insofern zur Konkretisierung der Regeln insbesondere zulässig, dass der Plan hinsichtlich der für das Vorhaben anzuordnenden konkreten Maßnahmen auf die Zulassungsebene verweist. Dann sind die für die jeweilige Um-weltauswirkung maßgeblichen materiell-rechtlichen Anforderungen durch den Vorhabenträger anzuwenden, z. B. nach § 45b und Anlage 1 zum BNatSchG, wenn er auf Grundlage des Umwelt-berichtes ein Maßnahmenkonzept vorschlägt, um den im Umweltbericht beschriebenen Um-weltauswirkungen zu begegnen.\r\nÜberprüfung der RED-III-Anforderungen an Beschleunigungsgebiete, § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU\r\nDie Feststellungsentscheidung nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU zur Ausweisung des jeweili-gen Windenergiegebietes als Beschleunigungsgebiet trifft die nach § 5 Abs. 1 WindBG zustän-dige Behörde. Zuständige Behörde ist damit der Planungsträger und bei Regionalplänen die plangenehmigende Landesbehörde. Die Überprüfung und Feststellung der Eigenschaft als Be-schleunigungsgebiet sichert die Europarechtskonformität formell ab. Dadurch wird Rechtssi-cherheit geleichermaßen für Genehmigungsbehörden und Planungsträger geschaffen.\r\n2 Zur Veranschaulichung der integrierte Regionalplan Uckermark-Barnim, dessen Umweltbericht und die wind-energiegebietsspezfischen Steckbriefe, abrufbar unter: https://uckermark-barnim.de/was-wir-tun/plaene/inte-grierter-regionalplan-uckermark-barnim-satzung-2024/.\r\nSeite 19 von 20\r\nVerweis auf Regeln zur Strategischen Umweltprüfung und Öffentlichkeitsbeteiligung, § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. a WindBG-NEU\r\nFür die durch die Ausweisung mittels Feststellung verursachten Umweltauswirkungen gelten nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. a WindBG-NEU die Regelungen zur Strategischen Umweltprüfung (SUP) aus § 8 Abs. 1 und 2 ROG sowie § 2 Abs. 4 BauGB entsprechend. Mit der ursprünglichen Gebietsausweisung wurde bereits eine SUP durchgeführt. Da durch die Feststellung der Eigen-schaft als Beschleunigungsgebiet selbst in aller Regel keine Umweltauswirkungen verursacht werden, wird die zuständige Behörde in aller Regel nach § 8 Abs. 2 S. 1 ROG bzw. § 2 Abs. 4 S. 5 BauGB zu dem Ergebnis kommen, dass eine erneute SUP in Ermangelung entsprechender Aus-wirkungen nicht durchzuführen ist. Das hinsichtlich der Entscheidung über die Durchführung einer SUP bestehende Ermessen dürfte regelmäßig auf null reduziert sein. Außerdem gelten auch die planerischen Vorgaben für eine vereinfachte Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 9 Abs. 5 ROG und § 13 Abs. 2 f. BauGB entsprechend. Mit der Klarstellung, dass die Regelungen zur SUP anzuwenden sind, wird ebenfalls die Europarechtskonformität abgesichert. Die Absiche-rung erfasst dann sogar den Fall, dass nach der RED III auch der Akt zur nachträglichen Auswei-sung des Gebietes durch Feststellung der Gebietseigenschaft als Beschleunigungsgebiet einer SUP bedarf3. Mit dem zusätzlichen Verweis auf die Regelungen zur vereinfachten Öffentlich-keitsbeteiligung sind auch etwaige Anforderungen der RED III in diese Richtung hinreichend adressiert (vgl. Art. 15d RED III).\r\nAntragserfordernis, § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU\r\nDie Feststellung der Eigenschaft als Beschleunigungsgebiete erfolgt nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU auf Antrag, um unnötige Feststellungsentscheidungen zu vermeiden. So ist sicher-gestellt, dass nur die Windenergiegebiete Gegenstand der Prüfung auf ihre Eigenschaft als Be-schleunigungsgebiete werden, in denen zeitnah Vorhaben zugelassen werden sollen. Für be-reits bebaute Gebiete entfällt damit die Überprüfung. In Anlehnung an § 6 ROG ist der Kreis der Antragsberechtigten begrenzt. Antragsberechtigt sind öffentliche Stellen oder Personen des Pri-vatrechts, die die Anforderungen des Planes zu beachten haben. Antragsteller können danach die Genehmigungsbehörden und natürlich private Träger von Vorhaben sein, deren Standort innerhalb des jeweiligen Windenergiegebietes liegen.\r\n3 Die Frage am Rande aufwerfend M. Deutinger/T. Müller/F. Sailer, „Lücke“- Problematik(en) bei der Umsetzung der Beschleunigungsgebiete, Würzburger Berichte zum Umweltenergierecht Nr. 59 vom 12.06.2025, S. 6.\r\nSeite 20 von 20\r\nLiegt ein Antrag nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU vor, hat die Überprüfung des Wind-energiegebietes hinsichtlich der Anforderungen nach Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III innerhalb von drei Monaten nach Eingang des Antrages zu erfolgen. Damit wird effektives Verwaltungshan-deln gefördert. So ist gewährleistet, dass Genehmigungsverfahren durch eine zeitnahe Ent-scheidung über die Eigenschaft des Windenergiegebietes als Beschleunigungsgebiet auch tat-sächlich beschleunigt werden. Die drei Monate stellen sicher, dass erforderlichenfalls noch eine (vereinfachte) Öffentlichkeitsbeteiligung zu den Änderungen nach § 9 Abs. 5 ROG bzw. § 13 Abs. 2 f. BauGB durchgeführt werden kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013336","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Stärkung des Wettbewerbs und der Transparenz im Fernwärmemarkt ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/21/19/387889/Stellungnahme-Gutachten-SG2412180169.pdf","pdfPageCount":21,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 27. September 2024\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nSeite 2 von 21\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 3\r\n2 Zu Kapitel 1: „Wettbewerbliche Herausforderungen für die Fernwärmemärkte“ . 4\r\n2.1 Probleme bei der Abbildung der Dekarbonisierungskosten und Lösungsansatz.......4\r\n2.2 Transparenz.....................................................................................................................5\r\n3 Zu Kapitel 2: „Der Fernwärmemarkt“ ................................................................. 6\r\n3.1 Quantitative Untersuchungen .......................................................................................6\r\n3.2 Anschluss- und Benutzungszwang .................................................................................7\r\n3.3 Missbrauchsaufsicht .......................................................................................................8\r\n4 Zu Kapitel 3: „Neustrukturierung des Marktes durch die Wärmewende“............. 8\r\n4.1 Zur Privilegierung von Wärmnetzen..............................................................................8\r\n4.2 Zum Fazit: Einschränkung des Systemwettbewerbs ..................................................10\r\n5 Zu Kapitel 4: „Gegenwärtig unzureichender Regulierungsrahmen“ ....................11\r\n5.1 Zur Preisbildung in der Fernwärme .............................................................................11\r\n5.2 Einfluss der WärmeLV...................................................................................................13\r\n5.3 Preisanpassungsklauseln ..............................................................................................14\r\n5.4 Einfluss auf die Systementscheidung?.........................................................................16\r\n6 Zu Kapitel 5: „Konzept der Monopolkommission für eine wettbewerbsadäquate\r\nWeiterentwicklung der Fernwärmemärkte“ ......................................................17\r\n6.1 Trennung zwischen dem Betrieb des Fernwärmenetzes einerseits und der\r\nErzeugung von bzw. Versorgung mit Fernwärme andererseits.................................17\r\n6.2 Markttransparenz .........................................................................................................18\r\n6.3 Kosten- und Marktelement innerhalb der Preisanpassungsklauseln........................18\r\n6.4 Vereinfachte Preis-Cap Regulierung ............................................................................19\r\n6.5 Zugangsregulierung ......................................................................................................20\r\nSeite 3 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\n1 Zusammenfassung\r\nAm 1. Juli 2024 hat die Monopolkommission ihr Hauptgutachten „Wettbewerb 2024“ veröffentlicht. Das Gutachten beschäftigt sich unter anderem mit dem Wettbewerb am Fernwärmemarkt. Gefordert werden in dem Bericht unter anderem ein Transparenzregister, die Einführung einer vereinfachten Price-Cap-Regulierung sowie ein Unbundling zwischen Netzbetrieb und Wärmeerzeugung.\r\nOberstes Ziel der Wärmewende ist, die Klimaneutralität auch im Wärmesektor bis 2045 zu\r\nverwirklichen. Die Fernwärmeversorger sind sich ihrer Rolle sowie ihrer Verantwortung zur Erreichung dieses Zieles bewusst. Ebenso, dass die dafür notwendigen Maßnahmen nur bei hoher Akzeptanz in der Bevölkerung gelingen können. Dazu gehört auch, dass niemand wirtschaftlich überfordert werden sollte.\r\nMit dem Aufbau der Preistransparenz-Plattform für Wärmenetze hat die Branche bereits eine\r\nKernforderung der Monopolkommission erfüllt. Die Unternehmen und die beteiligten Verbände sind sich der Bedeutung bewusst und tragen damit selbst entscheidend zur Schaffung\r\nvon mehr Transparenz bei. Dies ist wichtig, um die Akzeptanz, aber auch das Verständnis für\r\ndie Wirkungsweise der Fernwärmeversorgung zu erhöhen.\r\nAus Sicht der Wärmewirtschaft sind grundlegende Systemänderungen, wie etwa eine PriceCap-Regulierung oder eine Entflechtung – wenn auch nur in größeren Wärmenetzen – hingegen keine geeigneten Instrumente. Wichtig ist insbesondere, dass der Ausbau der Fernwärme\r\nkalkulierbar bleibt. Die Fernwärmeversorgungsunternehmen befinden sich mitten in der größten Transformation ihrer Geschichte und sind aufgrund des großen Investitionsbedarfs in hohem Maße auf externes Kapital angewiesen. Eine Diskussion über einen neuen regulatorischen Rahmen führt unweigerlich zu Verunsicherung und kann Investitionsrückhaltung zur\r\nFolge haben.\r\nWärmenetze weisen bereits heute höhere Anteile von klimaneutral erzeugter Wärme aus als\r\ngebäudeintegrierte Einzelheizungen. Trotzdem ist der Investitionsbedarf in den Ausbau und\r\ndie Verdichtung von Wärmenetzen sowie die weitere Dekarbonisierung der Fernwärme sehr\r\ngroß.\r\nEs gibt mit den Bestimmungen der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV), der kartellrechtlichen Missbrauchskontrolle und\r\nmaßgeblichen Entscheidungen des Bundesgerichtshofes (BGH) bereits aus den vergangenen\r\nJahren einen klaren Rechts- und Ordnungsrahmen für die Fernwärmeversorgung. Anstatt zusätzliche Regulierungsinstrumente zu schaffen, sollte der bestehende Rahmen schrittweise\r\ndem Transformationsprozess in der Wärme angepasst werden. Die Energiewirtschaft fordert\r\nSeite 4 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nbereits seit langem eine Weiterentwicklung der AVBFernwärmeV und hat dazu auch Vorschläge unterbreitet.\r\n2 Zu Kapitel 1: „Wettbewerbliche Herausforderungen für die Fernwärmemärkte“\r\nDie Monopolkommission weist – wie auch der BDEW – eindrücklich auf die Herausforderungen der Dekarbonisierung der Wärmenetze hin. Und schließt daraus u.a., dass eine stärkere\r\nDezentralisierung der Wärmeerzeugung in Wärmenetzen durch Dritte zunehmen wird, die\r\nnicht Wärmenetzbetreiber sind. Diese Beobachtung teilt der BDEW, und diese Verschiebung\r\nstellt sich tatsächlich zunehmend ein. Aufgrund der Definitionen für klimaneutrale Wärme\r\nund die faktische Quotenregelung im Wärmeplanungsgesetz (WPG) müssen bisher ungenutzte Wärmequellen in großem Ausmaß erschlossen werden. Zum Beispiel spielen dabei Abwärmelieferanten eine Rolle, die nicht Wärmenetzbetreiber sind und deren Netzzugang individuell verhandelt, geplant, errichtet und betrieben wird – im Einvernehmen der Vertragspartner.\r\nDie Erreichung der Klimaschutzziele erfordert in der Praxis Umstellungen in der Brennstoffbeschaffung bzw. Erzeugungstechnologie, Umstrukturierungen im Versorgungssystem und im\r\nZuge dessen, sowohl Investitionen in den Bestand als auch erhebliche Neuinvestitionen. Die\r\nNovelle der AVBFernwärmeV gibt Versorgern jedoch nicht ausreichend Möglichkeiten, die\r\nTransformation bestehender Versorgungsstrukturen wirtschaftlich realisieren zu können. Kosten aus der Umsetzung von politisch vorgegebenen Maßnahmen müssen durch die Fernwärmeversorgungsunternehmen erwirtschaftet werden können. Werden diese gesetzlich zu bestimmten Aktivitäten verpflichtet, müssen daraus entstehende Kostensteigerungen auch innerhalb der Vertragslaufzeit Berücksichtigung finden.\r\n2.1 Probleme bei der Abbildung der Dekarbonisierungskosten und Lösungsansatz\r\nAngesichts der zahlreichen neuen gesetzlichen Aufgaben der Fernwärmeversorger im Zuge\r\ndes Wandels hin zu einer klimaneutralen, dekarbonisierten Wärmeversorgung kann der, der\r\nAVBFernwärmeV grundsätzlich innewohnende, Mechanismus für Preisanpassungen zu ungerechtfertigten Belastungen bei den Versorgungsunternehmen führen. Der Verordnungsgeber\r\nhat dies mit der Einführung des § 24a AVBFernwärmeV-E im Zuge der aktuellen Konsultation\r\neines Referentenentwurfs des BMWK zur Novellierung der AVBFernwärmeV erkannt, wonach\r\ndem „Fernwärmeversorgungsunternehmen, das im Zuge der Wärmewende seinen eingesetzten Energieträger wechselt oder die Beschaffungsstruktur wesentlich ändert“, die Möglichkeit\r\neingeräumt wird, die mit dem Kunden vereinbarte und auf Grund der geänderten Umstände\r\nansonsten leerlaufende Preisänderungsklausel einseitig anzupassen.\r\nSeite 5 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nEine Besonderheit bildet aber der Fall, dass während der vereinbarten Vertragslaufzeit neue\r\nKosten für die Dekarbonisierung entstehen, also Kosten zur Umsetzung der gesetzlichen Verpflichtungen aus § 29 ff. WPG, die zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses für beide Vertragsparteien nicht kalkulierbar waren, und die allein nach Maßgabe der Preisanpassungsklausel nicht\r\nvollständig an die Kunden weitergegeben werden können. Auch eine Anpassung der Preisanpassungsklausel, wie in § 24a AVBFernwärmeV-E, würde voraussichtlich in vielen Fällen nicht\r\ngenügen, um die hierdurch entstehenden Kosten weitergeben zu können. Wollte das Fernwärmeversorgungsunternehmen den Preis infolge solcher neuen Kosten erneut kalkulieren und\r\ndiesen neuen Preis dem Vertrag zugrunde legen, hätte es nach derzeitiger Rechtslage nur die\r\nMöglichkeit, die Verträge einvernehmlich anzupassen oder diese dem Kunden gegenüber zu\r\nkündigen und neue Verträge abzuschließen. Eine Finanzierung der hohen Dekarbonisierungskosten wird auf diesem Wege nicht gelingen. Auch wäre dies mit einem entsprechenden Aufwand und auch mit dem Risiko verbunden, Kunden zu verlieren und würde die Kalkulationsgrundlage zu Lasten der übrigen Kunden nachteilig verändern.\r\nDiese Folge ist weder rechtlich gerechtfertigt noch – angesichts des gesellschaftlichen Konsenses, eine Wärmewende zu vollziehen – sachgerecht. Vielmehr muss es den Fernwärmeversorgungsunternehmen erlaubt sein, derartige gesetzlich initiierte Neukosten, die nicht allein auf\r\neiner freien unternehmerischen Entscheidung beruhen, auch innerhalb der Vertragslaufzeit\r\nals Zusatzkosten an seine Kunden weiterzugeben. Denn an der Umstellung der Wärmeversorgung partizipieren letztendlich auch die Kunden der Versorger.\r\nDementsprechend ist eine Ergänzung der AVBFernwärmeV notwendig, damit solche zusätzlichen Kosten, die aus geänderten Vorgaben des Rechtsrahmens resultieren, im Rahmen des\r\nVersorgungsvertrags berücksichtigt werden können. Kosten aus der Umsetzung von gesetzlich\r\nvorgegebenen Maßnahmen müssen in vollem Umfang durch die Fernwärmeversorgungsunternehmen erwirtschaftet werden können. Werden diese gesetzlich zu bestimmten Aktivitäten verpflichtet, müssen daraus entstehende Kostensteigerungen auch innerhalb der Vertragslaufzeit Berücksichtigung finden. Zugleich würde eine Aufstockung und Verstetigung der\r\nBundesförderung für Wärmenetze (BEW) ebenfalls dazu dienen, die Kosten der Transformation der Wärmenetze im Rahmen zu halten.\r\n2.2 Transparenz\r\nIm Gutachten wird von einer notwendigen Zentralen Transparenzplattform gesprochen. Dabei\r\nwerden die Zielgruppen für die Inhalte dieser Plattform genannt:\r\n1. Kartellbehörden\r\n2. Verbraucherinnen und Verbraucher\r\n3. Politik\r\nSeite 6 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\n4. Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler.\r\nIm Gutachten wird dabei ausführlich auf die Branchenlösung zur Stärkung der Preistransparenz eingegangen.\r\nIn der öffentlichen Kritik zum Thema Preistransparenz stehen oftmals Einzelfälle, die von Medien und Politik zunehmend als repräsentativ für die gesamte Branche gewertet werden. Um\r\ndiesem Vorurteil als Branche entgegenzutreten, haben die Verbände bereits beim Fernwärmegipfel 2023 zugesagt, sich für mehr Transparenz einzusetzen. Transparenz ist auch aus Sicht\r\ndes BDEW notwendig, um vor allem die Akzeptanz, aber auch das Verständnis für die Wirkungsweise der Fernwärmeversorgung zu erhöhen. Deshalb wird die seit April 2024 existierende Preistransparenzplattform kontinuierlich von der Branche weiterentwickelt und die Anzahl der sich hieran beteiligenden Unternehmen nimmt weiterhin zu.\r\n3 Zu Kapitel 2: „Der Fernwärmemarkt“\r\nBei der Beschreibung des Fernwärmemarkts durch die Monopolkommission können teilweise\r\nausbleibende Erläuterungen aus Sicht des BDEW zu falschen bzw. nicht sachgerechten Schlüssen führen.\r\nSo ist beispielsweise die Aussage im Abschnitt „Allgemeines“: „Lieferverträge für Fernwärme\r\nzwischen Fernwärmeunternehmen einerseits und Verbraucherinnen und Verbraucher andererseits werden üblicherweise über einen langen Vertragszeitraum geschlossen […].“ irreführend.\r\nUm dem Eindruck entgegenzuwirken, dass in der Regel Fernwärmeversorgungsverträge mit\r\nVerbrauchern abgeschlossen werden, wäre klar herauszustellen, dass der Kunde der Fernwärmeversorgungsunternehmen im Regelfall nicht der private Haushaltskunde – wie im Strom\r\noder Gas –, sondern ein Gebäudeeigentümer (Vermieter) ist, der die Eigenschaften eines Unternehmers aufweist. Gewerbliche Vermieter befinden sich einerseits durch ihre oft hohe\r\nWärmeabnahme der Mieter insgesamt und andererseits aufgrund ihres eigenen Knowhows in\r\neiner vorteilhafteren Verhandlungsposition gegenüber dem Wärmenetzbetreiber.\r\n3.1 Quantitative Untersuchungen\r\nDie empirische Untersuchung der Monopolkommission zeigt auf, dass die räumliche Korrelation zwischen Preisen möglicherweise hohe ökonomische und politische Signifikanz habe. Die\r\nAuswertung beschreibt sehr treffend, dass dafür mehrere Ursachen infrage kommen können.\r\nIn Tabelle V.2 und V.3 werden exemplarisch die Betriebskosten der Fernwärme mit denen einer Wärmepumpe und einem Gaskessel verglichen. Dabei wird mehrmals im Text darauf hingewiesen, dass diese Werte nicht miteinander verglichen werden können, weil die Investitionskosten der jeweiligen Technologie nicht berücksichtigt wurden und für Gas und\r\nSeite 7 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nWärmepumpenstrom lediglich der günstigste Anbieter gewählt wurde, während die Fernwärmeangaben im Durchschnitt angegeben sind. Für einen Preisvergleich zwischen den Kosten\r\nder Fernwärme und Kosten anderer Wärmeversorgungsarten müssen im Sinne einer Vollkostenrechnung alle Kosten, von der Planung, Finanzierung, Investition, Betrieb, Instandhaltung\r\nund Energieträgerbeschaffung berücksichtigt werden. Bei einer dezentralen Wärmelieferung\r\nz.B. im Rahmen einer Contracting-Lösung beinhalten die Grundpreise i.d.R. alle anfänglichen\r\nInstallationskosten sowie Wartungs- und Reparaturkosten.\r\nDie einzige Aussage, die diese Tabellen treffen, bezieht sich wieder auf die breite Streuung der\r\nFernwärmepreise. Das wurde jedoch bereits in dem vorherigen Abschnitt im Gutachten sehr\r\ngut dargelegt und erläutert. Offen bleibt daher, warum diese Vergleichsdarstellung dann trotzdem in diesen beiden Tabellen V.2 und V.3 vorgenommen wurde. Welchen Erkenntnisgewinn\r\ndie Darstellung dieser beiden Tabellen ermöglicht, wird aber leider nicht erläutert.\r\n3.2 Anschluss- und Benutzungszwang\r\nIn der Regel kann jede Hauseigentümerin und jeder Hauseigentümer frei entscheiden, mit\r\nwelchem System sie oder er heizt. Auch die Gesetze, die die Wärmewende in Deutschland regeln, also z.B. das Gebäudeenergiegesetz (GEG) und das Wärmeplanungsgesetz (WPG), ändern\r\nhieran nichts. Das Gebäudeenergiegesetz macht allein die Vorgabe, dass neu eingebaute Heizungen künftig zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen. Bei Fernwärme gilt diese Vorgabe automatisch als erfüllt, da hier der Versorger wiederum\r\nnach den Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes in der Pflicht ist, sein Netz zu dekarbonisieren.\r\nNur in bestimmten Fällen gibt es einen kommunalen Anschluss- und Benutzungszwang für die\r\nFernwärme. Dieser beruht auf Landes- und Kommunalrecht und wird durch die einzelne Kommune und nicht durch den Fernwärmeversorger festgelegt.\r\nDurch die Ausführungen in dem Gutachten zum Anschluss- und Benutzungszwang könnte der\r\nfalsche Eindruck entstehen, der Anschluss- und Benutzungszwang hätte einen signifikanten\r\nEinfluss auf den Systemwettbewerb. Das trifft nach Einschätzung des BDEW nicht zu. Auch das\r\nGutachten relativiert diesen Eindruck mit erneuten Ausführungen hierzu in Kapitel 3. Unklar\r\nbleibt damit, mit welcher Zielstellung die Darstellung an dieser Stelle des Gutachtens aufgenommen wurden.\r\nDer Fokus liegt nach Wahrnehmung des BDEW in der Regel jedoch auf der Neuerrichtung von\r\nGebäuden. Dass ein bestehendes Versorgungsgebiet, in welchem bereits diverse Wärmeversorgungsarten vorliegen, nachträglich mit einem Anschluss- und Benutzungszwang ausgestattet wird, ist zwar rechtlich im Einzelfall zulässig. Beispiele in der Praxis sind aber selten.\r\nSeite 8 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nDaneben sind alternative Lösungen nicht verboten: Auch bei einem Anschluss- und Benutzungszwang ist es möglich, mit einer entsprechenden Begründung, wie zum Beispiel dem Einbau einer individuellen Heizungsanlage auf Basis von erneuerbaren Energien, eine gebäudeintegrierte Heizungslösung zu wählen und sich aus diesem Zwang herauszulösen (Opt-out-Lösung).\r\n3.3 Missbrauchsaufsicht\r\nDie AVBFernwärmeV bildet die wesentliche Rechtsgrundlage für die Gestaltung von Fernwärmepreisen und definiert Versorgungsbedingungen zwischen Fernwärmeversorger und Verbraucher.\r\nDurch §§ 19, 29 GWB unterliegen Fernwärmepreise daneben auch der allgemeinen kartellrechtlichen Missbrauchsaufsicht. Durch die Ausweitung des § 29 GWB im Jahr 2022 wurde die\r\nStellung der Kartellbehörden in Preismissbrauchsverfahren gegen Fernwärmeversorger nochmal gestärkt. Der Erfolg dieser Regelung zeigt sich überdies an der Vielzahl der von den Kartellbehörden eingeleiteten Verfahren.\r\nEine kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht existiert mithin in ausreichendem Maße und hat\r\nsich in der Vergangenheit bewährt. Durch die Weiterentwicklung der Veröffentlichungsvorschriften wird sich der Arbeitsaufwand der Behörden für den Zugang zu relevanten Unternehmensdaten zur Umsetzung ihrer Aufgaben zur Missbrauchsaufsicht verringern. Dementsprechend werden Preiskontrollen künftig einfacher durchzuführen sein.\r\n4 Zu Kapitel 3: „Neustrukturierung des Marktes durch die Wärmewende“\r\n4.1 Zur Privilegierung von Wärmnetzen\r\nUnklar ist bereits, was die Monopolkommission mit dem Begriff der „Privilegierung“ im Einzelnen meint. Letztlich wird versucht, einen leichteren Marktzugang der Fernwärme hierunter zu\r\nfassen. Eine solche „Privilegierung“ für Wärmenetze nimmt der BDEW in der Praxis allerdings\r\nnicht wahr.\r\nTrotz der Vereinbarung gemeinsamer Ausbauziele auf dem Fernwärmegipfel im Jahr 2023,\r\nstellt sich die Situation in der Praxis nicht dementsprechend dar. Es ist zu befürchten, dass die\r\nBundesregierung mit dem derzeitigen Stand des rechtlichen Rahmens die Dekarbonisierungsund Ausbauziele für Wärmenetze verfehlen wird.\r\nIn dem Kapitel der Monopolkommission zur Privilegierung der Wärmenetze wird weniger eine\r\nPrivilegierung des Anschlusses an ein Wärmenetz als vielmehr eine Verschiebung der\r\nSeite 9 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nVerantwortung für die Dekarbonisierung der Wärme vom Gebäudeeigentümer auf den Wärmenetzbetreiber beschrieben.\r\nErrichtet der Gebäudeeigentümer eine neue Heizung in Eigenregie, dann muss er selbst Sorge\r\ndafür tragen, ob die Lösung im Einklang mit dem GEG steht (65 % Erneuerbare Energien). Fällt\r\ndie Wahl auf einen Wärmenetzanschluss, muss sich der Gebäudeeigentümer um die Klimaneutralität der Wärme nicht selbst kümmern; laut WPG ist dann der Wärmenetzbetreiber\r\nin der Pflicht für die Transformation. Diese Aufgabe stellt für eine Vielzahl an Wärmenetzbetreibern jedoch eine sehr große Herausforderung dar.\r\nInsoweit erachtet der BDEW den Begriff der „Privilegierung“ als irreführend. Denn eine solche\r\nliegt nicht vor. Zwar mögen das GEG wie das WPG Anreize setzen, damit sich Gebäudeeigentümer an ein Wärmenetz anschließen. Auszugehen ist davon indes nicht.\r\nWärmenetze müssen zunächst aus- oder neugebaut oder verdichtet werden. Dies erfordert\r\nInvestitionen und Investitionsentscheidungen seitens der Versorgungsunternehmen. Diese\r\nhängen wiederum von weit mehr Einflussfaktoren ab als den beiden genannten Gesetzen. Es\r\nbleibt also unklar, an welcher Stelle hier eine Privilegierung vorliegen sollte. Der Aussage des\r\nGutachtens etwa, dass der Anschluss an ein Wärmenetz, selbst wenn es noch nicht errichtet\r\nworden sei, durch das GEG „stark privilegiert“ werde, kann keineswegs gefolgt werden. Im Gegenteil, durch die rechtliche Unverbindlichkeit der Wärmeplanung sehen sich Wärmenetzbetreiber eher der Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Anschlussquote gegenüber, die wiederum entscheidend die Höhe der Investitionen und den Wärmepreis in einem Gebiet beeinflusst.\r\nEs dürfte überdies auch eine gewichtige Rolle spielen, auf welche Weise die gesetzlichen Anforderungen an den Einsatz Erneuerbarer Energien bzw. unvermeidbarer Abwärme erfüllt\r\nwerden. Es ist keineswegs gewiss, dass dies unter Berücksichtigung der damit verbundenen\r\nKosten flächendeckend gewährleistet werden kann. Würden die Anforderungen nicht erfüllt,\r\ndrohen den Unternehmen auch rechtliche Konsequenzen nach dem WPG. Letztlich ist und\r\nbleibt es daher eine wirtschaftliche Entscheidung der Unternehmen und nicht der Gebäudeeigentümer. Dabei ist offen, für welche Heizungsart bzw. Wärmeversorgung sich der Gebäudeeigentümer entscheidet.\r\nFerner sollten für eine Stärkung des Wettbewerbs die Rahmenbedingungen für die Versorgung über kleinere, dezentrale Strukturen weiter verbessert werden. Dezentrale Versorgungsstrukturen sind insbesondere in urbanen Versorgungsgebieten ein wesentliches Mittel in der\r\nWärmewende. Bei ihnen besteht insbesondere die Möglichkeit auch dezentrale Umweltquellen wie oberflächennaher Geothermie, kleinen Abwärmequellen und ähnlichem effektiv zu\r\nnutzen. „Fernwärme“ bzw. Wärmenetze im rechtlichen Sinne liegen nach der Abgrenzung im\r\nSeite 10 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nGEG/ WPG bereits vor, wenn 2 Gebäude mit zusammen mehr als 100 Wohnungen versorgt\r\nwerden. Diese Ansätze sind ebenfalls in der aktuellen Novelle der AVBFernwärmeV für Gebäudenetze und sog. „Kleinstnetze“ zu finden.\r\nDie bloße Annahme, dass Wärmepumpen hier nur eine untergeordnete Rolle spielen würden,\r\nteilt der BDEW nicht.\r\n4.2 Zum Fazit: Einschränkung des Systemwettbewerbs\r\nDie Schlussfolgerungen können insgesamt aus Sicht des BDEW nicht überzeugen.\r\nSo heißt es im Gutachten beispielsweise: „In der Praxis wird neben dem Anschluss an das Wärmenetz häufig keine wirtschaftlich vertretbare Alternative bestehen.“.\r\nHier stellt sich die Frage, ob das nicht eher ein logisches Ergebnis des bestehenden Systemwettbewerbs ist. Um die Gleichstellung der Heizungstechnologien bei der Wahlentscheidung\r\nfür den Einbau zu unterstützen, werden über verschiedene Fördermittelprogramme und Umlagemöglichkeiten Investitionsentscheidungen gesteuert. Der BDEW ist nicht der Ansicht, dass\r\nes in der Praxis viele Fälle geben wird, in denen ein Wärmenetzanschluss wirtschaftlich gesehen alternativlos ist. Auch wenn die Ausweisung eines Wärmenetz-Vorranggebietes gemäß\r\nWPG voraussetzt, dass das Wärmenetz die wirtschaftlichste Alternative zur dezentralen Wärmebereitstellung ist, bleibt es dennoch die individuelle Entscheidung der Gebäudeeigentümer,\r\nwie sie beispielsweise die Entwicklung von Brennstoffpreisen einschätzen oder welche\r\nHeiztechnologie sie wählen.\r\nAuch die Darstellung erhöhter Anforderungen an den Ausbau der Stromnetze zum Zwecke des\r\nAnschlusses von Wärmepumpen wirkt einseitig. Denn auch hinsichtlich des Aus- oder Neubaus\r\nvon Wärmenetzen sind erhebliche Herausforderungen geknüpft, die wiederum Einfluss auf die\r\nKosten der Wärmeversorgung und damit auf die Systementscheidung der Kunden haben können. Es wird nicht deutlich, weshalb die Anforderungen im Strombereich höher sein sollten.\r\nAußer Acht gelassen wird zudem, dass auch der Anschluss an ein Wärmenetz mit spezifischen\r\nHausanschlusskosten und u.U. einem Baukostenzuschuss einhergeht. Auch diese Kosten nehmen Einfluss auf die Entscheidung des Gebäudeeigentümers, welche der bestehenden\r\nHeizsysteme für ihn wirtschaftlich mehr oder weniger vertretbar sind.\r\nWas die Entscheidung von Vermietern angeht, bleibt anzumerken, dass im Mietrecht trotz der\r\nMöglichkeiten des Vermieters, seine Kosten auf den Mieter umzulegen, der sog. Wirtschaftlichkeitsgrundsatz gilt (§ 556 Abs. 3 Satz 1 BGB), wonach der Vermieter verpflichtet ist, stets\r\nwirtschaftlich, d.h. mit Blick auf ein angemessenes Kosten – Nutzen - Verhältnis vorzugehen.\r\nIm Übrigen können die mietrechtlichen Rechte und Pflichten keine Aussage über die Funktionsfähigkeit des Systemwettbewerbs treffen.\r\nSeite 11 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\n5 Zu Kapitel 4: „Gegenwärtig unzureichender Regulierungsrahmen“\r\nDie Monopolkommission schätzt den gegenwärtigen Regulierungsrahmen als nicht ausreichend ein.\r\nDer BDEW kann dem nicht zustimmen. Der angestrebte Schutz vor überhöhten Preisen ist in\r\nder Fernwärme bereits umfangreich durch das bestehende Kartellrecht und zusätzlich durch\r\ndie Regelungen der AVBFernwärmeV gewährleistet. Es gibt gegenwärtig keinen Grund, neben\r\ndem bewährten Instrumentarium der Missbrauchskontrolle die Fernwärme einer weitergehenden Regulierung zu unterwerfen.\r\nEs fehlt an einer hinreichenden Begründung, warum die bisher bewährten Instrumentarien\r\nnicht ausreichen sollten, denn auf dessen Grundlage haben sowohl das Bundeskartellamt als\r\nauch regelmäßig die Landeskartellbehörden in der Vergangenheit Preisuntersuchungen im\r\nFernwärmesektor durchgeführt (zuletzt 2021 in Sachsen, Nordrhein-Westfalen sowie in Hessen). Die darauffolgenden Maßnahmen und Missbrauchsverfahren haben in den letzten Jahren in der Mehrheit der Bundesländer zu Preissenkungen geführt und belegen, dass es eine\r\nfunktionierende Kontrolle der Fernwärmepreise gibt.\r\nDeutlich hervorzuheben ist in diesem Zusammenhang, dass sämtliche der zuletzt durchgeführten Untersuchungen der Kartellämter gezeigt haben, dass es keine Hinweise auf ein flächendeckend überhöhtes Preisniveau im Fernwärmesektor gibt.\r\nDa die zwischen den Vertragsparteien verhandelten Preise zu Beginn eines Versorgungsvertrages festgelegt werden und das Fernwärmeunternehmen nur über eine vertraglich vereinbarte\r\nPreisanpassungsklausel die Möglichkeit hat, die Preise anzupassen, ist auch rechtlich gesichert, dass die Fernwärmeversorgungsunternehmen während der vertraglich vereinbarten\r\nLaufzeit die Preise nicht beliebig neu setzen können. Vorgegeben wird dies durch die für die\r\nbesondere Preisstruktur in der Fernwärmeversorgung bewährte Regelung des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV.\r\nDie Bildung der Fernwärmepreise ist darüber hinaus auch transparent für den Kunden. Nach\r\nden zuletzt erfolgten sowie den bevorstehenden Änderungen der AVBFernwärmeV sind zahlreiche relevante Informationen dem Kunden offenzulegen und im Internet zu veröffentlichen.\r\n5.1 Zur Preisbildung in der Fernwärme\r\nDie Monopolkommission weist in ihrem Bericht darauf hin, dass im Fernwärmemarkt lediglich\r\ndie Preisänderung einer Regulierung unterworfen ist, die mithilfe der Preisänderungsklauseln\r\nnachvollziehbar darzulegen ist und deren Ausgestaltung dem Rahmen der AVBFernwärmeV\r\nunterliegt. Die absolute Preishöhe, der von Fernwärmekundinnen und -kunden zu entrichtende\r\nPreise, sei dagegen nicht begrenzt.\r\nSeite 12 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nDie Diskussion um die Preise in der Fernwärmeversorgung und deren Höhe hängt nach Auffassung des BDEW zum einen eng mit der Frage der Preisbildung zusammen, zum anderen mit\r\nder Frage der Preisanpassung.\r\nAnders als beim Strom (§ 5 Abs. 2 StromGVV) und Gas (§ 5 Abs. 2 GasGVV) hat der Fernwärmeversorger weder bei Vertragsabschluss noch während der laufenden Verträge ein Recht auf\r\neine einseitige Preissetzung. Der Preis wird durch den Kunden vor dem Vertragsschluss mit\r\nHeizungsalternativen verglichen. Wegen der langen Laufzeit von Fernwärmelieferverträgen\r\nverändern sich dann die Preise in der Folge nur noch anhand einer Preisanpassungsklausel.\r\nDiese besteht in einer konkreten aus verschieden Preisindizes zusammengesetzten mathematischen Formel, aus der sich ohne jeglichen Preissetzungsspielraum für den Fernwärmeversorger die jeweiligen Preise ergeben.\r\nBei der Preisbildung ist der Fernwärmeversorger nicht frei. Er muss immer beachten, wie seine\r\nPreise im Markt um die Heizsysteme liegen. Er muss, um am Markt langfristig bestehen zu\r\nkönnen in seiner Preisgestaltung marktfähig bleiben. Dies schon deshalb, weil er bei dem Neuanschluss von Wärmekunden der Fernwärmeversorger in hartem Wettbewerb mit anderen\r\nHeizsystemen steht. Auch wenn sich diese wandeln und von klassischen Formen bzw. Brennstoffen, wie Gas und Öl lösen werden, bleiben gleichwohl alternative Heizsysteme bestehen,\r\nsei es beispielsweise die strombasierte Wärmepumpe, auf Biomethan gestützte Heizlösungen\r\noder perspektivisch auch die Beheizung durch Wasserstoff in einem nach dem Wärmeplanungsgesetz ausgewiesenen Wasserstoffnetzausbaugebiet. Hinzu kommt, dass – je nach Laufzeiten der Fernwärmeversorgungsverträge mit den unterschiedlichen Kunden – in jedem Jahr\r\nein bestimmter Prozentsatz der Bestandskunden die Verträge kündigen und zu einer alternativen Wärmeversorgung wechseln kann. Bei 10-Jahresverträgen sind das statistisch 10 % der\r\nKunden, befinden sich diese in dem 5-jährigen Verlängerungszeitraum sind es sogar 20 %, die\r\nwieder neu von der Fernwärme überzeugt werden müssen. Daneben sieht sich der Fernwärmeversorger, wenn er Anbietern mit großer Nachfrage gegenübersteht (z.B. Wohnungsunternehmen mit vielen fernwärmeversorgten Objekten oder Gewerbeobjekten) einer Nachfragemacht gegenüber, die keine Preisfestsetzung nach Belieben erlaubt.\r\nDer Versorger ist im Rahmen seiner unternehmerisch-kaufmännischen Preisgestaltungsfreiheit stets an eine angemessene Preisgestaltung gebunden und kann keine beliebigen Preise\r\nbilden. Diese unterliegen schließlich auch einer kartellrechtlichen Preiskontrolle (Preismissbrauch). Der Schutz vor missbräuchlich überhöhten Preisen ist durch das bestehende Kartellrecht ordnungsgemäß – und effektiv – gewährleistet.\r\nFür die Bewertung der kartellrechtlichen Zulässigkeit von Preisen sind Preisanpassungsklauseln generell nicht von Bedeutung, da sich die kartellrechtliche Prüfung grundsätzlich auf das\r\nPreisniveau und nicht auf die Preisanpassungsmechanismen bezieht. Letztere wiederum\r\nSeite 13 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nunterliegen einer effektiven Kontrolle durch die ordentlichen Gerichte, die die Einhaltung der\r\nVorgaben der AVBFernwärmeV prüfen.\r\n5.2 Einfluss der WärmeLV\r\nObwohl Preisänderungsformeln nur die Entwicklung der Preise beschreiben und in den Vorgaben der AVBFernwärmeV dazu keine genauen Zahlen auftauchen (können), ist die absolute\r\nHöhe der Preise bei Vertragsabschluss ebenfalls Gegenstand regulatorischer Eingriffe. Die\r\nWärmelieferverordnung schreibt vor, an welchem Preis sich die gewerbliche Wärmelieferung\r\norientieren muss. Wenn die gewerblich gelieferte Wärme nicht unterhalb des Wärmepreises\r\nliegt, der im Objekt in den letzten drei Jahren gezahlt werden musste, dann müssen die Mieter\r\nlaut § 556c BGB die Betriebskosten für die Wärme nicht tragen.\r\nDer BDEW begrüßt die Empfehlung der Monopolkommission, Instrumente zur lokalen Einschränkung des Systemwettbewerbs zwischen Fernwärme und anderen Heiztechnologien nur\r\nsehr zurückhaltend einzusetzen. Der BDEW vertritt sowohl die Interessen der Wärmenetzbetreiber als auch der Strom- und Gas- und Wasserversorgungsunternehmen. Aus Sicht des\r\nBDEW stellt sich die Sachlage gerade mit Blick auf den § 556c BGB jedoch folgendermaßen\r\ndar:\r\nDiese Regel hat die Fernwärme bereits in der Vergangenheit sowohl gegenüber den bestehenden Gas- und Ölheizungen wie auch gegenüber Modernisierungen durch den Vermieter ins\r\nAbseits gedrängt. Denn in den Betriebskosten der Mietwohnungen, die mit Öl oder Gas beheizt werden, sind nur die Brennstoffkosten zuzüglich der Heizungswartung, des Betriebsstroms und der Schornsteinfegerkosten enthalten. Die Kosten der Heizanlage selbst (Abschreibungen bzw. Kapitalkosten – auch wenn die Anlage abgezahlt ist) sind demgegenüber in der\r\nKaltmiete enthalten. Bei der Abrechnung von Fernwärme sind hingegen in den Betriebskosten\r\nsowohl die Wartungs- und Wärmekosten wie auch die Anlagenkosten enthalten.\r\nWährend Vermieter bei Eigenmodernisierungen – durch Dämmung oder eine neue Heizung –\r\ndie Kaltmiete um bis zu 3 Euro pro qm und Monat erhöhen dürfen, sind solche Modernisierungen durch Fernwärme (Effizienz und/oder Klimaneutralität) nur dann erlaubt, wenn sie die Betriebskosten nicht erhöhen. Die Möglichkeit zur Umlage der Kosten einer Wärmeübergabestation auf die Kaltmiete bildet dabei aufgrund der einfachen Technik nur einen Bruchteil der\r\nKosten für eine dezentrale Alternative, z.B. für eine Wärmepumpe. Nicht zuletzt aufgrund dieser für die Fernwärme nachteiligen Regeln ist seit Inkrafttreten der Mietrechtsnovelle im Jahr\r\n2013 der Anschluss von Bestandsgebäuden an die Fernwärme nahezu zum Erliegen gekommen. Aus Sicht des BDEW ist es nicht sachgemäß, einen Vergleich zwischen einer nach dem\r\nGEG nicht mehr zulässigen (und in der Vergangenheit mit geringeren CO2-Kosten belasteten\r\nSeite 14 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nTechnologie) und einer GEG-konformen Erfüllungsoption „Fernwärme“ vorzunehmen. Hier besteht dringender Änderungsbedarf.\r\nMit der gegenwärtigen Wärmelieferverordnung wird das Zielbild von 75 Prozent Fernwärme\r\nim Bestand und 25 Prozent im Neubau drastisch verfehlt. Ausgerechnet im Bestand, also dort,\r\nwo die größten Potenziale für die Wärmewende auf der Basis von Fernwärme liegen, bestehen auf der Basis der geltenden Regelungen die größten Hemmnisse.\r\n5.3 Preisanpassungsklauseln\r\nDem mit dem Gutachten vermittelten Eindruck, eine Preiskontrolle finde nicht statt, ist\r\nschließlich entgegenzuhalten, dass die Wirkungsweise der vertraglich vereinbarten Preisanpassungsklauseln nicht vollends erfasst wird. Denn diese dienen ohne Zweifel der Kontrolle\r\nder vertraglich vereinbarten Preise bzw. deren Entwicklung. Sie besitzen eine große praktische\r\nBedeutung. Anders als etwa in der Strom- oder Gasversorgung werden in der Fernwärmeversorgung regelmäßig langfristige Verträge über mehrere Jahre abgeschlossen. Diese Langfristigkeit der vertraglichen Bindung bedingt, dass dem Versorger die Möglichkeit und den Kunden\r\ndas Recht eingeräumt werden muss, dass aufgrund von Änderungen beispielsweise der Brennstoff-Beschaffungs- oder der Bereitstellungskosten die Preise auch während der Vertragslaufzeit angepasst werden können. Fernwärmelieferverträge enthalten daher in der Regel eine\r\nKlausel zur automatischen Preisanpassung, deren Ausgestaltung durch § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV vorgegeben wird.\r\nDer BGH hat in seiner jüngeren Rechtsprechung zur Rechtmäßigkeit von Preisanpassungsklauseln in der Fernwärmeversorgung noch einmal deutlich herausgestellt, dass in der Fernwärmeversorgung andere rechtliche Voraussetzungen gegeben sind als in der Strom- oder Gasversorgung. Kernaussage des BGH ist, dass die Wirksamkeit einer Preisanpassungsklausel an den\r\nVorgaben der spezielleren Regelung des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV zu messen ist und nicht\r\nan den Voraussetzungen der §§ 307 ff. BGB. Die Vorgaben des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV\r\nresultieren aus den Besonderheiten der Fernwärme, wie beispielsweise den hohen Investitionen in die Netze und Erzeugungsanlagen sowie der mehrjährigen Laufzeit für Fernwärmeversorgungsverträge. Dieser Regelung kommt damit richtigerweise eine Ausnahmestellung zu.\r\nDenn obwohl auch für den Strom- und Gasbereich etwa zeitgleich zur AVBFernwärmeV Allgemeine Versorgungsbedingungen erlassen wurden, enthält nur die AVBFernwärmeV eine derartige Normierung. Mit der Regelung wurde die Zielsetzung verfolgt, eine Vereinheitlichung\r\nder bestehenden Fernwärme-Preisanpassungsklauseln zu erreichen. Vor dem Aspekt des Kundenschutzes sollte sichergestellt werden, dass das Gleichgewicht von Leistung und Gegenleistung während der Dauer des Fernwärmeversorgungsvertrages gewahrt bleibt. Um diesen verordnungsrechtlichen Vorgaben gerecht zu werden, müssen die\r\nSeite 15 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen ihre Preisanpassungsklauseln inhaltlich entsprechend\r\ngestalten und sowohl die Kostenentwicklung bei Erzeugung und Bereitstellung der Fernwärme\r\ndurch das Unternehmen (Kostenelement) als auch die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wärmemarkt (Wärmemarktelement) angemessen berücksichtigen. Hierdurch soll zum einen eine\r\nkostenorientierte Preisbemessung gewährleistet werden, zum anderen soll aber auch dem\r\nUmstand entsprochen werden, dass sich die Gestaltung der Fernwärmepreise \"nicht losgelöst\r\nvon den Preisverhältnissen am Wärmemarkt vollziehen kann\". Der Verordnungsgeber wollte\r\ndamit den Besonderheiten und den wirtschaftlichen Bedürfnissen in der Fernwärmeversorgung Rechnung tragen. Vor dem Hintergrund langfristig abgeschlossener Verträge und im Hinblick auf den vom Verordnungsgeber angestrebten Ausgleich der gegenläufigen Interessen\r\nvon Versorgungsunternehmen und Wärmekunden hat sich der Verordnungsgeber für eine\r\nKombination von Kosten- und Marktelement entschieden.\r\nDie in den Verträgen verwendete Preisanpassungsklausel ist an den Vorgaben des § 24 Abs. 4\r\nAVBFernwärmeV zu messen, was, wie die ausdifferenzierte Rechtsprechung des BGH zeigt,\r\nden Bedürfnissen nach einer ausgewogenen Preisanpassung auch genügt. Mit den nach den\r\nVorgaben des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV aufzustellenden mathematischen Preisanpassungsklauseln sind die Berechnungsfaktoren für eine Preisänderung vertraglich so bestimmt, dass\r\nbei der Berechnung des geänderten Preises kein Ermessensspielraum besteht. Die Vorschrift\r\nstellt damit eine bewährte Regelung für die besondere Preisstruktur in der Fernwärmeversorgung dar, deren rechtskonforme Anwendung durch die zuverlässige gerichtliche Kontrolle in\r\nausreichendem Maße sichergestellt ist. Dass das System der gerichtlichen Kontrolle funktioniert, zeigt die sorgfältige Auseinandersetzung des BGH mit verschiedenen Rechtsfragen.\r\nAus den Entscheidungen des BGH ergeben sich auch unmittelbare Konsequenzen für die Versorgungsunternehmen, die die Rechtsprechung des Gerichts bei der Gestaltung ihrer Preisanpassungsklauseln beachten müssen. Anderenfalls besteht das Risiko, dass sich der Vertragspartner aufgrund einer fehlerhaften Preisanpassungsklausel auf sein Zahlungsverweigerungsrecht nach § 30 Abs. 1 AVBFernwärmeV beruft und ggf. Rückforderungsansprüche gegenüber\r\ndem Fernwärmeversorger geltend macht.\r\nDaneben sieht der BDEW in der gegenwärtigen Aktualisierung der AVBFernwärmeV oder der\r\nPrüfung zur Anpassung der Wärmelieferverordnung an eine zukünftig klimaneutrale bezahlbare Wärmeversorgung positive Entwicklungstendenzen, die jedoch seit den Vereinbarungen\r\naus dem ersten Fernwärmegipfel im Jahr 2023 noch ausstehen. Diese Weiterentwicklung reagiert bereits auf die in Zukunft zu erwartende weiter an Bedeutung gewinnende Stellung der\r\nFernwärme. Zum Beispiel wurden die Vorgaben für Transparenzvorschriften in der AVBFernwärmeV deutlich ausgeweitet und konkretisiert. Das trägt zu mehr Aufklärung für die\r\nSeite 16 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nPreisbildung für Wärmenetzkunden sowie zu besseren Kontrollmöglichkeiten bei und ist daher\r\nzu begrüßen.\r\nIm Rahmen der AVBFernwärmeV-Novelle sind unter anderem auch die Vorgaben zur Anwendbarkeit und Ausgestaltung der Preisänderungsformeln überarbeitet worden. Diese Überarbeitung geht in die richtige Richtung, lässt jedoch die Fragen der Finanzierbarkeit der Wärmewende für Wärmenetze trotzdem weitestgehend offen. Vertiefend äußert sich der BDEW\r\nhierzu in seiner Stellungnahme zur AVBFernwärmeV.\r\nEine wesentliche Ursache für die gegenwärtig wieder stärker geführte Diskussion um angemessene Fernwärmepreise ist, dass in der Preisänderungsformel die Preisindizes ex-post angewendet werden (sie stehen vorher nicht fest). Das führt zu einer nachlaufenden Preisentwicklung. Konkret hat diese dazu geführt, dass alle anderen Energiepreise krisenbedingt im\r\nJahr 2022 angestiegen sind. Die zu diesem Zeitpunkt noch weitestgehend gleich gebliebenen\r\nFernwärmepreise sind hingegen erst mit einem entsprechenden Zeitversatz gestiegen, während die Preise für Öl, Gas und Strom wieder nachgelassen haben. Hinzu kommt, dass die\r\nEnergiepreisbremsen sowie die Absenkung der Mehrwertsteuer weggefallen sind und somit\r\ndie nachlaufenden Fernwärmepreiserhöhungen nicht mehr abfedern können. Diesen – für die\r\nFernwärme – zu frühen Wegfall der Preisbremsen hatte der BDEW mehrfach kritisiert.\r\n5.4 Einfluss auf die Systementscheidung?\r\nDer BDEW hält folgende Aussage der Monopolkommission im Übrigen für unzutreffend:\r\n„Die dadurch (also die regulatorischen und planerischen Maßnahmen der Wärmewende) nur noch eingeschränkt mögliche Systementscheidung und das natürliche Monopol der vertikal integrierten Fernwärmeunternehmen birgt das Risiko strukturell abgesicherter Marktmacht der Fernwärmeunternehmen gegenüber ihren Kundinnen und\r\nKunden.“\r\nWenn sich ein Wärmenetzanschluss in Zukunft (wirklich) häufiger als die ökonomisch sinnvollste Lösung darstellen sollte, dann womöglich auch deshalb, weil alternative Heizungslösungen höhere (Voll-) Kosten aufweisen. Dagegen können sich Wärmenetzanschlüsse gerade aufgrund der aktuellen rechtlichen Lage dann wirtschaftlich eher behaupten. Diesem Umstand\r\nwird durch vergleichsweise sehr hohe Aufwendungen für Fördermittel für dezentrale Versorgungslösungen entgegengesteuert. Der zitierte Satz lässt völlig außer Acht, ob sich die Maßnahmen der Wärmewende in Zukunft auszahlen werden. Diese Aussage birgt das Risiko unbegründeter Sorgen auf Seiten der Fernwärmekunden, was dem gemeinsamen Ziel von Politik\r\nund Branche, eine breite Akzeptanz für die Fernwärme zu erreichen, schadet.\r\nSeite 17 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\n6 Zu Kapitel 5: „Konzept der Monopolkommission für eine wettbewerbsadäquate\r\nWeiterentwicklung der Fernwärmemärkte“\r\n6.1 Trennung zwischen dem Betrieb des Fernwärmenetzes einerseits und der Erzeugung\r\nvon bzw. Versorgung mit Fernwärme andererseits\r\nOb dieser Vorschlag die ökonomisch sinnvollste Lösung darstellt, ist stark anzuzweifeln.\r\nFernwärmeversorgungsysteme weisen unterschiedliche Größen auf, bezogen auf die Netzlänge, aber auch die Anzahl und die Leistung der Erzeugungsanlagen, in denen wiederum verschiedene Energieträger bzw. Wärmeerzeugungsformen (Gas, Kohle, Öl, Biomasse, Geothermie, Solarthermie, Abwärme etc.) zum Einsatz kommen, und aus denen die erzeugte Wärme\r\nmit unterschiedlichem Druck mittels Heißwasser oder Dampf und mit voneinander abweichenden Temperaturen durch Zwei- oder auch Dreileiternetze zu den Kunden, auch in Abhängigkeit deren Größe, transportiert wird. Im Weiteren können sich die Fernwärmeversorgungssysteme unter anderem im Leistungs- und Lieferumfang, in der Altersstruktur des Netzes, in\r\nder Höhe der Wärmeverluste, in regionalen und geografischen Besonderheiten, in ihrem Versorgungsgebiet (Stadt oder Land, Industrie- oder Gewerbekundendichte) bzw. der Kundenzielgruppe (Neu- oder Altbau), in der Wärmebelegungsdichte sowie in der Anzahl der Anschlusspunkte unterscheiden, um nur einige Unterscheidungsmerkmale zu nennen.\r\nEine wirtschaftlich sinnvolle Fernwärmeversorgung erfordert es schließlich, mit und in der gesamten Wertschöpfungskette ein Gesamtoptimum zu erreichen. Wichtige Punkte sind hierbei\r\nu.a. die Optimierung des Brennstoffeinsatzes sowie die Versorgungssicherheit, durch langfristige Abstimmung der Erzeugungskapazitäten, der Netzkapazitäten und des Fernwärmevertriebs. Gleichzeitig muss Planungs- und Investitionssicherheit für die Wärmeerzeugung und für\r\nden Ausbau der Fernwärmenetze gewährleistet sein.\r\nDerartige strukturelle Besonderheiten bedürfen daher auch weiterhin der Berücksichtigung in\r\neiner eigenen Systemkonfiguration, die von anderen Energieträgern abweichende Regelungen\r\nerforderlich machen.\r\nAus Sicht des BDEW ist dieser Ansatz einer Trennung von Netz und Erzeugung aus weiteren,\r\nnachfolgenden Erwägungen abzulehnen:\r\n1. Sehr hoher bürokratischer Aufwand, der die Umsetzung Wärmewende verzögert und\r\nverteuert.\r\n2. Verantwortlichkeiten und daraus resultierende Haftungsrisiken bei der Bereitstellung\r\nund Einbindung der Wärme (auf unterschiedlichen Temperaturniveaus mit unterschiedlichen hydraulischen Stromflüssen) müssten ebenfalls zwischen (mindestens)\r\nzwei Beteiligten aufgeteilt werden. Hier ist Wärme deutlich komplizierter handhabbar\r\nSeite 18 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nals Strom oder Gas. Geteilte Haftungsrisiken etwa für die Versorgungssicherheit führen\r\nzu hohem administrativem Aufwand, verbunden mit der Entstehung weiterer Kosten.\r\n6.2 Markttransparenz\r\nDie Monopolkommission schlägt vor, die Markttransparenz zu verbessern. Das hat die Branche erkannt und entwickelt dazu die bereits im Frühjahr 2024 eingerichtete Preistransparenzplattform für Wärmenetze kontinuierlich weiter.\r\nDer BDEW setzt sich intensiv bei seinen Mitgliedsunternehmen dafür ein, sich an der Preistransparenzplattform zu beteiligen. Vor diesem Hintergrund begrüßt es der BDEW, wenn auch\r\ndie Monopolkommission auf die Benutzung der Plattform hinweist oder auch, dass in der Novellierung der AVBFernwärmeV die Plattform mit der Darstellung der notwendigen Anwendungsfälle zur Verbesserung der Marktdurchdringung mithilfe der Preistransparenzplattform\r\nbeiträgt. Die von der Monopolkommission vorgeschlagene Erweiterung der Transparenzplattform kann in dieser Form nicht mitgetragen werden. Eine Veröffentlichung von Betriebsdaten,\r\nwie den spezifischen Umsatzerlösen der gelieferten Wärme, lehnt der BDEW ab.\r\n6.3 Kosten- und Marktelement innerhalb der Preisanpassungsklauseln\r\nLaut AVBFernwärmeV ist das Marktelement in der Preisanpassungsklausel hinreichend zu berücksichtigen, was aus Sicht des BDEW genügt. Eine stärkere Betonung in der Klausel, wie von\r\nder Monopolkommission vorgeschlagen, braucht es nicht.\r\nDer Fernwärmemarkt ist durch eine große Heterogenität seiner Netzstrukturen, Arten der\r\nWärmeerzeugung, technischen Parameter wie Druck, Temperaturen, Medium der Wärmelieferung gekennzeichnet. Anders als Strom und Gas kann Fernwärme nur lokal begrenzt geliefert werden.\r\nHinsichtlich der Festlegung des Marktelements gilt außerdem zu bedenken, dass sich der Wärmepreisindex des Statistischen Bundeamtes (Code CC13-77), der nach dem aktuellen Entwurf\r\nzur Novellierung der AVBFernwärmeV bei der Ausgestaltung der Preisanpassungsklausel eine\r\nzentrale Rolle spielen soll, aus überwiegend fossilen Energieträgern zusammensetzt und sich\r\nsehr träge verhält. Vor allem bei einem Einsatz von Erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme sind daher Ausnahmen erforderlich. Hier ist der fossile Wärmepreisindex nur\r\nwenig aussagekräftig. Zum anderen steht ein hälftiger Ansatz für das Marktelement der Zielsetzung der Wärmewende entgegen: In Netzen, die bereits transformiert sind oder sich in der\r\nTransformation zu Erneuerbaren Energien oder Abwärme befinden, führt ein hoher Anteil des\r\nMarktelements, das derzeit noch überwiegend auf fossilen Brennstoffen basiert, zu aus Kundensicht negativen Auswirkungen auf die Kosten. Hier muss entsprechende Flexibilität\r\nSeite 19 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\ngewahrt bleiben, indem zumindest ein Spielraum, bspw. zwischen 10 Prozent und 50 Prozent\r\nfür das Marktelement ermöglicht wird.\r\nWichtig wäre es, die Verfügbarkeit von geeigneten Indizes durch das Statistische Bundesamt\r\nsicherzustellen. So gibt es beispielsweise keine Indizes für Abwärme oder Biomethan. Abwärme in einem Index abzubilden, wird auch weiterhin schwierig sein, da die Erzeugung sehr\r\nunterschiedlich ist. Es müsste den Versorgern ebenso ermöglicht werden, Indizes dauerhaft\r\nmit und ohne CO2-Emmissionen zu verwenden, insbesondere für das Marktelement. Das Ziel\r\nwäre es, Doppelbelastungen zu vermeiden. Hintergrund ist, dass einige Versorger die CO2-Kosten separat, bspw. über sog. Steuern- und Abgabenklauseln weitergeben.\r\n6.4 Vereinfachte Preis-Cap Regulierung\r\nIm Gutachten wird Bezug genommen auf die Price-Cap Regulierung in den Niederlanden in der\r\ndie Wettbewerbsbehörde jedes Jahr einen maximal zulässigen Fernwärmepreis vorgibt, der\r\nsich am aktuellen Gaspreis orientiert. Jedoch sind eben diese Schwankungen im Gaspreis aufgrund des Ukraine-Kriegs und der daraus resultierenden Energiepreiskrise in den letzten beiden Jahren in Deutschland der Auslöser für die Diskussionen hin zu mehr Verbraucherschutz\r\nbzgl. der Fernwärmekunden gewesen, weil sich die Preise plötzlich stark änderten und dieser\r\nMechanismus automatisch über die Preisanpassungsklauseln auf die Kunden durchschlug.\r\nDerartige Kopplungen der Preise könnten in Deutschland eventuell wieder zu notwendigen\r\nSteuerungsmaßnahmen seitens der Bundesregierung hinsichtlich der Begrenzung der Energiepreise resultieren. Daher kann dieser Ansatz für ein stabiles Marktelement innerhalb von\r\nPreisänderungsklauseln, die über 10 Jahre gelten sollen, nicht zielführend sein. Die Gasbeschaffungsstrukturen der Niederlande und Deutschland sind nicht vergleichbar.\r\nDa in Deutschland mittlerweile tatsächlich die Wärmepumpe als breite Technologieanwendung in den Vordergrund tritt, erscheint die Verwendung eines Wärmepumpenstromtarifs als\r\nOrientierung für das Marktelements ein prüfenswerter Ansatz. Er lässt jedoch außer Acht,\r\ndass in diesem Fall die durchschnittlichen (Voll-)Kosten einer Wärmepumpe auch nur mit den\r\ndurchschnittlichen Fernwärmekosten verglichen werden sollten, hier liegt die Fernwärme\r\ndeutlich darunter, wie in dem Gutachten gezeigt wird. Diese durchschnittlichen Kosten auf jeden individuellen Fernwärmeanbieter anzuwenden ist allerdings nicht sachdienlich. Nimmt\r\nman die 44 Fernwärmeanbieter, deren Wärmepreis über den berechneten 18,86 ct/kWh liegen, dann stellt sich die Frage, ob an diesen Standorten in einem realen Wettbewerb eine\r\nWärmepumpe wirklich zu diesen durchschnittlichen Kosten verfügbar wäre (wahrscheinlich\r\nnicht). Es ist nicht logisch nachvollziehbar, weshalb für Regionen durchschnittliche Wärmepumpenpreise zum Vergleich dienen sollten, wenn sich gerade an diesem Standort die Wärmepumpe als unwirtschaftliche Alternative herausgestellt hat. Hier liegt ein Widerspruch vor.\r\nSeite 20 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nUnd was würde mit diesen 44 Fernwärmeanbietern passieren, wenn eine derartige Regelung\r\neingeführt würde? Die Anzahl entspricht im Gutachten immerhin 13 Prozent der beobachteten Fernwärmetarife. Eine Price-Cap-Regulierung als Option zur Vermeidung hoher Fernwärmekosten ist daher aus Sicht des BDEW nicht der richtige Ansatz, da er volkswirtschaftlich\r\nnicht zum optimalen Ergebnis führt. Vielversprechender ist der bereits beschriebene Ansatz\r\nzur Vermeidung missbräuchlich hoher Kosten durch eine bessere Preisaufsicht in der Form,\r\ndie sich bereits bewährt hat. Über den nötigen Umfang von Missbrauchskontrollen wird derzeit intensiv diskutiert, die grundsätzliche Methode ist jedoch nicht zu beanstanden und sachdienlich.\r\n6.5 Zugangsregulierung\r\nDie Monopolkommission erwägt auch die Einführung einer Zugangsregulierung. Aus Sicht des\r\nBDEW besteht hierfür kein Bedarf.\r\nZunächst ist eine Unterscheidung zu treffen, ob der Drittzugang (inkl. Durchleitung) geregelt\r\nwerden sollte oder die Einspeisung und Abnahme der eingespeisten Wärme durch das Fernwärmeversorgungsunternehmen.\r\n§ 19 Abs. 2 Nr. 4 GWB räumt bereits heute Dritten einen Anspruch auf Durchleitung von Fernwärme ein. Allerdings kann dieser Anspruch durch die Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\naus betriebsbedingten Gründen abgelehnt werden. Ob eine Zugangsverweigerung gerechtfertigt ist bzw. unter welchen Bedingungen ein möglicher Zugangsanspruch besteht, bedarf stets\r\neiner Einzelfallprüfung, bei der jeweils die unternehmensspezifischen Rahmenbedingungen\r\nindividuell zu bewerten sind.\r\nEin Anspruch auf Abnahme von Wärmemengen Dritter ergibt sich hingegen nicht direkt aus\r\n§ 19 Abs. 2 Nr. 4 GWB. Es gibt keinen Anspruch eines Dritten auf Einspeisung bzw. Abnahme\r\nvon Wärme (vergleichbar mit dem EEG oder KWKG).\r\nIn beiden Fällen gilt aber gleichermaßen, dass ein Fernwärmeversorgungsunternehmen seine\r\nWärmeversorgung langfristig sichern muss und sich aus diesem Grund in der Regel eigene Versorgungskapazitäten geschaffen hat. Seit dem Inkrafttreten des WPG am 01.01.2024 sind\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen verstärkt daran interessiert alle verfügbaren erneuerbaren Wärmequellen in ihre Wärmenetze einzubinden, von denen aus ökonomischen Gründen\r\nzunächst diejenigen integriert werden, die am kostengünstigsten erschlossen werden können.\r\nMangels Vermaschung mit anderen Netzen muss das Fernwärmeversorgungsunternehmen\r\nsein System so ausrichten, zusätzlich eingespeiste Mengen auch weitergeben zu können. Fernwärmenetze sind in der Regel als in sich geschlossene Kreislaufsysteme konzipiert (für lokale\r\nBallungszentren konzeptionierte Inselnetze) und weisen daher nur eine begrenzte Kapazität\r\nauf. Vor- und Rücklauf hängen dabei unmittelbar zusammen. Es besteht kein überregionales\r\nSeite 21 von 21\r\nZum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 1. Juli 2024\r\nKapitel V: Wettbewerb im Fernwärmemarkt\r\nVerbundnetz und auch kein übergeordneter Handelsmarkt, in dem überschüssige Mengen abgesetzt werden könnten. Eine Öffnung der Fernwärmenetze für Dritte würde daher – anders\r\nals im Strom- oder Gassektor – auf natürliche Grenzen stoßen: Die Einspeisung wird durch die\r\nlokale Abnahmestruktur bestimmt. Wärmenetzsysteme können daher keine unbegrenzte Anzahl von konkurrierenden Wettbewerbern aufnehmen, da die Wärme nicht in andere Netze\r\nexportiert werden kann.\r\nDarüber hinaus gilt zu bedenken, dass bei signifikant erhöhter Einspeisung durch Dritte in bestehende Fernwärmesysteme allein schon aufgrund des damit verbundenen Aufwands zusätzliche Kostenpositionen entstehen. Hier sind zum Beispiel die Weiterversorgung beim Ausfall\r\nvon Erzeugungsanlagen Dritter, die Druckhaltung und die Gewährleistung des Temperaturniveaus zu nennen. Da Fernwärmeversorgungssysteme geschlossene Kreisläufe darstellen, muss\r\ndies zwingend aufeinander abgestimmt und ermöglicht werden. Kostensteigernd könnte sich\r\nzudem auswirken, dass bereits in das System eingebundene eigene Wärmeerzeugungsanlagen\r\nwomöglich nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 5. November 2024\r\nStellungnahme\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nReferentenentwurf des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz vom 11. Oktober 2024\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 21\r\n1 Zusammenfassung .....................................................................................4\r\n2 Anmerkungen zum WHG............................................................................6\r\n2.1 Zu § 36 WHG‑E...........................................................................................6\r\n2.1.1 § 36 Abs. 1 S. 3 Nr. 2 WHG-E (Berücksichtigung Verschlussgefahr) ..............6\r\n2.1.2 § 36 Abs. 2 S. 1, 2 WHG-E (Übererfüllung allg. anerkannter Regeln der\r\nTechnik).....................................................................................................6\r\n2.2 Zu § 68 WHG-E (Planfeststellung, Plangenehmigung)..................................8\r\n2.3 Zu § 70 WHG‑E (Antragsfrist für Eilanträge)................................................9\r\n2.4 Zu § 72 WHG‑E (Ergänzung der Starkniederschläge) ...................................9\r\n2.5 Zu § 76 Absatz 2 WHG-E (zusätzliche Festlegungen besondere\r\nGefahrenbereiche).....................................................................................9\r\n2.6 Zu § 78 WHG‑E.........................................................................................10\r\n2.6.1 § 78 Abs. 1 WHG-E (Erweiterung des Planungsverbots) ............................10\r\n2.6.2 § 78 Absatz 5a WHG-E (Instandsetzungen nicht unerheblich beschädigter\r\nbaulicher Anlagen)...................................................................................11\r\n3 Anmerkungen zum BauGB (Vorrangstellung des Hochwasserschutzes).....11\r\n4 Anmerkungen zum BNatSchG ..................................................................12\r\n4.1 Zu § 6 Abs. 5a BNatSchG-E (Herausgabepflicht von Umweltdaten)............12\r\n4.2 Zu § 45 Absatz 7 BNatSchG (Anpassung der Ausnahmeregelung) ..............13\r\n4.3 Ergänzende Vorschläge zur Anpassung der Sonderregeln für die\r\nWindenergie im BNatSchG.......................................................................14\r\n4.3.1 Probabilistik verankern............................................................................14\r\n4.3.2 Standardisierung für Fledermäuse einführen............................................14\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 21\r\n4.3.3 Regelung zum Störungsverbot einführen..................................................14\r\n4.3.4 Regelung zum Repowering anpassen .......................................................14\r\n4.3.5 Schutzmaßnahmen anpassen...................................................................14\r\nAnlage 1 Notwendige zusätzliche Anpassungen der BNatSchG-Sonderregelungen für\r\ndie Windenergie ......................................................................................16\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 21\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer Entwurf für ein Gesetz zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und des Schutzes vor\r\nStarkregenereignissen sowie zur Beschleunigung von Verfahren des Hochwasserschutzes\r\n(Hochwasserschutzgesetz III) vom 11. Oktober 2024 enthält Änderungen im WHG, BauGB und\r\nBNatSchG.\r\nDie Hochwasserereignisse 2024, die Katastrophe 2021 in Rheinland-Pfalz und NRW sowie häufige Starkregenereignisse und Trockenperioden der letzten Jahre zeigen deutlich, dass entschlossene Maßnahmen für einen schnelleren und effektiveren Hochwasserschutz dringend\r\nerforderlich sind. Dazu ist die Initiative, den Gefahren durch Hochwasser- und Starkregenereignissen mit einer Novellierung der Hochwasserschutzgesetzgebung zu begegnen, grundsätzlich zu begrüßen.\r\nDie Änderungen im WHG und BauGB dienen der Verbesserung des rechtlichen Rahmens des\r\nHochwasserschutzes, haben jedoch auch weitergehende Auswirkungen auf die Wasser- und\r\nEnergiewirtschaft. Hierzu hat der BDEW folgende Hauptanmerkungen:\r\n1. Aus wasserwirtschaftlicher Sicht sollten neue Vorschriften kohärent und auf eine integrierte Wasserbewirtschaftung ausgerichtet sein. Effiziente Ressourcennutzung und\r\ndie Vermeidung von Mehrbelastungen für Beteiligte sind dabei essenziell. Das Hochwasserschutzgesetz III adressiert diese Herausforderungen. Dennoch bleiben Themen\r\nwie Flächenverfügbarkeit und die Priorität des Hochwasserschutzes im Abwägungsprozess ungelöst, wie im LAWA-Positionspapier “Verbesserung des rechtlichen Rahmens\r\ndes Hochwasserschutzes“ 2023 angemerkt. Eine ganzheitliche, flussgebietsübergreifende Strategie sowie beschleunigte Verfahren, auch im Bereich des natürlichen Hochwasserschutzes (z. B. in § 68 WHG), wären sinnvoll.\r\n2. Das Hochwasserschutzgesetz III beinhaltet in § 36 WHG-E insbesondere eine grundlegende Abkehr vom bewährten und sich ständig fortentwickelndem System der allgemein anerkannten Regeln der Technik (a.a.R.d.T.) für den Bau und Betrieb von Stauanlagen, indem Landesbehörden davon losgelöst weitere, durch keinerlei zwingende Abwägungsentscheidungen begrenzte Anforderungen an den technischen Hochwasserschutz stellen könnten. Diese Änderung ist unverständlich. Aus Sicht des BDEW sichern die bewährten Standards eine hohe fachliche Qualität und verhindern Überforderungen bei den Behörden sowie unnötige Rechtsstreitigkeiten und ein weiteres\r\nTechnikniveau zwischen „allgemein anerkannte Regeln der Technik“ und „Stand der\r\nTechnik“ ist überflüssig. Zudem droht damit eine erhebliche Rechtsunsicherheit sowohl für die Betreiber als auch für die zuständigen Behörden, die mit einem nach oben\r\nhin offenem Ermessenspielraum belastet werden, ohne einen klar definierten\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 21\r\nBewertungsmaßstab. Eine Verstärkung normgebender Institutionen wäre effektiver als\r\nzusätzliche Vorschriften, um Planungsprozesse nicht unnötig zu verzögern.\r\n3. Der technische Hochwasserschutz ist nahezu ausnahmslos erheblich kostenintensiv\r\nund bedarf einer umfassenden Planung. Die Befugnis zum Erlass nachträglicher Anordnungen stellt dabei ein erhebliches Kosten- und damit Projektrisiko dar. Dies führt im\r\nZweifel dazu, dass ein Projekt, welches dem Hochwasserschutz (mit-)dienen soll, möglicherweise gar nicht erst umgesetzt wird, und damit dem Sinn und Zweck des Regelungsentwurfes faktisch entgegenläuft.\r\n4. Der Gesetzentwurf sieht vor, die Wiedererrichtung von wesentlich geschädigten oder\r\nzerstörten baulichen Anlagen nicht als Instandsetzung, sondern als Errichtung zu behandeln. Diese Absicht ist für Anlagen, die dem Hochwasserschutz dienen, darunter\r\nDämme, Deiche, Wehranlagen und Kraftwerke, nicht zweckmäßig. Dadurch wird der\r\nWiederaufbau erheblich verzögert. Demzufolge sollte hier eine Ausnahme für Anlagen, die dem Hochwasserschutz und gleichzeitig der Erzeugung Erneuerbarer Energien\r\ndienen, geschaffen werden\r\nDie Änderungen im BNatSchG stehen nicht im Zusammenhang mit dem Hochwasserschutz,\r\nsondern sollen der Beschleunigung von Energie- und Infrastrukturvorhaben im Rahmen der\r\nUmsetzung der Erneuerbaren Richtlinie (RED III) dienen. Der BDEW hat für den Bereich\r\nBNatSchG folgende Hauptanmerkungen:\r\n5. Die im BNatSchG vorgeschlagene Ergänzung einer umfassenden Herausgabepflicht\r\nvon Umweltdaten ist aus Sicht des BDEW zu streichen. Sie führt in der jetzigen Fassung\r\neher zu Verzögerungen als zur Beschleunigung und führt zu erheblichen Rechtsunsicherheiten. Um das grundsätzlich nachvollziehbare Anliegen zu stärken, bei der Behörde vorhandene Daten auch in Zulassungsverfahren Dritter nutzen zu können,\r\nspricht allerdings nichts gegen eine ausschließlich dies klarstellende Regelung im Gesetz. Hierbei ist der Umfang der Daten auf diejenigen zu beschränken, die im Rahmen\r\nvon Zulassungsverfahren an die zuständige Behörde bereits übermittelt worden sind.\r\nDiese könnten auch in weiteren Zulassungsverfahren genutzt werden. Da diese Daten\r\nbei der Behörde aber ohnehin vorliegen, ist auch keine zusätzliche Herausgabepflicht\r\nnotwendig.\r\n6. Zu guter Letzt sind aus Sicht des BDEW dringend weitere Anpassungen im BNatSchG\r\nzur Beschleunigung der Verfahren notwendig. Dies betrifft sowohl die Standardisierung der Artenschutzprüfung bei Windenergievorhaben als auch die Einführung der\r\nProbabilistik als zusätzliche Bewertungsmethode und weitere Punkte. Konkrete Formulierungsvorschläge zu den wichtigsten Anpassungen der BNatSchG-Sonderregelungen\r\nfür die Windenergie finden sich im Anhang.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 21\r\n2 Anmerkungen zum WHG\r\n2.1 Zu § 36 WHG‑E\r\n2.1.1 § 36 Abs. 1 S. 3 Nr. 2 WHG-E (Berücksichtigung Verschlussgefahr)\r\nDer zweite Halbsatz des § 36 Abs. 1 S. 3 Nr. 2 WHG-E „wobei eine mögliche Gefahr eines teilweisen oder vollständigen Verschlusses infolge angeschwemmten Treibgutes oder Totholzes\r\nzu berücksichtigen ist“ ist zu streichen.\r\nDie Vorschrift ist weder hinreichend bestimmt noch praktisch unter verhältnismäßigem Aufwand umsetzbar.\r\nAuch an Stauanlagen privater Betreiber gibt es eine Vielzahl von Brücken und Stege. Es ist daher eine direkte Betroffenheit gegeben. Der Nachweis einer Vorsorge vor teilweisem oder\r\nvollständigem Verschluss infolge angeschwemmten Treibgutes oder Totholzes ist nach unserer Einschätzung technisch und praktisch nicht führbar. Wir sprechen uns daher für eine ersatzlose Streichung dieses Halbsatzes aus.\r\n2.1.2 § 36 Abs. 2 S. 1, 2 WHG-E (Übererfüllung allg. anerkannter Regeln der Technik)\r\nAus Sicht des BDEW hat sich das bestehende Regelungsgerüst des § 36 Absatz 2 WHG bewährt\r\nund erfordert daher keine Überarbeitung. Besonders der Technikmaßstab der allgemein anerkannten Regeln der Technik (a.a.R.d.T.) hat sich als praxistauglich und tragfähig erwiesen. Er\r\numfasst Prinzipien und Lösungen, die in der Praxis erprobt und von einer Mehrheit der Fachleute akzeptiert sind. Diese Standards werden in transparenten Verfahren mit Beteiligung der\r\nFachöffentlichkeit entwickelt und müssen dabei nicht zwingend schriftlich vorliegen.\r\nEntgegen der Annahme in der Gesetzesbegründung bleibt die Aktualität der a.a.R.d.T. durch\r\nregelmäßige Überprüfungen gewahrt. So prüft das Deutsche Institut für Normung (DIN) etwa\r\nalle fünf Jahre die Überarbeitungsnotwendigkeit von Normen, um deren Praxisrelevanz sicherzustellen. Die DIN 19700 etwa berücksichtigt bereits Veränderungen bei hydrologischen Extremereignissen und bietet damit die notwendige Flexibilität.\r\nAus Sicht des BDEW sichern diese Standards eine hohe fachliche Qualität und verhindern\r\nÜberforderungen bei den Behörden sowie unnötige Rechtsstreitigkeiten. Die DIN 19700 bietet\r\neinen sachgerechten Maßstab, und ein weiteres Technikniveau zwischen „allgemein anerkannte Regeln der Technik“ und „Stand der Technik“ ist überflüssig. Die auf Seite 32 der\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 21\r\nGesetzesbegründung genannten „zahlreichen Regelungslücken“ bestehen nach Ansicht des\r\nBDEW nicht.\r\nDer BDEW lehnt die vorgesehenen Änderungen daher ab und fordert eine Beibehaltung der\r\nbislang bestehenden Regelung.\r\nStatt von den anerkannten Regeln der Technik abzuweichen, sollte erwogen werden, bestehende normgebende Institutionen wie beispielsweise das DIN vor allem finanziell und personell zu stärken, um das Arbeitstempo zu steigern.\r\nFalls der Gesetzgeber am vorliegenden Änderungsentwurf festhalten sollte, weist der BDEW\r\nauf eine Reihe kritischer Punkte hin:\r\n› Die vorgeschlagene Regelung ist in weiten Teilen unbestimmt und unscharf formuliert, was\r\neine fundierte Einschätzung der möglichen Konsequenzen – einschließlich der zu erwartenden Kosten und der Verhältnismäßigkeit – erschwert.\r\n› Das im Entwurf vorgesehene zusätzliche Anforderungsniveau würde kaum zu einer Beschleunigung oder Effizienzsteigerung führen; vielmehr besteht das Risiko, dass aufgrund\r\nuneinheitlicher und unklarer Vorgaben von Behörden die Umsetzungsverfahren unnötig\r\nverkompliziert und verzögert werden. Angesichts des zunehmenden Fachkräftemangels\r\nund des Bedarfes an schnellen Entscheidungen sollte dieser Aspekt dringend überdacht\r\nwerden.\r\n› Im Entwurf (§ 36 Abs. 2 Satz 1 HWSG III-E) sollte der Begriff „mindestens“ unbedingt gestrichen werden, da dieser den Maßstab für die darauffolgenden Regelungen unklar macht.\r\nDies betrifft unter anderem Satz 4 („gilt Satz 1 entsprechend“, „ähnliche Sicherheitsvorkehrungen notwendig … wie für Anlagen nach Satz 1“), Satz 5 Nr. 1 („zur Einhaltung der Anforderungen nach den Sätzen 1 bis …“), Satz 5 Nr. 2 („weitergehende Anforderungen“) und\r\nSatz 7 („Entspricht die Anlage nicht den Anforderungen nach den Sätzen 1 bis …, so ist der\r\nBetreiber verpflichtet, geeignete Maßnahmen zu ergreifen, um einen den Anforderungen\r\nentsprechenden Zustand herzustellen.“).\r\n› Satz 3 hat ausweislich der Gesetzesbegründung (S. 33) und ausweislich der Kommentarliteratur keinen eigenständigen Regelungsgehalt. Da er jedoch in der Praxis zu Rechtsunsicherheiten führt, sollte er gestrichen werden.\r\n› Die Unterscheidung von Größenklassen für Stauanlagen durch Satz 1 und 2 ist nicht nachvollziehbar, da hinsichtlich der Anordnungsbefugnis nach Satz 5 keine Unterschiede vorgesehen sind.\r\n› Im Wortlaut von Satz 5 Nr. 1 ist die Bedeutung des Begriffes „mindestens“ unklar, weshalb\r\nder BDEW hier ebenfalls eine Streichung vorschlägt.\r\n› Zu Satz 5 Nr. 2: Es fehlen konkrete materielle Eingriffsvoraussetzungen. Unklar bleibt, ob\r\nausschließlich anlagenbezogene Anforderungen angeordnet werden dürfen und in\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 21\r\nwelchem Umfang dies zulässig ist. Sollte die Regelungsbefugnis, wie im Entwurf vorgesehen, auf die Behörden übertragen werden, besteht die Gefahr uferloser Anforderungen,\r\neines unübersichtlichen Flickenteppichs an Standards und einer Überlastung der Sachbearbeiter – ohne dass dadurch eine nennenswerte Verbesserung des Hochwasserschutzes erzielt wird, da die bestehenden Stauanlagen in der Regel baulich optimiert sind.\r\n› Zu Satz 5 Nr. 2a): Der Begriff „Hochwassersicherheit“ ist in DIN 19700-11 als Teilaspekt der\r\nAnlagensicherheit definiert. Hier wäre eine gesetzliche Klarstellung erforderlich.\r\n› Insgesamt führt der Regelungsvorschlag zu einem unklaren Verhältnis zu § 13 WHG, insbesondere im Zusammenhang mit § 20 Abs. 2 und § 70 WHG. Es bleibt offen, welche der Regelungen als lex specialis zu betrachten ist.\r\n› Bei den geplanten höheren Anforderungen an Stauanlagen ist zu beachten, dass bei bestehenden Anlagen das Stauvolumen in der Regel nicht erweitert werden kann. Eine Reduzierung des zulässigen Aufstaus würde sich jedoch negativ auf die Trink- oder Brauchwasserversorgung bzw. die potenzielle Niedrigwasseranreicherung auswirken. Dieser Zielkonflikt\r\nmüsste von den zuständigen Behörden gelöst werden.\r\n› Ausweislich der Gesetzesbegründung (z. B. S. 31) sollen die Länder die Möglichkeit erhalten, zusätzliche Anforderungen zu stellen. Die Formulierung im Gesetzesentwurf legt jedoch nahe, dass die Zuständigkeit hierfür bei den Wasserbehörden liegen würde. Für die in\r\nSatz 5 Nr. 2a)-d) vorgesehenen Beispiele für zusätzliche Anforderungen und Maßnahmen\r\nfehlt eine detaillierte Begründung, die jedoch für das Verständnis der Zielrichtung des Entwurfes gerade an dieser Stelle unerlässlich wäre.\r\n› Der Mehraufwand für Bürger, die über Umlagen oder Gebühren mit den Kosten für die\r\nNachrüstung von Stauanlagen belastet würden, sollte in der Gesetzesbegründung korrekt\r\nund transparent dargestellt werden.\r\n2.2 Zu § 68 WHG-E (Planfeststellung, Plangenehmigung)\r\nAngesichts der zunehmenden Hochwassergefahren durch den Klimawandel und des erheblichen Schadenspotenzials für zentrale Schutzgüter wie Leben und Gesundheit der Betroffenen\r\nsollte Hochwasserschutzvorhaben ein deutlicher Vorrang gegenüber entgegenstehenden Interessen eingeräumt werden. Für Maßnahmen im Bereich des Hochwasserschutzes ist daher ein\r\nüberragendes öffentliches Interesse anzunehmen.\r\nBDEW-Vorschlag: Ergänzung von § 68 Absatz 3 WHG um folgenden Satz (neu):\r\n„Für einen Plan, der dem Küsten- oder Hochwasserschutz dient, ist ein überragendes\r\nöffentliches Interesse anzunehmen.“\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 21\r\n2.3 Zu § 70 WHG‑E (Antragsfrist für Eilanträge)\r\n§ 70 Abs. 4 WHG‑E ist grundsätzlich positiv zu bewerten, jedoch ist dieser nur auf Deich- und\r\nDammbauten sowie Bauten des Küstenschutzes anwendbar.\r\nDie Regelung führt eine Antragsfrist für Eilanträge gegen Planfeststellungsbeschlüsse über Gewässerausbauten ein.\r\nDie Vorschrift sollte auf alle planfeststellungsbedürftigen Gewässerausbauten ausgeweitet werden, soweit diese auch dem technischen Hochwasserschutz mit dienen könnten.\r\n2.4 Zu § 72 WHG‑E (Ergänzung der Starkniederschläge)\r\nDie geplante Einfügung des Wortes „Starkniederschläge“ wird seitens des BDEW abgelehnt. Die\r\nAusweitung/Verallgemeinerung des Hochwasserbegriffes ist nicht schlüssig. Laut der geplanten\r\nDefinition könnten bereits regenbedingte kurzzeitige Wasserabflüsse, beispielsweise entlang\r\nStraßen, als Hochwasser gedeutet werden. Sollten hier Sturzfluten infolge von Starkregen mit\r\nin die Hochwasserdefinition aufgenommen werden, bedarf es an dieser Stelle einer genaueren\r\nDefinition dieser Sturzfluten.\r\nDer Begriff Hochwasser sollte weiterhin an Abflusskapazitäten des Einzugsgebietes, wie durch\r\nbeispielsweise Gewässer oder andere technische Abflussbauwerke, gekoppelt sein. Erst bei der\r\nÜberschreitung dieser Kapazitäten sollte von einem Hochwasser gesprochen werden. Dies ist\r\nbesonders bei der Beschreibung von Hochwasserrisikogebieten bzw. bei der Festsetzung von\r\nÜberschwemmungsgebieten von Bedeutung.\r\nEs besteht die Gefahr, dass der Begriff Hochwasser inflationär genutzt wird und dadurch die an\r\nden Begriff Hochwasser gekoppelten Maßnahmen massiv ausgeweitet werden.\r\n2.5 Zu § 76 Absatz 2 WHG-E (zusätzliche Festlegungen besondere Gefahrenbereiche)\r\nDer BDEW begrüßt die Möglichkeit, zusätzliche Festlegungen für besondere Gefahrenbereiche\r\nin Risikogebieten (§ 73 WHG), einschließlich in bestehenden oder künftig festzusetzenden\r\nÜberschwemmungsgebieten, vorzunehmen. Um die Wirksamkeit dieser Neuregelung in der\r\nPraxis zu gewährleisten, sind jedoch einheitliche und konkretisierende Vorgaben erforderlich.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 21\r\n2.6 Zu § 78 WHG‑E\r\n2.6.1 § 78 Abs. 1 WHG-E (Erweiterung des Planungsverbots)\r\n§ 78 Abs. 1 WHG‑E erweitert das bereits geltende Planungsverbot auf Um-/Überplanungen\r\nbereits bebauter Gebiete. Tritt die Vorschrift so in Kraft, folgt daraus, dass zusammenhängend bebaute Gebiete nicht mehr umgeplant werden können.\r\nAus Gründen des Hochwasserschutzes soll eine gemeindliche Überplanung oder Umplanung in\r\nfestgesetzten Überschwemmungsgebieten nicht mehr zulässig sein, so dass m.a.W. das Hineinrücken störfanfälliger Wohnnutzungen in ein festgesetztes Überschwemmungsgebiet verhindert werden soll. Das ist grundsätzlich zu begrüßen.\r\nGleichzeitig wäre aber auch eine Erweiterung von Bestandsanlagen oder die mit einer Umplanung verbundene Ertüchtigung von Bestandsanlagen innerhalb eines festgesetzten Überschwemmungsgebietes (§ 78 Abs. 1 WHG-E) nicht mehr zulässig. Deshalb bestehen erhebliche\r\nBedenken gegen § 78 Abs. 1 WHG-E. Im Einzelnen:\r\n− Hier muss eine Güterabwägung erfolgen. Bestandsanlagen, welche sinnhaft umgenutzt\r\nwerden sollen, ohne das Gefährdungspotenzial zu erhöhen, könnten künftig nicht mehr\r\nanders genutzt werden. Dies gilt gerade auch angesichts der äußerst restriktiven Voraussetzungen für eine Ausnahme nach § 78 Abs. 2 WHG. Konkret behindert das neue Wasserkraft-Projekte und die weitere Verwendung von nicht mehr für Wasserkraftanlagen\r\nnotwendige Grundstücke.\r\n− In der Begründung (vgl. S. 25) führt der Regelungsentwurf aus, dass sich „durch die Regelung (…) Vorteile für die Allgemeinheit (ergeben). Das Verbot der Um- oder Überplanung in § 78 Absatz 1 in Verbindung mit der Ausnahmemöglichkeit in § 78 Absatz 2 führt\r\ndazu, dass bei einer Verdichtung der Bebauung im Überschwemmungsgebiet, die im\r\nGrundsatz eigentlich zu vermeiden ist, die Belange des Hochwasserschutzes zur materiellen Voraussetzung entsprechender Vorhaben wird. Damit wird gewährleistet, dass\r\nSchäden aufgrund von Hochwasserereignissen gemindert und Gefahren für Leib und Leben vermieden werden.“\r\nDem kann hier nicht ohne Weiteres zugestimmt werden. Die Erwägungen treffen auf bestehende multifunktional genutzte Wasserkraftanlagen nicht zu.\r\nDer BDEW spricht sich für eine Anpassung des Planungsverbots in § 78 Abs. 1 WHG-E dahingehend aus, dass sinnhafte Umnutzungen von Bestandanlagen, die das Gefährdungspotenzial\r\nnicht erhöhen, von dieser Regelung ausgenommen werden.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 21\r\n2.6.2 § 78 Absatz 5a WHG-E (Instandsetzungen nicht unerheblich beschädigter baulicher Anlagen)\r\nDer Gesetzentwurf sieht vor, die Wiedererrichtung von wesentlich geschädigten oder zerstörten baulichen Anlagen nicht als Instandsetzung, sondern als Errichtung zu behandeln. Diese\r\nAbsicht ist für Anlagen, die dem Hochwasserschutz dienen, darunter Dämme, Deiche, Wehranlagen und Kraftwerke, nicht zweckmäßig. Im Gegenteil, da der erneute Eintritt eines Hochwasserereignisses jederzeit wieder droht, ist ihre schnellstmögliche Instandsetzung geboten.\r\nDeshalb sollte dem neuen Absatz 5a in § 78 WHG eine Ausnahme für Anlagen für den Hochwasserschutz und die Erzeugung Erneuerbarer Energien, darunter Dämme, Deiche, Wehranlagen und Kraftwerke sowie Nebenanlagen der Stau- und Kraftwerksanlagen, hinzugefügt werden.\r\n3 Anmerkungen zum BauGB (Vorrangstellung des Hochwasserschutzes)\r\nDer BDEW begrüßt die Bestrebungen, den Hochwasserschutz zu stärken und Risiken durch\r\nHochwasser- und Starkregenereignisse zu reduzieren. Allerdings ist die geplante Regelung zur\r\nAbwägung der Hochwasserschutzbelange in Bauleitplanungen und weiteren Genehmigungsverfahren nicht ausreichend, um die stetig wachsenden Risiken im Sinne einer nachhaltigen\r\nPrävention wirksam zu adressieren.\r\nAngesichts der wachsenden Gefahren durch klimawandelbedingte Starkregen- und Hochwasserereignisse fordern wir, den Hochwasserschutz im Baugesetzbuch (BauGB) als vorrangigen\r\nBelang zu verankern. Dies ist notwendig, um zukünftig eine konsequent präventive Bauplanung zu sichern, die den Schutz von Mensch, Umwelt und Infrastruktur bestmöglich gewährleistet. Der Entwurf sieht die Berücksichtigung des Hochwasserschutzes als Abwägungskriterium vor – wir erachten eine explizite Vorrangstellung hier als zielführender und fordern eine\r\nentsprechende Anpassung des § 1 Abs. 7 BauGB.\r\nIn der laufenden Erarbeitung des „Gesetz(es) zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung“\r\nwird Hochwasserschutz, -vorsorge, Gefahrenvermeidung, -verringerung durch Hochwasser\r\nund Starkregen bei der Abwägung der Belange für die Aufstellung der Bauleitpläne als Abwägungskriterium genannt. Der BDEW hält eine Kohärenz bei der parallelen Änderung des BauGB\r\nfür erforderlich.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 21\r\n4 Anmerkungen zum BNatSchG\r\n4.1 Zu § 6 Abs. 5a BNatSchG-E (Herausgabepflicht von Umweltdaten)\r\nDurch die geplante Neu-Regelung in § 6 Abs. 5a BNatSchG-E soll die für Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde ermächtigt werden, die Herausgabe von vorhandenen Daten von Vorhabenträgern, Anlagenbetreibern und Gutachtern verlangen zu können. Die Regelung soll laut Gesetzesbegründung der Beschleunigung von Energie- und Infrastrukturvorhaben dienen.\r\nAus Sicht des BDEW ist die getroffene Regelung jedoch nicht geeignet, die Verfahren zu beschleunigen. Sie führt vielmehr zu Verzögerungen und steht dem dringend notwendigen Bürokratieabbau entgegen. Die Regelung ist trotz des anerkanntermaßen bestehenden Bedarfs\r\nnach guten und umfassenden Datengrundlagen dringend anpassungsbedürftig.\r\nDie geplante Regelung würde in der vorgeschlagenen Form nicht zur Beschleunigung, sondern\r\nzur Verzögerung in den Verfahren führen. Denn es ist unklar, inwiefern die übermittelten Daten vor ihrer Verwendung auf ihre inhaltliche und methodische Richtigkeit geprüft werden\r\nwürden. Daher steht zu befürchten, dass qualitativ mangelhafte Daten Berücksichtigung finden. Verzögerungen können z. B. bei qualitativ nicht hinreichender Datenqualität der zusätzlich eingereichten Daten oder Widersprüchen zwischen mehreren Datensätzen entstehen, da\r\ndann unklar bleibt, auf welche Datengrundlage die Behörde ihre Beurteilung stützen soll.\r\nZudem steht die Regelung dem dringend notwendigen Bürokratieabbau entgegen, indem nun\r\ndie Behörde mit umfangreichen Datenabrufen beauftragt wird.\r\nErgänzend ist anzumerken, dass die grundsätzlich begrüßenswerte Begrenzung der Regelung\r\nauf Daten, die für die fachliche Stellungnahme „erforderlich“ sind, in der Praxis zu erheblichen\r\nVollzugsproblemen führen wird. Denn die Regelung lässt offen, wann eine Erforderlichkeit gegeben ist und wer hierüber zu bestimmen hat. Im Ergebnis greift die Norm sogar ins Leere,\r\nweil die verfahrensrechtlichen Regelungen im Zulassungsrecht – z. B. § 10 Abs. 1 Satz 2 BImSchG – bereits die Übermittlung „erforderlicher“ Unterlagen verlangen.\r\nHinzukommt, dass die Regelung in der jetzigen Ausgestaltung zu erheblicher Rechtsunsicherheit führt. Die umfassende Herausgabepflicht stellt einen erheblichen Eingriff in die Eigentumsrechte der Vorhabenträger und Gutachter dar und greift in die Privatautonomie ein. Außerdem besteht die Gefahr von Urheberrechtsverletzungen.\r\nDie geplante Regelung sollte vor dem geschilderten Hintergrund ersatzlos gestrichen oder zumindest in wesentlichen Punkten angepasst werden. Sollte die im Entwurf vorgeschlagene Regelung nicht gestrichen werden, dann ist sie zumindest an dem grundsätzlich\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 21\r\nnachvollziehbaren Anliegen auszurichten, vorhandene Daten für die fachliche Stellungnahme\r\nin Planungs- und Zulassungsverfahren zu nutzen. Der Umfang der Daten sollte aber auf diejenigen beschränkt werden, die im Rahmen von Zulassungsverfahren an die zuständige Behörde\r\nübermittelt worden sind. Diese könnten auch in weiteren Zulassungsverfahren genutzt werden.\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung des § 6 Abs. 5a BNatSchG-E vor:\r\n(5a) Auf Aufforderung der für Naturschutz und Landschaftspflege zuständigen Behörde sind\r\n1. Träger eines Vorhabens,\r\n2. Betreiber von Anlagen und Infrastruktureinrichtungen,\r\n3. Beauftragte der nach den Nummern 1 und 2 Verpflichteten und\r\n4. öffentliche Stellen\r\nverpflichtet, die vorliegenden, zur Einbringung in Zulassungsverfahren erhobenen Daten zu\r\nVorkommen von Tieren und Pflanzen wildlebender Arten, ihren Lebensstätten und Lebensräumen sowie von Biotopen herauszugeben, soweit dies zur fachlichen Stellungnahme der für Naturschutz und Landschaftspflege zuständigen Behörde in Planungs- und Zulassungsverfahren\r\nerforderlich ist. Die für Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde wird ermächtigt, die im Rahmen von Zulassungsverfahren herausgegebenen Daten für die fachliche Stellungnahme in Planungs- und Zulassungsverfahren für diesen Zweck auch ohne Zustimmung\r\nder nach Satz 1 Verpflichteten zu nutzen. Diese haben die Nutzung der Daten durch die für Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde für den genannten Zweck zu dulden. Die\r\nfür Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde kann für die Herausgabe eine angemessene Frist setzen, die einen Zeitraum von zwei Wochen nicht unterschreiten soll Ohne\r\nZustimmung der jeweiligen Urheber ist die Herausgabe an Dritte unzulässig, sofern die Daten nicht bereits der Öffentlichkeit bekanntgegeben wurden.\r\n4.2 Zu § 45 Absatz 7 BNatSchG (Anpassung der Ausnahmeregelung)\r\nNach den Erfahrungen des BDEW stellen die Verbote in § 45 BNatSchG ein erhebliches Hindernis für die zügige Umsetzung von Projekten dar, selbst wenn diese im überragenden öffentlichen Interesse liegen. In der Praxis wird von der Ausnahmeregelung nach § 45 Abs. 7 Nr. 5\r\nkaum Gebrauch gemacht. Daher schlagen wir vor, in diesen Fällen eine verbindliche Entscheidung der Behörde vorzusehen und § 45 Abs. 7 Nr. 5 um folgenden Satz zu ergänzen:\r\nBDEW-Vorschlag: Ergänzung in § 45 Absatz 7 BNatschG Nr. 5:\r\n„Bei Vorliegen der Voraussetzungen ist Anträgen auf Zulassung von Ausnahmen aus Gründen\r\ndes überragenden öffentlichen Interesses stattzugeben.“\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 21\r\n4.3 Ergänzende Vorschläge zur Anpassung der Sonderregeln für die Windenergie im\r\nBNatSchG\r\nIn Bezug auf die im Sommer 2022 neu eingeführten Regelungen zur Standardisierung der Artenschutzprüfung bei Windenergievorhaben sind zudem dringende Anpassungen im BNatSchG\r\nvorzunehmen. Einzelne Formulierungsvorschläge samt Begründung finden sich im Anhang zu\r\ndieser BDEW-Stellungnahme.\r\n4.3.1 Probabilistik verankern\r\nWie im Bericht der Bundesregierung zum Prüfauftrag zur Probabilistik angekündigt, ist es notwendig, die Probabilistik als zusätzliche Bewertungsmethode zur Beurteilung des „vorhabenbezogenen Tötungsrisikos“ gesetzlich im BNatSchG zu verankern. Die Verankerung ist in § 45b\r\nBNatSchG vorzunehmen (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\n4.3.2 Standardisierung für Fledermäuse einführen\r\nAufgrund unterschiedlicher Festlegungen in den Bundesländern ist umgehend eine Standardisierung zum Umgang mit Fledermäusen im BNatSchG ist erforderlich. Die Regelung ist in § 45b\r\nBNatSchG vorzunehmen (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\n4.3.3 Regelung zum Störungsverbot einführen\r\nZudem fehlt bisher eine Regelung zum Störungsverbot. Die Regelung ist in § 45b BNatSchG\r\nvorzunehmen (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\n4.3.4 Regelung zum Repowering anpassen\r\nDie artenschutzrechtliche Regelung zum Repowering kommt aufgrund nicht anwendbarer Parameter für die Vergleichsbetrachtung in der Praxis nicht in den Verfahren an. Um das zu heilen, ist eine Anpassung in §45c BNatSchG nötig (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\n4.3.5 Schutzmaßnahmen anpassen\r\nDer in Anlage 1 Abschnitt 2 BNatSchG eingeführte Maßnahmenkatalog ist fortzuschreiben und\r\nklarstellend weiter zu konkretisieren. Es sollten insbesondere die Dauer von phänologiebedingten und landwirtschaftsbezogenen Abschaltungen klar und eindeutig limitiert werden und\r\nder Umfang von Lenkungsflächen sollte mit einem Höchstwert versehen werden (siehe Formulierungsvorschlag in der Anlage).\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 21\r\nAnsprechpartnerinnen/Ansprechpartner\r\nKatharina Graf\r\nAbteilung Recht, Fachgebietsleiterin\r\nTelefon: +49 30 300199-1525\r\nE-Mail: katharina.graf@bdew.de\r\nDr. Sabine Wrede\r\nAbteilung Recht, Fachgebietsleiterin\r\nTelefon: +49 30 300199-1523\r\nE-Mail: sabine.wrede@bdew.de\r\nArno Schmalenberg\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration, Fachgebietsleiter\r\nTelefon: +49 30 300199-1308\r\nE-Mail: arno.schmalenberg@bdew.de\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 21\r\nAnlage 1 Notwendige zusätzliche Anpassungen der BNatSchG-Sonderregelungen für die\r\nWindenergie\r\n§ 45b Betrieb von Windenergieanlagen an Land\r\nGesetzestext [Anpassungsvorschläge hervorgehoben] Anmerkung\r\n(1) (…)\r\n(3) Liegt zwischen dem Brutplatz einer Brutvogelart und der Windenergieanlage ein Abstand, der größer als der Nahbereich und geringer als der\r\nzentrale Prüfbereich ist, die in Anlage 1 Abschnitt 1 für diese Brutvogelart\r\nfestgelegt sind, so bestehen in der Regel Anhaltspunkte dafür, dass das Tötungs- und Verletzungsrisiko der den Brutplatz nutzenden Exemplare signifikant erhöht ist, soweit\r\n1. eine signifikante Risikoerhöhung nicht auf der Grundlage einer Habitatpotentialanalyse, oder einer auf Verlangen des Trägers des\r\nVorhabens durchgeführten Raumnutzungsanalyse oder nach einer\r\nprobabilistischen Methode durchgeführten Berechnung der Kollisionswahrscheinlichkeit widerlegt werden kann oder\r\n2. (…)\r\nUmsetzung entsprechend\r\ndes Berichts der Bundesregierung zur Probabilistik.\r\n(…)\r\n(5a) Das Tötungs- und Verletzungsrisiko nach § 44 Absatz 5 Satz 2 Nummer 1 ist für Fledermäuse durch den Betrieb der Windenergieanlage nicht\r\nsignifikant erhöht, wenn Abschaltungen zwischen April und Oktober in\r\nder niederschlagsfreien Nachtzeit bei Temperaturen oberhalb von 10\r\nGrad Celsius und bis zu einer Anlauf-Windgeschwindigkeit von höchstens\r\n6 Metern pro Sekunde angeordnet werden.\r\nDie Zulassungsbehörde hat die angeordnete Abschaltung auf Verlangen\r\ndes Trägers des Vorhabens auf Grundlage einer zweijährigen akustischen\r\nErfassung der Fledermausaktivität im Gondelbereich der Windenergieanlage anzupassen, wenn zu erwarten ist, dass pro Jahr weniger als eine Fledermaus pro Megawatt installierter Leistung getötet wird.\r\nStandardisierung zum Umgang mit Fledermäusen im\r\nBNatSchG ist aufgrund unterschiedlicher Festlegungen in\r\nden Bundesländern erforderlich. Die Formulierung knüpft\r\nan § 6b WindBG an und wird\r\nergänzt um Parameter auf\r\nGrundlage aktueller wissenschaftlicher Erkenntnisse. Die\r\nAbschaltparameter sind unter Berücksichtigung von § 2\r\nEEG und in Anlehnung an die\r\ndie Erlasse einiger Bundesländer festgelegt. Die Signifikanzschwelle ist, wie artenschutzfachlich von ProbatEntwicklern vorgeschlagen,\r\nan die installierte Leistung\r\nder Anlagen gekoppelt.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 21\r\n(5b) Eine Verschlechterung des Erhaltungszustandes nach § 44 Absatz 1\r\nNummer 2 kann für Brut-, Rast- und Zugvögel durch die Errichtung von\r\nWindenergieanlagen nicht eintreten und ist durch den Betrieb der Windenergieanlage ebenfalls ausgeschlossen, wenn der Abstand zwischen\r\nWindenergieanlage und jährlich regelmäßig genutzten Rastplätzen 0,5\r\nMeter pro wiederkehrendem Individuum einer Art und höchstens bis zu\r\n2.000 Meter beträgt.\r\nStörungen während der Bauphase sind temporär, mit\r\nforstwirtschaftlicher Nutzung\r\nvergleichbar und ebenfalls\r\nnicht populationserheblich.\r\nDer Vorschlag folgt fachlichen Erfordernissen.\r\n(…)\r\n(7) Nisthilfen für kollisionsgefährdete Vogel- und Fledermausarten dürfen\r\nin einem Umkreis von 1.500 Metern um errichtete Windenergieanlagen sowie innerhalb von Gebieten, die in einem Raumordnungsplan oder in einem Flächennutzungsplan für die Windenergienutzung ausgewiesen sind,\r\nnicht angebracht werden.\r\nDas Nisthilfen-Verbot in\r\nStandortnähe ist artenschutzfachlich sinnvollerweise auf Nisthilfen für Vögel\r\nzu beschränken, da sonst\r\neine entsprechende Maßnahme zugunsten der Fledermäuse ausgeschlossen ist.\r\nAnders als bei Nisthilfen für\r\nVögel werden Nistkästen für\r\nFledermäuse nicht gegen die\r\nWindenergievorhaben eingesetzt. Bei standardmäßig anzuordnenden Fledermausabschaltungen bestehen darüber hinaus keine artenschutzrechtlichen Bedenken.\r\n(…)\r\n§ 45c Repowering von Windenergieanlagen an Land\r\nGesetzestext [Anpassungen hervorgehoben] Anmerkung\r\n(…)\r\n(2) (…) Die Auswirkungen der zu ersetzenden Bestandsanlagen müssen bei\r\nder artenschutzrechtlichen Prüfung als Vorbelastung berücksichtigt werden. Dabei sind insbesondere folgende Umstände einzubeziehen:\r\n1. die Anzahl, die Höhe, die Rotorfläche, und der Rotordurchgang und die\r\nplanungsrechtliche Zuordnung der Bestandsanlagen,\r\n2. die Lage der Brutplätze kollisionsgefährdeter Arten,\r\n3. die Berücksichtigung der Belange des Artenschutzes zum Zeitpunkt der\r\nGenehmigung und\r\n4. 3. die durchgeführten Schutzmaßnahmen.\r\nDie Regelung zum\r\nRepowering kommt aufgrund\r\nnicht anwendbarer Parameter für die Vergleichsbetrachtung in der Praxis nicht in\r\nden Verfahren an.\r\nEs wird artenschutzfachlich\r\nimmer wieder gefordert,\r\nmehr zu repowern, um die\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 21\r\nSoweit jeweils in Relation zu der installierten Leistung die Auswirkungen\r\nder Neuanlagen unter Berücksichtigung der gebotenen, fachlich anerkannten Schutzmaßnahmen verbal-argumentativ oder rechnerisch nachgewiesen geringer als oder gleich sind wie die der Bestandsanlagen, ist davon\r\nauszugehen, dass die Signifikanzschwelle in der Regel nicht überschritten\r\nist, es sei denn, der Standort liegt in einem Natura 2000-Gebiet mit kollisionsgefährdeten oder störungsempfindlichen Vogel- oder Fledermausarten.\r\nbesonders schädlichen Anlagen ohne Maßnahmen aus\r\ndem Verkehr zu ziehen und\r\nwesentlich mehr Ertrag mit\r\ngeringeren Belastungen zu\r\nermöglichen. Aus diesem\r\nGrund wird gefordert, dass\r\ndie Beurteilung in Relation\r\nzur installierten Leistung erfolgt.\r\n(3) Bei der Festsetzung einer Kompensation insbesondere aufgrund einer\r\nBeeinträchtigung des Landschaftsbildes ist die Kompensation abzuziehen,\r\ndie für die zu ersetzende Bestandsanlage bereits geleistet worden ist.\r\nAnlage 1 Abschnitt 2 Schutzmaßnahmen\r\nGesetzestext [Anpassungen hervorgehoben] Anmerkung\r\nSchutzmaßnahme Beschreibung/Wirksamkeit\r\n… … …\r\nAbschaltung bei\r\nlandwirtschaftlichen Bewirtschaftungsereignissen\r\nBeschreibung: Vorübergehende Abschaltung im Falle der\r\nGrünlandmahd und Ernte von Feldfrüchten sowie des Pflügens zwischen 1. April und 31. August auf Flächen, die in\r\nweniger als 250 Metern der Entfernung einer Rotorblattlänge zuzüglich eines Puffers von 50 Metern vom Mastfußmittelpunkt einer Windenergieanlage gelegen sind. Bei\r\nWindparks sind in Bezug auf die Ausgestaltung der Maßnahme gegebenenfalls die diesbezüglichen Besonderheiten\r\nzu berücksichtigen. Die Abschaltmaßnahmen erfolgen von\r\nBeginn des Bewirtschaftungsereignisses bis mindestens 24\r\nStunden nach Beendigung des Bewirtschaftungsereignisses\r\njeweils von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Bei für\r\nden Artenschutz besonders konfliktträchtigen Standorten\r\nmit drei Brutvorkommen oder, bei besonders gefährdeten\r\nVogelarten, mit zwei Brutvorkommen ist für mindestens 48\r\nStunden nach Beendigung des Bewirtschaftungsereignisses\r\njeweils von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang abzuschalten. Die Maßnahme ist unter Berücksichtigung von artspezifischen Verhaltensmustern anzuordnen, wobei\r\nDer Abstand sollte in Relation\r\nzur Rotorlänge gewählt werde.\r\nZudem ist „mindestens“ für den\r\nVollzug zu unkonkret.\r\nWeiter ist die Vorgabe einer genauen Windgeschwindigkeit\r\nbeim Rotmilan wünschenswert,\r\nda hier außerhalb von Hessen\r\nbisher keine Umsetzung der\r\nVorgabe erfolgt.\r\nZulässigkeit eines Weiterbetriebs bei Windgeschwindigkeit\r\n>6 m/s erfolgt in Anlehnung an\r\ndie VwV in Hessen „Naturschutz/Windenergie“ vom\r\n17.12.2020.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 21\r\ninsbesondere des von der Windgeschwindigkeit abhängigen Flugverhaltens beim Rotmilan bei Windgeschwindigkeiten oberhalb von 6 Metern pro Sekunde ein Weiterbetrieb zulässig ist.\r\nWirksamkeit: Die Abschaltung bei Bewirtschaftungsereignissen trägt regelmäßig zur Senkung des Kollisionsrisikos bei\r\nund bringt eine übergreifende Vorteilswirkung mit sich.\r\nDurch die Abschaltung der Windenergieanlage während\r\nund kurz nach dem Bewirtschaftungsereignis wird eine\r\nwirksame Reduktion des temporär deutlich erhöhten Kollisionsrisikos erreicht. Die Maßnahme kann vertraglich oder\r\nüber den Einsatz von technischen Systemen zur Erkennung\r\nlandwirtschaftlicher Bewirtschaftung abgesichert werden.\r\nDie Maßnahme ist insbesondere für Rotmilan und Schwarzmilan, Rohrweihe, Schreiadler sowie den Weißstorch wirksam.\r\nHinweis zu technischen Systemen sehr wichtig, um die Maßnahme in der Praxis umsetzen\r\nzu können. Viele Landwirte\r\nscheuen nämlich die vertragliche Bindung zur Umsetzung,\r\nweil sie die Risiken nicht tragen\r\nwollen, wenn eine Meldung eines Mahdereignisses versäumt\r\nwird.\r\nAnlage von attraktiven\r\nAusweichnahrungshabitaten\r\nBeschreibung: Die Anlage von attraktiven Ausweichnahrungshabitaten wie zum Beispiel Feuchtland oder Nahrungsgewässern oder die Umstellung auf langfristig extensiv\r\nbewirtschaftete Ablenkflächen ist artspezifisch in ausreichend großem Umfang von bis zu 2 Hektar pro Brutplatz\r\nvorzunehmen. Über die Eignung und die Ausgestaltung der\r\nFläche durch artspezifische Maßnahmen muss im Einzelfall\r\nentschieden werden. Eine vertragliche Sicherung zu Nutzungsbeschränkungen und/oder Bearbeitungsauflagen ist\r\nnachzuweisen. Die Umsetzung der Maßnahmen ist für die\r\ngesamte Betriebsdauer der Windenergieanlage durch vertragliche Vereinbarungen zwischen dem Vorhabenträger\r\nund den Flächenbewirtschaftern und -eigentümern sicherzustellen. Die Möglichkeit und Umsetzbarkeit solcher vertraglichen Regelungen ist der Genehmigungsbehörde vorab\r\ndarzulegen.\r\nDie Maßnahme ist zu unkonkret\r\nund bedarf der Konkretisierung.\r\nWirksamkeit: Die Schutzmaßnahme ist insbesondere für\r\nRotmilan, Schwarzmilan, Weißstorch, Baumfalke, Fischadler,\r\nSchreiadler, Weihen, Uhu, Sumpfohreule und Wespenbussard wirksam. Die Wirksamkeit der Schutzmaßnahme ergibt\r\nsich aus dem dauerhaften Weglocken der kollisionsgefährdeten Arten bzw. der Verlagerung der Flugaktivität aus dem\r\nVorhabenbereich heraus. Eine Wirksamkeit ist, je nach\r\nDer letzte Satz steht im Widerspruch zum Wortlaut in § 45b\r\nAbs. 3 BNatSchG und führt zu\r\nMissverständnissen und sollte\r\ndaher gestrichen werden.\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 21\r\nKonstellation und Art auch nur ergänzend zu weiteren\r\nMaßnahmen anzunehmen.\r\nSenkung der Attraktivität von\r\nHabitaten im\r\nMastfußbereich\r\nBeschreibung: Die Minimierung und unattraktive Gestaltung\r\ndes Mastfußbereiches (entspricht der landwirtschaftlich\r\nnicht genutzten vom Rotor überstrichenen, Fläche innerhalb der vom Rotor überstrichenen Fläche zuzüglich eines\r\nPuffers von 50 Metern) sowie der Kranstellfläche kann dazu\r\ndienen, die Anlockwirkung von Flächen im direkten Umfeld\r\nder Windenergieanlage für kollisionsgefährdete Arten zu\r\nverringern. Hierfür ist die Schutzmaßnahme regelmäßig\r\ndauerhaft während der Betriebslaufzeit durchzuführen.\r\nAuf Kurzrasenvegetation, Brachen sowie auf zu mähendes\r\nGrünland ist in jedem Fall zu verzichten. Je nach Standort,\r\nder umgebenden Flächennutzung sowie dem betroffenen\r\nArtenspektrum kann es geboten sein, die Schutzmaßnahme\r\neinzelfallspezifisch anzupassen.\r\nDie Maßnahme ist nicht vollziehbar. Auf den gesamten Rotorbereich zuzüglich 50 Meter\r\nhaben Projektierer jedenfalls\r\nregelmäßig keinen Zugriff.\r\nDass die Maßnahme „regelmäßig durchzuführen“ ist, steht im\r\nWiderspruch zum Wortlaut in §\r\n45b Abs. 3 Nr. 2 BNatSchG und\r\nist missverständlich. Da andere\r\nMaßnahmen qua Gesetz ausreichen, ist eigentlich gemeint,\r\ndass die Maßnahme dauerhaft\r\ndurchgeführt werden muss.\r\nEine „regelmäßige“ Durchführung steht auch im Gegensatz\r\ndazu, dass die Maßnahme lediglich für fünf Arten geeignet\r\nist, das Kollisionsrisiko zu senken.\r\nWirksamkeit: Die Schutzmaßnahme ist insbesondere für\r\nRotmilan, Schwarzmilan, Schreiadler, Weißstorch und Wespenbussard wirksam. Die Maßnahme ist als alleinige\r\nSchutzmaßnahme nicht ausreichend.\r\nPhänologiebedingte Abschaltung\r\nBeschreibung: Die phänologiebedingte Abschaltung von\r\nWindenergieanlagen umfasst bestimmte, abgrenzbare Entwicklungs-/Lebenszyklen mit erhöhter Nutzungsintensität\r\ndes Brutplatzes (z. B. Balzzeit oder Zeit flügger Jungvögel).\r\nSie beträgt in der Regel bis zu 4 und höchstens oder bis zu 6\r\nWochen innerhalb des Zeitraums vom 1. März bis zum 31.\r\nAugust von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Die Zeiträume können bei bestimmten Witterungsbedingungen wie\r\nStarkregen oder hohen Windgeschwindigkeiten artspezifisch im Einzelfall beschränkt werden, sofern hinreichend\r\nbelegt ist, dass auf Grund bestimmter artspezifischer Verhaltensmuster während dieser Zeiten keine regelmäßigen\r\nFlüge stattfinden, die zu einer signifikanten Erhöhung des\r\nTötungs- und Verletzungsrisikos führen.\r\nDie Formulierung „oder bis zu 6\r\nWochen“ führt zu Praxisproblemen. Die Formulierung „in der\r\nRegel“ reicht, um der Behörde\r\nbei atypischen Fällen einen Beurteilungsspielraum einzuräumen. Es sollte klargestellt werden, dass allenfalls „bis zu 6\r\nWochen“ die Höchstdauer ist\r\nund für den Fall möglich sein\r\nkann, wenn mehrere Arten betroffen sind.\r\nWirksamkeit: Die Maßnahme ist grundsätzlich für alle Arten\r\nwirksam. Da sie mit erheblichen Energieverlusten\r\nZulässigkeit eines Weiterbetriebs bei Windgeschwindigkeit\r\nHochwasserschutzgesetz (III)\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 21\r\nverbunden ist, soll sie aber nur angeordnet werden, wenn\r\nkeine andere Maßnahme zur Verfügung steht. Die Maßnahme ist unter Berücksichtigung von artspezifischen Verhaltensmustern anzuordnen, wobei beim Rotmilan bei\r\nWindgeschwindigkeiten oberhalb von 6 Metern pro Sekunde ein Weiterbetrieb zulässig ist.\r\n>6 m/s erfolgt in Anlehnung an\r\ndie VwV in Hessen „Naturschutz/Windenergie“ vom\r\n17.12.2020."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013479","regulatoryProjectTitle":"Regelungsvorschläge zum Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f6/a9/378562/Stellungnahme-Gutachten-SG2412030029.pdf","pdfPageCount":40,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 31. Oktober 2024\r\nWeiterbetrieb von OffshoreWindenergieanlagen und\r\nOffshore-Netzanbindungssystemen\r\nWhite Paper\r\nErstellt im Rahmen der Arbeitsgruppe „Nachnutzung“ unter Beteiligung des Bundesverbandes Windenergie Offshore (BWO)\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 40\r\nInhalt\r\nEinleitung ............................................................................................................................4\r\nKurzfassung...........................................................................................................................5\r\nLangfassung ..........................................................................................................................9\r\n1 Weiterbetrieb Offshore-Windparks.................................................................................9\r\n1.1 Regulatorik........................................................................................................9\r\n1.1.1 Seeanlagenverordnung (SeeAnlV)..................................................................10\r\n1.1.2 § 48 WindSeeG alte Fassung vor dem 01.01.2017 (Entwurfsfassung)...........10\r\n1.1.3 § 48 WindSeeG ab dem 01.01.2017 und Status Quo .....................................11\r\n1.2 Technik............................................................................................................12\r\n1.2.1 Einschätzung des TÜV Rheinlands..................................................................13\r\n1.2.2 Zertifizierung ..................................................................................................14\r\n1.3 Wirtschaftlichkeit ...........................................................................................15\r\n1.3.1 Abschätzung der Investitions-, Betriebs- und Instandhaltungskosten ..........15\r\n1.3.2 Nachlaufeffekte von Windparks.....................................................................18\r\n1.4 Ökologie: Verbesserte CO2-Bilanz..................................................................19\r\n1.5 Offene Fragen (Flächen / Flächenverfügbarkeit / Potenziale).......................19\r\n2 Weiterbetrieb Offshore-Netzanbindungssysteme.......................................................... 20\r\n2.1 Regulatorik......................................................................................................20\r\n2.1.1 Entschädigungszahlungen bei Störungen oder Verzögerung gem. § 17e\r\nEnWG..............................................................................................................20\r\n2.1.2 Entschädigungen im Fall von Wartungsarbeiten § 17e Abs. 3 EnWG............21\r\n2.1.3 Betrieb eines alten Übertragungssystems an einem neuen Windpark .........27\r\n2.1.4 Übergangslösung beim Errichten eines neuen Windparks............................27\r\n2.1.5 Vermaschung mit anderen Anbindungssystemen .........................................28\r\n2.1.6 Redundantes Fallbacksystem .........................................................................28\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 40\r\n3 Repowering von Offshore-Windparks......................................................................... 28\r\n3.1 Regulatorik......................................................................................................29\r\n3.1.1 Beibehaltung oder Erhöhung der Windparkleistung durch Repowering.......29\r\n3.1.2 2 K-Kriterium...................................................................................................29\r\n3.2 Technik............................................................................................................31\r\n3.2.1 Vollständiges Repowering OWP.....................................................................31\r\n3.2.2 Partielles Repowering OWP ...........................................................................32\r\n4 Nachnutzung Offshore-Windparks.............................................................................. 33\r\n4.1 Regulatorik......................................................................................................33\r\n4.2 Wirtschaftlichkeit ...........................................................................................34\r\n5 Rückbau Offshore-Windparks..................................................................................... 34\r\n5.1 Regulatorik......................................................................................................35\r\n5.1.1 Seeanlagenverordnung (SAnlV)......................................................................35\r\n5.1.2 Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG).....................................................35\r\n5.2 Technik............................................................................................................37\r\n5.3 Zeitplanung.....................................................................................................38\r\n6 Rückbau Offshore-Netzanbindungssysteme................................................................ 39\r\n6.1 Regulatorik......................................................................................................39\r\n6.2 Technik............................................................................................................39\r\n6.3 Zeitplanung.....................................................................................................40\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 40\r\nEinleitung\r\nDer BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. hat sich im Rahmen der Arbeitsgruppe „Nachnutzung Offshore“ mit (potenziellen) Betreibern von Offshore-Windparks, den Übertragungsnetzbetreibern in der deutschen Nord- und Ostsee sowie dem Fraunhofer IWES (Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme) ausgetauscht. Der Bundesverband Windenergie Offshore\r\n(BWO) war ebenfalls mit einem Sitz in dieser Arbeitsgruppe vertreten.\r\nZiel der Arbeitsgruppe war es, eine Plattform zu bieten, um die mannigfaltigen Herausforderungen\r\nsowie die Komplexität zum Thema Nachnutzung und Weiterbetrieb von Offshore-Windparks\r\n(OWPs) und entsprechender Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) aus Sicht der Branche zu\r\nbeschreiben und mögliche Lösungs- und Handlungsoptionen aufzuzeigen. Das Papier soll zudem\r\neine Handreichung für Vertreterinnen und Vertreter aus Behörden und Ministerien sowie für Politikerinnen und Politiker darstellen.\r\nAusgangspunkt und Arbeitsgrundlage der Arbeitsgruppe „Nachnutzung Offshore“ sind die bisher\r\nbekannt gewordenen Arbeitsprozesse und Vorüberlegungen des Bundesamts für Seeschifffahrt\r\nund Hydrographie (BSH) ab Mitte 2022.\r\nAm 1. Juli 2022 stellte das BSH im Entwurf des Flächenentwicklungsplans 2022 (FEP) erstmalig\r\nÜberlegungen zum Thema Rückbau und Nachnutzung von OWPs und ONAS in Form einer AnhangTabelle1 vor. Innerhalb eines sich daran anschließenden Expertenworkshops „Rückbau und Nachnutzung“ am 22. September 2022 hat die OWP-Betreiberseite Kritik an dem tabellarischen Ansatz\r\nzu den beabsichtigten Festlegungen zur Nachnutzung von Flächen in den Zonen 1 und 2 der Nordsee und Ostsee des BSH geübt. Beim zweiten FEP-Entwurf des BSH vom 28. Oktober 2022 wurde\r\ndas Thema Nachnutzung zunächst ausgeklammert. Das BSH gab bekannt, dass sich die Behörde in\r\nZukunft dem Thema Nachnutzung annehmen werde.\r\nNach öffentlich verfügbaren Informationen geht die Einschätzung des BSH dahin, dass das gesetzliche Ausbauziel von 70 Gigawatt (GW) installierter Leistung von Windenergieanlagen auf See bis\r\nzum Jahr 2045 nur dann erreicht werde, wenn eine zeitige Nachnutzung von Flächen ermöglicht\r\nwerde, auf denen die Erstgenehmigungsdauer von 25 Jahren abgelaufen sei. Ausweislich des FEPs\r\n2023 ist das Ziel des BSH, zukünftig große zwei Gigawatt-Flächen als neuen Standard für OWPs zu\r\nschaffen. Dadurch soll eine möglichst hohe Effizienz sowohl bei dem Betrieb der OWPs als auch bei\r\nden ONAS erreicht werden. Die Nachnutzungserwägungen des BSH betreffen zunächst die Zonen 1\r\nund 2 mit relativ kleinen Flächen. Herausforderungen ergeben sich insbesondere dadurch, dass die\r\nOWPs zu unterschiedlichen Zeiten in Betrieb gegangen sind und demnach die Erst-Genehmigungen\r\nzu unterschiedlichen Zeiten auslaufen werden. Nach Einschätzung des BSH soll das Ziel erreicht\r\n1\r\nSiehe Flächenentwicklungsplan (FEP) 2022, Tabelle 11, 12, S. 93\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 40\r\nwerden, den Zeitraum ohne Einspeisung zwischen Außer- und Inbetriebnahme der OWPs möglichst kurz zu halten, mithin eine frühzeitige Planungsgrundlage für Betreiber zu schaffen. Ausweislich des FEPs 2023 geht das BSH bisher davon aus, dass Rückbau sowie Neubau jeweils innerhalb\r\nvon einem Jahr möglich seien. Schließlich geht das BSH von einer 25-jährigen Betriebsdauer der\r\nOWPs inklusive der dazugehörigen Netzanbindung aus und sieht darüberhinausgehende Nutzungszeiträume wegen der zu berücksichtigenden Netzanbindungsinfrastruktur als riskant an. Nach Ansicht des BSH führe eine technische Modernisierung durch größere Anlagen voraussichtlich zu einer Leistungserhöhung und damit einhergehend zu einer erhöhten Stromerzeugungsmenge im\r\nOffshore-Bereich.\r\nKurzfassung\r\nDie Kerninhalte des White-Papers für den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen\r\n(OWEA) und ONAS, das Repowering von OWEA sowie den Rückbau von OWEA und ONAS lassen\r\nsich wie folgt zusammenfassen:\r\nWeiterbetrieb von OWEA\r\n› Der Weiterbetrieb von OWEA und ONAS nach Auslaufen von deren Erst-Genehmigung sowie die\r\nanschließende Nachnutzung vorhandener Flächen mit Bestandsanlagen ist mit einem hohen koordinatorischen Aufwand verbunden, der ein frühzeitiges planvolles Handeln der beteiligten Akteure voraussetzt. Im Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) bedarf es einer Klarstellung,\r\nwelche Voraussetzungen für einen Weiterbetrieb zu erfüllen sind und inwiefern ein Antrag auf\r\nWeiterbetrieb bereits früher als 24 Monate vor Ablauf der Genehmigung gestellt werden darf.\r\nNur wenn frühzeitig Planungssicherheit besteht, können OWEA- und ONAS-Betreiber in die Lage\r\nversetzt werden, ausreichend und rechtzeitig Infrastruktur aufzubauen, um langfristig das Ausbauziel von 70 Gigawatt (GW) installierter Leistung zu erreichen.\r\n› Der Weiterbetrieb bestehender OWEA kann zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen. Durch die Weiternutzung bestehender Infrastruktur könnten zusätzliche Netzkosten aufgrund neuer Netzanschlüsse für Neuanlagen auf einen längeren Zeitraum verteilt und damit abgefedert werden. Darüber hinaus könnten Engpässe in den Lieferketten bei OWEA und ONAS\r\nvermieden sowie logistische Versorgungskapazitäten (Schiffe und Hafeninfrastruktur) durch gewonnene planerische Flexibilitäten ohne eine Überlastung besser genutzt werden. Gleichzeitig\r\nführt ein Weiterbetrieb durch eine verbesserte CO2-Bilanz zu mehr Klimaschutz.\r\n› Der Weiterbetrieb von OWEA und ONAS ist technisch grundsätzlich möglich. Konkrete Erfahrungswerte für mögliche Zeiträume existieren aktuell noch nicht. Derzeit muss jeder Einzelfall\r\nindividuell betrachtet werden. Folgende Punkte sind dabei von besonderer Bedeutung:\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 40\r\n• Um die tatsächlich mögliche Dauer des Weiterbetriebs einer OWEA und ONAS feststellen zu\r\nkönnen, müsste ein standardisiertes Prüfverfahren entwickelt werden. Dieses kann zweigeteilt aus einem analytischen und einem praktischen Teil bestehen, wobei einzelne Prüfprozesse am besten in die regelmäßigen Inspektionsintervalle einbezogen werden könnten.\r\n• Sinnvoll erscheint den Mitgliedern der AG eine Anpassung der Inspektionsintervalle oder\r\neine Implementierung zusätzlicher Prüfungsschritte in bestehenden Inspektionsverfahren/-\r\nplänen. Insbesondere kann darüber nachgedacht werden, OWEA zu clustern, um Einzelfallprüfungen möglichst zu vermeiden bzw. nur dort anzuwenden, wo es aufgrund der Datenlage der Betriebs- und Umwelteinflüsse zu Abweichungen bei den „Vergleichswerten“ gekommen ist.\r\n• Für einen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS müssten die technischen Komponenten nach\r\neinem standardisierten Verfahren möglichst unbürokratisch und kostengünstig zertifiziert\r\nwerden können. Wichtig ist, dass dafür ein standardisierter Prozess (Standard/Leitfaden)\r\nfestgelegt wird, der auch Umwelteinflüsse wie Wave-Loading enthält. Der BDEW schlägt vor,\r\ndass innerhalb der Branche ein Gremium von technischen ExpertInnen, bestehend aus\r\nWindpark- und Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), gebildet wird, welches einen Vorschlag\r\nfür einen möglichst international standardisierten Prozess erarbeitet.\r\n• Der DNV – St 0262-Standard wird derzeit aktualisiert. Die verfügbaren DNV-Standards \"ST0126 Support structures for wind turbines\" und \"RP-C205 Environmental Conditions and Environmental Loads\" sind nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ ausreichend,\r\num auch die Wellenbelastung von Gründungen und Tragstrukturen zu berücksichtigen. Es\r\nsind daher keine zusätzlichen Standards erforderlich.\r\n• Eine aufwändige und vollständige Reanalyse des Typenzertifikats für OWEA muss zwingend\r\nausgeschlossen werden.\r\n› Nach Einschätzung der Mitglieder der AG kann es im Rahmen eines Weiterbetriebs der OWEA\r\nbetriebswirtschaftlich sinnvoll sein, OWEA im Schadensfall von Großkomponenten gegen Ende\r\nder Laufzeit nicht mehr zu reparieren, dahingegen den (restlichen) OWP mit reduzierter Anlagenzahl und Leistung weiterzubetreiben. Damit würde jedoch eine zunehmend geringe Auslastung der ONAS mit entsprechender Erhöhung der Transportkosten pro Megawattstunde (MWh)\r\neinhergehen, welche wiederum dem Stromkunden auferlegt werden. Sollte im Rahmen der Instandhaltung beispielsweise der Tausch von Rotorblättern erforderlich werden, könnte dieser\r\nunter Abwägung der Restlaufzeit der OWEA unter Umständen ausbleiben und die Anlage außer\r\nBetrieb genommen werden. Insbesondere kann es schwierig sein, (Haupt-)Komponenten älterer\r\nBaujahre überhaupt (noch) am Markt zu erhalten.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 40\r\n› Die Möglichkeit des Weiterbetriebs einer OWEA kann sich positiv auf die CO2-Bilanz auswirken.\r\nDie CO2-Bilanz kann unter Umständen sogar noch besser ausfallen, wenn der Recycling-Prozess\r\nam Ende der Laufzeit der OWEA bei der Kalkulation mitberücksichtigt wird.\r\n› Nachlaufeffekte (Abschattungseffekte) werden durch die zunehmende Ausbausituation auch in\r\nden Niederlanden bei bestimmten Windrichtungen- und -geschwindigkeiten eine signifikante\r\nEinflussgröße auf den Jahresenergieertrag der OWEA haben.\r\n› Der BDEW beauftragt gemeinsam mit der Offshore-Branche die Erstellung eines Gutachtens mit\r\ndem Ziel, praxisgerechte Vorschläge für die Frage des Weiterbetriebs von bestehenden Windenergieanlagen auf See sowie der dazugehörigen Netzanbindung zu machen. Dabei sollen Vorund Nachteile des Weiterbetriebs von OWPs und ONAS im Vergleich zur direkten Nachnutzung\r\nanhand eines Beispielclusters wissenschaftlich untersucht werden. Das soll aufbauend auf der\r\nDarstellung verschiedener Ausgestaltungsmöglichkeiten von Weiterbetriebsszenarien im Cluster\r\nunter Berücksichtigung planerischer, technischer, gesetzlicher, geografischer sowie betriebsund volkswirtschaftlicher Gesichtspunkte und Restriktionen geschehen.\r\nWeiterbetrieb von ONAS\r\n› Durch den Weiterbetrieb von OWEA und ONAS über 25 Jahre hinaus erhöht sich zweifellos die\r\nWahrscheinlichkeit von Ausfällen der Netzanbindungssysteme. Damit kann die Verfügbarkeit\r\nfür die Energieübertragung abnehmen. Die ÜNB sehen hier die Notwendigkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen für einen etwaigen Weiterbetrieb anzupassen, um die Endverbraucher nicht mittalbar unverhältnismäßig zu belasten. Nach Einschätzung des BDEW kann dies beispielsweise durch eine Erhöhung der Nichtverfügbarkeitstage erreicht werden. Vorzugswürdig\r\nerscheint aber die Einführung eines Novellierungskontos, das auch einen Ausgleich zwischen\r\nden Jahren ermöglichen würde.\r\n› Nach Ansicht der Arbeitsgruppenmitglieder kann der zunehmenden Störanfälligkeit durch mögliche Alterserscheinungen bei einem etwaigen Weiterbetrieb von OWEA sowie der Netzanbindung durch geänderte oder angepasste Instandhaltungsstrategien begegnet werden. Entscheidend ist dabei eine möglichst frühzeigte Festlegung der Weiterbetriebsdauer.\r\n› Der BDEW regt an, bei einer Störung der Netzanbindung gem. § 17e Abs. 1 EnWG im Falle des\r\nWeiterbetriebs den nicht erstattungsfähigen Eigenanteil der ÜNB bei einer fahrlässigen Verursachung der oben genannten Störung iSd § 17 f Abs. 2 Nr. 2 EnWG zu streichen.\r\n› Wenn OWPs nach 20 Jahren aus der EEG-Vergütung fallen und entsprechend keinen Anspruch\r\nmehr auf eine Marktprämie haben, werden diese Parks keine Entschädigungszahlungen bei\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 40\r\nStörungen gem. § 17e Abs. 1 EnWG erhalten. Der Weiterbetrieb eines OWP ist unter Umständen mit größeren Investitionen verbunden. Vor dem Hintergrund der erwartbaren positiven Effekte eines Weiterbetriebs sollten auch im Bereich des Entschädigungsregimes Anreize für einen Weiterbetrieb geschaffen werden. So könnte beispielsweise die Marktprämie bis zum Ende\r\nder Lebensdauer als Entschädigungsgrundlage fortgeschrieben werden.\r\nRepowering von OWEA\r\n› Der BDEW regt an, das 2 K-Kriterium2 wissenschaftlich zu überprüfen. In unseren Nachbarländern Niederlande und Dänemark sind vergleichbare Regelungen nicht existent. Aus Sicht des\r\nBDEW ergeben sich limitierende Faktoren durch das 2 K-Kriterium. Durch eine Anpassung dieses\r\nKriteriums könnten Seekabel durch längere Volllastzeiten voraussichtlich effizienter genutzt\r\nwerden. Darüber hinaus könnten zukünftig wichtige Ressourcen gespart, Produktionskapazitäten anderweitig genutzt und der Flächenbedarf sowie die Flächen-Konkurrenz verschiedener\r\nLeitungen untereinander minimiert werden.\r\nRückbau von OWEA und ONAS\r\n› Aufgrund verschiedenartiger Faktoren und fehlender Erfahrungswerte aus der Praxis kann keine\r\nverbindliche Aussage über die Rückbaudauer von OWEA und ONAS getroffen werden. Durch die\r\nzunehmende Größe der OWPs sowie Limitierungen in den Bereichen Hafenkapazitäten und Speziallogistik für den Rück- und Zubau ist mit einer längeren Rückbaudauer zwischen 24-36 Monaten zu rechnen. Partielle Rückbauszenarien, bei denen der Kolkschutz oder ein Pfahlsegment im\r\nBoden hinterlassen werden können, könnten zeitlich attraktiv für Stakeholder sein.\r\n• Bei der konkreten Umsetzung bzw. der Koordinierung der Offshore-Arbeiten für den Rückund Neubau bei einer Nachnutzung der Fläche besteht eine hohe Abstimmungsintensität\r\ninsbesondere zwischen den beteiligten Akteuren (z. B. Nutzer, Nachnutzer, Zulassungsbehörde, Logistik-Firmen, Häfen).\r\n• Ein paralleler Rück- und Neubau eines OWPS kann dabei helfen, die Zeiträume ohne\r\nStromeinspeisung durch die OWPs zu reduzieren, ist aber mit großen Herausforderungen\r\nverbunden. Eine Entzerrung der Bautätigkeit in der Nord- und Ostsee führt insgesamt zu einer besseren Umweltverträglichkeit.\r\n2 Vgl. § 17d Abs. 1b EnWG.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 40\r\nLangfassung\r\n1 Weiterbetrieb Offshore-Windparks\r\nDer Begriff „Weiterbetrieb“ umfasst im Nachfolgenden eine einmalige, nachträgliche Verlängerung\r\nder Plangenehmigung/des Planfeststellungsbeschlusses einer Windenergieanlage auf See um bis\r\nzu zehn Jahre.\r\nNeben den bereits dargestellten Überlegungen des BSH hat sich auch das Fraunhofer IWES mit\r\ndem Thema „Nachnutzung von Offshore-Windparks in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ)“ auseinandergesetzt sowie dazu in der Vergangenheit u.a. das BSH technisch beraten.\r\nInnerhalb des Arbeitspakets 3 „Rückbau und Nachnutzung von Offshore-Windparks und deren\r\nNetzanbindungssystemen“ wurden unter anderem die Lebensdauer existierender OWPs sowie die\r\nFrage, wie vorhandene Flächen nachgenutzt werden können, behandelt. Dabei hat das Fraunhofer\r\nIWES das langfristige Offshore-Ertragspotential in Deutschland anhand 16 unterschiedlicher Ausbauszenarien berechnet. Das Ergebnis der Berechnungen ist, dass sich aufgrund der zunehmenden\r\nBebauung die zu erwartenden Volllaststunden für OWEA in der Nord- und Ostsee in Zukunft von\r\netwa 4.000 Stunden auf ca. 3.000 bis 3.500 Stunden pro Jahr reduzieren werden.\r\nUm die Lebensdauer bestehender OWPs abzuschätzen, könne laut IWES zwischen der Lebensdauerabschätzung für die Rotor Gondel-Einheit (RNA-Rotor-Nacelle-Assembly) und der Lebensdauerabschätzung der Tragstrukturen differenziert werden. Bei der Rotor-Gondel-Einheit sei eine Lastrechnung mit drei generischen Anlagentypen (3; 6,5 und 7,5 Megawatt (MW)) durchgeführt worden. Im Ergebnis seien Komponenten der Rotor-Gondel-Einheit grundsätzlich austauschbar, wobei\r\nnach Einschätzung des Fraunhofer IWES die Frage der Wirtschaftlichkeit beim Tausch einzelner\r\nKomponenten am Ende der Lebensdauer sowie die Verfügbarkeit von Ersatzteilen für ältere Anlagen eine besondere Rolle spielen würden. Die Lebensdauerabschätzung der Tragstrukturen sei\r\ndurch Normenvergleich und Literaturrecherche erfolgt. Bei konservativ ausgelegten Tragstrukturen\r\nsei eine Tragreserve von fünf bis zehn Jahren denkbar. Nach Einschätzung von IWES sei ein Weiterbetrieb von OWEA über 25 Jahre hinaus technisch realistisch und am Ende maßgeblich von der\r\nWirtschaftlichkeit abhängig. ONAS seien ebenfalls nach Einschätzung des IWES für fünf bis zehn\r\nJahre weiter nutzbar. Eine genauere Beurteilung könne allerdings nur im individuellen Einzelfall erfolgen.\r\n1.1 Regulatorik\r\nFür den Weiterbetrieb von OWPs hat sich die Regulatorik im Laufe der Jahre verändert. Die „historische“ Entwicklung der Regelungen für einen möglichen Weiterbetrieb gem. § 69 VII Windenergieauf-See-Gesetz (WindSeeG) stellt sich wie folgt dar:\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 40\r\n1.1.1 Seeanlagenverordnung (SeeAnlV)\r\nDie Seeanlageverordnung3 galt im Zeitraum vom 1. Februar 1997 bis zum 1. Januar 2017. Gem. § 2\r\nSeeAnlV bedurfte die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Erzeugungs- und Übertragungseinrichtungen einer Planfeststellung oder einer Genehmigung. Die erteilten Genehmigungen bzw. Planfeststellungen enthielten regelmäßig als Nebenbestimmung eine Befristung, beruhend auf § 2 Abs. 3 S.2 iVm § 6 Abs. 4 SeeAnlV. Die Befristung erfolgte regelmäßig auf 20 oder 25\r\nJahre.\r\n4\r\n1.1.2 § 48 WindSeeG alte Fassung vor dem 01.01.2017 (Entwurfsfassung)\r\nGem. § 48 WindSeeG in der Entwurfsfassung vor dem 01.01.2017 sollte ein Planfeststellungsbeschluss oder eine Plangenehmigung für eine OWEA nur befristet erteilt werden. Gem. § 48 Satz 2\r\nWindSeeG richtete sich die Befristung nach der Dauer des Anspruchs auf die Marktprämie nach\r\n§ 25 S. 1 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2016. Gem. § 25 EEG 2016 wurde die Marktprämie\r\noder Einspeisevergütung jeweils für die Dauer von 20 Jahren gewährt. Daraus ergab sich eine zeitliche Befristung des Planfeststellungsbeschlusses oder einer Plangenehmigung für eine Windenergieanlage auf See. Hiervon ist der Gesetzgeber jedoch noch vor Inkrafttreten des Gesetzes wieder\r\nabgerückt. Dies geschah im Hinblick darauf, dass Windenergieanlagen auf See herstellerseitig in\r\nder Regel auf eine Betriebsdauer von 25 Jahren ausgelegt wurden.\r\nDie Frist begann grundsätzlich mit Inbetriebnahme der jeweiligen OWEA, frühestens aber in dem\r\nJahr, in dem die Inbetriebnahme vorgesehen ist, siehe § 24 Abs. 1 Nr.2 WindSeeG und § 37 Abs. 1\r\nNr. 2 WindSeeG.\r\nEine Verlängerung der Befristung war nach dem Wortlaut des Gesetzes möglich. Eine genaue zeitliche Definition dieser Verlängerungsoption wurde aber gesetzlich nicht definiert. Aus der Gesetzesbegründung ergibt sich, dass der Bieter mit dem Zuschlag in der Ausschreibung lediglich zeitlich\r\nbeschränkte Rechte (vgl. dazu auch § 24 Abs. 2 und § 37 Abs. 2 WindSeeG) erhält. Der bezuschlagte Bieter könne ausweislich der Gesetzesbegründung zu § 48 Abs. 7 WindSeeG5 nicht darauf\r\nvertrauen, für unbeschränkte Zeit auf der jeweiligen Fläche Windenergieanlagen auf See betreiben\r\nzu können. Der Bieter müsse von vornherein in seiner Kalkulation einstellen, dass er die Flächen\r\nnach Ablauf der Förderdauer bzw. der Befristung voraussichtlich nicht mehr nutzen dürfe. Eine\r\n3 Vgl. Verordnung über Anlagen seewärts der Begrenzung des deutschen Küstenmeeres (Seeanlagenverordnung - SeeAnlV) vom 23.01.1997.\r\n4 Vgl. Änderungsbescheid, Offshore Windenergiepark Gode Wind 02, S.21 Nr.22.\r\n5 Vgl. Gesetzentwurf EEG 2016, Drucksache 18/8860 vom 21.06.2016 Begründung § 48 Abs. 7 WindSeeG, S. 313 f.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 40\r\nFristverlängerung ist nach § 48 Abs. 7 Satz 2 WindSeeG nur dann möglich, wenn der Flächenentwicklungsplan eine Nachnutzung nach § 8 Absatz 3 WindSeeG nicht direkt im Anschluss an die Frist\r\nvorsehe. Aus der Gesetzesbegründung ergibt sich, dass in einer solchen Konstellation ein Weiterbetrieb bis zu dem Zeitpunkt, ab dem der Flächenentwicklungsplan die Nachnutzung vorsehe, unter Umständen sinnvoll erscheint.\r\nGrundsätzlich dient die Befristung der Genehmigung dazu, möglichst viele fachplanerische Gestaltungsmöglichkeiten nach Ende des Anspruchs auf Marktprämie zu eröffnen. Hierzu gehört auch,\r\ndass der Flächenentwicklungsplan mehrere bereits für die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen auf See genutzte Flächen gemeinsam für eine Nachnutzung vorsehen kann. Erfolgt die bisherige Nutzung durch verschiedene Betreiber auf der Grundlage unterschiedlich lang befristeter Planfeststellungsbeschlüsse, kann durch die Verlängerung einzelner Fristen insgesamt ein Gleichlauf\r\nder Befristungen auch in einem bestimmten Gebiet (Cluster) erreicht werden.\r\n1.1.3 § 48 WindSeeG ab dem 01.01.2017 und Status Quo\r\n§ 48 WindSeeG in der am 01.01.2017 geltenden, neuen Fassung enthielt bereits eine Befristung\r\ndes Planfeststellungsbeschlusses oder einer Plangenehmigung für eine Windenergieanlage auf See\r\nvon 25 Jahren, mit einer einmaligen, nachträglichen Verlängerungsmöglichkeit der Befristung um\r\nhöchsten fünf Jahre. Durch die Einführung des § 69 WindSeeG in der am 01.01.2023 geltenden Fassung wurde eine einmalige, nachträgliche Verlängerungsmöglichkeit der Befristung um höchsten\r\nzehn Jahre eingeführt.\r\nÜberblick der Regulatorik: Weiterbetrieb von OWEA in der deutschen Nord- und Ostsee\r\nSeeAnlV ab\r\ndem\r\n01.01.2017\r\n§ 48 WindSeeG\r\nvor dem\r\n01.01.2017\r\n§ 48 WindSeeG in\r\nder am\r\n01.01.2017 geltenden Fassung\r\n§ 48 WindSeeG\r\nin der am\r\n10.12.2020 geltenden Fassung\r\n§ 69 WindSeeG\r\nin der am\r\n01.01.23 geltenden Fassung\r\nBefristung\r\ndurch Nebenbestimmung\r\nauf 20/25\r\nJahre\r\nBefristung richtet sich nach der\r\nDauer des Anspruchs auf die\r\nMarktprämie\r\nnach § 25 Satz 1\r\ndes EEG.\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 40\r\n› Gem. § 69 Abs. 7 S. 4 WindSeeG ist ein Weiterbetrieb insbesondere dann möglich ist, wenn die\r\nBetriebsdauer der zugehörigen Netzanbindung dies technisch und betrieblich ermöglicht. Nach\r\nAnsicht der Mitglieder der AG Nachnutzung wäre eine Klarstellung hilfreich, unter welchen Voraussetzungen dieses Kriterium erfüllt ist.\r\n› Darüber hinaus ist aus dem Gesetzeswortlaut nicht ersichtlich, ab wann der OWEA-Betreiber\r\neinen Antrag auf Weiterbetrieb beim BSH stellen kann.\r\n1.2 Technik\r\nDie Konstruktion einer OWEA ist aus betriebswirtschaftlichen Gründen auf eine endliche Nutzung\r\nausgelegt. Theoretisch kann jede Konstruktion bei einer entsprechenden Instandhaltung auf unbestimmte Zeit betrieben werden. Windenergieanlagen haben eine sog. Entwurfslebensdauer. Das ist\r\ndie theoretische Berechnung einer endlichen Nutzungsdauer basierend auf den dazugehörigen\r\nLastannahmen.\r\nMit der Typen-/Einzelprüfung erfolgt der rechnerische Nachweis, dass die im Betriebszeitraum der\r\nEntwurfslebensdauer vom Hersteller zugrunde gelegten Lasten nicht zu einem frühzeitigen Ermüden eines Bauteils führen und damit die Standsicherheit der OWEA garantiert werden kann. Alle\r\nlasttragenden Komponenten sind mindestens für den Zeitraum der Entwurfslebensdauer dimensioniert. Die zeitliche Bemessung der Entwurfslebensdauer für OWEA (mindestens 20 Jahre) allein,\r\ntrifft jedoch keine Aussage über die tatsächlich mögliche Gesamtnutzungsdauer einer OWEA. Dennoch kann die Annahme getroffen werden, dass die tatsächliche Lebensdauer/Gesamtnutzungsdauer einer OWEA in der Regel größer sein wird als die Entwurfslebensdauer, da oftmals im Betrieb die der Entwurfslebensdauer zugrundeliegenden Lastannahmen nicht erreicht werden.\r\nGrundsätzlich ist deshalb der Weiterbetrieb der OWEA über den Zeitraum der Entwurfslebensdauer hinaus auch tatsächlich möglich. Um jedoch eine konkrete Aussage für eine OWEA treffen zu\r\nkönnen ist eine genauere Prüfung (Berechnung, Inspektion, Bewertung) aller lasttragenden\r\n§ 25 Satz 1 des\r\nEEG: Marktprämien oder Einspeisevergütungen sind jeweils\r\nfür die Dauer\r\nvon 20 Jahren\r\nzu zahlen.\r\nnachträgliche Verlängerung der Befristung um\r\nhöchstens fünf\r\nJahre ist einmalig\r\nnachträgliche Verlängerung\r\nder Befristung um\r\nhöchstens fünf\r\nJahre ist einmalig\r\nnachträgliche\r\nVerlängerung der\r\nBefristung um\r\nhöchstens zehn\r\nJahre\r\n20/25 Jahre 20 Jahre 30 Jahre 30 Jahre 35 Jahre\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 40\r\nKomponenten erforderlich. Darüber hinaus gehört auch die Innerparkverkabelung zwischen den\r\nOWEA zum OWP.\r\nAus Sicht der OWEA-Betreiber ergibt sich, dass die oben genannte vorzunehmende Prüfung für die\r\nFeststellung der tatsächlich möglichen Weiterbetriebsdauer einer OWEA in zwei Teilaspekte unterteilt werden kann:\r\n1. analytischer Teil: rechnerische Ermittlung der Weiterbetriebsdauer unter Zuhilfenahme\r\nvorhandener Daten der OWEA/ des Herstellers\r\n2. praktischer Teil: Prüfung des technischen Zustandes der OWEA vor Ort\r\n1.2.1 Einschätzung des TÜV Rheinlands\r\nNach Einschätzung des TÜV Rheinlands ergibt sich, dass im Vergleich zu Onshore-Windenergieanlagen für Offshore-Windenergieanlagen grundsätzlich quantitativ mehr Daten zur Verfügung stehen.\r\nDiese Datenbasis ergebe sich insbesondere durch die vorgeschriebenen jährlichen Inspektionen\r\nder OWEA. Grundsätzlich sei dies eine gute Ausgangslage für den analytischen Teil einer vorzunehmenden Prüfung. Aufgrund der besonderen Verhältnisse im Offshore-Bereich, wird angeregt, auch\r\nWellen-Daten zu erfassen und zu nutzen. Im Rahmen des analytischen Teils könnten verstärkt die\r\nHersteller für eine ausreichende Datenbasis eingebunden werden.\r\nBesonders herausfordernd sei die Überprüfung und Kontrolle/Bewertung der Gründungsstrukturen. Möglicherweise könne eine Lösung für den praktischen Teil eine sog. Wanddickenmessung\r\nsein. Insbesondere die Inspektion des nicht einsehbaren Teils des Fundaments sei schwierig.\r\nDarüber hinaus gebe es keinen Standard für die Bewertung von Korrosion. Mithin ergäben sich\r\nHerausforderungen durch maritimen Bewuchs.\r\n› Für einen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS müssten die technischen Komponenten erneut\r\nnach einem standardisierten Verfahren möglichst unbürokratisch und kostengünstig zertifiziert\r\nwerden können. Wichtig ist, dass dafür ein standardisierter Prozess (Standard/Leitfaden) festgelegt wird, der auch Umwelteinflüsse, wie Wave-Loading, enthält. Der BDEW schlägt vor, dass\r\ninnerhalb der Branche ein Gremium von technischen ExpertInnen, bestehend aus Windparkund Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), gebildet wird, welches einen Vorschlag für einen standardisierten Prozess erarbeitet. Dieses Gremium sollte auch Hersteller und Zertifizierer von\r\nOffshore-WEA und Infrastruktur einbeziehen.\r\n› Der BDEW regt außerdem an, im Falle eines Weiterbetriebs einer OWEA den regulären Inspektionsrahmen im Fall der erneuten Zertifizierung um den Teil der kostenintensiven, praktischen\r\nPrüfung des technischen Zustandes jeder Einzelanlage vor Ort bestenfalls durch stichprobenartige Untersuchungen zu ersetzen. Dies kann dazu führen, dass die erneut notwendige Zertifizierung einer OWEA für den Weiterbetrieb auch wirtschaftlich vertretbar werden kann.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 40\r\n1.2.2 Zertifizierung\r\nUnter dem Aspekt des Weiterbetriebs von OWEA ist zwischen dem dargestellten regulatorischen\r\nRahmen, beispielsweise einer Genehmigungsverlängerung, und dem technisch gesetzten Rahmen,\r\nwie einem Weiterbetrieb von Anlagen über die ursprünglich geplante Lebensdauer hinaus, zu unterscheiden.\r\nIn Anlehnung an die „Grundsätze Weiterbetrieb für WEA“ und DIBT 2012 geht es dabei um die analytische und evidenzbasierte Bewertung der verbleibenden nutzbaren Lebensdauer von Windenergieanlagen (Remaining Useful Lifetime). Beide Regelwerke basieren maßgeblich auf dem DNVStandard-0262. Dieser wird beispielsweise in der Standardkonstruktion des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) als Möglichkeit beschrieben, den Weiterbetrieb technisch zu\r\nvalidieren.\r\nDer DNV – Standard-0262 enthält detailliert zwei Herangehensweisen:\r\n1. Die vollständige Reanalyse und Rezertifizierung des Typenzertifikats (insb. dort anwendbar,\r\nwo sich signifikante Änderungen zum originären Design ergeben – z.B. bei Änderungen der\r\nAnlagenspezifikation oder Windklasse), oder\r\n2. eine generische Analyse der standortspezifischen Gegebenheiten und einer generischen\r\nAnlage am Standort (i. e. der Standard für OWEA).\r\nKlarer Vorteil der zweiten Variante („generische Analyse“) ist, dass diese in einem kürzeren Zeitraum umzusetzen ist und sich die monetären Aufwendungen im Rahmen halten. Dennoch kann\r\ndadurch ein aussagefähiges Ergebnis erreicht werden.\r\n› Der DNV – St 0262-Standard wird derzeit aktualisiert. Die verfügbaren DNV-Standards \"ST-0126\r\nSupport structures for wind turbines\" und \"RP-C205 Environmental Conditions and Environmental Loads\" sind nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ ausreichend, um auch die\r\nWellenbelastung von Gründungen und Tragstrukturen zu berücksichtigen. Es sind daher keine\r\nzusätzlichen Standards erforderlich.\r\n› Ferner relevant für die Frage der möglichen Weiterbetriebszeiten ist die Feststellung und Analyse der tatsächlichen Betriebs- und Umwelteinflüsse auf relevante Komponenten der OWEA.\r\nIm Rahmen der Diskussionen unter den Arbeitsgruppenmitgliedern hat sich gezeigt, dass sich\r\ndie Branche auf einen einheitlichen Standard einigen sollte, der unter Umständen im Fall des\r\nWeiterbetriebs auch einen „risikobasierten Ansatz“ verfolgen könnte. Für einen solchen „risikobasierten Ansatz“ bietet sich insbesondere der Standard IEC 61400-28 an, eine internationale\r\ntechnische Spezifikation für Windenergieanlagen, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC) veröffentlicht wird. Der konkrete Titel lautet: „THROUGH LIFE MANAGEMENT AND LIFE EXTENSION OF WIND POWER ASSETS“. Der Standard befasst sich mit einer\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 40\r\nVielzahl von Wind-Turbinen und bietet darüber hinaus Anhaltspunkte für eine Priorisierung von\r\nMethoden.\r\n› Nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ ist es wichtig, dass eine aufwändige und vollständige Reanalyse des Typenzertifikats für OWEA ausgeschlossen wird. Sinnvoll erscheint den Mitgliedern der AG eine Anpassung der Inspektionsintervalle oder eine Implementierung zusätzlicher Prüfungsschritte in bestehenden Inspektionsverfahren/-plänen. Insbesondere kann darüber nachgedacht werden, OWEA zu clustern, um Einzelfallprüfungen möglichst zu vermeiden\r\nbzw. nur dort anzuwenden, wo es aufgrund der Datenlage der Betriebs- und Umwelteinflüsse\r\nzu Abweichungen zu den „Vergleichswerten“ gekommen ist.\r\n1.3 Wirtschaftlichkeit\r\nDie Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs der Bestandswindparks ist entscheidend, um zu beantworten, ob, wann und welche Flächen Weiterbetrieben werden können oder zur Nachnutzung zur\r\nVerfügung stehen. Ohne eine gegebene Wirtschaftlichkeit wird ein Weiterbetrieb nicht umsetzbar\r\nsein. Eine ökonomische Bewertung ist nach Ansicht der Teilnehmenden der AG zentral, um über\r\nden Weiterbetrieb oder die Außerbetriebnahme von OWPs entscheiden zu können.\r\n1.3.1 Abschätzung der Investitions-, Betriebs- und Instandhaltungskosten\r\nDie Höhe der Investitionskosten ist ein wichtiger Faktor, der maßgeblich dazu beiträgt, ob ein OWP\r\nwirtschaftlich betrieben werden kann. Die Investitionskosten von OWPs hängen von vielen Faktoren, wie beispielsweise der Größe, der Lage des OWPs, der Wettbewerbssituation und den Vertragsbedingungen, ab.6\r\nNeben den Investitionskosten machen die Betriebs- und Instandhaltungskosten rund 30 Prozent\r\nder Stromgestehungskosten aus. Diese setzen sich primär aus zwei Komponenten zusammen: Der\r\nInstandhaltung und der Jahreswartung.\r\nNach dem Endbericht des Fraunhofer IWES konnten die vielzähligen Faktoren nicht windparkspezifisch aufgeschlüsselt werden, jedoch Annäherungen aufgrund der Turbinenklasse und -größe vorgenommen werden. In den Analyseergebnissen seien durchschnittliche Betriebs- und Wartungskosten (O&M-Kosten) pro Jahr und MW von rund 50.000 bis zu 220.000 Euro beobachtbar. Hierbei\r\nsei zu berücksichtigen, dass insbesondere für ältere und kleinere OWPs als auch solche, die weiter\r\nvon der Küste entfernt liegen, höhere O&M-Kosten zu erwarten seien als für Windparks mit jüngerem Inbetriebnahmedatum und häufig größerer OWP- und OWEA-Nennleistung.\r\n6 Vgl. Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Wind-energieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S. 197.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 40\r\n› Nach Einschätzung der Arbeitsgruppenmitglieder kann es betriebswirtschaftlich sinnvoll sein,\r\nOWEA bis zum Eintritt von Schäden an den Hauptkomponenten weiterzubetreiben. Sollte im\r\nRahmen der Instandhaltung beispielsweise der Tausch von Rotorblättern erforderlich werden,\r\nkönnte dieser unter Abwägung der Restlaufzeit der OWEA unter Umständen ausbleiben und die\r\nAnlage außer Betrieb genommen werden. Insbesondere kann es schwierig sein, (Haupt-)Komponenten älterer Baujahre überhaupt (noch) am Markt zu erhalten.\r\n1.3.1.1 Personalkosten, Schiffskosten - Verfügbarkeit, Reparaturkosten\r\nAls Teil der Betriebs- und Instandhaltungskosten sind vor allem Personalkosten, Schiffskosten sowie Reparaturkosten zu berücksichtigen. Die Personalkosten sind abhängig vom Erfahrungsstand\r\nsowie der Spezialisierung der Mitarbeitenden.\r\nDie Schiffskosten hängen von den Anforderungen einer bestimmten Tätigkeit ab: Für bestimmte\r\nAufgaben wird ein Schiff nur für den Transit der Besatzung benötigt – in diesem Fall wird ein CrewTransfer-Vessel (CTV) eingesetzt – während andere Aufgaben eher spezielle Anforderungen stellen\r\n– z. B. schweres Heben mit einem Jack-up-Vessel (JUV) – was zu deutlich höheren Schiffstagessätzen führt. Darüber hinaus werden sog. Service Operation Vessel (SOV) als Service-Schiffe eingesetzt. Diese Schiffe gewährleisten einen sicheren Betrieb von Windkraftanlagen auf See und bieten\r\ndem Personal an Bord eine komfortable Unterkunft. Darüber hinaus können Kosten durch das Vorhalten sog. Notschlepper entstehen. Abhängig vom jeweiligen Betriebskonzept werden teilweise\r\nauch Helikopter für Service-Einheiten eingesetzt. Diese Helikoptereinsätze sind mit hohen Kosten\r\nverbunden.\r\nDie Reparaturkosten für OWEA wurden bereits im Endbericht des Fraunhofer IWES je nach Art des\r\nAusfalls eines Systems mit einmaligen Kosten berücksichtigt. Dabei wurden die durchschnittlichen\r\njährlichen Fehlerraten der einzelnen Systeme einer Windturbine auf die verschiedenen Ausfallarten aufgeteilt. Aus der Tabelle ergibt sich die Angabe der durchschnittlichen jährlichen Fehlerraten\r\nder Systeme. Der Wert 0,5 bedeutet, dass dieses System statistisch alle zwei Jahre ausfällt.\r\nIm Einzelnen:\r\n1. Major Replacement: (Großer Austausch) Erfasst O&M-Tätigkeiten (Betriebs- und Wartungskosten), die preislich in einer Kategorie größer 10.000 Euro lagen.\r\n2. Major Repair: (Große Reparatur) Erfasste O&M-Tätigkeiten, die preislich zwischen 1.000\r\nund 10.000 Euro kategorisiert werden konnten.\r\n3. Minor Repair: (Kleine Reparatur): Erfasste O&M-Tätigkeiten, die preislich unter 1.000\r\nEuro lagen.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 40\r\nKleinere Reparaturen an der Pitch-Steuerung und Hydraulik kommen beispielsweise beinahe jährlich vor. Größere Reparaturen am Generator sind wohl ungefähr alle drei Jahre zu erwarten.\r\n› Die Teilnehmenden der AG bestätigen grundsätzlich diesen Eindruck der jährlichen Fehlerraten.\r\nDarüber hinaus ist aber darauf hinzuweisen, dass die Datengrundlage des Fraunhofer IWES von\r\n2016 die heutig Kostensituation der OWEA aufgrund der zwischenzeitlichen Anlagenweiterentwicklung nicht mehr ausreichend abdeckt. Es kann nur vermutet werden, dass es sich hierbei\r\num die reinen Kosten für Ersatzteile handelt und weitere Aspekte, wie Produktionsausfälle, Arbeitskosten und Logistik nicht berücksichtigt worden sind. Die jeweiligen tatsächlichen Kosten\r\nkönnen nicht konkret beziffert werden, fallen aber nach Einschätzung der Mitglieder der AG\r\nNachnutzung um ein Vielfaches höher aus.\r\n1.3.1.2 Zuverlässigkeit der Anlagenkomponenten: Produktionsverluste\r\nDarüber hinaus sind Kosten für Turbinenausfälle zu berücksichtigen, die sich auf den Produktionsausfall als direkte Folge eines Fehlers an der OWEA konzentrieren. Die Höhe der Produktionsverluste hängt von einer Reihe von Faktoren ab, u. a. von der voraussichtlichen Stillstandszeit, der Kapazität, der am Standort installierten OWEA, den Einnahmen pro MWh und der zu der Zeit herrschenden Windgeschwindigkeit sowie der Verfügbarkeit von Ersatzteilen, Spezialdienstleistern und\r\nggf. Großlogistik (Jack-up-Barge / Kabellegern).\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 40\r\n1.3.1.3 Strompreis(-prognosen)\r\nEine weitere Herausforderung bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung stellt sich bei der Frage, inwiefern der wirtschaftliche Weiterbetrieb von OWEA nach Auslaufen der EEG-Förderung sichergestellt werden kann. Dafür kann grundsätzlich eine Abschätzung der Vermarktungsbedingungen relevant sein. Für OWEA mit Inbetriebnahme-Zeitpunkt bis einschließlich 2020 gibt es eine zeitlich\r\nbeschränke feste Einspeisevergütung (über 20 Jahre). Für OWEA mit dem Inbetriebnahme-Zeitpunkt ab 2021 erfolgt die Förderung (falls beansprucht) durch die gleitende Marktprämie basierend auf dem Zuschlagswert in der jeweiligen Ausschreibung und den erzielten Marktwerten\r\n(Strombörsenpreis).\r\nAlternativ zur Vergütung durch ein festes Fördermodell oder der Direktvermarktung an der Strombörse, inkl. Erhalt der gleitenden Marktprämie, ist es auch möglich, den Strom am Strommarkt\r\nohne Inanspruchnahme von der Förderzahlung zu verkaufen (sog. sonstige Direktvermarktung).\r\nDer Endbericht des Fraunhofer IWES zeigt, dass die Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs stark\r\nvom Strompreis abhänge, der nach einem Auslaufen der EEG-Vergütung erzielt werden kann. Vorabsimulationen mit historischen Strompreiszeitreihen haben gezeigt, dass in einem solchen Szenario keine Wirtschaftlichkeit nach Auslauf der EEG-Förderung gegeben ist. Nach Einschätzung des\r\nFraunhofer IWES machen nur Strompreisprognosen mit kontinuierlich steigenden Strompreisen\r\neinen Weiterbetreib von OWEA um bis zu zehn Jahre wirtschaftlich attraktiv.\r\n› Aufgrund dieser Annahme kann es nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ betriebswirtschaftlich sinnvoll sein, eine OWEA im Schadensfall von Großkomponenten gegen Ende der\r\nLaufzeit nicht mehr zu reparieren, dahingegen den (restlichen) OWP aber mit reduzierter Anlagenzahl und Leistung weiterzubetreiben.\r\n1.3.2 Nachlaufeffekte von Windparks\r\nÄußerst relevant für die Frage eines wirtschaftlichen Betriebs von OWEA sind darüber hinaus sog.\r\nNachlaufeffekte von OWPs. Als Nachlauf wird der hinter der Rotorfläche befindliche Bereich mit\r\nWindverschattung („Wake-Effekte“) bezeichnet. Aufgrund des Impulsentzugs aus der Strömung\r\n(Reduktion der Windgeschwindigkeit hinter der OWEA) weist dieser Bereich eine reduzierte Windgeschwindigkeit und durch die Vermischung des Rotors einen erhöhten Grad an Turbulenzen auf.\r\nBei bestimmten Windrichtungen- und Geschwindigkeiten und dichten Abständen zwischen den\r\nAnlagen können die Nachlaufverluste bis zu 30 Prozent betragen – sowohl an Onshore- als auch an\r\nOffshore-Standorten. Ein optimiertes Layout für einen typischen OWP kann jedoch nach Einschätzung des Fraunhofer IWES dafür sorgen, dass die Nachlaufverluste insgesamt im Bereich von zehn\r\nProzent oder weniger des potenziellen Jahresenergieertrags liegen könnten. Diese Nachlaufeffekte\r\nsind daher einer der Hauptfaktoren, die Gutachter/innen und Wissenschaftler/innen in Betracht\r\nziehen, wenn sie den zukünftig zu erwartenden Ertrag eines geplanten OWPs berechnen. Durch die\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 40\r\nhöheren Umgebungsturbulenzen in der Anströmung und der damit einhergehende Durchmischung\r\nsind Onshore-Nachlaufverluste üblicherweise weniger stark ausgeprägt als im Offshore-Bereich.\r\nDas Windgeschwindigkeitsdefizit hinter dem Rotor kann hier schnell reduziert werden. Über dem\r\nMeer führt die ebenere Oberfläche zu einer konstanteren Windgeschwindigkeitsverteilung mit der\r\nHöhe und damit einer beträchtlich weniger turbulenten Windressource als an Onshore-Standorten. Hieraus folgt, dass Offshore-Nachlaufeffekte langlebiger sind und sich typischerweise über\r\ngrößere Entfernungen erstrecken können.\r\nJe nach Lage des Bestandswindparks stellen Nachlaufeffekte eine signifikante Einflussgröße des\r\nJahresertrags dar. Während im Jahr 2022 durch Nachlaufeffekte eine Reduktion des Jahresertrags\r\nin Höhe von ca. sieben bis 31,5 Prozent für unterschiedliche Bestandswindparks beobachtet werden konnte, ist im Jahr 2031 unter Berücksichtigung geplanter Zubau-Szenarien für wenige Bestandswindparks mit Nachlaufeffekten von bis zu 50 Prozent zu rechnen. Hierbei sind stark variierende Effekte zu beobachten. Während manche Bestandswindparks nur geringfügig vom Zubau\r\nbetroffen sind, werden andere Flächen mit einer Verdopplung der Nachlaufeffekte konfrontiert\r\nsein. Darüber hinaus ist zu berücksichtigen, dass die Zubausituation insbesondere durch angrenzende Nachbarländer, wie die Niederlande, erheblichen Einfluss auf die Nachlaufeffekte deutscher\r\nOWEA haben und der zu erwartende Jahresertrag abnehmen kann.\r\n1.4 Ökologie: Verbesserte CO2-Bilanz\r\nDie Möglichkeit des Weiterbetriebs einer OWEA kann sich positiv auf die CO2-Bilanz auswirken. 90\r\nProzent des CO2-Ausstoßes entstehen in der Regel während des Baus und der Errichtung einer\r\nOWEA, lediglich zehn Prozent entstehen während des Betriebs. Exemplarisch kann bei einem\r\nneuen OWP der aktuellen Generation bei einer Betriebsdauer von 25 Jahren von einer CO2-Bilanz\r\nvon ~11g CO2/kWh ausgegangen werden, bei 30 Jahren von ~9g CO2/kWh und bei 35 Jahren von\r\n~8g CO2/kWh.\r\n7\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ kann die CO2-Bilanz unter Umständen sogar\r\nnoch besser ausfallen, wenn der Recycling-Prozess am Ende der Laufzeit der OWEA bei der Kalkulation mitberücksichtigt wird.\r\n1.5 Offene Fragen (Flächen / Flächenverfügbarkeit / Potenziale)\r\nIn der deutschen Nord- und Ostsee sind aktuell 29 OWP in Betrieb. Die Inbetriebnahme erfolgte zu\r\nunterschiedlichen Zeitpunkten, beginnend mit Alpha Ventus im Jahr 2010. Vor diesem Hintergrund\r\n7 Die angegebenen Werte sind als Orientierung zu verstehen und abhängig von diversen Parametern wie bspw. exakter\r\nKonfiguration, Größe und Anzahl der Anlagen, Entfernung zur Küste und Wassertiefe.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 40\r\ngeht es unter Berücksichtigung der Überlegungen des BSH zum Thema Nachnutzung darum, welche Flächen nach dem Ende der Betriebszeit gegebenenfalls unter zeitlicher Angleichung verschiedener Betriebszeiten aufgrund der geografischen Lage grundsätzlich zu leistungsfähigen zwei Gigawatt Flächen zusammengelegt werden könnten. Erkenntnisgewinne kann es auch geben, wenn die\r\nbestehenden Cluster, die von Größe und Lage in etwa den künftigen zwei-GW-Flächen (Nettoeinspeiseleistung) und dem neu zu planenden Netzanschluss entsprechen, in unterschiedlichen Hypothesen und Szenarien zum Weiterbetrieb modelliert werden. Zusätzlich sollten auch volkswirtschaftliche Einflüsse, wie beispielsweise steigende Netzkosten aufgrund neuer Anschlüsse, CO2-\r\nLifecycle-Impact, Verschattungsaspekte sowie eine Entzerrung der Bautätigkeiten in der Nordsee\r\ninsgesamt für eine bessere Umweltverträglichkeit in die Modellierung einbezogen werden. Auch\r\ndas Risiko einer Nichterreichung der nationalen Ausbauziele beispielsweise aufgrund von Schwierigkeiten in den Lieferketten, Verfügbarkeit von neuen Netzanbindungssystemen oder bei unzureichenden logistischen Versorgungsmöglichkeiten (z. B. Schiffsverfügbarkeiten), sollte betrachtet\r\nwerden.\r\n› Der BDEW erwägt gemeinsam mit der Offshore Branche die Beauftragungen eines Gutachtens\r\nmit dem Ziel, praxisgerechte Vorschläge für die Frage des Weiterbetriebs von bestehenden\r\nWindenergieanlagen auf See sowie der dazugehörigen Netzanbindung zu machen. Dabei sollen\r\nVorteile und Nachteile des Weiterbetriebs von OWPs und ONAS im Vergleich zur direkten Nachnutzung anhand eines Beispielclusters wissenschaftlich untersucht werden, siehe oben.\r\n2 Weiterbetrieb Offshore-Netzanbindungssysteme\r\n2.1 Regulatorik\r\nNeben dem möglichen Weiterbetrieb von OWEA ist auch an den dafür erforderlichen Weiterbetrieb der ONAS zu denken. Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) enthält Entschädigungsregelungen bei Störungen oder Verzögerungen der Anbindung von OWEA sowie im Fall von betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung.\r\n2.1.1 Entschädigungszahlungen bei Störungen oder Verzögerung gem. § 17e EnWG\r\n§ 17e Abs. 1 EnWG dient der Sicherstellung einer ausreichenden wirtschaftlichen Planungssicherheit für Betreiber einer OWEA sowie der Unterstützung des Offshore-Windenergieausbaus. Aufgrund dessen hat der Gesetzgeber in § 17e Abs. 1 EnWG eine verschuldensunabhängige Entschädigung des OWP-Betreibers eingeführt. Diese greift dann, wenn die Netzanbindung für länger als\r\nzehn aufeinanderfolgende Tage oder an mehr als 18 Tagen im Kalenderjahr gestört (sog. zeitlicher\r\nSelbstbehalt) und deshalb die Einspeisung einer betriebsbereiten Windenergieanlage nicht möglich\r\nist. Der Betreiber einer OWEA kann folglich ab dem 11. bzw. 19. Tag der Störung vom\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 40\r\nanbindungsverpflichteten ÜNB eine Entschädigung verlangen. Dabei muss es sich um eine dauerhafte Störung über die gesamte Dauer handeln. Einzelne Störungen hingegen genügen nicht. Führt\r\nder ÜNB die Störung vorsätzlich herbei, steht dem Anlagenbetreiber nach Satz 4 bereits ab dem\r\nersten Tag der Störung der Entschädigungsanspruch zu.\r\nDie Störung beginnt mit dem Zeitpunkt, in dem der erzeugte Strom ganz oder teilweise nicht mehr\r\nüber die Anbindungsleitung zum Netzverknüpfungspunkt an Land abgeführt werden kann.8 Die\r\nStörung muss grundsätzlich ganztägig (also von 0 bis 24 Uhr) des jeweiligen Tages vorgelegen haben. Was unter Betriebsbereitschaft zu verstehen ist, wird nicht ausdrücklich durch das Gesetz geregelt. Der Leitfaden der BNetzA führt hierzu aus, dass der Entschädigungsanspruch nicht besteht,\r\nsofern die Einspeisung aus anderen als in § 17e EnWG genannten Gründen nicht möglich ist.\r\n9 Dies\r\nist sachgerecht, da der Entschädigungsanspruch in den Fällen nicht greifen solle, die im Verantwortungsbereich des Betreibers der OWEA liegen (z. B. bei einer Wartung oder bei Starkwind10). Die\r\nStörung beginnt allerdings nur dann, wenn die OWEA zu diesem Zeitpunkt auch zur Einspeisung\r\nbereit ist, weil der Entschädigungsanspruch nur für betriebsbereite OWEA greift. Wenn also die\r\nOWEA selbst gestört ist und gleichzeitig eine Störung an der Anbindungsleitung auftritt, beginnt\r\ndie Frist noch nicht zu laufen. Die Frist beginnt in diesem Fall erst dann zu laufen, wenn die OWEA\r\nwieder betriebsbereit ist. Dementsprechend endet die Störung, wenn eine Übertragung von Strom\r\nwieder möglich ist. Die Entschädigungshöhe beträgt 90 Prozent des nach § 19 EEG im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde, da in\r\ndiesen Fällen keine Direktvermarktung erfolgt.\r\n2.1.2 Entschädigungen im Fall von Wartungsarbeiten § 17e Abs. 3 EnWG\r\nDarüber hinaus regelt § 17e Abs. 3 EnWG die Entschädigung im Fall von Wartungsarbeiten an der\r\nNetzanbindung. Nach § 17e Abs. 3 Satz 1 EnWG besteht der Entschädigungsanspruch des Betreibers einer Windenergieanlage auf See, wenn eine betriebsbereite Windenergieanlage an mehr als\r\nzehn Tagen im Kalenderjahr wegen betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung\r\nnicht einspeisen kann. Die Entschädigungshöhe richtet sich nach § 17e Absatz 1 Satz 1 EnWG, sodass auf die obigen Ausführungen verwiesen wird. Bei der Berechnung der Frist ist aber § 17e Absatz 1 Satz 2 EnWG zu berücksichtigen. Demnach wird bei der Berechnung der Ausfallzeiten nicht\r\nmehr oben auf volle Tage, sondern auf volle Stunden abgestellt, die addiert werden können. Dies\r\n8 Vgl. BNetzA, Leitfaden zur Ermittlung einer umlagefähigen Entschädigung bei Störung, Verzögerung der Wartung der\r\nNetzanbindung von Offshore-Anlagen, Oktober 2013, 5.\r\n9 Vgl. BNetzA, Leitfaden zur Ermittlung einer um-lagefähigen Entschädigung bei Störung, Verzögerung der Wartung der\r\nNetzanbindung von Offshore-Anlagen, Oktober 2013, 4.\r\n10 Vgl. Entwurf eines dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften - Drs. 17/10754, 26.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 40\r\nist eine Abweichung der Regelungen in § 17e Absatz 1 und Absatz 2 EnWG und stellt den Anlagenbetreiber insoweit besser, da der zeitliche Selbstbehalt schneller überschritten werden kann, als\r\nwenn für die Wartung nur volle Ausfalltage gezählt werden. Hinsichtlich des Beginns und des Endes der Wartung ist auf den Leitfaden der BNetzA abzustellen. Demnach beginnt die Wartung,\r\nwenn der technische Verknüpfungspunkt zu Zwecken der Wartung der Netzanbindung ganz oder\r\nteilweise ausgeschaltet wird. Die Wartung ist beendet, wenn die technische Betriebsbereitschaft\r\nder Netzanbindung wiederhergestellt worden ist. Hierbei kommt es wie bei § 17e Absatz 1 EnWG\r\nauf die Möglichkeit zur Einspeisung an, die in der Regel vorliegt, wenn die Netzanbindung wieder\r\neingeschaltet ist.\r\nDie dargestellte Regulatorik gilt nur für Anlagen, die im Rahmen der Ausschreibung nach dem\r\nWindseeG bezuschlagt worden sind. Die Darstellung ist deshalb wichtig, da mit der Frage eines\r\nmöglichen Weiterbetriebs von OWEA auch die dazugehörigen Netzanbindungskomponenten über\r\ndie ursprüngliche Entwurfslebensdauer hinaus beansprucht werden. Aufgrund des sog. „Badewanneneffekts“ ist bei technischen Komponenten jeweils am Anfang (frühe Ausfälle, sog. Kinderkrankheiten) und am Ende (Alterserscheinungen) der Entwurfslebensdauer mit einer erhöhten Störungsrate zu rechnen (siehe nachfolgende Darstellung).\r\nAusfallverteilung am Beispiel des Badewanneneffekts11\r\nDie Badewannenkurve beschreibt beispielsweise die Zuverlässigkeit von technischen Komponenten im Zeitverlauf und ist in drei verschiedene Phasen unterteilt.\r\n• Der erste Teil ist gekennzeichnet durch eine abnehmende Störungsrate, bekannt als frühe\r\nAusfälle. In dieser Phase kann es zu Ausfällen aufgrund von grundlegenden Problemen bei\r\n11 Siehe: Ausfallverteilung am Beispiel des Badewanneneffekts.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 40\r\nder Konstruktion, mangelnder Qualitätskontrolle, Fehlern bei der Installation, Herstellungsfehlern und ungeeigneten Komponenten kommen.\r\n• Im zweiten Teil ist eine konstante Störungsrate charakteristisch, bekannt als Zufallsausfälle.\r\nWährend der gesamten Nutzungsdauer ist die Ausfallrate niedrig und konstant. Die Ausfälle\r\nsind zufällig und können auf menschliches Versagen, Überbeanspruchung oder Überlastung\r\nund zufällige Pannen zurückzuführen sein.\r\n• Der dritte Teil beinhaltet eine zunehmende Störungsrate, bekannt als Alterserscheinungen.\r\nIn diesem Stadium kann es zu Ausfällen aufgrund von Verschleiß, schlechter oder mangelnder Wartung kommen. Die Reparaturen werden teurer und die Sicherheitsrisiken steigen.\r\n› Die Mitglieder der Arbeitsgruppe sind der Ansicht, dass den beschriebenen Alterserscheinungen\r\nbei einem möglichen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS sowie den dadurch steigenden Störanfälligkeiten der Anlagen durch geänderte oder angepasste Instandhaltungsstrategien begegnet werden könnte. Entscheidend ist jedoch, eine möglichst frühzeitige Festlegung der Weiterbetriebsdauer.\r\n› Durch den Weiterbetrieb von OWEA und ONAS über 25 Jahre hinaus erhöht sich zweifellos die\r\nWahrscheinlichkeit von Ausfällen der Netzanbindungssysteme. Damit kann die Verfügbarkeit\r\nzur Energieübertragung abnehmen. Die ÜNB sehen hier die Notwendigkeit, die regulatorischen\r\nRahmenbedingungen für einen etwaigen Weiterbetrieb anzupassen, um die ÜNB nicht unverhältnismäßig zu belasten. Nach Einschätzung des BDEW kann dies beispielsweise durch eine Erhöhung der Nichtverfügbarkeitstage erreicht werden, unter Verweis auf den zunehmenden Alterungsprozess und dessen zeitabhängige Entwicklung (Badewannenkurve). Vorzugswürdig erscheint aber die Einführung eines Novellierungskontos, das auch einen Ausgleich zwischen den\r\nJahren ermöglichen könnte.\r\n› Ferner regt der BDEW an, dass der Gesetzgeber eine Regelung schaffen sollte, um im Fall eines\r\nWeiterbetriebs das Kostenrisiko des ÜNB als auch des OWP-Betreibers (Kompensationszahlungen, etc.) auszugleichen, sofern nach dem Ausfall bestimmter kritischer Systemkomponenten,\r\nwie z. B. Kabeln, eine Betriebswiederaufnahme des ONAS volkswirtschaftlich nicht mehr als\r\nsinnvoll eingestuft wird.\r\n› Darüber hinaus regt der BDEW an, bei einer Störung der Netzanbindung gem. § 17e Abs. 1\r\nEnWG im Falle des Weiterbetriebs den nicht erstattungsfähigen Eigenanteil der ÜNB bei einer\r\nfahrlässigen Verursachung der oben genannten Störung i. S. d. § 17f Abs. 2 Nr. 2 EnWG zu streichen.\r\n› Wenn OWP nach 20 Jahren aus der EEG-Vergütung fallen und entsprechend keinen Anspruch\r\nmehr auf eine Marktprämie haben, werden diese Parks keine Entschädigungszahlungen bei Störungen gem. § 17e EnWG erhalten. Andererseits sind die OWP-Betreiber sogar zur Zahlung der\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 40\r\n0,4 ct/kWh (siehe 2.1) verpflichtet. Der Weiterbetrieb eines OWP ist unter Umständen mit größeren Investitionen verbunden. Vor dem Hintergrund der erwartbaren positiven Effekte eines\r\nWeiterbetriebs sollten auch im Bereich des Entschädigungsregimes Anreize für einen Weiterbetrieb geschaffen werden. So könnte beispielsweise die Marktprämie bis zum Ende der Lebensdauer als Entschädigungsgrundlage fortgeschrieben werden.\r\n2.1.2.1 Schaffung eines rechtlichen Rahmens mit Anreizen für einen Weiterbetrieb\r\nIm Rahmen der Diskussion ergab sich, dass aus Sicht der ÜNB für die Instandhaltung der Netzanbindungskomponenten und für den Weiterbetrieb über die ursprüngliche Genehmigungsdauer\r\nhinaus ähnliche finanzielle Anreize geschaffen werden sollten wie für eine etwaige Neuinvestition.\r\nUnter der aktuellen Regulierung ist der Weiterbetrieb der ONAS für die ÜNB finanziell deutlich\r\nnachteilig gegenüber Neuinvestitionen. Falls eine verlängerte Nutzungsdauer der Netzanbindung\r\nals gesamtwirtschaftlich sinnvoll bewertet wird, dann sollte sich dies in regulatorischen Anreizen\r\nfür die ÜNB für einen Weiterbetrieb widerspiegeln. Wie eine solche veränderte Anreizregulierung\r\naussehen könnte, ist von der AG nicht betrachtet worden.\r\n2.1.2.2 Rechts- und Planungssicherheit für Windenergieanlagen und Netze\r\nFür die Planungen der ÜNB ist es entscheidend, rechtzeitig über einen Weiterbetrieb eines OWP\r\ninformiert zu werden. Planung und Errichtung einer neuen Netzanbindung nehmen nach aktueller\r\nEinschätzung der Branche einen Zeitraum von mindestens zehn Jahren in Anspruch. Ob also ein\r\nmomentan in Betrieb befindlicher ONAS und die angeschlossenen OWP durch Neuinvestitionen\r\nersetzt werden oder weiter betrieben werden, muss mindestens zehn Jahre vor dem geplanten Inbetriebnahmedatum der Neuinvestitionen entschieden sein. Eine zu späte Entscheidung gegen einen Weiterbetrieb ließe nicht ausreichend Zeit, die Neuinvestitionen für die nachfolgende Nutzung\r\nder betreffenden Flächen zu realisieren.\r\nONAS der ÜNB werden entweder über die Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ) oder für\r\ngrößere Übertragungsstrecken durch die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) realisiert.\r\nFür die Übertragung erzeugter Energie ist in jedem Fall mindestens eine Plattform und mindestens\r\nein Kabelsystem bestehend aus zwei-drei (DC) oder drei (AV) Kabeln sowie abhängig von der jeweiligen Übertragungsform weitere elektrotechnische Komponenten auf den Plattformen und an Land\r\nerforderlich. Besonderheiten ergeben sich in der Ostsee. Die ÜNB-Assets bei Baltic 1 und Baltic 2\r\nbefinden sich auf den Plattformen des OWP-Betreibers EnBW und bei den Projekten Ostwind 1\r\nund Ostwind 2 gibt es vier Plattformen, die jeweils mit dem OWP-Betreiber geteilt werden.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 40\r\nSchematische Darstellung eines Direktanschluss-HVDC-ONAS: BorWin 6 von Tennet12\r\nSchematische Darstellung eines HVDC-ONAS mit OWP-Substation: DolWin1 von Tennet 13\r\nAbhängig von der jeweils betroffenen Kernkomponente kann es zu unterschiedlichen Alterungsprozessen kommen. Vor allen Dingen bei Transformatoren und Umrichtern/Gleichrichtern kommt\r\nes durch thermische Längenkontraktionen zu einer Alterung der Halbleiterelemente. Einige Halbleiterelemente sind im Rahmen von Wartungskampagnen austauschbar. Unbedingt zu beachten\r\nist, dass bei im sogenannten Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen wesentliche Anlagenteile wie z.B. das Helikopterlandedeck nur auf der Mutterplattform vorhanden sind. Die sich\r\n12 Siehe: https://www.tennet.eu/de/projekte/borwin6.\r\n13 Siehe: https://www.tennet.eu/de/projekte/dolwin1.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 40\r\nergebenden Abhängigkeiten müssen beim Rückbau bzw. der Nachnutzung einer der beiden Plattformen im Mutter-Tochter-Konzept berücksichtigt werden.\r\nBei der Betrachtung der Betriebszeiten der Kabel ist grundsätzlich zwischen betrieblichen und Umwelteinflüssen zu differenzieren. Zu den betrieblichen Einflüssen zählen mechanische Belastungen\r\ndes Kabels durch Kontraktion sowie Belastungen der Muffen-Verbindungen und Endverschlüsse\r\ndurch Spannungsspitzen. Schäden durch Dritte (Fischerei, Anker, Schiffskontakt) sowie Herstellungsfehler bzw. Designfehler und fehlerhafte Verlegung sind nach Ansicht der AG „Nachnutzung\r\nOffshore“ nicht besonders praxisrelevant.\r\n› Für die Betrachtung der Betriebszeiten der Kabelstrecken kann grundsätzlich anhand des Kabeltyps in Zusammenarbeit mit den Kabel-Herstellern die Design-Lebensdauer festgestellt werden.\r\nFür die Einschätzung der tatsächlich möglichen Lebensdauer sind darüber hinaus weitergehende Daten wie die Verlegeart sowie die bisherige thermische bzw. elektrische Belastung relevant.\r\n› Eine konkrete Einschätzung der Lebensdauer der verbauten Offshore-Kabel, kann aus Sicht der\r\nNetzbetreiber derzeit (noch) nicht verlässlich abgegeben werden. Unter Umständen können individuelle Betrachtungen erforderlich werden. In der Praxis zeigt ein Beispiel aus Großbritannien bei einer Kabelverlegung auf dem Seeboden, dass eine Verlängerung der Betriebszeiten\r\nvon bis zu zehn Jahren möglich ist.\r\n14 Da die Verlegung der Offshore-Kabel in der deutschen\r\nNord- und Ostsee durch Einspülen ins Sediment unterirdisch erfolgt, kann aufgrund geringerer\r\näußerer Belastungen möglicherweise erst recht eine Verlängerung der Betriebszeiten von Offshore-Kabeln möglich sein.15\r\nZusammenfassend zeigt sich aus Sicht des BDEW, dass grundsätzlich bei vielen Komponenten das\r\ntechnische Potenzial zur Weiternutzung besteht. Daraus ergibt sich grundsätzlich die Möglichkeit,\r\ndas Übertragungssystem als Ganzes für eine verfügbare Restlebensdauer weiterzuverwenden.\r\n› Nach Ansicht des BDEW sollte für alle wesentlichen Komponenten innerhalb des Übertragungssystems eine (individuelle) Betrachtung der Restlebensdauer erfolgen, um sicherzustellen, dass\r\nfür die jeweiligen Komponenten auch planbar ausreichend Lebensdauer zur Verfügung stehen.\r\n› Daneben ergeben sich Herausforderungen hinsichtlich der Betriebslebensdauer weiterer Komponenten, wie z.B. Plattformen, Halbleitern/Transistoren, und deren Struktur. Hinsichtlich der\r\nBerechnung der Lebensdauer verschiedener Komponenten gibt es keinen einheitlichen\r\n14 Vgl. Dinmohammadi et al. 2019, Predicting Damage and Life Expectancy of Subsea Power Cables in Offshore Renewable Energy Applications, 2019\r\n15 Vgl. Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Windenergieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S. 253f.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 40\r\nStandard. Hierfür stellen die Übertragungsnetzbetreiber in Aussicht, mit den Herstellern in den\r\nAustausch zu treten, um weitere Informationen insbesondere zur Verlängerung der jeweiligen\r\nDesign-Lebensdauer der Komponenten zu erhalten.\r\nIm Endbericht des Fraunhofer IWES16 wurden an der Schnittstelle zwischen OWPs und ONAS vier\r\nnachfolgende Szenarien vorgestellt, die die Arbeitsgruppenmitglieder diskutiert, bewertet und\r\nschließlich als unpraktikabel verworfen haben:\r\n2.1.3 Betrieb eines alten Übertragungssystems an einem neuen Windpark\r\nBei diesem Szenario wird ein altes Übertragungssystem an einem neuen OWP weiterbetrieben.\r\nDies habe den Vorteil, dass die Kabelstrecke weitergenutzt werden und sich dadurch Kostenvorteile ergeben könnten. Nachteilig zu bewerten sei aber, dass die Spannungsebene und Leistungskapazität des vorausgegangenen OWPs beibehalten werden müsse, da diese ohne Anpassung des\r\nNetzanbindungssystems nicht erhöht werden könne.\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ hält dieses Szenario praktisch nicht für relevant, da insbesondere eine Anpassung der Spannungsebene nicht ohne erheblichen baulichen Aufwand möglich\r\nist. Mithin kommt es bei diesem Szenario zu einer Vermischung von Komponenten unterschiedlichen Alters und wahrscheinlich deutlich unterschiedlicher Restlebensdauer von OWP und\r\nNetzanbindung. Das macht die Bewertung der Komponenten als auch das Monitoring der verschiedenen Alterungsprozesse unübersichtlich. Die Ausfallwahrscheinlichkeit älterer Komponenten der ONAS wird wahrscheinlich erhöht sein, wodurch sich die Verfügbarkeit für die Einspeisung durch den OWP im Zweifel reduzieren wird.\r\n2.1.4 Übergangslösung beim Errichten eines neuen Windparks\r\nBei diesem Szenario könne das Anbindungssystem übergangsweise bis zur Fertigstellung des\r\nneuen Anbindungssystems weiterbetrieben werden, wobei ggf. eine Anpassung der Spannungsebene erforderlich sei. Sofern der neue angeschlossene OWP eine höhere Leistungsklasse hat,\r\nmüsse dieser zunächst mit einer geringeren Leistung betrieben werden. Einsparpotential ergebe\r\nsich aus der Möglichkeit, den OWP vor Fertigstellung des Übertragungssystems in Betrieb zu nehmen, wodurch einerseits mit der frühzeitigen Inbetriebnahme als auch mit flexiblerer Ressourcenplanung Einsparungen erzielt werden könnten.\r\n16 Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Windenergieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S 254 ff.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 40\r\n› Die AG „Nachnutzung“ hält dieses Szenario für nicht relevant. Insbesondere ergeben sich Herausforderungen bezüglich der Spannungsebene, Kabelentfernung und- einzug sowie dem Probebetrieb.\r\n2.1.5 Vermaschung mit anderen Anbindungssystemen\r\nBei diesem Szenario könne bei ausreichender Restlebensdauer ein vorhandenes Anbindungssystem mit anderen Anbindungssystemen vermascht werden. Einsparungen seien davon abhängig,\r\nwie das Übertragungssystem an die vermaschten Systeme angepasst werden müsste. Es sei davon\r\nauszugehen, dass neue Übertragungssysteme mit einer höheren Spannung betrieben werden - daher müssten die Transformatoren getauscht werden, um die Spannungsebene auf die im Anbindungssystem verwendete Spannung anzupassen.\r\n› Die Arbeitsgruppenmitglieder halten dieses Szenario ebenfalls für nicht praktikabel. Insbesondere die technische Umsetzung ist aufwändig und deshalb wenig sinnvoll. Darüber hinaus ist bereits zukünftig eine nationale/internationale Vermaschung geplant.\r\n2.1.6 Redundantes Fallbacksystem\r\nEine weitere Nutzungsmöglichkeit sei die Verwendung des vorhandenen Anbindungssystems als\r\nredundantes Fallbacksystem. Dabei werde das bestehende Anbindungssystem Stand-by gehalten.\r\nBei einem teilweisem oder komplettem Ausfall des neuen Hauptanbindungssystems erlaube dies\r\nden Weiterbetrieb des neuen angeschlossenen OWPs, ggf. mit reduzierter Leistung.\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ hält dieses Szenario für nicht relevant. Insbesondere ist zu bedenken, dass für die Aufrechterhaltung des Modus „Stand-by“ für ein Anbindungssystem mit\r\nweiteren Kosten zu rechnen ist, die in keinem sinnvollen Verhältnis zur Ausfallwahrscheinlichkeit und einer potenziellen Nutzungsmöglichkeit im Fall des Weiterbetriebs stehen. Mithin kann\r\nein Weiterbetrieb eines Parks in einem solchen Fall voraussichtlich nur mit reduzierter Leistung\r\nerfolgen, da potenziell neue Windparkflächen 2-GW-Leistung haben werden.\r\n3 Repowering von Offshore-Windparks\r\nDie AG „Nachnutzung Offshore“ versteht unter dem Begriff ‚Repowering‘ nach aktuellem Stand der\r\nRechtslage den vollständigen/teilweisen Austausch von Anlagen oder Betriebssystemen und Geräten einer bestehenden WEA auf See zur Steigerung der Effizienz oder der Kapazität der Anlage.17\r\nDabei ist die Errichtung weiterer Gründungsstrukturen ausgeschlossen. Darüber hinaus verstehen\r\n17 Vgl. auch die Legaldefinition in § 89 WindSeeG.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 40\r\ndie AG-Mitglieder das Thema „Repowering“ anlagenbezogen, das Thema „Nachnutzung“ hingegen\r\nflächenbezogen.\r\n3.1 Regulatorik\r\n3.1.1 Beibehaltung oder Erhöhung der Windparkleistung durch Repowering\r\nIm Rahmen der Diskussionen zu den Potentialen des Repowerings kann über eine Beibehaltung\r\noder eine Erhöhung der OWP-Leistung nachgedacht werden. Dabei stellt sich die Frage, inwiefern\r\nbestehende und bereits verbaute Netzanbindungsinfrastruktur überhaupt zusätzliche Kapazitäten\r\nbereitstellen können, um mehr elektrischen Strom durch (bestehende) Netzleitungen zu transportieren.\r\n› Aus Sicht der ÜNB wird bei neuen OWPs das sog. „overplanting“ des ONAS, verbunden mit einer\r\nErhöhung der OWP-Nennleistung von bis zu zehn Prozent, bereits praktiziert. Sollten bei älteren\r\nOWPs über ein Repowering unter Erhöhung der OWP-Leistung nachgedacht werden, müssten\r\ndie ÜNB zunächst einzelfallbezogene Prüfungen vornehmen, um festzustellen, ob das ONAS für\r\nein „overplanting“ geeignet ist. Darüber hinaus kann auch eine Anhebung der Volllaststunden\r\ndurch OWEA mit geringerer spezifischer Leistung, d.h. mit größeren Rotoren bei gleicher Nennleistung, erreicht werden. Dabei bliebt die maximal zulässige Leistung der Netzanbindung unverändert, diese könnte aber durch höhere Volllaststunden effektiver ausgelastet werden.\r\nUnter „overplanting“ ist eine sog. Kapazitätsoptimierung zwischen der installierten Erzeugungskapazität und der Übertragungskapazität der Netzanbindung zu verstehen. Die konkrete Höhe des\r\nmöglichen „overplantings“ ergibt sich aus der installierten Leistung des OWP sowie externer und\r\ninterner Nachlaufeffekte und ist im konkreten Einzelfall individuell zu betrachten.\r\n3.1.2 2 K-Kriterium\r\nEine Erhöhung der OWP-Leistung durch ein Repowering kann zu einer höheren Auslastung des\r\nONAS im Jahresverlauf führen, wodurch insbesondere die Seekabel möglicherweise über das derzeit regulatorisch zulässige Maß hinaus erwärmt werden könnten. Die Auslegung von Kabeln (u. a.\r\nLeitermaterial und -querschnitt) sowie die Verlegetiefe wird in Deutschland insbesondere durch\r\ndas sog. 2 K-Kriterium (§ 17d Abs. 1b EnWG) beeinflusst.\r\nGemäß § 17d Abs. 1b EnWG soll der Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen in der Regel nicht\r\ndazu führen, dass sich in der AWZ oder im Küstenmeer der Nord- und Ostsee das Sediment im Abstand von 20 bzw. 30 Zentimetern zur Meeresbodenoberfläche um mehr als zwei Kelvin erwärmt.\r\nEine stärkere Erwärmung ist nur dann zulässig, wenn sie nicht mehr als zehn Tage pro Jahr andauert oder weniger als ein Kilometer Länge der Offshore-Anbindungsleitung betrifft.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 40\r\nDer Flächenentwicklungsplan (FEP) 2023 sieht im Rahmen der Erstentwicklung neu zu errichtender\r\nOWPs bereits ein sog. „overplanting“ mit einer Erhöhung der OWP-Leistung von maximal zehn Prozent vor: „Sofern der Umfang der Erhöhung der installierten Leistung einen Anteil von zehn Prozent der zugewiesenen Netzanbindungskapazität nicht überschreitet, ist durch den bezuschlagten\r\nBieter kein zusätzlicher Nachweis zur Einhaltung des 2 K-Kriteriums (Planungsgrundsatz 6.4.8) für\r\nden Bereich der Anbindungsleitung des ÜNB erforderlich“.18 Außerdem ist dort auch ein nachträgliches Erhöhen der Leistung geregelt: „Sofern die Erhöhung der Leistung nachträglich ausschließlich\r\nüber eine Leistungserhöhung der WEA bei gleicher Anlagenanzahl erfolgt und für jede WEA einen\r\nUmfang von zehn Prozent der ursprünglich zugelassenen Nennleistung der WEA nicht überschreitet, so ist für die parkinterne Verkabelung kein zusätzlicher Nachweis zur Einhaltung des 2 K-Kriteriums (Planungsgrundsatz 6.4.8) erforderlich“.19 In der Begründung für diesen Planungsgrundsatz\r\nheißt es dazu einschränkend: „Eine überschießende Einspeisung über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinaus ist jedoch zu keinem Zeitpunkt zulässig. (…) Die Erhöhung der installierten\r\nLeistung über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinaus dient dem Ausgleich von elektrischen Verlusten und der Nichtverfügbarkeit einzelner WEA.“\r\n20\r\nIn der Vergangenheit gab es beim BSH eine sog. 2 K-Arbeitsgruppe, die mittlerweile nicht mehr aktiv ist.21 Beim 2 K-Kriterium handelt es sich um einen umweltfachlichen Vorsorgewert, der praktisch dazu führt, dass insbesondere die Netzanbindungen massiver ausgelegt und/oder die Kabel\r\ntiefer verlegt werden müssen als ohne dieses Kriterium technisch notwendig.\r\n› Bei Offshore-Anwendungen in der deutschen Nord- und Ostsee ist stets das 2 K-Kriterium einzuhalten. Diese Anforderung wird für jede Offshore-Netzanbindung separat überprüft. Derzeit\r\nsind die Netzanbindungssysteme für OWP so ausgelegt, dass die jeweilige Nennleistung abgedeckt ist. Diese Nennleistungen wird über das Jahresmittel hingegen nur zu Spitzenzeiten erreicht. Bei DC-Anbindungen ist auch der Konverter auf die Nennleistung ausgelegt. Dieser kann\r\nnicht ohne Weiteres eine höhere Leistung übertragen, sodass die Optimierungspotenziale in einem solchen Fall überschaubar sind.\r\n› Der BDEW regt an, das 2 K-Kriterium wissenschaftlich zu überprüfen. Der Vergleich zu den\r\nNachbarländern Niederlande und Dänemark zeigt, dass dort ähnliche Regelungen nicht existieren.\r\n18 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.2.2., S. 25 ff.\r\n19 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.4.8., S. 84 ff.\r\n20 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.2.2., S. 78 f.\r\n21 Vgl. Nachweisführung zum 2-K-Kriterium im Küstenmeer, Auszug aus dem Ergebnisprotokoll der Arbeitsgruppe 2-KKriterium beim BSH am 2. März 2020, Punkt 6, S.5.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 40\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ stellt fest, dass eine etwaige Anpassung des 2 K-Kriteriums\r\ngleich mehrere Vorteile hätte. Neben einer effizienteren Nutzung der Seekabel etwa durch längere Volllastzeiten, könnten ggf. wichtige Ressourcen eingespart werden sowie der Flächenbedarf und die Konkurrenz verschiedener Leitungen untereinander minimiert werden. Um den\r\nUmfang dieses Potentials konkret abschätzen zu können, bedarf es jedoch weiterer Untersuchungen.\r\n› Nach Einschätzung des BDEW haben Überlegungen im Rahmen der Installation der sechs ACKabel von Ostwind 1 und Ostwind 2 in der Ostsee ergeben, dass ohne Berücksichtigung des 2-KKriteriums mindestens ein Kabel mit einer Länge von ca. 90 Kilometern hätte eingespart werden\r\nkönnen.\r\n3.2 Technik\r\nDas Fraunhofer IWES hat in seinem Endbericht das Repowering auch aus Sicht der Elektrotechnik\r\nbehandelt. Um das ambitionierte Ausbauziel von 30 GW installierter Leistung bis 2030 zu erreichen, könne die Weiternutzung vorhandener Infrastruktur hilfreich sein. Dadurch könnten insbesondere Produktionsengpässe bei Netzkomponenten als auch bei Kabelkorridoren überbrückt werden. Ein Repowering um den Leistungsfaktor 1,4 bis 1,6 sei auf der Windparkseite technisch möglich. Dabei sei die Leistungsabgabe zwangsläufig durch die elektrische Parkverkabelung und die\r\nNetzbetriebsmittel limitiert.\r\n3.2.1 Vollständiges Repowering OWP\r\nUnter dem Begriff „vollständiges Repowering“ wird der komplette Rückbau einer bestehenden\r\nWEA (inklusive der Tragstruktur) verstanden, um die Errichtung einer neuen WEA zu ermöglichen.\r\nEin denkbares Szenario für ein solch vollständiges Repowering kann nach endgültiger Genehmigungsdauer (ursprüngliche Genehmigungsdauer plus Verlängerungszeit, d.h. max. insgesamt 35\r\nJahre) sein. Da dann aber voraussichtlich Gründungsstrukturen erneuert werden müssten und dies\r\nnach bestehender Regulatorik nicht möglich ist, ist bei einem „idealen“ Repowering-Szenario eine\r\nneue Ausschreibung erforderlich (Nachnutzung).\r\n› Beim vollständigen Repowering ergeben sich aus Sicht des BDEW eine Reihe von Herausforderungen. Eine signifikante Erhöhung (z. B. ab einer Verdoppelung) der Turbinenleistung ist ohne\r\ndie Einbringung neuer Gründungselemente (z. B. neue Gründung) kaum realisierbar. Zwar gibt\r\nes in der Wissenschaft Forschungs-Konzepte zur Gründungsverstärkung. Nach Einschätzung der\r\nArbeitsgruppenmitglieder ist eine Gründungsverstärkung derzeit jedenfalls nicht praktikabel\r\numsetzbar. Nicht auszuschließen ist aber die technologische (Weiter-)Entwicklung, die eine\r\nGründungsverstärkung in Zukunft zwar technisch umsetzbar machen könnte, aller Voraussicht\r\nnach wohl aber nicht wirtschaftlich umsetzbar sein wird.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 40\r\n› Ein vollständiges Repowering (Neuerrichtung einer WEA mitsamt Gründungsstruktur) innerhalb\r\nder Genehmigungsdauer ist nach Einschätzung der Mitglieder der AG aufgrund des hohen Kostenaufwands und der beschränkt, verbleibenden (Rest-)Nutzungszeit der Fläche keine wirtschaftlich umsetzbare Alternative.\r\nSollte sich durch ein Repowering die Leistung des OWPs erhöhen, müssten die Innerparkverkabelungen des OWPs erneuert werden. Werden beispielsweise OWPs mit OWEAs der 4/6 MW-Klasse\r\nmit 15 MW-OWEAs gepowert, wird sich i.d.R. das Spannungsniveau von 30 Kilovolt (kV) auf 66 kV\r\nerhöhen. Dies erfordert eine entsprechende Anpassung der Parkverkabelung. Auf Seiten der Netze\r\nmüsste das gesamte Netzanbindungssystem im Hinblick auf die Übertragung einer höheren Leistung untersucht werden. Dabei könnte aus Sicht der Netzbetreiber unter Umständen unter Beibehaltung der Nennleistung der Netzanbindung über veränderbare Betriebsstrategien, wie Spitzenkappungen oder Zwischenspeicherung, nachgedacht werden. Dennoch ist nach derzeitiger Rechtslage eine Erhöhung der über einen gewissen Zeitraum übertragenen Leistung aufgrund des 2 K-Kriteriums nur eingeschränkt möglich.\r\nDer Einsatz von Batteriespeichern ist grundsätzlich möglich. Hinsichtlich der Praktikabilität gehen\r\ndie OWP-Betreiber davon aus, dass die Investitionsausgaben (CAPEX) aufgrund voraussichtlich geringer Lade- und Entladezyklen in keinem sinnvollen Verhältnis zueinanderstehen. Die Alternative\r\nzum Repowering mit einhergehender Erhöhung der OWP-Leistung kann die Reduktion der Anlagenzahl bei gleichzeitiger Beibehaltung der OWP-Leistung sein. Dadurch könnte die Flächennutzung der OWPs optimiert werden. Gleichzeitig könnten unter Umständen existierende Konverterplattformen, HGÜ sowie Hochspannungs-Drehstrom-Übertragungen (HDÜ) bei vorhandener Restlebensdauer weitergenutzt werden.\r\n› Nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ ist ein vollständiges Repowering derzeit wenig\r\npraktikabel, da die Offshore-Flächen nur zeitlich begrenzt vergeben werden und der Anpassungsaufwand für ein vollständiges Repowering unter Umständen vergleichbar ist mit einem\r\nNeubau. Für ein solch vollständiges Repowering ist eine deutlich längere Nutzungsdauer erforderlich als die derzeitig festgelegten Verlängerungen. Zusätzliche 20-25 Jahre erscheinen in einem solchen Fall sinnvoll.\r\n3.2.2 Partielles Repowering OWP\r\nUnter dem Begriff „partielles Repowering“ verstehen die Mitglieder der AG Nachnutzung den Austausch einer OWEA mit der Verpflichtung der Wiederverwendung der bestehenden Trag- und\r\nGründungsstruktur innerhalb einer bestehenden Genehmigung. Darunter fällt nicht der Tausch\r\neinzelner Großkomponenten.\r\nIm Rahmen des partiellen Repowerings ergeben sich ebenfalls diverse Herausforderungen. Zum\r\neinen ist die Lebensdauer der verbauten Komponenten innerhalb der OWEA beschränkt. Darüber\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 40\r\nhinaus sind Fragen zur Materialverfügbarkeit sowie zur technischen Umsetzung von erheblicher\r\nWichtigkeit. Schließlich ist die Frage entscheidend, inwiefern vor dem Hintergrund der restlichen\r\nGenehmigungsdauer nach dem Repowering der Fall des partiellen Repowerings wirtschaftlich abbildbar ist. Die Wiederverwendung von Trag- und Gründungsstrukturen muss immer OWP spezifisch ermittelt werden. Erste Untersuchungen zeigen, dass eine zusätzliche Nutzungsdauer von 20\r\nJahren möglich sein könnte, sofern eine OWEA ähnlicher Leistungsklasse verwendet wird. Eine\r\nrestliche Genehmigungsdauer von z.B. zehn Jahren reicht voraussichtlich nicht aus. Auch für das\r\npartielle Repowering sind deutlich längere Zeiten erforderlich, z.B. 20-25 Jahre.\r\n› Darüber hinaus können sich Schwierigkeiten bei der erforderlichen Zertifizierung von\r\nRepowering-WEA ergeben. Zertifizierungen sind für alle signifikanten Änderungen an der Tragstruktur sowie der Anlagen verpflichtend. Dafür ist es unabdinglich, detaillierte Designinformationen des Original Equipment Manufacturer (OEMs) zu erhalten. Diese Modelle sind mittlerweile\r\nhochkomplex und werden von allen OEMs stark behütet. Normalerweise haben nur der OEM\r\nund der Zertifizierer der Anlage Zugriff darauf. Das bedeutet, dass es einen sehr engen Markt\r\nfür diese Dienstleistungen gibt. Weiterhin kann der Zertifizierer die Daten ohne vorherige Zustimmung des OEMs nicht nutzen. In den meisten Fällen erlauben die OEMs dies nicht. Damit\r\nhat der Betreiber einer OWEA fast keine Möglichkeit selbstständig Änderungen durchzuführen,\r\nselbst wenn die Gründungen eigenständig entwickelt wurden, da diese nur teilweise Designinformationen erhalten haben.\r\n4 Nachnutzung Offshore-Windparks\r\nDie AG „Nachnutzung Offshore“ versteht unter dem Begriff „Nachnutzung“ den Zeitraum nach\r\ndem Auslaufen bzw. nach der Unwirksamkeit der Plangenehmigung/des Planfeststellungsbeschlusses für einen OWP auf See, verbunden mit dem Erfordernis einer erneuten Ausschreibung der Fläche.\r\n4.1 Regulatorik\r\nIm Jahr 2030 sollen mindestens 30 GW, 2035 40 GW und 2045 70 GW Offshore-Wind-Erzeugungsleistung in der AWZ installiert sein. Die Nachnutzung von Gebieten und Flächen wird durch Fortschreibungen in den kommenden Flächenentwicklungsplänen geregelt. Ausweislich des Entwurfs\r\ndes Flächenentwicklungsplans FEP 2024 kommen die Gebiete N-4 und N-5 für eine Nachnutzung in\r\nBetracht. Hinsichtlich der Nachnutzung der oben genannten Flächen gibt es Herausforderungen\r\naufgrund angenommener wichtiger Habitate streng geschützter Arten bzw. Artengruppen. Aus Anhang 3 des FEP 2023 sowie dem Entwurf des FEP 2024 ergibt sich, dass das BSH für die Erreichung\r\nder langfristigen Ausbauziele berücksichtigt, dass bedingt durch den zukünftig zu erwartenden\r\nRück- und Neubau von OWPs und ONAS im Zuge einer Nachnutzung von Flächen auf Teilen der\r\nWindenergieflächen zeitweise keine Netzeinspeisung möglich sein wird.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 40\r\nDer durchschnittliche Anteil an Flächen, auf welchen keine Einspeisung erfolgen kann, hängt von\r\nunterschiedlichen Faktoren ab und kann derzeit noch nicht sicher beziffert werden. Für eine Abschätzung wesentlich sind die Betriebsdauer von OWPS und ONAS sowie der Zeitraum zwischen\r\ndem Betriebsende eines alten und der Inbetriebnahme eines neuen OWP. Aktuell geht das BSH davon aus, dass unter der vorläufigen Annahme einer durchschnittlichen Nichtverfügbarkeit von zehn\r\nProzent der Gesamtfläche mit einem theoretischen Potenzial von etwa 78 GW für die Erreichung\r\nder gesetzlichen Ausbauziele erforderlich sein werden. Dies wird bei den aktuell in der Erarbeitung\r\nbefindlichen Ausbauszenarien für den Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045, Version 2025, berücksichtigt. Eine genauere Einschätzung des Bedarfs an Flächen- und Gebietsfestlegungen wird im\r\nZusammenhang mit der geplanten Klärung offener Fragen zur Nachnutzung im Rahmen der nächsten Fortschreibungen des FEP erwartet.\r\nDarüber hinaus legt der ROP 2021 sog. Vorrang- und Vorbehaltsgebiete für Windenergie auf See\r\nfest. Diese reichen bisher auch bei hohen Leistungsdichten und unter Berücksichtigung zusätzlicher\r\nWindenergiegebiete im Küstenmeer nicht aus, um OWEA mit einer Gesamtleistung von 70 GW zu\r\nrealisieren. Daher ist die Ausweisung von weiteren Gebieten für die Erreichung der Ausbauziele erforderlich. Im Rahmen des FEP 2024 ist daher ein Ausbau von zusätzlichen Flächen am östlichen\r\nund westlichen Rand der Schifffahrtsroute SN10 sowie in weiteren Schifffahrtsrouten der Nordsee\r\ngeplant (vorläufiger Stand basierend auf den laufenden Abstimmungen mit den Niederlanden und\r\nDänemark). Eine Randbebauung der SN10 hätte voraussichtlich Auswirkungen auf den Energieertrag der Flächen in der Zone 3. Die Inbetriebnahme der OWP und ONAS entlang der SN10 werden\r\ngemäß aktuellem FEP-Entwurf ab dem Jahr 2032 erfolgen. Abhängig von der konkreten Ausgestaltung sind Auswirkungen auf den Zuschnitt der Zone 4 zu erwarten.\r\n4.2 Wirtschaftlichkeit\r\nIm Rahmen der Wirtschaftlichkeit der Nachnutzung von OWEA haben die Teilnehmenden der AG\r\nden oben bereits erwähnten „Wake-Effekte“ angesprochen. Dies beschreibt Verschattungseffekte/Nachlaufeffekte durch OWEA stromabwärts befindlicher Bereiche. Aufgrund dessen ergebe\r\nsich bei zukünftigen Layouts Optimierungsbedarf. Allerdings sehen die Teilnehmer in einer zusätzlichen Erhöhung der Nabenhöhe keine praktikable Lösung, da die Mehrkosten aufgrund des baulichen Mehraufwandes einen möglichen Mehrertrag deutlich übersteigen werden.\r\n5 Rückbau Offshore-Windparks\r\nWindenergieanlagen auf See wurden im Jahr 2009 erstmalig in Deutschland installiert, in nennenswerten Umfang seit dem Jahr 2015. Vor diesem Hintergrund werden voraussichtlich ab den 2030er\r\nJahren die ersten Anlagen außer Betrieb gehen und zurückgebaut werden müssen. Erreichen OWP\r\ndas Ende ihrer Lebensdauer gibt es verschiedene Rückbau- und Nachnutzungskonzepte. Es kann\r\nzwischen einem Weiterbetrieb von bis zu zehn Jahren durch Rückbau (partiell oder vollständig)\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 40\r\nsowie durch Repowering (partiell oder vollständig) unterschieden werden. Für das Entfernen von\r\nGründungen gibt es derzeit verschiedene Rückbau-Techniken, darunter das Vibrationsverfahren,\r\ndas Ausspülen der Gründung mittels Spüllanzen sowie das hydraulische Herausdrücken mittels\r\nÜberdrucks. Dennoch ist zu berücksichtigen, dass auch bei vollständiger Entfernung der Gründungen die Tragfähigkeit des Bodens an dieser Stelle für einige Zeit eingeschränkt sein wird und\r\ndadurch eine Neuerrichtung einer OWEA an dieser Stelle absehbar nicht erfolgen kann.\r\n5.1 Regulatorik\r\nDie gesetzliche Grundlage für den Rückbau von OWPS und ONAS ergibt sich aus der Seeanlagenverordnung (SAnlV) und dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG).\r\nFür Anlagen mit einer Inbetriebnahme bis zum 31.12.2020 ist die SAnlV anwendbar. Für Anlagen\r\nmit einer Inbetriebnahme nach dem 31.12.2020 ist das WindSeeG anwendbar.\r\n5.1.1 Seeanlagenverordnung (SAnlV)\r\nOWEA gelten als Anlagen zur „Erzeugung von Energie“ gem. § 1 Abs.2 Nr.1 SeeAnlV. Plattformen\r\nwährend der Bauphase, Rettungseinrichtungen, Hubschrauberlandedecks, windparkinterne Verkabelungen oder Umspannplattformen sowie ggf. Messmasten oder -installationen zählen zu den\r\nsog. erforderlichen Nebeneinrichtungen. ONAS (mit Plattformen) zählen zu den eigenständigen Anlagen gem. § 1 Abs.2 Nr.2 SeeAnlV. § 2 Abs. 1 SeeAnlV stellt die Errichtung und den Betrieb von Anlagen im Sinne des § 1 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 und 2 SeeAnlV sowie die wesentliche Änderung solcher\r\nAnlagen oder ihres Betriebs bis zum 30.01.2012 unter den Vorbehalt der Genehmigung und mit\r\nWirkung vom 31.01.2012 unter den Vorbehalt der Planfeststellung dar. Ist der Plan außer Kraft getreten bzw. die Genehmigung erloschen, sind die Anlagen gemäß § 13 Abs. 1 SeeAnlV zu beseitigen.\r\nDer Maßstab für den Umfang der Beseitigung ergibt sich aus § 5 Abs. 6 SeeAnlV oder den Belangen\r\ngem. § 7 SeeAnlV. Demnach darf die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs sowie die Sicherheit\r\nder Landes- und Bündnisverteidigung nicht beeinträchtigt und die Meeresumwelt nicht gefährdet\r\nwerden. Dies steht im Einklang mit Art. 60 Abs. 3 Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen (SRÜ), wonach alle aufgegebenen oder nicht mehr benutzten Anlagen oder Bauwerke zu beseitigen sind, um die Sicherheit der Schifffahrt zu gewährleisten. Darüber hinaus müssen Belange\r\naus sonstigen öffentlich-rechtlichen Vorschriften beachtet werden (Raum- und Fachplanung).\r\n5.1.2 Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG)\r\n§ 80 Abs. 1 WindSeeG regelt die Beseitigung der Einrichtungen soweit der Planfeststellungsbeschluss oder die Plangenehmigung unwirksam geworden ist. Die Rechtslage nach dem WindSeeG\r\nentspricht der oben dargestellten Rechtslage nach der SeeAnlV.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 40\r\nDas BSH kann als zuständige Behörde in der AWZ auf der Grundlage von § 13 Abs. 1 SeeAnlV bzw.\r\n§ 80 Abs. 1 WindSeeG die Rückbauverpflichtung in dem Genehmigungsbescheid oder Planfeststellungsbeschluss anordnen. Hierbei muss die Behörde den Vorgaben der Raumordnung und Fachplanung für die Nord- und Ostsee Rechnung tragen. Im nunmehr geltenden Raumordnungsplan 2021\r\nfür die deutsche AWZ wird die Rückbauverpflichtung ebenfalls geregelt (Ziffer 2.2.1). Darin heißt\r\nes: „Nach Ende der Nutzung sind feste Anlagen zurückzubauen. Abweichende gesetzliche Regelungen bleiben unberührt.“ Aus der Erläuterung zu Unterziffer (2) folgt, dass dies Kabel einschließt.\r\nDemnach ist auch die OWP-interne Verkabelung aufgrund raumordnungsrechtlicher Vorgaben\r\ngrundsätzlich zu entfernen, obwohl sie sich im Meeresboden befindet. Auch in der Richtlinie Offshore Anlagen zur Gewährleistung der Sicherheit und Leichtigkeit des Schiffverkehr, herausgegeben\r\nvon der Generaldirektion Wasserstraßen und Schifffahrt, wird ein Rückbau der Seekabel gefordert.\r\nGenerell seien konkretisierende Planungsvorgaben im jeweils geltenden Flächenentwicklungsplan\r\nenthalten (siehe oben).\r\nSchließlich gibt es gem. § 96 Nr. 7 WindSeeG eine Ermächtigung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrats Regelungen zur\r\nBeseitigung von Einrichtungen zu erlassen. Das BMWK übt gem. § 104 WindSeeG die Rechts- und\r\nFachaufsicht über das BSH aus. In der Begründung zum Gesetzentwurf22 heißt es dazu: „Die Neuregelung in § 96 Nummer 7 WindSeeG schafft die Kompetenz zum Erlass einer Verordnung zur Regelung von Anforderung an den Umfang der Beseitigung und den Rückbau von Windenergieanlagen\r\nauf See, von Kriterien für die Wiedernutzbarmachung der Fläche, die Nachnutzung sowie die Wiederherstellung von Flächen. Ziel der Verordnungsermächtigung ist es, die Voraussetzungen dafür\r\nzu schaffen, die Flächen zügig und möglichst ohne Einschränkungen für die Nachnutzung zur Verfügung zu stellen, um einen kontinuierlichen Zubau der Offshore-Windenergie auf 70 GW bis zum\r\nJahr 2045 zu gewährleisten.“\r\nIn der Praxis gehört ein Rückbaukonzept im Rahmen des Genehmigungsprozesses zu den einzureichenden Unterlagen. Dies stellt während der Betriebsphase die Grundlagen für die detaillierte\r\nRückbauplanung der Einrichtungen dar. Die Erstellung eines Rückbauhandbuchs ist für den Vorhabenträger/ Projektierer verpflichtend. Ziel dessen ist es, eine nachvollziehbare und plausible Darstellung der Vorgänge mit den technischen Randbedingungen sicherzustellen. Details dazu können\r\ndem BSH-Standard Konstruktion entnommen werden.23 Nachdem die Rückbauarbeiten\r\n22 Vgl. Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und anderer Vorschriften, BTDrucksache 20/1634, S. 108f.\r\n23 Vgl. BSH, Standard Konstruktion 2021, Teil B 2.6.1 S. 63 sowie 2.6.3 S. 64.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 40\r\nabgeschlossen sind, ist seitens des BSH eine Rückbaufeststellung vorgeschrieben. Dadurch wird der\r\ntatsächliche Endzustand nach der Rückbauphase in einem Bestandsplan dokumentiert.\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ machen die dargestellten Regelungen eine\r\nEinzelfallbetrachtung des jeweiligen Projekts erforderlich. Zum genauen technischen Umfang\r\nder Rückbauarbeiten kann im Allgemeinen keine rechtssichere Aussage getroffen werden. Ein\r\nUnterlassen des Rückbaus einzelner Anlagenteile könnte angezeigt sein, wenn dies für die Meeresumwelt weniger schädlich ist als ein Rückbau. Unschädliche Anlageteile könnten die Funktion von Riffen übernehmen und Meereslebewesen wie Pflanzen, Muscheln und Kleintieren einen Siedlungs- und Schutzraum bieten.\r\n› Die für den Rückbau erforderlichen Regelungen sind nach Einschätzung des BDEW derzeit noch\r\nnicht im Detail abzusehen und sollten deshalb durch eine Rechtsverordnung konkretisiert werden. Ziel sollte es sein, den Trägern der Vorhaben frühzeitig Klarheit über die Rahmenbedingungen des Rückbaus zu schaffen. Vor diesem Hintergrund sollten auch ergänzende Festlegungen\r\nzur Einhaltung des aktuellen Stands von Wissenschaft und Technik getroffen werden, sowie Verfahrensschritte zur Vorbereitung, Durchführung und Überprüfung der Beseitigung von Einrichtungen erarbeitet werden.\r\n› Gem. § 80 Abs. 2 WindSeeG soll der Vorhabenträger die Beseitigung spätestens binnen zwölf\r\nMonaten nach Eintritt der Beseitigungspflicht abschließen. Nach Ansicht des BDEW kann unter\r\nUmständen die zwölfmonatige Frist zur Beseitigung der Einrichtungen in § 80 Abs. 2 WindSeeG\r\nzu knapp bemessen sein. Es ist festzustellen, dass es diesbezüglich noch keine Praxiserfahrungen gibt. Der BDEW betont, dass aufgrund verschiedenartiger Faktoren derzeit keine allgemeine\r\nAussage über die Rückbaudauer getroffen werden kann. Durch die zunehmende Größe der\r\nOWP ist ebenfalls mit einer längeren Rückbaudauer zu rechnen. Sollten verbindliche Rückbauzeiten im Gesetz definiert werden, fehlen derzeit konkrete Bezugspunkte im Gesetz, die die\r\nGröße der OWPs sowie weitere Faktoren wie die Verfügbarkeit von Schiffen, Lagerkapazitäten\r\nan den Häfen und sonstige Zeitfenster berücksichtigen. Eine pauschale Zeitangabe für eine Beseitigungsverpflichtung ohne Berücksichtigung individueller Faktoren wird den tatsächlichen\r\nUmständen nicht gerecht. Solle dennoch an einer pauschalen Zeitangabe festgehalten werden,\r\nist eine 24- bis 36-monatige Frist für die Beseitigung der Einrichtungen eher angemessen.\r\n5.2 Technik\r\nBeim Rückbau von OWEA ist zwischen dem vollständigen sowie dem partiellen Rückbau zu unterscheiden. Der vollständige Rückbau umfasst die komplette Demontage aller Komponenten der\r\nWindenergieanlage inklusive Tragstruktur, Gründungselemente sowie parkinterner Verkabelung.\r\nDer partielle Rückbau umfasst die Demontage obsoleter bzw. ausgenutzter Komponenten der\r\nWindenergieanlage. Teile der OWEA, die unter Umständen nicht rückbaubar oder ggfs. noch\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 40\r\nverwendbar sind, wie z. B. Gründungen oder Gründungsteile, könnten vollständig oder partiell im\r\nSeeboden hinterlassen werden. Der BDEW regt an, dass bei möglichen Rückbauszenarien auch die\r\nBegrenzung der Umweltbelastungen eine entscheidende Rolle spielen sollten. Daher könnte es unter Umständen sinnvoll sein, Einrichtungen an Ort und Stelle zu belassen. Dies kann insbesondere\r\nfür den Kolkschutz gelten. Maßgeblich sollte der jeweilige Stand der Technik sein.\r\n› Hinsichtlich der Innerparkverkabelung regt der BDEW an, einen Verbleib der Seekabel im Meeresboden nicht zu forcieren, u.a. aufgrund geringer Flächenverfügbarkeit für die weitere Verlegung aber auch aufgrund der Materialressourcen und umweltfachlicher Belange.\r\n5.3 Zeitplanung\r\nDerzeit geht das BSH davon aus, dass die Dauer der Rückbauplanung für OWEA ungefähr ein bis\r\nzwei Jahre dauert. Die Gesamtrückbauzeiten für OWEA werden derzeit ebenfalls auf ein bis zwei\r\nJahre geschätzt.\r\n› Der BDEW stellt fest, dass aufgrund verschiedenartiger Faktoren und fehlender Erfahrungswerte aus der Praxis keine verbindliche Aussage über die Rückbaudauer von OWEA getroffen\r\nwerden kann. Durch die zunehmende Größe der OWPs ist mit einer längeren Rückbaudauer zu\r\nrechnen. Dabei könnten partielle Rückbauszenarien, bei denen der Kolkschutz oder ein\r\nPfahlsegment im Boden hinterlassen werden können, zeitlich attraktiv für Stakeholder sein.\r\nÜbergeordnetes Ziel sei es, die Zeiträume ohne Einspeisung durch die OWPs zu reduzieren. Darüber hinaus sollte sichergestellt werden, dass der sichere Betrieb noch produzierender OWEAs\r\nmöglich ist. Die parkinterne Umspannstation sollte als letztes zurückgebaut werden, damit während der Rückbaudauer der OWEA die verbleibende Einspeisung maximiert wird und die Standsicherheit der OWEAs gewährleistet bleibt.\r\n› Die Koordinierung der Offshore-Arbeiten für den Rück- und Neubau zwischen den beteiligten\r\nAkteuren (z. B. Nutzer, Nachnutzer, Zulassungsbehörde, Logistik-Firmen) ist aufgrund sehr kurzer Arbeitsfenster und begrenzter Schiffsverfügbarkeit sowie Hafenkapazitäten abstimmungsintensiv. Darüber hinaus sind nach der Konzeption des FEP 2023 Stillstandszeiten zwischen der\r\nDemontage des alten Windparks und neuer Stromerzeugung so kurz wie möglich zu halten.\r\n› Der BDEW regt an, zu prüfen, inwiefern der Rück- bzw. Neubau eines Windparks parallel ermöglicht werden kann. Allerdings könnten sich durch das dabei erforderliche parallele Tätigwerden\r\nmindestens zweier unterschiedlicher Gewerke neben dem Planungs- und Koordinierungsaufwand Herausforderungen hinsichtlich des Versicherungsschutzes als auch der allgemeinen Sicherheit ergeben. Mithin könnte eine Parallelisierung auch zu einer weiteren Verknappung von\r\nSchiffs- und Hafenkapazitäten führen.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 40\r\n› Nach Einschätzung der Mitglieder der AG kann die zeitliche Effizienz bei der Umsetzung zukünftiger 2-GW-ONAS und größerer OWPs höher als bei bisherigen Anlagen sein. Demgegenüber\r\nstehen jedoch sehr hohe Kapitalkosten für Rückbau und Neubau sowie unter Umständen deutlich längeren Erzeugungsausfälle durch lange Rück- und Zubau Szenarien und damit einhergehenden langen Betriebsunterbrechung.\r\n6 Rückbau Offshore-Netzanbindungssysteme\r\n6.1 Regulatorik\r\nWie bereits unter Punkt 5.3 beschrieben, sieht der Raumordnungsplan 2021 für die deutsche AWZ\r\nin Ziffer 2.2.1 vor: „Nach Ende der Nutzung sind feste Anlagen zurückzubauen. Abweichende gesetzliche Regelungen bleiben unberührt.“ Aus der Erläuterung zu Unterziffer (2) folgt, dass dies Kabel einschließt. Auch in der Richtlinie Offshore-Anlagen zur Gewährleistung der Sicherheit und\r\nLeichtigkeit des Schiffverkehr, wird ein Rückbau der Seekabel gefordert. In Bundesnaturschutzgesetz und Seeanlagenverordnung werden weitere rechtliche Grundlagen für die Rückbau-Verpflichtungen definiert.\r\nDennoch bleibt festzustellen, dass die bestehende Regulatorik hinsichtlich des Umfangs des Rückbaus von Offshore-Konverterstationen und auch von Stromkabeln – wenig konkret sind. Im Flächenentwicklungsplan 2023 gibt es unter den Punkten 5; 6.1.5, Anhaltspunkte für einen möglichen\r\nUmfang des Rückbaus, der da laute: „Die Zielsetzung eines möglichst vollständigen Rückbaus wird\r\nim FEP verfolgt, um eine möglichst hohe Nachnutzbarkeit der Flächen und Trassen zu ermöglichen.“ Darüber hinaus verweist § 34 Abs. 2 Nr.2 der dritten Windenergie-auf-See-Verordnung (3.\r\nWindSeeV) auf die Standard-Baugrunderkundung - Mindestanforderungen an die Baugrunderkennung und -untersuchung für OWEA, Offshore-Stationen und Stromkabel. In Teil D der StandardBaugrunderkundung sind Mindestanforderungen an die Erkundung von Trassen für die parkinterne\r\nVerkabelung und stromabführende Kabel niedergeschrieben. Über den Umfang von Rückbaumaßnahmen sind jedoch keine Details erkennbar.\r\n6.2 Technik\r\nNach Einschätzung des BDEW ist der Rückbau der Seekabel technisch möglich. Herausforderungen\r\ngibt es für mittels HDD-Technik installierte Kabel im Bereich von Deich- oder Inselquerungen. Beim\r\nRückbau von Gründungen von Plattformen kann auf den Rückbau von OWEAs verwiesen werden.\r\nDie dafür anwendbaren Techniken sind auch hier anwendbar.\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ können sich Herausforderungen ergeben,\r\nSeekabel nach ihrer Betriebszeit aus dem Boden zu entfernen. Nach langen Betriebszeiten hat\r\nsich Meeresboden von dem ursprünglichen Eingriff beim Verlegen erholt, sodass beim Rückbau\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 40\r\nder Seekabel ein der Verlegung vergleichbarer Eingriff in die Umwelt erfolgt. Dennoch ist erwartbar, dass das Interesse der Bergung der Seekabel groß ist, da die zu bergenden Materialressourcen nicht unerheblich sind. Darüber hinaus besteht aufgrund begrenzter Kabeltrassenverfügbarkeit ein nicht unerhebliches Interesse durch eine Kabelbergung neuen Platz für weitere\r\nSeekabel zu schaffen. Bei im sogenannten Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen\r\nsind wesentliche Anlagenteile wie z.B. das Helikopterlandedeck nur auf der Mutterplattform\r\nvorhanden. Die sich ergebenden Abhängigkeiten müssen beim Rückbau bzw. der Nachnutzung\r\neiner der beiden im Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen berücksichtigt werden.\r\n6.3 Zeitplanung\r\nDer BDEW stellt fest, dass aus Sicht der Netzbetreiber ein angemessener Vorlauf für die Rückbauplanung zwingend für eine erfolgreiche, planbare und interessengerechte Abwicklung ist. Gesamtrückbauzeiten lassen sich derzeit nur schwer einschätzen.\r\n› Nach Einschätzung der Netzbetreiber ist für den Neubau von ONAS mit einer notwendigen Vorlaufzeit von mindestens zehn Jahren zu rechnen. Der Aus- und Rückbau der OWEA muss gemeinsam mit den ONAS gedacht werden. Hierzu ist es erforderlich, dass OWEA- und ONAS-Betreiber in einen frühzeitigen Austausch gehen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e. V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nwww.vku.de\r\nBerlin, 12. November 2024\r\nFakten und Argumente\r\nTransformationsplanung für\r\ndie Gasverteilernetze\r\nArgumente für einen Planungszyklus von zwei Jahren\r\n2\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nInhalt\r\n1 Verbändeposition ......................................................................................3\r\n2 Für einen zweijährigen Planungszyklus sprechen die folgenden Argumente:\r\n..................................................................................................................3\r\nRechtsrahmen...................................................................................................3\r\nDie Klimaziele erfordern eine zügige Transformation der Gasverteilernetze..3\r\nLernprozesse.....................................................................................................4\r\nHäufige Planung schafft Vertrauen und Zuverlässigkeit ..................................4\r\nDynamische Entwicklungen erfordern regelmäßige Aktualisierung von\r\nPlanungen..............................................................................................5\r\nKohärente Planungsprozesse ermöglichen ......................................................6\r\nAuswirkungen der kommunalen Wärmeplanung sind kurzfristig schwer\r\nabsehbar................................................................................................7\r\nStärkung des Industriestandorts Deutschland .................................................7\r\n3 Lösungsräume ...........................................................................................7\r\n3\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\n1 Verbändeposition\r\nDie Verbände haben umfassende Vorschläge zur Umsetzung der europäischen Regelungen für\r\ndie Gas- und Wasserstoffverteilernetzplanung in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) erarbeitet.\r\nDarin schlagen sie vor, dass Gas- und Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber alle zwei Jahre einen\r\nPlan für die Transformation und Entwicklung ihrer Netze erstellen und der Regulierungsbehörde vorlegen. Es besteht die Möglichkeit, die Pläne regional zu bündeln. Alle Verteilernetzbetreiber werden zur Zusammenarbeit für die Erstellung dieser Pläne verpflichtet.\r\n2 Für einen zweijährigen Planungszyklus sprechen die folgenden Argumente:\r\nRechtsrahmen\r\nArtikel 56 und 57 der EU-Richtlinie 2024/1788 über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff (nachfolgend: GasRL) machen sowohl\r\nfür die Entwicklungsplanung des Wasserstoffverteilernetzes als auch für die Transformationsplanung des Gasverteilernetzes Vorgaben für die jeweiligen Planungszyklen:\r\n- Der Entwicklungsplan soll nach Art. 56 Abs. 1 GasRL von den Wasserstoffverteilernetzbetreibern alle vier Jahre an die Regulierungsbehörde übermittelt werden.\r\n- Der Transformationsplan (europäisch: Stilllegungsplan) muss nach Art. 57 Abs. 2 lit. f)\r\nGasRL mindestens alle vier Jahre auf der Grundlage der jüngsten Projektionen für die\r\nErdgasnachfrage und -versorgung in der betreffenden Region aktualisiert werden.\r\nAus rechtlicher Sicht spricht nichts dagegen, diese Vorgaben überschießend in das nationale\r\nRecht umzusetzen, indem ein kürzerer Planungsrhythmus vorgegeben wird, soweit sichergestellt ist, dass mindestens alle vier Jahre entsprechende Pläne vorgelegt werden. Das Europarecht steht einem zweijährigen Planungszyklus entsprechend nicht entgegen.\r\nDie Klimaziele erfordern eine zügige Transformation der Gasverteilernetze\r\nDie Erreichung der Klimaneutralitätsziele bis zum Jahr 2045 nach dem Bundes-Klimaschutzgesetz verlangen eine umfassende Transformation der Gasnetzinfrastruktur innerhalb der kommenden zwei Jahrzehnte. Ein vierjähriger Planungszyklus würde konkret bedeuten, dass – ausgehend von der ersten Planungsrunde im Jahr 2028 – die umfassende Transformation der\r\nGasnetzinfrastruktur mit all ihren Herausforderungen in nur vier (in Bundesländern mit ambitionierteren Klimaschutzzielen sogar in nur drei) zu genehmigenden Plänen bis zum Jahr 2045\r\nabgeschlossen sein muss. In Abhängigkeit von der Ausgestaltung der Anschluss- und Zugangspflichten der Gasnetzbetreiber, insbesondere hinsichtlich der Länge einer Kündigungsfrist,\r\n4\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nsind gegebenenfalls dann sogar nur zwei der Pläne überhaupt geeignet, um darauf basierend\r\nKündigungen aussprechen zu können. Auch wenn die Pläne weitere wichtige Funktionen für\r\ndie Gestaltung der Transformation der Verteilernetze haben, sind sie als Grundlage für die\r\nEntscheidungen gegenüber den Netzkunden elementar wichtig.\r\nLernprozesse\r\nBisher bestehen keine Verpflichtungen für Gasverteilernetzbetreiber, verbindliche Netzentwicklungspläne zu erstellen. Es fehlen daher bei vielen Verteilernetzbetreibern Erfahrungen,\r\nund entsprechende Prozesse, insbesondere für den Austausch zwischen Fernleitungs- und\r\nVerteilernetzbetreibern, müssen noch erarbeitet und eingeübt werden. Ein kürzerer Planungszyklus würde schneller zu Plänen führen, die auf Erfahrungen und bewährten Verfahren beruhen und sich damit positiv auf die Qualität der Planinhalte auswirken.\r\nHäufige Planung schafft Vertrauen und Zuverlässigkeit\r\nJe häufiger die Transformationspläne überarbeitet und aktualisiert werden müssen, desto genauer und zuverlässiger werden die darin enthaltenen Informationen. Dadurch wird die Planung für den Anschlusskunden besser nachvollziehbar und vorhersehbar. Je frühzeitiger ein\r\nKunde von der geplanten Transformation eines Netzteils erfährt, desto eher können Alternativen gefunden und etwaige Fehlinvestitionen vermieden werden.\r\nEin zweijähriger Planungsrhythmus trägt somit zu einem wesentlich transparenteren Entscheidungsprozess bei und ermöglicht eine frühzeitige Kommunikation in Richtung der\r\n5\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nbetroffenen Anschlussnutzer. Auf diese Weise kann die Akzeptanz dieser Planungen gefördert\r\nwerden. Im Übrigen ist der Verbraucherschutz darüber hinaus über die in Art. 38 der GasRL zu\r\ndefinierenden Kriterien sicherzustellen.\r\nDas Risiko höherer Verunsicherung der Netznutzer durch potenziell widersprüchliche Planungen sehen die Verbände nicht. Es ist davon auszugehen, dass Netzteile erst als zu transformierende Infrastrukturen deklariert werden, wenn dem Verteilernetzbetreiber konkrete und belastbare Informationen über deren Umstellung auf Wasserstoff oder Stilllegung vorliegen. Die\r\nNetzbetreiber sehen sich grundsätzlich an diese Planungen gebunden. Es ist deshalb äußerst\r\nunwahrscheinlich, dass die geplante Transformation einer Leitung wieder rückgängig gemacht\r\nwerden muss. Wahrscheinlicher ist, dass immer detailliertere Planungen erfolgen werden, die\r\ndie zu transformierende Gebiete schrittweise weiter konkretisieren und dadurch Sicherheit\r\nbei den Verbrauchern geschaffen wird.\r\nDynamische Entwicklungen erfordern regelmäßige Aktualisierung von Planungen\r\nDer Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft wird absehbar zu einer weiteren Beschleunigung\r\nder technischen Möglichkeiten für die Wasserstoffproduktion und -nutzung führen. Dadurch\r\nsteigen Anforderungen an die dafür benötigte Transportinfrastruktur.\r\nMit der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes ist ein wichtiger Grundstein für ein flächendeckendes Wasserstoffnetz in Deutschland gelegt worden. Die Auswirkungen auf die Verteilernetzbetreiber und damit für einen Großteil der an das Wasserstoffnetz anzuschließenden\r\nKunden sind jedoch nach wie vor unklar. Daraus ergibt sich ein kontinuierlich steigender Regelungsbedarf.\r\nBereits jetzt ist eine Vielzahl von Gesetzesänderungen und regulatorischen Vorgaben sowohl\r\nauf nationaler als auch europäischer Ebene absehbar, die je nach konkreter Ausgestaltung\r\nwiederum direkte Auswirkungen auf den Aufbau eines Wasserstoffmarktes haben können.\r\nDieses sich gegenseitig bedingende dynamische Umfeld wirkt sich unmittelbar auf den Bedarf\r\nan Gas- und Wasserstoffinfrastruktur aus. Daraus ergibt sich ebenfalls die Notwendigkeit, bestehende Planungen regelmäßig an die aktuellen technischen und rechtlich-regulatorischen\r\nEntwicklungen anpassen zu können.\r\nDer Blick auf die allein in den letzten zwei Jahren hinzugekommenen und für das nächste Jahr\r\nangekündigten Regelungen für Wasserstoffinfrastruktur macht deutlich, dass ein längerer Planungszyklus unweigerlich dazu führen würde, dass die Pläne für einen großen Teil ihres Bestehens nicht den geltenden Rechtsrahmen und sich daraus ergebenden Auswirkungen auf die\r\nVerteilernetze widerspiegeln würden.\r\n6\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nKohärente Planungsprozesse ermöglichen\r\nSowohl die Übertragungsnetzbetreiber und die Stromverteilernetzbetreiber als auch die Fernleitungs- bzw. Wasserstofftransportnetzbetreiber legen alle zwei Jahre einen Netzentwicklungsplan bzw. Netzausbauplan für ihre Netze vor. Da sich die Planungen gegenseitig bedingen und damit sie optimal ineinandergreifen können, sollten die Transformations- und Entwicklungspläne ebenfalls alle zwei Jahre vorliegen. Insbesondere für die Erstellung eines kohärenten und zukunftsfähigem Netzentwicklungsplan Gas/Wasserstoff der Fernleitungs- und\r\nWasserstofftransportnetzbetreiber braucht es zwingend regelmäßig aktualisierter Planungsstände der Verteilernetze sowie daraus abgeleitete, verbindliche Bedarfsprognosen. Die Ergebnisse der Planungen der Verteilernetzebene werden als Eingangsgrößen im bundesweiten\r\nNetzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff und dessen Szenariorahmen berücksichtigt (vgl.\r\nauch Artikel 55 Abs. 2 lit. f GasRL). Die Ergebnisse der Transformationspläne müssen außerdem auch in die Netzausbaupläne der Betreiber von Stromverteilernetzen einfließen. Werden die Verteilernetzpläne nur alle vier Jahre aktualisiert, ergeben sich daraus entsprechende\r\nUnschärfen in den zwischenzeitlich erstellten Plänen.\r\nDie Erkenntnisse der Netzentwicklungspläne müssen wiederum iterativ in die Transformations- und Entwicklungsplanung zurückgespielt werden (z.B. angepasste, jahresscharfe Umstellungsplanungen bzw. geänderte Inbetriebnahmetermine für Maßnahmen). Ein vierjähriger\r\nZyklus der Gas- und Wasserstoffverteilernetze hätte zur Folge, dass aktuelle Erkenntnisse aus\r\ndem bundesweiten Netzentwicklungsplan erst nach vier Jahren in den Planungen der Verteilernetzbetreiber berücksichtigt werden könnten. Dies kann sich wiederum auf die Transparenz der Planungen gegenüber Endkunden bzw. Industrieabnehmern im Verteilernetz auswirken.\r\n7\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nAuswirkungen der kommunalen Wärmeplanung sind kurzfristig schwer absehbar\r\nDie kommunalen Wärmepläne werden zu einem größeren Teil erst Mitte 2028 veröffentlicht.\r\nObwohl aus ihnen keine unmittelbar verbindlichen Ergebnisse resultieren, werden die kommunalen Planungen erheblichen Einfluss auf die zukünftige Entwicklung der lokalen Gasverteilernetze haben. Aufgrund dieser Unverbindlichkeit in Kombination mit den enormen Herausforderungen, die sich aus der Umsetzung der kommunalen Wärmepläne ergeben werden,\r\nwird für die Verteilernetzbetreiber in der Regel erst nach und nach planbar werden, welche\r\nMaßnahmen aus den Wärmeplänen tatsächlich und zu welchem Zeitpunkt in ihren Netzgebieten in die Umsetzung kommen. Diese dynamischen Prozesse könnten in einem vierjährigen\r\nPlanungszyklus nicht adäquat aufgenommen und in netzbetreiberindividuelle Pläne übersetzt\r\nwerden. Im schlimmsten Fall kann sich aus der nachgelagerten Reaktionsmöglichkeit der Verteilernetzbetreiber eine zusätzliche Verzögerung für eine erfolgreiche Umsetzung der Wärmewende vor Ort ergeben.\r\nStärkung des Industriestandorts Deutschland\r\nInsbesondere für Industriekunden ist eine frühzeitige Information über die Verfügbarkeit von\r\nWasserstoff im Verteilernetz von entscheidender Bedeutung. Viele Maßnahmen, die für die\r\nUmstellung von Produktionsprozessen erforderlich sind, hängen von der Verfügbarkeit des\r\nWasserstoffnetzes ab. Eine rechtzeitige Kommunikation ermöglicht es den Unternehmen, ihre\r\nPlanungen entsprechend anzupassen und notwendige Schritte frühzeitig einzuleiten.\r\nHinzu kommt, dass durch die iterative Abhängigkeit des Netzentwicklungsplans Gas/Wasserstoff und der Verteilernetzpläne voneinander die für den Anschluss des Industriekunden benötigten Kapazitäten nur alle vier Jahre in die Planung der Wasserstofftransportnetzebene eingespielt werden können. Daraus kann sich im Einzelfall eine erhebliche Verzögerung des Anschlusses eines Kunden im Verteilernetz und daher ein Anreiz für einen direkten Anschluss an\r\ndas Wasserstofftransportnetz ergeben. Die betroffenen Verteilernetzbetreiber wären im Ergebnis aufgrund des langen Planungszyklus beim Anschluss von Industriekunden potenziell benachteiligt. Ein zweijähriger Planungszyklus ermöglicht es, die aufkommenden Wasserstoffbedarfe von Unternehmen frühzeitig bei der Infrastrukturplanung aller Netzebenen zu berücksichtigen, wodurch der Industriestandort Deutschland gestärkt wird.\r\n3 Lösungsräume\r\nAuf Grundlage der obenstehenden Argumente setzen sich die Verbände ausdrücklich für einen zweijährigen Planungszyklus ein. Sollte trotzdem ein vierjähriger Planungszyklus für alle\r\nGas- und Wasserstoffverteilernetze vorgesehen werden, ist mindestens die Möglichkeit einer\r\nfreiwilligen, genehmigungsfähigen Planung alle zwei Jahre vorzusehen.\r\n8\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nDie Ausgestaltung derart komplexer Regelungen wie einer Transformationsplanung für die\r\nGasnetze sollte sich an den folgenden zwei Grundsätzen ausrichten: Zusätzliche gesetzliche\r\nVerpflichtungen sind im Sinne des Bürokratieabbaus auf das absolut notwendige Maß zu begrenzen. Gleichzeitig sind ein hohes Maß an Transparenz und Nachvollziehbarkeit für einen so\r\nkomplexen und gesellschaftlich relevanten Prozess wie der Transformation der Gasverteilernetze zu gewährleisten.\r\n› Diese beiden Grundsätze werden durch die beiden folgenden Lösungsvorschläge berücksichtigt: Sie können erreicht werden, indem die in der GasRL angelegte Option einer de minimis-Ausnahme für Gasverteilernetze mit weniger als 45.000 Kunden auch national umgesetzt wird. Die verbleibenden größeren Verteilernetzbetreiber würden die Kapazitäten\r\nder mit der Genehmigung betrauten Regulierungsbehörde deutlich weniger in Anspruch\r\nnehmen, zumal davon auszugehen ist, dass die Mehrheit dieser Netzbetreiber gemeinsame\r\nregionale Transformations- und Entwicklungspläne einreichen wird. Um zu gewährleisten,\r\ndass sich auch Netzbetreiber mit weniger als 45.000 Kunden in einem transparenten Prozess mit der Zukunft ihrer Verteilernetze auseinandersetzen, könnten bei der Ausgestaltung\r\nder Kündigungs- und Verweigerungsvoraussetzungen für Netzanschluss- und -zugang zusätzliche Konsultations- und Begründungsanforderungen gestellt werden, ohne dass der\r\ngesamte komplexe Planungs- und Genehmigungsprozess zu durchlaufen wäre.\r\n› Sollen dennoch alle Verteilernetzbetreiber nur alle vier Jahre eine Planung ihrer Netze vorlegen, sollte zumindest sichergestellt sein, dass alle Netzbetreiber, die einen akuten Bedarf\r\nfür eine zwischenzeitliche Genehmigung ihrer aktualisierten Planungen haben, dazu alle\r\nzwei Jahre optional Gelegenheit erhalten. Gegebenenfalls könnte man diesen Bedarf einem zusätzlichen Begründungserfordernis unterstellen. Die vorangegangene Argumentation zeigt deutlich, dass die dynamischen Entwicklungen im Gas- und Wasserstoffmarkt\r\neine umfassende Transformation der Gasnetze bis 2045 ausschließlich mit einem vierjährigen Planungszyklus praktisch unmöglich machen. Eine Flexibilisierung des Planungszyklus\r\ndort, wo es zu Erreichung der Klimaziele und der Energiewende wirklich erforderlich ist, ist\r\ndaher unerlässlich.\r\nDie Verbände stehen gerne für einen weiteren Austausch für die Umsetzung einer erfolgreichen Netzplanung der Gas- und Wasserstoffverteilernetze zur Verfügung. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nDelegierter Rechtsakt über\r\ndie Methodik zur Bewertung\r\nvon Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme\r\nBrennstoffe\r\nVersion: 1.0\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Wesentliche Anforderungen an den Delegierten Rechtsakt aus Sicht des\r\nBDEW........................................................................................................3\r\n2 Wasserstoffemissionen..............................................................................4\r\n3 Vorkettenemissionen.................................................................................5\r\n4 Strombezug ...............................................................................................6\r\n5 Erdgaspyrolyse ..........................................................................................7\r\n6 Nullemissionsfaktor für Kohlenstoffgehalt .................................................8\r\n7 Anhang: Beispielberechnungen zu THG-Einsparungen ................................9\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Wesentliche Anforderungen an den Delegierten Rechtsakt aus Sicht des BDEW\r\nEs bedarf eines pragmatischen Ansatzes entlang der gesamten Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff, welcher sich im nächsten Schritt auch im bereits bestehenden Delegierten Rechtsakt zur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff (DA 2023/1184) widerspiegeln muss. Dieser sollte daher bereits deutlich vor 2028, spätestens bis 2026, überprüft und\r\nangepasst werden. Dies ist ein wichtiger Schritt, um die für die Dekarbonisierung notwendigen\r\nMengen an Wasserstoff zu erreichen. Eine enge Fassung der Kriterien, bereits von Beginn an,\r\nsteht dem Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft entgegenstehen.\r\nDie Forderungen nach der Verschiebung der Scharfstellung der Vorgaben zu Additionalität und\r\nzeitlichen Korrelation beim Strombezug im Delegiertem Rechtsakt zu RFNBO-konformem Wasserstoff, wie auch im September von Bundesminister Habeck in einem Schreiben an Energiekommissarin Simson vorgebracht, fordert und unterstützt auch der BDEW nachdrücklich. Dabei\r\naber gilt, dass die Verlängerung deutlich ausfallen muss, sodass Projekte letztendlich von der\r\nÜbergangsperiode auch tatsächlich profitieren können. Bei einer Überarbeitung des Delegierten Rechtsakts zu erneuerbarem Wasserstoff ist es wichtig, dass der Prozess mit dem Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe abgestimmt passiert und effizient abläuft, um\r\nProjekten zeitgleich die notwendige Planungssicherheit zu gewähren.\r\nDie derzeit auf EU-Ebene diskutierten Vorgaben für kohlenstoffarmen Wasserstoff sind zu\r\nstreng und nicht praktikabel umsetzbar. Kohlenstoffarmer Wasserstoff wird damit faktisch unmöglich gemacht, obgleich dieser unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und\r\ndie Transformation des Industriestandortes Europa ist.\r\n› Da die 70%-THG-Einsparung bereits ambitioniert ist, sollte diese das einzige leitende Kriterium bei der Produktion sein und die Einhaltung dieser Einsparung technologieoffen gehalten werden.\r\n› Es ist vorgesehen, dass bis zur Festlegung der Methodik zur Ermittlung von Methanemissionen bei der Erdgasförderung auf Basis der EU-Methanemissionsverordnung (Regelungen auf\r\nEU-Ebene im Jahr 2027) Standardwerte zuzüglich eines Aufschlags von 40% anzusetzen sind.\r\nInwieweit individuell ermittelte Methanintensitäten alternativ herangezogen werden dürfen, bleibt hingegen unklar, sollte aber in jedem Fall alternativ zulässig sein.\r\n› Vorkettenemissionen müssen generell – wie in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III)\r\nfür erneuerbare Energieträger vorgesehen – konsistent sowohl mit Standardwerten als auch\r\nmit projektspezifischen Werten für alle emissionsrelevanten Treibhausgase und Prozessschritte berechnet werden können, welche die tatsächlichen Emissionen abbilden. Das ist\r\nausschlaggebend, um eine bessere Emissionsbilanz vorweisen zu können und damit die\r\nChancen zu erhöhen, die 70%-THG-Einsparung einzuhalten. Dabei würden gleichzeitig\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\neffizienteste Technologien bzw. Projekte gefördert sowie Anreize zur weiteren Emissionsminderung gesetzt werden.\r\n› Ebenso sind die Strombezugskriterien über den Lebenszyklus des kohlenstoffarmen Wasserstoffs zu eng gefasst. Das ohnehin anspruchsvolle Kriterium von 70 %-THG-Einsparung kann\r\nsomit de facto nicht erreicht werden.\r\nDiese daraus resultierende Situation schafft enorme Unsicherheiten und würde sowohl die heimische Produktion als auch Importe von kohlenstoffarmem Wasserstoff gerade in den kritischen ersten Jahren des Hochlaufs erheblich in Frage stellen und kann deswegen den benötigten Mengenhochlauf ausbremsen.\r\n› Alle Produktionsprozesse des kohlenstoffarmen Wasserstoffs müssen unter der im Delegierten Rechtsakt definierten Methode berücksichtigt werden, um Technologieoffenheit zu\r\nerlauben und Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\n› Der Delegierte Rechtsakt muss unbedingt so ausgestaltet werden, dass Projekten hinreichende Investitionssicherheit gewährt wird und dadurch aufbauende Entscheidungen zu Investitionen, welche sehr hoch ausfallen,zeitnah getroffen werden können. Dazu gehört auch\r\ndie Bereitstellung von Bestandsschutz, vor allem in Hinblick auf mögliche künftige Überarbeitungen der Vorgaben.\r\n› Langfristig soll ein fairer Wettbewerb mit vergleichbaren Bedingungen zwischen kohlenstoffarmem und erneuerbarem Wasserstoff geschaffen werden, bei dem die Vorgaben zur\r\nCO2-Einsparung im Vordergrund stehen.\r\n2 Wasserstoffemissionen\r\nDie Werte zum Treibhausgaspotenzial (Global Warming Potential) sollten laut Text bei Vorliegen hinreichender wissenschaftlicher Erkenntnisse künftig für Wasserstoff ergänzt werden, um\r\nWasserstoffschlupf in der Emissionsbilanz zu berücksichtigen (s. Erwägungsgrund 5). Da weder\r\ndas Treibhauspotential von Wasserstoff noch die genauen Messverfahren klar definiert sind,\r\nbedarf es wissenschaftlicher Grundlagenforschung und eines breiten Dialogs mit den relevanten Stakeholdern, in welchem schnell gehandelt werden muss, um Investitionssicherheit zu erreichen. Zusätzlich sollten für Wasserstoffemissionen dann aber auch Standardwerte und Bestandsschutzgarantien vergeben werden können. Analog zu Methan sollte es die Möglichkeit\r\ngeben, eigene projektspezifische Werte zu verwenden.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\n3 Vorkettenemissionen\r\nDer Vorkettenemissionsfaktor von Erdgas sollte aus Gründen der Gleichbehandlung in Summe\r\nüber alle Treibhausgase (10,45 g CO2eq/MJ) dem Vorkettenemissionsfaktor des DA 2023/1185\r\nentsprechen (9,7 g CO2eq/MJ) (s. Anhang B). Es ist wichtig, dass hier Kohärenz zwischen den\r\nbeiden Rechtsakten vorliegt. Ein unterschiedlicher Wert ist aus Sicht des BDEW weder nachvollziehbar noch gerechtfertigt. Außerdem basieren diese Zahlen auf dem JEC WTT 4a Bericht\r\n(2014); mit dem JEC WTT 5 Bericht (2020) liegt hier aber bereits eine aktuellere Datenbasis vor,\r\ndie in den Regelungen entsprechend – aber in jedem Fall kohärent – Anwendung finden sollte.\r\nDarüber hinaus enthält der Entwurf an dieser Stelle keinen Hinweis auf eine regelmäßige Aktualisierung. Diese ist nicht zuletzt wegen der Emissionsminderungsziele von Bedeutung, deren\r\nEntwicklungen sich künftig auch in der Festlegung von Standardwerten wiederfinden müssen.1\r\nFortgeschriebene Aktualisierungen bedarf es auch bei Vorkettenemissionen, um ein levelplaying field aufzubauen. Gleichzeitig ist es wichtig, Projekten Investitions- und Planungssicherheit zu bieten. Daher müssen Bestandsschutzklauseln eingeführt werden. Darüber hinaus sollten die Revisionszeitpunkte der Delegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmen und erneuerbaren Brennstoffen angeglichen werden.\r\nAus der geforderten Verwendung der Ergebnisse der Berichterstattung unter der Methanverordnung folgt, dass bis zur Festsetzung der Methodik der Methanverordnung zur Berechnung\r\nder Methanintensität (voraussichtlich Ende 2027) Standardwerte für Lieferungen zuzüglich eines Aufschlags von 40% anzusetzen sind. Dies schließt defacto Importe aus Drittstaaten von\r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff und Derivaten bis mind. Ende 2027 aus. Somit ist die Wasserstoffversorgung innerhalb der EU in den nächsten Jahren erheblich gefährdet, da aufbauend\r\ndarauf keine finalen Investitionsentscheidungen getroffen werden können. Das Kriterium von\r\n70%- THG-Einsparung kann mit diesen Vorgaben nicht erreicht werden, selbst dann nicht, wenn\r\nausschließlich emissionsfreier EE-Strom als Hilfsenergie eingesetzt wird. Dies würde dem Hochlauf des Wasserstoffmarktes entgegenstehen und die EU würde damit wichtige Bezugsländer\r\nfür kohlenstoffarmen Wasserstoff ausschließen. Es sollte daher einen Übergangszeitraum bis\r\nEnde 2027 geben, in welchem alternativ zum Standardwert auch nach internationalen Qualitätsanforderungen zertifizierte projektspezifische Werte (z. B. aus dem Umweltmanagementsystem oder der Nachhaltigkeitsberichterstattung des Unternehmens) im Rahmen einer Eigenerklärung verwendet werden dürfen, bis die konkreten Vorgaben zur Erfüllung der\r\n1\r\nIn Tabelle 6 (Emission intensity of generated electricity in EU Member States in 2022) ist hingegen eine Aktualisierung der Emissionswerte vorgesehen (s. Fußnote 16).\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nAnforderungen der Methanemissionsverordnung an die Emissionsberichterstattung und die\r\nZertifizierungssysteme vorliegen. Mit diesem Übergangszeitraum würde den Projekten genügend Zeit eingeräumt werden, um die erforderlichen Berichtsstrukturen aufzubauen. Den Projekten sollte dann Bestandsschutz gewährt werden. Zudem ist nicht ersichtlich, wieso bei Verwendung von Standardwerten zusätzlich ein 40%-Aufschlag angesetzt wird. Ein solcher Aufschlag bei der Verwendung von Standardwerten ist abzulehnen.\r\nZudem besteht im Entwurf des Delegierten Rechtsakts keine Möglichkeit, individuelle Messwerte für die Gasvorkette außerhalb des Unternehmens im Hinblick auf das Treibhausgas CO2\r\nzu verwenden. Hier muss ermöglicht werden, dass ein nachgewiesener projektspezifischer CO2-\r\nEmissionswert für die Lieferkette verwendet werden darf. Somit kann die Berücksichtigung der\r\nTransportdistanz und des Verkehrsträgers sowie des zugehörigen Treibstoffs und der tatsächlichen CO2-Emissionen aus Förderung und Aufbereitung ermöglicht werden. Projektspezifische\r\nWerte für CH4, CO2 und N2O erlauben die genauesten Berechnungen der Upstream-Emissionen\r\nfür den Erdgasbezug. Dies sollte mittelfristig das übergeordnete Ziel sein.\r\nDennoch bedarf es eines Nebeneinanders von Standard- und projektspezifischen Werten. Zunächst werden bestimmte Vorkettenemissionen nicht oder nur mit hohem Aufwand zu ermitteln sein. In diesem Fall fungieren die Standardwerte als eine wichtige Rückfalllinie für die Informationsbereitstellung im Rahmen der Ausweisung. Diese können in der aktuellen\r\nMarktphase helfen, Investitionen zu ermöglichen und Projekte umzusetzen, dürfen deshalb\r\naber nichtzu hoch angesetzt werden, um nicht prohibitiv zu wirken. Bereits etablierte Standards\r\nfür die Berichterstattung wie das Greenhouse Gas Protocol des WBCSD sollten durch die Unternehmen angewendet werden dürfen. Die unter der ISO bereits begonnenen Arbeiten zum Normungsprozess zur Berechnung des THG-Fußabdrucks von Wasserstoff sollten von der EU-Kommission ebenfalls in ihren Entscheidungen berücksichtigt werden.\r\n4 Strombezug\r\nFür die Anrechenbarkeit von 100% EE bei Einhaltung der Strombezugskriterien ist eine Klarstellung erforderlich, für welche Herstellungsprozesse der Strominput zu einer Steigerung des\r\n„heating values“ führt. Eine entsprechende Klarstellung, welche Prozessschritte von der Anforderung betroffen wären und welche nicht, ist für alle Arten der Wasserstofferzeugung erforderlich (Wasser-Elektrolyse, Erdgas-Dampfreformierung, Erdgas-Pyrolyse, NH3-Cracking etc.). Weiterhin ist unklar, warum nur die zeitliche Korrelation hervorgehoben wird (s. Anhang A, Ziff. 1\r\nu. Ziff. 5).\r\nGrundsätzlich bedarf es zu Beginn des Hochlaufs flexibler und pragmatischer sowie international anschlussfähiger Rahmenbedingungen für die Bilanzierung von Treibhausgasemissionen.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nDie aktuell angestrebten Regelungen verhindern die Umsetzung von Projekten enorm. Dies ist\r\nvor dem Hintergrund der anzustrebenden Versorgungssicherheit mit kohlenstoffarmen Molekülen kritisch. Insbesondere für den Strombezug bei Elektrolyse zur Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff braucht es angemessene und praxistaugliche Regelungen. Zum einen sollten projektspezifische PPAs entsprechend abgeschlossen werden können, die eine nachweislich niedrigere Emissionsintensität als der nationale Strommix aufweisen.\r\nZum anderen betrifft dies auch den Bilanzierungszeitraum der Treibhausgasemissionen des\r\nNetzstroms. Die Dauer des Bilanzierungszeitraums ist genau abzuwägen und an Marktgegebenheiten anzupassen. Die bisher diskutierten Vorgaben drohen den Wasserstoffhochlauf zu verhindern und stehen somit den Dekarbonisierungszielen entgegen. Insofern ist es zu begrüßen,\r\ndass gem. Art. 3 auch die Einführung eines Kriteriums zur stündlichen Bilanzierung der THGEmissionen des Strombezugs geprüft werden soll, da dies eine Möglichkeit darstellt, um effizientere Laufzeiten der Elektrolyseure zu erreichen. Jedoch muss diese Möglichkeit bereits mit\r\nInkrafttreten des Delegierten Rechtsaktes gelten. Lediglich eine mögliche Aussicht im Jahr\r\n2028 gibt keine Investitionssicherheit, um die notwendigen Investitionsentscheidungen für die\r\njetzt notwendigen Projekte zu ermöglichen. Weiterhin muss auch geklärt werden, auf welcher\r\nEbene letztlich bilanziert werden muss.\r\nWeiterhin bedarf es einer Klarstellung für Strominputs, die nicht zu einer Steigerung des „heating value“ führen. Für Emissionen des Stromnetzbezugs analog der Regelung im DA 2023/1185\r\nist also eine Neubewertung aus deutscher Sicht unbedingt erforderlich. Die hier vorgesehenen\r\nVorgaben verhindern die Umsetzbarkeit (s. Ziff. 6). Es muss die Möglichkeit bestehen, EEStrom aus herkömmlichen PPAs oder grünen HKNs einzusetzen und hierfür den EE-spezifischen Emissionsfaktor von 0 g CO2/ MJ anzusetzen. Zusätzlich sollte eine zertifizierte CO2-Intensität für jede Art von PPA ausreichen, um projektspezifische CO2-Emissionen anrechnen zu\r\nkönnen. Auch nicht RFNBO-konformer erneuerbarer Strom trägt zu der angestrebten Treibhausgasminderung mittels seiner niedrigen CO2-Intensität bei. Dabei muss auch berücksichtigt\r\nwerden, dass ein Erfordernis des Einsatzes von RFNBO-konformem Strom die LCOH unnötig\r\nweiter in die Höhe treiben würde und somit Projekte unwirtschaftlich macht.\r\n5 Erdgaspyrolyse\r\nEs bedarf mehrerer Klarstellungen hinsichtlich der bilanziellen Berücksichtigung des Kohlenstoff-Outputs der Pyrolyse. Der derzeitige Rechtsrahmen gibt keine ausreichende Klarheit darüber, wie der vom Pyrolysebetreiber abgeschiedene Kohlenstoff verbucht werden muss und\r\nwer die Kohlenstoffgutschrift erhalten sollte. Eine Klarstellung ist unumgänglich, um Doppelzählungen zu vermeiden und eine rasche Einführung von kohlenstoffarmen Kraftstoffen zu ermöglichen. In Nr. 17 des Anhangs (e ccs) wird in der Einleitung ausdrücklich neben CO2 auch\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\n\"carbon in solid state\" erwähnt. Allerdings werden die Kriterien für eine dauerhafte Lagerung\r\nvon Kohlenstoff in den Berechnungsregeln nicht näher konkretisiert. Die nachfolgenden Rechenregeln beziehen sich nur auf CO2. In der e ccs Formel sollte demzufolge ein Term \"e carbon\r\nin solid state\" ergänzt und definiert werden. Hierbei sind die im Folgenden aufgeführten Fälle\r\nzu betrachten:\r\nDie energetische Verwendung des Kohlenstoffs (z. B. als Brennstoff, als Anode in der Aluminiumproduktion oder im Hochofenprozess als Koksersatz) muss berücksichtigt werden (s. Ziff. 10).\r\nWeiterhin muss eine Berücksichtigung der bei der Verwendung des Kohlenstoffs entstehenden\r\nCO2-Emissionen beim Verwender (Abgabepflicht der ETS-Anlage) gegeben sein.\r\nAußerdem muss im Rahmen des Delegierten Rechtsakts verdeutlicht werden, ob und unter welchen Bedingungen der Pyrolyse-Kohlenstoff ein wirtschaftlich verwertbares Nebenprodukt mit\r\nAllokationsmöglichkeit ist. Sofern dies der Fall ist, muss ebenfalls klargestellt werden, ob die\r\nAllokation der Emissionen auf die Produkte Wasserstoff und Kohlenstoff energetisch oder ökonomisch erfolgt (s. Ziff. 15). Beide Allokationskriterien weisen spezifische Vor- und Nachteile\r\nauf. Die Entscheidung über das anzuwendende Allokationsverfahren sollte in enger Abstimmung mit betroffenen Betreibern und Zertifizierern getroffen werden.\r\nEbenso muss die stoffliche Verwendung des Kohlenstoffs (z. B. Bodenverbesserungsmittel, Autoreifen) berücksichtigt werden (s. Ziff. 18), sofern der Pyrolyse-Kohlenstoff nicht bereits gemäß\r\nZiff. 15 als wirtschaftlich verwertbares Nebenprodukt mit Allokationsmöglichkeit behandelt\r\nwerden kann. Für die Zwecke des Delegierten Rechtsakts sollte für den stofflich verwendeten\r\nPyrolyse-Kohlenstoff weder eine (potenzielle) Brennstoffemission zugewiesen werden, noch\r\neine Abgabepflicht unter dem EU-Emissionshandel bestehen. Hier könnte eine Aufnahme in den\r\nAnhang des Entwurfs einer „Delegated Regulation on the requirements for considering that\r\ngreenhouse gases have become permanently chemically bound in a product“ eine Möglichkeit\r\ndarstellen.\r\n6 Nullemissionsfaktor für Kohlenstoffgehalt\r\nBeim Umgang mit Kohlenstoff in kohlenstoffarmen Brennstoffen, der aus CO2 stammt und nach\r\nder Nutzung des Low Carbon Fuels wieder als CO2 freigesetzt wird, ist nicht nachvollziehbar,\r\nwarum CO2 aus Stromerzeugung (das unter dem ETS I erfasst ist) nur bis zum Jahr 2036 mit\r\neinem Nullemissionsfaktor nutzbar ist (s. Ziff. 10). Hier bedarf es einer Gleichstellung mit CO2\r\naus industriellen Feuerungsanlagen. Für CO2 aus anderen Feuerungsanlagen als Kraftwerken\r\nund industriellen Prozessen (die unter dem ETS I erfasst sind) sollte für unvermeidbare Prozessemissionen (z.B. Kalkbrennen) auch nach 2041 noch ein Nullemissionsfaktor verwendet\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nwerden dürfen. Dies muss so auch im Delegierten Rechtsakt zu erneuerbarem Wasserstoff\r\nübernommen werden, damit keine doppelte Schlechterstellung erfolgt.\r\nIm Erwägungsgrund Nr. 6 wird der Fall der CO2-Speicherung in Drittstaaten aufgeführt.2 Hierbei wird auf die Anerkennung von CCS-Lagerstätten außerhalb des EU-ETS eingegangen. An\r\ndieser Stelle werden jedoch die erforderlichen \"gleichwertigen Bedingungen\" nicht konkretisiert. Zur Planungssicherheit ist es notwendig, dass dabei auf die geltenden Bedingungen\r\ndeutlicher eingegangen wird.\r\n7 Anhang: Beispielberechnungen zu THG-Einsparungen\r\nAnmerkung zu den Berechnungen:\r\nZur Verdeutlichung der oben ausgeführten Anmerkungen und Forderungen folgen Beispielrechnungen zur THG-Einsparung durch kohlenstoffarme Brennstoffe. Die Berechnungen erheben\r\nkeinen Anspruch auf Allgemeingültigkeit und basieren u.a. auf Annahmen zur Entwicklung des\r\nStrommixes. Die Energiedaten und Stoffströme beruhen auf DVGW-Studie \"Roadmap Gas\r\n2050\" von Mai 2022: \"Bewertung von alternativen Verfahren zur Bereitstellung von grünem und blauem H2\". Die BDEW-Berechnungen variieren Vorkettenemissionen, den Emissionsfaktor des Strommixes und weitere Prozessparameter zur Illustration der Bedeutung von verschiedenen Annahmen und Standardwerten.\r\nDie Berechnungen erfolgen heizwertbezogen. Für Wasserstoff wird ein Heizwert von 120\r\nMJ/kg bzw. 33,33 kWh/kg angenommen.\r\nDie Berechnungen zeigen auf, dass es bei verschiedenen Herstellungsformen von kohlenstoffarmem Wasserstoff teilweise unmöglich ist, in absehbarer Zeit die 70%-THG-Einsparung einzuhalten.\r\n2 Zum Thema Carbon Management hat der BDEW ein aktualisiertes Positionspapier veröffentlicht.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\n70% Einsparung Einheit\r\nkWh\r\nH2 kg H2 Emission g CO2/kg H2 g CO2eq/MJ H2 g CO2/kWh H2\r\nErdgas kWh g CO2/kWh Eg 0 0,0 0,0\r\nWasser kg 0,4 14 1 g CO2/kg H2O 9,8 0,1 0,3\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nStrom Prozess kWh 1,4 47,6 70 g CO2/kWhel 3333 27,8 100,0\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nStrom Einspeisung kWh 0,0 1,3 70 g CO2/kWhel 93 0,8 2,8\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nTransport/\r\nSpeicher kg CO2 CCS 0 0,0 0,0\r\nEmission direkt kg CO2 0 0,0 0,0\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 3436,1 28,6 103,1\r\nReferenz\r\ng\r\nCO2eq/MJ 94\r\nTHG-Einsparung Min 70% 70%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 1: Wasserelektrolyse im Inland: Notwendiger Emissionsfaktor erst ca. 2035 erreicht.\r\nWasserelektrolyse (Inland)\r\n• Für den Elektrolyseprozess wird ein Wirkungsgrad von 70 Prozent bezogen auf den\r\nStrominput angenommen.\r\n• Neben dem Strominput für die Elektrolyse wird auch der Energieaufwand für die Wasseraufbereitung und die Abwasserreinigung sowie für die Einspeisung des Wasserstoffs\r\nin ein Pipelinenetz berücksichtigt. Unter dem Begriff „Einspeisung“ ist der direkte\r\nStromeinsatz zur Wasserelektrolyse gemeint, der Begriff „Prozess“ schließt den\r\nStromeinsatz zur Durchführung der Prozesse entlang der Herstellung ein, der nicht zum\r\nInput für die direkte Elektrolyse verwendet wird.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n• Im Berechnungsszenario wird der erforderliche Emissionsfaktor für den Strommix zum\r\nErreichen von 70 Prozent Treibhausgaseinsparung für den Strombezug betrachtet: Der\r\nEmissionsfaktor des Strombezugs darf maximal 70 g CO2eq/kWhel betragen. Ein solcher\r\nWert wird nach dem aktuellen Projektionsbericht der Bundesregierung frühestens ab\r\ndem Jahr 2035 sicher erreicht.\r\nDelegated Act Einheit kWh H2 kg H2 Emission\r\ng CO2/kg\r\nH2\r\ng CO2eq/MJ\r\nH2\r\ng\r\nCO2/kWh\r\nErdgas kWh 1,5 49,8 38 g CO2/kWh Eg 1874 15,6 56,2 Standardwert DA EU-Gas-Mix\r\nWasser kg 0,2 5,6 4 g CO2/kg H2O 23,0832 0,2 0,7 Standardwert DA für DE 2022\r\nStrom Prozess kWh 0,03 0,95 412 g CO2/kWhel 392 3,3 11,7 Standardwert DA für DE 2022\r\nStrom\r\nAbscheidung kWh 0,03 1 412 g CO2/kWhel 412 3,4 12,4 Standardwert DA für DE 2022\r\nTransport/\r\nSpeicher kg CO2 CCS 0,25 8,3 0,035\r\nkg CO2eq/kg\r\nCO2 CCS 292 2,4 8,8 DVGW\r\nEmission direkt kg CO2 0,03 0,9 90% Abscheidung 926 7,7 27,8 DVGW\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 3918,2 32,7 117,6\r\nReferenz g CO2eq/MJ 94\r\nTHGEinsparung Min 70% 65%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 2: Dampfreformierung: Mit Standardwerten kann die THG-Einsparung nicht erreicht\r\nwerden.\r\nDampfreformierung\r\n• Der Erdgasverbrauch des Dampfreformers (stofflich und energetisch) wird gemäß\r\nDVGW-Studie mit 1,5 kWh Erdgas/kWh Wasserstoff angenommen.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\n• Für die Dampfreformierung wird der Strombedarf für die Wasseraufbereitung (stöchiometrischer Wasserbedarf), der Hilfsstrombedarf des Dampfreformers und der Strombedarf für die CO2-Abscheidung (90 Prozent Abscheidegrad) berücksichtigt.\r\n• Die CO2-Emissionen aus Transport und langfristiger Einspeisung werden aus der\r\nDVGW-Studie entnommen und pauschal mit 0,035 kg CO2eq/kg CO2 (CCS) angesetzt.\r\n• Im Berechnungsszenario wird der EU-Standardwert für die Erdgas-Vorkette und der\r\ndeutsche Strommix 2022 (Standardwert des Delegierten Rechtsakts) für den Strombezug betrachtet: Die THG-Minderung von 70 Prozent wird nicht erreicht.\r\nDelegated Act Einheit kWh H2 kg H2 Emission g CO2/kg H2\r\ng CO2eq/MJ\r\nH2\r\ng CO2/kWh\r\nH2\r\nErdgas kWh 1,7 56,9 38 g CO2/kWh Eg 2142 17,9 64,3\r\nStandardwert DA EUGas-Mix\r\nWasser kg 0,0 0 4 g CO2/kg H2O 0 0,0 0,0\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nStrom Prozess kWh 0,3 9,65 412 g CO2/kWhel 3978 33,1 119,3\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nStrom\r\nAbscheidung kWh 0,0 0 412 g CO2/kWhel 0 0,0 0,0\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nTransport/\r\nSpeicher\r\nkg CO2\r\nCCS 0,035\r\nkg CO2eq/kg CO2\r\nCCS 0 0,0 0,0 90 g C pro kWh H2\r\nEmission direkt kg CO2 0,00 0,1 0% Abscheidung 100 0,8 3,0 DVGW\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 6219,9 51,8 186,6\r\nReferenz\r\ng\r\nCO2eq/MJ 94\r\nTHG-Einsparung Min 70% 45%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 3: Erdgas-Pyrolyse: Benötigt projektspezifische Werte für Gasvorkette und Strom.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nPyrolyse\r\n• Der Erdgasverbrauch der Pyrolyse (stofflich und energetisch) wird gemäß DVGW-Studie mit 1,7 kWh Erdgas/kWh Wasserstoff angenommen.\r\n• Für den Strombedarf der Erdgas-Pyrolyse wird ein Wert von 0,3 kWhel/kWhH2 angenommen.\r\n• Es wird davon ausgegangen, dass der im Pyrolyseprozess abgetrennte Kohlenstoff\r\nnicht mit potenziellen Brennstoffemissionen belastet wird.\r\n• Im Berechnungsszenario wird der EU-Standardwert für die Erdgas-Vorkette und der\r\ndeutsche Strommix 2022 (Standardwert des delegierten Rechtsakts) für den Strombezug betrachtet: Die THG-Minderung von 70 Prozent wird bei Weitem nicht erreicht.\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Karl\r\nGeschäftsbereich EU-Vertretung\r\n+32 2774 51-16\r\nlukas.karl@bdew.de\r\nJannis Speckmann\r\nAbteilung Transformation der Gaswirtschaft,\r\nklimaneutrale Gase und Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300 199-1252\r\njannis.speckmann@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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V.\r\nStresemannallee 30\r\n60596 Frankfurt am Main\r\nTelefon: +49 69 6304-1\r\nE-Mail: info@agfw.de\r\nInternet: www.agfw.de\r\nNeuerlicher Entwurf der AVBFernwärmeV bedroht die Wärmewende\r\nund sollte in dieser Form nicht im Bundeskabinett verabschiedet werden\r\nSehr geehrter Herr Bundesminister,\r\naufgrund der vom federführenden Bundesministerium für Wirtschaft und\r\nKlimaschutz (BMWK) beabsichtigten Befassung des Bundeskabinetts mit\r\nder Novelle der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) am 18.12.2024 sind wir in großer\r\nSorge. Der vorliegende Entwurf weist eine eindeutige Schieflage zu Lasten\r\nder Versorgungsunternehmen aus. Er gefährdet die Wirtschaftlichkeit der\r\nFernwärmeversorgung, ihre Dekarbonisierung sowie den Fernwärmeausbau und damit in der Folge auch die Umsetzung der kommunalen Wärmepläne. Die Wärmewende in den Kommunen würde damit insgesamt gefährdet. Daher appellieren wir an Sie, den vorliegenden Entwurf in dieser\r\nForm nicht im Bundeskabinett zu verabschieden.\r\nWärmenetze und klimaneutrale Fernwärme sind neben der Elektrifizierung der Wärme zentrale Bausteine für eine klimapolitisch erfolgreiche\r\nund volkswirtschaftlich kosteneffiziente Wärmewende. Für den Ausbau\r\nund die Dekarbonisierung der Fernwärme benötigen die Fernwärmeversorgungsunternehmen angesichts der hohen Investitionsbedarfe einen\r\nverlässlichen und rechtssicheren Planungs- und Investitionsrahmen. Die\r\nAVBFernwärmeV ist dabei ein zentrales Element.\r\nIm vorliegenden Entwurf bleibt an vielen Stellen die für die AVBFernwärmeV (Art. 243 EGBGB) gesetzlich geforderte, ausgewogene Gestaltung der\r\nBedingungen unter angemessener Berücksichtigung der beiderseitigen Interessen der Vertragsparteien unberücksichtigt.\r\nBundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nHerrn Dr. Robert Habeck, MdB\r\nScharnhorststraße 34-37\r\n10115 Berlin\r\nBerlin, 5. Dezember 2024\r\n\r\nSeite 2 von 3\r\nMehrfach haben wir die Novellierung der AVBFernwärmeV angemahnt\r\nund auf die Verabschiedung der Verordnung gedrängt. Dabei haben wir\r\nauf die Notwendigkeit hingewiesen, dass die Novellierung die Ausgewogenheit zwischen den Interessen der Verbraucherinnen und Verbraucher\r\nund den Fernwärmeversorgern wahren und sich Investitionen in Ausbau,\r\nDekarbonisierung sowie die Versorgungssicherheit in den Möglichkeiten\r\nzur Preisanpassung widerspiegeln müssen.\r\nDer nun vorgelegte zweite Referentenentwurf zur Änderung der AVBFernwärmeV lässt allerdings aufgrund der verbraucherschutzrechtlichen Nachschärfungen diese Ausgewogenheit vermissen. Durch die Streichung\r\nflexibler Regelungen, mit denen die Versorger auf die Transformation der\r\nWärmeversorgung reagieren können, und der gleichzeitigen Ermöglichung\r\nfür Kunden, sich ohne weitere Begründung vom Vertrag lösen zu können –\r\num nur zwei Beispiele zu nennen – werden sowohl Investitionen in die Dekarbonisierung als auch in den Ausbau der Fernwärme massiv erschwert.\r\nUmfassende zusätzliche Bürokratieanforderungen ohne echten Mehrwert\r\nfür die Kunden und Verbraucher würden die Fernwärmeversorgung überdies verteuern.\r\nDas kann aber weder das Ziel der Bundesregierung sein, noch ist es im\r\nSinne der Kommunen, der Versorgungswirtschaft, der Verbraucher und\r\ngefährdet die Erreichung der Klimaschutzziele. Dabei haben wir gemeinsam die Weichen für die Wärmewende gestellt: auf dem 1. FernwärmeGipfel am 12. Juni 2023 haben wir uns im Rahmen einer breiten Allianz\r\nvon Politik über die Energiewirtschaft bis hin zur Wohnungswirtschaft und\r\nVerbraucherschutz auf das Ziel verständigt, jährlich 100.000 Gebäude an\r\nWärmenetze anzuschließen. Dieses Ziel wäre mit dem vorliegenden Verordnungsentwurf keinesfalls zu erreichen. Damit einher geht auch die\r\ngroße Gefahr, dass die nun bundesweit durch die Kommunen in Aufstellung befindlichen Wärmepläne sich nicht werden umsetzen lassen.\r\nDer Verordnungsentwurf bedarf daher erheblicher inhaltlicher und technischer Nachbesserungen und darf in dieser Form nicht verabschiedet werden. Lassen Sie uns gemeinsam ein Gesamtpaket für eine erfolgreiche\r\nWärmewende in den Wärmenetzen erarbeiten. Dazu gehört zwingend\r\nauch eine Novellierung der Wärmelieferverordnung i. V. m. § 556c BGB.\r\nSchließlich haben wir uns beim 1. Fernwärme-Gipfel darauf verständigt,\r\ndass damit „sowohl der Fernwärmeausbau vorangebracht als auch der\r\nMieterschutz gewahrt“ werden soll.\r\nSeite 3 von 3\r\nDaher appellieren wir an Sie, den vorliegenden Entwurf zurückzuziehen.\r\nFür Fragen und einen vertieften Austausch stehen wir jederzeit zu Verfügung.\r\nDieses Schreiben lassen wir auch den Fraktionsvorsitzenden von SPD,\r\nBündnis 90/Die Grünen, FDP und CDU/CSU sowie Frau Bundesministerin\r\nKlara Geywitz, Frau Bundesministerin Steffi Lemke , Herrn Bundesminister\r\nDr. Volker Wissing und Herrn Bundesminister Wolfgang Schmidt zukommen.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nund Mitglied des Präsidiums\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer\r\nBDEW Bundesverband der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e.V.\r\nHelmut Dedy\r\nHauptgeschäftsführer\r\nDeutscher Städtetag\r\nDr. André Berghegger\r\nHauptgeschäftsführer\r\nDeutscher Städte- und Gemeindebund\r\nWerner R. Lutsch\r\nGeschäftsführer\r\nAGFW\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38. Lobbyregistereintag VKU: R000098. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 10\r\nAnmerkungen zum Diskussionspapier der CDU/CSU-Bundestagsfraktion\r\n„Neue Energie-Agenda für Deutschland“\r\n17.12.2024\r\n1 Grundsätzliche Rückmeldung\r\nDer BDEW begrüßt, dass die CDU/CSU-Bundestagsfraktion bei der Erarbeitung ihrer Positionierung für eine zukünftige Energiepolitik den Dialog mit der Branche sucht. Dieser wird aufgrund\r\nder zunehmenden Komplexität der Energiepolitik – bedingt durch die fortschreitende Transformation und geopolitischen Ereignisse – immer wichtiger. Der Einbezug der Praxis ist Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende.\r\nZudem begrüßt der BDEW die Anerkennung des Klimaneutralitätsziels. Sowohl der Klimaneutralitätspfad als auch die Sektorziele sind wichtige Eckpfeiler für Planungs- und Investitionssicherheit, auf die der Energiesektor seine Transformationsplanung abstellt. Die Sektorziele\r\nkonnte der Energiesektor bisher immer einhalten. Grundsätzlich gilt: Planungssicherheit ist für\r\ndie erfolgreiche Dekarbonisierung der Energieversorgung die zentrale Prämisse. Ohne Planungssicherheit besteht für die Unternehmen keine Investitionssicherheit, was im Ergebnis zu\r\nAttentismus führt.\r\nDas Diskussionspapier stellt einen wichtigen Impuls für die Fortführung des konstruktiven Dialogs mit der Energiebranche dar. Wir teilen die Ausführungen insbesondere zum Stellenwert\r\nvon Versorgungssicherheit, zur Einrichtung eines Kapazitätsmarktes sowie die entschiedene\r\nAblehnung einer Teilung der deutschen Stromgebotszone, die Ablehnung eines Rückbaus der\r\nGasnetze, das Eintreten für die Nutzung aller klimaneutralen Gase, das Votum für die Nutzung\r\naller Erneuerbaren Energien (wobei Wind und PV aus Sicht des BDEW den Großteil einer klimaneutralen Energieversorgung stellen werden), die Hervorhebung der Bedeutung der Digitalisierung, aber auch und vor allem die Fokussierung auf Systemdienlichkeit und Kosteneffizienz.\r\nWie gewünscht, gibt der BDEW im Folgenden gerne Hinweise zu einzelnen Positionen der\r\n„Neuen Energie-Agenda für Deutschland“ vom 5. November 2024.\r\nSeite 2 von 10\r\n2 Hinweise zu einzelnen Positionen\r\n2.1 Kosteneffiziente Energiewende\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich den Fokus der Union auf eine kosteneffiziente Energiewende.\r\nMit einer klugen Verzahnung der verschiedenen Elemente des Energiesystems lassen sich Kosten im Aufbau und Betrieb einsparen. Je kosteneffizienter die Umsetzung der Energiewende\r\nist, umso mehr kann die Akzeptanz dafür in der Gesellschaft gesichert werden. Sowohl beim\r\nweiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien als auch bei der Netzinfrastruktur wird der Fokus\r\nauch auf der systemdienlichen Planung von Erzeugungs- und Netzkapazitäten liegen müssen.\r\nHier bedarf es eines sektorübergreifenden Transformationsansatzes, der neben Strom auch\r\nGas und Wasserstoff berücksichtigt. Priorisierung und Standardisierung beschleunigen den\r\nNetzausbau, senken die Kosten des Ausbaus sowie die Betriebskosten. Der grundsätzliche Bedarf des weiteren umfangreichen Netzausbaus sowie der Netzmodernisierung bleibt hiervon\r\nunberührt. Eine Synchronisation von Netzausbau und EE-Ausbau darf nicht zu einer Verlangsamung des Ausbaus der erneuerbaren Energien führen. Maßnahmen zur Steigerung der Systemeffizienz wie Spitzenkappung, Sektorkopplung, intelligente Vernetzung und Flexibilitäten führen zu einer effizienteren Netzauslastung und vermeiden Redispatch im Übertragungs- und\r\nVerteilnetz. Auch die netzdienliche Ansiedlung von standortflexiblen Lasten kann Kosten reduzieren. Zahlreiche Akteure und Anwendungen können zur Flexibilisierung des Energiesystems\r\nbeitragen, darunter KWK-/Wärmenetzsysteme, Industriebetriebe, Elektrolyseure, Elektrofahrzeuge, Pumpspeicher, Kraftwerke, Batteriespeicher oder Power-to-Heat-Anlagen.\r\n2.2 Versorgungssicherheit und steuerbare Leistungen\r\nDer BDEW begrüßt die Position der Union zur Notwendigkeit neuer steuerbarer Leistungen als\r\nverlässliche Säule der Energieversorgung, einschließlich eines entsprechenden Kapazitätsmarktes mit Fokus auf Versorgungssicherheit unter Einbindung von Flexibilitätsoptionen.\r\nDie Einführung eines Kapazitätsmarktes ist eine der großen Herausforderungen der nächsten\r\nJahre. In einem intensiven Dialog mit seinen Mitgliedsunternehmen hat der BDEW den Vorschlag eines Integrierten Kapazitätsmarktes (IKM) vorgelegt. Wesentliches Element des IKM\r\nsind zentrale wettbewerbliche Ausschreibungen, die einen sicheren Investitionsrahmen für\r\nsteuerbare Kapazitäts- und Flexibilitätsoptionen bieten sollen. Hierzu werden bei der Bedarfsermittlung die Kapazitäts- und Flexibilitätsbeiträge aus anderen Mechanismen wie der Förderung nach dem Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG), dem Kraftwerkssicherheitsgesetz\r\n(KWSG), dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) sowie Flexibilitätsanreize über die\r\nEnergie- und Systemmärkte berücksichtigt.\r\nEine wesentliche Voraussetzung für eine Verbesserung des Investitionsrahmens ist die Durchführung von zentralen wettbewerblichen Ausschreibungen von Kapazitätsverträgen für Erzeugungsanlagen und Flexibilitäten.\r\nSeite 3 von 10\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft sollten die begonnenen Diskussionen aufgegriffen und unter\r\nBerücksichtigung der Stellungnahmen der Expertinnen und Experten zu Ende geführt werden.\r\nZentrales Ziel muss sein, im Jahr 2028 eine erste Ausschreibung im Rahmen eines Kapazitätsmarktes durchführen zu können.\r\nNeben der Bedeutung der Einführung eines Kapazitätsmarkts 2028 muss bereits kurz- und mittelfristig der notwendige Zubau steuerbarer Leistung zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit und des Kohleausstiegs durch Ausschreibungen von Kraftwerksleistung angereizt werden. Die grundsätzlichen Überlegungen zum Kraftwerksicherheitsgesetz aus der ausgehenden\r\nLegislatur stellen hierfür eine geeignete Grundlage dar. Hier bedarf es schnell einer gesetzlichen Grundlage und des Starts der Ausschreibungen, um rechtzeitig die notwendige Erzeugungsleistung am Netz zu haben. Die Rahmenbedingungen sind so auszugestalten, dass bei\r\nden Ausschreibungen hinreichend Nachfrage erzeugt wird. So sind z. B. die Anforderungen an\r\nden Wasserstoffeinsatz im Hinblick auf die Marktreife sowie Verfügbarkeit von Infrastruktur\r\nund Mengen realistisch auszugestalten. Ebenso sollten, um Synergien zu heben, auch bisherige\r\nStandorte weitergenutzt werden dürfen. Stadtwerke als wichtige Erzeuger sind nicht durch zu\r\nhohe Sicherheitsleistungen und Pönalen faktisch auszuschließen. Wir empfehlen auf die Ausarbeitungen und Stellungnahmen der Energiebranche zurückzugreifen.\r\n2.3 Rolle des Emissionshandels\r\nDer Emissionshandel stellt zweifelsohne ein effizientes (Leit-)Instrument zur Reduzierung der\r\nCO2-Emissionen sowie zur Entfaltung einer Lenkungswirkung dar. Der BDEW setzt sich für eine\r\nStärkung des europäischen Emissionshandels ein, der perspektivisch alle Sektoren in einem\r\nSystem umfasst. Den Vorschlag, mehr Länder außerhalb der EU für eine CO2-Bepreisung zu gewinnen, sowie die Forderung, das europäische ETS international anschlussfähig zu gestalten,\r\nwird unterstützt.\r\nGleichwohl ist auch künftig ein begleitender Ordnungsrahmen sinnvoll. Preissignale allein garantieren nicht die rechtzeitige Entwicklung geeigneter Vermeidungsalternativen – insbesondere,\r\nwenn sie politischem Einfluss ausgesetzt sind und in ihrer Höhe (und damit Lenkungswirkung)\r\nbegrenzt werden. Sie wirken demnach nur dort lenkend, wo Alternativen bereits verfügbar\r\nsind, andernfalls werden lediglich nicht zu vermeidende Kosten generiert.\r\nDie Begrenzung der Lenkungswirkung zeigt sich beispielsweise bei der Annahme eines CO2-\r\nPreises in Höhe von 100 €/t CO2, woraus ein Aufschlag von 2,4 Ct/kWh auf den Erdgas-Preis\r\nresultiert. Diese Verteuerung wird beim Privatkunden zwar zu höheren Kosten, aber nicht\r\nzwingend zu einem Heizungstausch führen und entsprechend nicht zur Realisierung der Wärmewende beitragen.\r\nOhne flankierenden, anreizenden Ordnungsrahmen bleibt die rechtzeitige Entwicklung von Alternativen zur Erreichung der Klimaziele im verfügbaren Zeitrahmen aus.\r\nSeite 4 von 10\r\nUm eine Überforderung der Verbraucher durch steigende Energiekosten im Zuge eines wirkungsvollen Emissionshandels abzuwenden und zugleich die Akzeptanz zu sichern, sind mit\r\nden Einnahmen des Emissionshandels Förderprogramme oder anderweitige gezielte Entlastungen auf nationalstaatlicher Ebene zu finanzieren, wie z. B. die Senkung der Stromsteuer.\r\nDas Finanzierungspotenzial für weitergehende Maßnahmen ist aufgrund der Volatilität des\r\nCO2-Preises hingegen unklar. Ob sich beispielsweise die Netzentgelte damit dauerhaft halbieren lassen, ist offen.\r\n2.4 Wärmesektor\r\nDer BDEW unterstützt das Ziel einer sozialverträglichen und praxistauglichen Wärmeversorgung, die alle Dekarbonisierungs-Optionen, -Technologien und klimaneutralen Energieträger\r\nnutzt. Die Gesetzgebungen (insbesondere GEG und WPG) und Förderungen (insbesondere BEG\r\nund Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)) können und sollen die Entscheidung, welcher klimaneutrale Energieträger oder welche Technologie vor Ort bzw. im Heizungskeller eingesetzt wird, unterstützen.\r\nBezüglich der Aussage, das „Heizungsgesetz der Ampel“ zurücknehmen zu wollen, bedarf es\r\neiner Klarstellung. Das Gebäudeenergiegesetz (GEG) setzt seit 2020 die Vorgaben der europäischen Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie (EPBD) in nationales Recht um, eine Abschaffung des\r\nGEG in seiner Gesamtheit ist entsprechend nicht möglich. Die mit der zum 1. Januar 2024 in\r\nKraft getretenen Novelle erfolgte Berücksichtigung der Bestandsbauten neben den Neubauten\r\nist hinsichtlich des Zieles der Emissionsreduzierung im Wärmebereich – sowohl durch Gebäudeeffizienz als auch durch die genutzte Energie – sinnvoll.\r\nErforderlich sind jedoch die deutliche Vereinfachung und praxistaugliche Gestaltung der Emissionsreduzierung sowie der Zeithorizonte für deren Umsetzung. Die bis Mai 2026 ohnehin zu\r\nerfolgende nationale Umsetzung der EPBD im GEG eröffnet die Chance einer ganzheitlichen\r\nÜberarbeitung des GEG.\r\nEin entscheidendes Instrument für die Umsetzung einer Wärmewende bleibt die kommunale\r\nWärmeplanung, die es unbedingt zu erhalten gilt. Sie ermöglicht eine verlässliche Planung für\r\nden Einsatz dekarbonisierter Wärmelösungen, also einer dezentralen Versorgung oder einer\r\nWärmeversorgung über ein Wärme- oder Wasserstoffnetz.\r\nIn jedem Fall ist bei etwaigen Reformen die rechtliche Planungs- und Investitionssicherheit für\r\nbereits bewilligte und in der Umsetzung befindliche Investitionsvorhaben stets zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für den Wärmenetzausbau. Dafür muss auch die BEW deutlich aufgestockt und über eine gesetzliche Regelung der jährlichen Unsicherheit der Haushaltsberatungen entzogen werden. Doppel- bzw. Konkurrenz-Förderungen sind zu vermeiden und die\r\nVerzahnung der Fördersystematik mit der Gebietsausweisung der kommunalen\r\nSeite 5 von 10\r\nWärmeplanung ist zu prüfen. Für die Versorgungssicherheit im Wärmesektor bedarf es dringend der Verlängerung des KWKG über das Jahr 2026 hinaus.\r\n2.5 Erneuerbare-Energien-Förderung\r\nEin zukünftiger Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien muss Anreize dafür setzen, dass\r\nsowohl der Einsatz als auch der Standort von EE-Anlagen zunehmend markteffizient und systemdienlich gewählt werden. Kurzfristig sind dringend verschiedene Maßnahmen umzusetzen,\r\ndie sicherstellen, dass insbesondere PV-Mittagsspitzen die Stabilität der Netze nicht gefährden. Ein Entfallen der Vergütung bei negativen Preisen ist eine Maßnahme davon und daher\r\nangemessen und richtig. Um dennoch Investitionssicherheit insbesondere für kleinere PVAnlagen zu gewährleisten, ist es denkbar, die Förderlaufzeit um die entgangene vergütete\r\nStrommenge bei negativen Preisen zu verlängern.\r\nLangfristig ist ein produktionsunabhängiges Fördermodell für Erneuerbare Energien zu bevorzugen, sofern die Methodik der Referenzanlage bzw. des Referenzwertes möglichst einfach,\r\npraktikabel und für die Realisierung von Neuanlagen risikoarm ist. Bis zur Einführung sollten\r\nzunächst produktionsabhängige CfDs mit einem Marktmengenmodell eingeführt werden. Auch\r\nMaßnahmen zur Stärkung des PPA-Marktes sind begrüßenswert. Sowohl für die Weiterentwicklung der Erneuerbare-Energien-Förderung als auch für die Stärkung des PPA-Marktes gilt\r\nes, den rechtlichen Rahmen zusammen mit der Branche weiterzuentwickeln.\r\n2.6 Netzentgelte und Regulierung\r\nDie Netze sind das Rückgrat der Energiewende. Die Netzentgelte sind Bestandteil des Strompreises. Es ist im Interesse aller, dass Energie bezahlbar bleibt. Netzentgelte müssen nach EURecht kostenreflexiv sein, können also nicht frei festgelegt werden. Wenn der Aus- und Umbau\r\nder Netze nicht ausreichend finanziert wird, können sie das gewohnte und im weltweiten Vergleich hervorragende Niveau an Versorgungssicherheit und Verfügbarkeit nicht mehr leisten.\r\nRichtig umgesetzt kann eine Reform der Netzentgeltregelungen die Belastung für alle im Rahmen halten und gleichzeitig Anreize für ein effizientes Stromsystem setzen. Die bisherige Regelung für Großverbraucher steht im Widerspruch zu den Anforderungen eines modernen\r\nStromsystems. Die Neuregelung muss daher geeignet sein, auf einfache und sowohl für Energiewirtschaft als auch Industrie umsetzbare Weise die Netzauslastung besser zu reflektieren.\r\nAuf Übertragungsnetzebene ist der größte Einflussfaktor für die Netzentgelte aktuell der Redispatch. Da es sich nicht um originäre Netzkosten handelt, sollten die Übertragungsnetzentgelte aus dem Bundeshaushalt bezuschusst werden. Auch ein Absenken der Stromsteuer auf\r\ndas europäische Minimum ist ein geeigneter Weg, um alle Kundengruppen zu entlasten und\r\nwürde darüber hinaus der Elektrifizierung und Sektorkopplung dienen. Die Unabhängigkeit der\r\nBundesnetzagentur, wie sie vom Europäischen Gerichtshof angemahnt wurde, ist gut\r\nSeite 6 von 10\r\nbegründet und vom EU-Recht geboten. Eine mögliche Neutarierung des Diskursprozesses mit\r\nder Politik ist entsprechend innerhalb des EU-Rechtsrahmens zu gestalten.\r\n2.7 Nutzung aller klimaneutralen Gase\r\nDer BDEW begrüßt die Ausführungen zur perspektivischen Nutzung aller klimaneutralen Gase.\r\nWährend Erdgas und LNG mittelfristig, insbesondere für die Versorgungssicherheit, noch eine\r\ngroße Bedeutung besitzen werden und deshalb die Bezugsquellen weiter diversifiziert werden\r\nmüssen, werden langfristig erneuerbare und kohlenstoffarme Gase das zentrale Element für\r\ndie Dekarbonisierung des Gassektors darstellen. Neben der Dekarbonisierung zahlreicher industrieller Prozesse benötigt auch der künftige Betrieb von Wasserstoff-Kraftwerken den zügigen Wasserstoff-Hochlauf. Für den erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft bedarf es\r\ndes beschleunigten Ausbaus der Importinfrastruktur und der Errichtung der Produktionskapazitäten sowie der Absicherung der Importeure und Händler. In der Hochlaufphase ist auch kohlenstoffarmer Wasserstoff zu berücksichtigen. Zentral sind rechtstechnische Rahmenbedingungen, die Produktion und Import von kohlenstoffarmen und grünem Wasserstoff ermöglichen\r\nund nicht aufgrund nicht erfüllbarer Vorgaben verhindern. Entsprechend ist der (europäische)\r\nRechtsrahmen abzuändern. Die Anforderungen der verschiedenen Rechtsrahmen sind anzugleichen und aufeinander abzustimmen.\r\nDas H2-Kernnetz muss mit einem Verteilernetz zu einem H2-Gesamtnetz weiterentwickelt und\r\nin den geplanten EU-H2-Backbone integriert werden. Hierzu bedarf es konkreter Planungen\r\nund des notwendigen Regulierungs- und Finanzierungsrahmens, insbesondere der zeitnahen\r\nUmsetzung des EU-Gas/H2-Pakets.\r\n2.8 CCS in der Stromerzeugung\r\nCCS kann für einige Anwendungen im Industriesektor eine geeignete Option zur Dekarbonisierung sein, ist jedoch auch sehr kosten- und energieaufwändig und aufgrund der verbleibenden\r\nRestemissionen nicht allein zur Erreichung der Klimaneutralität geeignet.\r\nHinsichtlich der niedrigen künftigen Betriebsstunden von Gaskraftwerken sowie des geringeren CO2-Anteils im Abgasstrom von Gaskraftwerken kann CCS als Retrofit bzw. bei neuen Gaskraftwerken – Stand heute – nur als Nischentechnologie betrachtet werden. Vor diesem Hintergrund wird ein flexibler und kosteneffizienter Betrieb in der Regel nicht darstellbar sein. Dagegen wird CCS bei der Produktion von blauem Wasserstoff eine Rolle spielen müssen. Entsprechend ist der Betrieb von neugebauten H2-ready-Kraftwerken mit kohlenstoffarmem Wasserstoff wirtschaftlicher als CCS an Bestandsanlagen.\r\nSeite 7 von 10\r\n2.9 Klimafreundliche Antriebe\r\nDie CO2-Flottengrenzwerte der Europäischen Union sind ein zentraler Baustein für den verlässlichen Hochlauf der E-Fahrzeuge und dementsprechende Infrastrukturinvestitionen. Der BDEW\r\nspricht sich daher klar für die Beibehaltung der Grenzwerte als zentralen Treiber für CO2-\r\neffiziente, alternative Antriebe aus. Die BDEW-Mitgliedsunternehmen haben massiv in den\r\nAufbau der Lade- und Tankinfrastruktur investiert und tun es noch. Sie entwickeln dazu auch\r\nneue, innovative Dienstleistungen (bspw. bidirektionales Laden oder Plug & Charge). Diese Investitionen in die Infrastruktur und Dienstleistungen des neuen Systems sind entscheidend für\r\nden Erfolg des Hochlaufs der klimaneutralen Mobilität und erfordern verlässliche Rahmenbedingungen. Darauf verlassen sich die Unternehmen und Investoren.\r\n2.10 Kernkraft\r\nBezüglich der Ausführungen zur potenziellen Wiederaufnahme des Betriebs der zuletzt abgeschalteten Atomkraftwerke verweisen wir auf die fachliche Bestandsaufnahme und die Einschätzung der Betreiberunternehmen. Derzeit gibt es eine gesetzliche Regelung, die die Betreiber zum Rückbau der Anlagen verpflichtet. Dem Vernehmen nach wäre ein Betrieb ggf. technisch möglich, aber mit sehr hohen Kosten, regulatorischen, technischen und personellen Hürden sowie viel Zeit verbunden. Darüber hinaus ist neben der Kosten-Nutzen-Analyse die Frage\r\nder Sicherstellung der gesellschaftlichen Akzeptanz sowie der effizienten Integration in den zukünftigen Strommarkt zu diskutieren.\r\nForschung an innovativen Technologien zur Erreichung der Klimaneutralität ist grundsätzlich zu\r\nunterstützen.\r\n2.11 Kohleausstieg\r\nHinsichtlich der Forderung, keine Kohlekraftwerke abzuschalten, bevor neue Gaskraftwerke\r\nund gesicherte Leistung verfügbar sind, müsste gegebenenfalls das Kohleverstromungsbeendigungsgesetz entsprechend angepasst werden und die Standortnutzungen geklärt sein. Die\r\nEnergiebranche erfüllt hier die gesetzlichen Auflagen. Entscheidende Voraussetzung für den\r\nweiteren Kohleausstieg ist der Bau von neuen Gaskraftwerken. Dieser muss stark forciert werden, z. B. durch unverzüglich anberaumte Ausschreibungen (siehe oben zu Kraftwerkssicherheitsgesetz und Kapazitätsmarkt).\r\n2.12 Leitmärkte und Quoten\r\nDie im Diskussionspapier adressierten Leitmärkte und Quoten können ein effizientes Instrument darstellen, um den Markthochlauf von klimaneutralen Brennstoffen und Produkten anzureizen. Voraussetzungen für den Erfolg des Quoten-Instruments sind zum einen die politische Stabilität und das Vertrauen, dass eine Quote für einen bestimmten Zeitraum innerhalb\r\neines gesicherten Rechtsrahmens Anwendung findet. Nur auf Basis eines starken Systems, das\r\nSeite 8 von 10\r\nlangfristige Planungssicherheit schafft, werden tatsächlich Investitionsentscheidungen getroffen werden. Zum anderen sind die notwendigen praktischen Voraussetzungen und Randbedingungen, bspw. zur Sicherstellung der notwendigen Zertifizierungs-, Monitoring- und\r\nHandelssysteme, genau zu prüfen und bereitzustellen. Zudem sind die Wechselwirkungen mit\r\nbereits bestehenden und geplanten Instrumenten (z. B. ETS 1 & 2, THG-Quote im Transportsektor, Industriequote unter RED III, produktionsseitige Förderungen etc.) mitzudenken und\r\nentsprechend aufeinander abzustimmen. Zudem ist zu prüfen, wie eine etwaige Quote so ausgestaltet werden kann, dass sie auch dem Problem der hohen Produktionskosten als einem der\r\nzentralen Hindernisse für einen Markthochlauf begegnet.\r\n2.13 Europäische und internationale Themen\r\nDer BDEW unterstützt die Hervorhebung der Bedeutung des europäischen Binnenmarktes für\r\nEnergie, ihn gilt es aufrechtzuerhalten und zu stärken. Der europäische Energiebinnenmarkt\r\nsorgt nachweislich für eine sicherere und günstigere Energieversorgung aller Bürgerinnen und\r\nBürger und ist Garant für die internationale Wettbewerbsfähigkeit Europas. Eine Fokussierung\r\nauf die Nutzung von Synergien, auch mit Staaten, die andere Energiemixe und -strategien haben, wie insbesondere im deutsch-französischen Verhältnis, ist ebenso begrüßenswert. Wir\r\nunterstützen den Ausbau einer belastbaren grenzüberschreitenden Infrastruktur. Der Ausbau\r\nvon Energie-Kooperation im Rahmen des Weimarer Dreiecks, inklusive gemeinsamer Projekte,\r\nist ebenso sehr positiv zu sehen.\r\nEine Stärkung der Energiesicherheit mit Blick auf Importe und eine europäische Perspektive bei\r\ndiesem Thema sind sehr zu begrüßen, wie auch die Ausrichtung der deutschen Energiehandelsstrategie an konkret definierten Energiepartnerschaften und die Diversifizierung von Bezugsquellen.\r\n2.14 Sparpotenziale bei Übertragungsnetzen und Offshore-Wind nutzen\r\nDer BDEW begrüßt die Forderung, Kostenpotenziale beim Netzausbau und im OffshoreBereich zu heben. Der BDEW hat unter anderem die Aufhebung des Erdkabelvorrangs bei den\r\ndrei Trassen DC40 (OstWestLink), DC41 (NordWestLink) sowie DC42 (SuedWestLink) ebenfalls\r\nals Stellschraube identifiziert. Grundsätzliche Zustimmung findet auch die Forderung, dass im\r\nBereich Offshore-Wind für die Ausbauzielerreichung nicht die installierte Menge an Windanlagen in GW maßgeblich sein sollte, sondern die tatsächlichen Stromerträge in Terawattstunden\r\n(TWh), um Effizienzpotenziale bestmöglich zu heben, ohne den ambitionierten Ausbaupfad\r\ninsgesamt zu reduzieren. Um die Effizienz und Effektivität beim Offshore-Ausbau weiter zu\r\nsteigern, sollte eine gemeinsame Lösung im Zusammenspiel aller Akteure (Entwickler, Übertragungsnetzbetreiber, Gesetzgeber und das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie) gefunden werden.\r\nSeite 9 von 10\r\n2.15 Digitalisierung\r\nDer BDEW unterstützt das Vorantreiben der Digitalisierung (in) der Energiewende ausdrücklich. Der Rollout intelligenter Messsysteme verbunden mit Steuerboxen wird nicht nur die Digitalisierung der Branche voranbringen, sondern ist im Energiesystem der Zukunft unerlässlich.\r\nDas sehen wir in der aktuellen PV-Spitzen-Problematik: Ohne Steuer- und Sichtbarkeit aller Anlagen ist der sichere Netzbetrieb erschwert. Diese Problematik muss Anlass sein, die Digitalisierung voranzutreiben, und alle Anlagen mit einer Leistung ab 7 kW verpflichtend und prioritär\r\nsicht- und steuerbar zu machen.\r\nDie Unternehmen der Energiewirtschaft stehen für den Smart-Meter-Rollout bereit und viele\r\nsind auch bereits in Vorleistung getreten. Um wie gesetzlich vorgeschrieben bis 2025 20 % und\r\nbis 2030 alle Messstellen auszustatten, sind Genehmigungs- und Zertifizierungsverfahren\r\nschnell und einfach zu gestalten und der Rollout effizient zu planen. Es braucht auch eine auskömmliche Finanzierung im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und eine sinnvolle Priorisierung\r\ndes Rollouts. Ebenso ist die Wirtschaftlichkeit für die Unternehmen sicherzustellen, um den\r\nRollout nicht zu behindern, der Einbau von Smart Metern darf für Unternehmen nicht zum Zuschussgeschäft werden. Damit die entstehenden Datenmengen sinnvoll analysiert und genutzt\r\nwerden können, sind praxistaugliche Bedingungen für den Rollout und für die Datennutzung\r\nerforderlich. Um unter anderem eine optimale Nutzung der Transportkapazitäten zu gewährleisten, müssen zum Monitoring sowie zur Steuerung die Netze digitalisiert werden.\r\n2.16 Kapital für die Energiewende\r\nUm die politisch gesetzten Ziele der Energiewende zu erreichen, sind bis 2030 Investitionen\r\nvon ca. 700 Mrd. € erforderlich. Der BDEW teilt die Auffassung, dass die notwendigen Investitionen nicht allein vom Staat, sondern in erheblichem Umfang privat finanziert werden. Um\r\nmehr private Investoren zu gewinnen, müssen jedoch die Rahmenbedingungen verbessert\r\nwerden, etwa durch Anpassungen bei Eigenkapitalanforderungen, der Green Asset Ratio und\r\nAbschreibungsregeln. Bund und Länder müssen zudem eigenkapitalstärkende Maßnahmen ergreifen. Gleichzeitig muss die Eigenkapitalverzinsung im regulierten Netzbereich generell verbessert und im internationalen Vergleich wettbewerbsfähig werden. Ohne das notwendige Kapital wird die Energiewende nicht oder nur deutlich verzögert gelingen.\r\n2.17 Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeenergieversorgung und Energy Sharing\r\nermöglichen\r\nMieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeenergieversorgung und Energy Sharing ermöglichen\r\nes Bürgerinnen und Bürgern, aktiv an der lokalen Energieerzeugung teilzunehmen. Um die Akzeptanz und Beteiligung zu erhöhen sowie eine zeitnahe und flächendeckende Nutzung zu ermöglichen, ist jedoch eine einfache und praxisnahe Umsetzung dieser Konzepte mit möglichst\r\nstandardisierten Prozessen notwendig. Perspektivisch bedarf es einheitlicher Regelungen für\r\nSeite 10 von 10\r\ndie prozessuale Umsetzung der Modelle, um den Implementierungsaufwand möglichst gering\r\nzu halten.\r\nAnsprechpartner\r\nTilman Schwencke\r\nGeschäftsbereichsleiter Strategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1090\r\ntilman.schwencke@bdew.de\r\nMartin Schebesta\r\nFachgebietsleiter Strategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1069\r\nmartin.schebesta@bdew.de\r\nDr. Martin Stark\r\nFachgebietsleiter Strategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1068\r\nmartin.stark@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-12-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013957","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung des EU-Rechtsrahmens zur Energieversorgungssicherheit im Rahmen des Fitness Checks ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/59/35/394266/Stellungnahme-Gutachten-SG2501090001.pdf","pdfPageCount":28,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Öffentliche Konsultation - Eignungsprüfung\r\nzur Energieversorgungssicherheit\r\nFragenkatalog der Europäischen Kommission\r\nStand: 21. November 2024 / final\r\n1 Einleitung\r\nDie EU verfügt über einen umfassenden Rahmen für die Energieversorgungssicherheit, dessen wichtigste Säulen die Verordnung (EU) 2017/1938 über die sichere Gasversorgung und\r\ndie Verordnung (EU) 2019/941 über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor sind. Seit deren\r\nVerabschiedung im Jahr 2017 bzw. 2019 ist ausreichend Zeit vergangen, um eine Evaluierung\r\n(Eignungsprüfung) vorzunehmen innerhalb des Rahmens ermittelt und die aus der COVID19- und der Energiekrise gezogenen Lehren strukturell internalisiert werden, und es sollen\r\nVorbereitungen für das sich wandelnde Umfeld infolge der Energiewende und der schrittweisen Beendigung der Abhängigkeit Europas von russischen Energieeinfuhren getroffen\r\nwerden.\r\nZiel dieser Evaluierung ist es, das Funktionieren der Verordnungen zur Energieversorgungssicherheit anhand von fünf Kriterien zu beurteilen:\r\n• Wirksamkeit (wie erfolgreich waren die Verordnungen bei der Erreichung ihres\r\nZiels, die Notfallvorsorge, Versorgungssicherheit und Resilienz des Energiesystems der EU sicherzustellen?)\r\n• Effizienz (wie effizient waren die Verordnungen, z. B. in Bezug auf die finanziellen\r\nund personellen Ressourcen, die zur Bewältigung der mit den vorgenannten Verordnungen angestrebten Veränderungen eingesetzt wurden?)\r\n• Relevanz (inwieweit sind der Anwendungsbereich und die Ziele der Verordnungen im Hinblick auf die Bewältigung früherer und aktueller Probleme während\r\ndes Umsetzungszeitraums von 2017 und 2019 bis heute noch relevant? Sind sie\r\nfür die Bewältigung künftiger Anforderungen und Probleme relevant?)\r\n• Kohärenz (wie gut haben die Verordnungen mit anderen politischen Maßnahmen\r\nzusammengewirkt und wie gut waren spezifische Maßnahmen in den Verordnungen aufeinander abgestimmt?)\r\n• Europäischer Mehrwert (inwieweit wurden die Ziele durch die Verordnungen besser erreicht, als dies realistischerweise mit regionalen, nationalen oder lokalen\r\nMaßnahmen zu erwarten gewesen wäre?)\r\nMit dieser Evaluierung will die Kommission den Erfolg und mögliche Defizite des EU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit während der Energiekrise und der sowie Synergieeffekte und Effizienzsteigerungen Energiewende beurteilen ermitteln. Dies könnte der\r\nlaufenden Integration des Sektors zugutekommen und den Verwaltungsaufwand verringern.\r\nBei der Analyse wird auch untersucht, wie die Zusammenarbeit mit den Nachbarländern, insbesondere mit den Vertragsparteien der Energiegemeinschaft, funktioniert hat.\r\nAbgesehen von der Bewertung der bisherigen Wirkungsweise des EU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit wird in diesem Fragebogen auch die Zukunft beleuchtet. Dabei\r\nwerden die dynamischen Veränderungen in der EU-Energielandschaft berücksichtigt, wie z.\r\nB. die neuen Herausforderungen, die sich aus der Diversifizierung der Gasversorgung zugunsten nichtrussischer Lieferanten, der Dekarbonisierung, der Anpassung an den Klimawandel\r\nund der Elektrifizierung ergeben.\r\nDiese öffentliche Konsultation gliedert sich in zwei Hauptbereiche: in einen Bereich mit allgemeinen Fragen zur Energieversorgungssicherheit für alle Befragten und in einen zweiten Bereich mit spezifischeren und technischen Fragen. Der Bereich mit den spezifischen Fragen ist\r\nin drei Untergruppen unterteilt: 1. Fragen zum gesamten Rahmen für die Energieversorgungssicherheit, 2. Fragen zur Gasversorgungssicherheit und 3. Fragen zur Stromversorgungssicherheit. Die Befragten können die Teilbereiche des Fragebogens beantworten, die\r\nfür sie von Interesse sind.\r\n2. Allgemeine Fragen zur Energieversorgungssicherheit\r\nEnergieversorgungssicherheit das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf über verschiedene Zeiträume hinweg sicherzustellen, sowie die Fähigkeit des Systems,\r\nauf plötzliche Schocks zu reagieren (Resilienz), was durch die zugrunde liegende Energieinfrastruktur unterstützt werden soll. Die Energieversorgungssicherheit hat auch eine große internationale Tragweite, da die EU von Energieeinfuhren aus Drittländern abhängig ist.\r\nNeben der Grundlage gut funktionierender und gut vernetzter Energiemärkte und der Verbesserung der Energieeffizienz hat die EU auch einen soliden Rahmen für die Energieversorgungssicherheit entwickelt, der sich auf Folgendes stützt: Sicherheitsvorräte an Erdöl, Gasversorgungssicherheit und -speicherung, Risikovorsorge im Elektrizitätssektor, Offshore-Sicherheit, Schutz kritischer Infrastrukturen und Cybersicherheit.\r\nDie Energiekrise, die durch Russlands unprovozierte und unbegründete militärische Invasion\r\nin der Ukraine verursacht wurde, hat gezeigt, wie externe Energieabhängigkeiten der EU als\r\nWaffe eingesetzt werden können. Dies hat uns deutlich vor Augen geführt, dass die Energieversorgungssicherheit ein wichtiger Baustein für eine widerstandsfähige, zukunftssichere\r\nund wettbewerbsfähige Wirtschaft ist.\r\nHinzu kommt, dass die Dekarbonisierung und Elektrifizierung neue Herausforderungen für\r\ndie Energieversorgungssicherheit mit sich bringen werden. Die zunehmende Integration der\r\nEnergiesysteme erhöht das Risiko von kaskadenartigen sektorübergreifenden Ausfällen, insbesondere zwischen dem Gas- und dem Elektrizitätssektor. Im Jahr 2023 betrug der Anteil\r\nvon Erdgas an der Elektrizitätserzeugung in der EU etwa 15 %, und in Zukunft werden erhebliche Mengen an Strom für die Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse benötigt.\r\nIn diesem Abschnitt sollen Rückmeldungen hinsichtlich der Wirkungsweise des derzeitigen\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit und seiner möglichen künftigen Entwicklung gesammelt werden.\r\n21 Wie gut funktioniert der derzeitige EU-Rahmen für die Energieversorgungssicherheit Ihrer Meinung nach?\r\nEU-Architektur und -Regelwerk der Energiesicherheit haben sich im Grundsatz als gut und\r\neffizient erwiesen. Perspektivisch werden graduelle Anpassungen erforderlich sein, die\r\nschrittweise entlang der veränderten Versorgungssituationen im Zuge der Transformation\r\nvorgenommen werden sollten. Insbesondere bei zunehmender Sektorkopplung sollte der\r\nRechtsrahmen einen ganzheitlicheren Ansatz haben. Der Mix aus verschiedenen Energieträgern ist von überragender Bedeutung für die Belastbarkeit der Energieversorgung in der Europäischen Union.\r\nDer Ausbau steuerbarer Anlagen für den Stromsektor, bspw. Kraftwerke und Batterien, ist\r\ndie größte Herausforderung für die Versorgungssicherheit des Stromsektors. Dies muss priorisiert werden, bspw. durch die Einführung von Kapazitätsmärkten und der Kraftwerksstrategie in Deutschland.\r\nDamit Versorgungssicherheit auch weiterhin gewährleistet ist, muss die entsprechende Infrastruktur aufrechterhalten bzw. aufgebaut werden. Dies erfordert einen investitionsfreundlichen Rahmen.\r\n22 Bitte erläutern Sie Ihre Auswahl:\r\n23 Welche der folgenden Ziele sind Ihrer Meinung nach für die EU-Architektur der Energieversorgungssicherheit am wichtigsten?\r\n1 bis 5 Antworten\r\n☐ Energielaststeuerung und -reduzierung\r\n☐ Gerechte Verteilung der Kosten der Energieversorgungssicherheit\r\n☒ Vorsorge (Risikobewertung und Verankerung von Notfallplänen)\r\n☐ Resilienz der Energieinfrastruktur, z. B. gegenüber dem Klimawandel\r\n☒ Optimale Nutzung der bestehenden Infrastruktur\r\n☐ Physischer Schutz kritischer Energieinfrastrukturen vor von Menschen verursachten Angriffen\r\n☒ Sicherheit energiebezogener Lieferketten\r\n☐ Cybersicherheit\r\n☐ Ausbau der Verbindungsleitungen und intelligentere Infrastruktur zwischen den Mitgliedstaaten\r\n☐ Diversifizierung der Energiequellen, Versorger und Versorgungswege\r\n☒ Verstärkte Nutzung der Energiespeicherung (Elektrizität, Gas,\r\n☐ Flüssigkraftstoffe, Wärme) für die Energieversorgungssicherheit\r\n☐ Investitionen in heimische dekarbonisierte Energiesysteme\r\n☐ Ausstieg aus russischen Lieferungen fossiler Brennstoffe\r\n24 Bitte erläutern Sie Ihre Auswahl:\r\nFokus bei der Beantwortung liegt auf Zielen, für die rechtliche Regelungen auf EU-Ebene\r\n(Rahmen, nicht Detailausgestaltung) erforderlich oder hilfreich sind. So wird beispielsweise\r\nder Cybersicherheit eine hohe Bedeutung für die Versorgungssicherheit beigemessen; es bedarf aber nicht weitergehender energiespezifischer Regelungen auf EU-Ebene.\r\nDer Punkt „Optimale Nutzung der bestehenden Infrastruktur“ umfasst nach Auffassung des\r\nBDEW auch die Anpassung der Infrastruktur auf EE sowie den Ausbau der Verbindungsleitungen und intelligente Infrastruktur im nationalen und grenzüberschreitenden Bereich.\r\n25 Wie hat sich die Elektrifizierung Ihrer Meinung nach bereits ausgewirkt und wie kann\r\nsie sich mittelfristig weiter auf die Energieversorgungssicherheit der EU auswirken? War\r\nder EU-Rahmen für Energieversorgungssicherheit ausreichend, um diese Auswirkungen zu\r\nbewältigen, und falls nicht, welche Verbesserungen sind Ihrer Meinung nach erforderlich?\r\nDie Elektrifizierung ist einer der Eckpfeiler für die Energiesicherheit, aber ohne die Möglichkeit, Energie in großen Mengen zu speichern und zu transportieren, werden die Vorteile\r\nnicht zum Tragen kommen. Im Hinblick auf die Effizienz sollte die gut ausgereifte Gasinfrastruktur einschließlich des Marktes genutzt werden, um Energie durch Europa zu transportieren. Dies impliziert langfristige und sehr hohe Investitionen in den Um- und Aufbau der\r\nInfrastruktur.\r\nDer laufende Ausbau der erneuerbaren Energiequellen führt zu einer Verringerung der\r\n(meist importierten) fossilen Brennstoffe und leistet damit einen Beitrag zur Energieversorgungssicherheit.\r\nDie Herausforderungen der Energiewende haben eine sehr hohe Dynamik. Es vollzieht sich\r\nein Paradigmenwechsel: Die Erzeugung wird unflexibler, während die Lasten nicht nur steigen, sondern auch flexibler werden müssen. Märkte, Technologien und Verhaltensweisen\r\nder Beteiligten müssen angepasst werden. Herausforderungen ergeben sich in den Bereichen Betriebsstabilität der Netze, Verfügbarkeit von Flexibilität schaffenden Technologien\r\n(zentral und dezentral) und Engpässe in den Versorgungsketten, Regulierung und Arbeit für\r\nden Aufbau zusätzlicher erneuerbarer Energiequellen und Verkehrsinfrastruktur. Darüber\r\nhinaus erhöhen die zunehmende Elektrifizierung und die damit verbundene Technologieauswahl (einschließlich privater Anwendungen wie Elektrofahrzeuge und intelligente Messsysteme) die Anzahl und Art der Bedrohungsvektoren (z. B. Cyber-Bedrohungen), wenn die damit verbundenen Risiken nicht sorgfältig gehandhabt werden.\r\nMittelfristig - in einer Phase voller Veränderungen und Ineffizienzen - wird die Anfälligkeit als\r\nviel höher eingeschätzt als langfristig, wenn die Übergangsphase endet und sich eine stabilere Phase einstellt.\r\nGrundsätzlich sind die EU-Architektur und -Regelwerk zur Energiesicherheit geeignet, diese\r\nEntwicklungen aufzunehmen.\r\n26 Bestehen Risiken für die Energieversorgungssicherheit im Zusammenhang mit möglichen künftigen Stromeinfuhren aus Drittländern?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n27 Inwieweit bestehen Risiken für die Energieversorgungssicherheit im Zusammenhang\r\nmit möglichen künftigen Stromeinfuhren aus Drittländern?\r\nGeopolitische Risiken, Umweltrisiken, Versorgungsrisiken.\r\nZu den Risiken für die Energieversorgungssicherheit im Zusammenhang mit potenziellen\r\nkünftigen Stromimporten aus Drittländern gehört erstens die verstärkte Nutzung von Interkonnektoren. Zweitens könnte jede Unterbrechung der Energieversorgung eines Drittlandes\r\ndie Energieversorgungssicherheit der EU erheblich beeinträchtigen, insbesondere wenn das\r\nLand ein wichtiger Lieferant ist. Es ist auch möglich, dass unvorhergesehene Ereignisse, wie\r\nz. B. Kraftwerksausfälle im Netz, diese Risiken noch weiter verschärfen könnten.\r\nDie Zusammenarbeit innerhalb Europas und der Austausch von Strom tragen jedoch zur\r\nStärkung des europäischen Netzes bei. Ein anschauliches Beispiel dafür ist die Zusammenarbeit im Rahmen des PICASSO-Projekts.\r\n28 Gibt es Verbesserungen des EU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit, die erforderlich sind, um die laufende Umstellung (z. B. auf ein stärker elektrifiziertes, auf erneuerbaren Energien basierendes und integriertes EU-Energiesystem) zu unterstützen?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n29 Können Sie nähere Angaben machen?\r\nAnpassungen im Sinne einer Optimierung an Veränderung der Versorgungssituation;\r\nlangfristig ggf. Abschmelzen der Vorgaben beispielsweise zu geschützten Gaskunden.\r\n30 Welche Rolle kann dekarbonisierter und erneuerbarer Wasserstoff, auch in Form von\r\nFlüssigkraftstoff, für die künftige Energieversorgungssicherheit der EU spielen?\r\nMit dem steigenden Anteil Erneuerbarer Energien im Stromnetz und einer fortschreitenden\r\nElektrifizierung anderer Sektoren steigt auch der Bedarf an Flexibilitäten, die die Stromversorgung dann sicherstellen, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht. Eine\r\nwichtige Rolle kommt hier neben wasserstofffähigen Gaskraftwerken auch Wasserstoffspeichern zu.\r\nIn Deutschland beispielsweise ist die Kraftwerksstrategie bzw. das Kraftwerkssicherheitsgesetz von besonderer Bedeutung.\r\n31 Welche potenziellen Risiken bestehen für die Sicherheit der Wasserstoffversorgung,\r\nund in welchem Umfang sollten sie gemindert werden? Wie sehen Sie die künftige Rolle\r\nvon Wasserstoffeinfuhren? Sollte der EU-Rahmen für die Energieversorgungssicherheit\r\neine Rolle spielen?\r\nDie EU steht erst ganz am Anfang einer Wasserstoffversorgung. Die EU wird langfristig auf\r\nImporte von H2 angewiesen sein. Daher sind diversifizierte Lieferquellen sowie ausreichende\r\nSpeicherkapazitäten anzustreben. Um es von der Initial- und Aufbauphase in den Hochlauf\r\nzu schaffen, darf der Hochlauf der europäischen Wasserstoffindustrie nicht durch restriktive\r\nregulatorische Vorgaben behindert werden. Es bedarf eines pragmatischen Ansatzes entlang\r\nder gesamten Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff, welcher sich im\r\nnächsten Schritt auch im bereits bestehenden Delegierten Rechtsakt zur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff (DA 2023/1184) widerspiegeln muss. Dieser sollte daher bereits\r\ndeutlich vor 2028, spätestens bis 2026, überprüft und angepasst werden. Dies ist ein wichtiger Schritt, um die für die Dekarbonisierung notwendigen Mengen an Wasserstoff zu erreichen. Eine enge Fassung der Kriterien, bereits von Beginn an, steht dem Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft entgegenstehen.\r\nZudem ist zu beachten, dass der H2-Hochlauf mit Entwicklung des Erdgasverbrauchs verschränkt ist.\r\nEine “H2-SoS-VO” ist zumindest auf kurze bis mittlere Sicht nicht erforderlich. Das würde im\r\nGegenteil die Kosten zusätzlich erhöhen und dadurch den H2-Hochlauf eher behindern. Zudem dürfte die Kundenstruktur dies zunächst nicht erforderlich machen. Es sollte nicht\r\nschon eine SoS-Regulierung geschaffen werden, bevor der Markt überhaupt da ist.\r\n32 Sind Sie der Ansicht, dass der derzeitige EU-Rahmen für die Energieversorgungssicherheit Klimarisiken, wie z. B. Unterbrechungen der Energieversorgung aufgrund von Hitze\r\nund Dürre oder Schäden an der Energieinfrastruktur infolge extremer Wetterereignisse,\r\nausreichend berücksichtigt?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n33 Bitte nennen Sie konkrete Beispiele und/oder Vorschläge, wie dies erreicht werden\r\nkann.\r\nZum einen sollten die Ziele auf EU-Ebene nicht vermischt werden. Zum anderen bestehen\r\nbereits Regelungen auf nationaler Ebene, beispielsweise zur physischen Resilienz, z.B. Hochwasser, sodass es diesbezüglich keiner weiteren Regelung auf EU-Ebene bedarf.\r\n34 Flüssigerdgas (LNG) hat sich zu einer immer wichtigeren Gasversorgungsquelle entwickelt (derzeit macht es rund 50 % der EU-Einfuhren aus). Sehen Sie Risiken im Zusammenhang mit der zunehmenden Abhängigkeit vom weltweiten LNG Markt?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n35 Welche konkreten Risiken bestehen Ihrer Meinung nach (z. B. Abhängigkeit von\r\ninstabilen demokratischen Ländern, Gefährdung durch Schwankungen auf den\r\nWeltmärkten, Engpässe oder Überdimensionierung der Infrastruktur usw.)? Wie\r\nsollten diese verringert werden?\r\nGrundsätzlich besteht das Risiko, dass es zu Störungen in den globalen Lieferketten kommt.\r\nDaher bedarf es einer gut ausgebauten Infrastruktur, um auch Spitzenbedarfe abdecken zu\r\nkönnen, sowie einer guten Diversifizierung der Lieferanten und Bezugsquellen. Solange der\r\nglobale Gasmarkt funktioniert, besteht dann kein Versorgungsrisiko.\r\nDie europäischen LNG-Importe stammen aktuell zu rund 50% aus den USA, in Deutschland\r\nsogar rund 80%. Substanzielle Angebotszuwächse am weltweiten LNG-Markt sind erst ab\r\n2027 zu erwarten. Europa steht deshalb in unmittelbarem Wettbewerb mit asiatischen LNGImporteuren. Eine starke konjunkturelle Entwicklung, ein kalter Winter auf der Nordhalbkugel oder Störungen der LNG-Produktion durch Naturkatastrophen können deshalb nur begrenzt durch Zuwächse des LNG-Angebots ausgeglichen werden. Die Preisvolatilität von LNG\r\nbleibt deshalb auch auf mittlere Frist hoch.\r\n36 Gibt es spezifische Maßnahmen zur Energieversorgungssicherheit in anderen Ländern\r\n(USA, China, Japan, Kanada, Schweiz, Vereinigtes Königreich usw.), die auch in den EURahmen aufgenommen werden sollten?\r\n☐ Ja\r\n☐ Nein\r\n☒ Keine Meinung\r\n37 Welche Maßnahmen wären Ihrer Ansicht nach sinnvoll?\r\n38 Halten Sie eine verstärkte internationale Zusammenarbeit mit engen Partnern für die\r\nEnergieversorgungssicherheit der EU für nützlich?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n39 Bitte gegebenenfalls näher ausführen:\r\nGrundsätzlich kann eine verstärkte internationale Zusammenarbeit einen Beitrag zur Diversifizierung von H2- und LNG-Importen leisten.\r\n40 Welcher Mehrwert ergibt sich aus der EU-Regelung für die Energieversorgungssicherheit der EU im Vergleich zu dem, was realistischerweise (in Bezug auf Wirksamkeit und Effizienz) von den Mitgliedstaaten auf nationaler Ebene hätte erreicht werden können?\r\nEs ist wichtig und sinnvoll, auf EU-Ebene den Rahmen zu setzen, Mindestanforderungen an\r\nMitgliedstaaten zu definieren und deren Einhaltung zu monitoren, die Ausgestaltung und\r\nrechtliche Umsetzung im Detail sind jedoch den Mitgliedstaaten zu überlassen.\r\n41 Sind die Maßnahmen und die Koordinierung auf EU-Ebene aufgrund der jüngsten Entwicklungen, z. B. der zunehmenden Bedeutung von LNG, der verbesserten grenzüberschreitenden Infrastruktur und des gemeinsamen Ausstiegs aus dem russischen Gas, für\r\ndie Energieversorgungssicherheit wichtiger oder weniger wichtig geworden?\r\n☐ Wichtiger\r\n☒ Genauso wichtig\r\n☐ Weniger wichtig\r\n☐ Keine Meinung\r\n42 Bitte näher ausführen:\r\nMaßnahmen auf EU-Ebene sind seit dem Tag, an dem wir den Großteil unseres Energiebedarfs importiert haben, sehr wichtig. Jetzt, da sich die Quelle dieser Importe ändert, bleiben\r\nsie ebenso wichtig.\r\n43 Geht die EU-Politik zur Energieversorgungssicherheit auf die Bedürfnisse der Unionsbürger/innen und/oder -unternehmen ein (z. B. in Bezug auf die Verfügbarkeit und Erschwinglichkeit von Energie usw.)? Wird sie auch in den nächsten zehn Jahren für sie relevant\r\nsein?\r\nJa. Die EU-Energiesicherheitspolitik hat die Bedürfnisse der EU-Bürger berücksichtigt, indem\r\nsie sich auf die Verfügbarkeit von Energie und das Krisenmanagement konzentrierte. Erschwinglichkeit und andere Bedürfnisse werden in anderen politischen Initiativen behandelt.\r\n44 Die Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen Kommission hat 14 Megatrends ermittelt (siehe Abbildung unten), bei denen es sich um langfristige Faktoren handelt, die in\r\nder Zukunft höchstwahrscheinlich einen weltweiten Einfluss haben werden. Auf welche(n)\r\ndieser Megatrends ist die EU-Architektur für Energieversorgungssicherheit Ihrer Meinung\r\nnach am wenigsten eingestellt und warum? Bitte erläutern Sie dies.\r\nDie zunehmende Häufigkeit und Intensität von extremen Wetterereignissen wie Stürmen,\r\nÜberschwemmungen und Hitzewellen sind direkte Folgen des Klimawandels, doch ihre langfristige Vorhersage bleibt unsicher. Während solche Ereignisse früher selten waren, stellt\r\nihre wachsende Häufigkeit ein erhebliches Risiko für die Zuverlässigkeit von Stromnetzen\r\nund Energieinfrastrukturen dar. Der EU-Energieversorgungssicherheitsrahmen sollte Ausmaße und Unvorhersehbarkeit dieser extremen Wetterphänomene beispielsweise in den Risikobewertungen und Präventionsplänen stärker berücksichtigen.\r\n45 Möchten Sie etwas zur allgemeinen Wirkungsweise und/oder zur künftigen Ausrichtung\r\nder EU-Politik für Energieversorgungssicherheit ergänzen?\r\n46 Gibt es Unterlagen, Berichte oder sonstige Dokumente, die Sie hochladen möchten?\r\n3. Spezifische Fragen zum Rahmen für die Energieversorgungssicherheit\r\n47 Inwieweit stimmen Sie den folgenden Aussagen zu? „Maßnahmen auf EU-Ebene haben…\r\n1\r\n(Stimme\r\nüberhaupt\r\nnicht zu)\r\n2\r\n(Stimme nicht\r\nzu)\r\n3\r\n(Bin unentschieden)\r\n4\r\n(Stimme zu)\r\n5\r\n(Stimme vollkommen zu)\r\n… Vorteile für die Vorsorge und Versorgungssicherheit im\r\nEnergiesektor“\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n… die Koordinierung\r\nund Transparenz zwischen den Mitgliedstaaten verbessert“\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n… Marktverzerrungen\r\nund Ausstrahlungseffekte in Nachbarländern verringert“\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n48 Haben Sie in den vergangenen Jahren Unstimmigkeiten oder Regelungslücken zwischen\r\nder Verordnung über die sichere Gasversorgung und -speicherung und der Verordnung\r\nüber die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor festgestellt, die die Erreichung der jeweiligen\r\nZiele dieser Verordnungen behindern?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n49 Wie ließen sich die Kohärenz zwischen den vorgenannten Verordnungen in Zukunft\r\nkonkret verbessern und die festgestellten Regelungslücken beheben?\r\n50 Gibt es in Ihrer Branche oder Ihrem Land Strategien zur Entschärfung der Auswirkungen\r\neiner Stromversorgungskrise auf die Gasversorgung und umgekehrt?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n51 Bitte führen Sie die bestehenden Strategien näher aus:\r\nIn Deutschland gibt es gesetzliche Regelungen, die im Falle einer Gaskrise systemrelevanten\r\nGaskraftwerken Vorrang einräumen, um ein Übergreifen auf den Stromsektor zu verhindern.\r\n52 Sind die Rollen und Zuständigkeiten sowie die Mechanismen zur Koordinierung zwischen dem Strom- und dem Erdgassektor in Krisenzeiten tatsächlich effektiv?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n53 Weshalb sind sie nicht effektiv?\r\n54 Die Strom- und Gasmärkte sind zunehmend miteinander verflochten. Sehen Sie die folgenden Bereiche als potenzielle Bereiche, in denen aufsichtsbehördliche Synergieeffekte\r\nangestrebt werden könnten?\r\nJa Nein Keine Meinung\r\nRisikobewertungen und Szenarien ☒ ☐ ☐\r\nPräventions-/Risikovorsorgepläne ☒ ☐ ☐\r\nDefinitionen und Ausmaße von Krisen ☒ ☐ ☐\r\nKrisenbewältigungsverfahren ☒ ☐ ☐\r\nGeschützte Kunden/Besonderer Schutz vor einer Netztrennung\r\n☐ ☒ ☐\r\nSpeichermaßnahmen zur Gewährleistung der Energieversorgungsicherheit (Elektrizität, Gase, Flüssigkraftstoffe, Wärme)\r\n☐ ☒ ☐\r\nRegionale Zusammenarbeit ☐ ☒ ☐\r\nSolidarität/Unterstützung ☐ ☒ ☐\r\n55 Bitte gegebenenfalls näher ausführen:\r\nIn den meisten der genannten Bereiche sind keine Anpassungen der EU-Regelungen erforderlich. Die Verschränkung zwischen Gas- und Strommärkten dürfte vielmehr in der nationalen Umsetzung und durch die jeweiligen zuständigen Behörden erfolgen. Dies ermöglicht zugleich, dass die jeweiligen nationalen Gegebenheiten, auch in Hinblick auf die Struktur und\r\nOrganisation der zuständigen Behörden, greifen können.\r\nEin gutes Beispiel ist die integrierte Netzplanung.\r\n56 Gibt es andere, in der vorstehenden Tabelle nicht genannte Bereiche, in denen Synergieeffekte angestrebt werden sollten?\r\n57 Gibt es Ihrer Meinung nach Gründe und Möglichkeiten, um die Rahmen für die Energieversorgungssicherheit bei der Gasspeicherung und der Energiespeicherung im weiteren\r\nSinne stärker aneinander anzugleichen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n58 Können Sie konkrete Beispiele nennen?\r\nGrundsätzlich nimmt mit fortschreitender Sektorkopplung und H2-Hochlauf die Bedeutung\r\nder Energiespeicherung zu. Dabei spielen Untergrundgas bzw. -wasserstoffspeicher als die\r\nphysikalische, großvolumige Flexibilitätsquelle eine besondere Rolle.\r\nZum jetzigen Zeitpunkt und auch mittelfristig ist eine Angleichung jedoch weder sachgerecht\r\nnoch sinnvoll. Ein rechtlicher Rahmen, der derzeit für einzelne Commodities besteht und deren Spezifika berücksichtigt, lässt sich nicht einfach breit ausrollen.\r\nPerspektivisch ist eine Weiterentwicklung des rechtlichen Rahmens denkbar.\r\n59 Welches sind die wichtigsten sektorübergreifenden oder kaskadenartigen Risiken für\r\nGas und Strom, die in Zukunft bekämpft werden sollten (z. B. Engpässe bei kritischen Gasmengen für die Energieerzeugung, Stromausfälle von Turbinen im Gassystem bzw. in Kesseln oder Stromausfälle, die sich auf die Erzeugung erneuerbarer/CO2-armer Gase auswirken)?\r\nUnterbrechungen der Gasversorgung beeinträchtigen Stromerzeugung\r\n60 Wie könnten diese Risiken künftig beseitigt werden?\r\nGaslieferungen an Stromerzeugungsanlagen sollten in dem Maße Vorrang haben, wie sie für\r\nden Schutz der Integrität des Stromnetzes erforderlich sind (vgl. Konzept der systemrelevanten Gaskraftwerke in Deutschland). Das würde auch berücksichtigen, dass die heutigen geschützten Gaskunden perspektivisch mehr Strom für ihre Wärmeversorgung benötigen. Zudem besteht grundsätzlich eine Wechselwirkung durch den Strombedarf von beispielsweise\r\nHeizungsanlagen.\r\n61 Sind die mit der weiteren Digitalisierung und intelligenteren Gestaltung der Energienetze verbundenen Risiken, d. h. die Risiken der Cybersicherheit, im Hinblick auf die Gewährleistung der Versorgungssicherheit ausreichend erfasst? Besteht Ihrer Meinung nach\r\ndie Notwendigkeit, den EU-Rahmen für die Energieversorgungssicherheit zu verbessern,\r\num diesen Risiken vorzubeugen?\r\nDie Beherrschung dieser Risiken ist eine Priorität für Energieunternehmen. Es bedarf keiner\r\nweiteren Regelungen auf europäischer Ebene.\r\n62 Halten Sie es für möglich, dass nachfrageseitige Maßnahmen neben dem bereits bestehenden Rahmen im Zuge der kürzlich verabschiedeten Gestaltung des Strommarkts eine\r\nzusätzliche oder stärkere Rolle in der künftigen EU-Architektur für die Energieversorgungssicherheit spielen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n63 Können Sie konkrete Beispiele nennen, die es ermöglichen würden, nachfrageseitige\r\nMaßnahmen besser zu erkennen und zu mobilisieren?\r\nDie Flexibilität auf der Nachfrageseite sollte innerhalb des bestehenden Marktrahmens genutzt werden. Zusätzliche Instrumente würden diesen fragmentieren und zu Verzerrungen\r\nführen.\r\n64 Bitte erläutern:\r\n65 Gibt es Unterlagen, Berichte oder sonstige Dokumente zu diesen Aspekten, die Sie\r\nhochladen möchten?\r\n4. Spezifische Frage zur Gasversorgungssicherheit\r\nDie Gasversorgungssicherheit ist die Fähigkeit des Gassystems, die Gasversorgung von Kunden mit einem eindeutig festgelegten Leistungsniveau zu gewährleisten. Mit der Verordnu\r\nng (EU) 2017/1938 über die sichere Gasversorgung, die 2022 durch die Gasspeicherverordnung und das 2024 verabschiedete Gaspaket geändert wurde, sind auf EU-Ebene Sicherungsmaßnahmen eingeführt worden. Sie stützt sich auf folgende Punkte:\r\n• Verbesserung des Informationsaustauschs und der Transparenz, z. B. über die Koordinierungsgruppe „Gas“.\r\n• EU-weite Simulationen und Risikobewertungen auf europäischer, regionaler und\r\nnationaler Ebene.\r\n• Einen Rahmen für nationale Präventionspläne und Notfallpläne, um Risiken und\r\nKrisen vorzubeugen und darauf zu reagieren.\r\n• Krisenbewältigungsverfahren und Solidaritätsmaßnahmen in Notfällen, insbesondere für „geschützte Kunden“ (z. B. Privathaushalte).\r\n• Eine Strategie zur Sicherstellung der Befüllung der Gasspeicher.\r\nAm 5. Oktober 2023 veröffentlichte die Kommission einen Bericht zur Überprüfung der Verordnung (COM(2023) 572). Im Anschluss an die jüngsten Änderungen muss die Kommission\r\nbis zum 28. Februar 2025 einen Bericht über die Umsetzung der Speicherbestimmungen und\r\nder Solidaritätsbestimmungen des Pakets für den Wasserstoffmarkt und den dekarbonisierten Gasmarkt erstellen. Diese öffentliche Konsultation soll nicht nur in die Eignungsprüfung\r\ndes Rahmens für die Energieversorgungssicherheit einfließen, sondern auch Beiträge zu diesem Bericht liefern.\r\nA. Rückblick\r\n1. Wirksamkeit\r\n66 Mit der Verordnung (EU) 2017/1938 werden mehrere Ziele verfolgt. Wie beurteilen Sie\r\nihre Bilanz in Bezug auf die folgenden Ziele?\r\n1\r\n(Sehr\r\nschlecht)\r\n2\r\n(Schlecht)\r\n3\r\n(Durchschnittlich)\r\n4\r\n(Gut)\r\n5\r\n(Ausgezeichnet)\r\nGewährleistung eine angemessenen\r\nMaßes an Vorsorge in Europa im\r\nHinblick auf Unterbrechungen der\r\nGasversorgung, z. B. durch die Bewertung von Risiken und die Schaffung einer adäquaten Infrastruktur\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nSicherstellung der Einleitung aller\r\nnotwendigen Maßnahmen, um eine\r\nkontinuierliche Gasversorgung zu\r\ngewährleisten, insbesondere für geschützte Kunden\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nStärkung der regionalen und EU-weiten Zusammenarbeit, auch in Versorgungsnotfällen\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n67 Sind Sie bei der Um- und Durchsetzung der Bestimmungen der Verordnung auf Hindernisse oder Schwierigkeiten gestoßen?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n68 Welche Bestimmungen waren schwer umzusetzen und warum?\r\nAn einigen Stellen wurden in 2022/23 Lücken deutlich. Dies betrifft beispielsweise die Präventionspläne und Notfallpläne. Die meisten Mitgliedstaaten haben bis heute keine bilateralen Solidaritätsvereinbarungen geschlossen.\r\nDie Füllstandsvorgaben für Gasspeicher mussten im Jahr 2022 sehr kurzfristig und unter anspruchsvollen Rahmenbedingungen umgesetzt werden, was den Gestaltungsspielraum für\r\ndie Umsetzung eingeschränkt hat.\r\n69 Gab es unerwartete und/oder unbeabsichtigte Folgen der Umsetzung dieser Verordnung, die die Verwirklichung dieser Ziele behindert haben?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n70 Welche Auswirkungen gab es und welche Bestimmungen der Verordnung haben diese\r\nAuswirkungen verursacht?\r\nIn Deutschland hat die Erreichung der Gasspeicher-Mindestfüllstände in Kombination mit\r\nden vorgegebenen Befüllungsinstrumenten zu einer Verbesserung der Versorgungsituation\r\nbeigetragen. Die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher mussten im Jahr 2022 sehr kurzfristig\r\nund unter anspruchsvollen Rahmenbedingungen umgesetzt werden, was den Gestaltungsspielraum für die Umsetzung eingeschränkt und zu hohen Kosten für die Befüllung und damit verbundenen Umlagen geführt hat.\r\n71 Wie stufen Sie die Wirksamkeit der folgenden spezifischen Bestimmungen bei der Gewährleistung von Vorsorge, Versorgungssicherheit und/oder Resilienz ein?\r\n1\r\n(Gänzlich\r\nunwirksam)\r\n2\r\n(Kaum wirksam)\r\n3\r\n(Bedingt\r\nwirksam)\r\n4\r\n(Wirksam)\r\n5\r\n(Sehr wirksam)\r\nKoordinierungsgruppe „Gas“ ☐ ☐ ☐ ☐ ☒\r\nInfrastrukturstandard und bidirektionale Kapazitäten\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nVersorgungsstandard und geschützte Kunden\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nGemeinsame Risikobewertungen\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nNationale Risikobewertungen ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nPräventionspläne und Notfallpläne\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nKrisenbewältigung ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nKrisenstufen ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nSolidaritätsbestimmungen ☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nAnforderungen an den Informationsaustausch gemäß Artikel 14\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nSpeicherziele ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nVon der Kommission festgelegte jährliche Speicherpfade\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nZertifizierung der Betreiber einer Speicheranlage\r\n☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nNachfragereduzierung und EUAlarm\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nZusammenarbeit mit den Vertragsparteien der Energiegemeinschaft\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\n72 Möchten Sie auf einen oder mehrere der oben genannten Punkte näher eingehen?\r\nWenn ja, geben Sie bitte an, auf welche Punkte Sie sich beziehen.\r\n73 Was sind Ihrer Ansicht nach die wichtigsten Stärken und Schwächen der Speicherverordnung, insbesondere im Hinblick auf die Speicherziele von 90 %, die Zielpfade, die Lastenteilung, das Zertifizierungsverfahren und die Verfallsklausel der Speicherbestimmungen\r\nim Jahr 2025?\r\nDas Ziel der Speicherbefüllung wurde erreicht. Dies war ein wichtiger Beitrag, um das gewünschte Versorgungssicherheitsniveau zu halten.\r\nEs handelt sich dabei jedoch um einen starken Eingriff in den Markt und um sehr detaillierte\r\nVorgaben, die in einer Krisensituation schnell auf den Weg gebracht wurden. Insofern ist es\r\nrichtig, dass die Verordnung zeitlich begrenzt ist. Es bedarf einer sorgfältigen Evaluierung\r\nund – wenn beispielsweise Füllstandsziele auch zukünftig vorgegeben werden sollten – einer\r\nVerschlankung bei den Regelungen, die zu unverhältnismäßigen Lasten führen. Dies betrifft\r\nbeispielsweise die Zwischenziele sowie die Zertifizierung. So führen u.a. die Vorgaben zur\r\nZertifizierung zu enormen bürokratischen Anforderungen mit hohen Kosten.\r\nStatt eines starren Füllstandsziels auf EU-Ebene wäre beispielsweise die Vorgabe von Eckpfeilern zur Methodik für die einzelnen Mitgliedstaaten sinnvoll. Der BDEW wird an der Entwicklung einer solchen Methodik gern mitwirken. Die konkreten Regelungen sollten durch\r\ndie Mitgliedstaaten erlassen und an die EU gemeldet werden.\r\n2. Effizienz\r\n74 Mit welchen Kosten und Nutzeffekten war die Umsetzung der Verordnung für eine sichere Gasversorgung in Ihrer Organisation verbunden (einschließlich der durch die Speicherverordnung und das Paket für den Wasserstoffmarkt und den dekarbonisierten Gasmarkt eingeführten Änderungen zur Speicherung und Solidarität)? Bitte geben Sie nach\r\nMöglichkeit sowohl quantitative als auch qualitative Elemente an.\r\nNachteile: Die staatliche Gasbeschaffung im Zusammenhang mit der nationalen Speicherbefüllung hat in Deutschland seit 2022 ca. 6 Milliarden Euro gekostet, welche über ein Umlagesystem im Ergebnis von den Letztverbrauchern zu tragen sind. Diese Kosten sind allerdings\r\nzum Großteil auf die Sondersituation 2022 und zudem nicht 1:1 auf die EU-Vorgaben zurückzuführen, d. h. die vergangenen Kosten sind kein belastbares Indiz für die Zukunft.\r\nZudem führen viele der Vorgaben zu hohen Bürokratiekosten.\r\nVorteile: Zu Beginn des Winters 2022/23 wiesen die Gasspeicher hohe Füllstände auf, was\r\ngut für die Versorgungssicherheit war. Auch ist positiv, dass über die Speichervorgaben ein\r\nBackup-Mechanismus etabliert wurde, der Versorgungssicherheit sicherstellt, wenn die Speicherbefüllung auf Basis marktlicher Signale nicht in ausreichendem Umfang erfolgt.\r\n75 Inwieweit haben die folgenden Bestimmungen einen unverhältnismäßigen Aufwand (z.\r\nB. administrative, finanzielle oder sonstige Belastungen) verursacht?\r\n1\r\n(Vernachlässigbar)\r\n2\r\n(Kaum)\r\n3\r\n(Durchschnittlich)\r\n4\r\n(Stark)\r\n5\r\n(Sehr\r\nstark)\r\nKoordinierungsgruppe „Gas“ ☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nInfrastrukturstandard und bidirektionale Kapazitäten\r\n☐ ☐X ☐ ☐ ☐\r\nVersorgungsstandard und geschützte Kunden\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nGemeinsame Risikobewertungen\r\n☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nNationale Risikobewertungen ☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nPräventionspläne und Notfallpläne\r\n☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nKrisenbewältigung ☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nKrisenstufen ☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nSolidaritätsbestimmungen ☒ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nAnforderungen an den Informationsaustausch gemäß Artikel 14\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nSpeicherziele ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nVon der Kommission festgelegte jährliche Speicherpfade\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☒\r\nZertifizierung der Betreiber einer Speicheranlage\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☒\r\nNachfragereduzierung und EUAlarm\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nZusammenarbeit mit den Vertragsparteien der Energiegemeinschaft\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\n76 Möchten Sie auf einen oder mehrere der oben genannten Punkte näher eingehen?\r\nWenn ja, geben Sie bitte an, auf welche Punkte Sie sich beziehen.\r\nZu den Speicherzielen: wirksam, aber im Jahr 2022 aufgrund der sehr kurzfristigen nationalen Umsetzung und Prozessvorgaben nur mit hohem finanziellem Aufwand möglich.\r\n77 Wie können die Berichterstattungs- und Überwachungspflichten der Verordnung vereinfacht werden? Wurden im Zusammenhang mit den derzeitigen Berichterstattungs- und\r\nÜberwachungspflichten oder deren Frequenz unnötige Doppelbelastungen oder sich überschneidende Zuständigkeiten (z. B. in Bezug auf Risikobewertungen und Pläne) vermieden?\r\nDie Berichterstattung gemäß Artikel 14 ist etwas unklar und es ist unklar, ob/wie diese Informationen verwendet werden. Vielleicht könnte dies gestrichen werden.\r\n3. Relevanz\r\n78 Inwieweit waren die Bestimmungen der Verordnung über die sichere Gasversorgung für\r\ndie Bewältigung der Herausforderungen und Unterbrechungen der Gasversorgung, die die\r\nEU seit deren Umsetzung erfahren hat, relevant? Bitte führen Sie Ihre Antwort, z. B. durch\r\neinen ausdrücklichen Verweis auf die Energiekrise 2022/2023, näher aus.\r\nVorgaben der Gas-SoS-VO wie Notfallplan, Krisenteam etc. haben sehr dazu beigetragen,\r\ndass die Mitgliedstaaten vorbereitet waren und zumindest Grundzüge des Krisenmanagements beschrieben waren und schnell installiert werden konnten. Die einheitliche Definition\r\nder Krisenstufen war für die Einordnung der Lage hilfreich.\r\nDie Koordinierungsgruppe „Erdgas“ hat ihre Aufgabe erfolgreich erfüllt und war für den Informationsaustausch und die grenzüberschreitende Koordinierung sehr wichtig.\r\nDie Mindestfüllstände der Gasspeicher waren im Jahr 2022 sehr wichtig.\r\n79 Wie gut ist die Verordnung über die sichere Gasversorgung an den technologischen\r\noder wissenschaftlichen Fortschritt sowie an die ökologischen/klimabezogenen Herausforderungen angepasst, denen sich die EU stellen muss?\r\nDas ist nicht der Fall. Deshalb sollte sich der EU-Rahmen für die Erdgasversorgung auf sein\r\nKernziel konzentrieren: die Gasversorgungssicherheit. Andere Ziele (Dekarbonisierung, Industriepolitik usw.) sollten stattdessen in anderen Initiativen und mit anderen Instrumenten\r\nverfolgt werden.\r\n4. Kohärenz\r\n80 Inwieweit ist die Verordnung über die sichere Gasversorgung auf andere politische Ziele\r\nder EU abgestimmt?\r\nDie Gas-SOS-Verordnung trägt direkt zum politischen Ziel der Versorgungssicherheit bei. Sie\r\nträgt nur indirekt zur Wettbewerbsfähigkeit bei und hat keinen Bezug zur Dekarbonisierung.\r\nEine Vermischung der verschiedenen Ziele innerhalb der Gas-SoS-Verordnung würde das Risiko mit sich bringen, dass keines dieser Ziele erreicht wird.\r\n81 Haben sich einige Bestimmungen der Verordnung als unvereinbar erwiesen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n82 Bitte führen Sie konkrete Beispiele an:\r\n5. Europäischer Mehrwert\r\n83 Im Vorschlag der Kommission aus dem Jahr 2016 für die Verordnung über die sichere\r\nGasversorgung wurde die Notwendigkeit von Maßnahmen der EU wie folgt begründet:\r\n• „Die zunehmende Verflechtung der EU-Gasmärkte und der „Korridor-Ansatz“ zur Ermöglichung von Umkehrflüssen in Gasverbindungsleitungen erfordern koordinierte Maßnahmen“;\r\n• „Ohne eine solche Koordinierung ist es wahrscheinlich, dass auf nationaler\r\nEbene ergriffene Versorgungssicherheitsmaßnahmen andere Mitgliedstaaten\r\nbzw. die Versorgungssicherheit auf EU-Ebene beeinträchtigen werden“;\r\n• „Bei einer schweren Störung der Gaslieferungen in die EU macht die Gefährdung nicht an nationalen Grenzen halt, vielmehr können mehrere Mitgliedstaaten direkt oder indirekt betroffen sein“;\r\n• „Eine nationale Vorgehensweise führt zu suboptimalen Maßnahmen und\r\nverschärft die Folgen einer Krise noch“.\r\nHaben die Ereignisse der vergangenen Jahre (insbesondere die Energiekrise 2022 /2023\r\nund die zunehmende Bedeutung von LNG als Alternative zu russischem Gas) diese Aussagen Ihrer Ansicht nach bestätigt?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n84 Können Sie bitte näher ausführen, warum diese Ereignisse Ihrer Meinung nach diese\r\nAussagen bestätigt haben?\r\n85 Können Sie bitte näher ausführen, warum diese Ereignisse Ihrer Meinung nach diese\r\nAussagen entkräften?\r\nB. Ausblick\r\n86 Der Folgenabschätzung zu den Zielen für 2040 zufolge dürfte die Erdgasnachfrage in der\r\nEU von derzeit ca. 319 Mio. t RÖE auf 100-150 Mio. t RÖE im Jahr 2040 sinken, wobei die\r\nBiomethanproduktion zunehmen wird. Der insgesamt rückläufige Gasverbrauch kann zu\r\neiner Änderung des Konsumverhaltens führen, wobei der Ausstieg in den einzelnen Sektoren wahrscheinlich unterschiedlich schnell erfolgen wird. Welche Änderungen sollten an\r\nder Verordnung über die sichere Gasversorgung vorgenommen werden, damit sie angesichts der voraussichtlichen Entwicklung von Gasangebot und -nachfrage in der EU relevant bleibt?\r\nDie EU-Gas-SoS-Verordnung ist an sich so gestaltet, dass sie sich an unterschiedliche Bedürfnisse anpasst. Wenn sich zum Beispiel der Gasverbrauch ändert, wird sich das Volumen der\r\n„geschützten“ Nachfrage automatisch anpassen.\r\n87 Gibt es Ziele für die Gasversorgungssicherheit, die 2017 nicht berücksichtigt wurden\r\nund auf deren Erreichung eine mögliche Überarbeitung der Verordnung hinarbeiten\r\nsollte?\r\n☐Ja\r\n☒Nein\r\n☐Keine Meinung\r\n88 Welche Lücken in der derzeitigen Verordnung sollten Ihrer Meinung nach bei einer\r\nkünftigen Aktualisierung des Rahmens für die Energieversorgungssicherheit geschlossen\r\nwerden?\r\n89 Einige Bestimmungen laufen 2025 aus, darunter das Speicherziel von 90 %. Welche\r\nRolle sollte Ihrer Meinung nach die Gasspeicherpolitik nach 2025 kurz- und langfristig spielen?\r\nGrundsätzlich erscheint die Vorgabe eines Füllstandsziels auf EU-Ebene für alle Mitgliedstaaten in 2022 vor dem Hintergrund der Krisensituation 2022 nachvollziehbar.\r\nBei Fortbestehen einer solchen gesetzlichen Regelung auf EU-Ebene über 2025 hinaus, müssten die Vorgaben jedoch flexibler sein. Statt eines starren Füllstandsziels wäre die Vorgabe\r\nvon Eckpfeilern zur Methodik - die beispielsweise Korridore, Berücksichtigung von Solidaritätsaspekten etc. enthalten könnte - für die einzelnen Mitgliedstaaten sinnvoll. Der BDEW\r\nwird an der Entwicklung einer solchen Methodik gern mitwirken. Die konkreten Regelungen\r\nsollten durch die Mitgliedstaaten erlassen und an die EU gemeldet werden. So lassen auch\r\ndie jeweiligen Versorgungssituationen und ihre Entwicklungen angemessen berücksichtigen.\r\nDabei sollte marktbasierten Instrumenten der Vorzug gegeben werden. Eingriffe, die den\r\nSpeicherwert mindern, wie z.B. UIOLI, sollten ausgeschlossen werden.\r\nMitgliedsstaaten, die insb. durch hohe Speicherfüllstände (insbesondere im Verhältnis zum\r\nlandeseigenen Gasverbrauch) für Versorgungssicherheit gesorgt haben, sollten die Kosten\r\ndieser solidarischen Maßnahmen nicht allein tragen müssen, sondern auch die Kosten der\r\nVersorgungssicherheit solidarisieren dürfen.\r\n90 Sollte eine Überarbeitung der Verordnung für mehr Transparenz bei langfristigen Gasverträgen sorgen, z. B. über Artikel 14, insbesondere dann, wenn ein einziger Lieferant aus\r\neinem Drittland einen erheblichen Anteil am gesamten Versorgungsmix hat?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n91 Auf welche Weise sollte die Verordnung für mehr Transparenz sorgen?\r\n92 Warum sollte sich die Verordnung nicht auf eine stärkere Transparenz konzentrieren?\r\nDer Markt ist bereits sehr transparent.\r\n93 Wie sollten die Kosten für die Aufrechterhaltung einer hohen Gasversorgungssicherheit\r\nauf verschiedene Akteure wie Unternehmen, Bürger/innen und Regierungen verteilt werden?\r\nLetzten Endes werden die Kosten vom Verbraucher getragen. Selbst wenn die Kosten auf andere Stufen der Wertschöpfungskette umgelegt werden, werden sie im Endprodukt eingepreist. Die Kosten sollten so umgelegt werden, dass sie die geringsten Verzerrungen verursachen, z. B. durch Umlagen für die Endverbraucher oder Steuern. Ziel soll ebenfalls sein, die\r\neffizientesten und die niedrigsten Kosten verursachenden Instrumente auszuwählen (siehe\r\netwa Ausführungen zu Füllstandsvorgaben oben).\r\nC. Sonstiges\r\n94 Haben Sie im Hinblick auf die allgemeine Wirkungsweise und/oder die künftige Weiterentwicklung der Verordnung über die sichere Gasversorgung etwas hinzuzufügen?\r\nDer allgemeine Grundsatz der Gas-SoS-Verordnung sollte weiterhin darin bestehen, die Zusammenarbeit zu erleichtern, anstatt detaillierte Lösungen vorzuschreiben.\r\n5. Spezifische Fragen zur Stromversorgungssicherheit\r\nVernetzte und gekoppelte Strommärkte und -systeme erfordern eine engere Zusammenarbeit der EU-Mitgliedstaaten bei der Verhinderung und Bewältigung von Stromversorgungskrisen. Die EU hat eine Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor eingeführt\r\nund im Zeichen der Solidarität und Transparenz mehrere Instrumente zur Abwehr, Vorsorge\r\nund Bewältigung von Stromversorgungskrisen geschaffen.\r\nGemäß Artikel 18 der Verordnung hat die Europäische Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat bis zum 1. September 2025 einen Bericht über die Anwendung dieser\r\nVerordnung vorzulegen. Diese öffentliche Konsultation wird nicht nur in die Eignungsprüfung\r\ndes Rahmens für die Energieversorgungssicherheit einfließen, sondern auch in diesen Bericht. Der EU-Rahmen für die Stromversorgungssicherheit wird durch weitere Verwaltungsvorschriften ergänzt, denen bei der Bewertung der Kohärenzkriterien besondere Aufmerksamkeit gewidmet werden sollte. Dazu gehören die mit der Verordnung (EU) 2017 /1485 der\r\nKommission festgelegte Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb und der Netzkodex über\r\nden Notzustand und den Netzwiederaufbau gemäß der Verordnung (EU) 2017/2196 der\r\nKommission sowie die Verordnung (EU) 2019/943 und die Richtlinie (EU) 2019 /944 über den\r\nElektrizitätsbinnenmarkt.\r\nA. Rückblick\r\n1. Wirksamkeit\r\n95 Gemäß der Folgenabschätzung aus dem Jahr 2016, die dem Vorschlag der Kommission\r\nfür eine Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor beigefügt war, wurden\r\nmit der neuen Verordnung mehrere spezifische Ziele verfolgt. Wie beurteilen Sie ihre Bilanz in Bezug auf die folgenden Aspekte?\r\n1\r\n(Sehr\r\nschlecht)\r\n2\r\n(Schlecht)\r\n3\r\n(Durchschnittlich)\r\n4\r\n(Gut)\r\n5\r\n(Ausgezeichnet)\r\na) Verbesserung der Prävention und Vorsorge\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nb) Verbesserung der Transparenz und des Informationsaustauschs\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nc) Verbesserung der Koordinierung in Stromversorgungskrisen\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nd) Verringerung des Risikos negativer Ausstrahlungseffekte,\r\ndie rein nationale Maßnahmen\r\nin Benachbarten Mitgliedstaaten haben könnten.\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\n96 Gab es unerwartete und/oder unbeabsichtigte Folgen der Umsetzung dieser Verordnung, die die Verwirklichung dieser Ziele behindert haben?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n97 Welche Auswirkungen gab es und welche Bestimmungen der Verordnung haben diese\r\nAuswirkungen verursacht?\r\n98 Wie stufen Sie die Wirksamkeit bestimmter spezifischer Bestimmungen bei der Gewährleistung der Vorsorge, Versorgungssicherheit und/oder Resilienz ein?\r\n1\r\n(Gänzlich\r\nunwirksam)\r\n2\r\n(Kaum wirksam)\r\n3\r\n(Bedingt\r\nwirksam)\r\n4\r\n(Wirksam)\r\n5\r\n(Sehr wirksam)\r\nRegionale Risikobewertungen ☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nNationale Risikobewertungen ☐ Klicken oder\r\ntippen Sie\r\nhier, um\r\nText einzugeben.☐\r\n☒ ☐ ☐\r\nRisikobewertungen in Bezug\r\nauf die Eigentumsverhältnisse\r\nder Infrastruktur\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nSaisonale und kurzfristige Angemessenheitsstudien\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nRisikovorsorgepläne in Bezug\r\nauf nationale Maßnahmen\r\n☐ ☐ ☐ ☒ ☐\r\nRisikovorsorgepläne in Bezug\r\nauf regionale und bilaterale\r\nMaßnahmen\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nFrühwarnung und Erklärung einer Stromversorgungskrise\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nNutzer, die aus Gründen der\r\nöffentlichen und persönlichen\r\nSicherheit einen besonderen\r\nSchutz vor einer Netztrennung\r\nbeanspruchen können\r\n☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\nZusammenarbeit und Unterstützung\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nDurch die Verordnung zugewiesene neue Aufgaben der\r\nKoordinierungsgruppe\r\n„Strom“\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nEinrichtung einer zuständigen\r\nBehörde\r\n☐ ☐ ☒ ☐ ☐\r\nRegionale Notfalltests ☐ ☒ ☐ ☐ ☐\r\n99 Möchten Sie auf einen oder mehrere der oben genannten Punkte näher eingehen?\r\nWenn ja, geben Sie bitte an, auf welche Punkte Sie sich beziehen.\r\nDie Definition von Strompreiskrisen ist länderabhängig und somit nicht gut vergleichbar. Die\r\nnationalen Strukturen und die sich auf Grund der natürlichen Gegebenheiten (s. Topgrafie,\r\nWetterverhältnisse, saisonale Abhängigkeiten etc.) spielen ebenfalls eine entscheidende\r\nRolle und sind zu berücksichtigen.\r\n100 Sind Sie der Ansicht, dass der Rahmen für die Zusammenarbeit und Unterstützung gemäß Artikel 15 der Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor wirksam genug ist, um regionale Krisen zu bewältigen?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n101 Können Sie nähere Angaben machen? Welche Verbesserungsmöglichkeiten gibt es?\r\nGrundsätzlich sind die Regelungen zufriedenstellend. Jedoch gibt es Verbesserungspotential\r\nbei der Harmonisierung der Vorgaben, bspw. durch Erarbeitung allgemeingültigerer Regelungen.\r\n2. Effizienz\r\n102 Mit welchen Kosten und Nutzeffekten war die Umsetzung dieser Verordnung in Ihrer\r\nOrganisation verbunden? Bitte geben Sie nach Möglichkeit sowohl quantitative als auch\r\nqualitative Aspekte an und verweisen Sie ausdrücklich auf die Kosten im Zusammenhang\r\nmit der Ausarbeitung der Risikovorsorgepläne.\r\nZu erwähnen sind hier die ENTSO-E Gruppen zum Informationsaustausch. Für große Unternehmen ist der Aufwand tragbar, für kleinere Unternehmen sind die Kosten relativ deutlich\r\nhöher.\r\n103 Inwieweit haben die folgenden Bestimmungen einen unverhältnismäßigen Aufwand\r\n(z. B. administrative, finanzielle oder sonstige Belastungen) verursacht?\r\n1\r\n(Vernachlässigbar)\r\n2\r\n(Kaum)\r\n3\r\n(Durchschnittlich)\r\n4\r\n(Stark)\r\n5\r\n(Sehr\r\nstark)\r\nRegionale Risikobewertungen ☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nNationale Risikobewertungen ☐ Klicken oder\r\ntippen Sie\r\nhier, um\r\nText einzugeben.☐\r\n☐ ☐ ☐\r\nRisikobewertungen in Bezug\r\nauf die Eigentumsverhältnisse\r\nder Infrastruktur\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nSaisonale und kurzfristige Angemessenheitsstudien\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nRisikovorsorgepläne in Bezug\r\nauf nationale Maßnahmen\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nRisikovorsorgepläne in Bezug\r\nauf regionale und bilaterale\r\nMaßnahmen\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nFrühwarnung und Erklärung einer Stromversorgungskrise\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nNutzer, die aus Gründen der\r\nöffentlichen und persönlichen\r\nSicherheit einen besonderen\r\nSchutz vor einer Netztrennung\r\nbeanspruchen können\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nZusammenarbeit und Unterstützung\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nDurch die Verordnung zugewiesene neue Aufgaben der\r\nKoordinierungsgruppe\r\n„Strom“\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nEinrichtung einer zuständigen\r\nBehörde\r\n☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\nRegionale Notfalltests ☐ ☐ ☐ ☐ ☐\r\n104 Möchten Sie auf einen oder mehrere der oben genannten Punkte näher eingehen?\r\nWenn ja, geben Sie bitte an, auf welche Punkte Sie sich beziehen.\r\nDies unterscheidet sich nach Unternehmen stark.\r\n105 Wie zeitgerecht (z. B. in Bezug auf die Aktualisierung alle vier Jahre) und effizient ist\r\ndas Verwaltungsverfahren der Risikovorbereitungspläne?\r\n4 Jahre sind in Ordnung.\r\n106 Können Sie Ihre Einstufung bitte näher ausführen?\r\n107 Gibt es Aspekte des Verwaltungsverfahrens der Risikovorsorgepläne, die gestrafft\r\noder verbessert werden könnten?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n108 Können Sie nähere Angaben machen?\r\nDie Szenarien sollten differenziert betrachtet werden können. Darüber hinaus sind 6 Monate\r\nVorlaufzeit sehr kurz zur Berechnung der Szenarien.\r\nDie Verordnung sollte daraufhin angepasst sein, mit weiteren Risikoanalysen (bspw. ERA)\r\ngleiche prozessuale Vorgaben zu machen (Art und Weise der Berechnung, zu nutzende Programme)\r\n3. Relevanz\r\n109 Inwieweit waren die Bestimmungen der Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor für die Bewältigung der Herausforderungen der Stromversorgung, die die EU\r\nseit ihrer Umsetzung erlebt hat, relevant? Bitte erläutern Sie Ihre Antwort unter ausdrücklicher Bezugnahme auf die jüngsten Krisen (d. h. die COVID-19-Pandemie und die Energiekrise der Jahre 2022 und 2023).\r\n110 Inwieweit könnten die Risikovorsorgepläne bei der Abwehr, Vorsorge, Bewältigung\r\nund Eindämmung tatsächlicher Stromversorgungskrisen wirksam sein? Was könnte verbessert werden?\r\n111 Wie geeignet ist die Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor für den\r\ntechnologischen oder wissenschaftlichen Fortschritt und für die ökologischen/klimabezogenen Herausforderungen, denen sich die EU stellen muss?\r\n4. Kohärenz\r\n112 Inwieweit ist die Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor auf andere\r\npolitische Ziele der EU abgestimmt?\r\n113 Bestehen Unstimmigkeiten mit anderen EU-Regelungen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n114 Um welche EU-Regelungen handelt es sich?\r\n115 Haben sich einige Bestimmungen in der Verordnung als unvereinbar erwiesen?\r\n☐ Ja\r\n☒ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n116 Bitte führen Sie konkrete Beispiele an:\r\nHöhere Konsistenz bei der Definition von Stromkrisen – sowohl bei regionaler, als auch bei\r\nnationaler Betrachtung.\r\n5. Europäischer Mehrwert\r\n117 Welcher Mehrwert ergibt sich aus dem Tätigwerden der EU für die Stromversorgungssicherheit der EU im Vergleich zu dem, was realistischerweise (in Bezug auf Wirksamkeit\r\nund Effizienz) von den Mitgliedstaaten auf nationaler Ebene hätte erreicht werden können?\r\nInsbesondere der Austausch in den ENTSO-E Arbeitsgruppen funktioniert gut.\r\nB. Ausblick\r\n118 Wie können angesichts der jüngsten Erfahrungen der Mitgliedstaaten mit der Ausarbeitung der Risikovorsorgepläne sowohl der Prozess als auch der Inhalt der Pläne verbessert werden?\r\nEs ist unklar, welche Informationen für die Öffentlichkeit sind und inwiefern interne Prozesse\r\ndavon betroffen sind. Es ist notwendig in getroffenen Analysen über die Bewertungsmethodik zu informieren: Welche Risikobewertungen wurden modelliert und welche lediglich abgeschätzt?\r\n119 Inwieweit ist die Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor angesichts\r\nder Entwicklung der Bedrohungslandschaft und der Entwicklung der Stromversorgung in\r\nder EU und des Energiemixes der EU insgesamt nach wie vor relevant? Gibt es Ziele, die im\r\nJahr 2017 nicht berücksichtigt wurden, oder Lücken, auf die eine Überarbeitung der Verordnung ausgerichtet sein sollte?\r\n120 Sind Sie der Ansicht, dass die Definition des Begriffs „Stromversorgungskrise“ in allen\r\nMitgliedstaaten einheitlich sein oder zumindest auf gemeinsamen Kriterien beruhen\r\nsollte?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n121 Wenn ja, auf welchen Kriterien sollte sie beruhen?\r\nHier wäre ein europäischer Rahmen notwendig, um Definitionen vergleichbar zu machen.\r\nEine Möglichkeit wären hier die Kriterien aus dem Strommarktdesign.\r\n122 Sollte die Definition der Regionen in Artikel 2 der Verordnung Ihrer Meinung nach geändert werden?\r\n☒ Ja\r\n☐ Nein\r\n☐ Keine Meinung\r\n123 Wenn ja, auf welchen Kriterien sollte sie beruhen?\r\nC. Sonstiges\r\n124 Haben Sie in Bezug auf die allgemeine Wirkungsweise und/oder die künftige Weiterentwicklung der Verordnung über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor etwas hinzuzufügen?\r\nDas Ausmaß der Klimarisiken, insbesondere die Auswirkungen extremer Wetterereignisse wie\r\nHitzewellen, Dürren und Schäden an der Energieinfrastruktur aufgrund von Unwettern, sollte\r\nstärker berücksichtigt werden.\r\nBeispiel extreme Wetterereignisse: Hierbei handelt es sich um kurzfristige Ereignisse, die nur\r\nwenig oder gar keine Reaktionszeit für die Schadensbegrenzung bieten. Bei extremer Hitze,\r\nheftigen Regenfällen, Gewitterstürmen oder starkem Wind kann die Energieinfrastruktur beispielsweise so stark beschädigt werden, dass danach nur noch kurative Maßnahmen - wie die\r\nWiederherstellung des Netzes - möglich sind. Schwere Überschwemmungen, Waldbrände, gebrochene Übertragungsmasten und Infrastrukturausfälle können die Folge solcher Wetterextreme sein. Da diese Ereignisse die Energieversorgung und -infrastruktur ohne Vorwarnung unterbrechen können, fehlt es dem derzeitigen Rahmen an angemessenen Mechanismen zur\r\nVorbeugung oder Anpassung in Echtzeit."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin/Brüssel, 21. November 2024\r\nPositionspapier\r\nZur Evaluierung des\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit\r\nKonsultation der Europäischen Kommission\r\nvom 3. September 2024\r\nVersion: 1.0\r\nZur Evaluierung des\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 4\r\nGrundpositionen zur EU-Architektur und -Rechtsrahmen Energiesicherheit\r\nDie Europäische Kommission startete im September eine öffentliche Konsultation sowie einen\r\noffenen Aufruf für Feedback zur Evaluierung von EU-weiten Gesetzgebungen zur Energieversorgungssicherheit. Im Fokus steht die Bewertung der Wirksamkeit, Effizienz, Kohärenz, Relevanz und des EU-weiten Mehrwerts der bestehenden Vorschriften für die Sicherheit, Widerstandsfähigkeit und Autonomie des Energiesystems.\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Kommission sich frühzeitig mit der Evaluierung des EU-Rechtsrahmens für Energiesicherheit und einem Ausblick auf relevante zukünftige Entwicklungen befasst und den Raum für eine breite Betrachtung öffnet. Es ist wichtig, Versorgungssicherheit\r\nüber Energieträgergrenzen hinweg und deren Entwicklungen sowie mit anderen Zielen zusammen zu denken. Dabei sollten die Zielsetzungen mit anderen Regelungen konsistent sein, jedoch nicht miteinander vermischt werden.\r\nEs ist festzuhalten, dass sich EU-Architektur und -Regelwerk der Energiesicherheit im Grundsatz als gut und effizient erwiesen haben. Diese sehen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit eine verstärkte Prävention und eine bessere Vorbereitung zur Bewältigung eventueller Krisen auf Ebene der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten, der Regionen und der EU\r\nsowie den Schutz bestimmter Bevölkerungsgruppen vor. Dieser Ansatz geht auf die Gasversorgungssicherheitsverordnung zurück, die aufbauend auf den Lehren aus verschiedenen Versorgungskrisen in der Vergangenheit erarbeitet und weiterentwickelt wurde. Perspektivisch werden graduelle Anpassungen erforderlich sein, die schrittweise – entlang der veränderten Versorgungssituationen im Zuge der Transformation – vorgenommen werden sollten.\r\nDie Energiesicherheit liegt im Rahmen ihrer jeweiligen Tätigkeiten und Zuständigkeiten in der\r\ngemeinsamen Verantwortung der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten, der zuständigen\r\nBehörden der Mitgliedstaaten sowie der Kommission. Dieser dreistufige Gemeinschaftsmechanismus - 1. Energieunternehmen, 2. Mitgliedstaaten, 3. im Notfall die EU - hat sich bewährt\r\nund sollte weiterhin gestärkt werden.\r\nDies gilt gleichermaßen für das Prinzip, marktliche Mechanismen so lange wie möglich aufrecht zu erhalten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen.\r\nZiel ist es, heute und in Zukunft eine sichere Versorgung mit Energie zu bezahlbaren Preisen zu\r\ngewährleisten. Dabei dürfen unterschiedliche Zielsetzungen wie beispielsweise ein politisch\r\ngewünschtes Preisniveau und die Gewährleistung von Versorgungssicherheit nicht vermischt\r\nwerden. Eine gute Vorsorge ist nicht zum Nulltarif zu haben. Gleichzeitig leistet Vorsorge aber\r\nauch einen Beitrag zur Dämpfung von Preisspitzen in Krisensituationen.\r\nIn einer akuten Krise sind Preise ein wichtiges Steuerungsinstrument. Dieses darf nicht durch\r\nEingriffe in die freie Preisbildung behindert werden. In Knappheitssituationen steigende Preise\r\nZur Evaluierung des\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 4\r\nwirken durch Anreiz zur Verbrauchsreduzierung stabilisierend und tragen dazu bei, den Bedarf\r\nfür hoheitliche Eingriffe zu verzögern oder gänzlich zu vermeiden.\r\nDie Energieunternehmen haben einen großen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa nach Beginn des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine in\r\nden vergangenen zwei Jahren erfolgreich auf ein neues Fundament gestellt werden konnte. Es\r\nwurden in kurzer Zeit Lieferbeziehungen zu neuen Lieferländern aufgebaut, Vereinbarungen\r\nmit anderen Lieferländern erweitert und in Rekordzeit LNG-Terminals und die notwendigen\r\nAnbindungsleitungen errichtet. Auch der europäische Energiebinnenmarkt hat hierzu einen\r\nentscheidenden Beitrag geleistet.\r\nGasspeicher sind ein wichtiges Element der Versorgungssicherheit. Mit der EU-Gasspeicherverordnung wurden jedoch Mindestfüllstände und insbesondere Befüllungspfade sowie die\r\nZertifizierung der Gasspeicherbetreiber zu inflexibel und kleinteilig geregelt.\r\nStromnetze spielen ebenfalls eine entscheidende Rolle für die europäische Energiesicherheit,\r\nda sie den kontinuierlichen und zuverlässigen Transport von Elektrizität über Ländergrenzen\r\nhinweg gewährleisten und maßgeblich zur Integration Erneuerbarer Energien beitragen. Durch\r\neine starke Vernetzung können Energieüberschüsse in einer Region genutzt werden, um Defizite in einer anderen auszugleichen und somit die Stabilität des gesamten europäischen\r\nStromsystems zu erhöhen. Zudem fördern gut ausgebaute Stromnetze den Energiehandel zwischen den Mitgliedsstaaten, was die Abhängigkeit von wenigen Energieimportquellen verringert. Investitionen in die Strominfrastruktur sind daher wesentlich, um eine nachhaltige und\r\nresiliente Energieversorgung zu sichern. Sie erhöhen die Flexibilität und Anpassungsfähigkeit\r\ndes Energiesystems, was insbesondere in Krisenzeiten, wie bei geopolitischen Spannungen\r\noder Naturkatastrophen, von großer Bedeutung ist.\r\nIn Deutschland erfolgt aktuell mit dem Kraftwerkssicherheitsgesetz ein wichtiger Schritt zur\r\nTransformation der Energieversorgung sowie zur langfristigen Realisierung der Versorgungsund Systemsicherheit Strom. Hierzu gehören in Deutschland neben den ursprünglich in der\r\nKraftwerksstrategie eingeplanten Ausschreibungen für Biomethan-Peaker allen voran KWKAnlagen. Für die hocheffiziente Besicherung von Strom- und Wärmeversorgung benötigt es\r\nebenso einen europäischen Rahmen, wie für einen Kapazitätsmarkt.\r\nEs braucht darüber hinaus einen gemeinsamen, klaren strategischen Ausblick und realistische\r\nGasnachfrageszenarien verbunden mit einem verlässlichen Commitment zu Erdgas/LNG, damit europäische Importeure als langfristige Partner anerkannt werden. Dies ist wichtig für den\r\nAbschluss langfristiger Lieferverträge durch Importeure. Bei kontinuierlicher Zielveränderung\r\nkönnen nur kurzfristige und damit häufig unattraktive Lieferungen vereinbart werden.\r\nZur Evaluierung des\r\nEU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 4\r\nUnsicherheit in der Gasnachfrage führt zu Wettbewerbsnachteilen auf dem Weltmarkt und\r\nhöheren Risikoprämien.\r\nDer Fragebogen der Kommission ist vom Betrachtungszeitraum in die Zukunft hinein unkonkret. Bei Auswertung der Antworten ist zu berücksichtigen, dass sich Entwicklungen wie Sektorkopplung, Dekarbonisierung und Wasserstoffmarkthochlauf über einen langen Zeitraum erstrecken und in Phasen ablaufen. Die Einbeziehung dieser Entwicklungen in das EU-Energiesicherheitsregelwerk muss daher ebenfalls schrittweise erfolgen.\r\nIm Zuge der Transformation wird damit umzugehen sein, dass die Versorgungssituation dezentraler wird. Auch bei einem Rückgang des Erdgasverbrauchs und parallel zum Wasserstoffhochlauf bleibt die Importabhängigkeit. Zudem nimmt die Saisonalität zu: Denn der relative\r\nAnteil, den Wärme im Erdgasmarkt einnimmt, steigt, wenn die Industrie hin zu H2 transformiert. Mit dem steigenden Anteil Erneuerbarer Energien im Stromnetz und einer fortschreitenden Elektrifizierung anderer Sektoren steigt auch der Bedarf an Flexibilitäten, die die\r\nStromversorgung dann sicherstellen, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht.\r\nEine wichtige Rolle kommt hier neben wasserstofffähigen Gaskraftwerken auch Wasserstoffspeichern zu: Überschüssiger Strom wird mittels Elektrolyse zu Wasserstoff umgewandelt,\r\nzwischengespeichert und kann bei Bedarf wieder zur Stromerzeugung genutzt werden.\r\nDas unterstreicht, dass die EU den Rahmen setzen, Mindestanforderungen an Mitgliedstaaten\r\ndefinieren und deren Einhaltung monitoren, die Ausgestaltung und rechtliche Umsetzung im\r\nDetail jedoch den Mitgliedstaaten überlassen sollte. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014211","regulatoryProjectTitle":"Regelungsvorschläge zur Stärkung des Heimatmarkts für Elektromobilität in Deutschland und der EU ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9d/44/394351/Stellungnahme-Gutachten-SG2501090006.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen\r\nTransparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten\r\nVerhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEWinterne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag\r\neuropäisch: 20457441380-38.\r\nDeutschland braucht eine erfolgreiche Elektromobilität, damit wir als Technologiestandort\r\ninternational vorne mitspielen. Ein starker Heimatmarkt für Elektromobilität ist die beste\r\nStandortpolitik!\r\nGut ist: Die Automobilindustrie und die Energie- und Ladebranche investieren seit Jahren\r\nmassiv in die Elektromobilität in Deutschland. Der Branche ist klar: Technologieführerschaft in\r\nder Mobilität von Morgen ist digital und elektrisch. In einem starken Leitmarkt können wir die\r\nProdukte und Dienstleistungen erfolgreich entwickeln.\r\nGut ist auch: Wir sind inzwischen im Massenmarkt angekommen, Elektromobilität wird in den\r\nnächsten Jahren ein „Neues Normal“ auf Deutschlands Straßen sein.\r\nSchlecht ist: Das Vertrauen des Marktes in die staatlichen Rahmenbedingungen leidet unter\r\nder politischen Diskussion ebenso wie das Vertrauen der Kunden in die Technologie.\r\nDer BDEW fordert für einen starken Elektromobilitätsmarkt:\r\n1. Europäisch denken – keine deutschen Sonderregeln, Elektromobilität endet nicht an\r\nder Landesgrenze.\r\n2. EU CO2-Flottengrenzwerte beibehalten, sie sind aktuell die verlässlichste\r\nRahmensetzung für die Elektromobilität.\r\n3. Nachhaltige Steueranreize für E-Fahrzeuge setzen statt teurer Förderprogramme.\r\n4. Ladesäulenausbau entbürokratisieren: Flächen öffnen, Genehmigungen entschlacken.\r\n5. Staatliche Ladesäulen-Förderung beenden – der Wettbewerb liefert schneller und besser!\r\nDie regelmäßige BDEW-Umfrage unter E-Autofahrerinnen und -fahrern zeigt: 97 Prozent\r\nwürden sich wieder für den Kauf eines Elektroautos entscheiden. Dieses klare Bekenntnis\r\nunterstreicht die positiven Erfahrungen mit der Technologie und das Kundeninteresse.\r\nWir dürfen den Markt daher jetzt nicht ausbremsen.\r\nBerlin, 08.01.2025\r\nEin starker Heimatmarkt für Elektromobilität ist die beste Standortpolitik!\r\nBDEW-Forderungen für einen starken Standort"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-01-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014311","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur Stärkung der Rolle von Importeuren und Midstreamern im Transformationsprozess Gas und Wasserstoff","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f6/f2/396689/Stellungnahme-Gutachten-SG2501160004.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 20. Dezember 2024\r\nPositionspapier\r\nZur Transformation Gas und\r\nder Rolle der Importeure\r\nund Midstreamer\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................3\r\n2 Rolle und Funktion der Midstream-Unternehmen im Gasmarkt..................3\r\n3 Rolle der Midstreamer für das Erreichen der Klimaneutralität und den\r\nWasserstoff-Mengenhochlauf....................................................................4\r\n4 Herausforderungen und Rahmenbedingungen ...........................................6\r\n5 Problemstellungen und Forderungen an die Politik ....................................7\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 9\r\n1 Einleitung\r\nDeutschland hat das Ziel, bis 2045 die Klimaneutralität zu erreichen. Die Transformation der\r\nGasversorgung hin zu erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen muss aktiv gestaltet werden. Für eine Übergangsphase ist die Versorgung mit Erdgas zu sichern und zu diversifizieren.\r\nParallel erfolgt ein Markthochlauf für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase. Als wichtiger\r\nPartner der Erneuerbaren Energien und zur Stärkung der Resilienz des Energieversorgungssystems in der Transformation ist der Einsatz gasförmiger Energieträger in vielen Anwendungen\r\nunabdingbar und entscheidend. Dieses Positionspapier hebt die Rolle der Midstreamer hervor. Denn die Transformation bei den Gasen und der Markthochlauf beim Wasserstoff kann\r\nnur gelingen, wenn Handel und Vertriebe ihr etabliertes Know-How in Portfoliobildung, Fristentransformation und Risikomanagement für Beschaffung und Versorgung mit erneuerbaren\r\nund kohlenstoffarmen Gasen anwenden können. Zusammen mit den Betreibern der Transport-, Verteilungs- und Speicherinfrastruktur kann so ein hohes Maß an Versorgungssicherheit\r\nwährend der Transformationsphase gewährleistet werden. Diese Herausforderungen bedürfen politischer Aufmerksamkeit und Flankierung.\r\n2 Rolle und Funktion der Midstream-Unternehmen im Gasmarkt\r\nFür die deutsche Gaswirtschaft und Versorgungssicherheit üben die Midstream-Unternehmen\r\neine markttragende und marktrationale Rolle aus. Midstream-Unternehmen organisieren die\r\nHandels- und Vertriebskette zwischen Produktion (upstream) und Nutzung (downstream) und\r\nsind damit unverzichtbar. Ihre Rolle umfasst die Beschaffung (u. a. Import), die Organisation\r\nvon Transport, Speicherung und Aufbereitung von Erdgas sowie die Versorgungssicherheit.\r\nMidstreamer agieren für Versorgungssicherheit im Sinne der Marktrationalität. Sie schließen\r\nlang-, mittel- und kurzfristige Verträge, diese wiederum reduzieren durch große Gesamtliefermengen über die Vertragslaufzeit die mengenspezifischen Transaktions- und Suchkosten und\r\nschaffen eine wichtige Basisversorgung im System. Unternehmen, die Beschaffung, Eigenhandel und Portfoliomanagement betreiben und damit maßgebliche Mengen aggregieren bzw.\r\npoolen können, haben eine entscheidende Funktion bei der Versorgung und für das Funktionieren des Marktes inne. Midstreamer beschaffen heute Gase aus vielfältigen Quellen, um die\r\nAbhängigkeit von einzelnen Lieferanten und Versorgungsrouten zu verringern und so zu diversifizieren. Die Diversifizierung der Beschaffungsquellen (Länder, Firmen) und Transportwege\r\nsind Teil eines Risikomanagements in Abwägung zu Kosteneffizienz.\r\nDer Midstreamer agiert als „Aggregator“: Einerseits poolt er substanzielle Nachfrage über sein\r\nKundenportfolio und bietet damit Marktzugang für Produzenten, die so kleinteilig nicht\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 9\r\nvermarkten können. Andererseits beschaffen Midstreamer Gas und sichern für Produzenten\r\neine langfristige Abnahme als Voraussetzung für Investitionen in Upstream Projekte. Der\r\nMehrwert für den Produzenten liegt außerdem darin, dass Midstream-Unternehmen einen\r\nMarktzugang und eine strukturierte Abnahme sicherstellen. Für die Kunden der Midstreamer\r\nwiederum liegt der Mehrwert in der Bündelung der Nachfragen und dass damit eine stärkere\r\nMarktposition vertreten werden kann, als es der einzelne Kunde könnte.\r\nMidstreamer betreiben ein Portfolio und sind üblicherweise an den globalen Großhandelsmärkten aktiv. Damit sind sie in der Lage, sowohl Produzenten als auch Abnehmern eine preisliche Absicherung zu bieten. Produzenten und Abnehmer können je nach individuellem Bedarf\r\nbestimmen, in welchem Ausmaß sich ein Gaspreis am kurzfristigen Großhandelspreis orientiert oder längerfristig feststeht. Der Midstreamer garantiert dem Downstream-Kunden (z.B.\r\nStadtwerke, Industrieunternehmen) ein möglichst auf ihn zugeschnittenes Paket, dass es ihm\r\nermöglicht, die externen Marktrisiken zu managen und on top eigene Produkte für den Endkunden zu entwickeln. Dabei sind die Fristentransformation und Produktstrukturierung eine\r\nzentrale Funktion für den Markt. Damit ist gemeint, dass Unternehmen über die Zeit ein unterschiedlich strukturiertes und diversifiziertes Portfolio aufbauen und dann ein möglichst fungibles Gut in Form von unterschiedlichen Produkten über verschiedene Absatzwege wie z.B.\r\ndirekte Endkundenverträge, Over The Counter, Börse an Downstream-Kunden zu vermarkten.\r\nDieses “Riskwarehousing” ist eine zentrale Leistung für die Abnehmer und ermöglicht ein Abfedern von externen Schocks und eine längerfristige Preisstellung in den Markt. Der Midstreamer stellt sich auf die Geschäftsphilosophie der Kunden ein und kann bei Kunden mit strukturierter Beschaffung als auch bei Kunden in Vollversorgung Positionen zur Verfügung stellen.\r\nDurch seine Handelsaktivitäten bringt der Midstreamer Liquidität und Flexibilität in den\r\nMarkt. Der Wettbewerb unter den Midstream-Unternehmen sorgt für marktrationales Agieren und eine möglichst kosteneffiziente Versorgung.\r\n3 Rolle der Midstreamer für das Erreichen der Klimaneutralität und den\r\nWasserstoff-Mengenhochlauf\r\nUm Klimaneutralität zu erreichen, ist die langfristige Reduktion fossiler Energieträger und der\r\nÜbergang zu einem CO2-armen Energieportfolio notwendig. Das ist mit neuen Herausforderungen für Beschaffung und Portfolio-Aufbau verbunden. Die Unsicherheiten für Mengen,\r\nPreise und Strukturierung nach Zeitpunkt, Frist, Ort und Produkt sind groß und die Wechselwirkungen und Verschränkungen zwischen „Phase-in“ des erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoffs und des Biomethans und „Phase-Out“ des fossilen Gases mit hohen Risiken\r\nfür die Unternehmen verbunden. Das gilt insbesondere für den Wasserstoffmarkthochlauf.\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 9\r\nDie Midstreamer können und müssen bei der Transformation eine tragende Rolle einnehmen,\r\nindem sie neue Energiequellen, darunter erneuerbare Gase und Wasserstoff und seine Derivate1 aufnehmen und damit zur Dekarbonisierung und Modernisierung des Energieportfolios\r\nbeitragen. Indem er ein wachsendes Produktportfolio verschiedener CO2- armer und erneuerbarer Commodities zusammenstellt, kann er den Downstream-Kunden umfangreiche Angebote machen. Dem Midstream-Unternehmen ist es möglich, die Übergangsphase durch hybride Produkte aus Erdgas, Biomethan und Wasserstoff möglichst kosteneffizient und mit möglichst hohen CO2-Einsparungen zu gestalten.\r\nDurch innovative Ansätze bei der Markterschließung und in der Produktstrukturierung werden\r\nEnergieprodukte entsprechend den Anforderungen der Märkte flexibel gestaltet. Um den\r\nMarkthochlauf beim Wasserstoff im Sinne des Phasenmodells zu beschleunigen, ist die Rolle\r\nvon Midstreamern für das Erreichen eines sich selbsttragenden Marktes zentral. Operativ\r\nkümmert sich der Midstreamer um die physische Bereitstellung der Warenflüsse von der\r\nQuelle bis zum Kunden, die Speicherung, den Ausgleich zwischen den Portfolios der Angebotsund Nachfrageseite (Riskwarehousing). Dazu bedarf es der Anbindung an erste Ankerkunden,\r\nder Bindung an den deutschen Markt und der Marktkenntnis, um diese systemtragende Rolle\r\nzu übernehmen. Diese Versorgungsfunktion ist vor allem für die Absicherung der Strom-(und\r\nWärme-)erzeugung, aber auch für die Versorgung des industriellen Mittelstandes notwendig,\r\nalso dort, wo On-Site- oder Near-Site-Bereitstellung von Wasserstoff und Derivaten nicht\r\ngreift. Neben dieser physischen Versorgungsleistung nimmt der Midstreamer auch instrumentell für den Markthochlauf eine zentrale Rolle ein, da die Markterschließung und Produktstrukturierung für einen fungiblen Handel fundamental sind.\r\nMidstreamer sind zudem wichtig, um den Handel mit Zertifikaten, die die Grüneigenschaft\r\nund die CO2-Einsparungen aus der erneuerbaren und kohlenstoffarmen Erzeugung belegen, zu\r\nrealisieren und dem Markt für Reporting und Complianceanforderungen zur Verfügung zu\r\nstellen.\r\nDer zügige Mengenhochlauf beim Wasserstoff ist entscheidend für die Dekarbonisierung des\r\nEnergiesystems und eine klimaneutrale Volkswirtschaft. Damit die geplante Infrastruktur mit\r\ndem Kernnetz schnell ausgelastet wird und die Industrie eine verlässliche Aussicht auf die\r\n1\r\nIn diesem Positionspapier wird durchgehend von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff gesprochen. Dabei ist die Bandbreite der Wasserstoff-Derivate eingeschlossen.\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 9\r\nVersorgung mit erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen bekommt, müssen zügig Langfristverträge für Wasserstoff aus nationaler und europäischer Produktion sowie Importe etabliert\r\nwerden. Um bezahlbare Preise anzustreben und Bandbedarfe zu erfüllen, müssen auch Kurzfrist-Mengen, Mehrlieferantenstrategien, Speicher- und Läger, Cracker etc. und der Weiterverkauf von Wasserstoff aus Langfristverträgen vorangebracht werden.\r\n4 Herausforderungen und Rahmenbedingungen\r\nDie zentrale Herausforderung für den Mengenhochlauf ist die Kostenlücke, das heißt, dass die\r\ndie Kosten der Produktion und die Zahlungsbereitschaft auf Nachfrageseite auseinanderklaffen und dass das fossile Alternativprodukt absehbar kostengünstiger ist. Diese Kostenlücke\r\nmuss zumindest für die Initial- und Aufbauphase über Finanzierungs- bzw. Fördermechanismen geschlossen werden, bis die Kostendegression über Kommerzialisierung und Skalierung\r\ngreift bzw. sich das internationale Umfeld in den Klima-Ambitionen angepasst hat. Diese systemisch-strukturellen Herausforderungen liegen außerhalb des Handlungsfeldes von Midstream-Unternehmen.\r\nEine weitere Herausforderung besteht darin, dass in der Initial- und Aufbauphase eines Wasserstoffmarktes das Zusammenspiel aller Wertschöpfungsstufen und der komplexen Unternehmungen entlang der Kette erprobt, die Technologien skaliert und im Industriemaßstab\r\nentwickelt und parallel und synchron aufgebaut werden. Der Aufbau der gesamten Liefer-, Logistik- und Wertschöpfungskette ist eine großtechnologische und kommerzielle Herausforderung: Garantierte Abnahme für Produzenten, Aufbau von Langfristpositionen im Markt, Produktstrukturierung für unterschiedliche stetige und fluktuierende Nachfrage. Traditionell erfolgte diese in der Vergangenheit beim Hochlauf und Ausbau der Gaswirtschaft über Joint\r\nVentures bzw. eine vertikale Integration vorwärts oder rückwärts entlang der Wertschöpfungskette und teilweise unter Monopolbedingungen. Beim Wasserstoffhochlauf sind momentan einerseits sowohl die vielfältigen Risiken als auch die Kosten hoch, andererseits greifen das Wettbewerbsrecht und das Entflechtungsregime in der EU beim leitungsgebundenen\r\nTransport von Wasserstoff. Somit braucht es Mechanismen und ein Marktdesign, um Langfristverträge und eine gesicherte Abnahme sowie die physische Lieferung an dem Ort, in der\r\nMenge, der Zeit und im gewünschten Produkt übereinander zubringen. Die Herausforderung\r\nbesteht darin, Langfristverträge, die abnahmeseitig industrielle Umstellprozesse untermauern\r\nund gleichzeitig eine erste Basisversorgung im System bereitstellen, früh mit einem Wettbewerbsmarkt in Einklang zu bringen. Diese koordinierende und vermittelnde Funktion „midstream“ ist von instrumenteller Bedeutung.\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 9\r\nDiese wichtige Rolle des Koordinators über große Teile der Wasserstoff-Wertschöpfungskette\r\nhinweg können Midstream-Unternehmen übernehmen, um die physische Bereitstellung von\r\nWasserstoff und seinen Derivaten zu gewährleisten sowie Angebot und Nachfrage auch kommerziell zu verbinden. Außerdem agieren sie als Risikopuffer, Aggregatoren, erschließen den\r\nMarkt und organisieren Kapital. Das geht weit über Export-Import-Beziehungen hinaus. Aktuell bestehen also konkrete Herausforderungen wie die Absicherung von langfristigen Verträgen mit Produzenten, Infrastrukturbetreibern und Abnehmern sowie die große Förderlücke\r\nzwischen den hohen Erzeugungspreisen auf der einen und der geringen Zahlungsbereitschaft\r\nauf der anderen Seite.\r\nUm den Hochlauf zu beschleunigen und ein Ineinandergreifen der einzelnen Hochlaufaktivitäten zu ermöglichen, muss der Midstreamer sich zur Abnahme bzw. Zahlung (“take or pay”/\r\n“ship or pay”) gegenüber dem Produzenten und Infrastrukturbetreiber verpflichten, ohne dass\r\nes gleichzeitig einen Absatzmarkt gibt. Die damit verbundenen hohen Risiken können gegenwärtig nicht im Markt verteilt werden, da die Risiken für die Marktpartner zu groß sind, als\r\ndass sie auf die nachgelagerten Vertragspartner abgewälzt werden können.\r\nFolglich sollten Politik und Regulierung darauf achten, dass die Maßnahmen zur Unterstützung\r\ndes Wasserstoffmarkthochlaufs eine unternehmerische Ausgestaltung der Midstreamer-Rolle\r\nermöglichen.\r\n5 Problemstellungen und Forderungen an die Politik\r\nEs braucht ein stärkeres Verständnis für die Rolle der Importeure und Midstreamer in der Politik in Bezug auf ihre markttragende Rolle und ihre marktrationale Ausrichtung. Midstreamer\r\nsind in der originären Beschaffung, Portfolio-Aufbau, Fristentransformation und Produktstrukturierung für das Funktionieren des deutschen Gasmarktes heute und in Zukunft für die Transformation und den sukzessiven Aufbau eines eingeschwungenen Wasserstoffmarktes zentral.\r\nSie stehen im Wettbewerb und sind deswegen möglichst kosteneffizient unterwegs.\r\n➢ Die Rolle des Midstreamers ist unbedingt marktlich auszuprägen und zu bewahren.\r\nEine Zentralisierung dieser Rolle auf nur einen Akteur oder eine staatlich kontrollierte\r\nInstitution (“Plattform”) ist nicht zielführend, da nur Wettbewerb und Akteursvielfalt\r\ndiese Versorgungsleistungen effizient erbringen können. Im Markt stehen genügend\r\nUnternehmen bereit, die von Beginn an die markterschließende und -tragende Rolle\r\nausführen können.\r\nEs braucht zwischen Produktion und Abnahme Midstream-Unternehmen, die als Vertragspartner für beide Seiten fungieren. Damit früh Investitionen in die Produktion und den Import\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 9\r\nvon Wasserstoff fließen, ist es notwendig, dass Midstreamer langfristige Bezugsverträge (15-\r\n25 Jahre) schließen. Das ist einerseits wichtig, um die Umstellung bei den Nutzern zu ermöglichen, die ein Vertrauen in eine (Band)Lieferung brauchen. Andererseits ist dies zentral, um\r\n(Import)korridore (Pipeline/Schiffstransport/Speicheranbindung) zu etablieren, das Kernnetz\r\nzu füllen und Wasserstoff-Cluster und -Valleys zu versorgen. Für den Aufbau erster Liefer-, Logistik-, Wertschöpfungsketten bestehen erhebliche First-Mover-Nachteile, die u.a. aus „Firstof-its-kind“ Anlagen aus manueller Fertigung, aus noch nicht zertifizierten Anlagen und Komponenten und damit höheren Versicherungs- und Risikoaufschlägen, einem noch unvollständigen Zertifizierungssystem sowie einem noch unbekannten Marktumfeld und Bauverzögerungen bei Infrastrukturen, aber auch absehbaren Kostenreduktionen bei Nachfolgeprojekten resultieren. Angesichts der erheblichen residualen Risiken, die mit dem Ausüben der beschriebenen Midstream-Funktion verbunden sind, sind staatliche Maßnahmen wichtig, um diese zu reduzieren und abzufedern. Zu den residualen Risiken gehören:\r\n1. auf der Commodity-Seite das ohne existierenden Markt erhebliche Preis- und Mengenrisiko,\r\n2. operative Risiken wie das Infrastrukturrisiko (der Fertigstellung, des technischen Zusammenspiels und Anlagenbaus) und das „Aufbau- und Markthochlaufrisiko“ (Preisänderungsrisiko, Kunden-Ausfallrisiko) sowie\r\n3. das Produktrisiko (Zertifizierung und Qualitätsstandards erst in Ausarbeitung).\r\nDiese Risiken lassen sich privat nicht „ver- und absichern“, da Präzedenzen und ein Markt fehlen. Folgende Ansätze sind daher erforderlich:\r\n➢ Verlässlichen Rahmen für Zertifizierung schaffen und „Grandfathering“ für frühe Projekte gewähren.\r\n➢ Absichern von Risiken und Abfedern von First-Mover-Risiken in der Initial- und Aufbauphase: Gewährung von Ausfallgarantien; Absicherung des “failure to offtake” Risikos\r\naufgrund fehlender Infrastruktur oder nachhängender Bau- und Umrüstungszeiten.\r\n➢ Für solche Absicherungsinstrumente gibt es Vorbilder unter anderem\r\no Ungebundene Finanzkredite (UFK-Garantien), die Kredite für Projekte im Ausland absichern;\r\no Exportgarantien des Bundes (Hermesdeckungen), die Exportegeschäfte gegen\r\nwirtschaftliche und politische Risiken absichern und\r\no Direktinvestitionsgarantien zur langfristigen Absicherung von Investitionen im\r\nAusland. Dies ist ein Vorbild für eine staatliche Versicherung, die eine 95-prozentige Absicherung gegen Risiken beinhaltet. Nach dem Vorbild der Direktinvestitionsgarantie könnten inländisch anwendbare Garantien geschaffen werden.\r\nPositionspapier zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 9\r\n➢ Verbesserung der „Bankability“: Zugang zu besonderen Krediten wie Avalkrediten oder\r\ndie Ausweitung von Euler-Hermes Krediten für großskalige Importprojekte.\r\n➢ Um Banken die Übernahme der Rolle als Ankerinvestoren zu erleichtern und günstige\r\nRahmenbedingungen für Investitionen zu schaffen, sollte bei der KfW ein zentraler\r\n'One-Stop-Shop' eingerichtet werden. Dieser würde als zentrale Anlaufstelle dienen,\r\num Förderinstrumente zu koordinieren, bürokratische Hürden zu reduzieren und Investoren durch klare Informationen und gezielte Unterstützung zu fördern.\r\n➢ Um Haftungsfälle in der Initial- und Aufbauphase zu minimieren und Fungibilität zu erhöhen, wenn das Molekül nicht mit der erforderlichen Eigenschaft („Grün-Eigenschaft/\r\nTHG-Reduktion) geliefert werden kann, sind im Ausnahmefall Fall-back-Optionen zu\r\nermöglichen (bilanziell, physisch und Swaps).\r\n➢ Denkbar und zu prüfen ist auch, ob und unter Maßgabe welcher Bedingungen bzw. Voraussetzungen ein wettbewerblicher Differenzkosten-Ansatz (etwa über die Anpassung\r\ndes H2Global Instruments) etabliert werden kann, der einerseits die Preisdifferenz zwischen Erzeuger- und Abnehmerseite überbrückt und andererseits die gesamte Wertschöpfungskette „midstream“ hebelt. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014312","regulatoryProjectTitle":"Maßnahmen zur weiteren Optimierung des Offshore-Wind-Ausbaus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d0/77/396691/Stellungnahme-Gutachten-SG2501160005.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Über den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW)\r\nDer BDEW, Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht\r\nvon lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des\r\nStrom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nÜber den Bundesverband Windenergie Offshore e.V. (BWO)\r\nDer BWO ist die politische Interessenvertretung der Offshore-Wind-Branche in Deutschland. Wir bündeln die fachliche Expertise der Unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette, von den Herstellern über die Entwickler und Betreiber bis\r\nhin zu den Dienstleistern der Offshore-Windenergie. Für Politik und Behörden auf Bundes- und Landesebene ist der BWO zentraler Ansprechpartner zu allen Fragen der Windenergie auf See.\r\nBerlin, 9. Januar 2025\r\nPositionspapier\r\nMaßnahmen zur weiteren\r\nOptimierung des OffshoreWind-Ausbaus\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBundesverband der\r\nWindenergie Offshore e.V.\r\n(BWO)\r\nSpreeufer 5\r\n10178 Berlin\r\nwww.bwo-offshorewind.de\r\nSeite 2 von 6\r\n1 Ziele und Forderungen\r\nOffshore-Windenergie spielt eine unverzichtbare Rolle in der Energiewende, insbesondere bei\r\nder Dekarbonisierung der Industrie, für die Versorgungssicherheit und den Klimaschutz insgesamt. Um den Offshore-Wind-Ausbau konsequent voranzutreiben, benötigen wir umfangreiche Investitionen in Offshore-Windparks, Offshore-Netzanbindungssysteme, den landseitigen\r\nNetzausbau sowie in Häfen- und Lieferkettenkapazitäten. Diese Investitionen werden den\r\nWirtschaftsstandort Deutschland über Jahrzehnte stärken, Wertschöpfung schaffen und die\r\nResilienz erhöhen. Angesichts der Größe der Transformationsaufgabe geht es darum, das notwendige Kapital sorgfältig und effizient einzusetzen sowie Rahmenbedingungen zu schaffen,\r\ndie Risiken abbauen und Investitionssicherheit stärken.\r\nDaher schlagen wir folgende Optimierungsmaßnahmen zur weiteren Steigerung der Kosteneffizienz und Investitionssicherheit beim Offshore-Wind-Ausbau vor:\r\n› Mehr Fokus auf Erträge legen\r\n› Ausbaureihenfolge anpassen\r\n› Akteursvielfalt und Skaleneffekte durch 1-GW-Flächen in Einklang bringen\r\n› Kosten durch kürzere Seekabelführungen optimieren\r\n› Für mehr Kosteneffizienz weniger dicht planen\r\n› Kosteneffizienz durch Offshore-Elektrolyse-Hubs stärken\r\n› Ko-Nutzungsflächen mit Augenmaß ermöglichen\r\n› Abschattungseffekte durch grenzüberschreitende Flächenplanung reduzieren\r\n› Hybriden Interkonnektoren für regionale Offshore-Vernetzung den Boden bereiten\r\n› Gespräche mit Nachbarländern über die Möglichkeit der radialen Anbindung von dortigen Flächen aufnehmen\r\n› Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und -Netzanbindungssystemen über die ursprüngliche Laufzeit hinaus ermöglichen\r\n› 2 K-Kriterium wissenschaftlich überprüfen und gegebenenfalls anpassen\r\n› Lieferketten stärken, Häfen ertüchtigen und küstenferne Rettung ermöglichen\r\nDiese Maßnahmen tragen dazu bei, die vielfältigen Herausforderungen des Offshore-WindAusbaus zu bewältigen: Sie ermöglichen einen stärker ertragsoptimierten Ausbau, der die begrenzten Flächenverfügbarkeiten und Abschattungseffekte in Einklang bringt und so hohe\r\nVolllaststunden und Energieerträge sicherstellt. Zudem können sie die Investitionsbedarfe für\r\nden Offshore-Netzausbau durch eine effizientere Planung und bessere Auslastung der Netzanbindungssysteme reduzieren. Darüber hinaus stärken sie die europäischen Kapazitäten der\r\nLieferketten und Häfen und gewährleisten eine zuverlässige Rettung in küstenfernen Bereichen.\r\nSeite 3 von 6\r\n2 Optimierungsmaßnahmen\r\n2.1 Flächenoptimierung zur Erhöhung der Kosteneffizienz\r\nMehr Fokus auf Erträge legen: Zur effizienten Erreichung der notwendigen und wichtigen\r\nAusbauziele im WindSeeG sollten die Flächen noch stärker ertrags- und kostenoptimiert geplant werden. Daher sollte die Bundesregierung einen stärkeren Fokus auf die standortspezifischen Erträge in Terawattstunden pro investierten Euro legen und einen möglichen Wechsel\r\nauf kostenoptimierte Ertragsziele prüfen, ohne den Ausbaupfad insgesamt zu reduzieren. Mit\r\neinem solchen Perspektivwechsel schafft sie eine notwendige Voraussetzung für die weitere\r\nvolkswirtschaftliche Optimierung der Flächenplanung.\r\nAusbaureihenfolge anpassen: Die Bundesregierung sollte die zeitliche Abfolge der Ausschreibungen und der Inbetriebnahme von Offshore-Wind-Flächen optimieren, um Abschattungseffekte zu minimieren und zeitlich hinauszuschieben. Insbesondere bei einigen Nordsee-Flächen\r\nan den Rändern der Schifffahrtsroute SN 10 wäre eine zeitliche Anpassung der Inbetriebnahme möglich, um Abschattungseffekte auf die im “Windschatten” dahinter liegenden Flächen zu reduzieren.\r\nAkteursvielfalt und Skaleneffekte durch 1-GW-Flächen in Einklang bringen: Ab 2026 sollten\r\nin den jährlichen Ausschreibungsrunden statt ausschließlich 2-GW-Flächen auch 1-GW-Flächen mit gemeinsamer und zeitlich koordinierter Anbindung an ein 2-GW-Offshore-Netzanbindungssystem vergeben werden – ohne bestehende Planungen für ONAS und Offshore-Windparks zu beeinträchtigen. Dies ist die Grundlage dafür, dass mehrere Unternehmen oder Konsortien in den jeweiligen Ausschreibungsrunden Flächen erwerben können und gleichzeitig\r\nAkteursvielfalt, Wettbewerb und ausreichende Skaleneffekte erhalten bleiben. Zudem sollten\r\nBieter nur eine Fläche pro Ausschreibungsrunde gewinnen können.\r\nKosten durch kürzere Seekabelführungen optimieren: Die aktuellen Vorgaben zur Entwicklung\r\nvon Kabeltrassen führen häufig zu längeren und teureren Routen. Um die Trassenführung kosteneffizienter zu gestalten, sollten häufiger „diagonale“ anstelle von „rechtwinkligen“ Trassenführungen ermöglicht werden. Diese bieten kürzere Wege, ohne die Sicherheit einzuschränken. Eine optimierte Trassenführung durch die Schifffahrtsroute SN 10 etwa kann gegenüber\r\nden im Flächenentwicklungsplanentwurf 2024 vorgesehenen Querungen von acht ONAS eine\r\nGesamtersparnis von bis zu 40 km Kabeltrasse erzielten. Zudem können weitere Kabellängen\r\neingespart werden, wenn zukünftige Seekabel mit Anlandung in Schleswig-Holstein nicht wie\r\naktuell vorgesehen das Artillerieschießübungsgebiet passieren, sondern über den nördlichen\r\nTeil der AWZ zum Grenzkorridor N-IV geführt werden. Jeder eingesparte Trassenkilometer auf\r\nSee reduziert die Netzkosten um 6 Mio. Euro (NEP 2023).\r\nSeite 4 von 6\r\nFür mehr Kosteneffizienz weniger dicht planen: Um Offshore-Wind-Flächen sowie deren\r\nNetzanbindungssysteme noch kosten- und ertragsoptimierter auszugestalten als bisher gesetzlich und planerisch vorgesehen, sollten verschiedene Ansätze geprüft und entwicklerseitige Flexibilitäten erhöht werden, ohne die Ausbauziele zu reduzieren. Dazu zählt die Reduzierung der Bebauungsdichte in den Flächen, um Abschattungseffekte zu senken.\r\nKosteneffizienz durch Offshore-Elektrolyse-Hubs stärken: Die Bundesregierung sollte das Potenzial der Offshore-Elektrolyse für die Wasserstofferzeugung und die Steigerung der Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau, insbesondere an küstenfernen Standorten, zügig erschließen. Zuerst sollte der Rahmen für eine Pilotanlage zur Demonstration der Technologie\r\nund die gestaffelte Ausschreibung des SEN-1-Bereichs geschaffen werden. Zudem sollten kombinierte Anschlusskonzepte mit Stromkabeln und H2-Pipelines für Offshore-Elektrolyse-Projekte im WindSeeG unbedingt ermöglicht werden. Viele europäische Nachbarn ermöglichen\r\ndies bereits und Studien zeigen, dass sie im Vergleich zu reinen Strom- oder H2-Anbindungen\r\ndeutliche Vorteile bieten: Sie ermöglichen erhebliche volkswirtschaftliche Kosteneinsparungen, eröffnen höhere Erlöspotenziale und gewährleisten eine bessere Systemintegration (EBridge, 2024; Fraunhofer IEE, 2024; EPICO, 2024). Zudem sollte die Bundesregierung die Aufnahme der Offshore-Elektrolyse in die Zielvorgaben des WindSeeG prüfen.\r\nKo-Nutzungsflächen mit Augenmaß ermöglichen: Die Bundesregierung sollte bei der Ko-Nutzung von Offshore-Wind-Flächen die ökologisch bedeutsamen Rückzugs- und Erholungsgebiete für Fischbestände in Windparks erhalten. Zudem darf es weder zu Abschaltungen noch\r\nzu einer finanziellen Mehrbelastung für den Betrieb kommen (etwa durch §15 BKompV). Eine\r\nsicherheitskritische Belastung durch fischereiliche Aktivitäten in Offshore Windparks lehnen\r\nwir ab. Aus ökologischen und sicherheitsrelevanten Gründen sollte die Bundesregierung insbesondere die Schleppnetzfischerei in Windparks ausschließen.\r\n2.2 Europäische Kooperation und gemeinsame Planung im Nord- und Ostseeraum stärken\r\nAbschattungseffekte durch grenzüberschreitende Flächenplanung reduzieren: Um dies zu erreichen, sollten die zuständigen Behörden ein klareres Mandat für eine frühzeitige, transparente und konkrete Zusammenarbeit mit den Nachbarländern erhalten. Bisher ist die Flächenplanung in Nord- und Ostsee überwiegend national ausgerichtet, mit begrenzter Zusammenarbeit zwischen den Anrainerstaaten. Es besteht aber der Bedarf an engerer Koordination, um\r\ngrenzüberschreitende negative Effekte zu minimieren, wie auch aktuelle Stellungnahmen aus\r\nden Nachbarländern zum FEP-Entwurf 2024 zeigen. Zudem belegen Studien, dass eine stärkere Zusammenarbeit Abschattungseffekte reduzieren, Seekabellängen einsparen und Umweltauswirkungen verringern kann (etwa Elia Group, 2024).\r\nSeite 5 von 6\r\nHybriden Interkonnektoren für regionale Offshore-Vernetzung den Boden bereiten: Durch\r\nhybride Interkonnektoren könnten Offshore-Windparks an die Netze mehrerer Länder angeschlossen werden und die Offshore-Windenergie somit flexibel in das europäische Stromsystem integriert, die Kapazitäten für den internationalen Stromtransport erhöht und die Stromkosten gesenkt werden. Die Bundesregierung sollte auf EU-Ebene und im Rahmen der North\r\nSeas Energy Cooperation-Präsidentschaft auf ein investitionssicheres europäisches Marktdesign hinwirken, das Markt-, Volumen und Ausgleichsrisiken für hybride Offshore-Netzanbindungen hinsichtlich bestehender und zukünftiger Offshore-Windparks absichert. Hierbei geht\r\nes darum, neben einer zügigen Implementierung der „Transmission Access Guarantee“ insbesondere die strukturellen Nachteile für die Vermarktung von PPAs aus Offshore-Gebotszonen\r\ndurch einen besseren Zugang zu „Long Term Transmission Rights“ zu beseitigen. Alternativ\r\nkann die Bundesregierung Risiken über produktionsunabhängige Differenzverträge (CfDs) absichern.\r\nGespräche mit Nachbarländern über die Möglichkeit der radialen Anbindung von dortigen\r\nFlächen aufnehmen: Neben der Kooperation bei der Flächenplanung und Entwicklung von\r\nhybriden Interkonnektoren sollte die Bundesregierung gemeinsam mit den Nachbarländern\r\ndie Möglichkeiten der radialen, grenzüberschreitenden Anbindung einzelner Flächen nach\r\nDeutschland diskutieren und die rechtliche Umsetzbarkeit prüfen. In unseren Nachbarländern\r\nist das Verhältnis aus Offshore-Potenzialen zur eigenen Nachfrage deutlich besser ist als in\r\nDeutschland. Diese Länder könnten dann – etwa per Staatsvertrag – von den Ausschreibungserlösen in Deutschland für die Flächen profitieren. Diese Maßnahme ist weniger komplex als\r\nhybride Projekte und sollte diese ergänzen. Durch eine solche Kooperation können Abschattungseffekte im Nord- und Ostseeraum insgesamt reduziert und die Erträge grenzübergreifend optimiert werden (Elia Group, 2024).\r\n2.3 Andere regulatorische Anpassungsmaßnahmen\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windparks und -Netzanbindungssystemen über die ursprüngliche Laufzeit hinaus ermöglichen: Die Genehmigungen der ersten großen Offshore-Windparks\r\nlaufen ab etwa 2040 aus. Ohne eine anderweitige Festlegung hätte dies einen direkten, ineffizienten Rückbau der einzelnen Offshore-Windparks zur Folge. Die Bundesregierung sollte daher die Option des koordinierten Weiterbetriebs der Anlagen frühzeitig prüfen, in ihre Planungen aufnehmen und gegebenenfalls regulatorisch ermöglichen, um der Offshore-Wind-Branche Planungssicherheit zu bieten. Der Weiterbetrieb der Anlagen kann unter bestimmten\r\ntechnischen und rechtlichen Voraussetzungen möglich sein sowie zu einem volkswirtschaftlichen Nutzen führen (Details siehe BDEW-Whitepaper 2024). Dafür sollte die Finanzierung des\r\nWeiterbetriebs der ONAS frühzeitig sichergestellt werden, um eine langfristige Planungs- und\r\nInvestitionssicherheit zu gewährleisten. Der Weiterbetrieb bietet viel Potenzial, zusätzliche\r\nNetzkosten auf einen längeren Zeitraum zu verteilen, mögliche Engpässe bei den Lieferketten,\r\nSeite 6 von 6\r\nSchiffen und Häfen zu reduzieren und die Klima- sowie Umweltbilanz der Anlagen weiter zu\r\nverbessern.\r\n2 K-Kriterium wissenschaftlich überprüfen und ggf. anpassen: Das sogenannte 2 K-Kriterium\r\nbegrenzt als naturschutzfachlicher Vorsorgewert die Temperaturerhöhung um maximal\r\n2 Grad (Kelvin) in 20 cm Tiefe unterhalb der Meeresbodenoberfläche für Seekabel in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone. Diese nur in Deutschland geltende Einschränkung erfordert eine massivere Auslegung und/oder tiefere Verlegung der Seekabel als technisch notwendig wäre und in den sehr ähnlichen Meeresböden unserer Nachbarländer notwendig ist.\r\nDie Bundesregierung sollte daher dieses Kriterium dringend wissenschaftlich überprüfen. Eine\r\nAbschwächung oder Streichung könnte die Kabelnutzung effizienter gestalten, Ressourcen\r\nsparen, den Flächenbedarf reduzieren und Konflikte zwischen Leitungen minimieren. Auch der\r\nUmfang dieses Effizienzpotentials sollte wissenschaftlich weiter untersucht werden (BDEW,\r\n2024).\r\n2.4 Lieferketten stärken, Häfen ertüchtigen und küstenferne Rettungs ermöglichen\r\nLieferketten stärken: Um beim Ausbau der Windenergie auf See einen hohen Anteil deutscher\r\nund europäischer Wertschöpfung und Beschäftigung zu erreichen, sollte die Bundesregierung\r\nden Net-Zero Industry Act der EU zügig und möglichst europäisch harmonisiert in nationales\r\nRecht umsetzen. Hierbei sollte sie darauf achten, dass die Nichtpreiskriterien die Gebote nicht\r\nweiter verteuern. Sie sollte zudem gemeinsam mit der EU-Kommission auf ein Level Playing\r\nField im globalen Wettbewerb hinwirken. Parallel dazu sollte sie den Unternehmen der Lieferkette mehr zinsverbilligte Kredite und Bürgschaften in angemessener Höhe für den Ausbau\r\nder Produktionskapazitäten und des Dienstleistungsangebots bereitstellen.\r\nHäfen ertüchtigen: Die Bundesregierung sollte umgehend die Finanzierung des Ausbaus und\r\nder Ertüchtigung der deutschen Seehäfen klären, um ausreichende Kapazitäten für den Ausbau der Windenergie auf See zu schaffen. Die Verwendung der Transformationskomponente\r\nder Offshore-Wind-Auktionseinnahmen sollte sie zur Finanzierung des Ausbaus der Seehäfen\r\nnutzen. Über die North Seas Energy Cooperation sollte die Bundesregierung allen Stakeholdern fortlaufend eine grenzübergreifende Transparenz der Kapazitäten bieten.\r\nKüstenferne Rettung ermöglichen: Die Bundesregierung sollte sich umgehend mit den betroffenen Bundesländern auf einen Rechtsrahmen für die Organisation der küstenfernen Rettung einigen und dann gemeinsam mit der Branche die notwendigen Maßnahmen erarbeiten.\r\nDamit schafft sie nicht nur die Voraussetzung für die Vergabe der Rettung in der Nordsee, sondern auch für deren Ausbau in küstenfernen Zonen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 31. Januar 2025\r\nPositionspapier\r\nZu den Ausschreibungen für\r\nsystemdienliche Elektrolyse\r\nnach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nVersion: 1.0\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................3\r\n2 Diskussion einzelner Kriterien....................................................................3\r\n3 Kriterien für die Präqualifikation................................................................5\r\n3.1 Strombezogene Kriterien ......................................................................5\r\n3.1.1 Standortwahl .........................................................................................5\r\n3.1.2 Flexibilität ..............................................................................................8\r\n3.1.3 Betriebsweise ........................................................................................8\r\n3.2 Wasserstoffbezogene Kriterien.............................................................8\r\n4 Bedingungen für die Ausschreibungen .......................................................9\r\n5 Ausschreibungsverfahren ........................................................................10\r\n6 Fazit ........................................................................................................12\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie deutsche Bundesregierung hat mit der Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie\r\ndas Ziel für die inländische Elektrolysekapazität im Jahr 2030 von 5 Gigawatt (GW) auf 10 GW\r\nverdoppelt. Dieses Ziel soll unter anderem über verschiedene Fördermechanismen erreicht\r\nwerden.\r\nEin großer Baustein hierbei sind die Ausschreibungen nach § 96 Nr. 9 im Windenergie-auf-SeeGesetz (WindSeeG). Bis 2030 sollen hierdurch 3 GW der anvisierten 10 GW Elektrolyseleistung\r\nsystemdienlich grünen Wasserstoff erzeugen. In der Verordnungsermächtigung für das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) aus dem WindSeeG ist festgehalten,\r\ndass über sechs Jahre jährlich Ausschreibungen von jeweils insgesamt 500 MW Elektrolyseleistung erfolgen sollen. Das BMWK wird voraussichtlich zeitnah den Rahmen für die erste Ausschreibungsrunde konsultieren. Der BDEW will sich mit diesem Positionspapier proaktiv mit\r\nVorschlägen für das Ausschreibungsdesign einbringen.\r\nDie Erzeugungskapazitäten Erneuerbarer Energien werden stetig ausgebaut und es besteht\r\nnach wie vor ein großes Potenzial für den weiteren Ausbau. Bei Photovoltaik wurden bereits\r\ngroße Fortschritte erzielt. Onshore- und Offshore-Windkraft bieten weiterhin großes Potenzial. Insbesondere durch den Ausbau der Offshore-Windkraft in Norddeutschland ergeben sich\r\nNetzengpässe, sodass regelmäßig Strom abgeregelt werden muss. Die Ausschreibungen nach\r\n§ 96 Nr. 9 im WindSeeG sollen auf Kriterien beruhen, die Engpässe in den Übertragungsnetzen\r\nund den zusätzlichen Netzausbaubedarf reduzieren. Auch Standorte in Mittel- und Süddeutschland können diese Kriterien potenziell erfüllen und bei der Ausschreibung eine Rolle\r\nspielen.\r\nZu den Ausschreibungen nach § 96 WindSeeG hat der BDEW bereits Ende 2023 ein Positionspapier veröffentlicht. In diesem Papier gehen wir nun konkreter auf mögliche Kriterien für die\r\nAusschreibungen ein.\r\nFür die Ausschreibungen sollten Präqualifikationskriterien aufgestellt werden, die erfüllt werden müssen, um am weiteren Verfahren teilnehmen zu dürfen. Alle Betreiber, die die Präqualifikationskriterien erfüllen, sollten dann an den Ausschreibungen teilnehmen können, in denen eine wettbewerbliche Vergabe erfolgt. Dies garantiert eine effiziente Verwendung der\r\nFördermittel.\r\n2 Diskussion einzelner Kriterien\r\nIm Vorfeld ist es entscheidend, Kriterien für die Ausschreibungen aufzustellen, die den Bau an\r\nStandorten anreizen, die keinen zusätzlichen Netzausbau bedingen und grundsätzlich nicht\r\nweiter belastend auf das Stromnetz wirken. Gleichzeitig sollten auch zusätzliche Kriterien\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\neinbezogen werden, sodass auch Aspekte der Wasserstoffwirtschaft in den Ausschreibungen\r\nBerücksichtigung finden. So kann es hilfreich sein, dass auch der Abtransport des Wasserstoffs\r\nim Vorfeld, beispielsweise über eine Anbindung an das Kernnetz, gesichert ist oder eine direkte Nutzung vor Ort möglich ist. Auch entsprechende Zusagen über die Abnahme durch Verbraucher (bspw. MoU, LoI) können ein hilfreiches Kriterium sein, um die Realisierungswahrscheinlichkeit eines geförderten Projekts zu erhöhen.\r\nJedoch sollte bei der Gestaltung der Kriterien für die Ausschreibungen darauf geachtet werden, dass diese durch zu vielfältige Kriterien nicht im Vorfeld übermäßig verkompliziert werden und die Anzahl der möglichen Standorte und Bieter zu stark eingeschränkt wird. Es ist\r\nauch denkbar, dass sich nach den ersten Ausschreibungsrunden zusätzliche oder weniger Kriterien als sinnvoll erweisen. Auch Obergrenzen für die Förderung könnten bei ersten Ausschreibungen flexibler gestaltet werden und nach der ersten Runde entsprechend angepasst\r\nwerden. Hier ist eine sinnvolle Abwägung notwendig, um die richtige Balance zu finden.\r\nEs sollte konkret und nur bezogen auf die Ausschreibungen eine Definition für Systemdienlichkeit anhand der unter Kapitel 3 aufgeführten Kriterien festgelegt werden, die dem § 96 WindSeeG gerecht wird. In den Ausschreibungen sollte zwischen Kriterien zur Präqualifikation und\r\nKriterien für die Bewertung der Gebote unterschieden werden. Hierfür sollten pragmatisch\r\nsinnvolle Kriterien aufgestellt werden, die bei den Ausschreibungen Anwendung finden können. Auf diese Weise kann ein zeitnaher Start der Ausschreibungen ermöglicht werden und\r\ndie Kriterien können, wenn nötig, angepasst werden. Für diesen Ansatz haben wir uns auch\r\nbereits im vorherigen Positionspapier ausgesprochen.\r\nDie Standortfrage sollte breiter betrachtet werden. Es ist zwar davon auszugehen, dass sich\r\nvor allem Standorte in Küstennähe anbieten. Es sollte jedoch auch ermöglicht werden, Elektrolysekapazitäten an anderen Standorten auszubauen. Ein wichtiges Kriterium bei der Betrachtung ist die Netzdienlichkeit aus Sicht des Stromnetzes. Netzdienlichkeit umfasst dabei\r\nStandorte, durch die bestehende Netzengpässe verringert werden können und möglicherweise auch der Bedarf für Redispatch reduziert werden kann. Des Weiteren ist an netzneutralen Standorten langfristig grundsätzlich keine Verschärfung bestehender Netzengpässe zu erwarten. Insbesondere in den Industrieregionen ist der zeitnahe Ausbau der Elektrolysekapazitäten entscheidend, um die Nutzung von Wasserstoff in den entsprechenden Branchen zu ermöglichen. Auch die lokale Nutzung von Elektrolyse an Standorten, die nicht ans H2-Kernnetz\r\nangeschlossen sind, sowie an Standorten, an denen ein Ausbau Erneuerbarer Energien durch\r\nNetzengpässe verhindert wird, kann zur Netzdienlichkeit beitragen, wenn durch den Zubau\r\nder Elektrolysekapazität die Netzsituation nicht negativ beeinflusst wird.\r\nDer BDEW plädiert für eine Festlegung von Präqualifikationskriterien, die eine Teilnahme möglichst vieler Akteure an den Ausschreibungen ermöglichen. Grundsätzlich sollten hierfür keine\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nstrikten Kriterien bezüglich Erfahrungen und Kompetenzen des Betreibers der Elektrolyseure\r\nbetrachtet werden. Denkbar sind Mindestanforderungen an Unternehmen zu finanziellen Sicherheiten, wie schon an anderer Stelle im WindSeeG verankert.\r\n3 Kriterien für die Präqualifikation\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt dringend sehr rasche Signale und Investitionsentscheidungen, um Skalierungspotenziale zu heben, technische Machbarkeit zu demonstrieren und operative Erfahrungen zu sammeln. Deshalb sollte im Rahmen einer strukturierten\r\nAusschreibung zunächst in einem „No-Regret-Tender“ für systemdienliche Elektrolyseure mit\r\nmöglichst einfach gehaltenen Kriterien agiert werden. Für die erste Tranche sollten aufgrund\r\nder bereits heute vorhandenen Netzengpässe Anforderungen eines netzdienlichen Standorts\r\neine große Rolle spielen. Der netzdienliche Betrieb an diesen Standorten ist dabei durch die\r\nEinhaltung der Anforderungen an RFNBO-konformen Wasserstoff erfüllt. Für die Definition\r\ndieser ersten Ausschreibungskriterien ist eine hohe Umsetzungsgeschwindigkeit wichtig. Weitere Kriterien können helfen, eine sinnvolle Strukturierung auch mit Blick auf die Umsetzungsgeschwindigkeit zu erzielen. Gleichzeitig sollte jedoch auch sichergestellt werden, dass eine\r\nSystemdienlichkeit aus Sicht der Wasserstoffwirtschaft gegeben ist. Systemdienlichkeit für das\r\ngesamte Energiesystem umfasst sowohl strombezogene als auch wasserstoffbezogene Kriterien.\r\n3.1 Strombezogene Kriterien\r\n§ 96 Nr. 9 nennt als strombezogene Kriterien: Standort, Flexibilität und Betriebsweise sowie\r\nVollbenutzungsstunden.\r\n3.1.1 Standortwahl\r\nDer Standort ist ein sehr wichtiger Aspekt bei der Betrachtung der strombezogenen Kriterien.\r\nWenn Elektrolyseure am richtigen Standort verortet sind, bedeuten Elektrolyseure keine zusätzliche Belastung des Stromnetzes. Es gibt zudem auch mögliche Standorte für Elektrolyseure, die netzneutral sind und zumindest keine zusätzlichen Netzengpässe verursachen. Insofern sollte sichergestellt werden, dass die Standortwahl für die Ausschreibungen nach § 96\r\nNr. 9 im WindSeeG nach Kriterien verläuft, die ebendies unterstützen.\r\nInsofern ist ein entscheidender Faktor, dass durch den Bau des Elektrolyseurs keine zusätzlichen Netzengpässe entstehen oder bestehende Netzengpässe verschärft werden. Entscheidend bei der Festlegung von Kriterien ist, dass die zukünftige mittel- bis langfristige Netzsituation (inkl. Netz- und EE-Ausbau) einbezogen wird, die für den Betrieb der zu fördernden Elektrolysekapazitäten repräsentativ ist. Ein möglicher Ansatz ist hierbei die netzknotenscharfe\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nAnalyse der Engpassmanagementvolumina für den Betrachtungszeitraum eines gesamten Jahres und der sich daraus ergebenden Netzkosten. Entsprechende Analysen wären durch die\r\nÜbertragungsnetzbetreiber (ÜNB) durchzuführen und durch die Bundesnetzagentur (BNetzA)\r\nzu prüfen. Auf dieser Basis können Standorte identifiziert und definiert werden, die in der Jahresbilanz einen netzneutralen oder -entlastenden Effekt durch die Investition aufweisen. Diese\r\nKriterien spiegeln die stromseitigen Anforderungen an einen systemdienlichen Standort in erster Näherung wider.\r\nDie Prüfung von Standorten und die daraus folgende Ausweisung von geeigneten Standorten\r\nfür Elektrolyseure ist eine Aufgabe, die die ÜNB im Normalfall im Rahmen der Netzausbauplanung und -analyse bewältigen können. So könnten in regelmäßigen Abständen diese Prüfungen stattfinden und daraus resultierende Regionen ausgewiesen werden. Allerdings benötigt\r\nes für diese Prüfungen eine gewisse Vorlaufzeit, weshalb nicht garantiert werden kann, dass\r\nbis zum Start der ersten Ausschreibungsrunde nach § 96 Nr. 9 des WindSeeG eine solche Analyse durchgeführt werden kann. Zur Planbarkeit der Gebotsabgabe für Elektrolyseurbetreiber\r\nist eine Bekanntgabe der systemdienlichen Regionen mindestens 3-4 Monate vor Ausschreibungsstart notwendig.\r\nInsofern könnte es für die erste Ausschreibungsrunde eine Übergangslösung benötigen. Hierfür sollte ein pragmatischer Ansatz gewählt werden. Eine erste Orientierung könnten die ausgewiesenen Entlastungsregionen nach § 13k EnWG (Nutzen-statt-Abregeln) sein, die als netzdienlich eingestuft werden könnten. Wenn jedoch lediglich diese Standorte zur Verfügung stehen, wäre dies jedoch eine recht starke Einschränkung der verfügbaren Standorte.\r\nWenn im Vorfeld der ersten Ausschreibungsrunde ausreichend Zeit für eine genaue Prüfung\r\ndurch die ÜNB vorhanden ist, könnte über die Prognosen der ÜNB eine genauere Analyse erfolgen, welche Regionen netzdienlich und welche Regionen zumindest netzneutral sind. Hierdurch sollte eine signifikante Ausweitung der geeigneten Standorte über die Entlastungsregionen nach § 13k EnWG ermöglicht werden.\r\nSollten die Ausschreibungen zeitnah starten, wäre zu prüfen, inwiefern eine pragmatische\r\nAusweitung über die Entlastungsregionen hinaus als Überganslösung für die erste Ausschreibungsrunde möglich ist. Die Prognosen der ÜNB für die Höhe von Baukostenzuschüssen (BKZ)\r\nkönnten hier als Orientierung dienen. Für die Prognose der Höhe der BKZ wurden eigens Analysen angefertigt, die somit möglicherweise als Grundlage dienen können, um Regionen zu\r\nidentifizieren, in denen der Anschluss von Elektrolyseuren möglich ist.\r\nSo könnten alle Regionen, in denen der BKZ bis zu 40% oder 60% des Maximalwerts beträgt,\r\ndie Grundlage bilden. Ein möglicher Ansatz wäre hier, dass die Entlastungsregionen nach § 13k\r\nEnWG als netzdienlich und die Regionen mit abgesenktem BKZ als netzneutral gelten. Die\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nRegionen, die über die Entlastungsregionen hinausgehen, könnten dabei zumindest als netzneutral eingestuft werden.\r\nFür kleinere Elektrolyseure mit einer Leistung von beispielweise bis zu 30 MW könnte in einer\r\nersten Ausschreibung möglichweise auch eine pragmatische Ausweitung über die Entlastungsregionen nach § 13k EnWG hinaus erfolgen, wenn die insgesamt auf diese Weise installierte\r\nElektrolysekapazität begrenzt ist. Es ist zu prüfen, welche pragmatischen Kriterien hierfür herangezogen werden können und ob sich auch hier möglicherweise die Prognosen für die Höhe\r\ndes BKZ als Grundlage eignen. Dabei sollte ein negativer Einfluss auf das Stromnetz ausgeschlossen werden.\r\nEin Standort in einem netzneutralen oder netzdienlichen Gebiet wäre hierbei als Präqualifikationskriterium anzusehen, um an den Ausschreibungen teilzunehmen. Gleichzeitig sollte verhindert werden, dass die Elektrolyseure überwiegend in netzneutralen Regionen gebaut werden und weniger in netzdienlichen Regionen. Ein möglicher Ansatz wäre, dass die Gebote in\r\nnetzdienlichen Regionen einen Bonus erhalten, der sich daran orientiert, in welchem Maße\r\ndurch den Bau in diesen Regionen zusätzlicher Redispatch verhindert werden kann. Hierfür\r\nbräuchte es einen Orientierungswert, der nicht für jede einzelne Region berechnet werden\r\nmuss, sondern allgemein für die Unterscheidung zwischen netzneutralen und netzdienlichen\r\nGebieten anzuwenden wäre. Gleichzeitig sollte der Bonus nicht zu einem faktischen Ausschluss von weiteren Gebieten führen.\r\nDa noch nicht im Detail abzusehen ist, wie viele und welche Regionen durch diese Methoden\r\nan den Ausschreibungen teilnehmen können, müssen diese Mechanismen regelmäßig überprüft werden, damit dieses Werkzeug eine ausreichend breite Diversifizierung der Standorte\r\nermöglichen kann. Als Präqualifikationskriterien darf zudem nicht allein die Netzdienlichkeit\r\nbzw. die Netzneutralität auf der Stromseite herangezogen werden, sondern es muss auch der\r\nNutzen für die Wasserstoffwirtschaft und die potenziellen Abnehmer gegeben sein. Hierauf\r\ngehen wir im nächsten Abschnitt ein.\r\nAn dieser Stelle verweisen wir ebenfalls auf den Prüfprozess der EU-Kommission zur Erlangung\r\ndes europäischen Status als „Project of Common Interest“ (PCI). Gemäß der dahinterstehenden TEN-E Verordnung müssen Elektrolyseure im Auswahlverfahren u.a. Eigenschaften nachweisen, dass sie eine netzbezogene Funktion, insbesondere im Hinblick auf die allgemeine Systemflexibilität und die Gesamteffizienz der Strom- und Wasserstoffnetze haben. Der Status\r\nPCI sollte somit sowohl bei der Standortauswahl als auch im Ausschreibungsverfahren berücksichtigt werden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\n3.1.2 Flexibilität\r\nDie wesentlichen technischen Rahmenbedingungen an Flexibilität werden durch die Technischen Netzanschlussbedingungen (TAB) für signifikante Netznutzer gesetzt, die auch ein Elektrolyseur zu erfüllen hat. Es muss selbstverständlich sichergestellt werden, dass die Netzstabilität durch den Anschluss von Elektrolyseuren nicht gefährdet wird. Gleichzeitig können sehr\r\nanspruchsvolle Anforderungen die Kosten für den Bau deutlich erhöhen. Weitere Anforderungen an Flexibilität sollten nicht gestellt werden.\r\n3.1.3 Betriebsweise\r\nHierzu sollten sich die Präqualifikationskriterien auf die Anforderungen nach DA Grünstromkriterien ((EU) 2023/1184) beschränken. Geographische und zeitliche Korrelation setzen hier bereits enge Vorgaben. Wichtig ist eine pragmatische Vorgehensweise, die auch die Kosten des\r\nerzeugten Wasserstoffs im Blick behält. Gleichzeitig sollte es möglich sein, dass ein gewisser\r\nAnteil des erzeugten Wasserstoffs nicht RFNBO-konform hergestellt werden kann. Dies ist unter anderem eine Notwendigkeit, die sich aus der Fahrweise der Elektrolyseure ergibt, da\r\ndiese nicht immer zeitgleich auf schwankende Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen reagieren können. Zudem können durch die Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff die\r\nVollbenutzungsstunden des Elektrolyseurs erhöht werden, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit\r\nverbessert, und der Förderbedarf reduziert wird.\r\nDarüber hinaus ist der Betrieb des Elektrolyseurs ein ergänzender Aspekt. Durch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen, bspw. gem. § 13k EnWG, Regelleistung, kann der systemdienliche Beitrag erhöht werden. Dabei ist die Vereinbarkeit mit dem Doppelförderungsverbot zu prüfen, inwiefern Betreiber hier zusätzliche Erträge generieren können. Dennoch ist\r\nmit Blick auf den Fördermechanismus sicherzustellen, dass die Bereitstellung und Erbringung\r\nvon Systemdienstleistungen nicht beschränkt wird. Der Netzbetreiber sollte über die gesetzlich, bzw. in Verordnungen oder Festlegungen geregelten Möglichkeiten hinaus keinen Einfluss\r\nauf die Betriebsweise von systemdienlich verorteten Elektrolyseuren nehmen.\r\n3.2 Wasserstoffbezogene Kriterien\r\nNeben der Netzdienlichkeit aus Sicht des Stromnetzes ist beim Bau von Elektrolyseuren auch\r\ndie Einbindung in die Wasserstoffwirtschaft, die Nutzung der H2-Infrastruktur und der Hochlauf eines Wasserstoffmarktes ein wichtiger Faktor für die Systemdienlichkeit. Wenn sinnvolle\r\nKriterien aus Sicht der Wasserstoffwirtschaft aufgestellt werden, kann garantiert werden, dass\r\nder Wasserstoff auch dort produziert wird, wo er benötigt und abgenommen werden kann.\r\nAuf diese Weise kann eine Systemdienlichkeit aus Sicht des Gesamtenergiesystems ermöglicht\r\nwerden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nDabei gibt es verschiedene Ansätze, um sinnvolle Produktionsstandorte zu definieren. Die\r\nwichtigsten Faktoren könnten hier der Nachweis der Abnahme des produzierten Wasserstoffs\r\nsowie ein nachvollziehbares Transportkonzept darstellen. Bei entsprechender Gestaltung des\r\nKriteriums und unter der Voraussetzung, dass der Elektrolyseur netzdienlich betrieben wird,\r\nkann für den Transport von Wasserstoff zudem auch Wasserstoff an Standorten jenseits des\r\nKernnetzes produziert werden, wodurch abgelegenere Industriestandorte profitieren könnten. Gleichzeitig sollten die Kriterien keinen übermäßigen bürokratischen Aufwand erzeugen.\r\nIn Umsetzung von § 96 Nr. 9 Buchstabe g. (Anschluss an ein Wasserstoffnetz) und h. (Verwendung des erzeugten Wasserstoffs) sollte der Elektrolysebetreiber Wasserstoffabnehmer für\r\neinen Mindestanteil (bspw. 30%) der maximalen geplanten H2-Produktion pro Jahr vorweisen:\r\n› bspw. durch Letter of Intent (LoI), Memorandum of Understanding (MoU) oder sonstiger\r\nForm. Gleichzeitig sollte hierdurch die Flexibilität in der Vermarktung nicht eingeschränkt\r\nwerden.\r\n› Ebenfalls Vorweisung von LoI o. Ä. bei Leistungen Dritter (bspw. bei Transport durch Pipelines durch einen H2-Netzbetreiber) oder eine Darstellung des Transportkonzepts (end-toend; z.B. Transport über Binnenschiffe oder Trailer).\r\nKonkrete Verwendungszwecke (z.B. Sektoren, Ausschluss von Industriebranchen) sollten hierbei nicht vorgegeben werden.\r\nZudem sollte ein Mindestanteil (bspw. über die Hälfte) festgelegt werden, zu welchem Anteil\r\nder Wasserstoff für den Betrachtungszeitraum eines Kalenderjahres aus erneuerbarem Strom\r\nproduziert werden muss, also RFNBO- bzw. 37. BImSchV-konform gemäß Delegated Act, bzw.\r\ngemäß dem aktuellen Rechtsrahmen. Es sollte jedoch zusätzlich ermöglicht werden, dass auch\r\ninsbesondere kohlenstoffarmer Wasserstoff hergestellt wird, was für den Betrieb und die\r\nWirtschaftlichkeit der Elektrolyseure eine wichtige Voraussetzung darstellt. Dass der Mindestanteil an RFNBO-konformem Wasserstoff hergestellt wurde, weist der Betreiber im Nachgang\r\nnach, um die Förderung weiterhin zu erhalten.\r\n4 Bedingungen für die Ausschreibungen\r\nZudem sollten folgende Punkte bei den Ausschreibungen berücksichtigt werden:\r\n› Der Zuschlag sollte unerheblich vom Kunden/Sektor sein. Auch bereits geförderte Kunden\r\n(bspw. mit Klimaschutzverträgen (KSV)) sollten den H2 abnehmen können.\r\n› Es sollte keine grundsätzlichen regionalen Einschränkungen und eine geringe Mindestgröße\r\n(bspw. 1 MW) für Elektrolyseure geben.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\n› Für das verwendete Verfahren zur Elektrolyse mit Wasser (beispielsweise alkalische oder\r\nPEM-Elektrolyse) sollte es keine Beschränkungen geben. Vorteile oder sonstige Anreize\r\n(bspw. Netzentgeltbefreiung) sollten für die Ausschreibung unerheblich sein.\r\n› Die Vermarktung der Abwärme oder Abnahme von Sauerstoff sollten nicht Teil der Präqualifikation sein. Dies sollte Teil der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des Betreibers sein.\r\n› Die Technischen Anschlussbedingungen sind entsprechend der zum Zeitpunkt der Ausschreibung/Unterzeichnung des Netzanschlussvertrags geltenden Regeln zu erfüllen.\r\nFür die Ausschreibungen sind zudem die Bedingungen relevant, die für den Netzanschluss gelten. Insofern ist zu berücksichtigen, dass durch die TAB und die Erhebung eines Baukostenzuschusses (BKZ) potenziell Mehrbelastungen auf die Betreiber von Elektrolyseuren zukommen,\r\nwas sich auch auf den Förderbedarf auswirkt.\r\n5 Ausschreibungsverfahren\r\nDie beschriebenen Präqualifikationskriterien in Kapitel 3 sind zu erfüllen, um in der Gebotsrunde berücksichtigt werden zu können. Hierbei sollte insgesamt sichergestellt werden, dass\r\npragmatische Lösungen gefunden werden, die die Seriosität der Angebote mit vertretbarem\r\nAufwand sicherstellen und gleichzeitig die Systemdienlichkeit des Standorts sicherstellen.\r\nEingegangene Gebote sollten grundsätzlich nach ihrem Förderbedarf pro Megawatt (MW) geplanter Elektrolyseursleistung gelistet und entsprechend vergeben werden. Für netzdienliche\r\nStandorte könnte im Vergleich zu netzneutralen Standorten ein Bonus bei den Ausschreibungen angerechnet werden. Die Vermarktung der Abwärme oder eine Abnahme von Sauerstoff\r\nsollten nicht bei der Vergabe berücksichtigt werden. Aus Sicht des BDEW fließt dies in den Förderbedarf der Unternehmen ein. Eine Einbeziehung in die Vergabekriterien würde die Ausschreibungen unnötig verkomplizieren.\r\nDarüber hinaus sollten weitere Aspekte bei den Ausschreibungen berücksichtigt werden:\r\n› Der Elektrolysebetreiber könnte auf einen Betrag bieten, den er pro MW Elektrolysekapazität erhalten würde; ein bestimmter Anteil (bspw. 50 %) der Fördersumme könnte bei Inbetriebnahme ausgezahlt werden, die restliche Auszahlung über einen festgelegten Zeitraum\r\n(bspw. 7 Jahre) gestreckt werden.\r\n› Der Jahresförderbetrag könnte jedes Jahr auf die Produktionsmenge, die sich aus den ersten Volllaststunden (bspw. 2.500 Vlh) zur Produktion von RFNBO-konformem H2 ergibt,\r\naufgeteilt werden. Im Folgejahr könnte ein bestimmter Betrag (bspw. 500 Vlh) nachgeholt\r\nwerden. So kann sichergestellt werden, dass Fördermittelgeber und -empfänger kalkulierbare Zahlungsströme erhalten.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n› Die grundsätzlichen technischen und wirtschaftlichen Risiken sollten beim Elektrolysebetreiber verbleiben. Ausgenommen davon sollten Risiken sein, die der Betreiber nicht zu verantworten hat. Dazu gehören unter anderem der Netz- und Pipelineanschluss des Elektrolyseurs, genehmigungsrechtliche Verzögerungen und weitere nicht selbst verschuldete Risiken. Ein Widerruf bereits ausgezahlter Förderung, im Falle einer durch wirtschaftliche oder\r\ntechnische Risiken verursachten Minderproduktion, sollte ausgeschlossen werden. Im Falle\r\neiner Verzögerung bspw. beim Anschluss an das H2-Kernnetz sollte der Elektrolysebetreiber erst in Betrieb gehen müssen, wenn der Pipelineanschluss realisiert wurde.\r\n› Die Herstellung des Anteils des Wasserstoffs, der über die Ausschreibungen gefördert wird,\r\ndarf nicht mit anderen direkten Förderungen zur H2-Produktion kumuliert werden, um eine\r\nDoppelförderung auszuschließen. Davon bleibt eine Kumulierbarkeit mit dem Instrument\r\nder „Strompreiskompensation“ und dem 13k EnWG „Nutzen statt Abregeln“ unbenommen.\r\nEs muss zudem sichergestellt werden, dass die geförderten Projekte gleichermaßen von Instrumenten wie Netzentgeltbefreiung und Strompreiskompensation profitieren können\r\nund Systemdienstleistungen erbracht werden können, ohne einen Verlust der Förderung zu\r\nriskieren. Gleiches gilt für die freie Zuteilung von EU-ETS-Zertifikaten für die Produktion von\r\nWasserstoff, diese sollte unbeachtet der Förderung vom Bieter ohne eine Rückforderung\r\ndes Fördergebers genutzt werden können. Außerdem sollte ein Vertrieb des produzierten\r\nund geförderten Wasserstoffs an alle potenziellen Abnehmer, auch solche mit Klimaschutzvertrag oder einzelnotifizierter Förderung (z.B. CEEAG), möglich sein.\r\n› Ein Zuschlag sollte ein Drittel des festgelegten Budgets der Auktion nicht übersteigen.\r\nDadurch könnten mindestens drei Projekte je Gebotsrunde zum Zug kommen.\r\n› Eine Fertigstellungsbürgschaft eines bestimmten Anteils des Förderbetrags (z.B. 5 % des\r\nverlangten Förderbetrags) könnte fällig werden bei Nicht-Realisierung nach festgelegter\r\nZeit (bspw. 5 Jahre). Die Bürgschaft sollte nach einer Entscheidungsfrist (bspw. 3 Monate)\r\nab Zuschlag wirksam und bis zur offiziellen Inbetriebnahme der Anlage aufrechterhalten\r\nwerden.\r\n› In der ersten Auktionsrunde könnte die Grenze für Höchstgebote aufgrund fehlender Erfahrungswerte hoch angesetzt werden. Alternativ könnte eine Förderung nach dem Prinzip\r\nPay-as-cleared erfolgen, um strategische Gebote zu reduzieren.\r\n› Bei einer Unterzeichnung der Ausschreibung sollte das nicht abgerufene Budget auf die\r\nnächste Ausschreibungsrunde übertragen werden. Aufgrund des verzögerten Starts der\r\nAusschreibungen sollten die Kapazitäten, die nicht ausgeschrieben wurden, möglichst in\r\nden folgenden Ausschreibungen zusätzlich ausgeschrieben werden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\nInsgesamt ist festzuhalten, dass die Ausschreibungen dringend für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt werden. Da der ursprünglich geplante Ausschreibungsstart bereits\r\nverzögert ist, wäre ein Hochlaufpfad für die Ausschreibungen eine mögliche Option, sodass die\r\nUnternehmen sich auf die Teilnahme mit entsprechender Leistung der Elektrolyseure vorbereiten können. Insbesondere bei Realisierungsfristen von 5 Jahren können jedoch auch frühzeitig größere Ausschreibungsmengen von der Branche umgesetzt werden.\r\n6 Fazit\r\nDie Ausschreibungen sind notwendig, wenn die Ziele für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft erreicht werden sollen. Zudem ermöglicht die systemdienliche Elektrolyse einen intelligenten Stromnetzbetrieb, durch den ggfs. Netzausbaunotwendigkeit verringert und der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien ermöglicht wird. Nach den bisherigen Verzögerungen\r\nsollten nun schnellstmöglich Fortschritte bei der Umsetzung gemacht werden, damit zeitnah\r\ndie Ausschreibungen starten können.\r\nFür die Ausschreibungen sollten pragmatische Kriterien angewendet werden, über die Systemdienlichkeit definiert werden kann. Dabei ist eine Verortung, die das Stromnetz insgesamt\r\nnicht zusätzlich belastet und Engpässe zumindest nicht verstärkt, eine notwendige Voraussetzung. Dies muss die zukünftige Netzsituation mit einbeziehen und regelmäßig überprüft werden. Dabei sollte ein pragmatischer Ansatz gewählt werden, der Netzdienlichkeit garantiert,\r\ngleichzeitig jedoch auch eine ausreichende Diversifizierung der Standorte ermöglicht.\r\nWichtig ist dabei, dass ebenso Kriterien berücksichtigt werden, die Aspekte der Wasserstoffwirtschaft berücksichtigen. Hierzu wären die Vorlage von Abnahmezusagen und Transportkonzepten geeignete Kriterien, die gewährleisten können, dass der erzeugte Wasserstoff auch an\r\nStandorten produziert wird, von denen aus H2-Abnehmer gut erreichbar sind, entweder durch\r\nlokale Netze oder Anbindung an das Kernnetz.\r\nEs sollten keine Regionen im Vorfeld ausgeschlossen werden. Eine Auswahl der Standorte\r\nsollte nach den diskutierten Kriterien erfolgen. Eine Mindestgröße für Elektrolyseure sollte\r\nnicht festgelegt oder sehr niedrig angesetzt werden.\r\nDer Zubau von Elektrolyseuren ermöglicht auch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien, auch in Regionen mit Netzengpässen. So können durch den Bau von Elektrolyseuren\r\nauch die Erneuerbaren Energien profitieren. Gleichzeitig ist auch zu betonen, dass mit dem Zubau von Elektrolysekapazitäten weiterhin auch der Ausbau der Erneuerbaren Energien einhergehen muss.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nDie Ausgestaltung der Kriterien muss einerseits den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft effizient und zielgerichtet unterstützen und gleichzeitig die Situation der Stromnetze sinnvoll einbeziehen. Hierzu soll die Diskussion der vorgeschlagenen Kriterien eine Orientierung geben.\r\nAnsprechpartner\r\nDr. Jan Kruse\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300 199-1252\r\njan.kruse@bdew.de\r\nRouven Kelling\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300199-1261\r\nrouven.kelling@bdew.de\r\nTimon Groß\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300 199-1309\r\ntimon.gross@bdew.de\r\nLea Schöttner\r\nAbteilung Energienetze und europäisches Regulierungsmanagement\r\n+49 30 300199-1111\r\nlea.schoettner@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 24. Februar 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nAuswirkungen der Methanemissionsverordnung auf Gasimporte,\r\nHandel und Versorgungssicherheit\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 5\r\nInhalt\r\n1 Vorbemerkung................................................................................................... 3\r\n2 Hintergrund/Inhalt der Methanemissionsverordnung ........................................ 3\r\n3 Auswirkungen in der Praxis................................................................................ 4\r\n4 Lösungsansätze.................................................................................................. 4\r\n4.1 EU-Kommission............................................................................................... 4\r\n4.2 Nationale Ebene ............................................................................................. 4\r\n4.3 Rechtliche Nachjustierung.............................................................................. 5\r\n4.3.1 Kurzfristig........................................................................................................ 5\r\n4.3.2 Mittelfristig..................................................................................................... 5\r\n4.3.3 Langfristig ....................................................................................................... 5\r\nSeite 3 von 5\r\n1 Vorbemerkung\r\nDie Methanemissionsverordnung sieht eine stufenweise Verschärfung der Anforderungen an\r\nGasimporte beginnend mit Berichtspflichten, gleichwertigen Anforderungen an Vorkettenemissionen von Gasimporten im Vergleich zu Emissionen innerhalb der EU und schließlich verpflichtenden Methanintensitäten vor.\r\nIn der Praxis zeigen sich allerdings trotz der schrittweisen Einführung bereits heute konkrete\r\nAuswirkungen in Verhandlungen mit wichtigen Lieferländern. Besonders der Mangel an Klarheit und konkreten Vorgaben zur Umsetzung erzeugt erhebliche Unsicherheit und Zurückhaltung bei langfristigen Lieferbeziehungen. Die BDEW-Mitgliedsunternehmen sind bereit, die\r\nMethanemissionsverordnung nach Kräften umzusetzen. Das geht aber nicht ohne politische\r\nund administrative Unterstützung, um Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit und die\r\nLangfristbeziehungen zu vermeiden. Die Q&A-Liste der EU-Kommission zur Methanemissionsverordnung veranschaulicht im Grunde bereits, wie drängend klare Antworten notwendig\r\nsind: Methane regulation import requirements Q&A final.\r\n2 Hintergrund/Inhalt der Methanemissionsverordnung\r\nArtikel 28 der VO schreibt vor, dass für neue (d.h. ab Inkrafttreten der VO abgeschlossene\r\noder erneuerte) Importverträge für Öl, Gas und Kohle ab dem 1. Januar 2027 nachgewiesen\r\nwerden muss, dass diese Rohstoffe im Förderland denselben Überwachungs-, Berichterstattungs- und Überprüfungspflichten unterliegen wie entsprechende in der EU geförderte Mengen. EU-Importeure müssen also ab dann den Nachweis erbringen, dass die Erzeuger außerhalb der Union hinsichtlich Messung, Überwachung, Berichterstattung und Überprüfung von\r\nMethanemissionen solche Anforderungen einhalten, die jenen der Verordnung gleichwertig\r\nsind. Importeure von Rohöl, Erdgas und Kohle müssen bereits ab 2025 jährlich über Methanemissionen Bericht erstatten (Artikel 27 der VO).\r\nGemäß Artikel 29 der VO müssen die Erzeuger und Importeure zudem ab dem 5. August 2028\r\njährlich einen Bericht über die Methanintensität der von ihnen auf Basis von ab dem 4. August\r\n2024 abgeschlossenen Verträgen in der Union in Verkehr gebrachten Rohöl-, Erdgas- und Kohleförderung vorlegen. Dasselbe gilt für bereits zuvor bestehende Verträge. In diesem Fall müssen Erzeuger und Importeure alle zumutbaren Anstrengungen unternehmen, um der zuständigen nationalen Behörde den Bericht über die Methanintensität zu melden. Ab dem 5. August\r\n2030 ist zudem der Nachweis zu erbringen, dass die Methanintensität unterhalb der festgelegten Höchstwerte liegt.\r\nDie tatsächliche Einhaltung der getroffenen Regelungen ist durch die Betreiber, Importeure\r\nund unabhängigen Prüfstellen zu überwachen. Die Zuständigkeit könnte in Deutschland dem\r\nSeite 4 von 5\r\nUmweltbundesamt übertragen werden. Zudem enthält die Verordnung keine einheitlichen\r\nSanktionen. Diese sind von den Mitgliedstaaten bis August 2025 festzulegen. Art. 33 begrenzt\r\nallerdings den Spielraum: Wirtschaftliche Vorteile müssen entzogen werden.\r\n3 Auswirkungen in der Praxis\r\nDie Methanemissionsverordnung war unter anderem ein Thema und Problem mit Katar, das\r\nseine Verträge nicht der Ungewissheit über die Höhe der Pönale unterwerfen will. Hier sind\r\nGasmengen für EU-Importeure gefährdet. Zu bedenken ist, dass die EU hier ganz klar im Wettbewerbsverhältnis mit anderen Abnehmern, bspw. in Asien, steht.\r\nFür Importe aus den USA dürfte es unter der neuen US-Regierung unter Präsident Trump, der\r\nbekanntermaßen Umweltstandards etc. lockern möchte, schwieriger werden, die von der EUMethanemissionsverordnung geforderte Dokumentation zu liefern.\r\nIm Ergebnis verknappt die EU mit der Methanemissionsverordnung nicht nur potenziell die\r\nGasmengen, die in den EU-Markt kommen können, sondern segmentiert den Markt noch in\r\nein „Premium-Segment“ für die EU, was zusätzlich Preisaufschläge bringt. Die globale Auswirkung der EU-internen Regelungen steht somit in Frage. Es braucht daher Lösungsansätze, um\r\ndie Vorgaben international anschlussfähig zu machen und dabei sowohl den Methanausstoß\r\nzu mindern als auch gleichzeitig Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\n4 Lösungsansätze\r\n4.1 EU-Kommission\r\nIn der Verantwortung der EU-Kommission liegt die Ausarbeitung von Durchführungs- und Umsetzungsrechtsakten, die Vorlage praktikabler Mustervertragsklauseln und insbesondere die\r\nVerhandlung bilateraler Gleichwertigkeitsabkommen.\r\nEine beschleunigte Bearbeitung dieser Umsetzungslücken ist der Schlüssel zur Verringerung\r\nder Verunsicherung in der Branche.\r\n4.2 Nationale Ebene\r\nAuf nationaler Ebene sollten die ausführenden Behörden abschließend benannt (vgl. Artikel 4\r\nder VO) und in der Hochlaufphase die Vorgaben und Sanktionen mit den in der Verordnung\r\nmöglichen Spielräumen und dem von der EU-Kommission nahe gelegten Pragmatismus angewandt werden.\r\nSeite 5 von 5\r\n4.3 Rechtliche Nachjustierung\r\nDer europäische BDEW-Partnerverband Eurogas hat gesonderte detaillierte Empfehlungen\r\nentwickelt, die der BDEW unterstützt (s. Anlage).\r\n4.3.1 Kurzfristig\r\n› Ausweitung der spezifischen Bestimmungen für bestehende (d. h. vor Inkrafttreten der\r\nMethanemissionsverordnung abgeschlossene) Verträge auf Zweitkäufe durch EU-Importeure und Verschiebung der Anforderungen an die Gleichwertigkeit von Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen (sog. MRV, Artikel 28.5 der VO)\r\num mindestens ein Jahr.\r\n› Beschleunigung des Durchführungsrechtsakts zur MRV-Gleichwertigkeit und der Verhandlungen mit den wichtigsten Ausfuhrländern über den MRV-Gleichwertigkeitsstatus (Artikel 28.6 der VO). Berücksichtigung internationaler Standards als potenziellem\r\nBenchmark für eine MRV-Gleichwertigkeit, um Doppelberichterstattung zu vermeiden.\r\n4.3.2 Mittelfristig\r\n› Beschleunigung des Durchführungsrechtsakts zur Bestimmung der Methode der Berechnung der Methanintensität (Artikel 29.4 der VO).\r\n4.3.3 Langfristig\r\n› Ermöglichung der Einhaltung der Vorschriften durch ein freiwilliges Zertifizierungssystem, das es ermöglicht, Informationen über Methanemissionen an Produktionsstandorten in Exportländern eindeutig EU-Importen zuzuordnen (s. Eurogas-Vorschläge).\r\nAnsprechpartner\r\nRobert Spanheimer\r\nFachgebietsleiter Gasmobilität, Biomethan und\r\nLNG/Wasserstoff-Importterminals\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\nTelefonnummer +49 162 4062163\r\nrobert.spanheimer@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 1. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAuswirkungen der EU-Methanemissi-onsverordnung (MER) auf die Versor-gungssicherheit\r\nHandlungsoptionen\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Pflichten für Importeure aus der EU-Methanemissionsverordnung ..................... 3\r\n3 Exkurs: Entwicklungen des Gasmarktes .............................................................. 5\r\n4 Problemlage für Importeure .............................................................................. 6\r\n5 Handlungsoptionen ........................................................................................... 8\r\nSeite 3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie EU-Methanemissionsverordnung (MER) ist weltweit die erste detaillierte Regulierung zur Überwachung, Meldung und Reduzierung von Methanemissionen im Energiesektor und betrifft nicht nur die Produktion, Speicherung und den Transport von Erdgas innerhalb der EU, sondern über Verpflichtungen für Importeure auch die Produktion von Rohöl, Erdgas und Kohle in Län-dern außerhalb von Europa.\r\nDie praktische Umsetzung der MER ist mit einem erheblichen bürokratischen Aufwand und da-mit einhergehenden Kosten verbunden. Viele zentrale Datenpunkte sind bislang unklar, müssen von Importeuren jedoch erfasst bzw. eingefordert und anschließend durch unabhängige Stellen verifiziert werden. Dies erzeugt zusätzliche administrative Ebenen, deren Bearbeitung wiede-rum von Behörden geprüft werden muss. Entscheidend ist daher, den mit der Verordnung ein-hergehenden Bürokratieaufwand so gering wie möglich zu halten, um unnötige Belastungen für Unternehmen und Verwaltung zu vermeiden.\r\nBereits vor Inkrafttreten der MER existierten im Energiesektor, sowohl in Deutschland als auch international, Projekte zur Erfassung und Reduktion von Methanemissionen, wie etwa die OGMP-Initiative (Oil and Gas Methane Partnership) der UNEP. Diese Programme verdeutlichen jedoch, dass der systematische Aufbau von Monitoring- und Reportingstrukturen (M&R) hoch-komplex ist. Die Implementierung standardisierter Prozesse zur Messung, Datenerfassung und -auswertung erfordert erhebliche Zeit und Ressourcen und stellt viele Unternehmen vor große organisatorische Herausforderungen.\r\nDie sehr detaillierten Anforderungen der MER an diesen Bereich, bedeuten sowohl für Produ-zenten und Netzbetreiber in der EU als auch für Importeure einen erheblichen Aufwand in der Umsetzung. Eine Implementierung, insbesondere im Verifizierungsprozess, im gesetzten Zeit-raum dürfte daher für viele Unternehmen nicht oder nur schwer umsetzbar sein.\r\nIm Folgenden sollen die aktuell wichtigsten Probleme und mögliche Lösungsvorschläge für Im-porteure aufgezeigt werden, da die EU und Deutschland auch längerfristig stark von Energieim-porten abhängig sein werden.\r\n2 Pflichten für Importeure aus der EU-Methanemissionsverordnung\r\nInformationspflichten\r\nSeit Mai 2025 müssen Importeure von Erdgas gemäß der EU-Methanemissionsverordnung (MER) jährlich an das BAFA bestimmte Informationen über im vorherigen Kalenderjahr aus EU-Drittländern importiertes Erdgas melden.\r\nSeite 4 von 13\r\nGleichwertigkeitspflichten\r\nAb 2027 muss der Importeur zusätzlich nachweisen, dass das importierte Erdgas aus Quellen stammt, die laut MER „gleichwertigen“ Überwachungs-, Berichterstattungs- und Überprüfungs-standards (measuring, monitoring, reporting and verification, MRV) unterliegen. Unter Verträ-gen, die vor dem Inkrafttreten der MER (04.08.2024) abgeschlossen wurden, muss der Impor-teur „nur“ alle zumutbaren Anstrengungen unternehmen, um die MRV-Gleichwertigkeit zu er-reichen.\r\nIntensitäts-Berichtspflichten\r\nAb 2028 muss der Importeur bezüglich der Mengen, die er im EU-Markt in Verkehr bringt, über die Methanintensität der Erdgasproduktion Bericht erstatten. Die Methode hierfür wird die Kommission erst später in einem delegierten Rechtsakt festlegen. Unter Verträgen, die vor dem Inkrafttreten der MER (04.08.2024) abgeschlossen wurden, muss der Importeur alle zumutba-ren Anstrengungen unternehmen, um die Methanintensität melden zu können, es sei denn der Vertrag wird erneuert, wobei der Begriff der Erneuerung derzeit sehr breit gefasst ist.\r\nHöchstwerte für Methanintensität\r\nUnter ab August 2030 abgeschlossenen Verträgen muss der Importeur nachweisen, dass das in der EU in Verkehr gebrachte Erdgas unterhalb der bis dahin festzulegenden Höchstwerte für die Methanintensität liegt. Hierzu erlässt die Europäische Kommission noch delegierte Rechtsakte, um Höchstwerte zu bestimmen. Auch hier besteht ein Risiko bei Vertragsänderungen bzw. An-passungen.\r\nSanktionen\r\nDie Nichterfüllung der Vorgaben kann Sanktionen nach sich ziehen. Solange die Mitgliedstaaten keine eigenen Vorschriften über Sanktionen erlassen haben (Stand heute), können die nationa-len Gerichte auf Antrag der zuständigen Behörde Geldbußen verhängen. Derzeit besteht noch keine Klarheit über die Ausgestaltung der nationalen Sanktionsregime. Die Mitgliedstaaten soll-ten bis 5. August 2025 entsprechende nationale Regelungen erlassen. Die Frist wurde von der überwiegenden Mehrheit der Mitgliedstaaten nicht eingehalten.\r\nFazit\r\nDie für die weitere Diversifizierung der deutschen und europäischen Gasbezüge notwendigen Neuverträge mit nicht-russischen Lieferanten, die über das Jahr 2026 hinausreichen, werden durch die MER deutlich schlechter gestellt als Verträge, die vorher enden. Für diese Neuverträge besteht derzeit erhebliche Rechtsunsicherheit bezüglich der erforderlichen Anforderungen, den Möglichkeiten die Verpflichtungen zu erfüllen und eventueller Sanktionen. Dies erschwert\r\nSeite 5 von 13\r\nderzeit die Verhandlungen und kann den Abschluss neuer Lieferverträge verhindern, was lang-fristig Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit und/oder den Gaspreis haben kann.\r\n3 Exkurs: Entwicklungen des Gasmarktes\r\nAuch wenn die europäischen Erdgaspreise gegenüber ihren historischen Höchstständen im Jahr 2022 deutlich gesunken sind, sehen sich die europäi-schen Verbraucher und insbe-sondere die energieintensive Industrie dennoch einem ins-gesamt deutlich erhöhten Preisniveau ausgesetzt. In den Jahren 2009 bis 2020 lagen die Großhandelspreise am TTF – dem kontinentaleuropäischen Benchmark – im Durchschnitt bei rd. 15 bis 25 €/MWh. Seit dem Wegfall des Großteils der russischen Pipeline-Mengen liegt der TTF-Preis zwischen rd. 25 und 50 €/MWh (Grafik: TTF Day Ahead Monatsmittel).\r\nDieses gestiegene Preisniveau gefährdet zunehmend die Wettbewerbsfähigkeit der gesamten europäischen Volkswirtschaft im internationalen Vergleich. Die Anforderungen der Metha-nemissionsverordnung an Importe bergen die Gefahr einer Marktsegmentierung mit einem „Premium-Segment“ für die EU. Die mögliche Verknappung der Gasmengen, die in den EU-Markt kommen können, würde zusätzliche Preisaufschläge bedeuten.\r\nDie Europäische Kommission hat am 17.06.2025 ihren Legislativvorschlag zum Ausstieg aus russischen Energie-importen bis 2028 vorgelegt. Aktuell stammen rund 12-14% der europäi-schen Gasimporte aus Russland (LNG sowie Pipelineimporte über die Tur-kstream, in Summe ca. 110 Mio. m³/d). Der geplante Entzug von bis zu 40 Mrd. m³/a wird sich im Marktpreis-niveau niederschlagen. Ersatz von russischen Mengen muss am globalen LNG-Markt beschafft werden oder perspektivisch über\r\nSeite 6 von 13\r\nandere, nur sehr begrenzt verfügbare Pipeline-Importrouten. Es zeigte sich bereits in den ver-gangenen Monaten eine hohe Korrelation zwischen asiatischen Spotmarkt-LNG-Preisen und dem europäischen Benchmark (TTF Frontmonat). Dies zeigt, dass Europa auf dem Weltmarkt in direkter Konkurrenz mit anderen Importregionen steht.\r\nBereits zu Beginn des Jahres 2025 handelten in Europa die Gaspreise im Spotmarkt bei über 50 EUR/MWh, nachdem zum Jahreswechsel die Transitmengen durch die Ukraine weggefallen wa-ren und sich die europäischen Gasspeicher schnell leerten. Ein solcher Preisanstieg ist bei einem weiteren Rückgang der russischen Mengen auch in Zukunft möglich. Die EU-US-Handelsverein-barung impliziert, dass zusätzliche US-LNG-Verflüssigungskapazitäten fast ausschließlich nach Europa liefern müssten. Unabhängig davon, in welcher Höhe neue Lieferungen aus den USA schließlich vereinbart werden, können europäische Kunden diese LNG-Mengen nur im globalen Preiswettstreit kaufen.\r\nFazit\r\nDas Preisniveau für Erdgas in Europa ist also im Vergleich mit anderen Regionen immer noch auf einem vergleichsweise hohen Niveau mit entsprechenden Folgen für die Wettbewerbsfä-higkeit. Der geplante Komplettausstieg aus russischen Lieferungen wird dem Markt zunächst weitere Mengen entziehen, die ersetzt werden müssen. In der Folge ist mit einem höheren Preisniveau im Vergleich zu anderen Regionen, mit denen Deutschland und die EU in Konkur-renz um Wertschöpfung und Standorte stehen, zu rechnen.\r\n4 Problemlage für Importeure\r\n4.1 Herausforderungen durch aktuelle Verpflichtungen\r\nIm Mai diesen Jahres mussten Importeure zum ersten Mal Informationen zu den MRV-Aktivitä-ten der Produzenten des importierten Erdgases berichten. Dabei zeigte sich, dass es in den meisten Fällen aufgrund der langen/komplexen Lieferketten im internationalen Gas- und Öl-handel nicht möglich ist, die geforderten Daten zu liefern, da die Kette meistens nicht bis zum Produzenten zurückverfolgt werden kann. Vielfach werden Gasmengen aus Portfolien, die aus verschiedenen Gasquellen stammen, oder von Börsen bezogen. Von diesem breit aufgestellten und internationalen Gashandelssystem profitieren Gaskunden bislang, da sie dadurch weniger stark von Produktionsschwankungen einzelner Produzenten oder Länder betroffen sind. Bei Ausfall einer Produktionsquelle, kann bei Bedarf auf eine andere umgeschwenkt werden. Das bedeutet jedoch gleichzeitig, dass sowohl der Importeur als auch oftmals seine Vorlieferanten keine praktische Möglichkeit haben, die Umsetzung bzw. die Nachverfolgbarkeit der MER-An-forderungen auf der Produzentenseite durchzusetzen. Auch wenn die Industrie bereits an\r\nSeite 7 von 13\r\nLösungen für dieses Problem arbeitet, ist derzeit nicht absehbar, wann diese mit der nötigen Rechtssicherheit zur Verfügung stehen werden.\r\n4.2 Probleme durch Verpflichtungen ab 2027\r\nLangfristige Erdgas-Import-Neuverträge werden im Koalitionsvertrag explizit als Ziel genannt. Im Vergleich zum Einkauf von Mengen auf dem Spotmarkt, haben sie das Potenzial, Gas mit geringerer Preis-Volatilität und/oder zu geringerem Preis zu liefern. Da Erdgas auch längerfristig eine wesentliche Rolle im Energiemix spielen wird, befinden sich derzeit viele europäische Un-ternehmen in Verhandlungen mit internationalen Lieferanten. Solche längerfristigen Neuver-träge müssen aber ab 2027 die Gleichwertigkeitspflichten der MER erfüllen und sind dadurch aktuell schlechter gestellt als Verträge, die vor dem 04.08.2024 abgeschlossen wurden.\r\nAufgrund der o.g. Komplexität der Lieferketten und des breiten internationalen Handelssys-tems, ist bei Langzeitverträgen für internationale Lieferanten der Produzent nicht immer be-stimmbar.\r\nAber selbst in den Fällen, in denen außereuropäische Produzenten identifizierbar sind, ist eine umfassende Implementierung von MRV-Maßnahmen, wie sie von der Methanverordnung ge-fordert werden, bis Anfang 2027 angesichts der Komplexität und notwendiger Vorlaufzeiten für technische Maßnahmen zeitlich kaum oder gar nicht realisierbar. Das lässt sich anhand der vie-len Fälle, in denen bereits Bemühungen laufen, absehen und belegen.\r\nDie außereuropäischen Lieferanten lehnen die Übernahme einer vertraglichen Verpflichtung zur Erfüllung der MER-Bestimmungen bzw. die Weiterreichung von möglichen Sanktionen durch den Importeur daher in der Regel ab.\r\nWährend auf Produzentenseite Zweifel an der Erfüllbarkeit der Timelines der MER herrschen und Lieferanten oft selbst keine direkten Beziehungen zu Produzenten haben, herrscht gleich-zeitig weiterhin Unklarheit über die genaue Ausgestaltung des nationalen Sanktionsregimes ab 2027 und damit Rechtsunsicherheit für die Importeure. Es besteht die Gefahr, dass Sanktionen, die bis zu 20% des Jahresumsatzes ausmachen können, Neuverträge mit außereuropäischen Produzenten insbesondere über den 31.12.2026 hinaus für Importeure zu einem schwer ab-schätzbaren unternehmerischen Risiko machen. Dies könnte zum Abbruch bestehender Liefer-partnerschaften führen oder den Abschluss von Neuverträgen verhindern.\r\nEin Sanktionieren von Lieferungen würde weitreichende Signalwirkung für Produzentenländer, Lieferanten und Importeure haben. Es wäre evident, dass die Bemühungen der betroffenen Länder/Unternehmen nicht vor dem Hintergrund ihrer individuellen Ausgangsbedingungen und Anstrengungen betrachtet werden. Dies dürfte Neuverträge mit zahlreichen nicht-europäi-schen Produzenten in den nächsten Jahren verhindern.\r\nSeite 8 von 13\r\nLangfristige Erdgaslieferverträge benötigen lange Vorlaufzeiten. Neuverträge für die Zeit ab 2027 müssen jetzt geschlossen werden. Mit dem finalen Ausstieg aus russischen Lieferungen müssen zudem noch mehr Mengen durch neue Verträge ersetzt werden. Sollten bestehende Unsicherheiten bezüglich Sanktionen und den Möglichkeiten zur Erfüllung der Anforderungen nicht zeitnah ausgeräumt werden, werden diese Mengen durch die Produzenten bzw. Lieferan-ten anderweitig auf den globalen Märkten allokiert werden. In der Konsequenz steht die wei-tere Diversifizierung des Erdgasbezugs Deutschlands durch Abschluss von Neuverträgen in Frage.\r\nDies steht in direktem Widerspruch zum im Koalitionsvertrag festgelegten Ziel, „langfristige, diversifizierte, günstige Gaslieferverträge mit internationalen Gasanbietern zu ermöglichen“, und untergräbt die Bemühungen zur Diversifizierung der Erdgas-Importe. Es entzieht dem Markt weitere potenzielle Langfristmengen, die angesichts des geplanten Komplettausstiegs aus russischen Erdgasimporten einen preisdämpfenden Effekt haben könnten.\r\nFazit\r\nEs bestehen erhebliche Zweifel, dass Erdgas-/LNG- und Rohölimporte ab 2027 in ausreichen-dem Umfang die Anforderungen der MER erfüllen können. Hinzu kommt, dass Produzenten und Lieferanten die Übernahme entsprechender vertraglicher Verpflichtungen vielfach ablehnen, da die Anforderungen als zu anspruchsvoll gelten. Für Importeure erschwert dies den Abschluss neuer Verträge über 2026 hinaus erheblich und führt zu hohen Risiken für Versorgungssicher-heit und Diversifizierung. Verschärft wird die Lage dadurch, dass internationale Märkte existie-ren, die langfristige Abnahmeverträge über 2045/2050 hinaus anbieten und für Anbieter daher oft die attraktivere Option darstellen.\r\n5 Handlungsoptionen\r\n5.1 Europäische Ebene\r\n5.1.1 Zeitnahe Veröffentlichung der Regeln zur „Country-Equivalency“ und Verhandlungen mit wichtigen Exportnationen\r\nDie EU sollte den Durchführungsrechtsakt mit den Regeln zur „Country-Equivalency“ nach Art. 28(6) mit Augenmaß erstellen, umgehend vorlegen und dann Verhandlungen mit wichtigen Ex-portnationen über eine Anerkennung von nationalen Regeln als „gleichwertig“ beginnen. Eine solche Einstufung würde alle Produzenten des jeweiligen Landes von dem deutlich aufwendige-ren Weg der individuellen Anerkennung der Gleichwertigkeit entbinden und erscheint daher als wesentlich effizientere Umsetzung dieser Anforderung.\r\nSeite 9 von 13\r\nDie EU sollte im Rahmen ihrer Energieaußenpolitik mit einzelnen Schlüsselstaaten zur Diversifi-zierung der Erdgasimporte (z.B. USA, Algerien, Qatar, VAE, AZE) Vereinbarungen finden, um An-reize zur Senkung der Methanemissionen zu setzen und praktisch-technische, gegebenenfalls auch finanzielle Unterstützung bei der Implementierung der Maßnahmen leisten. Diese würden so Bestandteil strategischer Energiepartnerschaften, die auf langfristige Energiebeziehungen und gemeinsame Dekarbonisierungspfade ausgelegt sind. Importkorridore könnten damit dau-erhaft und im Rahmen der „Global Gateway Strategie“ sowie der Interkonnektivität aktiv ge-staltet werden.\r\n5.1.2 Aufschub der Anforderungen unter Artikel 28 und 29 der MER\r\nAufgrund der berechtigten Zweifel, dass eine ausreichende Menge an Erdgas-/LNG- und Roh-ölimporten die Anforderungen der MER ab 2027 erfüllen können, sollte ein Aufschub des In-krafttretens der Anforderungen an Importeure unter Artikel 28 und 29 in Betracht gezogen wer-den.\r\nViele Produzenten sind derzeit entweder noch gar nicht dem OGMP 2.0 Programm beigetreten oder befinden sich erst auf Level 3 dieses Programms. Um eine Gleichwertigkeit nach MER Ar-tikel 28 zu erreichen, müssen Produzenten gemäß Art. 28(5)(a) jedoch mit ihrem MRV-Pro-gramm nach OGMP 2.0 den Level 5 erreichen und dies entsprechend zertifizieren. Um von Level 3 auf Level 5 zu gelangen sind in der Praxis oft 3-4 Jahre nötig. Hinzu kommt die Zeit, um eine unabhängige Zertifizierung zu erhalten, was nach Einschätzung von Zertifizierungsunternehmen je nach Komplexität der Produktionsstätten ebenfalls 3-6 Monate dauern kann. Daher dürften die meisten Produzenten – selbst, wenn sie heute starten - erst 2030 in der Lage sein, die Gleich-wertigkeit zu erfüllen.\r\nDaher sollte sich die Bundesregierung auf europäische Ebene dafür einsetzen, den Startzeit-punkt für Artikel 28 vom 1.1.2027 auf – mindestens - den 1.1.2030 zu verschieben. Entspre-chend müssen dann auch die Anforderungen in Artikel 29 um mindestens 3 Jahre verschoben werden, damit die bewusst gewählten Phasen der MER erhalten bleiben.\r\nSo würde dem Risiko einer Einschränkung der Versorgungssicherheit entgegengewirkt und allen Marktteilnehmen mehr Zeit gegeben, um die Anforderungen der MER zu erfüllen. Der kürzlich veröffentlichte „Action Plan to address key challenges on importers’ requirements in the Me-thane Regulation“1 – unterzeichnet von vielen Industrieverbänden - beschreibt ebenfalls die\r\n1 https://www.eurogas.org/resource/action-plan-to-address-key-challenges-on-importers-requirements-in-the-methane-regulation/\r\nSeite 10 von 13\r\nvielen ausstehenden Aufgaben in diesem Bereich (inkl. auf Seiten der Industrie) und zeigt, dass auch bei einem Aufschub laufende Aktivitäten wie z.B. die Erarbeitung von Standards weiterge-hen und die MER-Anforderungen weiter im Fokus aller Marktteilnehmer bleiben würden.\r\nEine Umsetzung dieser Verschiebung könnte im Rahmen des Energy Omnibus erfolgen. Denn prinzipiell geht es hier um eine Vereinfachung in der Umsetzung der Methan-VO mit einer Re-duktion der Berichtspflichten für Unternehmen für eine Übergangszeit. Alternativ zu einer fes-ten Verschiebung um z.B. 3 Jahre könnte eine Verschiebung um X Jahre nach der Implementie-rung der noch fehlenden Kriterien mit der Omnibusänderung geändert werden, um für ggf. wei-ter bestehende Verspätungen vorzusorgen und damit für die Vertragspartner die Sicherheit zu erhöhen.\r\n5.1.3 Berücksichtigung der Lieferkettenprobleme im Sanktionsregime\r\nZusätzlich zu den unter Artikel 33(7) genannten Richtkriterien, sollte die Möglichkeit des Impor-teurs, den Produzenten des jeweiligen Imports zu identifizieren, bei der Entscheidung über eine Verhängung von Sanktionen bzw. deren genaue Höhe berücksichtigen. Damit würde dem Um-stand Rechnung getragen, dass es Importeuren insbesondere bei Lieferungen über lange/kom-plexe Lieferketten oder auch bei Einkäufen an Börsen oft nicht möglich ist, den Produzenten zu identifizieren.\r\nAuch diese Änderung könnte über den Energy Omnibus zur Vereinfachung der Umsetzung der Methan-VO eingebracht werden. Da unter Artikel 33(7) Richtkriterien gelistet werden, die „zu-mindest“ von den Mitgliedsstaaten zu berücksichtigen sind, liegt der Schluss nahe, dass auch das nationale Sanktionsregime darüber hinaus weitere Kriterien definieren kann (falls eine sol-che Änderung nicht direkt in die MER aufgenommen würde).\r\n5.2 Nationale Ebene\r\nAus Sicht des BDEW haben die oben genannten Anpassungen auf europäischer Ebene Priorität. Auch beim nach MER national zu erlassenden Sanktionsregime muss darauf geachtet werden, dass Unterschiede bei der Sanktionierung und Implementierung zwischen den Mitgliedsstaaten nicht zu Wettbewerbsverzerrungen beim Gasimport führen.\r\nDas Sanktionsregime muss den Realitäten der Vertragsausgestaltung von Erdgaslieferverträgen mit vertretbaren unternehmerischen Risikoentscheidungen und des in der Realität beschränk-ten Einflusses des Importeurs auf den Umsetzungsgrad von Maßnahmen in den Produktions-ländern Rechnung tragen. Es muss ein Weg gefunden werden, das Risiko von jetzt abzuschlie-ßenden Neuverträgen, die über den 31.12.2026 hinausreichen, gangbar zu gestalten, um die zukünftige Erdgasversorgung zu sichern und eine weitere Diversifizierung der Gasimporte zu ermöglichen.\r\nSeite 11 von 13\r\n5.2.1 Grandfathering\r\nBei der Ausgestaltung des zu erlassenden nationalen Sanktionsregimes sollte berücksichtigt werden, dass ein Aufschub von Sanktionen um eine feste, kurze Periode der Verhandlung von Langfristverträgen nicht wirklich helfen wird. Bei einem 10- oder 20- Jahresvertrag werden die Vertragsparteien trotzdem über die Verteilung der Risiken Lösungen finden müssen oder ent-sprechend nur kürzere Laufzeiten abschließen. Letzteres kann nur durch weitergehende Rege-lungen verhindert werden. So könnten innerhalb des zu erlassenden nationalen Sanktionsre-gimes z.B. Sanktionen für eine Nichterfüllung von Anforderungen der MER, die A) zum Zeitpunkt des Abschlusses des Vertrags ODER B) bis zum 31.12.2026 noch keine Anwendung fanden, aus-geschlossen werden.\r\nDies würde es Marktteilnehmern ermöglichen, Lieferverträge abzuschließen, die über A) das jeweilige Anforderungsdatum ODER B) den 31.12.2026 hinausgehen. Da die Ausgestaltung der nationalen Sanktionen durch die MER nicht ausreichend definiert wird, könnte eine solche Re-gelung im Handlungsspielraum des Gesetzgebers liegen. Jedoch bestehen unterschiedliche An-sichten, ob eine solche nationale Lösung bei der Umsetzung des Sanktionsregimes tatsächlich europarechtlich kompatibel wäre.\r\nUm diese rechtliche Unsicherheit auf nationaler Ebene aufzulösen, müsste idealerweise auch auf EU-Ebene eine Anpassung jener Artikel erfolgen, die an den Vertragsschluss vor dem 4.8.2024 anknüpfen. Dieses Datum sollte so weit in die Zukunft verschoben werden, dass auch gegenwärtig noch Verträge geschlossen werden können, die vom Grandfathering partizipieren könnten. Diese Möglichkeit ist bisher auf Verträge vor dem 4.8.2024 beschränkt.\r\nEin Vorteil wäre u.a., dass für solche Verträge (nur) die Bemühungspflicht Anwendung fände, der zufolge „alle zumutbaren Anstrengungen“ unternommen werden müssen. Diese Umset-zung des Grandfathering wäre eine geeignete Maßnahme, den Marktteilnehmern den Ab-schluss von Verträgen unter dem dann jeweils geltenden Regulierungsrahmen zu erleichtern. Die Bundesregierung sollte sich auf EU-Ebene für eine solche Änderung einsetzen.\r\n5.2.2 Grace Period\r\nNach Inkrafttreten des Sanktionsregimes sollte für eine Übergangszeit von der Verhängung von Sanktionen abgesehen werden, wenn die Verpflichtungen aus der MER nicht in vollem Umfang erfüllt werden, jedoch Bemühungen gezeigt werden oder es nachweisbar vertragliche oder technische Hindernisse bei der Erfüllung der Verpflichtungen gibt. Der Verzicht auf Sanktionen kann dabei auf klaren Regeln beruhen, denen die genannten (Bemühungs-)Nachweise zugrunde liegen.\r\nSeite 12 von 13\r\nDamit würde der voraussichtlichen zeitlichen Nicht-Erfüllbarkeit der Vorgaben durch außereu-ropäische Produzenten oder Lieferanten, bzw. der unterschiedlichen Ausgangslage in den meis-ten Ländern in der Anfangszeit Rechnung getragen.\r\nInsbesondere würde diese Regelung auch helfen zu verhindern, dass neue Lieferungen an Un-ternehmen aus anderen Staaten vergeben werden (was den Zielen der MER, zu schnellen Re-duzierungen von Methanemissionen zu kommen, zuwiderlaufen könnte). Auch bei dieser Lö-sung ist jedoch die Europarechtskonformität zu prüfen.\r\nDaher sollte sich die Bundesregierung für eine Änderung auf EU-Ebene einsetzen, die es den Mitgliedsstaaten erlaubt, für eine Übergangszeit auf die Verhängung von Sanktionen zu verzich-ten.\r\n5.2.3 Ausnahmen nach Art. 33.2 MER\r\nSollten die oben genannten Anpassungen auf europäischer Ebene nicht umgesetzt werden, könnte eine Regelung im nationalen Sanktionsregime erwogen werden, die auf Basis des Arti-kels 33.2 MER Sanktionen für Verfehlungen der unter Art. 28 Abs. 1 und 29 Abs. 1 MER veran-kerten Pflichten ausschließt, wenn die Importverträge der Energieversorgungssicherheit dienen und sich der Importeur im Rahmen der Vertragsverhandlungen nachweislich um eine Abbildung bzw. Einhaltung der Pflichten bemüht hat. Der Begriff der Energieversorgungssicherheit ist in der MER nicht definiert. Zielführend wäre es, ihn im Gesetz zur Umsetzung des Sanktionsre-gimes in einer Weise zu definieren, die die besondere Bedeutung der Diversifizierung der Be-zugsquellen und Transportwege nicht nur dem Volumen nach für die Versorgungssicherheit be-rücksichtigt. Um Rechtssicherheit für Importeure zu gewährleisten, könnte darüber hinaus die zuständige Behörde ermächtigt werden, auf Antrag eines Importeurs bereits vorab festzustel-len, dass der Abschluss eines Importvertrags der Sicherstellung der Energieversorgungssicher-heit dient.\r\nEine Gefährdung der Energieversorgungssicherheit allein nach Art. 33 Abs. 2 genügt für die Schlussfolgerung, dass ein Verzicht auf Sanktionen unionsrechtskonform ist. Der Passus hätte sonst gar nicht erst in die Verordnung aufgenommen werden müssen. Damit sind die Mitglied-staaten auch berechtigt einen Mechanismus zu etablieren, der vor dem Abschluss eines Gasim-portvertrags, dem Importeur Klarheit darüber verschafft, ob ein in dem Vertrag angelegter Ver-stoß gegen Art. 28 Abs. 1 und Art. 29 Abs. 1 MER von Sanktionen freigestellt ist.\r\nFür eine weitere Diskussion der Vorschläge und ihrer Umsetzung stehen wir gerne zur Verfü-gung.\r\nSeite 13 von 13\r\nAnsprechpartner\r\nRobert Spanheimer\r\nAbteilung Transformation Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300199-1260\r\nrobert.spanheimer@bdew.de\r\nBalthasar Kirchgäßner\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff und Versorgungssicherheit\r\n+ 49 30 300 199-1255\r\nbalthasar.kirchgaessner@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014737","regulatoryProjectTitle":"Verbesserungen der Methanemissionsverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0a/3f/759794/Stellungnahme-Gutachten-SG2606160006.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"00 \r\nBDEW · Reinhardtstraße 32 · 10117 Berlin \r\nBundesminister für besondere Aufgaben und \r\nChef des Bundeskanzleramtes \r\nHerrn Thorsten Frei MdB \r\nWilly-Brandt-Straße 1 \r\n10557 Berlin \r\nGezielte Anpassung der EU-Methanverordnung zur Sicherung der Energie\r\nversorgung \r\nSehr geehrter Herr Bundesminister Frei, \r\ndie Lieferunterbrechungen infolge der Blockaden in der Straße von Hormus \r\nsetzen die globalen Energiemärkte erheblich unter Druck. Auch in Europa \r\nsind die Auswirkungen bereits spürbar: steigende Preise sowie zuneh\r\nmende Risiken für die bezahlbare Versorgung mit Erdgas, Rohöl und Kraft\r\nstoffen. \r\nWährend die Industrie daran arbeitet, die Öl- und Gasversorgung sicherzu\r\nstellen, führt die nächste Umsetzungsphase der EU-Methanverordnung \r\nschon zum 1. Januar 2027 zu weiteren Risiken für eine sichere Energiever\r\nsorgung. Die neuen Anforderungen betreffen nicht nur die Überwachung, \r\nBerichterstattung und Auditierung von Methanemissionen innerhalb der \r\nEU, sondern insbesondere auch Importe von Erdgas, LNG und Rohöl aus \r\nDrittstaaten. \r\nEine aktuelle Studie belegt, dass ein erheblicher Anteil der Öl- und Gasim\r\nporte die künftigen Vorgaben ab 2027 nicht erfüllen kann. Bis zu 43% der \r\nEU-Gasimporte (rund 114 Mrd. Kubikmeter, dies entspricht in der Größen\r\nordnung dem Versorgungsausfall nach dem Wegfall russischer Gaslieferun\r\ngen) und 87% der EU-Erdölimporte (rund 9,8 Millionen Barrel pro Tag) \r\nkönnten 2027 faktisch vom Markt ferngehalten werden1. \r\n1Wood Mackenzie (2026): EU Methane Emissions Regulation Study \r\nBerlin, 9. Juni 2026 \r\nBundesverband der Energie- und \r\nWasserwirtschaft e. V. \r\n(BDEW) \r\nKerstin Andreae \r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung \r\nReinhardstr.32 \r\n10117 Berlin      \r\nwww.bdew.de \r\nDeutscher Verein des Gas- und \r\nWasserfaches e.V. (DVGW) \r\nProf. Dr. Gerald Linke \r\nVorstandsvorsitzender \r\nJosef-Wirmer-Str. 1-3 \r\n53123 Bonn \r\nWirtschaftsverband \r\nFuels und Energie e. V. (en2x) \r\nProf. Christian Küchen \r\nVorsitzender der \r\nHauptgeschäftsführung \r\nGeorgenstraße 24 \r\n10117 Berlin \r\nVerband der Chemischen Industrie e.V. \r\n(VCI) \r\nDr. Wolfgang Große Entrup \r\nVorsitzender der \r\nHauptgeschäftsführung \r\nMainzer Landstraße 55 \r\n60329 Frankfurt am Main \r\nSeite 1 von 3 \r\nGründe hierfür sind insbesondere die bislang fehlende Festlegung standardisierter Verfah\r\nren zur Erfassung von Methanemissionen sowie unzureichende Kapazitäten für die Auditie\r\nrung und Akkreditierung. \r\nFür Importeure ergibt sich daraus eine hohe Unsicherheit bei der Vertragsgestaltung. Be\r\nreits heute müssen Lieferverträge für den Zeitraum ab 2027 vorbereitet und geschlossen \r\nwerden. Gleichzeitig können die regulatorischen Anforderungen faktisch nicht erfüllt wer\r\nden. Dies verursacht erhebliche Compliance- und Reputationsrisiken und kann dazu führen, \r\ndass für Deutschland und Europa dringend benötigte Lieferverträge nicht abgeschlossen \r\nwerden können. \r\nIn der aktuellen geopolitischen und energiewirtschaftlichen Lage wirkt die EU-Methanver\r\nordnung daher versorgungsgefährdend. Dies betrifft nicht nur die Verfügbarkeit von Rohöl \r\nund Erdgas, sondern auch die darauf basierende Versorgung mit Kraftstoffen und Basische\r\nmikalien. In der Folge drohen zusätzliche Belastungen für die industrielle Basis in Deutsch\r\nland. \r\nDie unterzeichnenden Industrien unterstützen ausdrücklich die Zielsetzung, Methanemissi\r\nonen zu reduzieren und haben in den vergangenen Jahren bereits im Rahmen der Oil and \r\nGas Methane Partnership substanzielle und nachweisbare Fortschritte erzielt.  \r\nDie derzeitige Ausgestaltung der EU-Methanverordnung wird der praktischen Erfordernis \r\nnicht gerecht, die Wettbewerbsfähigkeit in Deutschland und Europa aufrechtzuerhalten. \r\nErst dies legt die Basis für weitere Investitionen in intelligente Klimaschutzmaßnahmen.  \r\nDie derzeit diskutierten Maßnahmen der Europäischen Kommission zur befristeten Ausset\r\nzung von Sanktionen sind nicht ausreichend, denn die vorgeschlagene Empfehlung bietet \r\nkeine ausreichende Rechtssicherheit. Zudem bestünde trotz der vorgeschlagenen Empfeh\r\nlung der Europäischen Kommission weiterhin ein Rechtsverstoß, auch wenn dieser nicht \r\nsanktioniert würde. Auch die zentralen Engpässe – insbesondere fehlende Verifizierungs\r\nstrukturen und Akkreditierungen – sowohl innerhalb als auch außerhalb der EU – und die \r\nzugrunde liegenden rechtlichen Verpflichtungen der Verordnung bleiben bestehen. \r\nFür Unternehmen, die Investitions- und Lieferentscheidungen in Milliardenhöhe treffen \r\nmüssen, ist Rechtssicherheit zwingend erforderlich. Insbesondere börsennotierte Unter\r\nnehmen sind verpflichtet, gegenüber Investoren, Aufsichtsbehörden und Wirtschaftsprü\r\nfern eine vollständige Rechtskonformität nachzuweisen. Unverbindliche Regelungen oder \r\nauch nur der (zeitweise) Verzicht auf die Festsetzung von Sanktionen können diese Anfor\r\nderungen nicht erfüllen. \r\nVor diesem Hintergrund besteht dringender Handlungsbedarf, um Versorgungsrisiken und \r\nwirtschaftliche Folgeschäden zu vermeiden. \r\nSeite 2 von 3 \r\nWir bitten die Bundesregierung daher, sich auf europäischer Ebene für eine gezielte Anpas\r\nsung der EU-Methanverordnung einzusetzen. \r\nZentral ist dabei insbesondere eine zeitliche Anpassung der relevanten Vorschriften für Im\r\nporteure (insbesondere Artikel 28 und Teilen von Artikel 29) an die tatsächliche Verfügbar\r\nkeit von Methoden, Durchführungsrechtsakten und Verifizierungskapazitäten, die Vorlage \r\neines realistischen und umsetzbaren Zeitplans für die Importanforderungen sowie die Si\r\ncherstellung, dass regulatorische Anforderungen praktisch erfüllbar und rechtssicher aus\r\ngestaltet sind. \r\nNur durch eine solche Anpassung kann Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit \r\nder Industrie in Einklang gebracht werden mit dem Ziel die Methanemissionen zu reduzie\r\nren. \r\nFür ein Spitzengespräch der Bundesregierung mit den unterzeichnenden Verbänden zur An\r\npassung der Verordnung stehen wir gerne zur Verfügung.  \r\nMit freundlichen Grüßen \r\nKerstin Andreae \r\nBDEW e. V. \r\nProf. Christian Küchen  \r\nEn2x e. V. \r\nProf. Dr. Gerald Linke \r\nDVGW e. V. \r\nDr. Wolfgang Große Entrup  \r\nVCI e. V. \r\nEin gleichlautendes Schreiben haben wir auch an Frau Bundesministerin Katherina Reiche \r\nund Herrn Bundesminister Carsten Schneider geschickt. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Trans\r\nparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten \r\nVerhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW\r\ninterne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag \r\neuropäisch: 20457441380-38;  \r\nDVGW Registereintrag national: R000916, Registereintrag europäisch: 049954229126-63;  \r\nDer en2x-Wirtschaftsverband Fuels und Energie e. V. ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bun\r\ndesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Im Sinne einer transpa\r\nrenten und professionellen Interessenvertretung legt der Verband den anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG sowie den Verhal\r\ntenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) seiner Tätigkeit zugrunde. Lobbyregistereintrag des Bundes: R000885. EU-Transparenzre\r\ngister: 997302144753-52. \r\nVCI Registereintrag national: R000476, Registereintrag europäisch: 15423437054-40     \r\nSeite 3 von 3 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014737","regulatoryProjectTitle":"Verbesserungen der Methanemissionsverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a9/eb/821897/Stellungnahme-Gutachten-SG2607290002.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Sehr geehrte Damen und Herren,  \r\nuntenstehend sende ich Ihnen eine Erstbewertung des BDEW der Empfehlungen der EU-Kommission \r\nzur Umsetzung der Methanverordnung. Mit unseren Mitgliedsunternehmen und im Austausch mit \r\neuropäischen Verbänden arbeiten wir weiter an einer ausführlicheren Bewertung und Einordnung. \r\nGegebenenfalls würden wir in den nächsten Tagen ergänzende Anmerkungen nachliefern. \r\n1 Vorbemerkung \r\nDie Europäische Kommission hat am 20. Juli Empfehlungen zur Umsetzung der Methanverordnung \r\nveröffentlicht (Commission provides clarity on how to effectively implement EU rules to reduce me\r\nthane emissions). Aus Sicht des BDEW können die Empfehlungen die grundlegenden Herausforderun\r\ngen bei der Umsetzung im Zusammenhang mit der MRV-Äquivalenz, der Verifizierung, der Akkreditie\r\nrung und der Zertifizierung nach wie vor nicht lösen. Die Compliance-Risiken für die Mitgliedsunter\r\nnehmen bestehen trotz eines geringeren Sanktionierungsrisikos fort. Für international tätige Unter\r\nnehmen mit strengen Compliance-, Audit- und Governance-Anforderungen ist die bewusste Inkauf\r\nnahme eines fortbestehenden Rechtsverstoßes keine gewöhnliche Geschäftsentscheidung. Interne \r\nCompliance-Funktionen, externe Auditoren, Investoren und gegebenenfalls Gerichte bewerten nicht \r\nnur, ob eine Behörde temporär von Sanktionen absieht, sondern ob das Unternehmen nachweisbar \r\nrechtskonform handelt. Compliance- und Reputations-Risiken lassen sich daher nicht ohne Weiteres \r\nals allgemeine Geschäftsrisiken behandeln. Es geht hier nicht um konventionelle unternehmerische \r\nUnsicherheit, sondern um die weit darüberhinausgehende Frage, ob Produkte trotz fortgeltender, \r\naber praktisch nicht erfüllbarer Nachweispflichten rechtssicher importiert werden können. \r\nDie einzige wirksame Lösung für die Branche bleiben gezielte Änderungen der relevanten Ver\r\npflichtungen für Importeure im Text der EU-Verordnung. Da die Grundlagen für eine Erfüllung der \r\nderzeit geltenden Verpflichtungen nicht bestehen und auch kurzfristig nicht geschaffen werden kön\r\nnen, sollte kurzfristig eine dreijährige Aufschiebung der Verpflichtungen gemäß Art. 28 Abs. 1 und \r\n2 sowie Art. 29 Abs. 1 erfolgen. Die durch die Aufschiebung gewonnene Zeit sollte für gezielte Ände\r\nrungen am Verordnungstext genutzt werden, so dass die Verpflichtungen ab dem neu gesetzten Da\r\ntum ihres Wirksamwerdens (Vorschlag: 01.01.2030) erfüllt werden können. Beispiele wie die EU-Ent\r\nwaldungsverordnung oder ETS II zeigen, dass fokussierte und begrenzte Korrekturen im europäischen \r\nRecht nicht nur möglich sind, insbesondere wenn die Bedingungen zur Erfüllung von Anforderungen \r\nnicht rechtzeitig vorliegen, sondern auch in wenigen Monaten umgesetzt werden können. \r\nNeben der Kommentierung aus Sicht der Importeure ist es uns wichtig, darauf hinzuweisen, dass die \r\nfehlenden Voraussetzungen für die Erfüllung bestimmter Pflichten der EU-Methanverordnung wie \r\nz.B. Akkreditierung und Standardsetzungen auch die Betreiber von Anlagen aller Glieder der Wert\r\nschöpfungskette in der EU betreffen, also auch nationale Produzenten, Speicher-, Transport- und Ver\r\nteilnetzbetreiber. Deshalb reicht auch hier ein Aussetzen von Sanktionen allein nicht aus. Gezielte \r\nAnpassungen des Verordnungstextes sind dort notwendig, wo die jetzigen Regelungen nicht fach- \r\nund sachgerecht sind sowie fehlende Grundlagen und technische Rahmenbedingungen unberück\r\nsichtigt lassen und auf der Regelungsebene unterhalb der Verordnung nicht geheilt werden können. \r\nEine Verschiebung des Wirkungsbereiches bis Ende 2029 wäre auch hier sinnvoll. Dort wo es möglich \r\nist, sollten Rechtsunklarheiten durch geeignete weitere Durchführungsrechtsakte geklärt werden. \r\nDurchführungsrechtsakte sollten vor der Einführung mit allen Stakeholdern auf Relevanz für die je\r\nweilige Branche (für Produzenten, Importeure, Speicher-, Transportnetz- und Verteilnetzbetreiber), \r\nauf die Machbarkeit und auf die Angemessenheit geprüft werden. \r\nDer BDEW bittet dringend darum, dass sich die Bundesregierung auf EU-Ebene dafür einsetzt, eine \r\ndreijährige Aufschiebung der Verpflichtungen gemäß Art. 28 Abs. 1 und 2 sowie Art. 29 Abs. 1. zu er\r\nreichen, die Unklarheiten in der Akkreditierung von Verifizierern zu beseitigen und die ausstehenden \r\n1 \r\nUmsetzungsrechtsakte und Standardisierungen rasch zu verabschieden. Wegen der fehlenden, for\r\nmell zu bestätigenden Grundlagen und begrenzten internationalen Kapazitäten für  \r\n• die Akkreditierung von Prüfstellen durch nationale und ausländische Akkreditierungsstellen,  \r\n• die Verifizierung der entsprechenden Gasmengen in Drittstaaten durch akkreditierte Prüf\r\nstellen und  \r\n• die Nutzung von Zertifikaten bei allen komplexen Lieferketten,  \r\nund der bis zu einer internationalen Verfügbarkeit dieser notwendigen Erfüllungsoptionen benötig\r\nten Zeit, können die Verpflichtungen der Importeure derzeit nicht eingehalten werden. \r\n2 KOM-Empfehlung zur Sanktionierung \r\nDie Empfehlung hat zum Ziel, den Mitgliedstaaten einen gemeinsamen Ansatz für die Verhängung \r\nvon Sanktionen gemäß Artikel 33 an die Hand zu geben, um Rechtsunsicherheit zu verringern und die \r\nEnergieversorgungssicherheit während der aktuellen Marktstörungen zu gewährleisten. Das Haupt\r\nproblem: Die Anforderungen der Verordnung an Importeure gelten uneingeschränkt weiter und die \r\ngrundsätzlichen Probleme bezüglich ihrer Erfüllung bleiben unerwähnt. Es wird den Mitgliedstaaten \r\nnur empfohlen, die Sanktionierung in den Jahren 2027–2029 im Kontext der kriegerischen Auseinan\r\ndersetzungen am Golf auszusetzen. Was genau nach einem möglichen Ende der Krise passiert und \r\nwie eine Gefahr für die Energieversorgungssicherheit festgestellt werden soll, bleibt unklar. Unab\r\nhängig von diesen praktischen Aspekten, befinden sich Importeure aber auch nach Anwendung der \r\nEmpfehlung akut in einem Zustand der Nichteinhaltung von Anforderungen mit den damit verbunde\r\nnen Reputations- und Rechtsrisiken. Die Einhaltung aller Gesetze und Regelungen ist Grundpfeiler \r\njedweder Geschäftstätigkeit, eine faktische Empfehlung der Kommission lediglich zum Aussetzen der \r\nSanktionierung nicht akzeptabel. Die dargestellten Risiken für die Unternehmen werden durch eine \r\nmögliche Aussetzung von Sanktionen nicht entkräftet und wirken direkt auf die anstehenden Be\r\nschaffungsentscheidungen, wobei eine vollständige Vermeidung dieser Risiken derzeit nur durch eine \r\nReduktion von Importen erreichbar scheint.  \r\n3 KOM-Empfehlung zu Mustervertragsklauseln und Zertifizierung \r\nDie Einführung von Zertifizierungslösungen, um auch bei komplexen Lieferketten Daten von Produ\r\nzenten zu erhalten, ist ein nötiger und positiver Schritt. Es bestehen jedoch weiterhin Probleme, die \r\neine rechtssichere Nutzung von Zertifikaten verzögern dürften: \r\n• Anhang 1. c) und 1.11: Die Produzenten müssen sowohl „nachweisen, dass sie die Anforde\r\nrungen der Verordnung (EU) 2024/1787 erfüllen“, als auch gegenüber externen Auditoren \r\nzeigen, dass sie die Anforderungen der Zertifizierer einhalten. Generell sollten diese Prüfun\r\ngen vom unabhängigen Zertifizierer durchgeführt und durch die Ausgabe des Zertifikats be\r\nstätigt werden. Es besteht daher die Gefahr, dass die geforderten Prüfungen den Prozess un\r\nnötig verzögern könnten. Eine weitergehende Klarstellung wäre entsprechend zu begrüßen. \r\n• Anhang 1.6.: Zertifizierer müssen die Registerdaten anderer Zertifizierer überprüfen. – Dies \r\nerfordert die Zusammenarbeit aller Anbieter für einen Austausch entsprechender Daten, z.B. \r\nüber Registerschnittstellen. Zudem bestehen bei Mitgliedsunternehmen erhebliche Beden\r\nken wegen der Vertraulichkeit der auszutauschenden Daten und der Zeit, die benötigt wird, \r\num diese Anforderungen umzusetzen. Aufgrund der gegenwärtigen Aufbauphase dieser Zer\r\ntifikate-Lösungen und des Aufwands für Produzenten, Zertifikate zu erstellen, erscheint das \r\nRisiko einer doppelten Ausstellung aktuell vergleichsweise gering und sollte über eine engere \r\nZusammenarbeit der zuständigen Behörden abgedeckt werden. Eine vereinfachte Über\r\ngangsregelung wäre daher wünschenswert, um eine weitere Verzögerung in der Verfügbar\r\nkeit dieser Lösungen zu vermeiden. \r\n• Anhang 1.12: Generell ist weiter unklar, wie und wie schnell Mitgliedstaaten die Konformität \r\nvon Zertifikaten eines Anbieters mit der Empfehlung feststellen können. Die zu erwartende \r\nnationale Umsetzung, sowie die durchaus gewünschte Abstimmung der Mitgliedstaaten un\r\ntereinander dürften diesen Prozess noch hinauszögern.   \r\n2 \r\n4 Hinweise zur nationalen Umsetzung \r\n• Beide Empfehlungen sind unverbindlich und müssen zunächst in nationale Vorschriften um\r\ngesetzt werden, um überhaupt Rechtskraft zu erlangen. Deswegen besteht die Gefahr einer \r\nFragmentierung zwischen den Mitgliedstaaten. \r\n• Die Empfehlung zur Zertifizierung ist aus Sicht des BDEW ein wichtiger Schritt und notwen\r\ndig, um die Einhaltung der Vorschriften in komplexen Lieferketten zu ermöglichen; einige An\r\nforderungen an Zertifizierer und Produzenten erscheinen jedoch übermäßig detailliert und \r\ndürften zu weiteren Verzögerungen führen, bevor diese Lösungen den Importeuren mit der \r\nerforderlichen Sicherheit zur Verfügung stehen. \r\n• Die Empfehlung zu Sanktionen bezieht sich nicht auf die fehlenden Möglichkeiten zur Einhal\r\ntung der Vorschriften für Importeure, sondern ausschließlich auf die kriegerischen Auseinan\r\ndersetzungen am Golf, und lässt alle Verpflichtungen der Importeure weiterhin bestehen. \r\n• Auch mit diesen Änderungen wird das Grundproblem nicht gelöst. Daher befinden sich Im\r\nporteure im Wesentlichen in einem Zustand der Nichteinhaltung, was mit Reputations- und \r\nRechtsrisiken verbunden ist, die sich auf Beschaffungsentscheidungen auswirken. \r\n3 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014739","regulatoryProjectTitle":"Regelungsvorschläge zur nachhaltigen Wasserpolitik in der 21. Legislaturperiode","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2d/b3/482981/Stellungnahme-Gutachten-SG2502190001.pdf","pdfPageCount":19,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Die Wasserwirtschaft\r\nim BDEW\r\nSchwerpunkte einer\r\n nachhaltigen Wasserpolitik\r\n Handlungsempfehlungen der Wasserwirtschaft für die 21. Legislaturperiode\r\nVorwort\r\nEs ist unbestritten, dass die öffentliche Wasserversorgung sowie die Entsorgung und Aufbereitung der Abwässer zu den herausragenden Aufgaben der Daseinsvorsorge zählen. Folgerichtig\r\nobliegt die Organisation der Aufgabenerfüllung\r\nden Kommunen. Sie sind frei zu entscheiden,\r\nob sie die Aufgabe unmittelbar selbst oder in\r\nPartnerschaft mit anderen Kommunen oder\r\nUnternehmen und in welcher Organisationsform\r\nwahrnehmen. Unabhängig davon gelten für\r\nalle Unternehmen im Wassersektor hinsichtlich\r\nQualität und Aufgabenerfüllung gleichwertige\r\nStandards und Vorgaben, sodass sich alle Bürgerinnen und Bürger in Deutschland wie auch die\r\nUnternehmen auf eine sichere und hochwertige\r\nDienstleistung verlassen können. Diese Zielsetzung soll auch zukünftig erreicht werden.\r\nAufgrund des Klimawandels und anderer Entwicklungen steht die Wasserwirtschaft vor enorm\r\ngroßen Herausforderungen. Umfangreiche Anpassungsmaßnahmen müssen in den nächsten\r\nJahrzehnten für Jahrzehnte umgesetzt werden,\r\num die öffentliche Wasserversorgung sowie Entsorgung und Aufbereitung von Abwasser weiterhin mit hoher Verlässlichkeit und einwandfreier\r\nQualität sicherzustellen.\r\nWesentliche Grundlage zur Sicherstellung der\r\nöffentlichen Wasserversorgung sowie Entsorgung\r\nund Aufbereitung von Abwasser ist der Rechtsrahmen. Dieser bedarf einer Anpassung und\r\nModernisierung des Wasserwirtschaftsrechts,\r\num eine zielgerichtete Steuerungswirkung\r\nauf die Bedürfnisse der nächsten Jahrzehnte\r\nzu entfalten.\r\nGerade weil die deutsche Wasserwirtschaft ihren\r\nAufgaben als Grundlage des gesellschaftlichen\r\nLebens wie auch der wirtschaftlichen Entwicklung in Deutschland mit hoher Expertise und\r\nVerlässlichkeit nachkommt, müssen ihre Belange\r\nweiterhin von besonders hoher Bedeutung und\r\nvorrangig betrachtet werden.\r\nDie Schutzbedürftigkeit der Wasservorkommen\r\nist sowohl qualitativ wie auch quantitativ sehr\r\nhoch. Beeinträchtigungen müssten so weit\r\nwie möglich vermieden werden. Themen der\r\nEnergiewirtschaft wie Geothermie oder Carbon\r\nCapture Storage (CCS) tangieren die Schutzbedürfnisse der Wasservorkommen immer\r\nhäufiger. Auch kritische Einträge von Nitrat aus\r\nder Landwirtschaft bis hin zu den sogenannten\r\nSpurenstoffen, induziert vor allem über Produkte\r\naus der Chemie- und Pharmaindustrie, stellen\r\ndie Wasserwirtschaft nicht nur vor neue Herausforderungen, sondern sind, wenn nicht umgesteuert wird, vor allem eine enorme zusätzliche\r\nKostenbelastung.\r\nVor diesem Hintergrund engagiert sich der\r\nBDEW als integrierter Fachverband für die Energieund Wasserwirtschaft seit vielen Jahren mit den\r\nund an der Seite der Mitgliedsunternehmen im\r\nInteresse aller für eine nachhaltige Wasserwirtschaft. Im respektvollen Dialog mit verantwortlichen Politikerinnen und Politikern im Parlament\r\nwie in der Regierung wollen wir, wegweisend für\r\ndie anstehende Legislaturperiode, Veränderungsund Anpassungsbedarfe aufzeigen.\r\nGemeinsam für eine nachhaltige Wasserund Abwasserpolitik!\r\nMartin Weyand\r\nMitglied der Hauptgeschäftsführung und\r\nHauptgeschäftsführer Wasser und Abwasser\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht\r\nmodernisieren und\r\nFolgen des Klimawandels\r\nbewältigen 6\r\n1.1 Nutzungsordnung 8\r\n1.2 Versorgungssicherheit – Investitionsbeschleunigung\r\nzugunsten von Klimawandelanpassungen 9\r\n1.3 Wasserwiederverwendung hygienisch und ökonomisch\r\nsinnvoll einsetzen 10\r\n1.4 Starkregen und Stadtentwicklung 11\r\n1.5 Ökologische Bewirtschaftungsziele – Vermeidung von\r\nStoffeinträgen an der Quelle und Minimierung\r\nder Einträge von der Herstellung bis zur Anwendung 12\r\n1.6 Finanzierung 13\r\n1.7 Bürokratieabbau und Digitalisierung über alle Ämter\r\nund Behörden und für die Wasserwirtschaft zuständigen\r\nöffentlichen Ebenen voranbringen 14\r\n2. Die novellierte EU-Richtlinie\r\nKommunales Abwasser\r\neins zu eins in\r\ndeutsches Recht überführen 16\r\n3. PFAS-Auswirkungen erfassen,\r\nkritische Einträge\r\nbestmöglich vermindern\r\nund vermeiden 18\r\n4. Vorsorge- und\r\nVerursacherprinzip\r\nendlich durchsetzen 20\r\n5. Nationale Wasserstrategie\r\nder Bundesregierung\r\npriorisieren und zügig\r\numsetzen 22\r\n6. Agrarpolitik endlich\r\ngewässerverträglich\r\ngestalten 24\r\n6.1 EU-Nitratrichtlinie nicht novellieren,\r\nsondern endlich konsequent umsetzen 25\r\n6.2 Wasserentnahmen priorisieren und\r\nnachhaltig steuern 26\r\n7. Kreislaufwirtschaft\r\nvoranbringen 28\r\n7.1 Energetische Nutzung von Klärschlamm und\r\nKlärgas als Erneuerbare Energie unterstützen 29\r\n7.2 Phosphorrecycling endlich ermöglichen 30\r\n8. Wasserstoffhochlauf,\r\nGeothermie sowie\r\nCarbon-Management und\r\nWasser gemeinsam denken 32\r\n8.1 Geothermie und Wasserstoffhochlauf dürfen\r\nWasserversorgung nicht beeinträchtigen 33\r\n8.2 Carbon-Management-Strategie darf den Schutz\r\nder Wasserressourcen nicht gefährden 34\r\n 1. Wasserwirtschaftsrecht\r\n modernisieren und\r\n Folgen des Klimawandels\r\n bewältigen \u001F\u001E\u001D\u001C \u001B\u001C\u001A\u0019\r\n\u001B\u001C\u001A\u0018\r\n\u001B\u001C\u001A\u0017\r\n\u001C\u0016\u001C\r\n\u001C\u0016\u0017\r\n\u001C\u0016\u0018\r\n\u001C\u0016\u0019\r\n\u001F\u0016\u0015\r\n\u001F\u0016\u001D\r\n\u001F\u001E\u001E\u001C \u001F\u0019\u001F\u001C \u001F\u0019\u0014\u001C \u001F\u0019\u0013\u001C \u0015\u001C\u001C\u001C \u0015\u001C\u0015\u0014\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ unter Berücksichtigung der nachfolgenden Punkte einen einheitlichen Entwurf eines modernisierten\r\nWasserwirtschaftsrechts vorzulegen.\r\nDeutschland steht in der Wasserwirtschaft an\r\neinem Wendepunkt. Der Klimawandel wirkt\r\nsich bereits jetzt durch trockenheitsbedingte\r\nVersorgungsspitzen neuer Dimension und bei\r\nAbwasser- und Abflussregimen von Gewässern\r\ndurch punktuelle erheblich veränderte Wassermengen aus. Auch qualitativ werden die Herausforderungen immer größer.\r\nDaher sind die Ver- und Entsorgungssysteme für\r\ndie nächsten Jahrzehnte strukturell, technisch\r\nund hinsichtlich der Dimension neu auszurichten.\r\nDazu braucht es ein konsistentes zukunftsfähiges\r\nund modernes Wasserwirtschaftsrecht, das in\r\nder Lage ist, eine zielgenaue Steuerungswirkung\r\nzu entfalten. Zudem ist die Nationale Wasserstrategie allein nicht ausreichend, um eine\r\nrechtssichere Umsetzung zu erreichen.\r\nDas aktuelle Wasserwirtschaftsrecht stammt in\r\nseiner Gesamtheit aus einer Zeit, in der der heute\r\nvorhandene und für die Zukunft erkennbare\r\nAnpassungsbedarf aufgrund des Klimawandels\r\nnicht Grundlage und Gegenstand des Regelungssystems war. Entsprechend der grundlegenden\r\ntechnischen und tatsächlichen Anpassungsbedarfe in der öffentlichen Wasserversorgung\r\nwie auch in der Abwasserbeseitigung und -aufbereitung ist es deshalb erforderlich das Wasserwirtschaftsrecht in seiner Gesamtheit auf den\r\nPrüfstand zu stellen und damit ein konsistentes\r\nWasserwirtschaftsrecht zu schaffen.\r\nGlobale Temperaturveränderung\r\nRelativ zum Durchschnitt von 1961–2010 (°C)\r\n1,6° Erwärmung in 2024\r\nQuelle: https://showyourstripes.info\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 6—7\r\n1.\r\n2.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ eine Verwaltungsvorschrift auf der Grundlage des Art. 84 Abs. 2 GG\r\nzur Sicherstellung einer Umsetzung des verfassungsrechtlich verankerten Vorrangs der öffentlichen Wasserversorgung zu erlassen,\r\n▶ ein Zulassungssystem zur Nutzung von Wasserressourcen zu\r\nregeln, dass eine der heutigen Bewilligung entsprechende Rechtsstellung für die öffentliche Wasserversorgung vorsieht,\r\n▶ die Zulassungsverfahren so zu gestalten, dass die Verfahrensdauer\r\nund der Verfahrensaufwand erheblich reduziert werden,\r\n▶ für eine Transparenz aller Wasserentnahmen zu sorgen (Industrie,\r\nLandwirtschaft etc.) und dafür ein Wasserregister aufzubauen.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ im Sinne eines Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes Regelungen\r\nfür Genehmigungsverfahren zu erarbeiten,\r\n▶ behördliche Genehmigungsverfahren zu verkürzen,\r\n▶ Umweltverträglichkeitsprüfungen zu beschleunigen,\r\n▶ vereinfachte Regelungen zur Nutzung von Grundstücken einzuführen,\r\n▶ eine erstinstanzliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte\r\nvorzusehen,\r\n▶ Die Bereitstellung finanzieller Mittel für Vorhalteleistungen zu klären.\r\n1.2 Versorgungssicherheit – Investitionsbeschleunigung zugunsten von Klimawandelanpassungen\r\nDie Aufgaben der öffentlichen Wasserversorgung\r\nsowie der Abwasserentsorgung und -aufbereitung\r\nsind als kommunale Pflichtaufgabe verstärkt\r\ndurch kommunale Zusammenarbeit zu lösen.\r\nZudem ist die Schnittstelle zur staatlichen\r\nGewässerbewirtschaftung so auszugestalten,\r\ndass die Gewässerbewirtschaftung dem Ziel der\r\nkommunalen Pflichtaufgabenerfüllung dient.\r\nDie sichtbaren Folgen des Klimawandels mit\r\nTrocken- und Hitzeperioden sowie Starkregenereignissen erfordern Unterstützung für Investitionen in die wasserwirtschaftliche Infrastruktur.\r\nIn den Jahren 2018 bis 2020 haben längere\r\nTrocken- und Hitzeperioden die Spitzenbedarfe\r\num 60 Prozent und mehr erhöht. Dadurch sind\r\ntechnische Engpässe entstanden, die viel\r\nBeachtung in den Medien gefunden haben.\r\nGenehmigungsverfahren insbesondere für Fernwasser- und lokale Anbindungsleitungen müssen\r\ndazu dringend vereinfacht und beschleunigt\r\nwerden. Hierzu brauchen wir im Sinne eines\r\nInfrastrukturbeschleunigungsgesetzes für Wasser\r\nNeuregelungen, die analog zum Ausbau Erneuerbarer Energien die Verfahren zum Bau für Infrastruktur beschleunigen, Finanzierungsthemen\r\nfür Vorhalteleistungen klären, vereinfachte\r\nRegelungen zur Nutzung von Grundstücken\r\nvorsehen und eine erstinstanzliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte enthalten.\r\n1.1 Nutzungsordnung\r\nDie verschiedenen Nutzungen von Wasserressourcen mit unterschiedlichen Nutzungsinteressen und die Zulassungssystematik sind zu\r\nbetrachten. Dabei ist dem verfassungsrechtlich\r\nverankerten Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung gerecht zu werden. Auch ein modernes\r\nZulassungssystem muss den verfassungsrechtlich geschützten besonderen Belangen der\r\nöffentlichen Wasserversorgung gerecht werden.\r\nDer verfassungsrechtlich gebotene und\r\nabgesicherte Vorrang der öffentlichen\r\nWasserversorgung bei der Nutzung von\r\nWasserressourcen muss im Vollzug und\r\nbei Erteilung und Ausgestaltung der Wassernutzungsrechte konsequent umgesetzt\r\nwerden, um die Versorgungssicherheit zu\r\ngewährleisten. Bestehende Defizite im\r\nVollzug sollten beseitigt werden.\r\nAuch wenn dies noch kein Zeichen einer\r\nbundesweiten Ressourcenknappheit ist,\r\nbedarf es durch Anpassung von Leitungen,\r\nHochbehältern, Aus- bzw. Neubau von\r\nTalsperren, Ausweisung von Wasserschutzgebieten und Wasserwerken zeitnahen\r\nHandelns.\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 8—9\r\n1.3 Wasserwiederverwendung hygienisch und ökonomisch sinnvoll einsetzen\r\nDie Trennung von Trinkwasserversorgung und\r\nAbwasserentsorgung seit dem 19. Jahrhundert\r\nhat entscheidend dazu beigetragen, dass Krankheiten wie Cholera und Typhus maßgeblich eingedämmt und damit die Lebenserwartung der\r\nMenschen erheblich gesteigert werden konnten.\r\nNeben der Coronapandemie haben auch die\r\nVogelgrippe sowie der EHEC-Erreger gezeigt,\r\ndass sich die bestehenden hohen hygienischen\r\nAnforderungen der Wasserversorgung absolut\r\nbewährt haben. Denn Trinkwasser dient auch\r\nzum Waschen von Händen, Lebensmitteln\r\nund Wäsche.\r\nDies darf auch durch die EU-Verordnung zur\r\nWasserwiederverwendung, die seit Juni 2023 in\r\nKraft ist, nicht gefährdet werden. Die zusätzliche\r\ndeutsche Umsetzung muss gewährleisten, dass\r\nhohe Qualitätsanforderungen für eine mögliche\r\nWiederverwendung vor allem in der Landwirtschaft gelten. Es darf dabei jedoch zu keinen\r\nSchadstoff- oder Vireneinträgen in die Wasserschutzgebietszonen kommen.\r\nEine Wasserwiederverwendung sollte darüber\r\nhinaus vorrangig für (geschlossene) Industrieprozesse gelten, in denen Trinkwasserqualität\r\nnicht erforderlich ist und die Gesundheit von\r\nMenschen nicht beeinträchtigt werden kann.\r\n1.4 Starkregen und Stadtentwicklung\r\nStarkregen und Überschwemmungen sowie länger\r\nanhaltende Trockenheiten markieren seit mehr als\r\nzwei Jahrzehnten deutliche Veränderungen im bis\r\ndahin eher weniger beachteten Wasserhaushalt\r\nunseres Landes. Nicht alles ist dabei dem Klimawandel zuzuordnen. Allen Studien zufolge, die auch\r\nkonkrete Perspektiven in den Ländern beleuchten,\r\nbesteht in Summe bundesweit für die nächsten\r\nzwei bis drei Jahrzehnte keine unmittelbare Wasserknappheit. Allerdings hat sich, nicht erst mit den\r\neinschneidenden Ereignissen im Ahrtal, die Art\r\nund Weise der Niederschlags- und Trockenwetterereignisse vor allem lokal und regional drastisch\r\nverändert. Extreme nehmen zu, die sich durch den\r\nfortschreitenden Klimawandel weiter forcieren\r\nwerden. Hiervon ist die Wasserwirtschaft massiv\r\nbetroffen, für erfolgversprechendes Handeln jedoch\r\nauf die Kooperation mit anderen angewiesen.\r\nSo müssen bereits bei der Städteplanung die\r\nFolgen des Klimawandels stärker berücksichtigt\r\nwerden. Eine nachhaltige Gewässerschutzpolitik\r\nmuss die Möglichkeiten verbessern, Wasserressourcen zu erneuern. Vor allem muss der\r\nWasserrückhalt in der Fläche verbessert werden.\r\nEs braucht Versickerungsflächen, damit das Wasser dezentral in den Boden sickern, Grundwasserressourcen erneuern und von Pflanzen aufgenommen werden kann. Die weitere massive Zunahme\r\nder Versiegelung muss dringend gestoppt werden.\r\nFlutrinnen, Retentionsräume oder multifunktional\r\ngenutzte Flächen können die Auswirkungen von\r\nStarkregenereignissen im urbanen Raum abmildern, ebenso die Begrünung von Dächern und\r\nFassaden. Zugleich fördert diese Maßnahmen\r\nfür prognostizierte Zunahmen von Hitzezeiten\r\nKühlungsmöglichkeiten in urbanen Räumen.\r\nFür all dies braucht es ein umfassendes Regenwasserkonzept. Sinnvoll ist zudem die Schaffung\r\nund Förderung von Regenwasseragenturen für\r\nLandkreise, Städte und Gemeinden, welche u. a.\r\nder Verknüpfung unterschiedlicher behördlicher\r\nZuständigkeiten für Wasserwirtschaft, Bauen und\r\nländliche Entwicklung dienen sollen.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ der Hygiene zum Schutz des Menschen bei der öffentlichen\r\nWasserversorgung Vorrang einzuräumen, um Infektionen vorzubeugen,\r\n▶ die Wasserwiederverwendung für industrielle Produktionsprozesse zu\r\npriorisieren,\r\n▶ die Wasserwiederverwendung, besonders durch die Landwirtschaft, in den Wasserschutzgebietszonen sowie in\r\ndarüberhinausgehenden Trinkwassereinzugsgebieten\r\nzu verbieten.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ städtebauliche Konzepte, wie das der Schwammstädte, zu fördern,\r\nauch finanziell, und die Wasser- und Abwasserwirtschaft mitzudenken,\r\n▶ Maßnahmen zur Begrenzung der Auswirkung von Starkregen im\r\nurbanen Raum finanziell zu fördern,\r\n▶ Genehmigungsvorgaben so anzupassen, dass Neubauten nur mit\r\nVersickerungsmöglichkeiten vor Ort zulässig sind (z. B. Sickerschächte,\r\nAnger, durchlässige Bodenmaterialien),\r\n▶ in verdichteten Städtelagen die Begrünung von Dach oder Fassadenflächen zu fördern,\r\n▶ beim Neubau: der Verdichtung Vorrang vor der Neuerschließung von Flächen einzuräumen,\r\n▶ den Rückbau von Entwässerungsdrainagen zu prüfen und\r\nzu fördern,\r\n▶ Regenwasseragenturen einzurichten und finanziell zu fördern,\r\n▶ Kommunen und Wasserwirtschaft bei der Durchführung von\r\nSensibilisierungskampagnen zum Schutz vor Hochwasser\r\nund Überflutungen sowie vor Hitzewellen im urbanen Raum\r\nzu unterstützen.\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 10—11\r\n1.6 Finanzierung\r\nZur Umsetzung der klimawandelbedingten\r\nAnpassungsmaßnahmen bedarf es ausreichender\r\nFinanzierungsinstrumente.\r\nZudem sind die erhöhten Anforderungen im\r\nRahmen der Wasseraufbereitung aufgrund von\r\nSpurenstoffen verursachergerecht zu finanzieren.\r\nIn diesem Zusammenhang ist verursachergerecht\r\ndie Herstellerverantwortung in den Mittelpunkt zu\r\nstellen. Hersteller von Stoffen, die bei der öffentlichen Wasserversorgung und der Abwasseraufbereitung Kosten der Aufbereitung verursachen,\r\nsind im Rahmen der Erweiterten Herstellerverantwortung an den Kosten zu beteiligen.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ durch ordnungsrechtliche Maßnahmen den Eintrag von für die\r\nGewässer problematischen Stoffen bereits bei der Produktion\r\nbzw. an der Quelle zu reduzieren (z. B. Verwendung von Bioziden,\r\nvon Antibiotika in der Tiermast, von Mikroplastik, getrennte\r\nErfassung von Röntgenkontrastmitteln über Urinauffangsysteme),\r\n▶ die ökologische Abbaubarkeit bei der Zulassung von Medikamenten\r\nrechtlich zu verankern,\r\n▶ einen Nutzungskatalog bei der Verwendung von umweltverträglichen Medikamenten, analog zur Vorgehensweise in Schweden,\r\nrechtsverbindlich zu erstellen.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert, Siehe hierzu auch Kapitel 3 und 4.\r\n▶ rechtliche Finanzierungsinstrumente für die Investitionen in\r\nklimawandelbedingte Anpassungsmaßnahmen für die Wasserinfrastruktur zu schaffen,\r\n▶ rechtliche Grundlagen für Fördermittel und Zuschüsse für\r\nWasserinfrastruktur zu schaffen und auszubauen,\r\n▶ die Erweiterte Herstellerverantwortung über die Kommunale\r\nAbwasserrichtlinie hinaus weiterzuentwickeln und umzusetzen,\r\n▶ verbunden mit einer Erweiterten Herstellerverantwortung auch im\r\nBereich der öffentlichen Wasserversorgung Hersteller bestimmter\r\nStoffe an den Aufbereitungskosten zu beteiligen.\r\nFonds\r\n1.5 Ökologische Bewirtschaftungsziele – Vermeidung von Stoffeinträgen an der Quelle\r\nund Minimierung der Einträge von der Herstellung bis zur Anwendung\r\nDer anthropozentrische Umweltschutz beinhaltet die Nutzung der Umwelt durch den\r\nMenschen in nachhaltiger und damit ökologisch\r\nverträglicher Weise. In diesem Sinne ist sicherzustellen, dass die öffentliche Wasserversorgung\r\nsowie Abwasserentsorgung und -aufbereitung als\r\nLebensgrundlage des Menschen, Sicherung\r\ndes Wohlstands und der wirtschaftlichen\r\nEntwicklung langfristig gesichert werden\r\nkönnen. Dazu bedarf es eines qualitativen\r\nund quantitativen Gewässerschutzes und\r\nzugleich der Möglichkeit der Nutzung der\r\nGewässer für den besonderen Allgemeinwohlbelang der öffentlichen Wasserversorgung und\r\nder Abwasserentsorgung und -aufbereitung.\r\nGewässer müssen vor Verschmutzung geschützt\r\nwerden. Dies fängt bei der Quelle der Verschmutzung an. Vorsorgeprinzip und Verursacherprinzip\r\nmüssen daher gestärkt werden.\r\nDies gilt für Arzneistoffe, Kosmetikprodukte und\r\ngenerell Spurenstoffe sowie Mikroplastik oder\r\nantibiotikaresistente Bakterien, die sich persistent, bioakkumulativ oder sogar ökotoxisch im\r\nÖkosystem Gewässer verhalten. Es macht keinen\r\nSinn, Gewässer erst zu verschmutzen, um diese\r\nanschließend mit hohem Energie und Kostenaufwand zu reinigen. Dies war Konsens in den\r\nletzten beiden Bundesregierungen und diese\r\nPosition setzt sich zunehmend in der EU durch.\r\nFonds-Lösung zu Spurenstoffen\r\nEinträge von Spurenstoffen\r\nFinanzierung von Maßnahmen\r\nnach Verursacherprinzip\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 12—13\r\n1.7 Bürokratieabbau und Digitalisierung über alle Ämter und Behörden und für\r\ndie Wasserwirtschaft zuständigen öffentlichen Ebenen voranbringen\r\nAls Folge des öffentlich dominierten Ordnungsrahmens stehen die Unternehmen des Wassersektors mit zahlreichen Ämtern, mit der kommunalen Ebene, der Landes- und Bundesebene in\r\nengem Austausch. Zahlreiche BenchmarkingProjekte sowie das Branchenbild der Wasserwirtschaft schaffen Transparenz und unterstreichen\r\ndie Leistungsfähigkeit.\r\nErheblich zugenommen haben in den letzten\r\nJahren jedoch Dokumentations- und Nachweispflichten, die nicht selten aus unterschiedlichen\r\neuropäischen Richtlinien abgeleitet und nicht\r\nimmer kohärent sind. Hinzu kommen die, wie\r\nbspw. im Wasserhaushaltsgesetz, teilweise unterschiedlichen Umsetzungen auf Länderebene.\r\nBundesweite Vereinheitlichungen, die Reduktion von kleinteiligen Nachweisführungen und\r\ndie durchgängige Digitalisierung von Prozessen\r\nwürden helfen, bürokratischen Aufwand zu\r\nvermindern, ohne dabei qualitative Einbußen\r\nhinnehmen zu müssen.\r\nDie Wasserwirtschaft agiert im Auftrag des\r\nGesetzgebers per se im Sinne der Nachhaltigkeit.\r\nSie ist gehalten, ihre Dienstleistung der Wasserver- und Abwasserentsorgung in hoher Qualität,\r\nabsolut versorgungssicher und preiswürdig für\r\nalle Bürgerinnen und Bürger sowie bedarfsorientiert für Unternehmen bereitzustellen. Gleichzeitig trägt sie eine hohe Verantwortung für\r\nUmwelt- und insbesondere für Gewässerschutz.\r\nVor diesem Hintergrund begrüßt die Wasserbranche generell die Nachhaltigkeitsorientierung, die sich auch in Berichterstattungen\r\nniederschlägt. So hat der BDEW gemeinsam\r\nmit VKU, DWA und DVGW einen Leitfaden für\r\ndie Branche zur Umsetzung der European\r\nSustainability Reporting Standards (ESRSStandard) zur CSRD erarbeitet, mit nicht\r\nunerheblichem Zeitaufwand. Das anstehende\r\nCSRD-Umsetzungsgesetz schafft nun nicht\r\nnur Unklarheit für berichtspflichtige Unternehmen, sondern parallel bestehende, in\r\nTeilen redundante Berichtspflichten konterkarieren auch die eigentliche Zielstellung\r\nund verursachen unnötigen Aufwand.\r\nDies sollte sich zeitnah ändern.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ den Bürokratieabbau insbesondere durch den Abbau von Berichts- und\r\nDokumentationspflichten voranzubringen,\r\n▶ die Digitalisierung von Verwaltungshandeln zu beschleunigen,\r\n▶ das CSRD-Umsetzungsgesetz zeitnah zu beschließen und dabei für die\r\nersten drei Jahre des Hochlaufes die Prüf- und Testierungspflicht insoweit\r\nzu lockern, dass einer generellen Testierung des Lageberichts auch bei\r\nmöglichen Mängeln am Anfang nichts entgegensteht,\r\n▶ sich auf EU-Ebene sowie in der nationalen Umsetzung dafür einzusetzen,\r\ndass weitere Berichterstattungspflichten, die aus dem Lieferketten- oder\r\ndem Energieeffizienzgesetz sowie der Taxonomie entstehen, vermindert\r\nwerden bzw. mit der Berichterstattung zur CSRD erledigt sind,\r\n▶ für nicht berichterstattungspflichtige Unternehmen,\r\ndie dennoch gegenüber Lieferpartnern oder Banken\r\nNachweise führen müssen, über einen freiwilligen\r\nVSME-Standard (Voluntary Sustainability Reporting\r\nStandards for Small and Medium Enterprises) eine\r\nebensolche „Verdichtung“ in einer Berichterstattung\r\nzu ermöglichen,\r\n▶ sich auf EU-Ebene dafür einzusetzen, dass der von der\r\ndeutschen Wasserwirtschaft gemeinsam erarbeitete\r\nStandard anerkannt und nicht, wie angekündigt für\r\nca. 2026, durch einen auf EU-Ebene erarbeiteten Sektorstandard ersetzt wird.\r\n1. Wasserwirtschaftsrecht modernisieren und Folgen des Klimawandels bewältigen 14—15\r\n 2. Die novellierte EU-Richtlinie\r\n Kommunales Abwasser eins zu eins\r\n in deutsches Recht überführen\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ bei der Umsetzung in nationales Recht deutsche Sonderwege\r\nzu vermeiden,\r\n▶ die Herstellerverantwortung zügig umzusetzen, da sie die\r\nfinanzielle Voraussetzung für die 4. Reinigungsstufe bildet,\r\n▶ zur Umsetzung der Herstellerverantwortung ein Fondsmodell\r\nvorzusehen. Hierzu hat der BDEW ein entsprechendes Modell\r\nvorgelegt. Zur Steuerung und Umsetzung des Fonds plädiert der\r\nBDEW für eine privatrechtliche Lösung, bspw. analog zur Schlichtungsstelle Energie, über einen Trägerverein,\r\n▶ bei der Umsetzung der 4. Reinigungsstufe für die Kläranlagen den\r\nrisikobasierten Ansatz gemäß den Vorgaben des nationalen Spurenstoffdialogs konsequent umzusetzen. Dies gilt sowohl für die\r\nBestimmung der Reihenfolge des Ausbaus der großen Kläranlagen\r\nals auch für die Priorisierung bei den kleineren Kläranlagen,\r\n▶ die Überwachungsmethodik zur Einhaltung der Vorgaben für\r\nStickstoff (Nges) und Phosphor (Pges) europäisch zu vereinheitlichen. Dies bedeutet, die qualifizierte Stichprobe als deutschen\r\nSonderweg jetzt abzuschaffen,\r\n▶ sich bei der Umsetzung der Vorgaben zum integrierten Regenwassermanagement am deutschen Regelwerk zu orientieren. Der\r\nBDEW wendet sich zudem nachdrücklich gegen eine einseitige\r\nPräferenz für ein bestimmtes Entwässerungssystem und gegen\r\nden Vorrang von Trennsystemen vor Mischsystemen,\r\n▶ Investitionen in Erneuerbare Energien stärker zu fördern und\r\nGenehmigungsverfahren für ihren Ausbau auf Kläranlagen bzw.\r\ndazugehörigen Off-site-Anlagen weiter zu beschleunigen, um\r\ndas geforderte Ziel der Energieneutralität erreichen zu können,\r\n▶ Klärgas von der EU als Erneuerbare Energie für alle Leistungsgrößen der Elektrizitätserzeugung anerkennen zu lassen. Die\r\nBundesregierung muss sich bei der EU-Kommission für die Wiederherstellung der Freistellung vor dem 01.01.2024 einsetzen.\r\n▶ bei den Informationspflichten analog zur Trinkwasserrichtlinie\r\neine Umsetzung durch die Branche im Rahmen eines Wasserportals zu befürworten.\r\nDeutschland hat nach dem Inkrafttreten\r\nder EU-Richtlinie Kommunales Abwasser\r\n30 Monate Zeit, um diese in nationales Recht\r\numzusetzen; die Herstellerverantwortung\r\nmuss nach 36 Monaten operativ sein.\r\nBesonders begrüßt der BDEW, dass die Erweiterte\r\nHerstellerverantwortung in den EU-Rechtsrahmen\r\naufgenommen wurde. Dies ist ein umweltökonomischer Meilenstein für eine moderne und\r\nverursachergerechte Abwasserbewirtschaftung\r\nder kommenden Jahrzehnte. Damit wird das Verursacherprinzip rechtskräftig umgesetzt und eine\r\nfaire Kostenteilung für die Abwasserbehandlung\r\ngewährleistet. Vor allem jedoch werden Anreize\r\nfür die Entwicklung umweltschonender Grundstoffe und Produkte geschaffen, die zukünftig\r\nkritische Einträge von vornherein vermindern\r\nund vermeiden sollen.\r\n2. Die novellierte EU-Richtlinie Kommunales Abwasser eins zu eins in deutsches Recht überführen 16—17\r\n 3. PFAS-Auswirkungen erfassen,\r\n kritische Einträge bestmöglich\r\n vermindern und vermeiden\r\nDie besonderen chemischen Eigenschaften der\r\nper- und polyfluorierten Chemikalien (PFAS) als\r\nsogenannten Ewigkeitschemikalien machen diese für viele technische Anwendungen attraktiv.\r\nDa PFAS sehr langlebig sind und sich in Umwelt\r\nund Körpern akkumulieren, gefährden sie jedoch\r\nMensch und Umwelt in besonders besorgniserregendem Maße. Eine technische Entfernung\r\nvon PFAS aus Nahrung, aus Trinkwasser oder\r\nder Umwelt ist nicht oder wenn überhaupt nur\r\nunter sehr hohen Kosten und mit sehr hohem\r\nRessourcenverbrauch möglich (Energie, Materialaufwand, Wasserbedarf etc.). Die Europäische\r\nChemikalienagentur ECHA prüft zurzeit den von\r\nmehreren Mitgliedstaaten eingereichten Beschränkungsvorschlag für die Stoffgruppe PFAS.\r\nNach Auffassung des BDEW muss dies im Rahmen pragmatischer Lösungen erfolgen, die mit\r\ndem Schutz der Bestandsanlagen, mit Übergangsfristen und Ausnahmeregelungen sowie\r\nBest-Practice-Beispielen sowohl die technischen\r\nAnforderungen der Energiewirtschaft – insbesondere mit Blick auf die notwendige Geschwindigkeit bei der Umsetzung der Energiewende – als\r\nauch die Schutzwürdigkeit der Umwelt, insbesondere der Trinkwasserressourcen und der\r\nmenschlichen Gesundheit widerspiegeln.\r\nDie Wasserwirtschaft ist jedoch schon heute von\r\nden PFAS-Belastungen aufgrund der Grenzwertvorgaben beim Trinkwasser und aufgrund der\r\ndamit verbundenen Kosten für die Aufbereitung\r\nmaßgeblich betroffen. Konkrete Beispiele zeigen,\r\ndass hieraus Preissteigerungen für die Bürgerinnen und Bürger von rund 20 Prozent zu erwarten\r\nsind. Darüber hinaus ist die Aufnahme von PFAS\r\nnicht über Trinkwasser, sondern nach heutigem\r\nKenntnisstand über die Nahrungsmittel der\r\nentscheidende Faktor für die Belastung des\r\nMenschen. Eine Absenkung von Grenzwerten\r\nbei Trinkwasser kann dies nicht kompensieren.\r\nLokale Aufbereitungsanforderungen von PFAS\r\nim Trinkwasser werden auch weiterhin erforderlich bleiben, weil kein vollständiges PFAS-Verbot\r\nzu erwarten ist. Deshalb muss es aus Sicht des\r\nBDEW eine verursachergerechte Finanzierung\r\nder bereits jetzt und zukünftig entstehenden\r\nAufbereitungskosten durch ein Fondsmodell\r\nim Sinne der Herstellerverantwortung geben.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ sich für eine pragmatische Umsetzung des EU-Beschränkungsvorschlags für die gesamte Stoffgruppe PFAS einzusetzen, die\r\nmit dem Schutz der Bestandsanlagen, mit Übergangsfristen und\r\nAusnahmeregelungen sowie Best-Practice-Beispielen sowohl die\r\ntechnischen Anforderungen der Energiewirtschaft als auch die\r\nSchutzwürdigkeit unserer Trinkwasserressourcen widerspiegelt,\r\n▶ sich gegen eine weitere Absenkung des PFAS-Grenzwerts für Trinkwasser einzusetzen, da Nahrungsmittel die Haupteintragsquelle\r\nfür Menschen sind und sonst Trinkwasserpreise stark steigen\r\nkönnten,\r\n▶ eine Strategie zur Bewältigung der PFAS-Belastung unter Berücksichtigung der hohen Kosten und des Energiebedarfs zu erarbeiten,\r\n▶ die Erweiterte Herstellerverantwortung zur Finanzierung der\r\nPFAS-bedingten Aufbereitungskosten der öffentlichen Wasserversorgung im Sinne des Verursacherprinzips kurzfristig einzuführen,\r\n▶ durch Forschung und Entwicklung Alternativen an der Seite der\r\nUnternehmen anzustoßen,\r\n▶ durch Forschung für mehr Transparenz in den Wirkweisen und\r\nEintragspfaden zu sorgen.\r\nder Erwachsenen in Deutschland\r\nnehmen täglich bereits mehr PFAS\r\nauf, als toxikologisch tolerierbar ist.\r\n50%\r\n3. PFAS-Auswirkungen erfassen, kritische Einträge bestmöglich vermindern und vermeiden 18—19\r\n 4. Vorsorge- und\r\n Verursacherprinzip\r\n endlich durchsetzen\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ durch übergreifende Zusammenarbeit zwischen Umwelt- und\r\nGesundheitsministerium die Möglichkeiten der Minderung kritischer\r\nArzneimitteleinträge zu prüfen, darunter die Einführung von Klinikapothekerinnen und -apothekern, welche die Arzneimittelgaben\r\njeder Patientin und jedes Patienten überprüfen, die Einführung von\r\nUnit-Dose-Systemen oder die Erarbeitung möglicher alternativer\r\nEmpfehlungslisten für Arzneimittel mit geringerer Schadstoffwirkung\r\nbei gleicher gesundheitlicher Wirkung,\r\n▶ die pharmazeutische Ausbildung im Medizinstudium, um diese\r\nWirkzusammenhänge zu ergänzen, entweder direkt oder in nachgeordneten Qualifikationen,\r\n▶ an der Seite der Wasserwirtschaft für eine sachgerechte Entsorgung\r\nvon Altmedikamenten Sorge zu tragen.\r\nAufklärung, Forschung und Innovationen insbesondere im Medizinsektor voranbringen\r\nVor dem Hintergrund der demografischen Entwicklungen und des bisherigen Umgangs mit\r\nMedikamenten besteht ein nicht unerhebliches\r\nRisiko, dass Schadstoffeinträge aus diesem Sektor\r\nüber das Verbrauchsverhalten weiter steigen.\r\nPraxisuntersuchungen zeigen jedoch, dass es\r\nin Zusammenarbeit mit Medizinerinnen und\r\nMedizinern gelingen kann, Einträge zu mindern,\r\nohne gesundheitliche Risiken für Patientinnen\r\nund Patienten in Kauf zu nehmen.\r\nEin Modellvorhaben in Sachsen zeigt durch\r\nAufklärung zur Entsorgung von Medikamenten,\r\ndurch die Einführung von Klinikapothekerinnen\r\nund -apothekern sowie durch alternative Produkte in der Verschreibung Wege zur Minderung\r\nkritischer Arzneimitteleinträge auf.\r\nAnstieg wird es bis 2045 laut\r\nPrognosen voraussichtlich geben.\r\nCa.70%\r\n4. Vorsorge- und Verursacherprinzip endlich durchsetzen 20—21\r\n 5. Nationale Wasserstrategie\r\n der Bundesregierung priorisieren\r\n und zügig umsetzen\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ die oben genannten priorisierten Maßnahmen zügig anzugehen,\r\n▶ inhaltliche Kohärenz zu gesetzlichen Vorhaben, wie in der\r\nKommunalen Abwasserrichtlinie, zu berücksichtigen,\r\n▶ die Punkte, soweit sie normative Regelungen erfordern, in der\r\nModernisierung des Wasserwirtschaftsrechts zu berücksichtigen\r\n(siehe Kapitel 1).\r\nDie bisherige Bundesregierung hat, aufbauend auf einem breiten Dialogprozess mit verschiedenen Stakeholdern, darunter die Wasserwirtschaft, in 2023 eine\r\n„Nationale Wasserstrategie“ (NWS) vorgelegt und deren Maßnahmen im Herbst 2024 priorisiert. Eine konkrete Umsetzung steht bedauerlicherweise noch aus.\r\nTransparenz aller Wasserentnahmen verbessern, Wasserregister aufbauen und\r\nAbbau von Ausnahmen von der Erlaubnispflicht bei Grundwasserentnahmen\r\nPrognosefähigkeit der Wasserhaushaltsanalysen verbessern sowie Leitlinien\r\nfür den Umgang mit Wasserknappheit entwickeln\r\nVorrang für die öffentliche Wasserversorgung bei Mangellage\r\nexplizit in einer Verwaltungsvorschrift nach Art. 84 Abs. 2 GG verankern Einführung der Erweiterten Herstellerverantwortung\r\nVermeidung von Spurenstoffen\r\nVerursacherprinzip stärken\r\nRückgewinnung von Nährstoffen aus Abwasser und Klärschlamm voranbringen\r\nStärkung der Verwaltung auf allen Ebenen durch\r\nübergreifende Digitalisierung\r\nBewusstsein für die Ressource Wasser fördern\r\nAufbau eines Netzwerks von Erlebnis- und Lernorten mit Schwerpunkt\r\nWasserthemen sowie Wasserthemen in der Schulbildung stärken\r\nLeitbild der „wassersensiblen Stadt“ weiterentwickeln\r\nund in Umsetzung bringen\r\nWasserfernleitungen und Infrastrukturmaßnahmen im Sinne des verfassungsrechtlich verankerten Vorrangs der öffentlichen Wasserversorgung beschleunigen und privilegieren sowie für die Finanzierung dieser Vorhalteleistungen Sorge tragen\r\nDer BDEW sieht die folgenden Priorisierungen als notwendig an:\r\n5. Nationale Wasserstrategie der Bundesregierung priorisieren und zügig umsetzen 22—23\r\n 6. Agrarpolitik endlich\r\n gewässerverträglich gestalten\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ das EuGH-Urteil vom 21.06.2018 vollständig in nationales Recht umzusetzen\r\nund das Düngegesetz entsprechend zu novellieren,\r\n▶ Initiativen einzuleiten, die die Nitrateinträge rasch senken, um weitere\r\nnegative Auswirkungen auf Boden und Grundwasser zu verhindern,\r\n▶ die Stoffstrombilanz und das Monitoring im Rahmen\r\neines Düngegesetzes sowie die damit verbundenen Verordnungen zeitnah zu verabschieden.\r\n6.1 EU-Nitratrichtlinie nicht novellieren, sondern endlich konsequent umsetzen\r\nDeutschland verletzt die EU-Nitratrichtlinie seit\r\nJahrzehnten, obgleich klar ist, dass die Nitratverschmutzung weiterhin das Hauptproblem\r\nfür den Grundwasserschutz darstellt. So weisen\r\n25,6 Prozent der Messstellen des Nitratmessnetzes\r\nder Europäischen Umweltagentur (EUA)im Mittel\r\nKonzentrationen größer 50 mg NO3/L auf. Der\r\nGrenzwert liegt bei 50 mg NO3/L. Zudem zeigen\r\n32,7 Prozent der Messstellen einen Anstieg der\r\nNitratbelastung (Quelle: Nitratbericht 2024 der\r\nBundesregierung).\r\nWegen Nicht-Umsetzung der EU-Nitratrichtlinie,\r\ndie seit über 34 Jahren nicht den EU-Vorgaben\r\nentspricht, verurteilte der EuGH die Bundesrepublik Deutschland im Jahr 2018. Die nachfolgende Gesetzgebung ist bis heute nicht\r\nabgeschlossen.\r\nDerzeit prüft die EU-Kommission darüber hinaus\r\neine Novelle der EU-Nitratrichtlinie. Aus Sicht\r\ndes BDEW sind Zielsetzung und Maßnahmen\r\nder Nitratrichtlinie weiterhin angemessen und\r\nim Sinne des Grundwasserschutzes auch zielführend. Deshalb bedarf es keiner Novelle,\r\nsondern endlich einer konsequenten Umsetzung\r\ngültigen Rechts.\r\nalso erst im Jahr 2120 würde\r\nder Grenzwert vom 50 mg NO3/L im\r\nganzen Land erreicht, wenn die\r\nNitratwerte weiterhin alle vier Jahre\r\num 1,1 Prozentpunkte sinken.\r\nIn 95Jahren\r\nJahr 2120,\r\n6. Agrarpolitik endlich gewässerverträglich gestalten 24—25\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ für die Landwirtschaft die gleichen\r\nAnforderungen an die wasserrechtliche Genehmigung vorzusehen und\r\nanzuwenden wie für die Wasserversorgungsunternehmen bzw. die\r\nanderen Unternehmenssektoren,\r\n▶ Regelungen zu etablieren, die die\r\ntatsächlichen Entnahmen erfassen,\r\ndokumentieren und überwachen.\r\n6.2 Wasserentnahmen priorisieren und nachhaltig steuern\r\nEs besteht eine Diskrepanz zwischen öffentlicher\r\nWasserversorgung und Entnahmen durch die\r\nLandwirtschaft u. a. zur Bewässerung. Während\r\ndie öffentliche Wasserversorgung ihre Wasserrechte durch aufwendige Genehmigungsverfahren erhält, werden Bewässerungen in der\r\nLandwirtschaft als vermeintliche Klein oder\r\nEigengebrauchsentnahmen kaum kontrolliert.\r\nVor dem Hintergrund vor allem klimawandelbedingter, aber auch länger anhaltender Wasserverfügbarkeitsprobleme oder direkter Knappheitssignale ist es von hoher Bedeutung, Transparenz über Entnahmen zu schaffen. Daher\r\nsind an die wasserrechtliche Genehmigung und\r\nÜberwachung der Nutzung in der Landwirtschaft\r\ndie gleichen Anforderungen zu stellen wie an\r\ndie öffentliche Wasserversorgung bzw. an die\r\nWasserentnahmen durch die anderen Unternehmenssektoren. Die tatsächlichen Wasserentnahmen sind zu erfassen und zu dokumentieren.\r\nZudem sind beim Vollzug Defizite abzubauen\r\nund die Entnahmen verstärkt behördlich zu\r\nüberwachen.\r\nentnahmen die Energieversorger\r\nfür die Eigenversorgung und nutzen\r\ndieses vor allem als Kühlwasser.\r\n176\r\nGesamtdargebot im Jahr 2022\r\n Mrd. m3\r\nEntnahmemenge in\r\nDeutschland pro Jahr\r\n8,8 Mrd. m3\r\nDas sind 44,2%\r\nder Gesamtentnahmen\r\nvon 20 Mrd. m³.\r\nDas sind 26,5%\r\nder Gesamtentnahmen\r\nvon 20 Mrd. m³.\r\nDas sind 2,2%\r\nder Gesamtentnahmen\r\nvon 20 Mrd. m³.\r\nDas sind 26,8%\r\nder Gesamtentnahmen\r\nvon 20 Mrd. m³.\r\n5,3 Mrd. m3 5,4 Mrd. m3\r\n0,4 Mrd. m3\r\nentnahmen Bergbau und verarbeitendes\r\nGewerbe für industrielle Zwecke.\r\nentfielen 2022 auf die\r\nöffentliche Wasserversorgung.\r\nentfielen 2022 auf die\r\nlandwirtschaftliche Beregnung.\r\n?\r\n20 Mrd. m3\r\nQuelle: Umweltbundesamt\r\n6. Agrarpolitik endlich gewässerverträglich gestalten 26—27\r\n?\r\n 7. Kreislaufwirtschaft\r\n voranbringen\r\n7.1 Energetische Nutzung von Klärschlamm und Klärgas als Erneuerbare Energie unterstützen\r\nDie energetische Nutzung von Klärschlamm und\r\nKlärgas ist zu unterstützen. Die Steigerung der\r\nEnergieeffizienz und der Weg zu einer energieautarken Abwasserreinigung sind das Ziel vieler\r\nkommunaler Klimakonzepte. Daher ist die Nutzung\r\nvon Klärgas und Klärschlamm zur Eigenstromerzeugung in Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen\r\neine logische und ökologisch wichtige Konsequenz. Dennoch führen energiepolitische\r\nRegelungen oft dazu, dass Klärschlamm und\r\nKlärgasnutzung verteuert und damit unrentabel\r\nwerden. Die Bundesregierung muss sicherstellen,\r\ndass steuer oder beihilfenrechtliche sowie\r\nenergiepolitische Vorschläge die Nutzung\r\nweder finanziell belasten noch einschränken.\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ sich in Brüssel dafür einzusetzen, dass auf europäischer Ebene\r\nKlärschlamm- und Klärgasnutzung eindeutig als Erneuerbare Energie\r\nfestgeschrieben werden,\r\n▶ die Energienutzung von Klärschlamm und Klärgas zu fördern,\r\n▶ kurzfristig den Wegfall von Hemmnissen und die Förderung\r\ndurch Verbesserung gesetzlicher Regelungen zu prüfen.\r\nKlärschlammverwendung 1991 vs. 2023 in 1.000 t Trockenmasse\r\nQuelle: Statistisches Bundesamt\r\nSonstige direkte Entsorgung\r\n(Deponierung bis 2009)\r\nThermische Entsorgung\r\nLandwirtschaftl. und\r\nlandschaftsbaul. Verwendung\r\nAbgabe an andere und sonstige\r\nstoffliche Verwertung\r\nZwischenlagerung\r\n13\r\n1.320\r\n1.236\r\n901\r\n266\r\n365\r\n188\r\n297\r\nGesamt: 2.956 t Gesamt: 1.630 t\r\n1991 2023\r\n7. Kreislaufwirtschaft voranbringen 28—29\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ gemeinsam mit den Ländern Anreize zu schaffen, die den Bau hinreichender Monoverbrennungsanlagen ermöglichen,\r\n▶ das Düngemittelrecht endlich anzupassen, sodass Klärschlammbürtigkeit des Phosphors\r\nnicht länger marktliche Lösungen behindert,\r\n▶ über Quotenregelungen o. ä. dafür zu sorgen, dass vor allem Düngemittelproduzenten die\r\nWeiterverarbeitung der Rezyklate nutzen,\r\n▶ auf EU-Ebene mit der Novellierung der Klärschlammverordnung dafür zu sorgen, dass\r\nP-Recycling kein deutscher Alleingang bleibt und Böden über ein Qualitätsmanagement\r\nnicht belastet werden.\r\n7.2 Phosphorrecycling endlich ermöglichen\r\nÜber die seit langem beschlossene Abfallklärschlammverordnung ist ab 2029, beginnend\r\nbei großen Kläranlagen, die Bodenverwertung\r\nuntersagt und gleichzeitig die Voraussetzung für\r\nPhosphorrecycling aus Klärschlamm zu schaffen. Mit dem Bau und Inbetriebnehmen erster\r\nMonoverbrennungsanlagen als bisher einziger\r\ntechnisch erprobter Lösung für den ersten Schritt\r\nsetzt sich der Markt langsam in Bewegung. Der\r\nzweite Schritt jedoch, der Bau und erst recht die\r\nInbetriebnahme von Phosphorrückgewinnungsanlagen aus Klärschlammasche, wurde bisher\r\nnoch nicht ausreichend umgesetzt. Weil die Wirtschaftlichkeit von recyceltem Phosphor im Vergleich zu Importen in absehbarer Zeit nicht gegeben ist, bedarf es verschiedener unterstützender\r\nMaßnahmen von Quotenregelungen bis hin zur\r\nAnpassung des Düngemittelrechts. Nicht zuletzt\r\nist es notwendig, über die Qualitätsprüfung von\r\nKlärschlämmen solche Verfahren zu wählen, die\r\nSchadstoffeinträge in Böden verhindern.\r\nP der deutschen Bevölkerung sind an\r\ndie Kanalisation angeschlossen.\r\nAbwasser gereinigt und wieder\r\ndem Wasserkreislauf zugeführt.\r\nJeden Tag werden\r\nin Deutschland\r\nAbwasserkanalnetz\r\nÜber\r\n25 Mio. m3 635.000 km\r\n Unsere Abwasserentsorgung\r\n24/7\r\n97,3 %\r\n7. Kreislaufwirtschaft voranbringen 30—31\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ im Hinblick auf das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz eine klarstellende gesetzlichen\r\nRegelung zu schaffen, durch die der Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung auch im\r\nHinblick auf die Ressourcenverfügbarkeit gewahrt bleibt; deshalb sollen die Belange der\r\nöffentlichen Wasserversorgung in Bezug auf das überragende öffentliche Interesse im\r\nWasserstoffbeschleunigungsgesetz unberührt bleiben,\r\n▶ die Belange der öffentlichen Wasserversorgung im Geothermiegesetz zu berücksichtigen,\r\nweil die öffentliche Wasserversorgung als Teil der Daseinsvorsorge im überragenden\r\nöffentlichen Interesse liegt:\r\n▶ dabei sind geothermische Anlagen in den Schutzzonen I und II von Wasserschutzgebieten gänzlich zu verbieten,\r\n▶ in der Schutzzone III von Wasserschutzgebieten sowie in ausgewiesenen Trinkwassereinzugsgebieten muss im jeweiligen Einzelfall im Rahmen einer wasserrechtlichen\r\nGenehmigung geprüft werden, welche Maßnahmen erlaubnisfähig sind,\r\n▶ um ausreichend Erfahrungen zu sammeln, sollten zunächst nur Heißwasserquellen\r\ngenutzt werden (hydrothermal); Heißgesteinquellen sollten zunächst außen vor\r\nbleiben (petrothermal),\r\n▶ die Punkte, soweit sie normative Regelungen erfordern, in der Modernisierung des Wasserwirtschaftsrechts zu berücksichtigen (siehe Kapitel 1).\r\n 8. Wasserstoffhochlauf,\r\n Geothermie sowie\r\n Carbon-Management und\r\n Wasser gemeinsam denken\r\n8.1 Geothermie und Wasserstoffhochlauf dürfen Wasserversorgung nicht beeinträchtigen\r\nDer beschleunigte Ausbau der Geothermie- und\r\nWasserstofferzeugungsanlagen beschreibt zwei\r\nder wichtigsten Bausteine für die Versorgung mit\r\nklimaneutraler Wärme und Molekülen. Allerdings darf der Wasserversorgung hieraus kein\r\nSchaden entstehen. Der Schutz der Wasserressourcen für die öffentliche Wasserversorgung ist\r\nunter allen Bedingungen sicherzustellen.\r\n8. Wasserstoffhochlauf, Geothermie sowie Carbon-Management und Wasser gemeinsam denken 32—33\r\nDie Bundesregierung ist aufgefordert,\r\n▶ die unterirdische Onshore-Speicherung von CO2 in Deutschland gänzlich auszuschließen,\r\n▶ den Schutz der Wasserressourcen für die öffentliche\r\nWasserversorgung sowohl für die Offshore-Speicherung als auch für den CO2-Abtransport\r\nsicherzustellen,\r\n▶ die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen, insbesondere für einen zügigen Aufbau\r\neiner Pipelineinfrastruktur zum CO2-Abtransport, anzupassen,\r\n▶ die Punkte, soweit sie normative Regelungen erfordern, in der Modernisierung des Wasserwirtschaftsrechts zu berücksichtigen (siehe Kapitel 1).\r\nHerausgeber\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nT +49 30 300199-0\r\nF +49 30 300199-3900\r\ninfo@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nAnsprechpartner BDEW\r\nMartin Weyand\r\nMitglied der Hauptgeschäftsführung und\r\nHauptgeschäftsführer Wasser und Abwasser\r\nM martin.weyand@bdew.de\r\nVera Szymansky\r\nFachgebietsleiterin Nationale Ordnungspolitik\r\nM vera.szymansky@bdew.de\r\nGestaltung\r\nSilke Roßbach\r\nBildrechte\r\nNiersverband ©Martin Hochbruck (S. 2), Thomas Imo/photothek.net (S. 3), Shutterstock (Titel; S. 6; S. 16; S. 18; S. 20; S. 22; S. 24; S. 28; S. 32)\r\nStand: Februar 2025\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliancerichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde.\r\nRegistereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\n8.2 Carbon-Management-Strategie darf den Schutz der Wasserressourcen nicht gefährden\r\nBei allen Aspekten der Carbon-ManagementStrategie muss der Schutz der Wasserressourcen\r\nunter allen Bedingungen sichergestellt werden.\r\nZum Schutz der Grundwasserressourcen und\r\nangesichts entsprechender hoher Bevölkerungsdichte sowie des Vorkommens bestimmter\r\ntektonischer und seismischer Gegebenheiten\r\nsind Lagerstätten für die nationale unterirdische\r\nOnshore-Speicherung von CO2 nach Auffassung des BDEW nicht zu berücksichtigen. Dies\r\nschließt nicht aus, dass unter den vorgenannten\r\nBedingungen zum Ausgleich von Angebot und\r\nNachfrage und zum technisch und wirtschaftlich\r\noptimalen Betrieb der Infrastruktur zum Abtransport offshore zwischenzeitlich eine Nutzung von\r\nKavernenspeichern notwendig ist.\r\nHierzu sind entsprechende Rahmenbedingungen für den Betrieb und Notwendigkeiten für die\r\nentsprechenden Volumina abzustimmen. Bei\r\nOffshore-CO2-Speichervorhaben in Deutschland\r\nsind die Risiken für Salzwasserintrusionen sowie\r\nfür Schadstoffeinträge in Süßwasserreservoire zu\r\nberücksichtigen.\r\nHERAUSGEBER\r\nBDEW Bundesverband der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstr. 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-10"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) (20. 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Legislaturperiode\r\nAmbition und Machbarkeit – worauf es jetzt ankommt\r\nDie Energiewirtschaft ist fundamental für eine\r\nsichere und klimaneutrale Versorgung, für die\r\nDekarbonisierung von Industrie, Verkehr und\r\nGebäuden und trägt damit zur Steigerung der\r\nWettbewerbsfähigkeit Deutschlands bei. Das\r\nEnergiesystem wird dabei stetig erneuerbarer\r\nund resilienter. Eine klimaneutrale Energieversorgung dient so auch der Souveränität Deutschlands und der Europäischen Union.\r\nEine solche Energieversorgung ist perspektivisch günstiger als ein vornehmlich auf fossilen\r\nEnergien basierendes System. Im Jahr 2024\r\nwurden mehr als 50 Prozent des verbrauchten\r\nStroms aus Erneuerbaren Energien erzeugt,\r\nTendenz steigend. Erneuerbare und kohlenstoffarme Gase müssen zunehmend an die\r\nStelle von Erdgas treten und ebenso wie der\r\nsteigende Anteil von (Groß-)Wärmepumpen\r\nund Geothermie in der Wärmeerzeugung die\r\nDekarbonisierung in allen Sektoren vorantreiben.\r\nFür diesen Weg braucht es jetzt ambitionierte Machbarkeit. Dies bedeutet, mit dem klaren\r\nZiel der Klimaneutralität vor Augen, die erforderlichen Maßnahmen kosten-, systemeffizient\r\nund vor allem praxistauglich umzusetzen. Ein\r\nklarer und verlässlicher rechtlicher Rahmen, der\r\nAmbitionen, Investitions- und Planungssicherheit vereint, ist dafür unabdingbar.\r\nDer weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien\r\nmuss sich zukünftig stärker am Ertrag und an den\r\nKosten für die Systemintegration orientieren.\r\nDer für die Transformation erforderliche Netzausbau und die Netzmodernisierung müssen\r\nwirtschaftlich und kosten- und systemeffizient\r\nmöglich sein. Die digitale Vernetzung kann hier\r\neinen wesentlichen Beitrag leisten. Es braucht\r\nferner die notwendigen Flexibilitäten mit Speichern und Wasserstofftechnologien. Auch bei\r\nder anstehenden Transformation der Gasnetze\r\nist ein wirtschaftlicher Betrieb zu gewährleisten.\r\nGleiches gilt bei der Wärmewende, bei der wir es\r\nuns nicht leisten können, Strom-, Gas- und Wärmenetze unabhängig voneinander zu installieren\r\nund somit möglicherweise Überkapazitäten zu\r\nschaffen. Priorisierung, Digitalisierung und kluge\r\nVerzahnung sind entscheidend. Integrierte und\r\npraxistaugliche Planung ist Grundlage für die\r\nRealisierung ambitionierter Ziele, für die Herstellung von Machbarkeit.\r\nDieser Fokus hilft zugleich im Hinblick auf den\r\nKapitalbedarf. Der Investitionsbedarf für die Transformation ist erheblich. Die Mittel des Staates\r\nsind dabei begrenzt. Künftig werden wir noch\r\nstärker privates Kapital für unsere Projekte gewinnen und hierzu die Investitionsbedingungen\r\ndurch ein attraktives Umfeld verbessern müssen.\r\nDabei dürfen wir nicht vergessen, dass wir im\r\ninternationalen Wettbewerb um Kapital stehen.\r\nWenn die Renditechancen nicht attraktiv sind,\r\nwird das Kapital im Ausland investiert.\r\nKlar ist: Mit diesen Investitionen in die\r\nZukunft erhalten wir modernste und\r\nresiliente Infrastruktur, sichern Lebensqualität für alle und tragen mit wichtigen\r\nInnovationen zur Wettbewerbsfähigkeit\r\nDeutschlands bei.\r\nGleichzeitig müssen wir auch einfacher und\r\nschneller werden und Behörden aller Ebenen\r\nsollten sich auf das Gelingen von Projekten\r\nfokussieren. Auch das gehört zur Machbarkeit\r\nvor allem beim Hochlauf neuer Technologien.\r\nWir brauchen mehr Pragmatismus in der Ausgestaltung und Umsetzung von Maßnahmen.\r\nDer Gesetzgeber muss sich darauf besinnen,\r\nLeitplanken zu setzen und sich nicht in Detaillösungen zu verlieren. Freiräume in der Gesetzgebung, in Forschung und Entwicklung sowie\r\nUmsetzung in der Praxis sind unerlässlich, um\r\ndie bestmöglichen Lösungen zu finden. Das gilt\r\nauch für die europäischen Rahmenregelungen.\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nund Mitglied des Präsidiums, BDEW\r\nEs geht auch darum, neue Wertschöpfung zu\r\nschaffen und hierfür neue, wettbewerbsfähige\r\nMärkte, insbesondere zur Dekarbonisierung der\r\nIndustrie und des Mittelstands, zu etablieren.\r\nDafür braucht es neben günstigem Strom und\r\neinem ausreichendem Angebot an erneuerbaren\r\nund kohlenstoffarmen Gasen auch CCS und CCU,\r\nalso die Speicherung und Nutzung von abgeschiedenem CO2\r\n. Diese werden bei der Dekarbonisierung zunehmend an Bedeutung gewinnen.\r\nHierbei ist der Schutz der Trinkwasserressourcen\r\nsicherzustellen.\r\nIm Ergebnis sichern ambitionierte Machbarkeit\r\nund Kosteneffizienz die Bezahlbarkeit. Diese\r\nsind der Grundpfeiler für Wettbewerbsfähigkeit unserer Wirtschaft sowie für Akzeptanz und\r\nTeilhabe. Transformation und Versorgungssicherheit gehen für die Energiewirtschaft Hand\r\nin Hand. Deutschland hat eines der stabilsten\r\nStrom- und Gasnetze der Welt und gewährleistet\r\nim europäischen Binnenmarkt und mit eigenen\r\nErzeugungskapazitäten die Versorgungssicherheit. Aber wir brauchen für den weiteren Pfad zur\r\nKlimaneutralität neue Kapazitäten – durch eine\r\nDiversifizierung unserer Bezugsquellen, Flexibilisierungen, Speicher und steuerbare Leistung.\r\nNach der Bundestagswahl müssen deshalb zeitnah die Ausschreibungen für neue zukunftsfähige\r\nKraftwerke erfolgen.\r\nDas Erreichen der Klimaneutralität im Jahr 2045\r\nbedingt Innovation und neue kluge Lösungen.\r\nDie Energiewirtschaft liefert – sowohl beim\r\nErreichen ihrer Klimaziele als auch bei\r\nInnovationen und Produkten. Dafür bedarf es\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit und Verlässlichkeit in der nationalen und europäischen\r\nEnergiepolitik.\r\nDie kommenden Jahre werden von der intelligenten Umsetzung dieser Maßnahmen geprägt\r\nsein. Dies betrifft vor allem die Neugestaltung\r\ndes Marktdesigns, einschließlich der zukünftigen Finanzierung der Erneuerbaren Energien,\r\nder Dekarbonisierung der steuerbaren Kraftwerksleistung, des Wasserstoff-Hochlaufs, der\r\nWärmewende und – last, but not least – der\r\nModernisierung der Netzinfrastruktur. Viele\r\nregulatorische Weichen, die für die Energiepolitik in Deutschland von höchster Relevanz sind,\r\nwerden auch auf EU-Ebene gestellt. Daher ist es\r\nvon großer Bedeutung, dass sich die kommende\r\nBundesregierung frühzeitig auf europäischer\r\nEbene für pragmatische Lösungen aktiv und\r\nkonstruktiv einsetzt. Dies gilt sowohl für Fragen\r\nder Wettbewerbsfähigkeit als auch der Resilienz\r\nund Rohstoffunabhängigkeit Europas, insbesondere bei der Ausgestaltung des Europäischen\r\nClean Industrial Deals. Die Vernetzung über den\r\nKontinent und der gemeinsame Markt sind ein\r\nKernanliegen, um die Energieunion zu stärken\r\nund zu modernisieren. Wir brauchen ein starkes\r\nMiteinander in Europa.\r\nBei allen künftigen Entscheidungen gilt es, die\r\nVielfalt, Kompetenz und Erfahrung der Energiewirtschaft einzubinden. Nur dadurch konnte sowohl bereits ein großer Teil der Energieversorgung\r\nvon morgen geschaffen als auch gleichzeitig eine\r\ndrohende Gasmangellage abgewendet werden.\r\nDieses Zusammenspiel von Politik und Energiewirtschaft ist essenzielle Gelingensbedingung für\r\nden Weg zur Klimaneutralität.\r\nMit unseren Handlungsempfehlungen wollen\r\nwir Impulse setzen, diesen Weg erfolgreich\r\nzu gehen.\r\nInhaltsverzeichnis\r\nInhaltsverzeichnis\r\nHandlungsempfehlungen der Energiewirtschaft\r\nfür die 21. Legislaturperiode 6\r\n1.1 Kosten- und Systemeffizienz\r\nder Energiewende\r\nsicherstellen 10\r\n1.2 Versorgungssicherheit und\r\nResilienz gewährleisten 14\r\n1.3 Innovationsfreundliche\r\nGesetzgebung für das\r\ndigitalisierte Energiesystem 18\r\n1.4 Kapital für die\r\nEnergiewende schaffen 20\r\n1. Erfolgsfaktoren für die Energieversorgung von morgen 9\r\n2. Erfolgsfaktoren für einzelne Sektoren der Energieversorgung 23\r\n2.1 Erneuerbarer Strom im\r\nZentrum des Energiesystems 24\r\n2.2 Netzinfrastruktur als\r\nRückgrat der Energiewende 30\r\n2.3 Hochlauf der erneuerbaren\r\nund kohlenstoffarmen Gase 34\r\n2.4 Wärmepaket für die\r\nWärmewende 38\r\n2.5 Standortfaktor\r\nElektromobilität 42\r\n2.6 Eine kundengerechte\r\nEnergieversorgung im Blick:\r\nDer Energievertrieb 46\r\nWas muss in den ersten 100 Tagen umgesetzt werden? 48\r\nDer BDEW in Zahlen 50\r\nHandlungsempfehlungen der Energiewirtschaft für die 21. Legislaturperiode\r\n1. Kosten- und Systemeffizienz sicherstellen\r\n\u0007Bei der Planung von Stromerzeugung und Netzen die Effizienz des Gesamtsystems in den Mittelpunkt stellen, Flexibilitäten\r\nund Speicher integrieren, Stromsteuer auf europäisches Mindestmaß senken, besondere Transformationskosten der Energieinfrastruktur übergangsweise staatlich abfedern.\r\n2. Versorgungssicherheit und Resilienz gewährleisten\r\nEnergieimporte und Lieferketten diversifizieren, Gasversorgung sichern, schnellstmöglich Investitionsrahmen für steuerbare\r\nStromerzeugung schaffen (KWSG), KWKG weiterentwickeln, bis 2028 integrierten Kapazitätsmarkt einführen, EU-Binnenmarkt\r\nweiter stärken, Schutz kritischer Energieinfrastrukturen gewährleisten.\r\n4. Bürokratie abbauen und Verfahren beschleunigen\r\n\u0007Eigenes Bürokratieentlastungsgesetz für die Energie- und Wasserwirtschaft verabschieden, Nachweis-, Dokumentationsund Berichtspflichten reduzieren und das Once-Only-Prinzip umsetzen, Energierechtsrahmen wieder vereinfachen und\r\npraxistauglich ausgestalten, Planungs- und Genehmigungsverfahren zielgerichtet beschleunigen.\r\n3. Zugang zu privatem Kapital für die Energiewende stärken\r\nZugang zu Eigenkapital stärken, Kapitalmarktfähigkeit verbessern, Energiewendefonds etablieren, wettbewerbsfähige\r\nRegulierung für Investitionen in Energienetze sicherstellen.\r\n10. Klimaneutrale Mobilität voranbringen\r\nElektromobilitätspolitik als Standortpolitik erkennen, EU-CO2\r\n-Flottengrenzwerte beibehalten, Steueranreize für\r\nE-Fahrzeuge setzen, Ladesäulenausbau entbürokratisieren und staatliche Ladesäulen-Förderung beenden.\r\n9. „Wärmepaket“ für erfolgreiche Wärmewende verabschieden\r\n\u0007Rechtsrahmen für die Wärmewende praxistauglich überarbeiten, Planungs- und Investitionsrahmen für klimaneutrale\r\nWärme, etwa für Geothermie und (Groß-)Wärmepumpen schaffen, Förderrahmen für Wärmenetze verbessern.\r\n8. Erneuerbare und kohlenstoffarme Gase etablieren\r\n\u0007Anforderungen an Wasserstoff praxistauglich ausgestalten, um Produktion und Import zu ermöglichen, Rechtsrahmen für\r\nTransformation der Gasnetze schaffen und Wasserstoffinfrastruktur aufbauen, Nachfrage langfristig absichern.\r\n7. Systemeffizienten Netzausbau sicherstellen\r\n\u0007Regulatorischen Rahmen für effizienten Netzausbau und -betrieb ausgestalten, integrierte Netzplanung mit fundierten,\r\nrealistischen Annahmen über alle Energieträger hinweg sicherstellen, Netzauslastung optimieren.\r\n6. Energiesystem für den weiteren Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien\r\noptimieren\r\n\u0007Förderrahmen für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien weiterentwickeln, Ausbaupotenziale aller Erneuerbaren\r\nEnergien nutzen, Photovoltaik-Mittagsspitzen steuerbar machen, regionale Wertschöpfung, Akzeptanz und Teilhabe sicherstellen.\r\n5. Energiewende durch Digitalisierung voranbringen\r\n\u0007Rechtsrahmen für Digitalisierung der Netze verbessern, Smart-Meter-Roll-out vereinfachen und unterstützen,\r\nReallabore für KI nutzen.\r\n6—7\r\n\r\nErfolgsfaktoren\r\nfür die Energieversorgung\r\nvon morgen\r\n1.\r\n8—9\r\n 1.1 Kosten- und Systemeffizienz\r\n der Energiewende sicherstellen\r\nIm Zentrum eines modernen, sicheren und klimagerechten Energiesystems werden Erneuerbare\r\nEnergien stehen, mit Gasen als Partner und\r\neinem resilienten Netz als Rückgrat. Perspektivisch sinken in diesem neuen Energiesystem die\r\nStromgestehungskosten. Zugleich erhöhen sich\r\ndie systemischen Herausforderungen durch eine\r\nfluktuierende Stromeinspeisung aus Erneuerbaren Energien. Die Systemkosten treten zukünftig gegenüber Gestehungskosten in den\r\nVordergrund, Kosten- und Systemeffizienz\r\nwerden zentral. Sowohl beim weiteren Ausbau\r\nder Erneuerbaren Energien, dem Zubau steuerbarer Leistung als auch bei der Netzinfrastruktur\r\nmuss der Fokus auf integrierten, systemeffizienten\r\nErzeugungs- und Netzkapazitäten und Flexibilitätsoptionen liegen. Integrationstechnologien\r\nder Sektorkopplung, wie beispielsweise Elektrolyseure und andere Power-to-X-Technologien,\r\nSpeicher für alle Energieträger, Erzeugungs- und\r\nVerbrauchsflexibilitäten und Spitzenkappung,\r\nsind zusammen mit der Weiterentwicklung der\r\nNetzinfrastruktur die entscheidenden Faktoren,\r\num Kosten zu dämpfen und die Auslastung der\r\nNetze zu optimieren. Damit werden die Grundlagen unseres modernen Industrielandes sichergestellt.\r\nDie Investitionskosten lassen sich etwa durch\r\nsystemeffiziente Planung, beispielsweise Fokussierung auf den Gesamtertrag an Energie statt\r\nauf die maximal mögliche Einspeiseleistung bei\r\nOffshore Wind, und schlankere Vorhaben, beispielsweise Freileitungen statt Erdkabel, senken.\r\nAuch die netzdienliche Ansiedlung von standortunabhängigen Lasten wie Rechenzentren reduziert Kosten. Zusammen mit der Senkung der\r\nStromsteuer auf das europäische Mindestmaß\r\nfür alle Verbrauchergruppen und Zuschüssen\r\nüber den Bundeshaushalt bei Netzentgelten\r\nlassen sich die Stromkosten so bei allen Verbrauchergruppen bezahlbar halten. Weitere Einsparpotenziale ergeben sich beispielsweise aus der\r\nWeiterentwicklung der Förderung der Erneuerbaren Energien.\r\nDie Transformation des Energiesystems\r\nerfordert eine moderne, innovationsfreundliche Gesetzgebung. Dies bedeutet für den\r\nGesetzgeber die Setzung eines verlässlichen\r\nRahmens anstelle von Mikromanagement.\r\nInnerhalb dieses klaren Rahmens erhalten die\r\nUnternehmen Freiräume für ihr wirtschaftliches\r\nHandeln und für die Entwicklung von Innovationen.\r\nBürokratievermeidung und -abbau sowie Digitalisierung sind dabei wichtige Faktoren, die für ein\r\nintegriertes, effizientes und intelligentes Energiesystem unverzichtbar sind. Sie können – richtig\r\neingesetzt – zu Kosteneinsparungen führen.\r\nSo müssen bürokratische Regelungen für Planungs- und Genehmigungsverfahren dringend\r\nweiter reduziert und mithilfe von Digitalisierung\r\nauch in den Behörden eine Vereinfachung und\r\nBeschleunigung der Prozesse erreicht werden.\r\nSchnellere Verfahren und jedes nicht mehr erforderliche Sachverständigengutachten sparen\r\nKosten sowohl bei Unternehmen als auch bei\r\nBehörden.\r\nAuf Bundesebene sind derzeit rund 96.500 Normen\r\n(in Form von einzelnen Paragrafen und Artikeln)\r\nin Kraft. Hiervon entfallen 16 Prozent, rund\r\n15.500 Einzelnormen, allein auf die Energiewirtschaft. Der jährliche Erfüllungsaufwand für die\r\nEnergiewirtschaft beträgt 8,2 Milliarden Euro. Zeit\r\nund Geld, welche für das Wesentliche verloren sind.\r\n(in Form von einzelnen Paragrafen\r\nund Artikeln) – davon 52.200 in Gesetzen\r\nund 44.300 in Rechtsverordnungen.\r\ngelten für die Energiewirtschaft.\r\n96.500 Normen\r\n15.500 Bundesnormen\r\n16%\r\n1.1 Kosten- und Systemeffizienz der Energiewende sicherstellen 10—11\r\nDieses legislative Mikromanagement muss\r\nabgebaut werden, die Nachweis-, Dokumentations- und Berichtspflichten sind auf\r\ndas Wesentliche zu reduzieren. Der BDEW\r\nfordert daher ein eigenes Bürokratieentlastungsgesetz für die Energie- und Wasserwirtschaft.\r\nInsbesondere – aber keineswegs nur – kleine und\r\nmittlere Unternehmen (KMU) mit schlank aufgestellter Belegschaft und knappen Ressourcen\r\nleiden darunter, dass Bürokratie den Fokus auf\r\ndas Wesentliche verhindert. Um Mehraufwand\r\nzu vermeiden, ist das Once-Only-Prinzip bei\r\nder Erfüllung von Informationspflichten insbesondere mittels einer zentralen IT-Plattform umzusetzen. Zudem sind Gesetzes- und\r\nBehördenvorgaben häufig zu detailliert und\r\nsomit zu unflexibel, um auf Veränderungen angemessen zu reagieren, und binden unternehmerische Ressourcen. Eine klare gesetzgeberische\r\nPriorisierung und Konzentration auf das Wesentliche und verständliche, umsetzbare Regelungen\r\nsind im Hinblick auf Kosten und Nutzen für die\r\nVersorgungsaufgabe notwendig. Insbesondere\r\ndie Gleichzeitigkeit verschiedenster Umsetzungsprozesse, beispielsweise zu neuen IT-Verfahren,\r\nstellt Unternehmen des Energiesektors vor große\r\nHerausforderungen, da Fachkräfte bei hochspezifizierten Verfahren begrenzt sind. Prozesse,\r\ndie hohen Aufwand an den gleichen Engstellen\r\nerzeugen, müssen daher auch hinsichtlich der\r\nFristsetzungen politisch sinnvoll priorisiert\r\nwerden. Bei der Ausgestaltung neuer Erzeugungsund Verbrauchsmodelle wie Mieterstrom,\r\nGemeinschaftlicher Gebäudeenergieversorgung\r\nund Energy Sharing ist eine einfache und praxisnahe Umsetzung mit möglichst standardisierten\r\nProzessen zu ermöglichen.\r\nInsbesondere Speicher werden perspektivisch einen wichtigen Beitrag für die\r\nEffizienz des Gesamtsystems leisten. Sie\r\nkönnen volatile Einspeisung ausgleichen, Netzengpässe verhindern und dem Stromversorgungssystem notwendige netzstabilisierende Systemdienstleistungen bereitstellen. Das tun sie aber\r\nnur, wenn es wirtschaftlich und regulatorisch\r\nmöglich ist und Anreize existieren. Die Förderung\r\nvon (Heim-)Speichern muss daher konsequent\r\nan ihren netzdienlichen Einsatz geknüpft werden.\r\nUm die Flexibilitäten der Speicher zu nutzen,\r\nmuss das Abgaben- und Umlagensystem reformiert werden: Aktuell werden Energiespeicher\r\nals Letztverbraucher und Erzeuger eingestuft,\r\nwas beim Laden und erneut beim Entladen\r\neines Speichers zu einer höheren Belastung mit\r\nAbgaben und Umlagen oder zur Entwertung\r\nder grünen Stromeigenschaft der zwischengespeicherten elektrischen Energie führen kann.\r\nUm Speicher als eigenständige Säule des\r\nEnergiesystems rechtlich zu verankern und\r\nden wirtschaftlichen Einsatz zu fördern,\r\nEntwicklung verschiedener Stromspeichertechnologien\r\nin Deutschland\r\nQuelle: Destatis, Marktstammdatenregister, BDEW; Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\nBruttoleistung in GW\r\nProzentangaben: Veränderung zum Vorjahr\r\nPumpspeicher\r\n+20,0 %\r\n+26,0 %\r\n+15,4 %\r\n+9,0 %\r\n+6,3 % +3,4 %\r\n2018\r\n15\r\n10\r\n5\r\n0\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024*\r\nDruckluftspeicher\r\nBatteriespeicher > 1.000 kWh\r\nBatteriespeicher 30 – 1.000 kWh\r\nBatteriespeicher < 30 kWh\r\nbedarf es einer eigenständigen Definition\r\ndes Vorgangs der Energiespeicherung. Dabei\r\nsind auch bewährte Speichertechnologien wie\r\ndie Wasserkraft im System zu berücksichtigen.\r\nEntlastungen bei Speichern sind auch für Modernisierungsvorhaben zu ermöglichen, um systemdienliche Speicherkapazitäten zu erhalten und\r\nauszubauen. Ergänzend müssen Speicher im\r\nAußenbereich an geeigneten Netzverknüpfungspunkten privilegiert errichtet werden können.\r\nDazu sind die Regelungen für Speicher im\r\nBaugesetzbuch an jene für Erzeugungs- und\r\nVersorgungsanlagen anzugleichen.\r\nDie aktuell geplanten Projekte für Wasserstoffspeicher bleiben aufgrund fehlender\r\nInvestitionsanreize deutlich hinter dem\r\nBedarf zurück. Um den Bau anzureizen,\r\nbraucht es deshalb einen staatlichen Finanzierungsmechanismus: eine Kombination aus\r\nerlösbasierten Differenzverträgen (CfD) und einer\r\nintertemporalen Umlagefinanzierung. Für den\r\nAufbau von Elektrolyseuren bedarf es Kriterien,\r\ndie die (gesamt-)systemdienliche und integrative\r\nSchnittstellen- und Sektorkopplungsfunktion\r\nvon Wasserstoff voranbringen.\r\nDamit Anschlussnehmer ihre Planung besser auf\r\nden Bedarf abstimmen können und unnötige\r\nAusbaumaßnahmen im Stromnetz vermieden\r\nwerden, sollten Baukostenzuschüsse für Stromspeicher und andere Anlagen so gestaltet sein,\r\ndass sie Anreize für eine effiziente Nutzung des\r\nNetzes schaffen.\r\nEnergieeffizienz schafft darüber hinaus Voraussetzungen dafür, dass in Gebäuden, in der Mobilität, in Industrieprozessen und mit vielfältigen\r\nDienstleistungen mehr Nutzen, Produktivität\r\nund Rentabilität erreicht werden. Aufgabe\r\neiner zukünftigen Politik muss es sein, die\r\nkostengünstigsten Effizienzmaßnahmen zur\r\nEmissionsreduktion zu realisieren. Energiedienstleistungen machen Energieeffizienz zum\r\nGeschäftsmodell. Um dieses Potenzial zu heben,\r\nmüssen Hemmnisse entsprechend der europäischen Energieeffizienzrichtlinie abgebaut werden.\r\nPerspektivisch muss die Zusammenführung\r\nzu einem einheitlichen gesamteuropäischen\r\nEmissionshandel mit einheitlichen Kriterien und\r\nRegeln Ziel der nationalen und europäischen\r\nKlimapolitik sein. Der nationale Emissionshandel\r\nnach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz\r\n(BEHG) ist umfassend in das europäische System\r\nzu überführen. Zugleich benötigt der Emissionshandel einen begleitenden Ordnungsrahmen,\r\nder rechtzeitig die erforderlichen Alternativen\r\nmitsamt der Infrastruktur anreizt. Zentrale\r\nBedingung für das Wirken des Emissionshandels und die Gewährleistung der\r\nPlanungssicherheit für Haushalte und\r\nIndustrie ist der Verzicht auf nachträgliche\r\npolitische Eingriffe bei Zertifikatemengen\r\nund Zielen, die die Preiswirkung abschwächen. Um die Akzeptanz bei Verbraucherinnen\r\nund Verbrauchern zu sichern, sollten die Einnahmen des Emissionshandels genutzt werden,\r\num soziale Härten durch Förderprogramme\r\nund Entlastungen abzumildern.\r\nDie Energiewirtschaft benötigt zudem dringend\r\nFachkräfte aller Qualifikationsstufen. Dafür\r\nist es auch erforderlich, die Vergleichbarkeit\r\ninländischer und europäischer Abschlüsse zu\r\nverbessern, um die innereuropäische Mobilität\r\nder Arbeitskräfte und die Passgenauigkeit bei\r\nStellenbesetzungen zu erhöhen.\r\nPrimärenergieverbrauch\r\nin Deutschland\r\nQuelle: AG Energiebilanzen; Stand 12/2024\r\n*Einschließlich Stromaustauschsaldo\r\n2024\r\nInsgesamt:\r\n10.478 PJ\r\n(vorläufig)\r\nMineralöl\r\n36,6 %\r\nErdgas 25,9 % Erneuerbare\r\nEnergien\r\n20,0 %\r\nSteinkohle\r\n7,2 %\r\nBraunkohle\r\n7,6 %\r\nSonstige* 2,7 %\r\n1.1 Kosten- und Systemeffizienz der Energiewende sicherstellen 12—13\r\n 1.2 Versorgungssicherheit\r\n und Resilienz gewährleisten\r\nDie Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit ist von zentraler Bedeutung. Der\r\nrussische Angriffskrieg gegen die Ukraine hat\r\ndie mit der Abhängigkeit von russischen Erdgas-,\r\nSteinkohle- und Erdöllieferungen verbundenen\r\ngroßen Risiken deutlich gemacht. Die Gewährleistung der deutschen und europäischen Versorgungssicherheit muss daher eine Priorität der\r\nEnergiepolitik darstellen. Erneuerbare Energien\r\nund Flexibilitäten machen unser System unabhängiger von Importen fossiler Energien. Sie\r\nstehen im Zentrum des zukünftigen Energiesystems und sichern es so durch ihre immer\r\ngrößere Rolle ab.\r\nEinen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit wird weiterhin Erdgas liefern. Im Moment\r\nsichern Erdgas und teilweise noch Kohle die\r\nStrom- und Wärmeerzeugung ab. Moleküle sind\r\nauch wichtiger Grundstoff und Energieträger für\r\nIndustrie und Gewerbe. Deutschland mit seiner\r\nPosition in der Mitte Europas hat außerdem eine\r\nwichtige Rolle als Transportland und Speicherort\r\ninne. Die Herausforderung der Absicherung der\r\nErdgasversorgung ist mit Blick sowohl auf Diversifizierung der Quellen als auch auf Transportwege und die Wettbewerbsfähigkeit der Preise\r\nhoch. Gleichzeitig sind Moleküle und perspektivisch vor allem Wasserstoff unabdingbar als\r\nLangfristspeicher zur Absicherung der Stromerzeugung aus volatilen Erneuerbaren-Quellen.\r\nZur Gewährleistung der Versorgungssicherheit und Umsetzung des Kohleausstiegs\r\nmuss bereits kurzfristig der notwendige\r\nZubau steuerbarer Erzeugungskapazitäten\r\ndurch Ausschreibungen ermöglicht werden.\r\nDie Überlegungen zum Kraftwerksicherheitsgesetz (KWSG) aus der 20. Legislaturperiode\r\nstellen im Grundsatz ein geeignetes Mittel dar.\r\nDie Rahmenbedingungen sind jedoch so auszugestalten, dass sie hinreichend Beteiligung\r\nan den geplanten Ausschreibungen für H2\r\n-readyund Gas-Kraftwerke ermöglichen, anstatt diese\r\ndurch überhöhte Anforderungen zu unterbinden.\r\nInsbesondere die zeitlichen Kriterien beim Wasserstoffeinsatz sind realistisch auszugestalten. Auch\r\ndürfen die Förderbedingungen Stadtwerke als\r\nwichtige Akteure nicht von einer Beteiligung\r\nausschließen.\r\nDie Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist ein zentraler\r\nBaustein für eine gesicherte Strom- und Wärmeerzeugung. Neben dem Vorhalten gesicherter\r\nLeistung dient sie durch die Bereitstellung von\r\nFlexibilität zur Abdeckung der Residuallast in\r\nZeiten geringer Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Eine wichtige Rolle spielt die\r\nKWK zudem bei der Wärmebereitstellung im\r\nVerbund mit Wärmenetzen und -speichern.\r\nPerspektivisch muss die KWK-Förderung so\r\nausgestaltet werden, dass die Integration\r\nin den geplanten Kapazitätsmarkt ermöglicht wird. Von zentraler Bedeutung wird dabei\r\ndie Umstellung auf erneuerbare und kohlenstoffarme Brennstoffe sein, wie insbesondere\r\nWasserstoff, die durch die KWK besonders\r\neffizient genutzt werden. Die Einführung eines\r\nKapazitätsmarktes ist eine der zentralen\r\nAufgaben der nächsten Jahre. Ein solcher\r\nMechanismus muss durch einen praxisgerechten\r\nRahmen ausreichend Sicherheit für Investitionen\r\nin steuerbare Stromerzeugungskapazitäten und\r\nFlexibilitäten schaffen. Diese neuen Anlagen sind\r\nerforderlich, um Schwankungen in der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien auszugleichen und mit der Erbringung von Systemdienstleistungen für das Stromnetz eine stabile\r\nStromversorgung zu garantieren.\r\nWasserstoff verbrennt\r\nals Erdgas. Brennkammer und Turbine\r\nmüssen dafür umgerüstet werden.\r\nrund 200 Grad heißer\r\n1.2 Versorgungssicherheit und Resilienz gewährleisten 14—15\r\nDer BDEW schlägt einen Integrierten Kapazitätsmarkt (IKM) vor, der alle Technologien\r\nund Lösungen einbezieht, um die Versorgungssicherheit und Systemstabilität\r\nsowohl für kürzere Lastspitzen als auch für\r\nlängere Dunkelflauten zu gewährleisten.\r\nEin solcher Markt muss Anreize für Investitionen\r\nin neue, flexible Kraftwerke schaffen und\r\ngleichzeitig bestehende Anlagen effizient einbinden sowie bestehende und neue Flexibilitäten integrieren. Durch das richtige Ausschreibungsdesign können sowohl zentrale als auch\r\ndezentrale Kapazitäten und Flexibilitäten einbezogen werden.\r\nDeutschland spielt eine zentrale Rolle in der\r\nEnergieversorgung Europas und profitiert enorm\r\nvom Energiebinnenmarkt. Dieser sorgt für eine\r\nsicherere und günstigere Energieversorgung\r\naller Bürgerinnen und Bürger. Die Stärkung des\r\nEU-Energiebinnenmarktes muss klares Ziel der\r\nneuen Bundesregierung sein.\r\nDaher ist es von großer Bedeutung, dass sich\r\ndie kommende Bundesregierung frühzeitig auf\r\neuropäischer Ebene für tragbare Lösungen aktiv\r\nund konstruktiv einsetzt. Dies gilt insbesondere\r\nfür die Ausgestaltung des Europäischen Clean\r\nIndustrial Deals und für weitere Maßnahmen zur\r\nEU-weiten Umsetzung des Gas- und Wasserstoffpakets. Die Bildung einer EU-Wasserstoff-Allianz\r\nvon Mitgliedstaaten mit vergleichbaren Herausforderungen wäre dafür hilfreich.\r\nUm die Energiewende abzusichern, brauchen\r\nwir Maßnahmen, die die deutschen und\r\neuropäischen Abhängigkeiten bei kritischen\r\nRohstoffen und Energiewendetechnologien\r\nreduzieren. Dazu gehören die Diversifizierung\r\nvon Lieferketten und von Rohstoff-, Technologieund Handelspartnerschaften, die Stärkung\r\nvon deutschen und europäischen Herstellungskapazitäten für Energiewendetechnologien und\r\nvon Kapazitäten für die Gewinnung von Rohstoffen sowie eine konsequente Förderung der\r\nKreislaufwirtschaft.\r\nIm Sinne der Stärkung der deutschen und europäischen Produktion von Energiewendetechnologien\r\nsollte sich die neue Bundesregierung für einen\r\nambitionierten und auf marktlichen Mechanismen\r\nbasierenden Clean Industrial Deal auf EU-Ebene\r\neinsetzen und den europäischen Net Zero Industry\r\nAct (NZIA) zügig und praxisnah umsetzen. Die\r\nvoraussichtliche Reform des EU-Vergaberechtsrahmens ist entsprechend auszurichten. Insbesondere sind die Investitionsbedingungen für den\r\nAusbau der europäischen Herstellungskapazitäten\r\ndurch neue und erweiterte Finanzierungsinstrumente, beispielsweise Kredit- und Bürgschaftsprogramme der KfW und Europäischen Investitionsbank, sowie weitere Maßnahmen zu verbessern.\r\nVersorgungsicherheit und der Schutz kritischer\r\nEnergieinfrastrukturen müssen als integraler Bestandteil der Verteidigungs- und Bündnisfähigkeit Deutschlands gedacht werden. Wichtige\r\nlegislative Bausteine stellen die Umsetzung der\r\nEU-Richtlinie über die Resilienz kritischer Einrichtungen (CER-Richtlinie) und der EU-Richtlinie\r\nfür ein hohes gemeinsames Cybersicherheitsniveau in der Union (NIS-2-Richtlinie) dar. Nur\r\ndurch eine optimale Verzahnung und Harmonisierung bei Informationssicherheit sowie\r\nphysischer Sicherheit können kritische Infrastrukturen im Cyberraum und in der analogen\r\nWelt ganzheitlich und bürokratiearm geschützt\r\nwerden. Die nationalen Umsetzungsgesetze sind\r\ndaher aufeinander abzustimmen.\r\nVor dem Hintergrund zunehmender Sabotageakte insbesondere auf maritime Infrastrukturen\r\nbesteht hinsichtlich des Schutzes der Energieinfrastrukturen und Netzanbindungssysteme\r\ndringender Handlungsbedarf. Dieser umfasst\r\ndie verstärkte Überwachung der Anlagen, den\r\nAusbau der Sicherheitsvorkehrungen und eine\r\nenge Zusammenarbeit zwischen Betreibern\r\nund staatlichen Stellen. Zudem sollten klare\r\nZuständigkeiten definiert werden, damit Betreiber\r\nim Ernstfall wissen, an welche Behörde sie sich\r\nwenden können.\r\nWeitere notwendige Maßnahmen sind die Neuregelung des Gefahrenabwehrrechts und bundesbehördlicher Zuständigkeiten zum besseren\r\nSchutz länderübergreifender Infrastrukturen\r\nsowie die Neuregelung von Veröffentlichungsund Transparenzpflichten von Leistungs- und\r\nGeodaten zu kritischen Energieinfrastrukturen.\r\nVeröffentlichungs- und Transparenzpflichten\r\ndürfen nicht zulasten des Schutzes kritischer\r\nInfrastrukturen ausgeweitet werden.\r\n1.2 Versorgungssicherheit und Resilienz gewährleisten 16—17\r\n 1.3 Innovationsfreundliche\r\n Gesetzgebung für das\r\n digitalisierte Energiesystem\r\nEine sichere Digitalisierung ermöglicht die intelligente Vernetzung von rund 1,6 Millionen dezentralen Erzeugungsanlagen, Verbrauchern sowie\r\nSpeichern und damit eine optimierte Nutzung\r\nund Ausgestaltung des Systems. Durch digitale\r\nTechnologien können Unternehmen zudem\r\nflexibler auf Marktveränderungen reagieren und\r\nihren Kundinnen und Kunden innovative Dienstleistungen anbieten.\r\nUm digitale Vernetzung zu ermöglichen, gilt\r\nes, die Rahmenbedingungen so zu setzen, dass\r\nder Roll-out intelligenter Messsysteme (iMSys)\r\nwirtschaftlich und effizient erfolgen kann.\r\nDeutschland ist im europäischen Vergleich weit\r\nabgeschlagen. Der Einbau von Smart Metern\r\nmuss für die Unternehmen wirtschaftlich zu\r\nleisten sein. Genehmigungs- und Zertifizierungsverfahren sind schnell und einfach zu gestalten.\r\nDie Unternehmen müssen den Roll-out am\r\nMaßstab der Effizienz und des Nutzens für das\r\nEnergiesystem durchführen können. Die Vorgaben des Bundesamts für Sicherheit in der\r\nInformationstechnik (BSI) müssen auf das zur\r\nSicherung des hohen Schutzniveaus Notwendige\r\nbeschränkt bleiben.\r\nUm die Möglichkeiten der Digitalisierung voll\r\nausschöpfen zu können, ist nicht nur die technische Ausstattung, sondern auch das gesetzgeberische Umfeld zu modernisieren. Noch\r\nimmer stehen ein hohes Datenschutzniveau\r\nund eine restriktive Auslegung der bestehenden\r\nNormen einer effizienten Digitalisierung entgegen: Innovative Entwicklungen, die auf die\r\nNutzung anonymisierter Daten beispielsweise\r\nzur besseren Laststeuerung und Effizienzplanung angewiesen sind, werden durch übermäßige Vorsicht und Regulierung gebremst. Die\r\nNutzung relevanter Daten muss erleichtert\r\nund rechtliche Hürden müssen abgebaut\r\nwerden, um die Digitalisierung der Energiewirtschaft effektiv zu gestalten. Dabei gilt\r\nes zu differenzieren: Erleichterungen bei der\r\nNutzung von Daten für die Energiewende und\r\nrestriktive Handhabung bei Daten der kritischen\r\nInfrastrukturen.\r\nKünstliche Intelligenz (KI) ist eine Schlüsseltechnologie des 21. Jahrhunderts und bietet\r\nder Energiewirtschaft große Potenziale,\r\nbeispielsweise bei der Modellierung und\r\nPrognostizierung von Verbräuchen und Netzauslastungen. Um den notwendigen Rahmen\r\nzu schaffen, sollte die nächste Bundesregierung\r\ndas nationale Durchführungsgesetz für die europäische KI-Verordnung unter Einbeziehung der\r\nbetroffenen Branchen, insbesondere der Energiewirtschaft, möglichst zügig beschließen.\r\nIm Rahmen der nationalen Durchführung sollten\r\ndringend alle Spielräume genutzt werden, um\r\neine innovationsfreundliche und bürokratiearme\r\nAuslegung der KI-Verordnung zu realisieren.\r\nDie Energiewirtschaft fordert von der Bundesregierung, über die Minimalanforderung der\r\nKI-Verordnung hinauszugehen, mehrere KI-Reallabore zu errichten und dabei auch die Energiewirtschaft zu berücksichtigen.\r\nDer Ausbau der Telekommunikationsinfrastruktur – sowohl von Mobilfunk- als auch\r\nvon Glasfasernetzen – ist ein wichtiger Baustein\r\nfür die Digitalisierung und das Gelingen der\r\nEnergiewende. Um einen schnelleren Ausbau\r\nhochleistungsfähiger Glasfasernetze zu ermöglichen, müssen Genehmigungsverfahren\r\nvereinfacht und digitalisiert werden. Zudem\r\nsollte der Bedeutung der Telekommunikationsinfrastruktur durch die Regelung eines überragenden öffentlichen Interesses Rechnung\r\ngetragen werden. Gleichzeitig sind gesetzliche\r\nMaßnahmen gegen die strategische Überbauung bestehender Glasfasernetze erforderlich:\r\nWurde in einer Region bereits ein Glasfasernetz\r\ngeschaffen, sollte dieses aus volkswirtschaftlichen Gründen nicht durch ein zweites Netz\r\nüberbaut werden. Dies gefährdet die Investitionssicherheit des erstausbauenden Unternehmens\r\nund erhöht die Wartezeit unterversorgter Gebiete\r\nauf einen Glasfaseranschluss, da Tiefbaukapazitäten anderweitig gebunden werden.\r\n1.3 Innovationsfreundliche Gesetzgebung für das digitalisierte Energiesystem 18—19\r\n 1.4 Kapital für\r\n die Energiewende schaffen\r\nInvestitionen in die Energiewende sind Investitionen in die Zukunft: Sie ermöglichen\r\nmodernste und resiliente Infrastruktur,\r\nLebensqualität für alle und die langfristige\r\nWettbewerbsfähigkeit Deutschlands.\r\nDer Investitionsbedarf ist hoch: Um die politisch\r\ngesetzten Ziele der Energiewende zu erreichen,\r\nsind bis 2030 Investitionen von etwa 700 Milliarden\r\nEuro erforderlich.\r\nDieser Investitionsbedarf übersteigt das bisherige Investitionsvolumen der Unternehmen\r\num ein Vielfaches. Um das notwendige Kapital\r\nmöglichst kostengünstig bereitzustellen,\r\nsind die Rahmenbedingungen zu verbessern\r\nund privates Kapital anzureizen.\r\nEine angemessene Eigenkapitalquote stärkt nicht\r\nnur die Bilanzsituation, sondern verbessert auch\r\ndie Bonitätseinschätzung zur Fremdkapitalaufnahme und reduziert die Kosten. Hier gilt es,\r\nsowohl bestehende als auch innovative Finanzierungsinstrumente zu optimieren, private Investitionen zu ermöglichen und die Rahmenbedingungen zu verbessern. Auch die Möglichkeiten\r\nder Fremdkapitalbereitstellung und -aufnahme\r\nmüssen weiter gestärkt werden.\r\nUm private Investitionen in die Energiewende\r\nzu gewinnen, müssen zudem ganz grundsätzlich die entsprechenden Rahmenbedingungen\r\nverbessert werden, etwa durch Anpassungen von\r\nEigenkapitalanforderungen, der Zusammensetzung der Green Asset Ratio in der EU-Taxonomie\r\nsowie steuerliche Anreize.\r\nZugleich gilt es, die Nutzung aller Finanzierungsinstrumente zu ermöglichen. Der Kreditmarkt ist\r\nfür alle Unternehmen relevant, der Kapitalmarkt\r\nzurzeit eher für die größeren. Wo für die Energiewende auch öffentliche Mittel eingesetzt werden,\r\neröffnen sich zahlreiche zusätzliche Möglichkeiten\r\nfür Mischfinanzierungen aus öffentlichen und\r\nprivaten Mitteln. Diese nutzen öffentliche Mittel\r\nstrategisch, um private Kapitalflüsse zu aktivieren.\r\nZudem sind staatlich flankierende Maßnahmen\r\nwie finanzielle Garantien oder Bürgschaften\r\ndurch Bund und Länder sowie auf EU-Ebene\r\nnotwendig, um das Risiko für Investorinnen\r\nund Investoren zu minimieren und somit ein\r\nattraktives Risiko-Rendite-Profil zu schaffen.\r\nDies gilt insbesondere bei Transformationstechnologien, bei denen das Risiko aufgrund eines noch\r\nnicht ausgereiften Marktes nicht ausreichend\r\nabschätzbar ist und private Investitionen deswegen ausbleiben. Ein Energiewendefonds,\r\nder Unternehmen bei ihren Investitionen\r\nunterstützt, kann ein sinnvolles Instrument,\r\ninsbesondere bei der Wärmewende, darstellen. Ein solcher Fonds soll privates Kapital\r\nmobilisieren und Energieunternehmen stärken.\r\n1.4 Kapital für die Energiewende schaffen 20—21\r\n\r\nErfolgsfaktoren\r\nfür einzelne Sektoren\r\nder Energieversorgung\r\n2.\r\n22—23\r\n 2.1 Erneuerbarer Strom\r\n im Zentrum\r\n des Energiesystems\r\nUm Klimaneutralität in den Bereichen Wärme,\r\nVerkehr und Industrie und die Herstellung von\r\nWasserstoff zu erreichen, ist eine klimaneutrale\r\nStromversorgung Grundbedingung und damit\r\nVoraussetzung für das Gelingen der Energiewende\r\ninsgesamt. Die Energiebranche hat in den letzten\r\nJahren ihren Beitrag zur Dekarbonisierung der\r\nStromerzeugung geleistet und ihre Ziele sogar\r\nübererfüllt. Für einen kosten- und systemeffizienten Zubau ist in Zukunft stärker auf den Ertrag\r\nund nicht allein auf die installierte Leistung abzustellen sowie auf eine Synchronisation mit dem\r\nNetzausbau zu achten, ohne den Ausbau der\r\nErneuerbaren Energien zu verlangsamen.\r\nDabei gilt: Erneuerbare Energien stehen bereits heute im Zentrum der klimaneutralen\r\nStromerzeugung.\r\nIm Jahr 2024 erreichte der Anteil des Stroms\r\naus Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch mit 55 Prozent eine neue Höchstmarke.\r\nIn zehn von zwölf Monaten wurde mehr als\r\ndie Hälfte des Strombedarfs aus Erneuerbaren\r\nEnergien gedeckt.\r\n EEG-Fördersystem mit Blick auf\r\n neue Gegebenheiten weiterentwickeln\r\nEin zukünftiger Förderrahmen für Erneuerbare\r\nEnergien (EE) muss vor allem Anreize dafür setzen,\r\ndass sowohl der Einsatz als auch der Standort\r\nvon EE-Anlagen markteffizient und systemdienlich gewählt werden. Zudem sind mit lokalen\r\nFlexibilitäten Erzeugungsspitzen lokal besser zu\r\nnutzen, beispielsweise durch Speicherung oder\r\nEigenversorgung in Kombination mit Wärmepumpen, E-Fahrzeugen oder Elektrolyseuren.\r\nMit dem weiteren Zubau von EE-ErzeugungsEntwicklung der Erneuerbaren-Quote Strom\r\nAnteil der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch\r\n20 %\r\n40 %\r\n2000 2004 2008 2012 2016 2020 2024 2028 2032\r\n2024*\r\n55 %\r\n2030\r\nmind. 80 %\r\n60 %\r\n80 %\r\nQuellen: BDEW, ZSW, EEG; Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\nEE-Anteil am Bruttostromverbrauch\r\nZielpfad gemäß EEG\r\nBraunkohle\r\nSteinkohle\r\nErdgas\r\nMineralölprodukte\r\nSonst. konv. ET\r\nWasser\r\nWind an Land\r\nWind auf See\r\nPhotovoltaik\r\nBiomasse\r\nSiedlungsabfälle (50 %)\r\n16,2 %\r\n5,4 %\r\n15,8 %\r\n1,0 % 3,6 % 4,2 %\r\n23,6 %\r\n5,5 %\r\n14,7 %\r\n1,1 % 9,0 %\r\nErneuerbare\r\n58,1 %\r\nBruttostromerzeugung nach Energieträgern\r\nin Deutschland\r\nQuellen: Destatis, EEX, ZSW, BDEW; Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\n2024\r\n488,5\r\nMrd. kWh*\r\n2.1 Erneuerbarer Strom im Zentrum des Energiesystems 24—25\r\nkapazitäten wird zunehmend das Angebot die\r\nNachfrage übersteigen. In der bisherigen EEGSystematik führt dies zu einem steigenden\r\nFörderbedarf. Produktionsabhängige Fördermodelle wie das derzeitige EEG sind langfristig nur bedingt geeignet. Das zukünftige\r\nFörderdesign sollte deshalb ein produktionsunabhängiges Fördermodell sein, das eine\r\nstärkere Wirksamkeit des Strompreissignals\r\nrealisiert. Dieses sollte unbedingt gemeinsam\r\nmit der Branche entwickelt werden. Übergangsweise sollte zunächst ein Marktmengenmodell\r\neingeführt werden, bei dem eine feste Strommenge zu Zeiten von Marktpreisen über null mit\r\neinem Differenzvertrag (CfD) vergütet wird. Bei\r\nPreisen unter null wird keine Vergütung gezahlt.\r\nUm weitere Kosten einzusparen, könnte dort, wo\r\nder Zubau ohne Förderung möglich ist, für die\r\nteuersten Anlagen die EEG-Vergütung reduziert\r\noder gestrichen werden, beispielsweise bei bestimmten PV-Aufdach-Anlagenkonstellationen.\r\n Erfolg des Photovoltaikausbaus verstetigen\r\nDer Erfolg des Zubaus von Photovoltaikanlagen\r\n(PV-Anlagen) ist auf dem Weg zur Klimaneutralität ein wichtiger Baustein. Im Jahr 2024 wurde\r\nein neuer Rekordwert von über einer Million\r\nAnlagen mit einer Gesamtleistung von rund\r\n17 Gigawatt erreicht. Unter Beachtung des\r\nsystemdienlichen Ausbaupfads und der Ertragsoptimierung sind weitere Potenziale zu heben.\r\n500\r\n600\r\n400\r\n300\r\n200\r\n100\r\n0\r\n1990 2000 2010 2020 2030 2040\r\nWasser Biomasse Sonst. EE\r\nWind an Land Wind auf See Photovoltaik\r\nInstallierte Leistung Erneuerbarer Energien bis 2040\r\nBis 2024 Ist, ab 2025 gemäß Zielen EEG 2023/WindSeeG\r\nInstallierte Leistung in GW\r\nQuelle: Marktstammdatenregister, AGEE Stat, EEG, WindSeeG, BDEW (eigene Berechnungen); Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\n2040-Ziele:\r\nPhotovoltaik:\r\n400 GW\r\nWind auf See:\r\n55 GW\r\nWind an Land:\r\n160 GW\r\n2030-Ziele:\r\nPhotovoltaik:\r\n215 GW\r\nWind auf See:\r\n30 GW\r\nWind an Land:\r\n115 GW\r\nLeistung 2024*:\r\nEE gesamt:\r\n188 GW\r\nPhotovoltaik:\r\n100 GW\r\nWind auf See:\r\n9 GW\r\nWind an Land:\r\n64 GW\r\nDer Ausbau im PV-Freiflächen-Segment ist weiter\r\nambitioniert voranzutreiben. So ist eine generelle\r\nÖffnung der benachteiligten Gebiete in den Bundesländern für PV-Freiflächenanlagen vorzusehen.\r\nDarüber hinaus sind, neben der Duldung der Verlegung von Netzanschlussleitungen sowie dem zügigen Ausbau von Speicherlösungen in Verbindung\r\nmit Photovoltaik-Parks, im Bereich des Erbschaftssteuerrechts bestehende Benachteiligungen für\r\nFlächen mit Photovoltaikanlagen abzubauen:\r\nAktuell genießen landwirtschaftliche Flächen erbschaftsteuerliche Vorteile. Diese entfallen jedoch,\r\nwenn die betroffene Fläche für die Errichtung\r\nvon Photovoltaik-Freiflächenanlagen verwendet\r\nwerden soll. Diese nachteiligen Regelungen führen\r\nzur Reduktion des möglichen Ausbaus.\r\nZudem bestehen insbesondere auf größeren\r\nDachflächen, die sich für PV-Anlagen von über\r\neinem Megawatt eignen, erhebliche Potenziale.\r\nBei der Planung von Neubaugebieten und Neubauten sind daher PV-Anlagen von Anfang an\r\nzu berücksichtigen. Eine frühzeitige Integration\r\nin die Planung ermöglicht eine optimale Ausrichtung und Dimensionierung der Anlagen, was die\r\nEffizienz steigert und Kosten reduziert.\r\nGrundlegend für alle weiteren Entwicklungen der\r\nPV-Einspeisung ist, dass die Regelungen für eine\r\nsichere Netzintegration neu kalibriert werden.\r\nSo ist einerseits sicherzustellen, dass der Anschluss\r\nder PV-Anlagen an das Stromnetz zu integrieren\r\nist, zum anderen müssen neue Akteure, wie\r\nbeispielsweise Prosumer, in angemessenem\r\nUmfang an den Kosten der Netznutzung beteiligt\r\nwerden und sich systemdienlich verhalten.\r\n Windenergieausbau weiter vorantreiben\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren für\r\nErneuerbare-Energien-Anlagen wurden in den\r\nletzten Jahren maßgeblich vereinfacht. Das\r\nGenehmigungsklima hat sich klar verbessert,\r\ndie gesetzgeberischen Maßnahmen zeigen\r\nerste Wirkung. Dazu hat insbesondere die\r\nEU-Notfallverordnung beigetragen. Um keine\r\n„Entschleunigung“ zu riskieren, sind die\r\nBeschleunigungsvorgaben der ErneuerbareEnergien-Richtlinie (RED III) schnellstmöglich\r\nin nationales Recht umzusetzen.\r\nBruttoausbaumengen – Photovoltaik\r\nBruttoleistung in GW\r\nQuellen: Marktstammdatenregister, BDEW; Stand 12/2024 *Vorläufig, teilweise geschätzt\r\nZubau pro Jahr 2000\r\n2002\r\n2004\r\n2006\r\n2008\r\n2010\r\n2012\r\n2014\r\n2016\r\n2018\r\n2020\r\n2022\r\n2024*\r\n0,1\r\n0,1\r\n0,1\r\n0,7\r\n0,9\r\n0,8\r\n1,2\r\n2,0\r\n4,4\r\n7,6\r\n8,0\r\n6,8\r\n3,1\r\n1,8\r\n1,4\r\n1,5\r\n1,7\r\n3,0\r\n4,0\r\n5,2\r\n5,7\r\n7,6\r\n5 GW\r\n10 GW\r\n15 GW 15,3\r\n17,0\r\n2.1 Erneuerbarer Strom im Zentrum des Energiesystems 26—27\r\nIm Jahr 2024 wurden nach vorläufigen Berechnungen rund 3,3 Gigawatt Wind an Land zugebaut und damit deutlich mehr als in den Jahren\r\n2018 bis 2022, allerdings etwas weniger als im\r\nJahr 2023. Die Ausbauziele sind dabei noch\r\nnicht erreicht. Bis Ende 2027 sollen 1,4 Prozent\r\nder Flächen für Windenergie ausgewiesen sein,\r\nbis Ende 2032 zwei Prozent. Zum Stichtag\r\n31. Dezember 2023 waren nur etwa 0,9 Prozent\r\nder Fläche der Bundesrepublik rechtswirksam\r\nausgewiesen. Das mit dem Wind-an-Land-Gesetz\r\nim Sommer 2022 neu eingeführte Planungsrecht\r\nmit den damit verbundenen Flächenzielen ist\r\ndaher unbedingt beizubehalten.\r\nWichtig ist zudem die Beseitigung von Unklarheiten, die in Prozessen durch weiterhin fehlende\r\nStandardisierung und veraltete Methoden\r\nzustande kommen. Konkret fehlt beispielsweise\r\nfür die artenschutzrechtliche Signifikanzbewertung bisher ein geeigneter Bewertungsmaßstab.\r\nHier sollten Standards durch die Verrechtlichung\r\nder Probabilistik rechtssicher, transparent und\r\nplanbar etabliert werden. Auf europäischer\r\nEbene sollten in diesem Sinne die bestehenden\r\nEU-Regelungen so überarbeitet werden, dass\r\nsie eindeutig Populations- vor Individuenschutz\r\nstellen und eine rechtssichere Erteilung von\r\nAusnahmegenehmigungen zulassen.\r\nUm den Ausbau Erneuerbarer Energien mit dafür\r\nerforderlicher Netzinfrastruktur zu unterstützen,\r\nsind das Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt sowie\r\ndas Recht zur Überfahrt und Überschwenkung\r\nwährend der Errichtung und des Rückbaus auch\r\nauf private Flächen auszuweiten. Insbesondere\r\nbeim Transport von Rotorblättern ist ein Überschwenken von Grundstücken kaum vermeidbar\r\nund der Eingriff zudem sehr gering. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetzsowie Breitbandausbau üblich und finden bereits\r\nseit vielen Jahren Anwendung.\r\nBruttoausbaumengen – Wind an Land (Leistung in GW)\r\n1,4 1,9 2,4 3,0 4,7 3,8 4,5 5,5 2,5 0,9 1,4 1,9 2,4 3,6 3,3 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024*\r\nZubau pro Jahr\r\nQuellen: Marktstammdatenregister, BDEW; Stand 12/2024 * Vorläufig, teilweise geschätzt\r\n Akzeptanz für Erneuerbare Energien vor Ort\r\n stärken, Bürgerinnen und Bürger beteiligen\r\nSkepsis gegenüber Energieprojekten beeinträchtigt\r\nderen Realisierung und kann damit die Umsetzung der Energiewende insgesamt gefährden.\r\nDie Akzeptanz für bestehende und neue Projekte\r\nist dem BDEW daher ein zentrales Anliegen.\r\nDeshalb sind lokale Finanzierungsmodelle, an\r\ndenen sich Kommunen oder auch Bürgerinnen\r\nund Bürger direkt oder indirekt beteiligen können,\r\nwichtig. Entsprechende Projekte fördern die\r\nAkzeptanz vor Ort und können – richtig aufgesetzt – zusätzliches Kapital für die Energiewende\r\nheben. Allerdings dürfen die verschiedenen\r\nBeteiligungsgesetze in den Ländern nicht zu\r\neinem bundesweiten Flickenteppich mit entsprechenden Standortnachteilen führen. Eine\r\nneue Bundesregierung sollte die Bürger- und\r\nGemeindebeteiligung an Energieprojekten durch\r\nbundeseinheitliche Rahmenvorgaben vereinfachen\r\nund dadurch stärken.\r\n Rahmenbedingungen für den Offshore-\r\n Wind-Ausbau sicherstellen\r\nUm bis 2045 die geplante Verachtfachung der\r\nOffshore-Leistung möglichst kosteneffizient zu\r\nerreichen, ist die Flächenentwicklungsplanung\r\nstärker auf den Ertrag und nicht auf die installierte\r\nLeistung auszurichten. Zudem gilt es, das Ausschreibungsdesign für Offshore-Wind-Flächen\r\nanzupassen. Dabei muss die Akteursvielfalt\r\nerhalten bleiben sowie die Transparenz in Ausschreibungsverfahren und die Flexibilität bei\r\nder Realisierung der größer werdenden Projekte\r\nerhöht werden. Neben Power Purchase Agreements (PPA) sind auch Differenzverträge (CfD)\r\nzu ermöglichen. Um den geplanten Ausbau und\r\nspäteren Erhalt der Offshore-Windparks auch\r\nlogistisch abzusichern, müssen Häfen, Werften,\r\nLiefer- und Rettungsketten ausgebaut werden.\r\nKosten können etwa durch eine kluge zeitliche\r\nAbfolge der Ausschreibungen und Inbetriebnahme, weniger dichte Bebauung sowie durch\r\nkürzere Seekabelführung optimiert werden.\r\nDie europäische Vernetzung von Offshore-Windparks kann zudem ein geeignetes Mittel sein, um\r\nden Strom noch effizienter zu nutzen, und ist im\r\neuropäischen Verbund voranzutreiben.\r\n Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und\r\n -Netzanbindungssystemen ermöglichen\r\nDie Genehmigungen der ersten großen OffshoreWindparks laufen ab etwa 2040 aus. Ohne anderweitige Festlegung hätte dies einen direkten,\r\nineffizienten Rückbau der Anlagen nach circa\r\n25 Jahren Betriebszeit zur Folge. Ein Weiterbetrieb der Anlagen kann aber technisch und\r\nrechtlich möglich sein sowie zu einem hohen\r\nvolkswirtschaftlichen Nutzen führen, da Netzkosten auf einen längeren Zeitraum verteilt, mögliche Engpässe bei den Lieferketten reduziert und\r\ndie Umweltbilanz der Anlagen weiter verbessert\r\nwerden. Daher ist der koordinierte Weiterbetrieb\r\nfrühzeitig zu prüfen, einzuplanen und zu ermöglichen.\r\n Integration von Offshore-Wind und\r\n -Elektrolyse vorantreiben\r\nDie Integration von Offshore-Windparks mit\r\nElektrolyseuren zur Wasserstoffproduktion\r\nbietet ein erhebliches Potenzial für die\r\nEnergiewende. Sie kann einerseits dazu beitragen, größere Mengen Wasserstoff in Deutschland\r\nund der EU zu erzeugen und andererseits eine\r\nzusätzliche Säule des Offshore-WindenergieAusbaus bilden, durch die die Kosteneffizienz,\r\nErlöspotenziale und Systemintegration im\r\nSektor verbessert werden können. Hierfür\r\nist die Entwicklung und Implementierung\r\nvon Offshore-Elektrolyseuren durch einen\r\nentsprechenden regulatorischen Rahmen,\r\nder kombinierte Anschlusskonzepte mit\r\nStromkabeln und H2\r\n-Pipelines ermöglicht,\r\nund gezielte Förderprogramme zu unterstützen.\r\n2.1 Erneuerbarer Strom im Zentrum des Energiesystems 28—29\r\n 2.2 Netzinfrastruktur\r\n als Rückgrat der Energiewende\r\nNetze bilden das Rückgrat der Energiewende.\r\nSowohl Strom- als auch Wärme-, Gas- und Wasserstoffnetze brauchen dabei stabile Rahmenbedingungen hinsichtlich der beschlossenen\r\nAusbaupfade, um mit einer integrierten Planung\r\nüber die Sektoren hinweg eine volkswirtschaftlich effiziente Lösung zu ermöglichen.\r\nDabei unterscheiden sich die Herausforderungen\r\nder Sektoren. Gerade Stromnetze befinden sich\r\nauf einem rasanten Modernisierungs- und Wachstumspfad. Die dezentrale Stromerzeugung und\r\ndie Elektrifizierung der Industrie und des\r\nWärme- und Verkehrsbereichs erhöhen den\r\nInvestitionsbedarf in Stromnetze. Die Gasnetze hingegen sind perspektivisch zu transformieren und Wasserstoffnetze zu entwickeln.\r\nGrundsätzlich gilt: Stabile Rahmenbedingungen\r\nsind entscheidend. Ein Energiesystem, das auf\r\nMoleküle und auf Elektronen setzt, ist resilienter\r\nals ein All-Electric-Ansatz und kann die Vorteile\r\nder Sektorkopplung voll ausschöpfen. Eine\r\nintegrierte Netzplanung von Strom-, Gas-, Wärmeund auch CO2\r\n-Netzen, die auf realistischen Annahmen basiert, ist essenziell für die erfolgreiche\r\nIntegration Erneuerbarer Energien, die Gewährleistung der Versorgungssicherheit, die optimale\r\nNutzung vorhandener Ressourcen und optimiert\r\nden Bedarf an Netzausbaumaßnahmen sowie\r\ndie Betriebskosten. Um den künftigen Netzausbau gesamtwirtschaftlich zu optimieren, muss\r\ndie Nutzung und Auslastung der Netze durch\r\nentsprechende Anreize effizienter werden.\r\n Maßnahmen zur Beschleunigung\r\n des Netzausbaus umsetzen\r\nIn den vergangenen Jahren wurden umfangreiche Regelungen zur Beschleunigung des Übertragungsnetzausbaus auf den Weg gebracht.\r\nDieser Regelungen zur Beschleunigung sowie\r\nzur Sicherstellung der zügigen Durchführung von\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren bedarf\r\nes dringend auch für den Aus- und Umbau der\r\nVerteilernetze. Aufgrund der planungsrechtlichen\r\nVorgaben liegt dabei ein Schwerpunkt im Bereich\r\nder Hochspannungsleitungen. Da Umbau- oder\r\nNeubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungsinfrastrukturen ebenfalls für das gesamte Energiesystem relevant sind und entlastende Wirkungen\r\nfür den Ausbaubedarf bei den Stromnetzen haben\r\nwerden, sollten diese Leitungen immer in die\r\nBeschleunigungsregelung einbezogen werden.\r\n Photovoltaik-Mittagsspitzen\r\n steuerbar machen\r\nDer Rekordzubau der PV ist auch ein Rekord an\r\nNetzanschlüssen. Rund die Hälfte der installierten Leistung der PV-Anlagen liegt dabei unterhalb der Grenze von 100 Kilowatt und speist\r\ndamit nach heutiger Rechtslage potenziell\r\nungesteuert in das Netz ein. Durch die hohe\r\nGleichzeitigkeit der PV-Einspeisung ergeben sich\r\ninsbesondere an sonnigen Tagen im Frühling\r\nund im Sommer zur Mittagszeit hohe „Einspeisespitzen“. Selbst bei perfektem Netzausbau muss\r\nsichergestellt sein, dass Last und Erzeugung\r\nim Gleichgewicht sind. Um das Netz stabil\r\nzu halten, ist daher eine Steuerbarkeit der\r\nAnlagen durch die Netzbetreiber wichtig.\r\nGasrohrnetz:\r\nStromkreislänge:\r\nFernwärme-/kältenetz:\r\n* Vorläufig, teilweise geschätzt\r\nQuelle: Destatis; BDEW; Stand 12/2024\r\n613.500 km\r\n1.936.750 km\r\n36.530 km\r\nNetzlängen 2024*\r\n2.2 Netzinfrastruktur als Rückgrat der Energiewende 30—31\r\nAndernfalls besteht die Notwendigkeit, einzelne\r\nNetzstränge mit Erzeugern und Verbrauchern\r\nzeitweise vom Netz zu nehmen, um das System\r\nzu stabilisieren – sogenannte Brownouts.\r\nEs ist richtig, dass mit den neuesten Änderungen\r\nam Energiewirtschaftsgesetz entsprechende Maßnahmen getroffen wurden. Dies betrifft sowohl\r\ndie Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung\r\nvon Neuanlagen als auch die Steuerbarkeit von\r\nBestandsanlagen. Ebenso ist der Wegfall der\r\nVergütung bei negativen Preisen, damit keine\r\nfalschen Anreize gesetzt werden, zu begrüßen.\r\nIn Form eines Marktmengenmodells sollten zukünftig die entgangenen Stunden am Ende der\r\nFörderung angehängt werden. Zudem ist als\r\nweitere Maßnahme eine schrittweise verpflichtende Direktvermarktung für Anlagen ab 25 Kilowatt\r\neinzuführen, damit Preissignale schneller wirken.\r\n Netzentgelte fair finanzieren und\r\n bundesseitig stützen\r\nZur Bewältigung der künftigen zusätzlichen\r\nVersorgungsaufgaben werden die Stromnetzbetreiber in den nächsten Jahren das Netz mit\r\nerheblichen Investitionen aus- und umbauen.\r\nUm Netzausbau und -modernisierung langfristig kosteneffizient zu gestalten, ist es\r\ndringend erforderlich, den Finanzierungsrahmen zu verbessern. Die regulatorische\r\nVerzinsung des eingesetzten Kapitals muss im\r\naktuellen Zinsumfeld attraktiv und wettbewerbsfähig sein, was eine deutliche Erhöhung bedeutet.\r\nAndernfalls werden weder internationale noch\r\nkommunale Geldgeber die notwendigen Investitionen tätigen können. Das gilt sowohl für Stromals auch für Gas- und Wasserstoffnetze.\r\nZugleich sind die Netzentgelte im Verteilnetz in\r\nden letzten Jahren regional unterschiedlich gestiegen. Es ist richtig, dass die Bundesnetzagentur hier gegengesteuert hat. Netzentgelte sollten\r\nzudem regional und über die Abnehmergruppen\r\n– beispielsweise Haushalte, Industrie, Handel,\r\nGewerbe – fair verteilt werden. Es empfiehlt sich\r\neine umfassende Analyse und evolutionäre Entwicklung des Systems, die auch die besondere\r\nPV-Leistungsklassen und Einspeisespitzen\r\nQuelle: Marktstammdatenregister, Hochrechnungs-Ist-Werte der ÜNB, BDEW (eigene Berechnung), Leistung von Balkon-PV wird nicht betrachtet; Stand 13.01.2025\r\n> 750 kW\r\n100 bis 750 kW\r\n45 bis 100 kW\r\n7 bis 45 kW\r\n2 bis 7 kW\r\n< 2 kW\r\n2 bis 7 kW: 3,0 GW\r\n7 bis 45 kW: 17,3 GW\r\n45 bis 100 kW: 4,1 GW\r\n100 bis 750 kW: 8,9 GW\r\n> 750 kW: 15,4 GW\r\n< 2 kW: 0,1 GW\r\nLeistung je Leistungsklasse\r\nam Mittagspeak:\r\n25,2 32,3\r\n16,0\r\n7,3 17,5\r\n8,1\r\n29,2\r\n34,9\r\n5,1\r\n5,7\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\n80\r\n90\r\n100\r\n2023 2024\r\nInstallierte Leistung [GW]\r\nInstallierte PV-Leistung\r\nnach Leistungsklassen\r\nAnzahl PV-Anlagen\r\nnach Leistungsklassen\r\n2,1\r\n2,6\r\n1,0\r\n1,1\r\n0,0\r\n0,5\r\n1,0\r\n1,5\r\n2,0\r\n2,5\r\n3,0\r\n3,5\r\n4,0\r\n4,5\r\n2023 2024\r\nAnzahl in Mio.\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\n80\r\n90\r\n100\r\n4 6 8 10 12 14 16 18 20 22\r\nEinspeiseleistung [GW]\r\nTag der maximalen PV-Einspeisung 2024\r\n(25. Juni 2024)\r\nRolle einzelner Gruppen wie Prosumer, Speicher,\r\nElektrolyseure und stromintensive Betriebe betrachtet. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass Netzentgelte grundsätzlich günstiger werden, je breiter\r\ndie Basis der auch finanziell beteiligten Netznutzer\r\nist und je effizienter die Netze ausgelastet werden.\r\nEin erheblicher Einflussfaktor für die Netzentgelte auf Übertragungsnetzebene aktuell ist der\r\nRedispatch. Redispatchkosten sind jedoch keine\r\noriginären Netzkosten, sondern entstehen übergangsweise bei der Transformation des Energiesystems. Kosten, die durch die Transformation des Energiesystems übergangsweise\r\nentstehen, sollten für die Dauer der Transformation nicht Teil der Netzentgelte sein. Dies\r\nsollte beispielsweise durch Zuschüsse aus\r\ndem Bundeshaushalt für Übertragungsnetzentgelte gelöst werden. Neben Netzausbau,\r\nNetzmodernisierung und Sektorkopplung bietet\r\ndie Weiterentwicklung der Stromnetzentgeltsystematik die Chance, trotz steigender Kosten die\r\nNetzentgelte für ein modernes, klimaneutrales\r\nStromnetz bezahlbar zu halten und gleichzeitig\r\nAnreize für ein effizientes Stromsystem zu setzen.\r\n Netzanschlüsse im neuen Energiesystem\r\n integriert und digital planen\r\nZentrale Stellschraube für die zügige Integration\r\nder exponentiell ansteigenden Zahl von EE-Anlagen\r\nund Verbrauchsanlagen ist die Flexibilisierung\r\nder Netzanschlussvereinbarungen inklusive\r\ngemeinsamer Netzverknüpfungspunkte. Hier\r\nmüssen das bestehende starre gesetzliche\r\nSystem aufgebrochen und flexible Lösungen\r\nzwischen Netzbetreibern und Netzkunden\r\nermöglicht werden. Eine sachgerechte Harmonisierung der Netzanschlussbedingungen und\r\nVerfahren ist dabei durch die Branche zu leisten.\r\n Rahmen für die Transformation der\r\n Gasnetze schaffen und H2-Kernnetz zum\r\n Gesamtnetz ausbauen\r\nAuch die Gasnetze müssen zukünftig enorme\r\nHerausforderungen bewältigen. Sie werden\r\nsowohl erneuerbare und kohlenstoffarme Gase\r\ntransportieren als auch mit rückläufigen Erdgasmengen umgehen. Zentrales Element für\r\neine erfolgreiche Transformation der Gasnetze ist dabei die Etablierung eines dafür\r\ngeeigneten Rechtsrahmens. Die EU hat bereits\r\nzahlreiche Vorgaben verabschiedet, die zeitnah in das nationale Recht überführt werden\r\nmüssen. Neben dem dringend erforderlichen\r\nverbindlichen Rechtsrahmen für die Transformationsplantung der Verteilernetze müssen auch\r\ndie nationalen Gestaltungsspielräume bei den\r\nEntflechtungsvorgaben für Wasserstoffnetze\r\ngenutzt und umgesetzt werden. Durch weitere\r\nRegelungen ist die Transformation der Gasnetze\r\nkosteneffizient und im Sinne der Kundinnen\r\nund Kunden umzusetzen. Ein anlassloser Rückbau von Gasnetzen ist dringend zu vermeiden.\r\nDie bestehenden starren Regelungen der\r\nNetzanschluss- und -zugangspflichten sind\r\nzu flexibilisieren und an die Transformationserfordernisse anzupassen.\r\nDie Grundlagen für den Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes wurden erfolgreich gelegt.\r\nZur weiteren Gestaltung des WasserstoffHochlaufs muss das Wasserstoff-Kernnetz\r\nmit einem Verteilernetz zur Erreichung der\r\nIndustrie- und Gewerbekunden zu einem\r\nWasserstoff-Gesamtnetz weiterentwickelt\r\nund in den geplanten EU-WasserstoffBackbone integriert werden. Hierzu bedarf\r\nes konkreter Planungen und eines neuen\r\nRegulierungs- und Finanzierungsrahmens.\r\nGesamtlänge des Wasserstoff-Kernnetzes\r\nTransformation\r\nbestehender\r\nErdgasleitungen:\r\n9.040 km\r\n40 %\r\n60 %\r\nNeubau:\r\n2.2 Netzinfrastruktur als Rückgrat der Energiewende 32—33\r\n 2.3 Hochlauf der erneuerbaren\r\n und kohlenstoffarmen Gase\r\nAuch im klimaneutralen Energiesystem sind Gase\r\nfür die Sektoren, die nicht oder nur zum Teil\r\nelektrifiziert werden können, wie Stahl-, Chemieund Zementindustrie, unabdingbar für die Absicherung der Strom- und Wärmeerzeugung.\r\nDies betrifft ebenso Teile der Mobilität und des\r\nTransports – insbesondere in der Luft- und\r\nSchifffahrt. Neben der Versorgung mit Erdgas\r\nmuss parallel die Transformation hin zu erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen erfolgen.\r\nDas bedeutet, eine bestehende Versorgung abzulösen und in neue Wertschöpfungsketten zu investieren. Dazu muss das notwendige Vertrauen\r\nbestehen, dass ein Markt entsteht.\r\n Wasserstoff-Markt aufbauen\r\nEs muss ermöglicht werden, große Mengen\r\nan Wasserstoff und Derivaten zu möglichst\r\nwettbewerbsfähigen Preisen zu erzeugen und\r\nzu beschaffen. Dafür gilt es unter anderem, die\r\nDelegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmem\r\nund erneuerbarem Wasserstoff auf EU-Ebene\r\npraxistauglich und ermöglichend auszuarbeiten\r\nbzw. international anschlussfähig anzupassen.\r\nMit dem weiteren Ausbau der Stromerzeugungskapazitäten aus Erneuerbaren Energien wird\r\nzudem die Bedeutung von Wasserstoff aus der\r\nElektrolyse mit überschüssigem regenerativem\r\nStrom als heimischem Energieträger stark zunehmen. Um eigene Produktionskapazitäten\r\nanzureizen, ist die (gesamt-)systemdienliche\r\nErzeugung von Wasserstoff voranzubringen und\r\ninsbesondere die Förderrichtlinie für systemdienliche Elektrolyseure zügig zu verabschieden\r\nund mit ausreichenden Mitteln auszustatten.\r\nZentral ist die Absicherung der Nachfrage,\r\nbeispielsweise durch Differenzverträge\r\n(CfDs). Um die Infrastruktur auszulasten,\r\nbraucht es langfristig absehbare Mengen\r\nan Wasserstoff. Um Importe zu realisieren, ist\r\nes erforderlich, dass die Infrastruktur – Anlandeterminals, Flächen für Tanklager, oberirdische\r\nSpeicher sowie Ammoniak-Cracker – hinreichend\r\nvorhanden ist. Dafür ist die Beschleunigung\r\nvon Planungs- und Genehmigungsverfahren\r\nerforderlich. Neben der Diversifizierung ist\r\ndeswegen auch die Priorisierung erster Importkorridore in der Aufbauphase zu prüfen. Leitbild\r\ndabei muss ein internationaler, wettbewerbsbasierter Markt sein. Grundsätzlich ist die\r\ntragende Marktrolle der Importeure und\r\nHändler – „Midstreamer“ – für die Organisation der Liefer-, Logistik- und Wertschöpfungskette zwischen Produktion und\r\nNachfrage zu stärken, um die Erschließung\r\ndes Marktes zu befördern.\r\n Potenziale von Zertifikaten und Herkunfts-\r\n nachweisen für den Hochlauf heben\r\nEs braucht zudem einen funktionierenden Markt\r\nfür Zertifikate und Herkunftsnachweise. Eine\r\nSegmentierung und Kleinteiligkeit wie beim Biomethan muss in jedem Fall vermieden werden.\r\nHerkunftsnachweise und damit verbundene\r\nZertifikate besitzen das Potenzial, mittels\r\neines liquiden und handelbaren Markts einen\r\nökonomischen Mehrwert zu erzielen und zugleich den für die Dekarbonisierung notwendigen Hochlauf erneuerbarer und kohlenstoffarmer Gase entscheidend anzureizen.\r\nInsgesamt 2030:\r\n10GW\r\nZiele\r\nAls systemdienliche\r\nElektrolyseure:\r\n3GW\r\nfür die H2\r\nProduktionskapazitäten\r\nin Deutschland\r\n2.3 Hochlauf der erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gase 34—35\r\nImport und Export\r\nvon Wassersto\u001F\r\nDarstellung geplanter europäischer\r\nKorridore und das genehmigte\r\nWassersto\r\nkernnetz in Deutschland\r\nQuelle: Bundesnetzagentur, BMWK, BDEW/EY-Fortschrittsmonitor\r\n(Destatis, BMWK, BDEW Stand 12/2024\r\nGeplant\r\nGenehmigt\r\n Nordsee\r\n Südwest\r\n Süd\r\n Ostsee\r\nHierzu bedarf es eines über alle Sektoren\r\neinheitlichen und europäisch harmonisierten\r\nHerkunftsnachweissystems. Die getrennte Handelbarkeit von Energieträger und Zertifikat ist hierbei wesentlich. Eine zu strikte Auslegung der\r\nAnforderung „Massenbilanzsystem“ kann den\r\nHochlauf des Marktes signifikant behindern.\r\nZudem muss dringend darauf hingewirkt werden,\r\ndass eine mengenmäßige Zielanrechnung und/\r\noder eine mengenmäßige Förderung ermöglicht\r\nund etabliert werden.\r\n Energieversorgung mit Biomethan\r\n nachhaltig gestalten\r\nBiomethan kann eine wichtige Rolle spielen, um\r\ndie Energieversorgung nachhaltiger zu gestalten.\r\nUm dieses Potenzial auszuschöpfen, ist eine\r\nErhöhung der Produktionskapazitäten durch\r\nOptimierung bestehender Anlagen und Umstellung auf Biomethaneinspeisung unter Berücksichtigung der lokalen Entwicklung der Gasnetze\r\nsowie bestehender Wärmenetze notwendig.\r\nDafür müssen Genehmigungsverfahren\r\nfür neue Biomethananlagen beschleunigt\r\nund die Regelungen zur Einspeisung in die\r\nGasnetze volkswirtschaftlich effizient angepasst werden, die Nachweisführung für\r\nNachhaltigkeit und Treibhausgasminderung\r\nvereinfacht sowie der EU-weite Handel mit\r\nBiomethan gefördert werden.\r\n Rechtlichen Rahmen für\r\n CCS und CCU schaffen\r\nDie Bedeutung von Carbon Capture and Storage\r\n(CCS) und Carbon Capture and Utilization (CCU)\r\nfür die Erreichung der Klimaziele wird angesichts\r\nder weltweit nicht schnell genug sinkenden\r\nEmissionen zunehmen. Für das Industrieland\r\nDeutschland gilt dies insbesondere angesichts\r\nunvermeidbarer CO2\r\n-Emissionen in bestimmten\r\nIndustrieprozessen wie der Zement- oder Stahlherstellung. Es bedarf dringend eines klaren\r\nrechtlichen Rahmens zur Ermöglichung der\r\nAnwendung von CCS- und CCU-Technologien, für die Offshore-Speicherung von CO2\r\nsowie für die Planung und den Aufbau einer\r\nCO2\r\n-Transportinfrastruktur. Für den Hochlauf\r\nder Technologie ist eine gezielte Förderung der\r\nWertschöpfungskette notwendig. Diese ist dabei\r\nauf schwer oder nicht vermeidbare Emissionen\r\nzu fokussieren.\r\nBei der Planung der CO2\r\n-Transportinfrastruktur\r\nist die Anbindung an das europäische Netz zu\r\nberücksichtigen. Entsprechend ist das Bestreben, auf EU-Ebene die Rahmenbedingungen für\r\nCO2\r\n-Transport und CO2\r\n-Qualitätsstandards zu\r\nschaffen, zu begrüßen und bei der nationalen\r\nAusgestaltung zu berücksichtigen. Hierbei ist\r\nder Schutz der Trinkwasserressourcen sicherzustellen.\r\n2.3 Hochlauf der erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gase 36—37\r\n 2.4 Wärmepaket für\r\n die Wärmewende\r\nDer Anteil Erneuerbarer Energien am Wärmeverbrauch liegt bislang bei nur knapp 20 Prozent.\r\nDaher stellt die Dekarbonisierung die zentrale\r\nHerausforderung im Wärmesektor dar. Um die\r\nKlimaziele zu erreichen, muss die Wärmewende\r\nnun konsequent vorangetrieben werden.\r\nWärmenetze und klimaneutrale Fernwärme\r\nsind neben der Elektrifizierung der Wärme\r\nzentrale Bausteine für eine klimapolitisch\r\nerfolgreiche und volkswirtschaftlich kosteneffiziente Wärmewende. Für das Gelingen der\r\nWärme- und Energiewende hat die Bundesregierung bereits mit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) und dem Wärmeplanungsgesetz\r\n(WPG) einen Rahmen gesetzt. Besondere\r\nBedeutung für die klimaneutrale Wärmeversorgung kommt der Fernwärme zu.\r\nDer Wärmemarkt ist mit\r\ndes Gesamtendenergieverbrauchs\r\nder größte Endenergieverbrauchssektor\r\nDeutschlands. (Stand 2022)\r\nrund 57%\r\nAnteile der Energieträger im Wärmemarkt 2022\r\nQuelle: Berechnungen BDEW auf Basis AG Energiebilanzen;\r\nStand 11/2023; Rundungsdifferenzen möglich\r\n* Vorläufig, ohne Brennstoffeinsatz in\r\n Industriekraftwerken für Strom und\r\n Wärmeerzeugung, Erdgas mit Heizwert erfasst\r\nErdgas\r\nErneuerbare\r\nStrom\r\nÖl\r\nKohlen\r\nFernwärme\r\nAbfall (nicht biogen)\r\nAbwärme Sonstige\r\nInsgesamt hat Erdgas einen Anteil von 47,7 % am Energieverbrauch Wärme.\r\nDazu zählen Raumwärme, Warmwasserbereitung sowie Prozesswärme und -kälte.\r\nEnergieverbrauch\r\nWärme in %\r\n Insgesamt:\r\n1.344\r\nMrd. kWh*\r\n47,7\r\n13,2\r\n14\r\n42,6\r\n12,5 8,4\r\n7,8\r\n0,7\r\n0,6\r\n0,2\r\n 1,4\r\n 1,8\r\n 4,2\r\n 5,8\r\n 3,3 1,6\r\n 1,4\r\n2.4 Wärmepaket für die Wärmewende 38—39\r\nDie Zahl an die Fernwärmeversorgung angeschlossener Gebäude soll sich nach Verständigung von Bundesregierung und Energiebranche\r\nbis 2045 verdreifachen – das entspricht einem\r\nNeuanschluss von 100.000 Gebäuden pro Jahr.\r\nUm einen breiten gesellschaftlichen Konsens\r\nfür die Wärmewende zu erreichen, sollte in\r\nder neuen Legislaturperiode ein in sich schlüssiges und praxistaugliches Wärmepaket\r\nbeschlossen werden.\r\nDieses sollte auf Grundlage der kommunalen\r\nWärmeplanung und orientiert an einer effizienten\r\nEmissionsminderung die Weiterentwicklungen des\r\nGEG (einschließlich einer zielgenauen Förderung),\r\nder AVBFernwärmeV und der WärmeLV sowie\r\neinen konsistenten Förderrahmen beinhalten.\r\nHemmnisse für die Erschließung erneuerbarer und\r\nklimaneutraler Wärmequellen sind konsequent\r\nabzubauen.\r\n Förderrahmen für die Wärmewende\r\nUm die Wärmewende abzusichern, bedarf es\r\neiner Verstetigung der Förderkulisse. Die verschiedenen Förderkulissen – Bundesförderung für\r\neffiziente Wärmenetze (BEW), Bundesförderung\r\nfür effiziente Gebäude (BEG) und Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in\r\nder Wirtschaft (EEW) – sind besser aufeinander\r\nabzustimmen.\r\nBeheizungsstruktur 2024*\r\nAnteile der genutzten Energieträger\r\nIm Wohnungsneubau** (in %) Im Wohnungsbestand (in %)\r\nQuellen: Statistische Landesämter, BDEW; Stand 12/2024 * Vorläufig, teilweise geschätzt; ** zum Bau genehmigte neue Wohneinheiten; primäre Heizenergie; *** einschließlich Biomethan\r\nGas***\r\nElektro-Wärmepumpen\r\nSolar-/Geothermie\r\nFernwärme\r\nStrom\r\nHolz/Holzpellets\r\nHeizöl\r\n5,4 Sonstige\r\n65,9\r\n23,0\r\n2,7 0,1 0,9 2,0\r\n56,1\r\n15,5\r\n2,5 4,3 4,1\r\n0,2\r\n17,3\r\nDie BEW sollte durch eine gesetzliche\r\nRegelung der jährlichen Unsicherheit den\r\nHaushaltsberatungen entzogen werden\r\nund 3,5 Milliarden Euro jährlich umfassen,\r\num Planungs- und Investitionssicherheit für den\r\nwichtigen Fernwärmeausbau zu gewährleisten\r\nund Kosten der Wärmewende zu dämpfen. Auch\r\ndie Absicherung des Fündigkeitsrisikos von\r\nGeothermiebohrungen, beispielsweise durch\r\ndie KfW, ist für das Gelingen der Wärmewende\r\nzwingend erforderlich und im Haushalt abzubilden. Das KWKG ist auch in Hinblick auf die\r\nGewährleistung der Wärmeerzeugung weiterzuentwickeln und zu verstetigen.\r\n Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung\r\nDie Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung\r\nleistet einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung der Klimaziele sowie zur Steigerung\r\nder Versorgungssicherheit und Resilienz.\r\nDafür müssen Planungs- und Genehmigungsverfahren insbesondere für Geothermieanlagen, Großwärmepumpen und Wärmespeicher beschleunigt werden. Die Nutzung\r\nvon Geothermie ist als überragendes öffentliches Interesse zu bestimmen, wobei das\r\nüberragende öffentliche Interesse an der\r\nöffentlichen Wasserversorgung in den engen\r\nWasserschutzbereichen Vorrang haben sollte.\r\nAuch für Großwärmepumpen und Wärmespeicher müssen weitere Erleichterungen bei\r\nPlanung, Errichtung und Betrieb erfolgen.\r\n Anpassung des Rechtsrahmens für\r\n die Wärmenetze\r\nUm den Einsatz klimaneutraler Versorgungstechnologien anzureizen und einen wirtschaftlichen Betrieb zu ermöglichen, bedarf es eines\r\ngeeigneten Rechtsrahmens. Die aktuellen Bestimmungen der Verordnung über Allgemeine\r\nBedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) sowie der Wärmelieferverordnung (WärmeLV) garantieren derzeit\r\nkeine anreizenden Rahmenbedingungen.\r\nKonkret muss bei der Novellierung der AVBFernwärmeV zwischen den Verbraucherschutzinteressen und den Fernwärmeversorgungsunternehmen ein angemessener Ausgleich\r\nhergestellt werden. Insbesondere braucht es\r\ndie Möglichkeit, Kosten für die Dekarbonisierung\r\nder (Fern-)Wärmeversorgung erwirtschaften zu\r\nkönnen. Um Investitionshemmnisse für den\r\nWärmenetzausbau abzubauen, muss der Vergleichsmaßstab für die Warmmietenneutralität\r\nin der WärmeLV auf GEG-konforme Versorgungstechnologien umgestellt werden.\r\n Gebäudeenergiegesetz konstruktiv\r\n weiterentwickeln\r\nDas Gebäudeenergiegesetz (GEG) setzt seit 2020\r\ndie Vorgaben der europäischen Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie (EPBD) in nationales Recht\r\num. Die mit der zum 1. Januar 2024 in Kraft getretenen Novelle erfolgte Berücksichtigung der\r\nBestandsbauten neben den Neubauten ist hinsichtlich des Zieles der Emissionsreduzierung im\r\nWärmebereich – sowohl durch Gebäudeeffizienz\r\nals auch durch die genutzte Energie – sinnvoll.\r\nErforderlich sind jedoch die deutliche Vereinfachung und praxistaugliche Gestaltung der\r\nEmissionsreduzierung sowie der Zeithorizonte\r\nfür deren Umsetzung. Die bis Mai 2026 ohnehin\r\nzu erfolgende nationale Umsetzung der EPBD\r\nim GEG eröffnet die Chance einer ganzheitlichen\r\nÜberarbeitung des GEG.\r\n2.4 Wärmepaket für die Wärmewende 40—41\r\n 2.5 Standortfaktor\r\n Elektromobilität\r\nDer Verkehrssektor ist der drittgrößte Verursacher\r\nvon CO2\r\n-Emissionen und jener mit den geringsten Minderungen seit 1990. Der Hochlauf der\r\nemissionsfreien Mobilität kommt nun jedoch ins\r\nRollen: Automobilindustrie und die Energie- und\r\nLadebranche investieren seit Jahren massiv in\r\ndie Elektromobilität in Deutschland.\r\nEs ist klar: Damit wir als Technologiestandort\r\ninternational vorne mitspielen, ist ein starker\r\nHeimatmarkt für Elektromobilität die beste\r\nStandortpolitik. Ein verlässlicher politischer\r\nRahmen und damit Planungssicherheit für Unternehmen ist unbedingt notwendig, um Investitionen in innovative Mobilitätslösungen zu fördern.\r\nEin Nachlassen könnte zu einem industriepolitischen Rückschritt führen: Die europäischen\r\nCO2\r\n-Flottengrenzwerte sind entsprechend\r\nbeizubehalten, da sie Anreize für Innovationen schaffen, den Übergang zu umweltfreundlicheren Fahrzeugen fördern und\r\nden Ausbau der Ladeinfrastruktur anreizen.\r\n Ausbau der Ladeinfrastruktur und Fahr-\r\n zeughochlauf in Gleichschritt bringen\r\nCO2\r\n-neutrale Mobilität und ein klimafreundlicher Gütertransport erfordern eine veränderte\r\nInfrastruktur zum Laden und Tanken sowie die\r\ndazu passenden Fahrzeuge. Die Energiewirtschaft liefert nicht nur zuverlässig Energie und\r\nVerteilnetze für Elektro-, Gas- und Wasserstofffahrzeuge, sondern baut gleichzeitig auch die\r\nöffentliche sowie private Ladeinfrastruktur aus.\r\nIn den letzten Jahren wurde das Ladenetz für\r\nE-Pkw auf mittlerweile über 150.000 öffentliche\r\nLadepunkte mit einer Gesamtladeleistung von\r\nüber fünf Gigawatt ausgebaut. Diese Infrastruktur gewährleistet sichere Elektromobilität\r\nund bereits jetzt eine Übererfüllung der Zielwerte\r\nder EU. Für den weiteren marktgetriebenen Ausbau der Infrastruktur und einen kundenfreundlichen Preiswettbewerb ist die wirtschaftliche\r\nAuslastung zentral. Fahrzeugabsatz und Ladeinfrastruktur müssen also gemeinsam wachsen.\r\nDer Absatz von batterieelektrischen Fahrzeugen\r\nwird für die weitere Verkehrswende entscheidend\r\nsein. Insbesondere günstigere Modelle für eine\r\nbreit aufgestellte Elektromobilität sind dabei\r\nvon Bedeutung. Diese Dynamik sollte durch\r\nnachhaltige steuerliche Anreize statt teurer Förderprogramme unterstützt werden.\r\n Ladesäulenausbau entbürokratisieren –\r\n staatliche Förderprogramme beenden\r\nDer Wettbewerb führt bereits heute zu einem\r\ndeutlich schnelleren Ausbau der Ladeinfrastruktur als vom Staat anvisiert. Staatliche\r\nFörderprogramme beschleunigen den Ausbau\r\nnicht und sind zu beenden. Stattdessen sind\r\ndie Rahmenbedingungen zu verbessern, indem\r\ndie Genehmigungsverfahren entschlackt und\r\nHemmnisse bei der Flächenverfügbarkeit behoben\r\nwerden. Ladepunkte in öffentlichen Räumen\r\nsind in die Stadtplanung zu integrieren. Städtebauliche Verträge sollten beispielsweise eine\r\ngrundsätzliche Öffnungsklausel für die Umwidmung von Parkplätzen in Ladeplätze enthalten.\r\nwürden sich\r\nwieder für den\r\nKauf eines\r\nElektroautos\r\nentscheiden.\r\nElektromobilität ist ein Erfolgsmodell.\r\nDas zeigt auch unsere regelmäßige\r\nUmfrage unter E-Autofahrerinnen\r\nund -fahrern:\r\n97%\r\nQuelle: BDEW-Erhebung, 2024\r\n2.5 Standortfaktor Elektromobilität 42—43\r\nElektromobilität – Ausbau des Ladeangebotes\r\nÖffentlich zugängliche Ladepunkte, verfügbare Ladeleistung sowie der Bestand der Elektro-Pkw\r\nQuellen: BDEW-Ladesäulentracker, BNetzA, KBA, www.ladesaeulenregister.de; Stand: 1/2025 * Battery Electric Vehicle 34.000 53.850 83.200 136.600309.083 618.460 1.013.0091.555.2651.744.166\r\n0\r\n200.000\r\n400.000\r\n600.000\r\n800.000\r\n1.000.000\r\n1.200.000\r\n1.400.000\r\n1.600.000\r\n1.800.000\r\n2.000.000\r\n1.1.2017\r\n1.1.2018\r\n1.1.2019\r\n1.1.2020\r\n1.1.2021\r\n1.1.2022\r\n1.1.2023\r\n1.1.2024\r\n1.10.2024\r\nAnzahl Elektro-Pkw (BEV*)\r\n6.460\r\n10.740\r\n19.200\r\n30.100\r\n42.620\r\n59.550\r\n85.430\r\n118.165\r\n157.958\r\n0\r\n20.000\r\n40.000\r\n60.000\r\n80.000\r\n100.000\r\n120.000\r\n140.000\r\n160.000\r\n1.1.2017\r\n1.1.2018\r\n1.1.2019\r\n1.1.2020\r\n1.1.2021\r\n1.1.2022\r\n1.1.2023\r\n1.1.2024\r\n1.1.2025\r\nLadepunkte\r\n0,14\r\n0,24\r\n0,46\r\n0,82\r\n1,20\r\n1,74\r\n3,70\r\n5,40\r\n7,81\r\n0\r\n1\r\n2\r\n3\r\n4\r\n5\r\n6\r\n7\r\n8\r\n9\r\n1.1.2017\r\n1.1.2018\r\n1.1.2019\r\n1.1.2020\r\n1.1.2021\r\n1.1.2022\r\n1.1.2023\r\n1.1.2024\r\n1.1.2025\r\nSumme Ladeleistung GW\r\nVorgaben für Ladeinfrastruktur im Gebäudebereich sind so auszugestalten, dass Anreize\r\nzur optimalen Anbindung und Ausgestaltung\r\nder Ladevorgänge entstehen.\r\n Das Potenzial des bidirektionalen Ladens\r\n ausschöpfen\r\nBidirektionales Laden bietet einen attraktiven\r\nMehrwert und eine zusätzliche Flexibilitätsoption für das Energiesystem. Um das Potenzial zu heben, ist die Etablierung einheitlicher\r\ntechnischer Standards entscheidend. Zudem\r\nmuss der diskriminierungsfreie Zugriff auf die\r\nDaten der Fahrzeugbatterien geregelt werden,\r\num allen Marktakteuren den Zugang zu relevanten\r\nDaten zu ermöglichen und so die Integration\r\nvon Elektrofahrzeugen in das Energiesystem\r\nzu unterstützen. Detaillierte Regelungen, die\r\nden Innovationsspielraum einschränken, sind\r\ndagegen abzulehnen.\r\n E-Lkw-Ladenetz marktlich ausbauen\r\nAngesichts der steigenden Bedeutung der Elektromobilität auch im Schwerlastverkehr ist der\r\nAufbau einer flächendeckenden und leistungsfähigen Lkw-Ladeinfrastruktur in Deutschland\r\nunerlässlich. Wie im Pkw-Bereich ist ein marktorientierter Ausbau des Ladenetzes für E-Lkw\r\ndie richtige Lösung: Statt durch Ausschreibungen\r\nfür ein staatliches Ladenetz in den Markt einzugreifen, gilt es, die Nutzung von Bundesflächen\r\nwettbewerblich zu ermöglichen. Dies würde\r\nsowohl zu einer schnelleren Errichtung von Ladehubs als auch zu Einnahmen statt Ausgaben für\r\nden Staat führen.\r\nGleichzeitig müssen gerade im Schwerlastverkehr\r\nauch andere Antriebstechnologien weiterverfolgt\r\nwerden. Die Rolle des Staates sollte sich auf die\r\nSchaffung geeigneter Rahmenbedingungen\r\nund die Unterstützung in Bereichen beschränken, in denen der Markt allein nicht\r\nausreichend agieren kann.\r\n Biomethan, Wasserstoff und seine Derivate\r\n im Einsatz für Transport und Mobilität\r\nBio-CNG, Bio-LNG und insbesondere Wasserstoff und seine Derivate werden für den Luft- und\r\nSchiffsverkehr unabdingbar sein. Auch beim\r\nSchwerlasttransport und bei Nutzfahrzeugen\r\nkönnen sie zur Resilienz der Verkehrswende beitragen, wo eine Elektrifizierung nicht absehbar\r\nist oder wo ein Umstieg auf elektrifizierte\r\nLösungen aufgrund des Nutzungsverhaltens\r\nnur sehr verzögert zu erwarten ist. Erneuerbare\r\ngasförmige und flüssige Kraftstoffe bieten tragfähige Lösungen für den Umstieg in den treibhausgasneutralen Verkehr und sind effektive Optionen\r\nzur signifikanten Reduzierung der Treibhausgasemissionen für den ÖPNV sowie den Luft-,\r\nSchiff-, Schienen- und Nutzverkehr und es bedarf\r\ndeswegen der Bereitstellung der notwendigen\r\nTankinfrastruktur.\r\n2.5 Standortfaktor Elektromobilität 44—45\r\n 2.6 Eine kundengerechte\r\n Energieversorgung im Blick:\r\n Der Energievertrieb\r\nNeue Produkte rund um die Energiewende,\r\nindividuelle Angebote und nachhaltige Energielösungen tragen wesentlich dazu bei, dass die\r\nKundinnen und Kunden die Energiewende unterstützen und nutzen. Regulatorische Anforderungen aus Europa und vom nationalen Gesetzgeber lösen immer wieder erhebliche zusätzliche\r\nKosten aus, die die Vertriebe belasten und letztlich den Preis erhöhen. Es sind daher zu detaillierte gesetzliche Vorgaben auf ein Mindestmaß\r\nzurückzuführen, um Spielräume für die wettbewerbliche Entwicklung marktfähiger Produkte\r\nzu ermöglichen. Bürokratische Sonderlasten wie\r\nbeispielsweise die Energiepreisbremsengesetze\r\ndürfen sich so nicht wiederholen. In einem freien\r\nWettbewerb können die Vertriebe ihre Nähe zur\r\nBürgerin und zum Bürger einbringen und ihre\r\nwichtige Vor-Ort-Funktion wahrnehmen.\r\n Vertrieb bei der Gesetzgebung mitdenken\r\nDer Vertrieb war in den letzten Jahren, unter\r\nanderem durch die Umsetzung der Energiepreisbremse, mit hohen Belastungen konfrontiert, die\r\nzu hohen Kosten und Aufwendungen führten.\r\nDies betrifft sowohl Personal- und Beraterkapazitäten als auch weitere Dienstleistungsbedarfe.\r\nVor allem haben diese Belastungen wertvolle\r\npersonelle Ressourcen in den Unternehmen\r\ngebunden, die beim Service und der Umsetzung\r\nder Energiewende fehlen.\r\nEs muss stärker auf eine Kohärenz bestehender\r\nund neu geschaffener Gesetze und Verordnungen\r\ngeachtet werden. So passt beispielsweise die\r\nallgemeine Pflicht zum Anbieten dynamischer\r\nTarife, die die kurzfristige Preisentwicklung an\r\nden Strombörsen abbilden, nicht zur zeitgleichen\r\nDiskussion um Vorgaben zur langfristigen\r\nAbsicherung der Beschaffung an den Terminmärkten, um Kundinnen und Kunden vor den\r\nkurzfristigen Strompreisschwankungen zu\r\nschützen. Statt enge gesetzliche Vorgaben zu\r\nsetzen, sollte dem Markt vertraut werden, der\r\ndie besten kundennahen Lösungen findet.\r\nEine immer stärkere Regulierung bei Dienstleistungen wird dazu führen, dass entsprechende\r\nProdukte im Wettbewerb für Kundinnen und\r\nKunden nicht attraktiv werden und alternativ\r\nproprietäre Lösungen eingesetzt werden, die\r\nim Gesamtsystem nicht integrierbar sind.\r\n Vorgaben zu Kommunikation und\r\n Information praktikabel und zeitgemäß\r\n ausgestalten\r\nZur Erleichterung der Kundenbeziehung sollten\r\ndie Fristen für die Kommunikation von Preisänderungen in der Grundversorgung und bei\r\nSondervertragskundinnen und -kunden auf den\r\nEU-Standard der Strom- und Gas-Binnenmarktrichtlinie von vier Wochen angeglichen werden.\r\nIn Anbetracht der weiteren Digitalisierung sollten\r\nüberholte Veröffentlichungspflichten in Tageszeitungen zugunsten elektronischer Veröffentlichungen wegfallen. Ebenso sollte die elektronische Mitteilung anstelle der brieflichen als\r\nStandard definiert werden.\r\nUnternehmen der Energieversorgung\r\nZahl der Unternehmen in den\r\neinzelnen Marktbereichen*\r\nStromerzeuger 1.185\r\nÜbertragungsnetzbetreiber 4\r\nStromverteilnetzbetreiber 885\r\nStromspeicherbetreiber 219\r\nStromhändler (BKV) 1.236\r\nStromlieferanten 1.331\r\nErdgasfördergesellschaften 7\r\nTransportnetzbetreiber 12\r\nGasverteilnetzbetreiber 700\r\nGasspeicherbetreiber (inkl. H2\r\n) 38\r\nGashändler (BKV) 380\r\nGaslieferanten 1.011\r\nFernwärmeerzeuger 632\r\nFernwärmenetzbetreiber 480\r\nWärmespeicherbetreiber 69\r\nFernwärmelieferanten 598\r\nQuelle: BNetzA (MaStR), BVEG, BDEW; Stand 12/2024\r\n* Addition nicht möglich, da viele der Unternehmen in mehreren Sparten und auf mehreren Wertschöpfungsstufen tätig\r\nsind und somit mehrfach erfasst wurden; teilw. gerundet.\r\nInsgesamt sind knapp 2.300 Firmen auf dem Strom-/Gas-/\r\nFernwärmemarkt aktiv. BKV = Bilanzkreisverantwortlicher\r\n2.6 Eine kundengerechte Energieversorgung im Blick: Der Energievertrieb 46—47\r\nWas muss in den ersten 100 Tagen\r\numgesetzt werden?\r\nEs ist daher viel zu tun – und manches ist dringender und kurzfristiger notwendig als anderes. Einige Vorhaben sind auch\r\ndeshalb nicht umgesetzt, weil entsprechende Beratungsprozesse durch das vorzeitige Ende der 20. Legislaturperiode\r\nnicht mehr abgeschlossen werden konnten.\r\nDas Energiesystem steht vor großen Herausforderungen:\r\nKosten- und Systemeffizienz\r\nFinanzierung notwendiger Investitionen\r\nmoderne und bürokratiearme Umsetzung von Regelungen\r\nFragen der Versorgungssicherheit und Resilienz treffen alle\r\nSektoren\r\nund Bereiche\r\nIhre Relevanz besteht hingegen fort oder wird sogar noch dringlicher, sodass die Themen schnellstmöglich wieder aufgegriffen und durch eine neue Bundesregierung zum Ergebnis gebracht werden sollten. Bisher erzielte Erarbeitungs- und\r\nVerhandlungsfortschritte sollten dabei unbedingt genutzt werden, um den Abschluss der Verfahren zu beschleunigen.\r\nIm Folgenden schlagen wir zentrale Vorhaben für die ersten 100 Tage vor:\r\n 1 Ausschreibungen für steuerbare Kraftwerksleistungen ermöglichen.\r\n 2 Senkung der Stromsteuer und Zuschuss aus dem Bundeshaushalt zu den Übertragungsnetzentgelten verabschieden, um für Entlastung zu sorgen.\r\n 3 Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III, des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes und des Geothermie- und Wärmepumpengesetzes, um die Energiewende zu\r\nbeschleunigen.\r\n 4 BEHG novellieren und Festpreissystem bis zum Übergang zum ETS 2 beibehalten,\r\nunnötige Bürokratie und unnötige Berichtspflichten vermeiden.\r\n5 Europäisches Gas-, Wasserstoffpaket national umsetzen. Planungs- und Rechtssicherheit\r\nfür die Transformation der Gasnetze schaffen.\r\n48—49\r\nDer BDEW in Zahlen\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von\r\nlokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen.\r\nSie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent\r\nder Trinkwasserförderung und rund ein Drittel der Abwasserentsorgung in Deutschland.\r\nUnsere Mitglieder stehen für:\r\n90%\r\nStromabsatz\r\n90%\r\nErdgasabsatz\r\n60%\r\nNah- und Fernwärmeabsatz\r\n80%\r\nTrinkwasserförderung 30\r\nAbwasser-\r\n%\r\nentsorgung\r\nStromnetzlänge\r\n95%\r\n92%\r\nGasnetzlänge\r\nWärme- und Kälte78%\r\nnetzlänge\r\n80\r\nÖffentliche\r\n%\r\nLadesäulen\r\nInvestitionen in der\r\n95%\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft\r\n50—51\r\n Zahlen, Daten und Grafiken des BDEW\r\nDer BDEW erhebt und analysiert die Markt- und Basisdaten der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nund bereitet diese auf. Dazu zählen u. a. die Entwicklung der Energiepreise, die Struktur der\r\nEnergieerzeugung, die Investitionen der Branche, die Wasserförderung und der Wassergebrauch.\r\nIm Sinne von Transparenz und faktenbasierten Debatten stellt der BDEW viele Daten auf Anfrage\r\nzur Verfügung oder unter:\r\n Energieinfrastruktur in den Wahlkreisen\r\nDer BDEW stellt anlässlich der Bundestagswahl Daten speziell aufgeschlüsselt für alle Wahlkreise\r\nbereit. Auf den Karten finden Sie die Position, Anzahl und Leistung von Erneuerbare-EnergienAnlagen und anderen Kraftwerken. Auch die Energieinfrastrukturdaten sind dort trennscharf nach\r\nWahlkreisen sortiert. Hier haben Sie Zugriff auf die Wahlkreiskarten (Zugriff ab 24.02.2025 möglich):\r\nHerausgeber\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nT +49 30 300199-0\r\nF +49 30 300199-3900\r\ninfo@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nAnsprechpartner BDEW\r\nGeschäftsbereich Strategie und Politik\r\nTilman Schwencke (Geschäftsbereichsleiter)\r\nM tilman.schwencke@bdew.de\r\nJakob Weißinger (Fachgebietsleiter)\r\nM jakob.weissinger@bdew.de\r\nDr. Martin Stark (Fachgebietsleiter)\r\nM martin.stark@bdew.de\r\nGestaltung\r\nSilke Roßbach\r\nBildrechte\r\nGettyimages fhm (Titel), Swen Gottschall Fotografie (S. 34), Shutterstock (Titel; S. 8/9; S. 10; S. 14; S. 16; S. 18; S. 20; S. 22/23; S. 24; S. 30; S. 38; S. 42; S. 46),\r\nTrutschel/photothek.de (S. 3)\r\nStand: Februar 2025\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliancerichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde.\r\nRegistereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nHERAUSGEBER\r\nBDEW Bundesverband der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstr. 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) (20. WP)","shortTitle":"BMBF (20. 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V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 1 von 6\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten über\r\n1.900 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 90 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung\r\nund rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nStellungnahme\r\nzum Kommissionsvorschlag für die\r\nAnpassung der Listen der prioritären\r\nStoffe und Umweltqualitätsnormen\r\n(KOM 2022 (540) final)\r\nÄnderung der Richtlinie 2000/60/EG zur Schaffung eines Ordnungsrahmens für Maßnahmen\r\nder Gemeinschaft im Bereich der Wasserpolitik, der Richtlinie 2006/118/EG zum Schutz des\r\nGrundwassers vor Verschmutzung und Verschlechterung und der Richtlinie 2008/105/EG über\r\nUmweltqualitätsnormen im Bereich der Wasserpolitik\r\nTransparenzregisternummer: 20457441380-38\r\nBrüssel, 29. November 2024\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nVorbemerkung\r\nAm 26. Oktober 2022 veröffentlichte die Europäische Kommission ihren Legislativvorschlag für\r\ndie Änderung der prioritären Stofflisten und Umweltqualitätsnormen. Durch die Festlegung\r\nvon Normen für eine Reihe von Schadstoffen und deren Gemische soll die europäische Bevölkerung und die natürlichen Ökosysteme vor den mit den Schadstoffen verbundenen Risiken\r\ngeschützt werden. Seitdem haben das Europäische Parlament sowie der Rat der EU ihre Positionen verabschiedet, sodass die Trilogverhandlungen in Kürze beginnen können.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßt grundsätzlich die\r\nÜberarbeitung der Listen und die darin vorgesehenen Maßnahmen, die zum weiteren Schutz\r\nder Gewässer beitragen werden. Vor allem der in der Parlamentsposition hervorgehobene Ansatz, die Vermeidung des Eintrags der genannten Stoffe verstärkt an der Quelle vorzunehmen,\r\nist aus Sicht des BDEW maßgeblich für einen ganzheitlichen Gewässerschutz. Dem entgegen\r\nwürden einseitige End-of-Pipe-Lösungen weder eine ganzheitliche noch eine nachhaltige Lösung darstellen.\r\nFür die Trilogverhandlungen hebt der BDEW vier Kernaspekte für die deutsche Wasserwirtschaft hervor:\r\n1. Notwendige Anpassung des Grenzwerts für PFAS in Oberflächengewässer;\r\n2. Zeitliche Kohärenz der Fristen mit den Maßnahmen der kommunalen Abwasserrichtlinie (2024/3019/EU);\r\n3. Einführung der Erweiterten Herstellerverantwortung für die Produzenten der prioritären Substanzen;\r\n4. Grundwasser-Qualitätsnorm von 0,1 µg/L für nicht-relevante PSM-Metaboliten (nrM).\r\nBDEW-Forderungen im Detail\r\n1. Notwendige Anpassung des Grenzwerts für PFAS in Oberflächengewässer\r\nDer Richtlinienvorschlag sieht einen neuen Grenzwert in Höhe von 4,4 ng/L für die Summe von\r\n24 PFAS in Oberflächengewässern vor.\r\nPFAS werden unter natürlichen Bedingungen nicht abgebaut. Folglich ist bereits absehbar,\r\ndass die PFAS-Konzentrationen in der Umwelt so lange ansteigen werden, bis der Eintrag von\r\nPFAS in die Umwelt selbst gestoppt wird. Maßnahmen sollten daher bei den eigentlichen Verursachern wirksame Anreize schaffen, PFAS-Emissionen in die Umwelt vermeiden zu wollen.\r\nEigentliche Verursacher meint hierbei diejenigen, die den PFAS-Eintrag in die Umwelt tatsächlich selbst aktiv beeinflussen können.\r\nGrundsätzlich kann ein Grenzwert für Oberflächengewässer nur auf die aktuelle PFAS-Belastung hinweisen, jedoch nicht den Verursacher ermitteln. Eine Überschreitung dieses Grenzwertes birgt damit das Risiko, das nicht die eigentlichen Verursacher der PFAS-Belastung zur\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nUmsetzung von Maßnahmen verpflichtet werden, sondern nur jene, die PFAS unmittelbar in\r\ndas Oberflächengewässer eintragen, ohne selbst einen direkten Einfluss auf die PFAS-Belastung zu haben. Dies gilt insbesondere für kommunale Kläranlagen, welche systemcharakteristisch PFAS direkt in die Umwelt eintragen, jedoch keinen Einfluss auf die PFAS-Belastung, der\r\ndurch sie zu behandelnden Abwässer, nehmen können.\r\nDa PFAS auch technisch, wenn überhaupt, nur sehr schwer zu entfernen und aktuell noch\r\nkaum in diesen Konzentrationsbereichen zu messen sind, würde dieser vorgeschlagene niedrige Grenzwert zu massiven gesamtgesellschaftlichen Kosten führen, ohne dem Ziel einer Vermeidung von PFAS-Einträgen in die Umwelt direkt an der Quelle Rechnung zu tragen. Der\r\nBDEW lehnt diesen niedrigen Grenzwert daher ab und plädiert dafür, dass PFAS-Grenzwerte in\r\nOberflächengewässern vorrangig nur im Sinne eines Monitorings der IST-Belastungssituation\r\nverstanden werden sollten. Etwaige Maßnahmen sollten zudem immer darauf abzielen, dass\r\nAnreize bei den eigentlichen Verursachern der PFAS-Belastung geschaffen werden, PFAS-Emissionen in die Umwelt direkt an der Quelle vermeiden zu wollen. Nach unserem Verständnis\r\nsollten Maßnahmen insbesondere auf die Hersteller von PFAS sowie Importeuren von PFAShaltigen Produkten abzielen.\r\nDer BDEW fordert die Europäischen Institutionen auf, den Grenzwert der\r\nSumme der 24 PFAS in Oberflächengewässern nur im Sinne eines Monitorings einzuführen und sicherzustellen, dass Maßnahmen nur bei den eigentlichen Verursachern der PFAS-Emissionen in die Umwelt ansetzen.\r\n2. Zeitliche Kohärenz der Fristen mit den Maßnahmen der kommunalen Abwasserrichtlinie (2024/3019/EU)\r\nDie neuen Grenzwerte der prioritären Stofflisten werden eine direkte Auswirkung auf die Notwendigkeit der Einführung der vierten Reinigungsstufe nach überarbeiteter kommunalen Abwasserrichtlinie haben. Es ist daher essenziell, dass sich beide Rechtsakte kohärent ergänzen\r\nund es nicht zu unbeabsichtigten Domino-Effekten kommt. Es ist bspw. zu vermuten, dass der\r\nneu vorgesehen Grenzwert für den Arzneiwirkstoff Diclofenac in einer Vielzahl deutscher Gewässer überschritten werden wird. Allein diese Überschreitung könnte es daher notwendig\r\nmachen, dass eine unverhältnismäßige Vielzahl von kleineren Kläranlagen (zwischen 10.000\r\nund 150.000 EW) eine vierte Reinigungsstufe errichten muss, bevor die vorgesehenen Fristen\r\nnach kommunaler Abwasserrichtlinie erreicht sind. Der BDEW begrüßt daher den Ansatz des\r\nRates, die Umsetzungsrelevanz des Anhangs dieses Legislativvorschlags mit den zeitlichen Vorgaben der überarbeiteten kommunalen Abwasserrichtlinie zu synchronisieren. Das heißt, die\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nEinhaltung der Grenzwerte sollte im zeitlichen Kontext mit den Fristen der kommunalen Abwasserrichtlinie stehen. Eine Verlängerung der Fristen für die Einhaltung der Grenzwerte bis\r\nzum 22. Dezember 2033 bzw. dem 22. Dezember 2039 ist deshalb sinnvoll und angemessen.\r\nDer BDEW unterstützt die Ergänzungen des Rates für die Richtlinie der Umweltqualitätsnormen in Artikel 3(a) im Sinne der Punkte (iii); (iv) und (v) zur\r\nVerlängerung der Fristen zur Einhaltung der angepassten und neuen Grenzwerte, um eine Synchronisation mit der Kommunalen Abwasserrichtlinie\r\nherzustellen.\r\n3. Einführung der Erweiterten Herstellerverantwortung für die Produzenten der prioritären Substanzen\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich die Position des Europäischen Parlaments, eine verursachergerechte Finanzierung der Überwachungskosten durch ein System der Erweiterten Herstellerverantwortung zu überprüfen. Sowohl für die gelisteten Schadstoffe im Grundwasser als\r\nauch in Oberflächengewässern müssen die entsprechenden Hersteller die Verantwortung für\r\nMaßnahmen zu Überwachung und auch der Reduzierung übernehmen. Dies entspricht sowohl\r\ndem Prinzip der Vermeidung an der Quelle als auch dem Verursacherprinzip. Das Parlament\r\nführt richtigerweise an, dass sich besonders ein marktwirtschaftliches Instrument wie die Erweiterte Herstellerverantwortung eignet, um diesen Grundsätzen Rechnung zu tragen und\r\nKosten angemessen zu allokieren.\r\nDer BDEW unterstreicht in diesem Zusammenhang die Umsetzung der Erweiterten Herstellerverantwortung im Rahmen eines Fondsmodells. Hierzu hat die Hochschule Ruhr-West mit\r\nder Beratungsgesellschaft MOcons ein Modell aus der Praxis heraus entwickelt, welches eine\r\nFondslösung vorschlägt, die eine verursachungsgerechte fiskalische Belastung vorsieht. Sie\r\nwurde im Zusammenhang mit der Finanzierung von Reinigungsmaßnahmen in Kläranlagen\r\nentwickelt und schafft zugleich Anreize zur Vermeidung schädlicher Stoffe. Das Modell lässt\r\nsich aber auch auf die Überwachungskosten im Sinne der Listen der prioritären Stoffe anwenden.\r\nGrundkonzept der Fondslösung:\r\n• Es wird ein Fonds eingerichtet, dessen Finanzmittel sich aus Beiträgen aller Verursacher (Hersteller und Importeure) der Spurenstoffproblematik speisen. Für die Koordinationsstelle des Fonds müsste nicht unbedingt eine neue Behörde geschaffen werden.\r\nSo schlägt der BDEW für die Herstellerverantwortung in der Kommunalen Abwasserrichtlinie eine privatrechtliche Lösung im Sinne eines Vereins vor.\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\n• Als Verursacher gilt jeder Hersteller oder Importeur, der spurenstoffbelastete Produkte\r\nin Verkehr bringt – unabhängig davon, ob in dem Gewässereinzugsgebiet, in dem er\r\nangesiedelt ist, eine Umweltqualitätsnorm-Überschreitung vorliegt oder nicht.\r\n• Fonds-Beiträge werden verursachergerecht gemäß der relativen Schädlichkeit der Spurenstoffe ermittelt. Die Bestimmung der Schädlichkeit erfolgt auf Basis von Umweltqualitätsnormen oder vergleichbarer Festlegungen.\r\n• Durch fortlaufende Gewässeruntersuchungen unter Berücksichtigung sowohl diffuser\r\nQuellen als auch Punktquellen werden die Beiträge dynamisch an die Entwicklung der\r\nSpurenstoffeinträge angepasst – sowohl in Bezug auf aktuell nachweisbare und relevante Spurenstoffe als auch hinsichtlich zukünftig neu identifizierter Spurenstoffe\r\n(Weiterentwicklung der UQN Umweltqualitätsnormen). Der (internationalen) Oberliegerproblematik wird dabei vollumfänglich Rechnung getragen.\r\n• Die Fonds-Lösung ist technologieneutral, sodass Verursacher eigenständig entscheiden\r\nkönnen, welche Maßnahmen sie zur Spurenstoffreduktion ergreifen wollen.\r\n• Abwasserentsorger führen unter gewissen Voraussetzungen eine erweiterte Abwasserbehandlung zur Spurenstoffelimination durch. Zusätzliche entstehende Kosten werden\r\naus dem Fonds erstattet.\r\n• Ebenso werden Kosten anwendungsbezogener Maßnahmen durch den Fonds gedeckt,\r\nderen zentrales Ziel die Sensibilisierung von professionellen und privaten Anwendern\r\nist, um einen eintragsmindernden Umgang mit den entsprechenden Stoffen und Produkten zu induzieren.\r\nDer BDEW unterstützt die Änderungsanträge 51, 53, 94, 95, 132 und 133 des\r\nEuropäischen Parlaments zur Prüfung der Einführung der Erweiterten Herstellerverantwortung.\r\n4. Grundwasser-Qualitätsnorm von 0,1 µg/L für nicht-relevante PSM-Metaboliten (nrM)\r\nUm die Kohärenz mit der Trinkwasserrichtlinie (2020/2184/EU) und der Wasserrahmenrichtlinie (2000/60/EG) herzustellen, ist aus Sicht des BDEW eine Grundwasserqualitätsnorm für einzelne nrM von 0,1 µg/L, wie vom Europäischen Parlament vorgeschlagen, unverzichtbar. Laut\r\nTrinkwasserrichtlinie darf für relevante PSM-Metaboliten ein Grenzwert von 0,1 µg/L im Trinkwasser nicht überschritten werden. Zudem erfolgte in der Vergangenheit wiederholt eine Umstufung von nrM in relevante Metaboliten. Weitere Umstufungen werden derzeit in Deutsch-\r\nTransparenz-Register-ID: 20457441380-38\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nland für eine beträchtliche Anzahl von nrMs diskutiert. Werden die Werte im Grundwasser gemäß einer Grundwasserqualitätsnorm für nrMs von 0,1 µg/L unter 0,1 µg/L gehalten, führt\r\neine Umstufung zu einem relevanten Metaboliten nicht zu einer Grenzwertüberschreitung im\r\nTrinkwasser. Andernfalls kann bei sehr vielen Wasserversorgern ein Ausbau der Trinkwasseraufbereitung unumgänglich werden. Ein Ausbau der Aufbereitung steht jedoch im Widerspruch zur Wasserrahmenrichtlinie, Artikel 7.3, und deren Ziel, den Aufbereitungsaufwand bei\r\nder Trinkwassergewinnung zu reduzieren.\r\nDer BDEW unterstützt den Änderungsantrag 148 des Europäischen Parlaments für einen Grenzwert von 0,1 µg/L für einzelne nrM, um die Kohärenz\r\nmit der Trinkwasserrichtlinie und der Wasserrahmenrichtlinie herzustellen.\r\nKontakt\r\nSandra Olbrechts\r\nBrüsseler EU-Vertretung\r\nTelefon: +32 2 774 5119\r\nsandra.olbrechts@bdew.de\r\nAndrea Danowski\r\nGeschäftsbereich Wasser und Abwasser\r\nTelefon: +49 30 300199-1210\r\nandrea.danowski@bdew.de\r\nDr. Anja Höhne\r\nGeschäftsbereich Wasser und Abwasser\r\nTelefon: +49 30 300199-1200\r\nanja.höhne@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 31. Januar 2025\r\nPositionspapier\r\nZu den Ausschreibungen für\r\nsystemdienliche Elektrolyse\r\nnach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nVersion: 1.0\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ..................................................................................................3\r\n2 Diskussion einzelner Kriterien....................................................................3\r\n3 Kriterien für die Präqualifikation................................................................5\r\n3.1 Strombezogene Kriterien ......................................................................5\r\n3.1.1 Standortwahl .........................................................................................5\r\n3.1.2 Flexibilität ..............................................................................................8\r\n3.1.3 Betriebsweise ........................................................................................8\r\n3.2 Wasserstoffbezogene Kriterien.............................................................8\r\n4 Bedingungen für die Ausschreibungen .......................................................9\r\n5 Ausschreibungsverfahren ........................................................................10\r\n6 Fazit ........................................................................................................12\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie deutsche Bundesregierung hat mit der Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie\r\ndas Ziel für die inländische Elektrolysekapazität im Jahr 2030 von 5 Gigawatt (GW) auf 10 GW\r\nverdoppelt. Dieses Ziel soll unter anderem über verschiedene Fördermechanismen erreicht\r\nwerden.\r\nEin großer Baustein hierbei sind die Ausschreibungen nach § 96 Nr. 9 im Windenergie-auf-SeeGesetz (WindSeeG). Bis 2030 sollen hierdurch 3 GW der anvisierten 10 GW Elektrolyseleistung\r\nsystemdienlich grünen Wasserstoff erzeugen. In der Verordnungsermächtigung für das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) aus dem WindSeeG ist festgehalten,\r\ndass über sechs Jahre jährlich Ausschreibungen von jeweils insgesamt 500 MW Elektrolyseleistung erfolgen sollen. Das BMWK wird voraussichtlich zeitnah den Rahmen für die erste Ausschreibungsrunde konsultieren. Der BDEW will sich mit diesem Positionspapier proaktiv mit\r\nVorschlägen für das Ausschreibungsdesign einbringen.\r\nDie Erzeugungskapazitäten Erneuerbarer Energien werden stetig ausgebaut und es besteht\r\nnach wie vor ein großes Potenzial für den weiteren Ausbau. Bei Photovoltaik wurden bereits\r\ngroße Fortschritte erzielt. Onshore- und Offshore-Windkraft bieten weiterhin großes Potenzial. Insbesondere durch den Ausbau der Offshore-Windkraft in Norddeutschland ergeben sich\r\nNetzengpässe, sodass regelmäßig Strom abgeregelt werden muss. Die Ausschreibungen nach\r\n§ 96 Nr. 9 im WindSeeG sollen auf Kriterien beruhen, die Engpässe in den Übertragungsnetzen\r\nund den zusätzlichen Netzausbaubedarf reduzieren. Auch Standorte in Mittel- und Süddeutschland können diese Kriterien potenziell erfüllen und bei der Ausschreibung eine Rolle\r\nspielen.\r\nZu den Ausschreibungen nach § 96 WindSeeG hat der BDEW bereits Ende 2023 ein Positionspapier veröffentlicht. In diesem Papier gehen wir nun konkreter auf mögliche Kriterien für die\r\nAusschreibungen ein.\r\nFür die Ausschreibungen sollten Präqualifikationskriterien aufgestellt werden, die erfüllt werden müssen, um am weiteren Verfahren teilnehmen zu dürfen. Alle Betreiber, die die Präqualifikationskriterien erfüllen, sollten dann an den Ausschreibungen teilnehmen können, in denen eine wettbewerbliche Vergabe erfolgt. Dies garantiert eine effiziente Verwendung der\r\nFördermittel.\r\n2 Diskussion einzelner Kriterien\r\nIm Vorfeld ist es entscheidend, Kriterien für die Ausschreibungen aufzustellen, die den Bau an\r\nStandorten anreizen, die keinen zusätzlichen Netzausbau bedingen und grundsätzlich nicht\r\nweiter belastend auf das Stromnetz wirken. Gleichzeitig sollten auch zusätzliche Kriterien\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\neinbezogen werden, sodass auch Aspekte der Wasserstoffwirtschaft in den Ausschreibungen\r\nBerücksichtigung finden. So kann es hilfreich sein, dass auch der Abtransport des Wasserstoffs\r\nim Vorfeld, beispielsweise über eine Anbindung an das Kernnetz, gesichert ist oder eine direkte Nutzung vor Ort möglich ist. Auch entsprechende Zusagen über die Abnahme durch Verbraucher (bspw. MoU, LoI) können ein hilfreiches Kriterium sein, um die Realisierungswahrscheinlichkeit eines geförderten Projekts zu erhöhen.\r\nJedoch sollte bei der Gestaltung der Kriterien für die Ausschreibungen darauf geachtet werden, dass diese durch zu vielfältige Kriterien nicht im Vorfeld übermäßig verkompliziert werden und die Anzahl der möglichen Standorte und Bieter zu stark eingeschränkt wird. Es ist\r\nauch denkbar, dass sich nach den ersten Ausschreibungsrunden zusätzliche oder weniger Kriterien als sinnvoll erweisen. Auch Obergrenzen für die Förderung könnten bei ersten Ausschreibungen flexibler gestaltet werden und nach der ersten Runde entsprechend angepasst\r\nwerden. Hier ist eine sinnvolle Abwägung notwendig, um die richtige Balance zu finden.\r\nEs sollte konkret und nur bezogen auf die Ausschreibungen eine Definition für Systemdienlichkeit anhand der unter Kapitel 3 aufgeführten Kriterien festgelegt werden, die dem § 96 WindSeeG gerecht wird. In den Ausschreibungen sollte zwischen Kriterien zur Präqualifikation und\r\nKriterien für die Bewertung der Gebote unterschieden werden. Hierfür sollten pragmatisch\r\nsinnvolle Kriterien aufgestellt werden, die bei den Ausschreibungen Anwendung finden können. Auf diese Weise kann ein zeitnaher Start der Ausschreibungen ermöglicht werden und\r\ndie Kriterien können, wenn nötig, angepasst werden. Für diesen Ansatz haben wir uns auch\r\nbereits im vorherigen Positionspapier ausgesprochen.\r\nDie Standortfrage sollte breiter betrachtet werden. Es ist zwar davon auszugehen, dass sich\r\nvor allem Standorte in Küstennähe anbieten. Es sollte jedoch auch ermöglicht werden, Elektrolysekapazitäten an anderen Standorten auszubauen. Ein wichtiges Kriterium bei der Betrachtung ist die Netzdienlichkeit aus Sicht des Stromnetzes. Netzdienlichkeit umfasst dabei\r\nStandorte, durch die bestehende Netzengpässe verringert werden können und möglicherweise auch der Bedarf für Redispatch reduziert werden kann. Des Weiteren ist an netzneutralen Standorten langfristig grundsätzlich keine Verschärfung bestehender Netzengpässe zu erwarten. Insbesondere in den Industrieregionen ist der zeitnahe Ausbau der Elektrolysekapazitäten entscheidend, um die Nutzung von Wasserstoff in den entsprechenden Branchen zu ermöglichen. Auch die lokale Nutzung von Elektrolyse an Standorten, die nicht ans H2-Kernnetz\r\nangeschlossen sind, sowie an Standorten, an denen ein Ausbau Erneuerbarer Energien durch\r\nNetzengpässe verhindert wird, kann zur Netzdienlichkeit beitragen, wenn durch den Zubau\r\nder Elektrolysekapazität die Netzsituation nicht negativ beeinflusst wird.\r\nDer BDEW plädiert für eine Festlegung von Präqualifikationskriterien, die eine Teilnahme möglichst vieler Akteure an den Ausschreibungen ermöglichen. Grundsätzlich sollten hierfür keine\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\nstrikten Kriterien bezüglich Erfahrungen und Kompetenzen des Betreibers der Elektrolyseure\r\nbetrachtet werden. Denkbar sind Mindestanforderungen an Unternehmen zu finanziellen Sicherheiten, wie schon an anderer Stelle im WindSeeG verankert.\r\n3 Kriterien für die Präqualifikation\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt dringend sehr rasche Signale und Investitionsentscheidungen, um Skalierungspotenziale zu heben, technische Machbarkeit zu demonstrieren und operative Erfahrungen zu sammeln. Deshalb sollte im Rahmen einer strukturierten\r\nAusschreibung zunächst in einem „No-Regret-Tender“ für systemdienliche Elektrolyseure mit\r\nmöglichst einfach gehaltenen Kriterien agiert werden. Für die erste Tranche sollten aufgrund\r\nder bereits heute vorhandenen Netzengpässe Anforderungen eines netzdienlichen Standorts\r\neine große Rolle spielen. Der netzdienliche Betrieb an diesen Standorten ist dabei durch die\r\nEinhaltung der Anforderungen an RFNBO-konformen Wasserstoff erfüllt. Für die Definition\r\ndieser ersten Ausschreibungskriterien ist eine hohe Umsetzungsgeschwindigkeit wichtig. Weitere Kriterien können helfen, eine sinnvolle Strukturierung auch mit Blick auf die Umsetzungsgeschwindigkeit zu erzielen. Gleichzeitig sollte jedoch auch sichergestellt werden, dass eine\r\nSystemdienlichkeit aus Sicht der Wasserstoffwirtschaft gegeben ist. Systemdienlichkeit für das\r\ngesamte Energiesystem umfasst sowohl strombezogene als auch wasserstoffbezogene Kriterien.\r\n3.1 Strombezogene Kriterien\r\n§ 96 Nr. 9 nennt als strombezogene Kriterien: Standort, Flexibilität und Betriebsweise sowie\r\nVollbenutzungsstunden.\r\n3.1.1 Standortwahl\r\nDer Standort ist ein sehr wichtiger Aspekt bei der Betrachtung der strombezogenen Kriterien.\r\nWenn Elektrolyseure am richtigen Standort verortet sind, bedeuten Elektrolyseure keine zusätzliche Belastung des Stromnetzes. Es gibt zudem auch mögliche Standorte für Elektrolyseure, die netzneutral sind und zumindest keine zusätzlichen Netzengpässe verursachen. Insofern sollte sichergestellt werden, dass die Standortwahl für die Ausschreibungen nach § 96\r\nNr. 9 im WindSeeG nach Kriterien verläuft, die ebendies unterstützen.\r\nInsofern ist ein entscheidender Faktor, dass durch den Bau des Elektrolyseurs keine zusätzlichen Netzengpässe entstehen oder bestehende Netzengpässe verschärft werden. Entscheidend bei der Festlegung von Kriterien ist, dass die zukünftige mittel- bis langfristige Netzsituation (inkl. Netz- und EE-Ausbau) einbezogen wird, die für den Betrieb der zu fördernden Elektrolysekapazitäten repräsentativ ist. Ein möglicher Ansatz ist hierbei die netzknotenscharfe\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nAnalyse der Engpassmanagementvolumina für den Betrachtungszeitraum eines gesamten Jahres und der sich daraus ergebenden Netzkosten. Entsprechende Analysen wären durch die\r\nÜbertragungsnetzbetreiber (ÜNB) durchzuführen und durch die Bundesnetzagentur (BNetzA)\r\nzu prüfen. Auf dieser Basis können Standorte identifiziert und definiert werden, die in der Jahresbilanz einen netzneutralen oder -entlastenden Effekt durch die Investition aufweisen. Diese\r\nKriterien spiegeln die stromseitigen Anforderungen an einen systemdienlichen Standort in erster Näherung wider.\r\nDie Prüfung von Standorten und die daraus folgende Ausweisung von geeigneten Standorten\r\nfür Elektrolyseure ist eine Aufgabe, die die ÜNB im Normalfall im Rahmen der Netzausbauplanung und -analyse bewältigen können. So könnten in regelmäßigen Abständen diese Prüfungen stattfinden und daraus resultierende Regionen ausgewiesen werden. Allerdings benötigt\r\nes für diese Prüfungen eine gewisse Vorlaufzeit, weshalb nicht garantiert werden kann, dass\r\nbis zum Start der ersten Ausschreibungsrunde nach § 96 Nr. 9 des WindSeeG eine solche Analyse durchgeführt werden kann. Zur Planbarkeit der Gebotsabgabe für Elektrolyseurbetreiber\r\nist eine Bekanntgabe der systemdienlichen Regionen mindestens 3-4 Monate vor Ausschreibungsstart notwendig.\r\nInsofern könnte es für die erste Ausschreibungsrunde eine Übergangslösung benötigen. Hierfür sollte ein pragmatischer Ansatz gewählt werden. Eine erste Orientierung könnten die ausgewiesenen Entlastungsregionen nach § 13k EnWG (Nutzen-statt-Abregeln) sein, die als netzdienlich eingestuft werden könnten. Wenn jedoch lediglich diese Standorte zur Verfügung stehen, wäre dies jedoch eine recht starke Einschränkung der verfügbaren Standorte.\r\nWenn im Vorfeld der ersten Ausschreibungsrunde ausreichend Zeit für eine genaue Prüfung\r\ndurch die ÜNB vorhanden ist, könnte über die Prognosen der ÜNB eine genauere Analyse erfolgen, welche Regionen netzdienlich und welche Regionen zumindest netzneutral sind. Hierdurch sollte eine signifikante Ausweitung der geeigneten Standorte über die Entlastungsregionen nach § 13k EnWG ermöglicht werden.\r\nSollten die Ausschreibungen zeitnah starten, wäre zu prüfen, inwiefern eine pragmatische\r\nAusweitung über die Entlastungsregionen hinaus als Überganslösung für die erste Ausschreibungsrunde möglich ist. Die Prognosen der ÜNB für die Höhe von Baukostenzuschüssen (BKZ)\r\nkönnten hier als Orientierung dienen. Für die Prognose der Höhe der BKZ wurden eigens Analysen angefertigt, die somit möglicherweise als Grundlage dienen können, um Regionen zu\r\nidentifizieren, in denen der Anschluss von Elektrolyseuren möglich ist.\r\nSo könnten alle Regionen, in denen der BKZ bis zu 40% oder 60% des Maximalwerts beträgt,\r\ndie Grundlage bilden. Ein möglicher Ansatz wäre hier, dass die Entlastungsregionen nach § 13k\r\nEnWG als netzdienlich und die Regionen mit abgesenktem BKZ als netzneutral gelten. Die\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nRegionen, die über die Entlastungsregionen hinausgehen, könnten dabei zumindest als netzneutral eingestuft werden.\r\nFür kleinere Elektrolyseure mit einer Leistung von beispielweise bis zu 30 MW könnte in einer\r\nersten Ausschreibung möglichweise auch eine pragmatische Ausweitung über die Entlastungsregionen nach § 13k EnWG hinaus erfolgen, wenn die insgesamt auf diese Weise installierte\r\nElektrolysekapazität begrenzt ist. Es ist zu prüfen, welche pragmatischen Kriterien hierfür herangezogen werden können und ob sich auch hier möglicherweise die Prognosen für die Höhe\r\ndes BKZ als Grundlage eignen. Dabei sollte ein negativer Einfluss auf das Stromnetz ausgeschlossen werden.\r\nEin Standort in einem netzneutralen oder netzdienlichen Gebiet wäre hierbei als Präqualifikationskriterium anzusehen, um an den Ausschreibungen teilzunehmen. Gleichzeitig sollte verhindert werden, dass die Elektrolyseure überwiegend in netzneutralen Regionen gebaut werden und weniger in netzdienlichen Regionen. Ein möglicher Ansatz wäre, dass die Gebote in\r\nnetzdienlichen Regionen einen Bonus erhalten, der sich daran orientiert, in welchem Maße\r\ndurch den Bau in diesen Regionen zusätzlicher Redispatch verhindert werden kann. Hierfür\r\nbräuchte es einen Orientierungswert, der nicht für jede einzelne Region berechnet werden\r\nmuss, sondern allgemein für die Unterscheidung zwischen netzneutralen und netzdienlichen\r\nGebieten anzuwenden wäre. Gleichzeitig sollte der Bonus nicht zu einem faktischen Ausschluss von weiteren Gebieten führen.\r\nDa noch nicht im Detail abzusehen ist, wie viele und welche Regionen durch diese Methoden\r\nan den Ausschreibungen teilnehmen können, müssen diese Mechanismen regelmäßig überprüft werden, damit dieses Werkzeug eine ausreichend breite Diversifizierung der Standorte\r\nermöglichen kann. Als Präqualifikationskriterien darf zudem nicht allein die Netzdienlichkeit\r\nbzw. die Netzneutralität auf der Stromseite herangezogen werden, sondern es muss auch der\r\nNutzen für die Wasserstoffwirtschaft und die potenziellen Abnehmer gegeben sein. Hierauf\r\ngehen wir im nächsten Abschnitt ein.\r\nAn dieser Stelle verweisen wir ebenfalls auf den Prüfprozess der EU-Kommission zur Erlangung\r\ndes europäischen Status als „Project of Common Interest“ (PCI). Gemäß der dahinterstehenden TEN-E Verordnung müssen Elektrolyseure im Auswahlverfahren u.a. Eigenschaften nachweisen, dass sie eine netzbezogene Funktion, insbesondere im Hinblick auf die allgemeine Systemflexibilität und die Gesamteffizienz der Strom- und Wasserstoffnetze haben. Der Status\r\nPCI sollte somit sowohl bei der Standortauswahl als auch im Ausschreibungsverfahren berücksichtigt werden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\n3.1.2 Flexibilität\r\nDie wesentlichen technischen Rahmenbedingungen an Flexibilität werden durch die Technischen Netzanschlussbedingungen (TAB) für signifikante Netznutzer gesetzt, die auch ein Elektrolyseur zu erfüllen hat. Es muss selbstverständlich sichergestellt werden, dass die Netzstabilität durch den Anschluss von Elektrolyseuren nicht gefährdet wird. Gleichzeitig können sehr\r\nanspruchsvolle Anforderungen die Kosten für den Bau deutlich erhöhen. Weitere Anforderungen an Flexibilität sollten nicht gestellt werden.\r\n3.1.3 Betriebsweise\r\nHierzu sollten sich die Präqualifikationskriterien auf die Anforderungen nach DA Grünstromkriterien ((EU) 2023/1184) beschränken. Geographische und zeitliche Korrelation setzen hier bereits enge Vorgaben. Wichtig ist eine pragmatische Vorgehensweise, die auch die Kosten des\r\nerzeugten Wasserstoffs im Blick behält. Gleichzeitig sollte es möglich sein, dass ein gewisser\r\nAnteil des erzeugten Wasserstoffs nicht RFNBO-konform hergestellt werden kann. Dies ist unter anderem eine Notwendigkeit, die sich aus der Fahrweise der Elektrolyseure ergibt, da\r\ndiese nicht immer zeitgleich auf schwankende Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen reagieren können. Zudem können durch die Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff die\r\nVollbenutzungsstunden des Elektrolyseurs erhöht werden, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit\r\nverbessert, und der Förderbedarf reduziert wird.\r\nDarüber hinaus ist der Betrieb des Elektrolyseurs ein ergänzender Aspekt. Durch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen, bspw. gem. § 13k EnWG, Regelleistung, kann der systemdienliche Beitrag erhöht werden. Dabei ist die Vereinbarkeit mit dem Doppelförderungsverbot zu prüfen, inwiefern Betreiber hier zusätzliche Erträge generieren können. Dennoch ist\r\nmit Blick auf den Fördermechanismus sicherzustellen, dass die Bereitstellung und Erbringung\r\nvon Systemdienstleistungen nicht beschränkt wird. Der Netzbetreiber sollte über die gesetzlich, bzw. in Verordnungen oder Festlegungen geregelten Möglichkeiten hinaus keinen Einfluss\r\nauf die Betriebsweise von systemdienlich verorteten Elektrolyseuren nehmen.\r\n3.2 Wasserstoffbezogene Kriterien\r\nNeben der Netzdienlichkeit aus Sicht des Stromnetzes ist beim Bau von Elektrolyseuren auch\r\ndie Einbindung in die Wasserstoffwirtschaft, die Nutzung der H2-Infrastruktur und der Hochlauf eines Wasserstoffmarktes ein wichtiger Faktor für die Systemdienlichkeit. Wenn sinnvolle\r\nKriterien aus Sicht der Wasserstoffwirtschaft aufgestellt werden, kann garantiert werden, dass\r\nder Wasserstoff auch dort produziert wird, wo er benötigt und abgenommen werden kann.\r\nAuf diese Weise kann eine Systemdienlichkeit aus Sicht des Gesamtenergiesystems ermöglicht\r\nwerden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nDabei gibt es verschiedene Ansätze, um sinnvolle Produktionsstandorte zu definieren. Die\r\nwichtigsten Faktoren könnten hier der Nachweis der Abnahme des produzierten Wasserstoffs\r\nsowie ein nachvollziehbares Transportkonzept darstellen. Bei entsprechender Gestaltung des\r\nKriteriums und unter der Voraussetzung, dass der Elektrolyseur netzdienlich betrieben wird,\r\nkann für den Transport von Wasserstoff zudem auch Wasserstoff an Standorten jenseits des\r\nKernnetzes produziert werden, wodurch abgelegenere Industriestandorte profitieren könnten. Gleichzeitig sollten die Kriterien keinen übermäßigen bürokratischen Aufwand erzeugen.\r\nIn Umsetzung von § 96 Nr. 9 Buchstabe g. (Anschluss an ein Wasserstoffnetz) und h. (Verwendung des erzeugten Wasserstoffs) sollte der Elektrolysebetreiber Wasserstoffabnehmer für\r\neinen Mindestanteil (bspw. 30%) der maximalen geplanten H2-Produktion pro Jahr vorweisen:\r\n› bspw. durch Letter of Intent (LoI), Memorandum of Understanding (MoU) oder sonstiger\r\nForm. Gleichzeitig sollte hierdurch die Flexibilität in der Vermarktung nicht eingeschränkt\r\nwerden.\r\n› Ebenfalls Vorweisung von LoI o. Ä. bei Leistungen Dritter (bspw. bei Transport durch Pipelines durch einen H2-Netzbetreiber) oder eine Darstellung des Transportkonzepts (end-toend; z.B. Transport über Binnenschiffe oder Trailer).\r\nKonkrete Verwendungszwecke (z.B. Sektoren, Ausschluss von Industriebranchen) sollten hierbei nicht vorgegeben werden.\r\nZudem sollte ein Mindestanteil (bspw. über die Hälfte) festgelegt werden, zu welchem Anteil\r\nder Wasserstoff für den Betrachtungszeitraum eines Kalenderjahres aus erneuerbarem Strom\r\nproduziert werden muss, also RFNBO- bzw. 37. BImSchV-konform gemäß Delegated Act, bzw.\r\ngemäß dem aktuellen Rechtsrahmen. Es sollte jedoch zusätzlich ermöglicht werden, dass auch\r\ninsbesondere kohlenstoffarmer Wasserstoff hergestellt wird, was für den Betrieb und die\r\nWirtschaftlichkeit der Elektrolyseure eine wichtige Voraussetzung darstellt. Dass der Mindestanteil an RFNBO-konformem Wasserstoff hergestellt wurde, weist der Betreiber im Nachgang\r\nnach, um die Förderung weiterhin zu erhalten.\r\n4 Bedingungen für die Ausschreibungen\r\nZudem sollten folgende Punkte bei den Ausschreibungen berücksichtigt werden:\r\n› Der Zuschlag sollte unerheblich vom Kunden/Sektor sein. Auch bereits geförderte Kunden\r\n(bspw. mit Klimaschutzverträgen (KSV)) sollten den H2 abnehmen können.\r\n› Es sollte keine grundsätzlichen regionalen Einschränkungen und eine geringe Mindestgröße\r\n(bspw. 1 MW) für Elektrolyseure geben.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\n› Für das verwendete Verfahren zur Elektrolyse mit Wasser (beispielsweise alkalische oder\r\nPEM-Elektrolyse) sollte es keine Beschränkungen geben. Vorteile oder sonstige Anreize\r\n(bspw. Netzentgeltbefreiung) sollten für die Ausschreibung unerheblich sein.\r\n› Die Vermarktung der Abwärme oder Abnahme von Sauerstoff sollten nicht Teil der Präqualifikation sein. Dies sollte Teil der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des Betreibers sein.\r\n› Die Technischen Anschlussbedingungen sind entsprechend der zum Zeitpunkt der Ausschreibung/Unterzeichnung des Netzanschlussvertrags geltenden Regeln zu erfüllen.\r\nFür die Ausschreibungen sind zudem die Bedingungen relevant, die für den Netzanschluss gelten. Insofern ist zu berücksichtigen, dass durch die TAB und die Erhebung eines Baukostenzuschusses (BKZ) potenziell Mehrbelastungen auf die Betreiber von Elektrolyseuren zukommen,\r\nwas sich auch auf den Förderbedarf auswirkt.\r\n5 Ausschreibungsverfahren\r\nDie beschriebenen Präqualifikationskriterien in Kapitel 3 sind zu erfüllen, um in der Gebotsrunde berücksichtigt werden zu können. Hierbei sollte insgesamt sichergestellt werden, dass\r\npragmatische Lösungen gefunden werden, die die Seriosität der Angebote mit vertretbarem\r\nAufwand sicherstellen und gleichzeitig die Systemdienlichkeit des Standorts sicherstellen.\r\nEingegangene Gebote sollten grundsätzlich nach ihrem Förderbedarf pro Megawatt (MW) geplanter Elektrolyseursleistung gelistet und entsprechend vergeben werden. Für netzdienliche\r\nStandorte könnte im Vergleich zu netzneutralen Standorten ein Bonus bei den Ausschreibungen angerechnet werden. Die Vermarktung der Abwärme oder eine Abnahme von Sauerstoff\r\nsollten nicht bei der Vergabe berücksichtigt werden. Aus Sicht des BDEW fließt dies in den Förderbedarf der Unternehmen ein. Eine Einbeziehung in die Vergabekriterien würde die Ausschreibungen unnötig verkomplizieren.\r\nDarüber hinaus sollten weitere Aspekte bei den Ausschreibungen berücksichtigt werden:\r\n› Der Elektrolysebetreiber könnte auf einen Betrag bieten, den er pro MW Elektrolysekapazität erhalten würde; ein bestimmter Anteil (bspw. 50 %) der Fördersumme könnte bei Inbetriebnahme ausgezahlt werden, die restliche Auszahlung über einen festgelegten Zeitraum\r\n(bspw. 7 Jahre) gestreckt werden.\r\n› Der Jahresförderbetrag könnte jedes Jahr auf die Produktionsmenge, die sich aus den ersten Volllaststunden (bspw. 2.500 Vlh) zur Produktion von RFNBO-konformem H2 ergibt,\r\naufgeteilt werden. Im Folgejahr könnte ein bestimmter Betrag (bspw. 500 Vlh) nachgeholt\r\nwerden. So kann sichergestellt werden, dass Fördermittelgeber und -empfänger kalkulierbare Zahlungsströme erhalten.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n› Die grundsätzlichen technischen und wirtschaftlichen Risiken sollten beim Elektrolysebetreiber verbleiben. Ausgenommen davon sollten Risiken sein, die der Betreiber nicht zu verantworten hat. Dazu gehören unter anderem der Netz- und Pipelineanschluss des Elektrolyseurs, genehmigungsrechtliche Verzögerungen und weitere nicht selbst verschuldete Risiken. Ein Widerruf bereits ausgezahlter Förderung, im Falle einer durch wirtschaftliche oder\r\ntechnische Risiken verursachten Minderproduktion, sollte ausgeschlossen werden. Im Falle\r\neiner Verzögerung bspw. beim Anschluss an das H2-Kernnetz sollte der Elektrolysebetreiber erst in Betrieb gehen müssen, wenn der Pipelineanschluss realisiert wurde.\r\n› Die Herstellung des Anteils des Wasserstoffs, der über die Ausschreibungen gefördert wird,\r\ndarf nicht mit anderen direkten Förderungen zur H2-Produktion kumuliert werden, um eine\r\nDoppelförderung auszuschließen. Davon bleibt eine Kumulierbarkeit mit dem Instrument\r\nder „Strompreiskompensation“ und dem 13k EnWG „Nutzen statt Abregeln“ unbenommen.\r\nEs muss zudem sichergestellt werden, dass die geförderten Projekte gleichermaßen von Instrumenten wie Netzentgeltbefreiung und Strompreiskompensation profitieren können\r\nund Systemdienstleistungen erbracht werden können, ohne einen Verlust der Förderung zu\r\nriskieren. Gleiches gilt für die freie Zuteilung von EU-ETS-Zertifikaten für die Produktion von\r\nWasserstoff, diese sollte unbeachtet der Förderung vom Bieter ohne eine Rückforderung\r\ndes Fördergebers genutzt werden können. Außerdem sollte ein Vertrieb des produzierten\r\nund geförderten Wasserstoffs an alle potenziellen Abnehmer, auch solche mit Klimaschutzvertrag oder einzelnotifizierter Förderung (z.B. CEEAG), möglich sein.\r\n› Ein Zuschlag sollte ein Drittel des festgelegten Budgets der Auktion nicht übersteigen.\r\nDadurch könnten mindestens drei Projekte je Gebotsrunde zum Zug kommen.\r\n› Eine Fertigstellungsbürgschaft eines bestimmten Anteils des Förderbetrags (z.B. 5 % des\r\nverlangten Förderbetrags) könnte fällig werden bei Nicht-Realisierung nach festgelegter\r\nZeit (bspw. 5 Jahre). Die Bürgschaft sollte nach einer Entscheidungsfrist (bspw. 3 Monate)\r\nab Zuschlag wirksam und bis zur offiziellen Inbetriebnahme der Anlage aufrechterhalten\r\nwerden.\r\n› In der ersten Auktionsrunde könnte die Grenze für Höchstgebote aufgrund fehlender Erfahrungswerte hoch angesetzt werden. Alternativ könnte eine Förderung nach dem Prinzip\r\nPay-as-cleared erfolgen, um strategische Gebote zu reduzieren.\r\n› Bei einer Unterzeichnung der Ausschreibung sollte das nicht abgerufene Budget auf die\r\nnächste Ausschreibungsrunde übertragen werden. Aufgrund des verzögerten Starts der\r\nAusschreibungen sollten die Kapazitäten, die nicht ausgeschrieben wurden, möglichst in\r\nden folgenden Ausschreibungen zusätzlich ausgeschrieben werden.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\nInsgesamt ist festzuhalten, dass die Ausschreibungen dringend für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt werden. Da der ursprünglich geplante Ausschreibungsstart bereits\r\nverzögert ist, wäre ein Hochlaufpfad für die Ausschreibungen eine mögliche Option, sodass die\r\nUnternehmen sich auf die Teilnahme mit entsprechender Leistung der Elektrolyseure vorbereiten können. Insbesondere bei Realisierungsfristen von 5 Jahren können jedoch auch frühzeitig größere Ausschreibungsmengen von der Branche umgesetzt werden.\r\n6 Fazit\r\nDie Ausschreibungen sind notwendig, wenn die Ziele für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft erreicht werden sollen. Zudem ermöglicht die systemdienliche Elektrolyse einen intelligenten Stromnetzbetrieb, durch den ggfs. Netzausbaunotwendigkeit verringert und der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien ermöglicht wird. Nach den bisherigen Verzögerungen\r\nsollten nun schnellstmöglich Fortschritte bei der Umsetzung gemacht werden, damit zeitnah\r\ndie Ausschreibungen starten können.\r\nFür die Ausschreibungen sollten pragmatische Kriterien angewendet werden, über die Systemdienlichkeit definiert werden kann. Dabei ist eine Verortung, die das Stromnetz insgesamt\r\nnicht zusätzlich belastet und Engpässe zumindest nicht verstärkt, eine notwendige Voraussetzung. Dies muss die zukünftige Netzsituation mit einbeziehen und regelmäßig überprüft werden. Dabei sollte ein pragmatischer Ansatz gewählt werden, der Netzdienlichkeit garantiert,\r\ngleichzeitig jedoch auch eine ausreichende Diversifizierung der Standorte ermöglicht.\r\nWichtig ist dabei, dass ebenso Kriterien berücksichtigt werden, die Aspekte der Wasserstoffwirtschaft berücksichtigen. Hierzu wären die Vorlage von Abnahmezusagen und Transportkonzepten geeignete Kriterien, die gewährleisten können, dass der erzeugte Wasserstoff auch an\r\nStandorten produziert wird, von denen aus H2-Abnehmer gut erreichbar sind, entweder durch\r\nlokale Netze oder Anbindung an das Kernnetz.\r\nEs sollten keine Regionen im Vorfeld ausgeschlossen werden. Eine Auswahl der Standorte\r\nsollte nach den diskutierten Kriterien erfolgen. Eine Mindestgröße für Elektrolyseure sollte\r\nnicht festgelegt oder sehr niedrig angesetzt werden.\r\nDer Zubau von Elektrolyseuren ermöglicht auch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien, auch in Regionen mit Netzengpässen. So können durch den Bau von Elektrolyseuren\r\nauch die Erneuerbaren Energien profitieren. Gleichzeitig ist auch zu betonen, dass mit dem Zubau von Elektrolysekapazitäten weiterhin auch der Ausbau der Erneuerbaren Energien einhergehen muss.\r\nZu den Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyse nach § 96 Nr. 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nDie Ausgestaltung der Kriterien muss einerseits den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft effizient und zielgerichtet unterstützen und gleichzeitig die Situation der Stromnetze sinnvoll einbeziehen. Hierzu soll die Diskussion der vorgeschlagenen Kriterien eine Orientierung geben.\r\nAnsprechpartner\r\nDr. Jan Kruse\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300 199-1252\r\njan.kruse@bdew.de\r\nRouven Kelling\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300199-1261\r\nrouven.kelling@bdew.de\r\nTimon Groß\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300 199-1309\r\ntimon.gross@bdew.de\r\nLea Schöttner\r\nAbteilung Energienetze und europäisches Regulierungsmanagement\r\n+49 30 300199-1111\r\nlea.schoettner@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\u0002tel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\u0002dex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38\r\nBerlin, 19. Juni 2026\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nBDEW-Eckpunkte für eine \r\nNovellierung des Kraft\u0002Wärme-Kopplungsgesetzes\r\nSeite 2 von 8\r\n1 Dringlichkeit einer Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)\r\nIm Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD zur 21. Legislaturperiode haben die Koalitio\u0002näre im Hinblick auf die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) folgendes beschlossen:\r\n„Die Potenziale der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) müssen konsequent und langfristig genutzt \r\nwerden. Dafür wird das KWKG noch 2025 an die Herausforderungen einer klimaneutralen \r\nWärmeversorgung, an Flexibilitäten sowie hinsichtlich eines Kapazitätsmechanismus ange\u0002passt.“\r\nDie KWK stellt einen maßgeblichen Anteil an der Strom- und Wärmeversorgung in Deutsch\u0002land. Rund 56 Gigawatt (GW) des deutschen Kraftwerksparks verfügen über eine Nutzwär\u0002meauskopplung und machen damit zwei Drittel der steuerbaren Stromerzeugungskapazitäten \r\naus. Rund 75 Prozent der installierten KWK-Leistung ist älter als zehn Jahre, ca. 50 Prozent \r\nsind sogar älter als 20 Jahre. Der Investitionsbedarf in Bestands- und Neuanlagen ist erheblich. \r\nDurch die hocheffiziente Brennstoffausnutzung trägt die KWK essenziell zur Reduktion des \r\nPrimärenergieverbrauchs in Deutschland bei und leistet darüber hinaus einen erheblichen \r\nBeitrag zur CO2-Vermeidung gegenüber der ungekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung. Die \r\nKWK ist daher in Zukunft noch wichtiger für den Einsatz, der zurzeit noch begrenzt verfügba\u0002ren klimafreundlichen Gase, wie z. B. erneuerbarer oder kohlenstoffarmer Wasserstoff, oder \r\nauch Biogas bzw. Biomethan, auch wenn die Vollbenutzungsstunden der KWK sinken werden. \r\nDurch die KWK-Förderung wurden seit 2010 mehr als 18 GW an neuen, modernisierten und \r\nbesonders effizienten Erzeugungskapazitäten zur Strom- und Wärmeerzeugung bereitgestellt. \r\nDurch die vom KWKG geförderte Umstellung von Kohle auf Erdgas konnten zusätzlich CO2-Ein\u0002sparungen erzielt werden. Als regelbare Kraftwerksleistung bildet diese Erzeugungskapazität \r\neine zentrale Säule für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Bereich Strom und \r\nWärme und eine zu den Erneuerbaren Energien komplementäre Energieversorgung, ohne auf \r\nFinanzierungsmittel aus dem Bundeshaushalt zurückgreifen zu müssen. \r\nDas KWKG ist außerdem ein zentrales Instrument für den Ausbau der leitungsgebundenen\r\nWärme- und Kälteversorgung. So wurden seit 2010 im Schnitt mehr als 500 km Fernwärme\u0002Trassenlänge jährlich neu- oder ausgebaut. Das derzeitige KWKG läuft bis zum 31.12.2026. \r\nAufgrund der neuen zeitlichen Genehmigungsanforderungen im KWKG 2025 gibt es aktuell er\u0002hebliche Unsicherheit und mangelnde Planbarkeit für KWK-Projekte und die weitere Transfor\u0002mation der Fernwärmeversorgung. Entscheidungen für größere KWK-Erzeugungsanlagen wer\u0002den schon seit mehreren Monaten nicht mehr getroffen, da die Erreichung einer BImSchG-Ge\u0002nehmigung bis 31.12.2026 nicht mehr möglich ist. Entsprechende Planungen liegen auf Eis \r\noder wurden aufgegeben. Vertriebliche Aktivitäten und Zusagen für neue \r\nSeite 3 von 8\r\nVersorgungsanschlüsse sind aufgrund der derzeit unsicheren Rechtslage ab 01.01.2027 bereits \r\njetzt eingeschränkt und in Teilen schon nicht mehr möglich. Um einen vollständigen Fadenriss \r\nbei der Umsetzung der Wärmewende im Segment der leitungsgebundenen Wärmeversorgung \r\nzu vermeiden, muss die Verlängerung des KWKG daher umgehend erfolgen, jedoch zwingend \r\nzum 01.01.2027 abgeschlossen sein. Je früher die beteiligten Akteure in 2026 dafür Planungs\u0002sicherheit haben, desto eher können die vorgenannten Aktivitäten wieder aufgenommen wer\u0002den.\r\nDie leitungsgebundene Wärmeversorgung (Nah- und Fernwärme) kann einen entscheidenden \r\nund kostengünstigen Beitrag zur Wärmewende und zur Erreichung der Klimaziele, aber auch \r\nzur Entlastung der Verbraucherinnen und Verbraucher leisten. In vielen Wärmenetzen und \r\nauch in weiten Teilen der Industrie bildet die KWK das Rückgrat der Wärme- und Dampfver\u0002sorgung. Aber auch in kleineren Nahwärmenetzen (und bei Contracting) steht i. d. R. ein \r\nBlockheizkraftwerk (BHKW) im Mittelpunkt der Erzeugung. In den kommunalen Wärmeplä\u0002nen, die aufgrund des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) durch die großen Kommunen mit mehr \r\nals 100.000 Einwohnern bis spätestens 30.06.2026, bzw. für die kleinen Kommunen mit weni\u0002ger als 100.000 Einwohnern bis spätestens 30.06.2028 aufzustellen sind, wird die KWK in Zu\u0002kunft in vielen Versorgungsgebieten eine wichtige Rolle spielen. Denn auch ein dekarbonisier\u0002ter Wärmesektor benötigt Flexibilität und steuerbare Erzeugungsanlagen. Speicher werden in \r\nZukunft dabei unterstützen, diese Flexibilität zu stärken. Neben der direkten Wärmeversor\u0002gung dienen KWK-Anlagen in einem dekarbonisierten Wärmenetz zur Besicherung dezentraler \r\nund dargebotsabhängiger Wärmequellen sowie der Einbindung von Wärme- und Abwärme\u0002quellen auf niedrigerem Temperaturniveau und gewährleisten durch ihre dezentrale Lage in \r\nurbanen Gebieten, dass die stromseitigen Lastspitzen jederzeit bedient werden können. \r\nGerade aufgrund der Gleichzeitigkeit zentraler regulatorischer Reformen ist eine zeitnahe \r\nKWKG-Novellierung erforderlich. Dabei sollte auch die Synchronisation der Rechtsgrundlagen \r\nim Wärmebereich (wie z.B. die Definition erneuerbarer Wärme gem. WPG) weiter vorange\u0002trieben werden. Das KWKG darf nicht nachgelagert oder isoliert betrachtet werden, während \r\nmit Netzentgeltreform, StromVKG/Kapazitätsmechanismus und EEG-Novellierung bereits we\u0002sentliche Rahmenbedingungen für Investition, Einsatz und Wirtschaftlichkeit von KWK-Anla\u0002gen neu gesetzt werden. Die KWKG-Novelle muss daher integraler Bestandteil eines konsis\u0002tenten energiewirtschaftlichen Gesamtbildes sein.\r\nEine Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes ist im Koalitionsvertrag verankert, \r\nregulatorisch notwendig sowie zur erfolgreichen Fortsetzung der Energiewende in den Sek\u0002toren Strom und Wärme dringend geboten und muss schnellstmöglich, spätestens aber vor \r\ndem 01.01.2027 beschlossen und umgesetzt werden.\r\nSeite 4 von 8\r\n2 Zentrale Anforderungen an eine KWKG-Novelle\r\nLaufzeitverlängerung bis mindestens 2035 / idealerweise bis 2038\r\nFür eine ausreichende Planungs- und Investitionssicherheit sowie um eine hinreichende Um\u0002setzungszeit für komplexe Projekte und die Erfüllung der steigenden Anforderungen an Infor\u0002mations- und Berichtspflichten gegenüber zuständigen Behörden mit der nötigen Sicherheit \r\ngewährleisten zu können, sollte das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz in seiner Laufzeit bis min\u0002destens 31.12.2035 verlängert werden. In Kohärenz und zur Absicherung des gesetzlichen \r\nKohleausstiegs wäre eine Laufzeit jedoch bis Ende 2038 notwendig. Um die ambitionierten Be\u0002mühungen zur Umsetzung der Wärmewende nicht zu unterlaufen, muss die Verlängerung um\u0002gehend erfolgen, jedoch spätestens bis zum 01.01.2027 in Kraft treten.\r\nAnpassung der Fördersätze \r\nDie KWK-Zuschläge müssen an die aktuelle Kostensituation angepasst werden und den (inflati\u0002onären) Entwicklungen der letzten Jahre Rechnung tragen. Eine letztmalige Anpassung der \r\nFörderung erfolgte im KWKG 2016. Die wirtschaftliche Situation von KWK-Anlagen ist im Rah\u0002men der KWKG-Evaluierung (siehe Ausführungen unter 4) anhand der aktuellen Kostenent\u0002wicklungen zu überprüfen. Dabei muss auch dem Wegfall der vermiedenen Netzentgelte (vNE) \r\nfür dezentrale Erzeuger Rechnung getragen werden, welche bislang einen wesentlichen Anteil \r\nan der Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen haben und bereits ab dem 01.01.2023 für Neuan\u0002lagen sowie zum 01.07.2026 sukzessive auch für Bestandsanlagen nicht mehr gezahlt werden. \r\nAuch etwaige zusätzliche Belastungen im Rahmen der Netzentgeltreform und die negativen \r\nAuswirkungen der Einführung des Kapazitätsmarktes auf die Börsenstrompreise (vgl. Ausfüh\u0002rungen unten) sind entsprechend zu berücksichtigen.\r\nKostenneutrale Stauchung der Fördersätze \r\nDie KWK-Förderung wird über eine Gesamtförderdauer von derzeit 30.000 Vollbenutzungs\u0002stunden (Vbh) und jährliche Benutzungsstundenkontingente an Betreiber von KWK-Anlagen \r\nausgezahlt. Die KWK kann, soll und wird in Zukunft optimiert, also anhand des steigenden An\u0002teils und abhängig von der Verfügbarkeit Erneuerbarer Energien mit weniger jährlichen Voll\u0002benutzungsstunden eingesetzt werden. Um einer Streckung der Förderdauer entgegenzuwir\u0002ken (Verteilung der 30.000 förderfähigen Stunden über jährliche Vbh von 5.000 in 2021 auf \r\nzunächst 2.500 ab 2030), sollte eine Stauchung der Vbh und damit eine Reduzierung der Ge\u0002samtförderdauer bei gleichzeitiger Anhebung der Fördersätze (Kostenneutralität) in einem no\u0002vellierten KWKG umgesetzt werden. Die Kostenneutralität bezieht sich dabei auf die nach ak\u0002tueller Kostensituation angepassten Fördersätze (siehe voriger Absatz). \r\nSeite 5 von 8\r\nUmstellungspfad auf klimaneutrale Brennstoffe / Einführung eines H2-Modernisierungs\u0002segments \r\nDer Neubau und die Umrüstung von Erdgaskraftwerken (inkl. KWK) auf klimaneutrale Brenn\u0002stoffe sind zentrale Maßnahmen aus dem Klimaschutzprogramm der Bundesregierung. Neben \r\nder praxisgerechten Ausgestaltung eines H2-Ready-Kriteriums für den Neubau von KWK-Anla\u0002gen (vgl. § 6 Abs. (1) Nr. 6 KWKG) bedarf es einer zusätzlichen Kategorie zur Umrüstung für \r\nden Einsatz klimaneutraler Brennstoffe für KWK-Bestandsanlagen. Denn derzeit sind Kosten \r\nzur Vorbereitung und Umstellung auf einen Betrieb mit Wasserstoff im Förderrahmen für mo\u0002dernisierte KWK-Anlagen explizit ausgenommen. Die tatsächliche Umstellung auf den Einsatz \r\nmit klimaneutralen Brennstoffen sollte sich dabei an den Anforderungen übriger Kraftwerks\u0002kapazitäten (z. B. im Rahmen des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz \r\n(StromVKG)) orientieren. Als planmäßige Ankerkunden des Wasserstoffkernnetzes sind KWK\u0002Anlagen für die Erschließung und den Einsatz von Wasserstoff besonders geeignet und daher \r\nfolgerichtig zur Planung für die Dimensionierung des Wasserstoffkernnetzes herangezogen \r\nworden. \r\nFür Anlagen, die technisch für mehrere (auch fossile nichtgasförmige) Brennstoffe ausgelegt \r\nsind, sollte aus Gründen der Resilienz und Versorgungssicherheit in behördlich festgestellten \r\nKrisensituationen, etwa bei Gasmangellage, Angriffen auf Gasinfrastruktur oder lokal angeord\u0002neten Versorgungssicherheitslagen ein zeitlich begrenzter Einsatz alternativer Ersatzbrenn\u0002stoffe, insbesondere Heizöl, ermöglicht sein, ohne zum Verlust der KWKG-Zulassung oder der \r\nKWKG-Förderung zu führen.\r\nStärkung der Förderung von Wärmespeichern zur Flexibilisierung\r\nFür eine starke Flexibilisierung und effiziente Fahrweise von KWK-Anlagen sind flexible Wär\u0002mespeicher im KWK-System von zentraler Bedeutung. Die Förderung flexibler Wärmespeicher \r\nsollte daher in einem novellierten KWKG gestärkt werden und im Rahmen der Anpassung der \r\nFördersätze an die aktuellen Kostenstrukturen insbesondere die derzeitige Zuschlagsbegren\u0002zung von 250 Euro je Kubikmeter Wasseräquivalent entfallen. Die Förderhöhe sollte stattdes\u0002sen durch den Prozentsatz der ansatzfähigen Investitionskosten begrenzt und mit anderen \r\nFörderregimen einheitlich koordiniert und festgelegt sein. \r\nFortführung der KWK-Ausschreibungen \r\nDie derzeitige KWK-Ausschreibungsverordnung (KWKausV) sieht Ausschreibungsvolumina le\u0002diglich bis 2025 vor, sodass die letzte Ausschreibung am 01.12.2025 stattgefunden hat. Für die\r\nFolgejahre ab dem laufenden Jahr 2026 müssen entsprechende Ausschreibungsvolumina zügig \r\nfestgelegt werden. Ausschreibungsvolumina aus nicht stattgefundenen Ausschreibungs-\r\nSeite 6 von 8\r\nterminen (wie Juni 2026) sollten entsprechend bei den ersten neuen KWK-Ausschreibungen \r\naddiert werden. \r\nAnschlussfähigkeit an den zu etablierenden Kapazitätsmechanismus\r\nEine vom BDEW beauftragte Studie zeigt, dass ein technologieoffener Kapazitätsmarkt zwar\r\ngrundsätzlich für die Integration von KWK-Anlagen geeignet ist, die derzeitige KWKG-Förde\u0002rung jedoch nicht zu ersetzen vermag. Anlagen, die sich aktuell nicht in der KWKG-Förderung \r\nbefinden sowie KWK-Anlagen, welche aus der Förderung ausscheiden, können ohne Weiteres \r\nvon Beginn an am Kapazitätsmarkt teilnehmen. Eine parallele Teilnahme von KWK-geförder\u0002ten Anlagen im Kapazitätsmarkt – wie es im polnischen Kapazitätsmarkt praktiziert wird - ist \r\nzielführend, wäre jedoch mit Augenmaß zu gestalten, um Wettbewerbsverzerrungen für KWK\u0002Anlagen und andere Marktteilnehmer zu vermeiden. Bei der Einführung des Kapazitätsmark\u0002tes ist hohe Komplexität zu vermeiden, weshalb zu Beginn des Kapazitätsmarktes zunächst \r\neine Berücksichtigung bei der Dimensionierung ohne eine aktive Teilnahme von in KWK-geför\u0002derten Anlagen sachgerecht sein kann. Voraussetzung hierfür ist, dass die Fördersätze im \r\nKWKG der Höhe nach sachgerecht die Wirtschaftlichkeitslücke von KWK-Anlagen auch tat\u0002sächlich im Hinblick auf gestiegene Brennstoffkosten und sinkende Markterlöse durch Einfüh\u0002rung des Kapazitätsmarktes ausgleichen. Eine Lösung nach dem polnischen Vorbild sollte da\u0002her mittelfristig für ein Zielmodell des Kapazitätsmarktes geprüft werden. Um ein konsistentes \r\nZusammenwirken von Kapazitätsmechanismus und KWKG zu gewährleisten, ist in jedem Fall \r\neine enge Kopplung der KWK-Evaluierung an die operative Einführung des Kapazitätsmarktes \r\nnotwendig.\r\n3 Ergänzung mit Bundesförderung Effiziente Wärmenetze (BEW)\r\nNeben der Bundesförderung für Wärmenetze (BEW) ist die Förderung von Wärmenetzen und \r\nWärmespeichern im KWKG zurzeit das zentrale Förderinstrument für den Aus- und Umbau der \r\nWärmenetze: Für die Förderung von Netzen und Speichern wurde beispielsweise ein KWKG\u0002Zuschlagsvolumen von rund 290 Mio. Euro für das Jahr 2025 gewährt. Bei einer Förderquote \r\nvon 40 Prozent entspricht dies einer Investitionstätigkeit von 750 Mio. Euro in den Aus- und \r\nUmbau der Wärmenetzinfrastrukturen. Diese Investitionstätigkeit mit klarem Wachstumspo\u0002tenzial gilt es zwingend abzusichern, denn für die erfolgreiche Umsetzung der Wärmewende \r\nsind beide Instrumente notwendig. \r\nEs ist absehbar, dass viele Netzausbaumaßnahmen erst nach dem 31.12.2026 genehmigt bzw. \r\nverbindlich beauftragt werden, da die kommunalen Wärmepläne von Großstädten erst Mitte \r\n2026 und die von kleineren Kommunen sogar erst bis Mitte 2028 vorgelegt werden. Die Um\u0002setzung dieser Pläne darf nicht konterkariert werden, sie ist jedoch durch die unsichere \r\nSeite 7 von 8\r\nLaufzeit des KWKG über 2026 hinaus mit großen Planungsunsicherheiten für Wärmenetzbe\u0002treiber verbunden.\r\nAufgrund der aktuellen Regelungen in § 18 KWKG werden ab 2027 Maßnahmen zum Wärme\u0002netzausbau, die bisher vergleichsweise bürokratiearm über das KWKG gefördert werden kön\u0002nen, nicht mehr über das KWKG abbildbar sein. Insbesondere die Vorbescheidsregelungen so\u0002wie die Unabhängigkeit von Haushaltsmitteln des Bundes haben das KWKG im Vergleich zur \r\nBEW bisher in Bezug auf die praktische Umsetzung von Projekten deutlich attraktiver ge\u0002macht. Wenn die Unsicherheit über die Förderbedingungen des KWKG nicht schnellstmöglich \r\nausgeräumt wird, stehen Wärmenetzbetreiber vor dem Dilemma, dass die bewährte Entschei\u0002dungsgrundlage des bestehenden KWKG nicht weiter genutzt werden kann und die gesamte \r\nFördersystematik umgestellt und mit erheblichem Aufwand neu aufgesetzt werden müsste: \r\nDenn um die BEW zu nutzen, muss ein aufwändiges Antragsverfahren durchlaufen und Maß\u0002nahmen dürfen erst nach Bewilligung umgesetzt werden. Derzeit liegen laut Aussage des\r\nBAFA etwa acht bis neun Monate Zeit zwischen Antragseingang und Bewilligung. Hinzu \r\nkommt, dass gerade bei neuen Hausanschlüssen und dem Fernwärmeausbau sowie der -ver\u0002dichtung, die vom Abschluss eines Anschlussvertrags mit den jeweiligen Kunden/Hauseigentü\u0002mern und Anschlussquoten abhängen, die vorzeitige Beantragung und Vorbescheidsregelung \r\ndes BEW praktisch nicht umsetzbar ist. Ohne eine Verlängerung des KWKG wird es daher zu \r\neinem schwerwiegenden Abriss des Aus- und Umbaus von Wärmenetzen kommen. \r\n4 Wichtige Hinweise zur KWKG-Evaluierung 2026\r\nDie vorläufigen Ergebnisse der KWKG-Evaluierung im Rahmen des BMWE-Verbändeworkshops \r\n2026 zeigen, dass sich die Fahrweise der KWK-Anlagen nach der Stromresiduallast richtet und \r\ndamit dem Teil des Stromverbrauchs, der nicht durch Wind, Photovoltaik, Wasserkraft, Spei\u0002cher oder Importe gedeckt wird. Die zukünftige Rolle der KWK wird demnach aus der Bereit\u0002stellung von gesicherter Leistung und der flexiblen Abdeckung der Stromresiduallast bestehen, \r\nwelche vor allem in der Heizperiode und damit den saisonalen Laufzeiten der KWK in den Win\u0002termonaten auftreten. Dabei spart die KWK im Vergleich zur ungekoppelten Erzeugung von \r\nStrom und Wärme Brennstoff sowie im Fall von kohlenstoffhaltigen Brennstoffen Emissionen \r\nein. \r\nDer BDEW weist jedoch darauf hin, dass den im Rahmen der BMWE-Verbände-Workshops \r\n2026 zur KWKG-Evaluierung gezeigten vorläufigen Ergebnissen auch sehr kritische und in Tei\u0002len nicht der Realität entsprechende Prämissen zugrunde liegen. Dies wiederum führt zu ver\u0002zerrten Schlussfolgerungen und in der Folge zu einer inadäquaten Bewertung von KWK-Anla\u0002gen und ihrer Rolle im Energieversorgungssystem. \r\nSeite 8 von 8\r\nCO2-Effekte der KWK\r\nDie tatsächlichen saisonalen Betriebszeiten von KWK-Systemen im Winterhalbjahr bedeuten, \r\ndass die Haupt-Einsatzzeiten von Gas-KWK-Anlagen in der Regel nicht gleichzeitig zur Verfüg\u0002barkeit der Erneuerbaren Energien erfolgen und die CO2-Intensität des Netzstromes in diesen \r\nZeiten deutlich höher als der Jahresdurchschnitt ausfällt. Die KWK verdrängt daher im Winter \r\noft immer noch ungekoppelte brennstoffbasierte Stromerzeugung sowie eine gaskesselba\u0002sierte Fernwärmeerzeugung im angebundenen Fernwärmesystem. Für die in der Evaluierung \r\nzu Grunde gelegten Referenzsysteme ist daher der (situationsbedingte) Stromverdrängungs\u0002mix anstelle des durchschnittlichen Strommixes zugrunde zu legen. \r\nIn modernen KWK-Systemen gewährleistet außerdem eine Kombination aus Gas-KWK-Anlage \r\nund Großwärmepumpe eine besonders effiziente und flexible Energieversorgung. Die Wärme\u0002versorgung durch die Großwärmepumpe wird dabei über die für den Spitzenlastbetrieb ausge\u0002legte Gas-KWK-Anlage besichert. Zudem tritt die Spitzenlast im Wärmebereich, in dem die fle\u0002xible Gas-KWK-Anlage zum Einsatz kommt, in der Regel in Zeiten auf, in denen die gleichzei\u0002tige Stromauskopplung der Auslastung des Stromnetzes zuträglich ist. Dies ist der Fall, wenn \r\ndargebotsabhängige Stromerzeugungsanlagen nicht mit voller Leistung einspeisen und der \r\nStrombedarf durch Wärmepumpen gleichzeitig hoch ist. Die Betrachtung solch moderner \r\nKWK-Systeme muss ebenfalls in der Bewertung der CO2-Emissionen der KWK Berücksichtigung \r\nfinden. \r\nBlick der KWK-Evaluierung umfassend ausweiten\r\nNeben den CO2- und Brennstoffeinspareffekten leistet die KWK wesentliche Beiträge für das \r\nganzheitliche Energieversorgungssystem, welche im Rahmen einer umfänglichen Bewertung \r\nder KWK-Förderung zu berücksichtigen sind. Dazu zählen die Aspekte der Versorgungssicher\u0002heit, die Einbindung von Wärme- und Abwärmequellen auf niedrigerem Temperaturniveau, \r\nder Beitrag dezentraler Stromerzeugung in urbanen Räumen und die Absicherung und Resili\u0002enz des Energieversorgungssystem. \r\nWirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen\r\nDie durch die Gutachter im Evaluierungsprozess gewählten Annahmen zu den Kosten der be\u0002trachteten KWK-Anlagen sind ebenfalls kritisch zu hinterfragen und anhand aktueller Kosten\u0002entwicklungen und Erhebungen bestehender aktueller Studien abzugleichen. Beispielhaft her\u0002vorzuheben sind hierbei insbesondere die deutlich zu niedrig angesetzten spezifischen Investi\u0002tionskosten für Gas- und Dampfturbinen-Systeme."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-25"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015054","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge für das Omnibus-Paket zur Vereinfachung der Vorgaben zur Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/75/21/490410/Stellungnahme-Gutachten-SG2503130015.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBrüssel, 11. Februar 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nReduktion von Berichtspflichten auf\r\nEU-Ebene\r\nVorschläge für das Omnibus-Paket zur Vereinfachung der Vorgaben\r\nzur Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nSeite 2 von 15\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer BDEW hält es für zwingend erforderlich, Unternehmen von den umfangreichen Vorgaben\r\nim Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der Lieferkettensorgfaltspflichten (CSDDD) zu entlasten und unterstützt daher die Pläne der EU-Kommission,\r\ndies in Form eines Omnibus-Pakets umzusetzen. Für das Verfahren sollten die folgenden zwei\r\nGrundsätze gelten:\r\n1. Ein Moratorium für komplett neue Vorgaben oder die Verschärfung bestehender Vorgaben insbesondere bei der anstehenden Überprüfung der Taxonomie-Verordnung und\r\nihrer Umsetzungsrechtsakte sowie der angekündigten sektorspezifischen Standards für\r\ndie Energie- und Wasserwirtschaft in der CSRD.\r\n2. Eine gezielte Vereinfachung des bestehenden Regelwerks, die über die Streichung\r\ndoppelter Berichtspflichten hinausgeht und eine spürbare Reduktion der Berichtspflichten für Unternehmen zur Folge hat, ohne dabei die betroffenen Rechtsakte als Ganzes\r\nin Frage zu stellen.\r\nKonkret schlägt der BDEW u. a. die folgenden Änderungen vor:\r\n› Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD)\r\n Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte der CSDDD und Verschiebung der erstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, ohne die Finanzierungs- oder Versicherungsfähigkeit der Unternehmen zu beeinträchtigen.\r\n Verzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen Berichtsstandards (ESRS) und stattdessen Entwicklung freiwilliger Standards.\r\n Vermeidung doppelter Berichterstattung durch die Anerkennung der CSRD für Berichtspflichten anderer EU-Rechtsakte (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie).\r\n› Taxonomie-Verordnung\r\n Ergänzung eines Wesentlichkeitsvorbehalts für die Offenlegungspflichten.\r\n Streichung der Verpflichtung zur Offenlegung von Informationen zur Taxonomiekonformität der Betriebsausgaben (OpEx).\r\n Verzicht auf den verpflichtenden Nachweis zu den „do no significant harm“-Kriterien für\r\nWirtschaftstätigkeiten innerhalb der EU.\r\n Sicherstellung der Kompatibilität von Taxonomie-Anforderungen mit spezialgesetzlichen\r\nRegelungen (z. B. die Energieeffizienz- oder Erneuerbare-Energien-Richtlinien).\r\n› Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD)\r\n Fokussierung auf direkte Geschäftsbeziehungen\r\n Streichung der zivilrechtlichen Haftung\r\nSeite 3 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\n Auslegung der Richtlinie auf eine Bemühenspflicht, analog zum deutschen LkSG.\r\n2 Einleitung\r\nIn der vergangenen Legislaturperiode wurden auf EU-Ebene zahlreiche Vorgaben beschlossen,\r\ndie Unternehmen verpflichten, verstärkt Informationen zur Nachhaltigkeit ihres Geschäftsgebarens entlang ihrer gesamten Lieferkette offenzulegen. Den Anfang machte die TaxonomieVerordnung, ein System zur Klassifizierung von nachhaltigen Wirtschaftstätigkeiten. Es folgten\r\ndie Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD), die sowohl den Kreis der verpflichteten Unternehmen als auch den Umfang der nachhaltigkeitsbezogenen Offenlegungspflichten\r\ndeutlich ausweitete, und die Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) mit einem Fokus auf Lieferkettensorgfaltspflichten für Unternehmen. Bereits zuvor hatte Deutschland mit dem Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) ähnliche, aber weniger umfangreiche\r\nPflichten auf nationaler Ebene eingeführt.\r\nDie deutsche Energie- und Wasserwirtschaft steht zu den klima-, energie- und umweltpolitischen Zielen der Europäischen Union und setzt sich daher auch im Zuge der Diskussionen um\r\ndie Wettbewerbsfähigkeit Europas für eine Aufrechterhaltung der Ziele des Green Deal ein.\r\nDie Unternehmen der Energiewirtschaft befinden sich bereits im vollen Gange der Transformation zur Klimaneutralität. Gleichermaßen hat die Wasserwirtschaft als Kreislaufwirtschaft\r\nper se ein großes Interesse an Umwelt- und Ressourcenschutz. In diesem Kontext können\r\nnachhaltigkeitsbezogenen Offenlegungspflichten sinnvoll sein, um weltweit für ein unternehmerisches Handeln einzutreten, das im Einklang mit unseren eigenen klima-, umwelt- und sozialpolitischen Zielen steht. Gleichzeitig darf Nachhaltigkeitsberichterstattung nicht zum\r\nSelbstzweck werden, sondern sollte immer daran gemessen werden, ob sie einen Beitrag zur\r\nErreichung unserer klimapolitischen Ziele bei gleichzeitiger Stärkung unserer Wettbewerbsfähigkeit leistet.\r\nDer BDEW hat im Zuge der Erarbeitung der genannten Rechtsakte stets betont, dass die regulatorischen Vorgaben Unternehmen nicht überlasten dürfen. Andernfalls binden sie Ressourcen, die diese Unternehmen nicht zum Vorantreiben der Energiewende einsetzen können. Die\r\nersten Erfahrungen der Mitgliedsunternehmen des BDEW mit der Umsetzung von Taxonomie\r\nund CSRD sowie die Vorbereitungen zur Umsetzung der CSDDD haben nun gezeigt, dass der\r\nUmfang und die Detailtiefe der in den vergangenen fünf Jahren beschlossenen Vorgaben Unternehmen unverhältnismäßig stark belasten und gleichzeitig ihr Ziel, Unternehmen in der\r\nTransformation zur Klimaneutralität zu unterstützen, kaum erfüllen.\r\nAus BDEW-Sicht sollte die Öffnung von Level-1 Rechtsakten (Richtlinien und Verordnungen)\r\naus Gründen der regulatorischen Planungssicherheit für betroffene Unternehmen\r\nSeite 4 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\ngrundsätzlich nur dann erfolgen, wenn dies zur Erreichung des gesetzten Ziels zwingend notwendig ist. Es ist zu beachten, dass viele Energieversorger längst Projekte zur Vorbereitung auf\r\ndie Berichtspflichten aufgesetzt haben und sich zum Teil in einem fortgeschrittenen Projektstadium befinden. Zur Ermöglichung signifikanter Erleichterungen im Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten werden nach Ansicht des BDEW\r\njedoch Anpassungen der Level-2 Texte (delegierte Rechtsakte) nicht ausreichend sein. Deshalb\r\nunterstützt der BDEW die Pläne für ein Omnibus-Paket zur Vereinfachung von Taxonomie,\r\nCSRD und CSDDD und fordert sowohl die EU-Kommission als auch das Europäische Parlament\r\nund die EU-Mitgliedstaaten dazu auf, das Verfahren für eine deutliche Reduzierung der Komplexität der drei Rechtsakte und damit des Umfangs der Berichtspflichten zu nutzen.\r\nEine stärkere Fokussierung der Berichterstattung sowie des Kreises der berichtspflichtigen Unternehmen stellt nicht die energie-, klima- und umweltpolitischen Ziele der EU in Frage. Im Gegenteil, sie ermöglicht es gerade kleineren und mittleren Unternehmen, sich auf ihre zentralen\r\nAufgabenbereiche der Umsetzung der Energiewende sowie der Sicherstellung einer nachhaltigen Wasserversorgung zu konzentrieren. Darüber hinaus führen Vereinfachungen nicht zwingend dazu, dass interessierte Stakeholder signifikant weniger Informationen über Unternehmen erhalten, da wesentliche Informationen in der Regel ohnehin weiter veröffentlicht werden. Durch eine Verschlankung der Vorgaben und die Beseitigung redundanter Berichts- oder\r\nAuditverpflichtungen ließe sich also eine Reduktion des Aufwands erreichen, ohne dass dies\r\nzwingend mit einem signifikanten Transparenzverlust verbunden ist. Die Behebung doppelter\r\nBerichtspflichten allein wird dagegen für einen spürbaren Entlastungseffekt bei den Unternehmen dagegen nicht ausreichen.\r\nIm Zuge des Omnibus-Pakets sowie in anderen die Nachhaltigkeitsberichterstattung betreffenden Prozessen sollten daher die folgenden zwei Grundsätze gelten:\r\n1. Ein Moratorium für komplett neue Vorgaben oder die Verschärfung bestehender Vorgaben im Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten. Dies muss insbesondere bei der anstehenden Überprüfung der TaxonomieVerordnung und ihrer Umsetzungsrechtsakte beachtet werden. Aber auch die angekündigten sektorspezifischen Standards für die Energie- und Wasserwirtschaft in der CSRD\r\nsollten nicht zusätzlich verpflichtend, sondern als freiwillige Ergänzung hinzutreten, da\r\nsich bei der Umsetzung in diesen Sektoren in der Praxis ohnehin sektorspezifische Ansätze entwickeln beziehungsweise entwickelt werden.\r\n2. Eine gezielte Vereinfachung und Präzisierung des bestehenden Regelwerks zur Nachhaltigkeitsberichterstattung und für Lieferkettesorgfaltspflichten. Dies muss über die\r\nStreichung doppelter Berichtspflichten in verschiedenen Rechtsakten hinausgehen und\r\nSeite 5 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\neine spürbare Reduktion der Berichtspflichten für Unternehmen zur Folge haben, ohne\r\ndabei die betroffenen Rechtsakte als Ganzes in Frage zu stellen.\r\na. In einem ersten Schritt müssen die relevanten EU-Richtlinien und Verordnungen\r\nüberprüft und, sofern zur Vereinfachung der Berichtspflichten notwendig, überarbeitet werden (Level 1). In diesem Zeitraum sollte die noch laufende Ausarbeitung oder Überprüfung von darauf aufbauender Umsetzungsgesetzgebung\r\nausgesetzt werden.\r\nb. In einem zweiten Omnibus-Paket muss auch die Umsetzungsgesetzgebung auf\r\neuropäischer Ebene (Level 2) entsprechend der zuvor vorgenommenen Änderungen an der übergeordneten Gesetzgebung schnellstmöglich und konsequent\r\nüberprüft, überarbeitet und präzisiert werden (insbes. delegierte Rechtsakte zur\r\nEU-Taxonomie und den Standards zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nach\r\nCSRD). So ist beispielsweise eine Harmonisierung der Angaben zu Energieeffizienz bei Abwasser mit der Energieeffizienz-Richtlinie (EED) und der TaxonomieVerordnung in Analogie zur Trinkwasser-Richtlinie erforderlich. Darüber hinaus\r\nbetrifft das auch nicht-legislative Leitlinien, die – wenn zur Umsetzung der Vorgaben erforderlich – immer mit ausreichender Vorlaufzeit vor Inkrafttreten der\r\nBerichtspflichten veröffentlicht werden sollten.\r\nBei der nationalen Umsetzung sollte die EU-Kommission gemeinsam mit den EU-Mitgliedstaaten dafür Sorge tragen, dass diese im Sinne des EU-Binnenmarktes möglichst harmonisiert erfolgt. Die weiterhin noch nicht erfolgte Umsetzung der CSRD in deutsches Recht sorgt bei vielen Unternehmen für Verunsicherung. Nationales „Gold plating“ sowie abweichende oder\r\ndoppelte Regelungen sind dabei weitestmöglich zu vermeiden.\r\nFür neue Vorgaben sollte darüber hinaus grundsätzlich eine Umsetzungsfrist von mindestens\r\nzwei vollen Kalenderjahren ab dem Zeitpunkt der Veröffentlichung im EU-Amtsblatt gelten,\r\num Unternehmen hinreichen Vorbereitungszeit zuzugestehen. Zwingend zu vermeiden sind\r\nkurzfristigen Umsetzungspflichten innerhalb eines Geschäftsjahres.\r\nKonkrete Änderungsvorschläge zu CRSD, Taxonomie und CSDDD können dem Anhang entnommen werden. Gerne sind wir bereit, Praxisbeispiele für die Anpassungen von CSRD, Taxonomie und CSDDD im Rahmen des Omnibus-Pakets zu verdeutlichen. Die sich daraus ergebenden oder aus BDEW-Sicht grundsätzlich sinnvollen Anpassungen der dazugehörigen delegierten Rechtsakte sind noch nicht Gegenstand dieser Stellungnahme und werden Teil eines separaten Positionspapiers sein.\r\nSeite 6 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nAnsprechpartner\r\nMoritz Petersen\r\nEU-Vertretung\r\n+32 2 774-5115\r\nmoritz.petersen@bdew.de\r\nFatbardh Kqiku\r\nBetriebswirtschaft und Digitalisierung\r\n+49 30 300 199-1665\r\nfatbardh.kqiku@bdew.de\r\nDr. Jörg Rehberg\r\nWasser/Abwasser\r\n+49 30 300199-1211\r\njoerg.rehberg@bdew.de\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nSeite 2 von 15\r\n3 Anhang I: Konkrete Änderungsvorschläge für CSRD, Taxonomie und CSDDD\r\nDie in der nachfolgenden Tabelle enthaltenen Änderungsvorschläge beziehen sich ausschließlich auf die Primärgesetzgebung. In einem zweiten\r\nSchritt sind aus BDEW-Sicht konsequente Änderungen der Sekundärgesetzgebung erforderlich – insbesondere der delegierten Rechtsakte zu den\r\nOffenlegungspflichten nach der Taxonomie sowie zu den ESRS – um Unternehmen spürbar zu entlasten.\r\nÄnderungsvorschlag Artikel Begründung\r\nCorporate Sustainability Reporting Directive (CSRD); Richtlinie 2013/34/EU\r\nAngleichung der Schwellenwerte für die\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD)\r\nund die Lieferkettensorgfaltspflichten\r\n(CSDDD).\r\nArtikel 19a, Absatz 1:\r\n„(1) Große Unternehmen sowie kleine und mittlere\r\nUnternehmen – mit Ausnahme von Kleinstunternehmen –, bei denen es sich um Unternehmen von öffentlichem Interesse im Sinne von Artikel 2 Nummer\r\n1 Buchstabe a handelt Unternehmen, für die eine der\r\nfolgenden Bedingungen gilt, nehmen in den Lagebericht Angaben auf, die für das Verständnis der Auswirkungen der Tätigkeiten des Unternehmens auf Nachhaltigkeitsaspekte sowie das Verständnis der Auswirkungen von Nachhaltigkeitsaspekten auf Geschäftsverlauf, Geschäftsergebnis und Lage des Unternehmens erforderlich sind:\r\na) Das Unternehmen hatte im letzten Geschäftsjahr,\r\nfür das ein Jahresabschluss angenommen wurde oder\r\nhätte angenommen werden müssen, im Durchschnitt\r\nDas Aufsetzen der für die Berichterstattung erforderlichen Prozesse bindet nicht nur große personelle Ressourcen – viele Unternehmen müssten ihre Nachhaltigkeitsabteilungen signifikant aufstocken – sondern\r\ngeht auch darüber hinaus mit hohen Kosten einher\r\n(IT-Systeme, externe Berater etc.).\r\nWenngleich diese Aspekte im Grundsatz für alle Unternehmen gleichermaßen gelten, so sind gerade\r\nkleine und mittelgroße Unternehmen (in der Energieund Wasserwirtschaft häufig kommunale Stadtwerke)\r\nbesonders stark davon betroffen, da sie weniger personelle und finanzielle Ressourcen zur Verfügung haben und die eventuellen Vorteile der Nachhaltigkeitsberichterstattung, wie beispielsweise erleichterter Zugang zu Kapital, für sie meist weniger stark ersichtlich\r\nsind.\r\nSeite 3 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nmehr als 1 000 Beschäftigte und erzielte einen weltweiten Nettoumsatz von mehr als 450 000 000 EUR;\r\nb) das Unternehmen ist ein kleines oder mittleres Unternehmen – mit Ausnahme von Kleinstunternehmen\r\n–, bei dem es sich um Unternehmen von öffentlichem\r\nInteresse im Sinne von Artikel 2 Nummer 1 Buchstabe\r\na handelt.“\r\nArtikel 29a, Absatz 1:\r\n„(1) Mutterunternehmen einer großen Gruppe nach\r\nArtikel 3 Absatz 7, die die Schwellenwerte in Artikel\r\n19a Absatz 1a erreicht hat, nehmen in den konsolidierten Lagebericht Angaben auf, die für das Verständnis der Auswirkungen der Gruppe auf Nachhaltigkeitsaspekte sowie das Verständnis der Auswirkungen von\r\nNachhaltigkeitsaspekten auf Geschäftsverlauf, Geschäftsergebnis und Lage der Gruppe erforderlich\r\nsind.“\r\nDeshalb sollten weniger große Unternehmen durch\r\neine Angleichung der Schwellenwerte aus der CSRD an\r\ndie Schwellenwerte der CSDDD entlastet und von den\r\nverpflichtenden Offenlegungspflichten ausgenommen\r\nwerden. Eine Berichterstattung auch kleinerer Unternehmen auf freiwilliger Basis soll selbstverständlich\r\nweiterhin möglich bleiben.\r\nNach einigen Jahren Erfahrung mit der Umsetzung der\r\nCSRD kann unter Umständen geprüft werden, inwieweit eine Absenkung des Schwellenwerts mit reduzierten Berichtspflichten (bspw. durch die Anwendung\r\nder freiwilligen Berichtsstandards für KMU) sinnvoll\r\nund für die betroffenen Unternehmen handhabbar\r\nwäre.\r\nVerschiebung der Berichtspflicht für noch\r\nnicht berichtspflichtige Unternehmen um\r\nzwei Jahre\r\nArtikel 5, Absatz 2:\r\n„(2) Die Mitgliedstaaten wenden die erforderlichen\r\nVorschriften an, um Artikel 1, mit Ausnahme von Nummer 14, nachzukommen:\r\n[…]\r\nb) auf am oder nach dem 1. Januar 2025 2027 beginnende Geschäftsjahre\r\nZwar haben viele der berichtspflichtigen Unternehmen angesichts der aktuell gültigen Vorgaben bereits\r\nmit der Vorbereitung auf die erstmalige Berichterstattung im Jahr 2026 begonnen.\r\nAngesichts des großen Umfangs der Berichtspflichten\r\nwürde es nicht von der ebenfalls vorgeschlagenen Anhebung der Schwellenwerte erfasste, erstmalig berichtspflichtige Unternehmen aber stark entlasten, bei\r\nBedarf mehr Vorbereitungszeit in Anspruch nehmen\r\nSeite 4 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\n[…]\r\nc) auf am oder nach dem 1. Januar 2026 2028 beginnende Geschäftsjahre\r\n[…]“\r\nAnalog auch Änderungen in den folgenden Unterabschnitten des Absatz 2. Auch die bereits in den ESRS\r\nvorgesehene Möglichkeit, gewisse Datenpunkte in den\r\nersten ein bis zwei Jahren der Berichterstattung auszulassen muss im weiteren Verlauf des Überprüfungsverfahrens angepasst werden.\r\nzu können und erste Berichte maximal auf freiwilliger\r\nBasis zu veröffentlichen (ohne Prüfpflicht).\r\nVerzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen Berichtsstandards\r\nArtikel 29b, Absatz 1:\r\n„[…]\r\nIn den in Unterabsatz 1 genannten delegierten Rechtsakten legt die Kommission bis zum 30. Juni 2026 Folgendes fest:\r\ni) ergänzende Informationen, über die Unternehmen in Bezug auf Nachhaltigkeitsaspekte und\r\ndie unter Artikel 19a Absatz 2 aufgeführten Bereiche der Berichterstattung erforderlichenfalls\r\nBericht zu erstatten haben;\r\nii) Informationen, über die Unternehmen freiwillig\r\nBericht zu statten habenerstatten können, die für\r\nden Sektor, in dem sie tätig sind, spezifisch sind.\r\n[…]“\r\nIn Deutschland hat die Wasserwirtschaft einen Standard für die doppelte Wesentlichkeitsprüfung und der\r\nZuordnung der jeweiligen Datenpunkte entwickelt.\r\nDabei sind als Beiprodukt auch sektorspezifische Standards entwickelt worden, weil sich viele ESRS nur\r\ndurch eine sektorspezifische Auslegung verständlich\r\nmachen lassen.\r\nAuch die Energiewirtschaft im BDEW entwickelt entsprechende Muster und wird dabei sektorspezifische\r\nBesonderheiten ausarbeiten.\r\nWeitere verpflichtende Standards durch die EFRAG\r\nbergen die Gefahr, gefundene Standards zu überschreiben und damit zu einer Doppelarbeit führen.\r\nGleichzeitig können sektorspezifische Standards Unternehmen auch bei der Berichterstattung\r\nSeite 5 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nunterstützen, wenn sie wesentliche Themen und spezifische Angaben für Organisationen dieser Branche\r\nfestlegen und konkretisieren. Anstatt verpflichtender\r\nStandards sollten daher freiwillige sektorspezifische\r\nStandards erarbeitet werden, um den Unternehmen\r\nselbst die Entscheidung zu überlassen, ob deren Nutzung für sie sinnvoll ist. Dabei sollten weitestgehend\r\nbereits etablierte Branchenstandards, wie beispielsweise die GRI-Standards, übernommen werden.\r\nAnpassung der Berichtspflichten für Konzerngesellschaften, die alleinstehend\r\nnicht nach CSRD berichtspflichtig wären\r\nArtikel 29 a Im Rahmen der Konzernberichterstattung kann es vorkommen, dass Gesellschaften sich noch im Konsolidierungskreis befinden, obgleich sie ggf. für den Konzern\r\nnicht sehr wesentlich sind, aber auch noch nicht so\r\nunwesentlich, dass auf die Einbeziehung komplett verzichtet werden könnte.\r\nDurch die Einbeziehung in den Konzernabschluss sind\r\nauch diese Gesellschaft gezwungen, eine Berichterstattung für CSRD und Taxonomie zu erstellen. Das\r\nsog. Konzernprivileg wird in diesem Fall für kleine Gesellschaft zur Bürde, denn es besteht die Gefahr, dass\r\ndie Unternehmen bei Einbezug in einen Konzernabschluss interne und externe Aufwände stemmen müssen, obgleich sie am Ende nur von wenigen Berichtspflichten tatsächlich betroffen sind.\r\nEs sollte daher die Möglichkeit für eine punktbezogene und begründete Ausgrenzung entsprechender\r\nkonsolidierter Gesellschaften von der\r\nSeite 6 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung geprüft werden (in\r\nForm einer Art Wesentlichkeitsanforderung).\r\nSimplifizierung und Verkürzung der Mindestanforderungen an die Berichtsdarstellung\r\nArtikel 29d:\r\n„(1) Unternehmen, die den Anforderungen von Artikel\r\n19a dieser Richtlinie unterliegen, stellen ihren Lagebericht ab dem 1. Januar 2030 im in Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 der Kommission\r\ndargelegten einheitlichen elektronischen Berichtsformat auf und zeichnen ihre Nachhaltigkeitsberichtserstattung, einschließlich der Angaben nach Artikel 8 der\r\nVerordnung (EU) 2020/852, gemäß dem in jener Delegierten Verordnung dargelegten elektronischen Berichtsformat aus.\r\n(2) Mutterunternehmen, die den Anforderungen von\r\nArtikel 29a unterliegen, stellen ihren konsolidierten Lagebericht ab dem 1. Januar 2030 im in Artikel 3 der\r\nDelegierten Verordnung (EU) 2019/815 dargelegten\r\nelektronischen Berichtsformat aus und zeichnen die\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung, einschließlich der\r\nAngaben nach Artikel 8 der Verordnung (EU)\r\n2020/852, gemäß dem in jener Delegierten Verordnung dargelegten elektronischen Berichtsformat aus.“\r\nDie Umsetzung der Anforderungen an die Nachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD sind ein beträchtlicher Aufwand, insbesondere für Unternehmen, welche erstmalig zu Nachhaltigkeitsthemen extern berichten. Die Umsetzbarkeit der Maschinenlesbarkeit (Tagging) mit paralleler Ersteinführung der CSRD-Anforderungen ist eine merkliche Belastung. Dies betrifft sowohl Kapazitätsgrenzen als auch technische Grenzen\r\nin Bezug auf Datenverfügbarkeiten.\r\nEs sollte zunächst konkretisiert werden, ab wann die\r\nVerpflichtung für Unternehmen besteht, das Tagging\r\nanzuwenden. Zudem sollte eine spätere, schrittweise\r\nEinführung der Tagging-Anforderung geschaffen werden, sodass aktuelle Verzögerungen in der Regulatorik\r\nBeachtung geschenkt wird, Komplexitäten und die Anforderungen letztendlich angemessen und reduziert\r\numgesetzt werden können.\r\nTaxonomie-Verordnung; Verordnung 2020/852/EU\r\nErgänzung eines Wesentlichkeitsvorbehalts analog zur CSRD\r\nArtikel 8: Eine Beschränkung der Offenlegungspflichten in der\r\nEU-Taxonomie würde Unternehmen dahingehend entlasten, dass sie auf den teilweise sehr aufwändigen\r\nSeite 7 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\n„(1) Jedes Unternehmen, das verpflichtet ist, nichtfinanzielle Angaben nach Artikel 19a oder Artikel 29a\r\nder Richtlinie 2013/34/EU zu veröffentlichen, nimmt in\r\nseine nichtfinanzielle Erklärung oder konsolidierte\r\nnichtfinanzielle Erklärung Angaben darüber auf, wie\r\nund in welchem Umfang die finanziell wesentlichen\r\nTätigkeiten des Unternehmens mit Wirtschaftstätigkeiten verbunden sind, die als ökologisch nachhaltige\r\nWirtschaftstätigkeiten gemäß Artikel 3 und Artikel 9\r\nder vorliegenden Verordnung einzustufen sind.\r\n(2) Insbesondere geben Nicht-Finanzunternehmen Folgendes an:\r\na) den finanziell wesentlichen Anteil ihrer Umsatzerlöse, der mit Produkten oder Dienstleistungen, erzielt\r\nwird, die mit Wirtschaftstätigkeiten verbunden sind,\r\ndie als ökologisch nachhaltige gemäß Artikel 3 und Artikel 9 einzustufen sind; und\r\nb) den finanziell wesentlichen Anteil ihrer Investitionsausgaben und, soweit zutreffend, den Anteil der Betriebsausgaben im Zusammenhang mit Vermögensgegenständen oder Prozessen, die mit Wirtschaftstätigkeiten verbunden sind, die als ökologisch nachhaltig\r\ngemäß Artikel 3 und Artikel 9 einzustufen sind.“\r\nNachweis der Taxonomiekonformität für Wirtschaftstätigkeiten verzichten könnten, die keinen für\r\ndas Unternehmen relevanten Umfang haben. Es\r\nkönnte außerdem mehr Konsistenz zur Regulatorik der\r\nCSRD hergestellt und damit doppelte Datenberichterstattung vermieden werden.\r\nGleichzeitig hätte der Wegfall dieser Informationen\r\nkeine relevanten Auswirkungen auf die Qualität des\r\nNachhaltigkeitsberichts. Im Gegenteil würde die Fokussierung auf wesentliche Informationen die Qualität\r\nder Berichte sogar erhöhen.\r\nFür die praktische Umsetzung sollten Wertgrenzen in\r\nBezug auf den Anteil einer Wirtschaftstätigkeit am Gesamt-Umsatz und/oder -CAPEX erlassen werden,\r\nwann eine Wirtschaftstätigkeit als wesentlich gilt.\r\nDer geforderte Wesentlichkeitsvorbehalt soll Unternehmen jedoch weiterhin die Möglichkeit zugestehen,\r\nfreiwillig auch Informationen zur Taxonomiekonformität- und Fähigkeit nicht finanziell wesentlicher Wirtschaftstätigkeiten offenzulegen.\r\nStreichung der Verpflichtung zur Offenlegung von Informationen zu Betriebsausgaben (OpEx)\r\nArtikel 8 Absatz 2: Betriebsausgaben sind für Unternehmen keine relevante Steuerungsgröße. Die Offenlegung des taxonomiefähigen oder taxonomiekonformen Anteils der\r\nSeite 8 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\n„(2) Insbesondere geben Nicht-Finanzunternehmen\r\nFolgendes an:\r\n[…]\r\nb) den finanziell wesentlichen Anteil ihrer Investitionsausgaben und, soweit zutreffend, den Anteil der Betriebsausgaben im Zusammenhang mit Vermögensgegenständen oder Prozessen, die mit Wirtschaftstätigkeiten verbunden sind, die als ökologisch nachhaltig gemäß Artikel 3 und Artikel 9 einzustufen sind.“\r\nBetriebsausgaben hat daher keinen signifikanten\r\nMehrwert, erzeugt aber dennoch einen großen Berichtsaufwand.\r\nStattdessen sollte der Fokus der Taxonomie-Berichterstattung auf den Investitionsausgaben, denn sie geben\r\neinen klaren Hinweis, in welche Richtung sich ein Unternehmen entwickelt.\r\nVerzicht auf die verpflichtende Prüfung\r\nder „do no significant harm“-Kriterien für\r\nProjekte in der EU, die ohnehin die bestehenden EU-Regularien in Bezug auf Umwelt- und Sozialstandards einhalten müssen.\r\nArtikel 17, Absatz 3 (NEU):\r\n„(3) Ergänzend zu Absatz (1) und (2) kann für eine\r\nWirtschaftstätigkeit, die innerhalb der Europäischen\r\nUnion ausgeübt wird, immer davon ausgegangen\r\nwerden, dass sie nicht zu einer erheblichen Beeinträchtigung eines oder mehrerer der Umweltziele des\r\nArtikels 9 führt.“\r\nFür Wirtschaftstätigkeiten innerhalb der Europäischen\r\nUnion müssen Unternehmen bereits eine Vielzahl\r\nklima-, umwelt- und naturschutzrechtlicher Vorgaben\r\neinhalten, die sicherstellen, dass sie keines der Umweltziele aus der Taxonomie-Verordnung erheblich\r\nbeeinträchtigen.\r\nDie Prüfung der Kriterien für die Vermeidung einer erheblichen Beeinträchtigung ist bislang dennoch mit\r\nsehr hohem Aufwand verbunden. Durch den Verzicht\r\nauf diese Prüfpflicht für Wirtschaftstätigkeiten in der\r\nEU könnten Unternehmen daher signifikant entlastet\r\nwerden, ohne das Schutzniveau der Taxonomie in relevantem Ausmaß zu verringern.\r\nCorporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD), Richtlinie 2024/1760/EU\r\nSeite 9 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nFokussierung der Sorgfaltspflichten auf\r\ndirekte Geschäftsbeziehungen\r\nInsbesondere Artikel 7, 8, 10, 11, 12, 14 und 15 der\r\nCSDDD, sowie Artikel 3g zur Definition der „Aktivitätskette“.\r\nDarüber hinaus müssen in der Folge im Sinne der Kohärenz auch die Vorgaben in der CSRD bzw. den ESRS\r\nzur Einbeziehung von indirekten Geschäftspartnern\r\nsowie den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsketten angepasst werden.\r\nFür Unternehmen ist es nur sehr schwer möglich Einfluss auf die Handlungen ihrer indirekten Geschäftspartner auszuüben. Wenngleich es verständlich ist,\r\ndass die Lieferkette auch über direkte Geschäftsbeziehungen hinaus betrachtet und bewertet werden muss,\r\nso muss vor allem für die Verpflichtungen zur Verhinderung und Behebung negativer Auswirkungen die\r\nMöglichkeit zur Einflussnahme der Unternehmen stärker berücksichtigt werden.\r\nAnalog zum deutschen LkSG sollte in der CSDDD eine\r\ndaher eine klarere Differenzierung zwischen den direkten und indirekten Geschäftspartnern (in Deutschland unmittelbare und mittelbare Zulieferer) und den\r\nin Abhängigkeit der jeweiligen Geschäftsbeziehung zu\r\nerbringenden Sorgfaltspflichten vorgenommen werden. Auch in Bezug auf den Begriff der „Aktivitätskette“ (Artikel 3 g)) sind Anpassungen erforderlich, um\r\neine Angleichung mit vergleichbaren Definitionen\r\nbspw. in der CSRD zu erwirken und so Unklarheiten in\r\nder Berichterstattung zu vermeiden.\r\nStreichung der zivilrechtlichen Haftung Artikel 25, Absatz 9:\r\n„(9) Beschlüsse der Aufsichtsbehörden betreffend die\r\nEinhaltung der gemäß dieser Richtlinie erlassenen\r\nnationalen Rechtsvorschriften durch ein Unternehmen lassen die zivilrechtliche Haftung des Unternehmens nach Artikel 29 unberührt.“\r\nEine umfangreiche zivilrechtliche Haftung schafft für\r\nUnternehmen mit komplexen Lieferketten enorme\r\nrechtliche Unsicherheit und das Risiko übermäßiger\r\nRechtsstreitigkeiten. Stattdessen sollte analog zum\r\ndeutschen LkSG auf eine Bemühenspflicht der Unternehmen abgestellt werden.\r\nSeite 10 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nArtikel 29:\r\n„Zivilrechtliche Haftung von Unternehmen und Anspruch auf vollständige Entschädigung\r\n(1) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass ein Unternehmen für Schaden haftbar gemacht werden kann,\r\nder einer natürlichen oder juristischen Person entstanden ist, sofern\r\n[…]\r\n(7) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass die nationalen Rechtsvorschriften zur Umsetzung dieses Artikels zwingend Anwendung finden und Vorrang haben\r\nin Fällen, in denen das auf entsprechende Ansprüche\r\nanzuwendende Recht nicht das nationale Recht eines\r\nMitgliedstaats ist.“\r\nArtikel 36, Absatz 2:\r\n„f) die Wirksamkeit der auf nationaler Ebene eingerichteten Durchsetzungsmechanismen und der Sanktionen und der Vorschriften über die zivilrechtliche\r\nHaftung;““"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. 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Das Spektrum\r\nder Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und\r\ngut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der TrinkwasserFörderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex\r\nnach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance\r\nRichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nBerlin, 9. Januar 2025\r\nFakten und Argumente\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nHerausgegeben vom BDEW\r\nBundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.,\r\nReinhardtstraße 32, 10117 Berlin\r\nWissenschaftliche Ausarbeitung vom IHPH\r\nInstitut für Hygiene und Öffentliche Gesundheit/Public Health\r\nUniversitätsklinikum Bonn, Venusberg-Campus 1, 53127 Bonn\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 2 von 27\r\nExecutive Summary: Fokus auf Relevanz für den Menschen\r\nPFAS (Per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen) sind aufgrund ihres vielfältigen, langjährigen und\r\nweltweiten Einsatzes sowie ihrer äußerst schlechten Abbaubarkeit in der Umwelt bereits weltweit in der Luft, im Wasser und in den Böden sowie in der Nahrungskette bis hin zum Blut und\r\nin den Organen von Lebewesen nachweisbar. Wissenschaftliche Studien zeigen, dass PFAS unterschiedliche gesundheitsschädliche Wirkungen an Organen, wie z. B. der Leber und den Nieren sowie auch an dem Immunsystem haben können. Angesichts dessen stellen PFAS eine signifikante human- und ökotoxikologische Gefährdung dar.\r\nMenschen nehmen PFAS vor allem über die Nahrung, über Wasser und über die Luft auf. Die\r\nEuropäische Behörde für Lebensmittelsicherheit (EFSA) hat im September 2020 eine Bewertung\r\nder gesundheitlichen Risiken von PFAS in Lebensmitteln veröffentlicht1\r\n. Die Bewertung der EFSA\r\nfokussiert sich auf die vier wichtigsten sich im Körper anreichernden PFAS, nämlich PFOA (Perfluoroctansäure), PFNA (Perfluornonansäure), PFHxS (Perfluorhexansulfonsäure) und PFOS\r\n(Perfluoroctansulfonsäure). Für diese sogenannten EFSA-PFAS konnte aufgrund der toxikologischen Datenlage eine tolerierbare wöchentliche Aufnahmemenge in der Höhe von insgesamt\r\n4,4 Nanogramm (ng) pro Kilogramm (kg) Körpergewicht pro Woche abgeleitet werden. Laut\r\ndem Umweltbundesamt gibt dieser Wert an, welche Menge eines Stoffes über alle Aufnahmepfade pro Woche und kg Körpergewicht lebenslang aufgenommen werden kann, ohne dass eine\r\ngesundheitliche Besorgnis besteht2\r\n. Für einen Menschen ergibt sich unter Berücksichtigung der\r\nStandardannahme für das Körpergewicht von 70 kg damit rechnerisch eine tolerierbare EFSAPFAS-Gesamtmenge von 308 ng pro Woche (4,4 ng pro kg Körpergewicht pro Woche multipliziert mit 70 kg Körpergewicht) bzw. 44 ng pro Tag.\r\nIm Hinblick auf die tatsächlich aufgenommene EFSA-PFAS-Gesamtmenge stellte das Bundesinstitut für Risikobewertung (BfR) 20213 unter Verwendung der Daten aus den Überwachungsprogrammen der Bundesländer in Deutschland jedoch fest, dass „die langfristige Exposition\r\n1\r\nEuropäische Behörde für Lebensmittelsicherheit. Risk to human health related to the presence of perfluoroalkyl\r\nsubstances in food. (2020) URL: https://www.efsa.europa.eu/en/efsajournal/pub/6223\r\n2 Webseite Umweltbundesamt zum Konzept zur Ableitung toxikologisch begründeter Trinkwasserleitwerte.\r\n(2023) URL:\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/themen/wasser/trinkwasser/trinkwasserqualitaet/toxikologie-destrinkwassers/trinkwasserleitwerte (Abgerufen am 16.12.2024)\r\n3 Bundesinstitut für Risikobewertung. Stellungnahme Nr. 020/2021. PFAS in Lebensmitteln - BfR bestätigt kritische Exposition gegenüber Industriechemikalien. (2021) S.6 und Tabelle 7. URL:\r\nhttps://www.bfr.bund.de/cm/343/pfas-in-lebensmitteln-bfr-bestaetigt-kritische-exposition-gegenueber-industriechemikalien.pdf\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 3 von 27\r\nErwachsener in Deutschland gegenüber [den EFSA-PFAS] durch Verzehr von Lebensmitteln außer Trinkwasser bei mittleren Gehalten etwa dem Zweifachen (Mittelwert) bis Fünffachen\r\n(95. Perzentil4\r\n) der Höhe der von der EFSA abgeleiteten tolerierbaren wöchentlichen Aufnahmemenge“ entspricht5\r\n. Das heißt, dass Erwachsene in Deutschland bereits bis zu 1540 ng pro Woche bzw. 220 ng pro Tag allein durch Nahrung aufnehmen bzw. die tolerierbare EFSA-PFAS-Gesamtmenge längst um ein Vielfaches überschreiten können (Abbildung 1).\r\nZum Vergleich: Die mögliche EFSA-PFAS-Aufnahme durch Trinkwasser ist durch den gesetzlichen Trinkwassergrenzwert auf maximal 20 ng pro Liter beschränkt. Unter Berücksichtigung der\r\nStandardannahme eines täglichen Trinkwasserkonsums von zwei Litern ergibt sich folglich eine\r\nEFSA-PFAS-Gesamtaufnahme von maximal bis zu 280 ng pro Woche bzw. 40 ng pro Tag. Das\r\nUmweltbundesamt betonte zudem, dass „Trinkwasser […] nur dann als eine besondere PFASQuelle [gilt], wenn das Rohwasser durch Schadensfälle mit PFAS verunreinigt wurde. In Deutschland sind bisher erst wenige Fälle bekannt.“6\r\n4\r\nEin Perzentil gibt an, wie viel Prozent der Messwerte unter dem angegebenen Wert lagen.\r\n5\r\nEs ist zu beachten, dass die Schätzungen des BfR über die EFSA-PFAS-Aufnahme durch Nahrung stark zwischen\r\nAltersgruppen und Geschlecht variieren. Zudem sind die Schätzungen von erheblichen Unsicherheiten geprägt, da\r\nes sich um Abschätzungen aus verschiedenen Verzehrstudien handelt, welche ihrerseits wiederum von Unsicherheiten hinsichtlich der Verzehrgewohnheiten der Studienteilnehmer und/ oder der tatsächlichen unterschiedlichen Belastung der Lebensmittel durch die EFSA-PFAS geprägt sind.\r\n6 Umweltbundesamt. PFAS – Gekommen, um zu bleiben. (2020). Das Magazin des Umweltbundesamtes 1/2020.\r\nURL: https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/schwerpunkt-1-2020-pfas-gekommen-um-zu-bleiben\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 4 von 27\r\nAbbildung 1: Qualitativer Vergleich der tatsächlichen täglichen EFSA-PFAS-Aufnahme von Erwachsenen in Deutschland durch Trinkwasser und durch Nahrung mit der toxikologisch-tolerierbaren Gesamtaufnahme. Die Abbildung nimmt für die EFSA-PFAS-Aufnahme einen Trinkwasserkonsum von 2 Litern pro Tag und den gesetzlichen Trinkwassergrenzwert von 20 Nanogramm\r\n(ng) pro Liter an. Die EFSA-PFAS-Aufnahme durch Nahrung basiert auf den Expositionsschätzungen für Erwachsene zwischen 18 – 64 Jahre in Deutschland und wurde der Tabelle 8 in Kapitel\r\n3.1.3.2 der Stellungnahme 020/2021 des Bundesinstituts für Risikobewertung „PFAS in Lebensmitteln“ von 2021 entnommen. Die rote Linie kennzeichnet die, auf Basis toxikologischer Studien\r\nrechnerisch ermittelte, tolerierbare tägliche Gesamtmenge für den Menschen unter Berücksichtigung der Standardannahme für das Körpergewicht von 70 kg.\r\nInsgesamt wird deutlich, dass bereits bei jedem zweiten Erwachsenen der BfR-Stellungnahme\r\ndie toxikologisch tolerierbare EFSA-PFAS-Gesamtmenge überschritten wird7 und Nahrung in der\r\nRegel der Hauptaufnahmepfad für den Menschen ist. Aufgrund der Größe der Stichprobe in der\r\nBfR-Stellungnahme (N = 10525 Personen) ist zu vermuten, dass diese Folgerungen auch für die\r\nGesamtheit der erwachsenen Bevölkerung in Deutschland gelten.\r\nDie PFAS-Problematik ist ein Dilemma. Die besonderen chemischen Eigenschaften machen sie\r\nzwar attraktiv für viele technische Anwendungen, bedingen jedoch aufgrund ihrer Persistenz\r\nund Akkumulationsfähigkeit eine besonders besorgniserregende human- und ökotoxikologische Gefährdung. Gleichzeitig ist eine technische Entfernung von PFAS aus der Nahrung, aus\r\nTrinkwasser oder auch aus der Umwelt gar nicht oder wenn überhaupt nur unter sehr hohen\r\nKosten und Ressourcenverbrauch (Energie, Materialaufwand, Wasserbedarf etc.) möglich. Angesichts der weitreichenden Umweltbelastung mit PFAS und ihrer hohen chemischen Stabilität\r\nwären die PFAS-bedingten Aufbereitungskosten erheblich. Gemäß einer Analyse der Landesbank Baden-Württemberg von 20248 könnte PFAS für die Versicherungsbranche zum bislang\r\nteuersten Versicherungsschaden werden. Insofern werden PFAS sich voraussichtlich noch so\r\nlange in der Umwelt und in unserer Nahrungskette anreichern, bis der Eintrag in die Umwelt\r\nweitgehend reduziert bzw. vermieden wird.\r\n7 Die BfR-Stellungnahme (2021) ermittelte das 50. Perzentil mit 4,4 Nanogramm pro Kilogramm Körpergewicht\r\npro Woche. Damit entspricht das 50. Perzentil genau der von der EFSA ermittelten toxikologisch tolerierbaren\r\nAufnahmemenge.\r\n8\r\nLandesbank Baden-Württemberg. Pressemitteilung vom 26.03.2024. Steht die Branche vor dem teuersten Versicherungsschaden ihrer Geschichte? URL: https://www.lbbw.de/artikelseite/pressemitteilung/stehen-versicherervor-ihrem-groessten-schadensfall_ah3a5ggb4x_d.html (Abgerufen am 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 5 von 27\r\nVor diesem Hintergrund braucht es nicht nur eine Strategie, um den weiteren PFAS-Eintrag in\r\ndie Umwelt zu vermeiden, sondern auch eine Strategie, um mit der bestehenden Umweltbelastung sowie den Kosten für die Aufbereitung umzugehen. Der auf EU-Ebene diskutierte Beschränkungsvorschlag für PFAS ist daher grundsätzlich die richtige Strategie. Allerdings werden\r\nPFAS auch in vielen Schlüsseltechnologien u. a. für die Energiewende gebraucht und sind hier\r\ntechnisch anscheinend teils noch alternativlos. Eine Beschränkung der Stoffgruppe PFAS sollte\r\ndaher, aus gesundheitlicher Perspektive, zwar möglichst umfassend erfolgen, aber technische\r\nErwägungen (z. B. Erreichung von Energie- und Klimazielen) könnten beispielsweise angemessene Übergangsfristen, den Schutz von Bestandsanlagen oder Ausnahmeregelungen bedingen.\r\nIn der Fachwelt wurde zum Umgang mit der bereits bestehenden PFAS-Umweltbelastung und\r\ninsbesondere der Finanzierung der dadurch bedingten gesamtgesellschaftlichen Kosten das\r\nKonzept der erweiterten Herstellerverantwortung als ein möglicherweise geeigneter umweltökonomischer Lösungsansatz bereits diskutiert. Dieses Konzept sieht vor, dass die Hersteller\r\nund Importeure von PFAS und PFAS-haltigen Produkten sich an den PFAS-bedingten Kosten wie\r\nz. B. etwaigen Aufbereitungskosten, Kosten der analytischen Kontrolle von Grenzwerten, möglichen gesundheitlichen Folgekosten, Schadensersatzforderungen u. a. beteiligen. Die erweiterte Herstellerverantwortung würde damit am Anfang des Lebenszyklus der PFAS ansetzen und\r\nbei den Herstellern und Importeuren entsprechend Anreize setzen, dass nicht nur der Eintrag\r\nvon PFAS in die Umwelt vermieden wird, sondern gleichzeitig auch effektive Recyclinglösungen\r\nund umweltschonende technologische Alternativen entwickelt werden.\r\nZusammengefasst erstreckt sich die PFAS-Problematik im globalen Maßstab von der gesamten\r\nUmwelt über Pflanzen und Lebewesen bis hin zum Menschen. Die Auswirkungen der allgegenwärtigen Belastung sind für Mensch und Umwelt zugleich vielfältig, komplex und höchst besorgniserregend. Folglich ist auch die Dimension einer Lösung hierfür vielschichtig und kann insbesondere nur durch globale politische Zusammenarbeit gelingen, analog den ab 1989 in Kraft\r\ngetretenen Maßnahmen zur globalen Beschränkung der Herstellung und des Einsatzes von\r\nFluor-Chlor-Kohlenwasserstoffen (FCKW), bei welchen entschieden wurde, zum Schutz der\r\nOzonschicht der Erdatmosphäre innerhalb eines mehrjährigen Zeitrahmens weitgehend aus der\r\nFCKW-Produktion auszusteigen9\r\n.\r\n9 Montreal-Protokoll. URL: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Industrie/chemikaliensicherheit-internationale-regelungen-montrealer-protokoll.html (Abgerufen am 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 6 von 27\r\n1 Einleitung\r\nPer- und polyfluorierte Alkylsubstanzen (PFAS) sind eine Stoffgruppe von bereits mehr als\r\n10.000 synthetischen (nicht natürlich vorkommenden) Industriechemikalien, welche aufgrund\r\nihrer extrem schlechten Abbaubarkeit (hohe Persistenz) für lange Zeit in der Umwelt verbleiben\r\nund daher als „Ewigkeitschemikalien“ bekannt sind. PFAS sind gemäß OECD-Definition (OECD,\r\n2021) organische Verbindungen, bei denen die molekularen Kohlenstoff-Wasserstoffbindungen\r\nentweder teilweise (polyfluoriert)10 oder vollständig (perfluoriert) durch Kohlenstoff-Fluorbindungen ersetzt sind. Die Einzelchemikalien der Stoffgruppe PFAS unterscheiden sich in ihrem\r\njeweiligen molekularen Aufbau (z. B. Kohlenstoffkettenlänge, funktionelle Gruppen) und sind\r\ninsbesondere wasser-, fett-, und schmutzabweisend sowie chemisch und thermisch sehr stabil.\r\nAufgrund dieser technologisch attraktiven Eigenschaften werden PFAS daher seit den 1950er\r\nJahren weltweit in zahlreichen Produkten wie Textilien, Papieren, Verpackungsmaterialien, Antihaftbeschichtungen, in der Galvanik oder in Feuerlöschschäumen eingesetzt. Infolge der Anwendungsbreite können PFAS durch zahlreiche Wege in die Umwelt gelangen und reichern sich\r\ndort aufgrund ihrer Persistenz und Akkumulationsfähigkeit überall an: in Wasserressourcen, in\r\nBöden, in Pflanzen sowie in Tieren und letztlich über die Nahrungsmittel auch in uns Menschen.\r\nZu den vier wichtigsten, sich im menschlichen Körper anreichernden PFAS gehören PFOA (Perfluoroctansäure), PFNA (Perfluornonansäure), PFHxS (Perfluorhexansulfonsäure) und PFOS\r\n(Perfluoroctansulfonsäure). Die Summe dieser vier PFAS macht ca. 50 % der PFAS in der\r\nmenschlichen Nahrungsaufnahme bzw. ca. 90 % der internen Körperbelastung aus. Wissenschaftliche Studien zeigen, dass PFAS unterschiedliche gesundheitsschädliche Wirkungen an\r\n10 Gemäß dem Leitfaden zur PFAS-Bewertung des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz von 2022 sind der Großteil der PFAS polyfluorierte Verbindungen z. B. PFAS-Pestizide, Fluorpolymere oder fluorhaltige Kältemittel, welche analytisch i.d.R. schwer erfassbar sind. Die polyfluorierten Verbindungen können in der Umwelt zu den nicht mehr weiter abbaubaren perfluorierten Carbon- und Sulfonsäuren abgebaut werden. In der Literatur werden polyfluorierte PFAS daher auch oft als “PFAS-Vorläuferverbindungen” oder auch “PFAS-Precursoren ” bezeichnet. URL: https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Bodenschutz/pfas_leitfaden_bf.pdf (Abgerufen am 04.09.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 7 von 27\r\nOrganen, wie z. B. der Leber und der Nieren, aber auch am Immunsystem haben können. Angesichts dessen stellen PFAS eine signifikante human- und ökotoxikologische Gefährdung dar. 11\r\nIn der vorliegenden Ausarbeitung wird ein Überblick der Eintrags- und Verbreitungswege sowie\r\nder bisher bekannten PFAS-Belastung der Umwelt bis hin zum Menschen gegeben. In diesem\r\nZusammenhang wird für den Verbraucher beispielhaft die tägliche PFAS-Aufnahme durch Nahrung und durch Trinkwasser verglichen. Mögliche Lösungsansätze zur PFAS-Problematik, insbesondere derzeitige politische Maßnahmen und Entwicklungen werden genannt und mit Blick\r\nauf eine ganzheitliche Lösung der PFAS-Problematik eingeordnet. Ziel ist es, die Dimension der\r\nPFAS-Problematik als auch die daraus notwendigen Anforderungen an eine mögliche Lösung\r\naufzuzeigen und abzuleiten.\r\nDie vorliegende Betrachtung beschränkt sich mit einigen Ausnahmen auf Europa, insbesondere\r\nDeutschland, und erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit.\r\n2 PFAS-Belastung: Von der Umwelt bis zum Menschen\r\n2.1 Eintragspfade und Verbreitungswege in der Umwelt (Luft, Boden, Wasser)\r\nPFAS können über alle Pfade, sprich über die Luft (z. B. Abluft von Verbrennungsanlagen, Herstelleremissionen, atmosphärischer Abbau von fluorierten Kältemitteln), über das Wasser (z. B.\r\nIndustrieabwassereinleitungen, Klarwasser von Kläranlagen (u. a. durch Haushalte, Gewerbe\r\nund Industrie und die in diesem Zusammenhang genutzten Produkte), Deponiesickerwasser)\r\nund über den Boden (z. B. Löschschaumeinsätze, Klärschlammausbringung und Pestizideinsatz\r\nin der Landwirtschaft sowie Unfälle) sowohl diffus als auch punktuell in die Umwelt gelangen\r\n(Abbildung 2).\r\nDie vielfältigen Verbreitungswege von PFAS in der Umwelt führen weltweit zur Anreicherung\r\nder PFAS in der Umwelt, in der Nahrungskette als auch in Lebewesen. Vor allem der Luft-, aber\r\nauch der Wasserpfad sind verantwortlich für die weltweite Verteilung der PFAS. Böden stellen\r\nvor allem eine Senke dar und können zur Belastung des Grundwassers sowie der Pflanzen und\r\nder Organismen beitragen. Grundsätzlich variieren die Muster und Konzentrationen von PFAS\r\nin Böden und Gewässern je nach Boden- bzw. Wassertyp, den lokalen Gegebenheiten sowie\r\nden unterschiedlichen chemisch-physikalischen Eigenschaften der PFAS-Moleküle.\r\n11 Webseite des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz. FAQ\r\nzu PFAS. URL: https://www.bmuv.de/faqs/per-und-polyfluorierte-chemikalien-pfas (Abgerufen am 19.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 8 von 27\r\nAbbildung 2: Schematische Darstellung der bislang bekannten Eintragspfade und Verbreitungswege von PFAS in\r\nder Umwelt. Die Abbildung wurde unverändert aus dem Beitrag „PFAS – Gekommen, um zu bleiben“ in dem Magazin des Umweltbundesamtes von 01/2020 übernommen (Umweltbundesamt, 2020 A).\r\nPFAS können atmosphärisch als flüchtige Stoffe oder partikelgebunden durch Luftströmungen\r\nweltweit verteilt werden. Abhängig von der Luftbelastung können daher Niederschläge, wie Regen oder Schnee, PFAS enthalten (D´Ambro et al, 2023; Kim et al, 2023; Liu et al, 2017; Umweltbundesamt, 2023 C). Auch bei niedrigen PFAS-Konzentrationen in der Luft oder in Niederschlägen können PFAS durch ihre Akkumulationsfähigkeit langfristig in abgelegenen Gebieten sowie\r\nbei dort lebenden Organismen nachgewiesen werden. In Innenräumen können PFAS ebenfalls\r\npartikelgebunden in der Luft vorkommen, z. B. durch Imprägniersprays oder durch Abrieb von\r\nbehandelten Textilien, insbesondere Teppichen (Shoeib et al. 2011; Scher et al., 2019).\r\nLandwirtschaftlich genutzte Böden und andere Landflächen werden lokal bis global vor allem\r\ndurch Luftdeposition und PFAS-haltige Niederschläge belastet. Der bodenbezogene landwirtschaftliche Einsatz von Klärschlämmen als Dünger, welcher nach den Vorgaben der Klärschlammverordnung (AbfKlärV, i.d.F.v. 19.06.2020) sowie der Düngemittelverordnung (DüMV,\r\ni.d.F.v. 02.10.2019) möglich ist, kann bei entsprechender Belastung des Klärschlamms mit\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 9 von 27\r\nSchadstoffen ebenso zu einer flächigen Kontamination von Agrarflächen beitragen. Deshalb\r\nwerden Klärschlämme vor der landwirtschaftlichen Verwertung untersucht und entsprechend\r\nzertifiziert. Um Schadstoffkreisläufe zu unterbrechen, wurde im Rahmen der Klärschlammverordnung entschieden eine thermische Verwertung von Klärschlämmen umzusetzen. Damit können Schadstoffsenken (z. B. Schwermetalle, Dioxine, PCB, PFAS u. a.) zukünftig vermieden werden. Auch durch den Einsatz sogenannter PFAS-Pestizide und –Biozide kann eine Bodenbelastung – vor allem mit Trifluoracetat bzw. Trifluoressigsäure (TFA) - erfolgen.\r\nTFA ist ein Sonderfall unter den PFAS. Insbesondere wird wissenschaftlich kontrovers diskutiert,\r\nob TFA auch durch natürliche (geogene) Prozesse z. B. bei Vulkanausbrüchen emittiert werden\r\nkann. Zum anderen ist TFA ein bekanntes Abbauprodukt aus manchen Pestiziden, Bioziden, fluorhaltigen Kältemitteln sowie anderen PFAS-haltigen Komponenten und kommt aufgrund der\r\nvolkswirtschaftlichen Relevanz, insbesondere von Pestiziden und Kältemitteln, bereits in großen\r\nMengen überall in der Umwelt vor. Gleichzeitig ist TFA jedoch aufgrund seiner hohen Mobilität\r\nund guten Wasserlöslichkeit aufbereitungstechnisch sehr schwer zu entfernen und könnte daher zukünftig für die Wasserwirtschaft ein großes Problem darstellen. Die toxikologische Relevanz von TFA ist bisher nicht eindeutig geklärt und wird wissenschaftlich noch untersucht. (Umweltbundesamt, 2023 B)\r\nPFAS können zudem punktuell und lokal durch den Einsatz von PFAS-haltigen Feuerlöschschäumen bei der Brandbekämpfung auf Flughäfen oder Raffinerien oder durch unsachgemäße Entsorgung in die Böden gelangen. Belastete Böden stellen wiederum eine interne, durch Aufnahme über die Pflanzenwurzeln, oder externe, durch oberflächliche Kontamination, Belastung\r\nfür Pflanzen dar. Durch in diesem Zusammenhang versickerndes Wasser (z. B. in Folge von Niederschlägen) kann es darüber hinaus zu einer relativ schnellen vertikalen Verlagerung, insbesondere von kurzkettigen PFAS (mit einer Kettenlänge von weniger als sieben perfluorierten\r\nKohlenstoffatomen), bis ins Grundwasser kommen. Langkettige PFAS (mit sieben bzw. mehr als\r\nsieben perfluorierten Kohlenstoffatomen) verweilen durch ihre Sorptionseigenschaften i.d.R.\r\nlänger in den oberen Bodenschichten und können dort lebende Organismen belasten. (Li et al,\r\n2020; Tang et al, 2022; Li et al, 2022; Reinikainen et al, 2022)\r\nAnalog zu den Böden, unterliegen auch Oberflächengewässer, wie Flüsse und Seen, einem direkten Einfluss durch atmosphärische PFAS-Depositionen. Zudem können PFAS auch durch Abschwemmungen und Drainageprozesse von kontaminierten Böden, etwa bei Regen, direkt in\r\nangrenzende Gewässer gelangen (Gallen et al, 2018; Dauchy et al, 2019). Einen weiteren mittelbaren Eintragspfad können die geklärten Abwassereinleitungen (Klarwasser) aus Kläranlagen\r\ndarstellen. Hier spielen vor allem kurzkettige, wasserlösliche PFAS aus diffusen Abwasserbelastungen durch Haushalte, Gewerbe und Industrie und die in diesem Zusammenhang genutzten\r\nProdukte eine Rolle. PFAS können sich auch in Sedimenten von Flüssen und Seen anreichern\r\n(Campo et al, 2016; Lv et al, 2019). Bei Hochwasserereignissen kann das PFAS-haltige Sediment\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 10 von 27\r\nmobilisiert werden und die Böden und Oberflächengewässer der Überschwemmungsgebiete\r\nkontaminieren.\r\n2.2 PFAS in der Umwelt\r\nDie Recherchen der Reporter des \"Forever Pollution Project\" von 2023 zeigen gemeinsam mit\r\n15 europäischen Partnermedien, dass in ganz Europa bereits mehr als 17.000 Orte mit relevanter PFAS-Verschmutzung, darunter gut 2.000 Hotspots, belastet sind12. Für Deutschland zeigen\r\ndie Recherchen mehr als 1.500 mit PFAS belastete Flächen, darunter mehr als 300 Hotspots. In\r\nDeutschland sind die bisher vermutlich bedeutsamsten Eintragsursachen von PFAS in die Umwelt der Einsatz von PFAS-haltigen Feuerlöschschäumen zu Feuerlöschübungen und zur Brandbekämpfung in Raffinerien sowie auf zivilen und militärischen Flughäfen oder bei anderen Großbränden, die Verwendung von PFAS-haltigen Materialien in der Landwirtschaft und im Forstbereich (z. B. Kompost, Bodenverbesserer, Pestizide, Füllmaterial) sowie in der industriellen Produktion, aber auch über Altlasten und unbekannte Quellen.\r\nBekannte Bodenkontaminationen mit PFAS in Deutschland sind u. a. der „Düsseldorfer Flughafen“13 und „Köln-Süd“14. Allein im Kölner Süden sind dadurch ca. 60 Brunnen und ca. 25.000\r\nPersonen durch eine PFAS-Belastung des Grundwassers – bedingt durch den Einsatz von Feuerlöschschäumen in den dort ansässigen Industriegebieten, z. B. Raffinerien - betroffen. In den\r\nentsprechenden Gebieten Köln-Rodenkirchen und Köln-Porz darf das dortige Brunnenwasser\r\nnun nicht mehr zur Gartenbewässerung genutzt werden15. In Nordrhein-Westfalen wurden Feuerlöschmittel als Hauptursache für mehr als zwei Drittel aller bekannten PFAS-Belastungen von\r\nBöden und Gewässern identifiziert, gefolgt von Belastungen aus der Galvanik und der Klärschlammausbringung16\r\n.\r\n12 Daten und Quellen unter https://foreverpollution.eu/maps-and-data/data/\r\n13 Webseite Düsseldorf Airport. URL: https://www.dus.com/de-de/konzern/nachhaltigkeit/gew%C3%A4sserschutz (Abgerufen am 16.12.2024)\r\n14 Webseite Bezirksregierung Köln. URL: https://www.bezreg-koeln.nrw.de/bezirksregierung-koeln-nimmt-stellung-zu-pfas (Abgerufen am 12.12.2024)\r\n15 Webseite Stadt Köln. Pressemitteilung vom 11.05.2020. URL: https://www.stadt-koeln.de/politik-und-verwaltung/presse/mitteilungen/21846/index.html (Abgerufen am 12.12.2024)\r\n16 Webseite LANUV NRW. URL: https://www.lanuv.nrw.de/umwelt/gefahrstoffe/pfas (Abgerufen am 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 11 von 27\r\nDie Vermeidung von PFAS-Einträgen in die Umwelt ist national bzw. international gesetzlich nur\r\nvereinzelt geregelt. Gleichzeitig fehlen umfangreiche rechtliche Regelungen zur Überwachung\r\nund Beherrschung eines PFAS-Vorkommens in der Umwelt. In Oberflächengewässern wird bislang nur PFOS über die Umweltqualitätsnormen-Richtlinie 2008/105/EG 17 als prioritär gefährlich eingestuft. Die Einführung von Qualitätsnormen für weitere PFAS im Grundwasser und in\r\nOberflächengewässern wird zurzeit auf europäischer Ebene diskutiert. Entsprechende PFASQualitätsnormen bzw. –vorgaben für Böden (Bundes-Bodenschutzgesetz, BBodSchG, i.d.F.v.\r\n25.02.2021) und Luft (Bundes-Immissionsschutzgesetz, BImSchG, i.d.F.v. 03.07.2024) existieren\r\nbislang nicht. In der 2021 novellierten Bundes-Bodenschutz-und-Altlastenverordnung\r\n(BBodSchV, i.d.F.v. 09.07.2021) sind bisher nur Prüfwerte für einige PFAS aufgenommen worden. Diese Prüfwerte haben vor allem einen vorbeugenden Charakter und werden schwerpunktmäßig im Rahmen von Verdachtsfällen und bei Sanierungsfällen ermittelt, um Hinweise\r\nauf negative Bodenveränderungen, Altlasten oder Sickerwasser und damit Risiken für Verschmutzungen des Grundwassers zu geben. Daneben gibt es einige weitere Regelungen, welche\r\nebenfalls weder umfassend noch einheitlich sind.\r\n2.3 PFAS im Trinkwasser\r\nBundesweite Informationen über die PFAS-Konzentrationen im Trinkwasser werden spätestens\r\nab dem 12.01.2026 gemäß den neuen Vorgaben der EU-Trinkwasserrichtlinie (EU-Richtlinie\r\n2020/2184) öffentlich verfügbar sein. In Deutschland trat am 20.06.2023 die novellierte Trinkwasserverordnung in Kraft, welche in ihrer Anlage 2, Teil 1 zur Umsetzung der EU-Trinkwasserrichtlinie erstmals Grenzwerte für PFAS gesetzlich festlegt. Für PFAS werden zwei Summengrenzwerte definiert: Ab dem 12.01.2026 gilt gemäß der EU-Trinkwasserrichtlinie ein Summengrenzwert für eine Gruppe von 20 trinkwasserrelevanten PFAS-Substanzen (Summe PFAS-20) in\r\nHöhe von 100 ng/L. Ab dem 12.01.2028 gilt in Deutschland zusätzlich ein Summengrenzwert für\r\ndie vier wichtigsten sich im Körper anreichernden PFAS (Summe PFAS-4) von 20 ng/L. Die gesetzlichen Trinkwassergrenzwerte sind so gewählt, dass bei Einhaltung dieser Grenzwerte das\r\n17 Die Umweltqualitätsnormen-Richtlinie stuft bestimmte Stoffe bzw. Stoffgruppen in Oberflächengewässern, die\r\naufgrund des erheblichen Risikos, das von ihnen für die bzw. durch die aquatische Umwelt ausgeht, als prioritäre\r\nSchadstoffe ein und legt für diese Stoffe Höchstkonzentrationen fest, die nicht überschritten werden dürfen.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 12 von 27\r\nTrinkwasser lebenslang ohne Gefährdung für die menschliche Gesundheit getrunken werden\r\nkann18\r\n.\r\nBisher existieren für Deutschland nur vereinzelte PFAS-Messungen im Trinkwasser, jedoch\r\nkeine systematische bundesweite Erhebung. In einer Erhebung von Borchers et al (2022) über\r\nPFAS-Konzentrationen im Trinkwasser mit insgesamt 1119 Proben überschritten etwa 3,8 % der\r\nuntersuchten Proben den gesetzlichen Summengrenzwert PFAS-20 von 100 ng/L und ca. 5,4 %\r\nden Summengrenzwert PFAS-4 von 20 ng/L. Häufig ließen sich die erhöhten Werte auf spezifische Punktquellen wie Flughäfen (Einsatz von Feuerlöschschäumen) oder industrielle Kontaminationen zurückführen. Eine weitere Studie von Ingold et al (2023) untersuchte 89 Trinkwasserproben auf verschiedene PFAS. Die Proben wurden in allen deutschen Bundesländern gezogen,\r\nwobei auch große Versorgungsgebiete (> 400.000 Personen) und auch verschiedene Rohwasserarten (Grundwasser, Oberflächenwasser, Uferfiltrat) inkludiert wurden. Hierbei wurden\r\nTrinkwassersummenkonzentrationen für PFAS-20 von bis zu 80,2 ng/L und damit unterhalb des\r\ngesetzlichen Trinkwassergrenzwertes von 100 ng/L gefunden. Eine Bewertung beider Studienergebnisse hinsichtlich einer repräsentativen bundesweiten PFAS-Belastung von Trinkwässern\r\nist nicht möglich, weil jeweils nicht hervorgeht, wie viele Wasserwerke beprobt bzw. wie viele\r\nversorgte Personen betroffen sind19. Wesentlich ist, dass für die Versorgung der Bevölkerung\r\ndie gesundheitsrelevanten Parameter im Trinkwasser immer eingehalten werden.\r\nDas Umweltbundesamt (Umweltbundesamt, 2020 A) betont, dass Trinkwasser in der Regel nur\r\ndann höhere PFAS-Konzentrationen aufweise, wenn die genutzten Trinkwasserressourcen\r\ndurch Schadensfälle mit PFAS verunreinigt wurden. In Deutschland seien erst wenige Fälle mit\r\nerhöhten Trinkwasserbelastungen durch PFAS bekannt. Beispielsweise kam es 2006 im Hochsauerlandkreis durch das Ausbringen von belasteten Bodenverbesserern und Klärschlämmen zu\r\neiner erhöhten Belastung der Flüsse Ruhr und Möhne und in der Folge auch zu einer Belastung\r\ndes aus der Ruhr und Möhne gewonnenen Trinkwassers (Exner, M. et al., 2006). Ein weiterer\r\nSchadensfall wurde 2013 in Mittelbaden, im Landkreis Rastatt, bekannt. Hier erfolgte eine erhebliche PFAS-Kontamination des Grundwassers und des daraus gewonnenen Trinkwassers,\r\nwelche auf den Einsatz von PFAS-belastetem Kompost auf hauptsächlich landwirtschaftlich\r\n18 Webseite Umweltbundesamt zu Trinkwasserleitwerte. URL: https://www.umweltbundesamt.de/themen/wasser/trinkwasser/trinkwasserqualitaet/toxikologie-des-trinkwassers/trinkwasserleitwerte (Abgerufen am\r\n04.07.2024)\r\n19 So können z. B. mehrere Probenwerte von einem einzigen Wasserwerk stammen. Das heißt, dass die Anzahl\r\nder Probenwerte weder mit der Anzahl der betroffenen Wasserwerke noch mit der Anzahl der betroffenen Personen korreliert.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 13 von 27\r\ngenutzten Flächen von mindestens 1105 ha zurückgeführt werden konnte20. Diese Fläche entspricht in etwa der Fläche von mehr als 1500 Fußballfeldern. In allen Fällen wurde die Trinkwasseraufbereitung umgehend erweitert, so dass stets alle gesundheitswissenschaftlichen und gesetzlichen Vorgaben gemäß der Trinkwasserverordnung (TrinkwV, i.d.F.v. 20.06.2023) eingehalten werden.\r\n2.4 PFAS in Lebensmitteln, in Lebensmittelkontaktmaterialien und in Futtermitteln\r\nPFAS-Belastungen in Lebensmitteln und in Lebensmittelkontaktmaterialien, z. B. in Verpackungen, wurden in zahlreichen Studien weltweit untersucht. Hinsichtlich der PFAS-Belastung von\r\nLebensmittelhauptgruppen (ohne Trinkwasser) gibt nachfolgende Tabelle aus einer umfangreichen Stellungnahme des deutschen Bundesinstituts für Risikobewertung (BfR, 2021) einen\r\nÜberblick über die mittlere und die 95-Perzentil21\r\n-Belastung unter Verwendung des LowerBound-Ansatzes22 wieder. Zur Einordnung der gemessenen Konzentrationswerte der BfR-Stellungnahme wurde die Tabelle mit den zurzeit geltenden PFAS-Höchstwerten für Lebensmittel\r\naus der europäischen Kontaminanten-Verordnung (EU-Verordnung 2022/2388) verglichen. In\r\nder EU-Kontaminanten-Verordnung werden bislang nur Höchstwerte für die vier wichtigsten\r\nsich im Körper anreichernden PFAS (Summe PFAS-4: PFHxS, PFNA, PFOA und PFOS) für eine\r\nAuswahl von Lebensmitteln tierischer Herkunft (ohne Milch) gesetzlich geregelt. Bei Überschreitung dieser Höchstwerte dürfen diese Lebensmittel nicht mehr als Rohstoffe oder Zutaten\r\nverwendet werden. Produkte pflanzlicher Herkunft wie z. B. Gemüse, Obst, Getreide oder stärkehaltige Knollen sind bisher nicht aufgeführt. Seit 2022 empfiehlt die EU-Kommission den Mitgliedstaaten das Vorkommen von PFAS auch in anderen relevanten Lebensmitteln zu überwachen (EU-Empfehlung 2022/1431).\r\n20 Webseite Stadt Rastatt. URL: https://www.rastatt.de/mein-rastatt/natur-und-umwelt/pfas-belastung (Abgerufen am 16.12.2024)\r\n21 95-Perzentil bedeutet, dass 95 % der Werte unter dem angegebenen Wert liegen.\r\n22 Beim Lower-Bound-Ansatz wird für alle analytisch nicht bestimmbaren Werte der Wert auf Null gesetzt. Zum\r\nVergleich: Beim Upper-Bound-Ansatz werden die nicht bestimmbaren Werte auf die jeweilige Bestimmungsgrenze des analytischen Verfahrens für eine bestimmte Substanz festgesetzt. Laut dem BfR führt der UpperBound-Ansatz dadurch zu einer Überschätzung der tatsächlichen Exposition, weshalb der Lower-Bound-Ansatz\r\nals die realistischere Expositionshöhe angesehen wird (BfR, 2021).\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 14 von 27\r\nTabelle 1: Vergleich der gemessenen PFAS-Konzentrationen zu den entsprechend gesetzlich geltenden Höchstkonzentrationen in Lebensmitteln: Die in Lebensmitteln gemessenen PFAS-Konzentrationen in μg/kg für die Summe der\r\nvier wichtigsten sich im Körper anreichernden PFAS (Summe PFAS-4: PFHxS, PFNA, PFOA und PFOS) stammen aus\r\nder BfR-Stellungnahme (2021) Kapitel 3.1.3.1.1, welche auf den Ergebnissen der Überwachungsprogramme der\r\nBundesländer unter Verwendung des Lower-Bound-Ansatzes basieren. Sofern vorhanden wurden die entsprechenden geltenden gesetzlichen PFAS-Höchstwerte gemäß der EU-Kontaminanten-Verordnung 2022/2388 zum Vergleich ergänzt. Mit einem Asterisk (*) gekennzeichnete Einträge weist darauf hin, dass der Anteil bestimmbarer\r\nWerte < 5 % lag und deshalb der Wert für das 95-Perzentil auf Null gesetzt wurde.\r\nSumme PFAS-4: PFHxS, PFNA, PFOA, PFOS\r\nLebensmittelhauptgruppen nach\r\nBfR-Stellungnahme (2021)\r\nMittelwert nach\r\nBfR-Stellungnahme\r\n(2021) in µg/kg\r\n95-Perzentil nach\r\nBfR-Stellungnahme\r\n(2021) in µg/kg\r\nHöchstwerte nach EU-Verordnung 2022/2388 in µg/kg\r\nFleisch und Fleischerzeugnisse 52,9 339,87 1,3 (Fleisch von Rindern, Schweinen, Geflügel)\r\n1,6 (Fleisch von Schafen)\r\n9,0 (Wildfleisch ohne Bären)\r\n8,0 (Schlachtnebenerzeugnisse\r\nvon Rindern, Schafen, Schweinen und Geflügel)\r\nFleisch Schwein 0,05 0,01\r\nFleisch Rind/Kalb 1,34 2,95\r\nFleisch Huhn 0,19 1,49\r\nFleisch Ente, Gans, Wachtel 2,37 10,65\r\nFisch und Fischerzeugnisse 5,38 30,0 2,5 – 45 (je nach Fischart)\r\nKarpfen 18,93 47,78\r\nForelle 1,21 4,98\r\nLachs 1,89 11,31\r\nEier und Eiprodukte 0,36 1,60 1,7\r\nGemüse und Gemüseprodukte 0,18 1,29 -\r\nGetreide und Produkte auf Getreidebasis\r\n0,07 0* -\r\nMilch und Milchprodukte 0,01 0,04 -\r\nStärkehaltige Wurzeln oder\r\nKnollen, Obst und Obstprodukte\r\n0,01 0* -\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 15 von 27\r\nDie Ergebnisse nach Tabelle 1 zeigen, dass vor allem Fleisch und Fisch sowie deren Erzeugnisse\r\ndie zurzeit am stärksten mit PFAS-belasteten Lebensmittel sind. In geringerem Maße sind auch\r\nEier und Eiprodukte sowie Milch und Milchprodukte mit PFAS belastet. Diese Beobachtung lässt\r\nsich chemisch plausibel erklären: PFAS werden gut an Proteine/Eiweiße gebunden. Zudem reichern sich PFAS infolge ihrer schlechten Abbaubarkeit unter natürlichen Bedingungen in der\r\nUmwelt und letztendlich auch in der Nahrungskette an. Daher sind tierische Lebensmittel in der\r\nRegel stärker belastet als pflanzliche Lebensmittel.\r\nZur PFAS-Belastung von Futtermitteln existieren aufgrund der hierfür bislang noch begrenzten\r\nLaborkapazitäten nur wenige und hinsichtlich der Datenlage nicht belastbare Messwerte. Ein\r\nEinfluss von Futtermitteln, z. B. auf die Kontamination von tierischen Lebensmitteln, ist grundsätzlich möglich und soll zukünftig – auch über entsprechend sensitive Analyseverfahren - weiter erforscht werden (BfR, 2023). Seit 2022 empfiehlt die EU-Kommission den Mitgliedstaaten,\r\nwelche über die entsprechenden Analysefähigkeit verfügen, auch die Futtermittel auf PFAS zu\r\nüberwachen bzw. die Analysekapazitäten hierfür entsprechend aufzubauen (EU-Empfehlung\r\n2022/1431).\r\nLebensmittelverpackungen können nennenswerte PFAS-Konzentrationen enthalten. Laut einer\r\nZusammenstellung des BUND von 2021 („Der PFAS-Verpackungscheck“, 5/2021) wiesen insbesondere Einweggeschirr (Teller, Schüsseln aus Zuckerrohr) und Verpackungen aus dem FastFood-Bereich sehr hohe Gesamt-PFAS-Gehalte auf (BUND, 2021). Einige Studien lassen vermuten, dass PFAS aus Lebensmittelverpackungen in die Lebensmittel übergehen (migrieren) können (Fraunhofer IVV, 2012; Phelps, 2024). Aufgrund der Komplexität der Analytik und der bisher\r\nnicht standardisierten Methoden existieren allerdings kaum belastbare Zahlen hierzu. Zum\r\nSchutz der menschlichen Gesundheit sind im Rahmen einer Novellierung der europäischen Verpackungs-Verordnung bereits Beschränkungen und Verwendungsverbote von PFAS in Verpackungen, die mit Lebensmittel in Berührung kommen, vorgesehen23\r\n.\r\n2.5 PFAS im Menschen\r\nMenschen können PFAS über die Nahrung, über das Wasser und auch über die Luft aufnehmen.\r\nDer Verzehr von Lebensmitteln tierischer Herkunft wie Fleisch und Fisch sowie deren Erzeugnisse als auch von Früchten und Eiern wird von der Europäischen Behörde für Lebensmittelsicherheit (EFSA) zurzeit als Hauptquelle für die Belastung des Menschen durch PFAS eingestuft\r\n(EFSA, 2020). Lebensmittel mit vergleichsweise sehr hohen PFAS-Gehalten, die einen\r\n23 Webseite Rat der Europäischen Union. Pressemitteilung vom 04.03.2024. URL: https://www.consilium.europa.eu/de/press/press-releases/2024/03/04/packaging-council-and-parliament-strike-a-deal-to-make-packaging-more-sustainable-and-reduce-packaging-waste-in-the-eu/ (Abgerufen am 04.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 16 von 27\r\nsignifikanten Beitrag zur Gesamt-Exposition für den Menschen leisten können, sind jedoch solche, die in der Regel selten konsumiert werden, wie beispielsweise Wildschweinfleisch, Karpfen,\r\nAal und andere Süßwasserfische sowie tierische Innereien. Regelmäßiger konsumierte, jedoch\r\ndeutlich geringer belastete, Lebensmittel mit signifikanten Beiträgen sind Rind- und Kalbsfleisch, Lachs, Seelachs sowie sonstiges Geflügel (ohne Fleisch von Wild). Insgesamt belegen\r\nUntersuchungen nicht nur einen Zusammenhang zwischen dem Konsum bestimmter PFAS-belasteter Lebensmittel und erhöhten PFAS-Konzentrationen im Blutserum von Menschen (Yang\r\net al, 2019; BfR, 2021), sondern auch, dass bereits alle Menschen PFAS im Blut haben.\r\nIn Deutschland prüft das Umweltbundesamt regelmäßig in der größten Studie zur Schadstoffbelastung der deutschen Bevölkerung - GerES24 (bisher Umwelt-Survey genannt) - mit welchen\r\npotenziell schädlichen Substanzen und Umwelteinflüssen die Menschen in Deutschland in Berührung kommen. In einer aktuellen Untersuchung wurde unter anderem die PFAS-Belastung\r\nim Blutplasma von Kindern und Jugendlichen untersucht (Umweltbundesamt, 2023 A). Zur gesundheitsbezogenen Beurteilung der gemessenen PFAS-Gehalte im Blutserum hat die Kommission Human-Biomonitoring des Umweltbundesamts zudem toxikologisch und epidemiologisch\r\nbegründete Beurteilungswerte, die sogenannten HBM-I und HBM-II Werte25, für bestimmte\r\nPFAS abgeleitet. Die aktuellen Studien zeigen, dass die HBM-Werte für manche PFAS bei einigen\r\nuntersuchten Personengruppen bereits überschritten wurden (Umweltbundesamt, 2020 B).\r\nDie Toxizität von PFAS für Mensch und Umwelt wurde in vielen Studien belegt (Brunn et al,\r\n2023). Bisher gilt die akute Toxizität der PFAS als gering, jedoch wird eine chronische Toxizität\r\naufgrund ihrer Akkumulationsfähigkeit und langen Verweildauer im Körper, vor allem von langkettigen PFAS-Verbindungen, angenommen (BfR, 2021). Neuere Studien über die Toxizität von\r\nPFAS fokussieren sich zunehmend auf kurzkettige und neuartige PFAS-Alternativen, wie\r\n24 Webseite Umweltbundesamt zu Deutsche Umweltstudie zur Gesundheit. URL: https://www.umweltbundesamt.de/themen/gesundheit/belastung-des-menschen-ermitteln/deutsche-umweltstudie-zur-gesundheit-geres\r\n(Abgerufen am 16.12.2024)\r\n25 Laut dem UBA (2024) ist „der HBM-I-Wert […] quasi als Prüf- oder Kontrollwert anzusehen. Der HBM-II-Wert\r\nentspricht der Konzentration eines Stoffes in einem Körpermedium, bei dessen Überschreitung nach dem Stand\r\nder derzeitigen Bewertung durch die Kommission eine als relevant anzusehende gesundheitliche Beeinträchtigung\r\nmöglich ist, so dass akuter Handlungsbedarf zur Reduktion der Belastung besteht und eine umweltmedizinische\r\nBetreuung (Beratung) zu veranlassen ist. Der HBM-II-Wert ist somit als Interventions- und Maßnahmenwert anzusehen.“ URL: https://www.umweltbundesamt.de/themen/gesundheit/kommissionen-arbeitsgruppen/kommission-human-biomonitoring/beurteilungswerte-der-hbm-kommission (Abgerufen am 04.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 17 von 27\r\nbeispielsweise GenX26\r\n. Grundsätzlich können PFAS im Körper verschiedene Organe negativ beeinflussen, darunter das Immunsystem, die Schilddrüse, die Leber, die Nieren und das Gehirn.\r\nBereiche besonderer Besorgnis umfassen Reproduktionstoxizität, wobei PFOA in Tierversuchen\r\neine reproduktionstoxische Wirkung zeigte, Immunotoxizität, mit nachteiligen Effekten auf das\r\nImmunsystem, insbesondere bei Kindern, und die karzinogene Wirkung, wobei ein Zusammenhang zwischen PFOS/PFOA und Leberadenomen (leberspezifische Tumore) sowie Nieren- und\r\nHodenkrebs bei Menschen festgestellt wurde. Endokrine und neurotoxische Effekte wurden\r\nebenfalls beobachtet, insbesondere in Bezug auf Schilddrüsenhormone und die neuronale Entwicklung. Weitere Zusammenhänge konnten zwischen erhöhten PFAS-Konzentrationen in der\r\nMuttermilch und niedrigerem Geburtsgewicht sowie Beeinträchtigungen der männlichen und\r\nweiblichen Fertilität festgestellt werden.\r\n2.5.1 Beispielrechnung: Wie viel PFAS nehmen Menschen durch Nahrung und\r\nTrinkwasser auf?\r\nDie EFSA hat im September 2020 eine Bewertung der gesundheitlichen Risiken von PFAS in Lebensmitteln veröffentlicht (EFSA, 2020). Die Bewertung der EFSA fokussiert sich auf die vier\r\nwichtigsten, sich im Körper anreichernden PFAS (PFAS-4: PFOA, PFNA, PFHxS und PFOS). Für\r\ndiese vier PFAS konnte aufgrund der toxikologischen Datenlage eine tolerierbare wöchentliche\r\nAufnahmemenge für den Menschen (tolerable weekly intake, TWI) in der Höhe von 4,4 Nanogramm (ng) pro Kilogramm (kg) Körpergewicht pro Woche abgeleitet werden. Laut dem Umweltbundesamt gibt der TWI an, welche Menge eines Stoffes über alle Aufnahmepfade pro Woche und kg Körpergewicht lebenslang aufgenommen werden kann, ohne dass eine gesundheitliche Besorgnis besteht27\r\n. Für den Menschen ergibt sich unter Berücksichtigung der Standardannahme für das Körpergewicht von 70 kg damit rechnerisch eine tolerierbare wöchentliche\r\nDosis von 308 ng PFAS-4 pro Woche (4,4 ng PFAS-4 pro kg Körpergewicht pro Woche multipliziert mit 70 kg Körpergewicht) bzw. 44 ng PFAS-4 pro Tag (Abbildung 3).\r\nIm Hinblick auf die tatsächlich aufgenommene PFAS-4-Gesamtmenge pro Woche stellte das\r\nBundesinstitut für Risikobewertung (BfR, 2021) unter Verwendung der Daten aus den Überwachungsprogrammen der Bundesländer jedoch fest, dass „die langfristige Exposition Erwachsener in Deutschland gegenüber [diesen vier PFAS] durch Verzehr von Lebensmitteln außer Trinkwasser [unter Verwendung des Lower Bound Ansatzes bereits] bei mittleren Gehalten etwa dem\r\n26 GenX ist das Ammoniumsalz von Hexafluorpropylenoxid-Dimersäurefluorid.\r\n27Webseite Umweltbundesamt zum Konzept zur Ableitung toxikologisch begründeter Trinkwasserleitwerte. URL:\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/themen/wasser/trinkwasser/trinkwasserqualitaet/toxikologie-destrinkwassers/trinkwasserleitwerte (Abgerufen am 04.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 18 von 27\r\nZweifachen (Mittelwert) bis Fünffachen (95-Perzentil) der Höhe der von der EFSA abgeleiteten\r\ntolerierbaren wöchentlichen Aufnahmemenge [entspricht]“.\r\nDas heißt, dass Erwachsene in Deutschland bereits bis zu 22 ng pro kg Körpergewicht pro Woche\r\nbzw., unter Berücksichtigung der Standardannahmen, bis zu 1540 ng pro Woche bzw. 220 ng\r\npro Tag, alleine durch Nahrung aufnehmen können. Es ist zu beachten, dass die Schätzungen\r\ndes BfR über die PFAS-4-Aufnahme durch Nahrung stark zwischen Altersgruppen und Geschlecht variieren. Zudem sind die Schätzungen von erheblichen Unsicherheiten geprägt, da es\r\nsich um Abschätzungen aus verschiedenen Verzehrstudien handelt, welche ihrerseits wiederum\r\nvon Unsicherheiten hinsichtlich der Verzehrgewohnheiten der Studienteilnehmer und/ oder der\r\ntatsächlichen unterschiedlichen Belastung der Lebensmittel durch PFAS-4 geprägt sind (BfR,\r\n2021).\r\nZum Vergleich: Die mögliche PFAS-4-Aufnahme durch Trinkwasser ist durch den gesetzlichen\r\nTrinkwassergrenzwert auf maximal 20 ng pro Liter beschränkt. Unter Berücksichtigung der Standardannahme eines täglichen Trinkwasserkonsums von zwei Litern ergibt sich folglich eine\r\nPFAS-4-Gesamtaufnahme von maximal bis zu 40 ng pro Tag bzw. 280 ng pro Woche. Damit trägt\r\nTrinkwasser maximal nur bis zu 90 % der toxikologisch tolerierbaren wöchentlichen PFAS-4-Gesamtaufnahme gemäß EFSA (2020) bei. Die tatsächliche PFAS-4-Aufnahme ist in Anbetracht der\r\nbisherigen Trinkwasser-Erhebungen vermutlich deutlich geringer, so wiesen ca. 94 % der untersuchten Proben in der Studie von Borchers et al. (2022) PFAS-4-Gehalte von weniger als 20 ng/L\r\nauf.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 19 von 27\r\nAbbildung 3: Vergleich der tatsächlichen PFAS-4-Aufnahme von Erwachsenen durch Trinkwasser und durch Nahrung mit der toxikologisch-tolerierbaren wöchentlichen Gesamtaufnahme in prozentualen Anteilen (linke y-Achse),\r\nbzw. in den korrespondierenden Tagesaufnahmen (rechte y-Achse). Die rote Linie kennzeichnet, die auf Basis toxikologischer Studien rechnerisch ermittelte, tolerierbare wöchentliche Gesamtmenge (TWI) für die vier wichtigsten\r\nsich im menschlichen Körper anreichernden PFAS: 4,4 Nanogramm (ng) PFAS-4 pro Kilogramm (kg) Körpergewicht\r\npro Woche. Der TWI gibt an, welche Menge eines Stoffes über alle Aufnahmepfade pro Woche und kg Körpergewicht lebenslang aufgenommen werden kann, ohne dass eine gesundheitliche Besorgnis besteht. Unter der Standardannahme für das Körpergewicht von 70 kg ergibt sich eine wöchentliche Maximaldosis von 308 ng PFAS-4 pro\r\nWoche bzw. 44 ng PFAS-4 pro Tag, welche hier mit 100 % am TWI (PFAS-4-TWI) definiert wird. Der prozentuale\r\nBeitrag von Trinkwasser am TWI für PFAS-4 nimmt einen Trinkwasserkonsum von 2 Litern pro Tag und den gesetzlichen Trinkwassergrenzwert in Deutschland von 20 ng pro Liter an. Die prozentualen Anteile von Nahrung am TWI\r\nfür PFAS-4 basieren auf den Expositions-Daten der Überwachungsprogramme der Bundesländer für Erwachsene\r\nzwischen 18 – 64 Jahre unter Verwendung des Lower Bound-Ansatzes: 4,4 (50. Perzentil, P50), 8,0 (Mittelwert, MW)\r\nund 19,8 (95. Perzentil, P95) ng PFAS-4 pro kg Körpergewicht pro Woche (Vgl. Tabelle 8 in Kapitel 3.1.3.2. der Stellungnahme des Bundesinstituts für Risikobewertung von 2021). Ein Perzentil gibt an, wie viel Prozent der Messwerte\r\nunter dem angegebenen Wert lagen.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 20 von 27\r\nInsgesamt wird deutlich, dass bereits bei jedem zweiten Erwachsenen der BfR-Stellungnahme\r\ndie toxikologisch tolerierbare PFAS-4-Gesamtmenge überschritten wird28 und Nahrung in der\r\nRegel der Hauptaufnahmepfad für den Menschen ist. Aufgrund der Größe der Stichprobe in der\r\nBfR-Stellungnahme (N = 10.525 Personen) ist zu vermuten, dass diese Folgerungen auch für die\r\nGesamtheit der erwachsenen Bevölkerung in Deutschland gelten.\r\n3 Wege zur Beherrschung und Minderung der PFAS-Belastung von Menschen und Umwelt\r\nDie PFAS-Problematik ist ein Dilemma. Die besonderen chemischen Eigenschaften macht diese\r\nStoffgruppe zwar attraktiv für viele technische Anwendungen, bedingen jedoch aufgrund ihrer\r\nPersistenz und Akkumulationsfähigkeit eine besonders besorgniserregende human- und ökotoxikologische Gefährdung. Gleichzeitig ist eine technische Entfernung von PFAS aus der Nahrung,\r\naus Trinkwasser oder auch aus der Umwelt gar nicht oder wenn überhaupt nur unter sehr hohen Kosten und Ressourcenverbrauch (Energie, Materialaufwand, Wasserbedarf etc.) möglich.\r\nFlüssigkeiten können bisher nur über Membranfiltration, Aktivkohleverfahren sowie ggf. zukünftig auch über Ionenaustauschverfahren wirksam behandelt werden. Aus Feststoffen wie\r\nNahrungsmittel, Böden usw. sind PFAS kaum bis gar nicht zu entfernen. Wichtig ist hierbei zu\r\nberücksichtigen, dass bei all diesen Verfahren mit PFAS angereicherter Abfall oder Abwasser\r\nanfällt, welcher wiederum mit speziellen Verfahren, z. B. der Hochtemperaturverbrennung, behandelt oder z. B. in Sonderdeponien entsorgt werden muss. Die Verbrennungsabluft muss\r\ndann ebenfalls speziell behandelt werden. Angesichts der ubiquitären Umweltbelastung mit\r\nPFAS und ihrer hohen chemischen und thermischen Stabilität wären die PFAS-bedingten Aufbereitungskosten demnach erheblich. Gemäß einer Analyse der Landesbank Baden-Württemberg von 2024 könnte PFAS für die Versicherungsbranche zum bislang teuersten Versicherungsschaden werden29. Vor diesem Hintergrund werden PFAS sich voraussichtlich noch so lange in\r\nder Umwelt und in unserer Nahrungskette anreichern, bis der Eintrag in die Umwelt weitgehend\r\nreduziert bzw. vermieden wird.\r\n28 Die BfR-Stellungnahme (2021) ermittelte das 50. Perzentil mit 4,4 Nanogramm pro Kilogramm Körpergewicht\r\npro Woche. Damit entspricht das 50. Perzentil genau der von der EFSA ermittelten toxikologisch tolerierbaren\r\nAufnahmemenge.\r\n29 Webseite Landesbank Baden-Württemberg. Pressemitteilung vom 26.03.2024. URL: https://www.lbbw.de/artikelseite/pressemitteilung/stehen-versicherer-vor-ihrem-groessten-schadensfall_ah3a5ggb4x_d.html (Abgerufen\r\nam 21.10.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 21 von 27\r\nSeit einigen Jahren wird daher versucht, der öko- und humantoxikologischen PFAS-Problematik\r\nmit verschiedenen gesetzgeberischen und politischen Mitteln entgegenzusteuern. So wurden\r\nfür einzelne PFAS mittlerweile internationale Produktions- und Anwendungsbeschränkungen\r\nerlassen (z. B. PFOS-Verbot gemäß EU-Richtlinie 2006/122/EG) bzw. sind weitere in Bearbeitung30\r\n. In Europa wurden neben Anwendungsbeschränkungen wie z. B. für PFHxA (EU-Verordnung 2024/2462) auch PFAS-Höchstgehalte für bestimmte Lebensmittel (EU-KontaminantenVerordnung 2022/2388) sowie PFAS-Grenzwerte für Trinkwasser (EU-Trinkwasserrichtlinie\r\n2020/2184) festgelegt bzw. sind weitere Vorgaben in Vorbereitung. Weitere Maßnahmen umfassen die Aufnahme von bestimmten PFAS in die Europäische Wasserrahmenlichtlinie (EURichtlinie 2000/60/EG)\r\n31. So wurden Umweltqualitätsnormen z. B. die Einstufung von PFOS als\r\nprioritär gefährlicher Stoff (Umweltqualitätsnormen-Richtlinie 2008/105/EG) festgelegt. Für\r\nBöden wird eine gleichartige Rahmenrichtlinie zurzeit in der EU diskutiert. Eine analoge Rahmenrichtlinie für Luft fehlt bisher gänzlich. Politische Vorgaben, welche auf eine Sanierung bzw.\r\nBeseitigung der bereits bestehenden ubiquitären Umweltbelastungen durch PFAS abzielen, fehlen ebenfalls.\r\nAlle laufenden Maßnahmen greifen erst seit wenigen Jahren bzw. treten erst zukünftig in Kraft\r\nund umfassen bisher weder alle relevanten Eintragspfade der PFAS-Stoffe in die Umwelt noch\r\ndie gesamte Stoffgruppe PFAS (über 10.000 Komponenten). Letztendlich hat sich zudem gezeigt, dass Einzelstoffverbote bei PFAS nicht zielführend sind. EU-Verbotsverfahren zur Beschränkung von Stoffen sind sehr komplex, mehrstufig und dauern i.d.R. mehrere Jahre. Bis eine\r\nEinzelsubstanz daher verboten ist, kann bereits eine neue PFAS-Substanz entwickelt und auf\r\nden Markt gebracht werden, welche gleiche/ähnliche Eigenschaften wie die zu beschränkende\r\nPFAS-Substanz hat, jedoch dann nicht unter das Verbot fällt. Ein bekannter Fall für dieses Substitutions-Problem war beispielsweise der Ersatz von PFOA mit GenX, welches auch als besonders besorgniserregend gilt32\r\n.\r\n30 Details unter „Welche PFAS wurden bislang reguliert“. PFAS-FAQ des BMUV. URL:\r\nhttps://www.bmuv.de/faqs/per-und-polyfluorierte-chemikalien-pfas (Abgerufen am 04.12.2024)\r\n31 Zum Schutz und zur Verbesserung der Wasserqualität sowie der Wasserquantität aller Wasserkörper (Oberflächengewässer, Grundwasser, Binnengewässer und Übergangsgewässer) wurde in der EU ein gemeinsamer Ordnungsrahmen, die sogenannte Wasserrahmenrichtlinie, geschaffen. Ziel ist es einen „guten chemischen und ökologischen Zustand“ von Europas Flüssen, Seen und Grundwasser zu erreichen.\r\n32 Webseite VDI zum EuGH-Urteil zur GenX-Chemikalie. URL: https://www.vdi-nachrichten.com/technik/gesundheit/eugh-urteil-genx-chemikalien-sind-besonders-besorgniserregend/ (Abgerufen a, 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 22 von 27\r\nVor diesem Hintergrund ist der auf EU-Ebene diskutierte Vorschlag von Deutschland, Dänemark,\r\nNorwegen, Schweden und den Niederlanden zur Beschränkung der gesamten Stoffgruppe PFAS\r\ngrundsätzlich die richtige Strategie33. Allerdings werden PFAS auch in vielen Schlüsseltechnologien für die Energiewende gebraucht und sind hier technisch anscheinend teils noch alternativlos. Eine Beschränkung der Stoffgruppe PFAS sollte daher, aus gesundheitlicher Perspektive,\r\nzwar möglichst umfassend erfolgen, aber technische Erwägungen (z. B. Erreichung von Energieund Klimazielen) könnten beispielsweise angemessene Übergangsfristen, den Schutz von Bestandsanlagen oder Ausnahmeregelungen bedingen. Laut Damgaard-Moller, einem Spezialisten für PFAS-Alternativen des Dänischen Technologischen Instituts, seien bereits 80 % aller\r\nPFAS durch bestehende Technologien und Materialen ersetzbar34. Laut dem Bundesverband\r\nder Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) enthalten beispielsweise ungefähr 20 % der Photovoltaik-Module PFAS, können jedoch durch Glas- oder anders modifizierte Oberflächenbeschichtungen auch PFAS-frei produziert werden (BDEW-Stellungnahme, 2023). Für alle anderen\r\nAnwendungen, für welche es bislang noch keine PFAS-freien gleichwertigen Alternativen gibt,\r\nist maßgeblich, dass PFAS möglichst in geschlossenen Recyclingprozessen geführt, wiederverwertet und nicht in die Umwelt emittieren können. Diese Prozesse sollten Hersteller entsprechend früh einplanen, was auch durch politische Vorgaben und gegebenenfalls durch Förderungen gezielt unterstützt werden kann. Im Einklang mit dem Vorsorgeprinzip sowie dem sogenannten Multibarrierenprinzip muss die präventive Vermeidung von PFAS-Emissionen in die\r\nUmwelt immer Vorrang vor Aufbereitungsmaßnahmen im Sinne von End-of-Pipe-Ansätzen haben.\r\nNeben der Frage zum zukünftigen Umgang mit PFAS und wie der Eintrag in die Umwelt vermieden werden kann, gehört auch die Frage zum Umgang mit der bereits bestehenden Umweltbelastung und insbesondere der Finanzierung der PFAS-bedingten gesamtgesellschaftlichen Kosten. Gemäß dem Verursacherprinzip, einem der wichtigsten Grundsätze der EU-Umweltpolitik\r\n(TFEU35, Artikel 191 Abs 2) sollten „die Verursacher von Umweltverschmutzungen für\r\n33 Webseite der Bundesanstalt für Arbeitsschutz und Arbeitsmedizin zu allgemeinen Informationen zum europäischen Beschränkungsvorschlag von PFAS. URL: https://www.reach-clp-biozid-helpdesk.de/DE/REACH/Verfahren/Beschraenkungsverfahren/Deutsche_Vorschlaege/PFAS/PFAS_node.html (Abgerufen am 16.12.2024)\r\n34 ChemSec Webinar. (2024). Folien 41 - 42 unter URL: https://chemsec.org/app/uploads/2024/03/240318-Webinar-Fluoropolymers-JK.pdf (Abgerufen am 04.12.2024)\r\n35 TFEU - Consolidated version of the Treaty on the Functioning of the European Union - PART THREE. URL:\r\nhttps://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:12012E/TXT:en:PDF (Abgerufen am 12.11.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 23 von 27\r\nMaßnahmen zu deren Vermeidung, Verminderung und Beseitigung sowie für die Kosten aufkommen, die der Gesellschaft durch die Umweltbelastung entstehen“\r\n36. Angesichts der diversen\r\nEintragspfade von PFAS in die Umwelt, den lokalen bis globalen Verbreitungswegen sowie den\r\nnicht nachvollziehbaren zeitlichen Zusammenhängen zwischen dem einzelnen Stoffeintrag in\r\ndie Umwelt und der Überschreitung von Grenzwerten, können die Verursacher dieser Stoffeinträge schlichtweg kaum identifiziert werden.\r\nIn der Fachwelt wurde zum Umgang mit der bereits bestehenden PFAS-Umweltbelastung und\r\ninsbesondere der Finanzierung der dadurch bedingten gesamtgesellschaftlichen Kosten das\r\nKonzept der erweiterten Herstellerverantwortung als ein möglicherweise geeigneter umweltökonomischer Lösungsansatz bereits diskutiert. Das Konzept sieht vor, dass die Hersteller und\r\nImporteure von PFAS und PFAS-haltigen Produkten sich an den PFAS-bedingten Kosten wie z. B.\r\netwaigen Aufbereitungskosten, Kosten der analytischen Kontrolle von Grenzwerten, möglichen\r\ngesundheitlichen Folgekosten, Schadensersatzforderungen u. a. beteiligen. Die erweiterte Herstellerverantwortung würde damit am Anfang des Lebenszyklus der PFAS ansetzen und bei den\r\nHerstellern und Importeuren entsprechend Anreize setzen, dass nicht nur der Eintrag von PFAS\r\nin die Umwelt vermieden wird, sondern gleichzeitig auch effektive Recyclinglösungen und umweltschonende Alternativen entwickelt werden. Die erweiterte Herstellerverantwortung wird\r\ndamit der Konsequenz der PFAS-Problematik gerecht, dass nur durch die Vermeidung von weiteren PFAS-Einträgen in die Umwelt, die öko- und humantoxikologische Gefährdung durch PFAS\r\nwieder vermindert und vor allem beherrschbar wird.\r\nZum Umgang mit der bestehenden Umweltbelastung sind zusätzlich umfassende und transparente Verbraucherinformationen für informierte Konsum- und Kaufentscheidungen erforderlich. Insbesondere sollte die Bewertung von PFAS in der Umwelt, in Produkten sowie in Lebensmitteln, auch mit Blick auf etwaige Grenzwerte, verbrauchergerecht und transparent erläutert\r\nund eingeordnet werden37\r\n.\r\nZusammengefasst erstreckt sich die PFAS-Problematik im globalen Maßstab von der gesamten\r\nUmwelt über Pflanzen und Tiere bis hin zum Menschen. Die Auswirkungen der allgegenwärtigen\r\n36 Webseite EU-Kommission. Beitrag zum Verursacherprinzip. URL: https://ec.europa.eu/info/law/better-regulation/have-your-say/initiatives/13546-Verursacherprinzip-Eignungsprufung-seiner-Anwendung-auf-die-Umwelt_de (Abgerufen am 02.09.2024)\r\n37 Bislang existieren erst wenige verbrauchergerechte Informationen zum Vorkommen und zur Bedeutung von\r\nPFAS in Lebensmitteln und der Umwelt. Verbraucher können sich grundsätzlich an das UBA sowie an Verbraucherzentralen etc. wenden.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 24 von 27\r\nBelastung sind für Mensch und Umwelt zugleich vielfältig, komplex und höchst besorgniserregend. Folglich ist auch die Dimension einer Lösung hierfür vielschichtig und kann insbesondere\r\nnur durch globale politische Zusammenarbeit gelingen, analog den ab 1989 in Kraft getretenen\r\nMaßnahmen zur globalen Beschränkung der Herstellung und des Einsatzes von Fluor-Chlor-Kohlenwasserstoffen (FCKW), bei welchen entschieden wurde, zum Schutz der Ozonschicht der\r\nErdatmosphäre innerhalb eines mehrjährigen Zeitrahmens weitgehend aus der FCKW-Produktion auszusteigen38\r\n.\r\n4 Quellen\r\nBDEW-Stellungnahme (2023). Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Stellungnahme zum PFAS-Beschränkungsvorschlag. URL: https://www.bdew.de/service/stellungnahmen/bdew-stellungnahme-zum-pfas-beschraenkungsvorschlag/\r\nBfR-Stellungnahme 020/2021 (2021). Bundesinstitut für Risikobewertung. Stellungnahme Nr.\r\n020/2021 vom 28. Juni 2021. PFAS in Lebensmitteln: BfR bestätigt kritische Exposition gegenüber Industriechemikalien. URL: https://www.bfr.bund.de/cm/343/pfas-in-lebensmitteln-bfrbestaetigt-kritische-exposition-gegenueber-industriechemikalien.pdf\r\nBfR-Stellungnahme 033/2023 (2023). Bundesinstitut für Risikobewertung. Stellungnahme Nr.\r\n033/2023 vom 10. Juli 2024. Futtermittel sind ein Schlüssel zur Einhaltung von PFAS-Höchstgehalten in tierischen Lebensmitteln. URL: https://www.bfr.bund.de/cm/343/futtermittel-sindein-schluessel-zur-einhaltung-von-pfas-hoechstgehalten-in-tierischen-lebensmitteln.pdf\r\nBorchers, U. et al. (2022). U. Borchers, C. Beulker, A. Kämpfe, H. Knapp, F. Sacher, R. Suchenwirth. PFAS im Trinkwasser: ein erster Überblick über Befunde und Herausforderungen für die\r\nWasserversorgung. URL: https://energie-wasser-praxis.de//wp-content/uploads/2023/05/ewp_0922_64-71_Borchers.pdf\r\nBrunn, H. et al. (2023). H. Brunn, G. Arnold, W. Körner, G. Rippen, K. G. Steinhäuser,\r\nI. Valentin. PFAS: forever chemicals—persistent, bioaccumulative and mobile. Reviewing the\r\nstatus and the need for their phase out and remediation of contaminated sites. Environmental\r\nSciences Europe. Volume 35, No. 1. DOI: 10.1186/s12302-023-00721-8\r\n38 Montreal-Protokoll. URL: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Industrie/chemikaliensicherheit-internationale-regelungen-montrealer-protokoll.html (Abgerufen am 16.12.2024)\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 25 von 27\r\nBUND (2021). Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland. Webseite-Artikel. Der PFASVerpackungscheck vom 27.05.2021. URL: https://www.bund.net/service/publikationen/detail/publication/pfas-verpackungscheck/ (Abgerufen am 19.12.2024)\r\nCampo, J. et al. (2016). J. Campo, M. Lorenzo, F. Pérez, Y. Picó, M. Farrè, D. Barceló. Analysis of\r\nthe presence of perfluoroalkyl substances in water, sediment and biota of the Jucar River (E\r\nSpain). Sources, partitioning and relationships with water physical characteristics. Environmental Research. Volume 147: 503- 5012. URL: https://doi.org/10.1016/j.envres.2016.03.010\r\nDauchy, X. et al. (2019). X. Dauchy, V. Boiteux, A. Colin, J. Hémard, C. Bach, C. Rosin, J.-F. Munoz.\r\nDeep seepage of per- and polyfluoroalkyl substances through the soil of a firefighter training\r\nsite and subsequent groundwater contamination. Chemosphere. Volume 214: 729-737. URL:\r\nhttps://doi.org/10.1016/j.chemosphere.2018.10.003\r\nEFSA (2020). EFSA Panel on Contaminants in the Food Chain. Risk to human health related to\r\nthe presence of perfluoroalkyl substances in food. Efsa journal. Volume 18, issue 9. URL:\r\nhttps://doi.org/10.2903/j.efsa.2020.6223\r\nD´Ambro, E. L. et al. (2023). E. L. D’Ambro, B. N. Murphy, J. O. Bash, R. C. Gilliam, H. O. T. Pye.\r\nPredictions of PFAS regional-scale atmospheric deposition and ambient air exposure. Science of\r\nthe Total Environment. Volume 902(19):166256. URL: https://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2023.166256\r\nFraunhofer IVV (2012). K. Müller, R. Fengler, M. Still, M. Schlummer. Studies on the migration\r\nof per- and polyfluorinated compounds from paper based packaging into real food and food\r\nsimulants. URL: https://www.researchgate.net/publication/234057051_Studies_on_the_migration_of_per-_and_polyfluorinated_compounds_from_paper_based_packaging_into_real_food_and_food_simulants\r\nGallen, C. et al. (2018). C. Gallen, G. Eaglesham, D. Drage, T. H. Nguyen, J. F. Müller. A mass\r\nestimate of perfluoroalkyl substance (PFAS) release from Australian wastewater treatment\r\nplants. Chemosphere. 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URL: https://link.springer.com/article/10.1007/s00103-020-03101-2\r\nUmweltbundesamt (2023 A). Umweltbundesamt. Deutsche Umweltstudie zur Gesundheit von\r\nKindern und Jugendlichen, 2014-2017 (GerES V) Teil 1: Human Biomonitoring. URL:\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/themen/gesundheit/belastung-des-menschen-ermitteln/umwelt-survey/5-umwelt-survey-von-2013-bis-2016\r\nUmweltbundesamt (2023 B). Umweltbundesamt. Trifluoracetat (TFA): Grundlagen für eine\r\neffektive Minimierung schaffen - Räumliche Analyse der Eintragspfade in den Wasserkreislauf.\r\nAbschlussbericht. URL: https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikationen/102_2023_texte_tfa_v2.pdf\r\nUmweltbundesamt (2023 C). Umweltbundesamt. Vorkommen und Quellen von PFAS in der\r\nUmwelt und aktuelle Regelungsansätze. Wissenschaftlicher Artikel. URL: https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/4031/publikationen/umid_2301_230404_clean_33_t_03a.pdf\r\nYang, J. et al. (2019). J. Yang, H. Wang, H. Du, L. Xu, S. Liu, J. Yi, X. Qian, Y. Chen, Q. Jiang, G.\r\nHe. Factors associated with exposure of pregnant women to perfluoroalkyl acids in North\r\nChina and health risk assessment. Science of The Total Environment. Volume 655: 356-362.\r\nURL: https://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2018.11.042"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Gesundheit (BMG)","shortTitle":"BMG","url":"https://www.bundesgesundheitsministerium.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasserförderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasserentsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 20. März 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für\r\nRFNBO-konformen Wasserstoff\r\nDelegierte Verordnung 2023/1184 bzw. Ausweitung der Regelungen\r\nauf alle Sektoren gemäß Delegierter Verordnung 2024/1408\r\nVersion: 1.0\r\nSeite 2 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nZusammenfassung:\r\nDer schnelle Ausbau erneuerbarer Energien und die Skalierung der Wasserstoffwirtschaft sind\r\nessenziell für die deutschen und europäischen Klimaziele. Die Bundesregierung prognostiziert\r\nbis 2030 einen Wasserstoffbedarf von 95 bis 130 TWh, wofür erhebliche Elektrolysekapazitäten erforderlich sind. Der delegierte Rechtsakt 2023/1184 stellt jedoch mit den Vorgaben zur\r\nstündlichen Korrelation und der Zusätzlichkeit hohe Herausforderungen für Investitionen und\r\nSkalierung dar. Die Anforderungen führen laut Wasserstoffproduzenten zu erhöhten Produktionskosten von bis zu 2,40 €/kg erneuerbarer H2, reduzieren die Flexibilität der Wasserstoffproduktion und verhindern eine systemfreundliche Nutzung von Überschussstrom. Zudem\r\nhemmt die Pflicht, nur zusätzlichen erneuerbaren Strom zu verwenden, Investitionen, was zu\r\nKnappheit der Volumina führt, wodurch wiederum Kosten in Höhe getrieben werden. Dadurch\r\nverlangsamt sich der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft, was letztlich Deutschlands Wettbewerbsfähigkeit als Standort für Wasserstoffproduktion mindert sowie der internationalen\r\nWettbewerbsfähigkeit entgegensteht.\r\nUm diesen Herausforderungen zu begegnen, fordert der BDEW gezielte Anpassungen der Regulierung. Das Zusätzlichkeitskriterium sollte erst ab 2035 statt 2028 greifen. Gleichzeitig\r\nsollte die monatliche Korrelation beibehalten und auf die Umstellung auf stündliche Korrelation ab 2030 verzichtet werden, oder zumindest eine Verschiebung der Scharfstellung der\r\nstündlichen Korrelation analog zur Zusätzlichkeit auf 2035 erfolgen.\r\nZudem braucht es eine erweiterte Flexibilität bei der CO2-Bilanzierung, etwa durch eine stundenscharfe Berechnung der CO2-Intensität sowie des EE-Anteils des Strombezugs. Diese Anpassungen sollten bereits bis spätestens 2026 umgesetzt werden und nicht wie vorgesehen\r\neiner Überprüfung in Berichtsform bis 2028 unterliegen. Eine flexiblere Handhabung der\r\nStrombezugskriterien würde die Wasserstoffproduktion wirtschaftlicher gestalten, die Netzstabilität verbessern, den Einsatz von Überschussstrom ermöglichen und die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands und Europas sichern.\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nSeite 2 von 11\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Situation des Wasserstoffmarkts........................................................................ 3\r\n2 Auswirkungen der strengen Strombezugskriterien ............................................. 6\r\n3 Notwendige Anpassungen am Regulierungssystem ............................................ 7\r\n4 Zielbild .............................................................................................................. 9\r\nSeite 3 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\n1 Situation des Wasserstoffmarkts\r\nDer beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien und der zügige Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sind essenziell, um die deutschen und europäischen Klimaziele für 2030, 2045 und\r\n2050 zu erreichen. Insbesondere grüner Wasserstoff spielt eine entscheidende Rolle bei der\r\nDekarbonisierung der Industrie, der Sektorkopplung und der Stabilisierung des auf erneuerbaren Energien basierenden Energiesystems. Er dient nicht nur als Energiespeicher und flexibler\r\nEnergieträger, sondern auch als chemischer Grundstoff für industrielle Prozesse. Damit trägt\r\ner maßgeblich dazu bei, die industrielle Basis in Europa zu erhalten. Die Bundesregierung\r\nprognostiziert bis 2030 einen Wasserstoffbedarf von 95 bis 130 Terawattstunden.1 Um Teile\r\ndieses Bedarfs zu decken, ist ein erheblicher Ausbau der nationalen Elektrolysekapazitäten auf\r\nmindestens 10 Gigawatt geplant. Doch aktuell beträgt die installierte Elektrolyseleistung in\r\nDeutschland lediglich, je nach Quelle, zwischen 0,5 und 0,15 Gigawatt.2,3,4 Die Vorgaben des\r\ndelegierten Rechtsakts stellen die deutsche Wasserstoffwirtschaft vor hohe Herausforderungen. Die Einhaltung der stündlichen Korrelation sowie der Zusätzlichkeit stellt einen erheblichen Kosten- und Aufwandsfaktor dar, der die Flexibilität in der Produktion einschränkt und\r\nsomit dem Markthochlauf entgegensteht. Diese Anforderungen hemmen bereits jetzt zu tätigende Investitionen, und verzögern die dringend benötigte Skalierung von grünem Wasserstoff.\r\nEin zentrales Problem ist, dass derzeit nicht genügend grüner Strom mit Herkunftsnachweisen\r\n(HkN) zur Verfügung steht, um den benötigten Wasserstoff kosteneffizient zu produzieren. Zudem sind die Strompreise in Deutschland weiterhin hoch, was die Wettbewerbsfähigkeit der\r\nheimischen Wasserstoffproduktion zusätzlich belastet. Gleichzeitig führen die Herausforderungen beim Voranschreiten des Netzausbaus dazu, dass die Anbindung potenzieller Elektrolyse-Standorte an günstige erneuerbare Energiequellen zeitlich erschwert wird. Der Markt für\r\n1 https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Wasserstoff/Dossiers/wasserstoffstrategie.html#:~:text=Die%20Bundesregierung%20erwartet%20im%20Jahr,Importanteil%20von%2050%2D70%20%25.\r\n2 https://www.kfw.de/PDF/Download-Center/Konzernthemen/Research/PDF-Dokumente-Fokus-Volkswirtschaft/Fokus-2024/Fokus-Nr.-475-November-2024-Wasserstoff.pdf\r\n3 https://www.ewi.uni-koeln.de/cms/wp-content/uploads/2024/04/EWI_Datengrundlage_Begleitdokument_H2-\r\nBilanz_2024_01.pdf\r\n4 https://www.wasserstoff-kompass.de/elektrolyse-monitor\r\nSeite 4 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nWasserstoff kommt trotz ambitionierter Ziele nicht in Fahrt, und es zeichnet sich ab, dass die\r\ngesetzten Vorgaben bis 2030 nicht erreicht werden können. Ein wesentlicher Grund dafür ist\r\ndie bestehende Regulierung, die Investitionen erschwert und die Kluft zwischen Angebot und\r\nNachfrage vergrößert. Ein zentraler Aspekt sind die Strombezugskriterien für grünen Wasserstoff, die in einer Zeit verhandelt wurden, als die Strompreise niedrig, die Produktionskosten\r\nfür Wasserstoff und seine Derivate geringer eingeschätzt wurden und die industrielle Basis\r\nstabiler war. Die wirtschaftlichen und energiepolitischen Rahmenbedingungen haben sich jedoch erheblich verändert. Daher muss nun das Hauptziel sein, Emissionen kosteneffizient zu\r\nreduzieren, anstatt an veralteten Vorgaben festzuhalten. Ein erster Hebel zur Senkung der\r\nProduktionskosten und zur Reduzierung der bestehenden Marktlücke ist die Anpassung der\r\noben genannten Kriterien. Um die Wasserstoffwirtschaft langfristig tragfähig zu gestalten,\r\nmuss sie darüber hinaus auch in Einklang mit den Zielen des Clean Industrial Deal und den\r\nneuen wirtschaftlichen Realitäten in Europa gebracht werden. Eine pragmatische und investitionsfreundliche Regulierung ist daher unerlässlich, um den Markthochlauf zu beschleunigen\r\nund die Klimaziele nicht zu gefährden.\r\nAuf EU-Ebene sind mit dem nicht-verbindlichen Ziel von 10 Millionen Tonnen (Mt.) heimischer\r\nProduktion sowie 10 Mt. Importe von erneuerbarem Wasserstoff bis 2030 ambitionierte Ziele\r\nim Rahmen von REPowerEU gesetzt worden. Eine entsprechend ambitionierte Herangehensweise an den Wasserstoffhochlauf unterstützt auch der BDEW. Die aktuellen Gegebenheiten\r\nim Markt müssen jedoch bei der Ausgestaltung der EU-Regulierung für Wasserstoff einbezogen werden. So wurde auch im Market Monitoring Bericht von ACER5\r\nfestgestellt, dass sich die\r\nProduktion von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff, aufbauend auf den aktuellen Entwicklungen EU-weit auf nur 2 bis 4 Mt. bis 2030 herauslaufen könnte. Dies unterstreicht auch der Sonderbericht des Europäischen Rechnungshofs zur Industriepolitik der EU\r\nim Bereich erneuerbarer Wasserstoff6\r\n. Dabei wird festgestellt, dass bis 2030 die sich in Europa\r\nin einer fortgeschrittenen Phase befindenden Projekte voraussichtlich nur 2,7 Mt. erneuerbarer Wasserstoff pro Jahr produzieren werden, anstelle der anvisierten 10 Mt. pro Jahr.\r\n5 ACER: European hydrogen markets – 2024 Market Monitoring Report, .\r\n6 Europäischer Rechnungshof: Sonderbericht – Die Industriepolitik der EU im Bereich erneuerbarer Wasserstoff:\r\nRechtsrahmen weitgehend angenommen – Zeit für einen Realitätscheck, Sonderbericht 11/2024: Die Industriepolitik der EU im Bereich erneuerbarer Wasserstoff.\r\nSeite 5 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nDer von der Kommission festgelegte delegierte Rechtsakt 2023/1184 definiert spezifische Kriterien für die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff. Den Anforderungen der stündlichen\r\nKorrelation und dem Kriterium der Zusätzlichkeit kommen hierbei eine besondere Bedeutung\r\nzu. Bei einer Inbetriebnahme des Elektrolyseurs ab 2028 müssen Produzenten sicherstellen,\r\ndass der verwendete Strom aus neu aufgebauten7\r\n, nicht geförderten erneuerbaren Energiequellen stammt, um die Zusätzlichkeit zu gewährleisten. Zudem gilt ab 2030 die Vorgabe, dass\r\ndie zeitliche Korrelation zwischen Stromerzeugung und Wasserstoffproduktion auf eine\r\nStunde genau nachgewiesen werden muss. Der BDEW fordert dringend eine gezielte Anpassung der Scharfstellung der strengen Strombezugskriterien, welche schnell und vom Zielbild\r\nher in Abstimmung mit dem Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe geschehen sollte. Änderungen sollten effizient und zielgenau erfolgen, ohne den Delegierten Rechtsakt 2023/1184 insgesamt wieder komplett zu öffnen, um Projekten zeitgleich die notwendige\r\nPlanungssicherheit zu gewährleisten.\r\nBei dieser Überarbeitung des DA RFNBO sollte die Kommission zudem darauf achten, dass die\r\nVorgaben zum Strombezug keine unnötigen Hürden und Kosten für die betroffenen Marktteilnehmer verursachen. Der aktuelle Entwurf klärt die Rolle von Intermediären nicht eindeutig,\r\nobwohl sie eine zentrale Funktion in der kosteneffizienten Stromverteilung und Risikodiversifizierung übernehmen. Damit sie diese Rolle wahrnehmen können, sollte Ihnen auch die Option\r\nzum Abschluss von Direktverträgen gegeben werden.\r\nVor diesem Hintergrund ist es essenziell, die bestehenden Regelungen im delegierten Rechtsakt der EU schnellstmöglich anzupassen, um einen effizienten und wettbewerbsfähigen Ausbau der Wasserstoffproduktion in Deutschland und Europa zu ermöglichen. Gemeinsames\r\nübergeordnetes Ziel dabei ist klar die Treibhausgaseinsparung, die jedoch ohne einen funktionierenden Markthochlauf nicht erreicht werden kann.\r\n7\r\nsiehe Definition in Artikel 5 Delegierter Rechtsakt RFNBO 2023/1184: Die Anlage zur Erzeugung von erneuerbarem Strom wurde frühestens 36 Monate vor der Anlage zur Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer\r\nKraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr in Betrieb genommen.\r\nSeite 6 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\n2 Auswirkungen der strengen Strombezugskriterien\r\nDie 2023 finalisierten delegierten Rechtsakte geben den regulatorischen Rahmen für die Produktion von grünem Wasserstoff vor und haben dabei zum Ziel, sicherzustellen, dass als\r\nRFNBO-zertifizierter Wasserstoff die angestrebte Treibhausgasminderung erfüllt und der verwendete Strom zusätzlich zur bestehenden erneuerbaren Erzeugung produziert wird (die H2-\r\nProduktion also einen Anreiz für den Ausbau von erneuerbaren Energien schafft).\r\nDie Erfahrungen und Analysen von Elektrolysebetreibern im BDEW zeigen, dass die rigiden Anforderungen der delegierten Rechtsakte hinsichtlich der zeitlichen Korrelation sowie der Zusätzlichkeit einen signifikanten Anstieg der Wasserstoffgestehungskosten (Steigerung der Kosten um ca. 2,40 € pro kg) herbeiführen, ohne dabei die den Regeln zu Grunde liegenden Kerngedanken (CO2-Minderung und Anreizen des EE-Ausbaus) zu adressieren. Das liegt daran, dass\r\ndas deutsche Strommarktdesign sowie die Preisfindung in der deutschen Gebotszone zur\r\nFolge haben, dass der Strompreis ein geeigneter Indikator für den Anteil erneuerbarer Erzeugung (und damit niedriger CO2-Intensität des Netzstroms) ist. In Zeiten niedriger (oder negativer) Strompreise ist die Einspeisung aus Erneuerbaren Energiequellen oft so hoch, dass Anlagen abgeregelt werden müssen. Hierbei haben Elektrolyseure das Potential, Abregelung zu\r\nvermeiden, Überschussstrom zu nutzen und zur Stabilität des Stromnetzes beizutragen. Die\r\nStrombezugskriterien senken das Potenzial der Elektrolyse, zur Stabilität des Stromnetzes beizutragen. Der Delegierte Rechtsakt erlaubt grundsätzlich die Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom. Durch die Unvorhersehbarkeit der dabei anfallenden Strommengen, bleibt das\r\nzusätzliche Abschließen von Power Purchase Agreements (PPAs) aber unverzichtbar, um die\r\nAuslastung der Elektrolyseure zu erhöhen. Die ab 2030 geltende stündliche Korrelation verhindert dann, dass der Elektrolysebetrieb einen systemischen Mehrwert hat, da er sich an die\r\nspezifischen Erneuerbaren-Energien-Anlagen (EE) unter Vertrag halten muss.\r\nDas Beibehalten der monatlichen Korrelation würde die THG-Emissionen in der Wasserstoffproduktion reduzieren. Grund hierfür ist, dass Wasserstoffproduzenten flexibel innerhalb eines Monats ihre Stromnutzung optimieren können. Beispielsweise könnten Elektrolysebetreiber in Zeiten hoher Strompreise und hoher CO₂-Emissionen ihre Produktion drosseln und\r\ndiese auf Zeiten von niedrigeren Preisen und höherem EE-Anteil verlegen. Die stündliche Korrelation setzt voraus, dass pro Stunde genug EE-Strom vorhanden ist. Höhere Mengen an EEStrom im Netz können somit nicht aufgefangen werden, wodurch weiterhin Abregelungen\r\nvorgenommen werden müssen.\r\nLaut einer BMWK-Studie zur Systementwicklungsstrategie reicht eine marktorientierte Betriebsweise aus, um CO₂-Emissionen zu senken. Ohne monatliche Korrelation könnten 2030\r\nSeite 7 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\netwa 20 % mehr Emissionen entstehen, da Elektrolyseure ihren Stromverbrauch nicht mehr an\r\nniedrigen Preisen orientieren könnten.8\r\nDie stündliche Korrelation erschwert außerdem die Integration der Wasserstoff-Wertschöpfungskette ins Energiesystem. In einigen Mitgliedsstaaten sind hohe Netzstromemissionen für\r\nSpeicher, Terminals und Cracker problematisch. Eine flexiblere Regelung würde das Netz stabilisieren und die Wasserstofflieferkette entlasten. Zudem hemmt die Pflicht, ab 2028 ausschließlich PPAs mit zusätzlichen EE-Anlagen abzuschließen, die Marktintegration älterer EEAnlagen. Zudem verhindern Markt- und regulatorische Unsicherheiten das Abschließen langfristiger PPAs über zehn Jahre, obwohl diese für die Finanzierung neuer EE-Anlagen entscheidend wären.\r\nAbschließend verhindern die Kriterien der stündlichen Korrelation und Zusätzlichkeit nicht nur\r\nden systemischen Mehrwert von Elektrolyse und stehen der Marktintegration von EE-Anlagen\r\nentgegen, sondern führen insbesondere durch ihre Kombination zu erheblichen Mehrkosten\r\nfür die Wasserstofferzeugung. Um Elektrolyseurkapazitäten wirtschaftlich zu optimieren, also\r\nmöglichst viel Auslastung der Anlagen zu erreichen, müssen Projektierer breite Portfolios an\r\nPPAs mit EE-Anlagen abschließen. Das Einhalten der zeitlichen Korrelation, bei einer gleichzeitig notwendigen Ausweitung des PPA-Portfolios, macht es notwendig, dass eine deutlich größere Kapazität an PPAs unter Vertrag genommen werden muss als notwendig. Dies erhöht die\r\nKosten und das (Preis-) Risiko des Strombezugs.\r\nDamit steigen beim verpflichtenden Abschluss von PPAs, welche die stündliche Korrelation\r\neinhalten und das Zusätzlichkeitskriterium erfüllen, die Strombezugskosten, wie oben beschrieben, um ca. 2,40€ pro Kilogramm. Dies muss wiederum mit zusätzlicher Subventionierung abgefedert werden.\r\n3 Notwendige Anpassungen am Regulierungssystem\r\nEin wichtiger und in diesem Stadium notwendiger Katalysator zum Erreichen des Ziels des\r\nWasserstoffhochlaufs in der EU ist eine Anpassung der Regelungen der strengen Strombezugskriterien laut delegiertem Rechtsakt 2023/1184 (s. Ausweitung auf alle Anwendungssektoren\r\nneben Verkehrssektor durch Delegierten Rechtsakt 2024/1408), welcher aufbauend auf der\r\n8 Abschlussbericht im Auftrag des BMWK: „Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff“, Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff.\r\nSeite 8 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nErneuerbaren-Energien-Richtlinie (2018/2001) die Unionsmethode für die Erzeugung flüssiger\r\noder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) festlegt.\r\nDie im Artikel 27 der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED III) festgelegte Überprüfung der\r\nDelegierten Rechtsakte zum 1. Juli 2028 in Berichtsform kommt deutlich zu spät, um einen positiven Einfluss auf Investitionsentscheidungen zu haben. Der BDEW spricht sich für eine deutlich frühere Anpassung, spätestens bis 2026, aus. Dies ist ein wichtiger Schritt, um die für die\r\nDekarbonisierung notwendigen Mengen an Wasserstoff zu erreichen. Eine enge Fassung der\r\nKriterien, bereits zu einem frühen Zeitpunkt, gefährdet den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft.\r\nKonkret fordert der BDEW, dass die Scharfstellung der Vorgaben zu Zusätzlichkeit sowie das\r\nFesthalten an der monatlichen zeitlichen Korrelation (anstatt Wechsel auf stündlich ab 2030)\r\nangepasst wird. Die deutsche Bundesregierung hat ihre Position durch ein Schreiben von Bundesminister Habeck an die ehemalige EU-Energiekommissarin Simson im September 2024 vorgebracht. Die darin geforderte Verschiebung der Scharfstellungen des Zusätzlichkeitskriteriums (von Anfang 2028 auf Ende 2035) unterstützt auch der BDEW. Den von Bundesminister\r\nHabeck vorgebrachten Vorschlag, das Kriterium der zeitlichen Korrelation um ein Jahr zu verschieben, stuft der BDEW jedoch als unzureichend ein. Der BDEW fordert, dass die Korrelation\r\nbei monatlich bleibt und nicht auf stündlich verschärft wird. Sollte dies nicht geschehen, muss\r\nzumindest eine Verschiebung der Scharfstellung der stündlichen Korrelation, analog zur Verschiebung der Zusätzlichkeit, auf 2035 erfolgen. In jedem Fall sollte der Mehrwert der Scharfstellung auf eine stündliche Korrelation des Strombezugs bzgl. der CO2-Einsparung generell,\r\nunter Beachtung der obengenannten Markt- und Emissionseffekte, geprüft werden. Zugleich\r\nsollte mehr Flexibilität für die Berechnung der CO2-Emissionen bei der H2-Produktion geschaffen werden.\r\nAls zusätzliche Erfüllungsoption sollte eine stundenscharfe Bilanzierung der CO2-Intensität sowie des EE-Anteils bei Strombezug aus dem Stromnetz für erneuerbaren bzw. kohlenstoffarmen H2 möglich sein (bislang nur auf Jahresbasis). Darunter versteht sich die Ermittlung der\r\nCO2-Intensität bzw. des EE-Anteils im Netzstrom in möglichst granularer Form (z.B. auf Basis\r\nder sog. day-ahead Vorhersage der Übertragungsnetzbetreiber). Dies ist erforderlich, um die\r\nverursachten Emissionen möglichst realitätsnah abzubilden und eine verbesserte Steuerungswirkung zur Nutzung von Netzstrom in Zeiten hoher EE-Strom-Verfügbarkeiten zu ermöglichen. Dies würde dafür sorgen, dass auch in Gebotszonen, die im Jahresdurchschnitt noch\r\neine recht hohe CO2-Intensität im Strommix aufweisen, die Stundenzahl zusätzlich ausgedehnt werden könnte, in der … RFNBO-konformer Wasserstoff produziert werden könnte. Die\r\nSeite 9 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nH2-Produktionskosten könnten somit zusätzlich gesenkt werden. Durch die stundenscharfe\r\nBilanzierung würde ein zusätzlicher Anreiz für eine systemdienliche Fahrweise von Elektrolyseuren entstehen.\r\n4 Zielbild\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist essenziell, um die europäischen Klimaziele zu erreichen, die industrielle Basis zu erhalten und die Sektorkopplung voranzutreiben. Doch die derzeitigen regulatorischen Rahmenbedingungen bremsen diesen Hochlauf aus – insbesondere\r\ndie hohen Wasserstoffgestehungskosten, die aus den strengen Strombezugskriterien resultieren. Ohne Anpassungen wird es nicht gelingen, das Delta zwischen Angebot und Nachfrage zu\r\nschließen und die ambitionierten Ziele für 2030 zu erreichen. Gleichzeitig muss auch die Ausgestaltung der Kriterien für die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff pragmatisch\r\nund somit ermöglichend ausfallen, da diese Mengen ebenso zur Angebotsseite beitragen und\r\nauf diese Weise das Gesamtsystem stabilisieren und Kosten reduziert werden. Der BDEW hat\r\nim Oktober 2024 eine ausführliche Positionierung hierzu veröffentlicht.\r\nEin pragmatischer und kosteneffizienter Lösungsansatz wäre daher eine Anpassung oder zumindest eine Verschiebung der Scharfstellungen der Strombezugskriterien, ohne dabei die\r\nnotwendigen CO₂-Einsparungen zu gefährden. Dies würde nicht nur Investitionen erleichtern,\r\nsondern auch die Wettbewerbsfähigkeit der EU auf dem globalen Markt sichern. Gleichzeitig\r\nmuss die internationale Anschlussfähigkeit der EU-Vorgaben gewährleistet sein. Deutschland\r\nwird perspektivisch bis zu zwei Drittel seines Wasserstoffbedarfs durch Importe decken – daher dürfen regulatorische Vorgaben keine unnötigen Hürden für Importkorridore schaffen.\r\nNationale Erzeugungsprojekte sind ein integraler Bestandteil des EU-weiten Wasserstoffmarkthochlauf und somit inhärent mit der Importförderung verflochten.\r\nDie Anpassung der Übergangsphasen der strengen Strombezugskriterien wäre ein entscheidender Hebel, um den Markthochlauf zu beschleunigen. Dies ist nicht nur im Interesse\r\nDeutschlands, sondern auch für die europäischen Partner von zentraler Bedeutung.\r\nSeite 10 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nAnsprechpartner\r\nBalthasar Kirchgäßner\r\nAbteilung Transformation, Gas/ Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+ 49 30 300 199-1255\r\nbalthasar.kirchgaessner@bdew.de\r\nLukas Karl\r\nGeschäftsbereich EU-Vertretung\r\n+32 2 77451-16\r\nlukas.karl@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Ausweitung der Regelungen \r\nauf alle Sektoren gemäß Delegierter Verordnung 2024/1408 \r\nVersion: 1.1 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in Berlin und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über \r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasserförderung und rund ein \r\nDrittel der Abwasserentsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\nZusammenfassung: \r\nDer schnelle Ausbau erneuerbarer Energien und die Skalierung der Wasserstoffwirtschaft sind \r\nessenziell für die deutschen und europäischen Klimaziele. Die Bundesregierung prognostiziert \r\nbis 2030 einen Wasserstoffbedarf von 95 bis 130 TWh, wofür erhebliche Elektrolysekapazitä\r\nten erforderlich sind. Der delegierte Rechtsakt 2023/1184 stellt jedoch mit den Vorgaben zur \r\nstündlichen Korrelation und der Zusätzlichkeit hohe Herausforderungen für Investitionen und \r\nSkalierung dar. Die Anforderungen führen laut Wasserstoffproduzenten zu erhöhten Produkti\r\nonskosten von bis zu 2,40 €/kg erneuerbarer H2, reduzieren die Flexibilität der Wasserstoff\r\nproduktion und verhindern eine systemfreundliche Nutzung von Überschussstrom. Zudem \r\nhemmt die Pflicht, nur zusätzlichen erneuerbaren Strom zu verwenden, Investitionen, was zu \r\nKnappheit der Volumina führt, wodurch wiederum Kosten in Höhe getrieben werden. Dadurch \r\nverlangsamt sich der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft, was letztlich Deutschlands Wettbe\r\nwerbsfähigkeit als Standort für Wasserstoffproduktion mindert sowie der internationalen \r\nWettbewerbsfähigkeit entgegensteht.  \r\nUm diesen Herausforderungen zu begegnen, fordert der BDEW gezielte Anpassungen der Re\r\ngulierung. Das Zusätzlichkeitskriterium sollte erst ab 2035 statt 2028 greifen. Gleichzeitig \r\nsollte die monatliche Korrelation beibehalten und auf die Umstellung auf stündliche Korrela\r\ntion ab 2030 verzichtet werden, oder zumindest eine Verschiebung der Scharfstellung der \r\nstündlichen Korrelation analog zur Zusätzlichkeit auf 2035 erfolgen. Der BDEW spricht sich zu\r\ndem dafür aus, die Ausnahme von den Strombezugskriterien bei Erreichen eines EE-Anteils im \r\nStromnetz von derzeit 90 % auf 80 % abzusenken. \r\nZudem braucht es eine erweiterte Flexibilität bei der CO2-Bilanzierung, etwa durch eine stun\r\ndenscharfe Berechnung der CO2-Intensität sowie des EE-Anteils des Strombezugs. Diese An\r\npassungen sollten bereits bis spätestens 2026 umgesetzt werden und nicht wie vorgesehen \r\neiner Überprüfung in Berichtsform bis 2028 unterliegen. Eine flexiblere Handhabung der \r\nStrombezugskriterien würde die Wasserstoffproduktion wirtschaftlicher gestalten, die Netz\r\nstabilität verbessern, den Einsatz von Überschussstrom ermöglichen und die Wettbewerbsfä\r\nhigkeit Deutschlands und Europas sichern. \r\nSeite 2 von 11 \r\n  \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\n Seite 3 von 11 \r\nInhaltsverzeichnis \r\n1 Situation des Wasserstoffmarkts ........................................................................ 3 \r\n2 Auswirkungen der strengen Strombezugskriterien ............................................. 6 \r\n3 Notwendige Anpassungen am Regulierungssystem ............................................ 7 \r\n4 Zielbild .............................................................................................................. 9 \r\n \r\n \r\n  \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\n1 Situation des Wasserstoffmarkts \r\nDer beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien und der zügige Hochlauf der Wasserstoff\r\nwirtschaft sind essenziell, um die deutschen und europäischen Klimaziele für 2030, 2045 und \r\n2050 zu erreichen. Insbesondere grüner Wasserstoff spielt eine entscheidende Rolle bei der \r\nDekarbonisierung der Industrie, der Sektorkopplung und der Stabilisierung des auf erneuerba\r\nren Energien basierenden Energiesystems. Er dient nicht nur als Energiespeicher und flexibler \r\nEnergieträger, sondern auch als chemischer Grundstoff für industrielle Prozesse. Damit trägt \r\ner maßgeblich dazu bei, die industrielle Basis in Europa zu erhalten. Die Bundesregierung \r\nprognostiziert bis 2030 einen Wasserstoffbedarf von 95 bis 130 Terawattstunden.1 Um Teile \r\ndieses Bedarfs zu decken, ist ein erheblicher Ausbau der nationalen Elektrolysekapazitäten auf \r\nmindestens 10 Gigawatt geplant. Doch aktuell beträgt die installierte Elektrolyseleistung in \r\nDeutschland lediglich, je nach Quelle, zwischen 0,5 und 0,15 Gigawatt.2,3,4 Die Vorgaben des \r\ndelegierten Rechtsakts stellen die deutsche Wasserstoffwirtschaft vor hohe Herausforderun\r\ngen. Die Einhaltung der stündlichen Korrelation sowie der Zusätzlichkeit stellt einen erhebli\r\nchen Kosten- und Aufwandsfaktor dar, der die Flexibilität in der Produktion einschränkt und \r\nsomit dem Markthochlauf entgegensteht. Diese Anforderungen hemmen bereits jetzt zu täti\r\ngende Investitionen, und verzögern die dringend benötigte Skalierung von grünem Wasser\r\nstoff.  \r\nEin zentrales Problem ist, dass derzeit nicht genügend grüner Strom mit Herkunftsnachweisen \r\n(HkN) zur Verfügung steht, um den benötigten Wasserstoff kosteneffizient zu produzieren. Zu\r\ndem sind die Strompreise in Deutschland weiterhin hoch, was die Wettbewerbsfähigkeit der \r\nheimischen Wasserstoffproduktion zusätzlich belastet. Gleichzeitig führen die Herausforde\r\nrungen beim Voranschreiten des Netzausbaus dazu, dass die Anbindung potenzieller Elektro\r\nlyse-Standorte an günstige erneuerbare Energiequellen zeitlich erschwert wird. Der Markt für \r\n1https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Wasserstoff/Dossiers/wasserstoffstrategie.html#:~:text=Die%20Bundes\r\nregierung%20erwartet%20im%20Jahr,Importanteil%20von%2050%2D70%20%25. \r\n2https://www.kfw.de/PDF/Download-Center/Konzernthemen/Research/PDF-Dokumente-Fokus-Volkswirt\r\nschaft/Fokus-2024/Fokus-Nr.-475-November-2024-Wasserstoff.pdf \r\n3https://www.ewi.uni-koeln.de/cms/wp-content/uploads/2024/04/EWI_Datengrundlage_Begleitdokument_H2\r\nBilanz_2024_01.pdf \r\n4https://www.wasserstoff-kompass.de/elektrolyse-monitor \r\nSeite 3 von 11 \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\nWasserstoff kommt trotz ambitionierter Ziele nicht in Fahrt, und es zeichnet sich ab, dass die \r\ngesetzten Vorgaben bis 2030 nicht erreicht werden können. Ein wesentlicher Grund dafür ist \r\ndie bestehende Regulierung, die Investitionen erschwert und die Kluft zwischen Angebot und \r\nNachfrage vergrößert. Ein zentraler Aspekt sind die Strombezugskriterien für grünen Wasser\r\nstoff, die in einer Zeit verhandelt wurden, als die Strompreise niedrig, die Produktionskosten \r\nfür Wasserstoff und seine Derivate geringer eingeschätzt wurden und die industrielle Basis \r\nstabiler war. Die wirtschaftlichen und energiepolitischen Rahmenbedingungen haben sich je\r\ndoch erheblich verändert. Daher muss nun das Hauptziel sein, Emissionen kosteneffizient zu \r\nreduzieren, anstatt an veralteten Vorgaben festzuhalten. Ein erster Hebel zur Senkung der \r\nProduktionskosten und zur Reduzierung der bestehenden Marktlücke ist die Anpassung der \r\noben genannten Kriterien. Um die Wasserstoffwirtschaft langfristig tragfähig zu gestalten, \r\nmuss sie darüber hinaus auch in Einklang mit den Zielen des Clean Industrial Deal und den \r\nneuen wirtschaftlichen Realitäten in Europa gebracht werden. Eine pragmatische und investi\r\ntionsfreundliche Regulierung ist daher unerlässlich, um den Markthochlauf zu beschleunigen \r\nund die Klimaziele nicht zu gefährden. \r\nAuf EU-Ebene sind mit dem nicht-verbindlichen Ziel von 10 Millionen Tonnen (Mt.) heimischer \r\nProduktion sowie 10 Mt. Importe von erneuerbarem Wasserstoff bis 2030 ambitionierte Ziele \r\nim Rahmen von REPowerEU gesetzt worden. Eine entsprechend ambitionierte Herangehens\r\nweise an den Wasserstoffhochlauf unterstützt auch der BDEW. Die aktuellen Gegebenheiten \r\nim Markt müssen jedoch bei der Ausgestaltung der EU-Regulierung für Wasserstoff einbezo\r\ngen werden. So wurde auch im Market Monitoring Bericht von ACER5 festgestellt, dass sich die \r\nProduktion von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff, aufbauend auf den aktuel\r\nlen Entwicklungen EU-weit auf nur 2 bis 4 Mt. bis 2030 herauslaufen könnte. Dies unter\r\nstreicht auch der Sonderbericht des Europäischen Rechnungshofs zur Industriepolitik der EU \r\nim Bereich erneuerbarer Wasserstoff6. Dabei wird festgestellt, dass bis 2030 die sich in Europa \r\nin einer fortgeschrittenen Phase befindenden Projekte voraussichtlich nur 2,7 Mt. erneuerba\r\nrer Wasserstoff pro Jahr produzieren werden, anstelle der anvisierten 10 Mt. pro Jahr.  \r\n5ACER: European hydrogen markets – 2024 Market Monitoring Report, . \r\n6Europäischer Rechnungshof: Sonderbericht – Die Industriepolitik der EU im Bereich erneuerbarer Wasserstoff: \r\nRechtsrahmen weitgehend angenommen – Zeit für einen Realitätscheck, Sonderbericht 11/2024: Die Industriepo\r\nlitik der EU im Bereich erneuerbarer Wasserstoff. \r\nSeite 4 von 11 \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\nDer von der Kommission festgelegte delegierte Rechtsakt 2023/1184 definiert spezifische Kri\r\nterien für die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff. Den Anforderungen der stündlichen \r\nKorrelation und dem Kriterium der Zusätzlichkeit kommen hierbei eine besondere Bedeutung \r\nzu. Bei einer Inbetriebnahme des Elektrolyseurs ab 2028 müssen Produzenten sicherstellen, \r\ndass der verwendete Strom aus neu aufgebauten7, nicht geförderten erneuerbaren Energie\r\nquellen stammt, um die Zusätzlichkeit zu gewährleisten. Zudem gilt ab 2030 die Vorgabe, dass \r\ndie zeitliche Korrelation zwischen Stromerzeugung und Wasserstoffproduktion auf eine \r\nStunde genau nachgewiesen werden muss. Der BDEW fordert dringend eine gezielte Anpas\r\nsung der Scharfstellung der strengen Strombezugskriterien, welche schnell und vom Zielbild \r\nher in Abstimmung mit dem Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe gesche\r\nhen sollte. Änderungen sollten effizient und zielgenau erfolgen, ohne den Delegierten Rechts\r\nakt 2023/1184 insgesamt wieder komplett zu öffnen, um Projekten zeitgleich die notwendige \r\nPlanungssicherheit zu gewährleisten. \r\nBei dieser Überarbeitung des DA RFNBO sollte die Kommission zudem darauf achten, dass die \r\nVorgaben zum Strombezug keine unnötigen Hürden und Kosten für die betroffenen Marktteil\r\nnehmer verursachen. Der aktuelle Entwurf klärt die Rolle von Intermediären nicht eindeutig, \r\nobwohl sie eine zentrale Funktion in der kosteneffizienten Stromverteilung und Risikodiversifi\r\nzierung übernehmen. Damit sie diese Rolle wahrnehmen können, sollte Ihnen auch die Option \r\nzum Abschluss von Direktverträgen gegeben werden. \r\nVor diesem Hintergrund ist es essenziell, die bestehenden Regelungen im delegierten Rechts\r\nakt der EU schnellstmöglich anzupassen, um einen effizienten und wettbewerbsfähigen Aus\r\nbau der Wasserstoffproduktion in Deutschland und Europa zu ermöglichen. Gemeinsames \r\nübergeordnetes Ziel dabei ist klar die Treibhausgaseinsparung, die jedoch ohne einen funktio\r\nnierenden Markthochlauf nicht erreicht werden kann.  \r\n7siehe Definition in Artikel 5 Delegierter Rechtsakt RFNBO 2023/1184: Die Anlage zur Erzeugung von erneuerba\r\nrem Strom wurde frühestens 36 Monate vor der Anlage zur Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer \r\nKraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr in Betrieb genommen. \r\nSeite 5 von 11 \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\n2 Auswirkungen der strengen Strombezugskriterien  \r\nDie 2023 finalisierten delegierten Rechtsakte geben den regulatorischen Rahmen für die Pro\r\nduktion von grünem Wasserstoff vor und haben dabei zum Ziel, sicherzustellen, dass als \r\nRFNBO-zertifizierter Wasserstoff die angestrebte Treibhausgasminderung erfüllt und der ver\r\nwendete Strom zusätzlich zur bestehenden erneuerbaren Erzeugung produziert wird (die H2\r\nProduktion also einen Anreiz für den Ausbau von erneuerbaren Energien schafft).  \r\nDie Erfahrungen und Analysen von Elektrolysebetreibern im BDEW zeigen, dass die rigiden An\r\nforderungen der delegierten Rechtsakte hinsichtlich der zeitlichen Korrelation sowie der Zu\r\nsätzlichkeit einen signifikanten Anstieg der Wasserstoffgestehungskosten (Steigerung der Kos\r\nten um ca. 2,40 € pro kg) herbeiführen, ohne dabei die den Regeln zu Grunde liegenden Kern\r\ngedanken (CO2-Minderung und Anreizen des EE-Ausbaus) zu adressieren. Das liegt daran, dass \r\ndas deutsche Strommarktdesign sowie die Preisfindung in der deutschen Gebotszone zur \r\nFolge haben, dass der Strompreis ein geeigneter Indikator für den Anteil erneuerbarer Erzeu\r\ngung (und damit niedriger CO2-Intensität des Netzstroms) ist. In Zeiten niedriger (oder negati\r\nver) Strompreise ist die Einspeisung aus Erneuerbaren Energiequellen oft so hoch, dass Anla\r\ngen abgeregelt werden müssen. Hierbei haben Elektrolyseure das Potential, Abregelung zu \r\nvermeiden, Überschussstrom zu nutzen und zur Stabilität des Stromnetzes beizutragen. Die \r\nStrombezugskriterien senken das Potenzial der Elektrolyse, zur Stabilität des Stromnetzes bei\r\nzutragen. Der Delegierte Rechtsakt erlaubt grundsätzlich die Nutzung von ansonsten abgere\r\ngeltem Strom. Durch die Unvorhersehbarkeit der dabei anfallenden Strommengen, bleibt das \r\nzusätzliche Abschließen von Power Purchase Agreements (PPAs) aber unverzichtbar, um die \r\nAuslastung der Elektrolyseure zu erhöhen. Die ab 2030 geltende stündliche Korrelation verhin\r\ndert dann, dass der Elektrolysebetrieb einen systemischen Mehrwert hat, da er sich an die \r\nspezifischen Erneuerbaren-Energien-Anlagen (EE) unter Vertrag halten muss.  \r\nDas Beibehalten der monatlichen Korrelation würde die THG-Emissionen in der Wasserstoff\r\nproduktion reduzieren. Grund hierfür ist, dass Wasserstoffproduzenten flexibel innerhalb ei\r\nnes Monats ihre Stromnutzung optimieren können. Beispielsweise könnten Elektrolysebetrei\r\nber in Zeiten hoher Strompreise und hoher CO₂-Emissionen ihre Produktion drosseln und \r\ndiese auf Zeiten von niedrigeren Preisen und höherem EE-Anteil verlegen. Die stündliche Kor\r\nrelation setzt voraus, dass pro Stunde genug EE-Strom vorhanden ist. Höhere Mengen an EE\r\nStrom im Netz können somit nicht aufgefangen werden, wodurch weiterhin Abregelungen \r\nvorgenommen werden müssen.  \r\nLaut einer BMWK-Studie zur Systementwicklungsstrategie reicht eine marktorientierte Be\r\ntriebsweise aus, um CO₂-Emissionen zu senken. Ohne monatliche Korrelation könnten 2030 \r\nSeite 6 von 11 \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\netwa 20 % mehr Emissionen entstehen, da Elektrolyseure ihren Stromverbrauch nicht mehr an \r\nniedrigen Preisen orientieren könnten.8 \r\nDie stündliche Korrelation erschwert außerdem die Integration der Wasserstoff-Wertschöp\r\nfungskette ins Energiesystem. In einigen Mitgliedsstaaten sind hohe Netzstromemissionen für \r\nSpeicher, Terminals und Cracker problematisch. Eine flexiblere Regelung würde das Netz stabi\r\nlisieren und die Wasserstofflieferkette entlasten. Zudem hemmt die Pflicht, ab 2028 aus\r\nschließlich PPAs mit zusätzlichen EE-Anlagen abzuschließen, die Marktintegration älterer EE\r\nAnlagen. Zudem verhindern Markt- und regulatorische Unsicherheiten das Abschließen lang\r\nfristiger PPAs über zehn Jahre, obwohl diese für die Finanzierung neuer EE-Anlagen entschei\r\ndend wären. \r\nAbschließend verhindern die Kriterien der stündlichen Korrelation und Zusätzlichkeit nicht nur \r\nden systemischen Mehrwert von Elektrolyse und stehen der Marktintegration von EE-Anlagen \r\nentgegen, sondern führen insbesondere durch ihre Kombination zu erheblichen Mehrkosten \r\nfür die Wasserstofferzeugung. Um Elektrolyseurkapazitäten wirtschaftlich zu optimieren, also \r\nmöglichst viel Auslastung der Anlagen zu erreichen, müssen Projektierer breite Portfolios an \r\nPPAs mit EE-Anlagen abschließen. Das Einhalten der zeitlichen Korrelation, bei einer gleichzei\r\ntig notwendigen Ausweitung des PPA-Portfolios, macht es notwendig, dass eine deutlich grö\r\nßere Kapazität an PPAs unter Vertrag genommen werden muss als notwendig. Dies erhöht die \r\nKosten und das (Preis-) Risiko des Strombezugs.  \r\nDamit steigen beim verpflichtenden Abschluss von PPAs, welche die stündliche Korrelation \r\neinhalten und das Zusätzlichkeitskriterium erfüllen, die Strombezugskosten, wie oben be\r\nschrieben, um ca. 2,40€ pro Kilogramm. Dies muss wiederum mit zusätzlicher Subventionie\r\nrung abgefedert werden. \r\n3 Notwendige Anpassungen am Regulierungssystem \r\nEin wichtiger und in diesem Stadium notwendiger Katalysator zum Erreichen des Ziels des \r\nWasserstoffhochlaufs in der EU ist eine Anpassung der Regelungen der strengen Strombezugs\r\nkriterien laut delegiertem Rechtsakt 2023/1184 (s. Ausweitung auf alle Anwendungssektoren \r\nneben Verkehrssektor durch Delegierten Rechtsakt 2024/1408), welcher aufbauend auf der \r\n8Abschlussbericht im Auftrag des BMWK: „Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff“, Systemdienli\r\nche Integration von grünem Wasserstoff. \r\nSeite 7 von 11 \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\nErneuerbaren-Energien-Richtlinie (2018/2001) die Unionsmethode für die Erzeugung flüssiger \r\noder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) festlegt.  \r\nDie im Artikel 27 der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED III) festgelegte Überprüfung der \r\nDelegierten Rechtsakte zum 1. Juli 2028 in Berichtsform kommt deutlich zu spät, um einen po\r\nsitiven Einfluss auf Investitionsentscheidungen zu haben. Der BDEW spricht sich für eine deut\r\nlich frühere Anpassung, spätestens bis 2026, aus. Dies ist ein wichtiger Schritt, um die für die \r\nDekarbonisierung notwendigen Mengen an Wasserstoff zu erreichen. Eine enge Fassung der \r\nKriterien, bereits zu einem frühen Zeitpunkt, gefährdet den Hochlauf der Wasserstoffwirt\r\nschaft. \r\nKonkret fordert der BDEW, dass die Scharfstellung der Vorgaben zu Zusätzlichkeit sowie das \r\nFesthalten an der monatlichen zeitlichen Korrelation (anstatt Wechsel auf stündlich ab 2030) \r\nangepasst wird. Die deutsche Bundesregierung hat ihre Position durch ein Schreiben von Bun\r\ndesminister Habeck an die ehemalige EU-Energiekommissarin Simson im September 2024 vor\r\ngebracht. Die darin geforderte Verschiebung der Scharfstellungen des Zusätzlichkeitskriteri\r\nums (von Anfang 2028 auf Ende 2035) unterstützt auch der BDEW. Den von Bundesminister \r\nHabeck vorgebrachten Vorschlag, das Kriterium der zeitlichen Korrelation um ein Jahr zu ver\r\nschieben, stuft der BDEW jedoch als unzureichend ein. Der BDEW fordert, dass die Korrelation \r\nbei monatlich bleibt und nicht auf stündlich verschärft wird. Sollte dies nicht geschehen, muss \r\nzumindest eine Verschiebung der Scharfstellung der stündlichen Korrelation, analog zur Ver\r\nschiebung der Zusätzlichkeit, auf 2035 erfolgen. In jedem Fall sollte der Mehrwert der Scharf\r\nstellung auf eine stündliche Korrelation des Strombezugs bzgl. der CO2-Einsparung generell, \r\nunter Beachtung der obengenannten Markt- und Emissionseffekte, geprüft werden. Zugleich \r\nsollte mehr Flexibilität für die Berechnung der CO2-Emissionen bei der H2-Produktion geschaf\r\nfen werden.  \r\nDie Ausnahme von den Strombezugskriterien bei Erreichen eines EE-Anteils im Stromnetz \r\nsollte von 90 % auf 80 % abgesenkt werden. Eine solche Anpassung würde die Produktion von \r\nerneuerbarem Wasserstoff deutlich erleichtern und zugleich kosteneffizienter gestalten. Ins\r\nbesondere in der aktuellen Anfangsphase des Wasserstoffhochlaufs ist eine praxistaugliche \r\nund investitionsfreundliche Ausgestaltung der Strombezugskriterien entscheidend, um ausrei\r\nchend Produktionskapazitäten für erneuerbaren Wasserstoff aufzubauen. Die bestehende 90 \r\n%-Schwelle ist zu restriktiv und droht, den Hochlauf unnötig zu verzögern. Eine Absenkung auf \r\n80 % würde die regulatorischen Anforderungen besser an die tatsächlichen Entwicklungen der \r\neuropäischen Stromsysteme anpassen und zugleich die europäische Anschlussfähigkeit stär\r\nken. Darüber hinaus könnten vorhandene erneuerbare Strommengen systemdienlicher \r\nSeite 8 von 11 \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\ngenutzt werden. Außerdem könnten Elektrolyseure flexibler auf hohe Einspeisemengen er\r\nneuerbarer Energien reagieren und dadurch Netzengpässe reduzieren. In der Folge würde sich \r\ndie Notwendigkeit von Redispatch-Maßnahmen sowie die Abregelung erneuerbarer Erzeu\r\ngungsanlagen verringern. Insgesamt kann eine solche Anpassung einen wichtigen Beitrag leis\r\nten, um den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu beschleunigen, Systemkosten zu senken \r\nund die Integration erneuerbarer Energien effizienter zu gestalten. \r\nZudem sollten bei der Berechnung der EE-Anteile im Strombezug auch importierte Strommen\r\ngen differenziert betrachtet werden. Derzeit werden Stromimporte pauschal als Graustrom \r\nangerechnet, obwohl importierter erneuerbarer Netzstrom zur Dekarbonisierung beiträgt. \r\nEine sachgerechte Anrechnung nachgewiesen erneuerbarer Stromimporte würde dazu beitra\r\ngen, den notwendigen Schwellenwert praktikabler zu erreichen und die Integration des euro\r\npäischen Strombinnenmarkts angemessen zu berücksichtigen. \r\nAls zusätzliche Erfüllungsoption sollte eine stundenscharfe Bilanzierung der CO2-Intensität so\r\nwie des EE-Anteils bei Strombezug aus dem Stromnetz für erneuerbaren bzw. kohlenstoffar\r\nmen H2 möglich sein (bislang nur auf Jahresbasis). Darunter versteht sich die Ermittlung der \r\nCO2-Intensität bzw. des EE-Anteils im Netzstrom in möglichst granularer Form (z.B. auf Basis \r\nder sog. day-ahead Vorhersage der Übertragungsnetzbetreiber). Dies ist erforderlich, um die \r\nverursachten Emissionen möglichst realitätsnah abzubilden und eine verbesserte Steuerungs\r\nwirkung zur Nutzung von Netzstrom in Zeiten hoher EE-Strom-Verfügbarkeiten zu ermögli\r\nchen. Dies würde dafür sorgen, dass auch in Gebotszonen, die im Jahresdurchschnitt noch \r\neine recht hohe CO2-Intensität im Strommix aufweisen, die Stundenzahl zusätzlich ausge\r\ndehnt werden könnte, in der RFNBO-konformer Wasserstoff produziert werden könnte. Die \r\nH2-Produktionskosten könnten somit zusätzlich gesenkt werden. Durch die stundenscharfe \r\nBilanzierung würde ein zusätzlicher Anreiz für eine systemdienliche Fahrweise von Elektroly\r\nseuren entstehen.  \r\n4 Zielbild  \r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist essenziell, um die europäischen Klimaziele zu errei\r\nchen, die industrielle Basis zu erhalten und die Sektorkopplung voranzutreiben. Doch die der\r\nzeitigen regulatorischen Rahmenbedingungen bremsen diesen Hochlauf aus – insbesondere \r\ndie hohen Wasserstoffgestehungskosten, die aus den strengen Strombezugskriterien resultie\r\nren. Ohne Anpassungen wird es nicht gelingen, das Delta zwischen Angebot und Nachfrage zu \r\nschließen und die ambitionierten Ziele für 2030 zu erreichen. Gleichzeitig muss auch die Aus\r\ngestaltung der Kriterien für die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff pragmatisch \r\nund somit ermöglichend ausfallen, da diese Mengen ebenso zur Angebotsseite beitragen und \r\nSeite 9 von 11 \r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff \r\nauf diese Weise das Gesamtsystem stabilisieren und Kosten reduziert werden. Der BDEW hat \r\nim Oktober 2024 eine ausführliche Positionierung hierzu veröffentlicht. \r\nEin pragmatischer und kosteneffizienter Lösungsansatz wäre daher eine Anpassung oder zu\r\nmindest eine Verschiebung der Scharfstellungen der Strombezugskriterien, ohne dabei die \r\nnotwendigen CO₂-Einsparungen zu gefährden. Dies würde nicht nur Investitionen erleichtern, \r\nsondern auch die Wettbewerbsfähigkeit der EU auf dem globalen Markt sichern. Gleichzeitig \r\nmuss die internationale Anschlussfähigkeit der EU-Vorgaben gewährleistet sein. Deutschland \r\nwird perspektivisch bis zu zwei Drittel seines Wasserstoffbedarfs durch Importe decken – da\r\nher dürfen regulatorische Vorgaben keine unnötigen Hürden für Importkorridore schaffen. \r\nNationale Erzeugungsprojekte sind ein integraler Bestandteil des EU-weiten Wasserstoff\r\nmarkthochlauf und somit inhärent mit der Importförderung verflochten. Vor diesem Hinter\r\ngrund spricht sich der BDEW dafür aus, die Ausnahme von den Strombezugskriterien bei Errei\r\nchen eines EE-Anteils im Netz von 90% auf 80 % abzusenken, um den Wasserstoffhochlauf ef\r\nfektiv zu beschleunigen. \r\nDie Anpassung der Übergangsphasen der strengen Strombezugskriterien wäre ein entschei\r\ndender Hebel, um den Markthochlauf zu beschleunigen. Dies ist nicht nur im Interesse \r\nDeutschlands, sondern auch für die europäischen Partner von zentraler Bedeutung.  \r\nSeite 10 von 11 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015839","regulatoryProjectTitle":"Regelungsvorschläge zur Sicherung und Diversifizierung der Gasversorgung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a2/cd/506767/Stellungnahme-Gutachten-SG2504090001.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 26. März 2025\r\nPositionspapier\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\n\r\n\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 15\r\nInhalt\r\n1 Ausgangslage und Zusammenfassung ........................................................3\r\n2 Deutschland im internationalen Gasmarkt .................................................4\r\n2.1 Status quo: Herkunft des Erdgasverbrauchs in Deutschland:...............4\r\n2.2 Infrastruktur des deutschen Gasmarkts................................................6\r\n3 Fokus sichere und diversifizierte Gasversorgung ........................................7\r\n4 Rahmenbedingungen.................................................................................9\r\n5 Handlungsempfehlungen.........................................................................11\r\n5.1 Vielfalt der Gashändler nutzen.........................................................11\r\n5.2 Flankierung durch die Bundesregierung..........................................12\r\n5.3 Energiepartnerschaften breiter und nachhaltig anlegen....................13\r\n5.4 Garantie und Finanzierungsinstrumente auflegen .............................15\r\n5.4.1 Grundsätzliche Anforderungen ...........................................................15\r\n5.4.2 Finanzierungsinstrumente für den Import von Erdgas/LNG...............15\r\n5.5 Den EU-Energiebinnenmarkt stärken..................................................15\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 15\r\n1 Ausgangslage und Zusammenfassung\r\n› Die Akzeptanz der Gesellschaft und die Produktivität der Wirtschaft hängt an der Bezahlbarkeit der Energie(wende). Der ökonomische Druck auf die Energiewirtschaft wird\r\nkünftig wachsen und eng mit der Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie verbunden sein. Die Europäische Kommission hat die Herausforderungen der geopolitischen Entwicklungen anerkannt und im Februar 2025 den „Affordable Energy Action\r\nPlan“ sowie den „Clean Industrial Deal“ vorgestellt, um die Energiepreise zu senken und\r\ndie Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie zu verbessern. Das BDEW-Positionspapier greift die Diskussion zu den geopolitischen Herausforderungen bei der Sicherung der Gasversorgung auf und geht auf die Entwicklungen des internationalen Wettbewerbs ein.\r\n› Laut Draghi Report ist die Plattform „Aggregate EU“ in seiner aktuellen Form nicht ausreichend. Nach den Vorstellungen des Reports soll die gemeinsame Beschaffung – zumindest für LNG – gestärkt werden. Dieser Vorschlag ist problematisch, da so die Flexibilität, Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit im Energiemarkt eingeschränkt werden\r\nkönnte. Auch das Ziel einer wettbewerbsfähigen und verlässlichen Preisstellung wird so\r\nnicht gerecht.\r\n› Die Energieunternehmen haben einen großen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa nach Beginn des russischen Angriffskrieges auf\r\ndie Ukraine in den vergangenen zwei Jahren erfolgreich auf ein neues Fundament gestellt werden konnte. Es wurden in kurzer Zeit Lieferbeziehungen zu neuen Lieferländern aufgebaut, Vereinbarungen mit anderen Lieferländern erweitert und in Rekordzeit\r\nLNG-Terminals und die notwendigen Anbindungsleitungen errichtet.\r\n› Sowohl die Gasmärkte in Deutschland und Europa, als auch der globale LNG-Markt sind\r\nvon hohem Wettbewerb geprägt. Sie funktionieren derzeit gut und zuverlässig. Die Abkopplung der europäischen Gasversorgung von russischem Pipelinegas und die Hinwendung zum globalen LNG-Markt erhöht allerdings die LNG-Nachfrage und damit die Konkurrenz mit Asien. Es besteht zudem Unsicherheit aufgrund geopolitischer Unwägbarkeiten sowie hinsichtlich der US-amerikanischen LNG-Mengen und der aktuellen Entwicklungen in der Handelspolitik.\r\n› Der BDEW spricht sich für eine Reihe von Handlungsempfehlungen aus. Aufbauend auf\r\nden Marktmechanismen des freien Handels sollte das „Riskwarehousing“ der Gashändler weiterhin genutzt werden. Markteingriffe in den Handel werden kritisch gesehen.\r\nDes Weiteren ist die Unterstützung der Bundesregierung u.a. im Rahmen von Energiepartnerschaften für die Importeure wichtig beim Aufbau von langfristigen\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 15\r\nLieferbeziehungen. Es bedarf ferner eines Commitments zu Erdgas als Brücke hin zu\r\nkohlenstoffarmen und erneuerbaren Gasen und zum Abbau regulatorischer Hürden,\r\nwie der Methanemissionsverordnung.\r\n2 Deutschland im internationalen Gasmarkt\r\nDurch die ökonomischen und politischen Entwicklungen seit 2022 sind drei Aspekte der Gasversorgung deutlich stärker in den Fokus des politischen Handelns gerückt:\r\n• Sicherung und Diversifizierung der Gasversorgung, um Konzentrationsrisiken bei einzelnen Lieferländern zu vermeiden.\r\n• Bezahlbarkeit sowohl für private Endkunden als auch für die energieintensive Industrie, für die Erdgas als Rohstoff dient.\r\n• Sicherstellen der Integrität und Transparenz der europäischen Gasmärkte.\r\nDie Europäische Kommission hat diese Herausforderungen durch verschiedene Aktionspläne\r\nadressiert: den Clean Industrial Deal zur Sicherstellung der Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie und den Affordable Energy Action Plan mit Maßnahmen zur Gewährleistung\r\nbezahlbarer Energie. Diese Pläne adressieren den zweiten der oben genannten Punkte. Der\r\ndritte ist Thema der aktuellen Novellierungen von REMIT und MiFID II. Der erste Punkt ist\r\nThema dieses Papiers.\r\n2.1 Status quo: Herkunft des Erdgasverbrauchs in Deutschland:\r\nIm Jahr 2024 kam knapp die Hälfte des in Deutschland verbrauchten Erdgases aus Norwegen.\r\nUnd dies mit hoher Zuverlässigkeit. Das Land wird auch künftig der wichtigste und größte Lieferant bleiben. Jedoch muss die deutsche Gasversorgung allein als Lehre aus der Gaspreiskrise\r\n2022 weiter diversifiziert werden, um Produktions- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ohne Kompromittierung der Versorgungssicherheit ausgleichen zu können.\r\nÜber die Grenzübergangspunkte v.a. mit den Niederlanden, Belgien, Frankreich und Dänemark wurde rund ein Drittel des Gasverbrauchs importiert. Das sind zum Großteil ebenfalls\r\nLNG-Mengen, die über Terminals aus den Nachbarländern importiert und nach Deutschland\r\ntransportiert werden. Die genauen Ursprungsländer dieser LNG-Mengen lassen sich nicht einfach akkurat feststellen.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 15\r\nDirekte LNG-Importe über die deutschen Terminals hatten 2024 einen schwankenden Anteil\r\nam deutschen Erdgasverbrauch von rund 12 Prozent im Frühsommer und um die sieben Prozent im Winter 2024. Der überwiegende Teil der direkten deutschen LNG-Importe stammt mit\r\neinem Anteil von 87 Prozent aus den USA. Auch wenn die USA mit Abstand der wichtigste\r\nLNG-Lieferant für Deutschland sind, ist dessen künftige Rolle für den deutschen Gasmarkt derzeit schwer vorhersehbar.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 15\r\nDie heimische Produktion in Deutschland und Europa ist rückläufig. Die inländische Förderung\r\ndeckt in Deutschland fünf Prozent des Bedarfs, weitere fünf Prozent werden aus niederländischer Förderung importiert.\r\nDie Bedeutung von Biogas und Biomethan in Europa steigt hingegen kontinuierlich. Für eine\r\nweitere Skalierung braucht es ähnlich wie in einigen anderen EU-Staaten aber zusätzliche Impulse aus der deutschen Bundespolitik.\r\n2.2 Infrastruktur des deutschen Gasmarkts\r\nIm Ergebnis dieser neuen Importstrukturen ist der Anteil des spotmarkt-bepreisten Gases in\r\nDeutschland heute weit höher als in der Vergangenheit. Langfristverträge über 15-25 Jahre,\r\ndie früher die Grundlast im Gasmarkt gestellt haben, sind heute marginal. Dadurch entsteht\r\nein höheres Exposure gegenüber den Spotmärkten und deren kurzfristigen, volatilen Preisschwankungen.\r\nZu den Assets Deutschlands zählen das gute Pipelinenetz, das die Bundesrepublik mit den\r\nNachbarländern verbindet, die LNG-Terminalinfrastruktur, die Gasspeicher sowie der Zugang\r\nzum liquiden, europäischen Gasbinnenmarkt. Allerdings kann das nicht mehr in dem Maße\r\nwie früher in Wert gesetzt werden, denn Transite durch Deutschland sind signifikant zurückgegangen.\r\nDie Entscheidung für den Ausbau der LNG-Terminalinfrastruktur hat Auswirkungen auf dem\r\nMarkt, da LNG ganzjährig verfügbar ist. Importe an deutschen Terminals tragen direkt zur Versorgungssicherheit in Deutschland bei. Das kann auch positive Rückwirkungen auf die Liquidität des deutschen Handelsplatzes haben. Allerdings stehen die deutschen LNG-Importkapazitäten auch im Wettbewerb mit Import-Terminals in den Nachbarländern (u.a. durch Gebührenstrukturen, Refinanzierungsmöglichkeiten, und Energieverbräuche bei der Regasifizierung).\r\nUnabhängig von der Auslastungssituation der LNG-Importterminals können saisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen überwiegend durch Speicher ausgeglichen werden. Durch den Ausbau von LNG-Importen und die Nutzung von Gasspeichern kann die Abhängigkeit von einzelnen Lieferländern reduziert werden. Diese Faktoren machen Gasspeicher\r\nzu einem wesentlichen Bestandteil der Energieinfrastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten. Aus Sicht des BDEW waren die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Dies hat nach der Reduzierung bzw. Einstellung der russischen Gaslieferungen zur Versorgungssicherheit in den Wintermonaten beigetragen. Die Energieunternehmen haben einen\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 15\r\ngroßen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa in den\r\nvergangenen drei Jahren erfolgreich auf ein neues Fundament gestellt werden konnte. Es\r\nkonnten neue Importquellen erschlossen und die Importinfrastruktur erfolgreich erweitert\r\nwerden. Die starren, gesetzlichen Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher wirken inzwischen\r\nkontraproduktiv. Eine staatliche Marktintervention durch die gesetzlichen Vorgaben hat großen Einfluss auf das Marktverhalten und zeigt sich als Fehlanreiz in Bezug auf die saisonale\r\nEindeckung und Speichernutzung. Die Füllstandsvorgaben führen zu insgesamt höheren Endverbraucherpreisen für Industrieabnehmer, private Haushalte und alle anderen Letztverbraucher.\r\n3 Fokus sichere und diversifizierte Gasversorgung\r\nDeutschlands Gasversorgung ist im globalen LNG-Markt und gegenüber Spotmarktentwicklungen exponiert. Neben der Nachfrageentwicklung in Deutschland und Europa sind deswegen\r\nauf der hier im Fokus stehenden Angebotsseite kurz- und mittelfristig eine Reihe von Faktoren\r\nmitzudenken. Vor allem aber gilt, dass der Einfluss der (Geo-)Politik auf die Gasmärkte so hoch\r\nist wie schon sehr lange nicht mehr. Zu den wichtigsten Themen zählen:\r\n- Verfügbarkeit des globalen LNG-Angebots;\r\n- Zukünftige Ausrichtung der US-LNG-Exportpolitik;\r\n- Geopolitische Entwicklungen zwischen den USA, Russland, Europa und der Ukraine;\r\n- EU-Sanktionspolitik sowie US-Sanktionspolitik gegenüber Russland;\r\n- Geopolitische Entwicklungen im Nahen und Mittleren Osten;\r\n- Chinas Politik und Handelsstrategie;\r\n- Sicherheit europäischer Importinfrastrukturen.\r\nGrundsätzlich wirkt ein höheres Angebot an LNG preisdämpfend in den europäischen Gasmärkten. Genaue Preiseffekte lassen sich nur schwer abschätzen, da die Preisbildung in den\r\nGasmärkten von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird, insbesondere vom globalen LNGMarkt, aber auch von der generellen Entwicklung der Gasnachfrage und damit auch den strukturellen Veränderungen insbesondere im Wärmemarkt, der Industrie und in der Stromerzeugung, Verfügbarkeit und Füllstände der europäischen Gasspeicher, Witterungseffekte, konjunkturelle Entwicklung etc.\r\nDerzeit gibt es laut IEA LNG-Projekte mit einem Volumen von zusätzlich 250 bcm Verflüssigungskapazität pro Jahr bis 2030, die derzeit im Bau sind oder deren finale Investitionsentscheidung getroffen wurde (Inbetriebnahmen vor allem zwischen 2025 und 2027). Das entspricht fast der Hälfte der heute verfügbaren Verflüssigungskapazität. Mehr als die Hälfte dieser Projekte befinden sich in den USA oder in Katar. Die IEA geht davon aus, dass die damit\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 15\r\nverbundene Angebotsausweitung in eine Phase fallen wird, in der die Gasnachfrage nur noch\r\ngeringfügig steigt oder langsam stagniert. Das könnte einerseits heißen, dass die zusätzlichen\r\nProjekte preisdämpfend wirken und die Versorgungssicherheit erhöhen. Andererseits werden\r\nsich auch geplante Terminals nicht automatisch materialisieren, sondern benötigen Abnahmeverträge und die Aussicht auf Nachfrage dahinter. Die IEA geht außerdem davon aus, dass\r\nrund ein Drittel der neuen Mengen über den Spotmarkt ohne langfristige Lieferverträge vermarktet werden.\r\nAuch die Energiemärkte sind nicht abgekoppelt von den Polykrisen und der neuen geopolitischen Dynamik. Dazu zählt die Aufrüttelung des Status Quo durch die USA. LNG droht zunehmend als Machtwährung eingesetzt zu werden, um eigene nationale Interessen durchzusetzen. Gaslieferungen können aber auch Teil eines Großmachtausgleichs zwischen Russland und\r\nden USA werden. All dies schürt eine fast beispiellose Unsicherheit für die Marktteilnehmer.\r\nGeoökonomisch besteht Unklarheit, wann und an welcher Stelle Nationalstaaten, z.B. mit Zöllen oder Handelsbeschränkungen, in den freien Markt eingreifen könnten. Die Ausrichtung der\r\nUS-LNG-Exportpolitik ist von hohen Unwägbarkeiten geprägt. Ein größeres Angebot an weltweitem LNG ist eine Möglichkeit, den Druck aus dem Markt zu nehmen und wirkt sich ggf. sogar preissenkend aus. Es lassen sich vor dem Hintergrund der anscheinend fehlenden langfristigen Strategie der US-amerikanischen Energiepolitik schwer sichere Voraussagen für die LNGImporte nach Deutschland machen. Das während der Biden-Administration verfügte Moratorium zum Neubau von LNG-Terminals wurde von der Trump-Administration aufgehoben. Auch\r\nentsteht über die neue Administration und ihre Handelspolitik Druck, mehr LNG aus den USA\r\nzu importieren. Gleichzeitig könnte eine protektionistische und transaktionale Politik unter\r\ndem Leitbild „Energie-Dominanz“ auch in kurzfristige Kurskorrekturen münden.\r\nAuch die geopolitische Situation in Europa trägt zu bestehenden Unsicherheiten bei. Es ist abzuwarten, inwieweit die Verhandlungen zwischen Russland und den USA (mit oder ohne Einbindung der Ukraine und der Europäischen Union) auf die Wiederaufnahme russischer Energieimporte zurückwirken. Diese Wiederaufnahme von Gasimporten aus Russland wird von der\r\nEU-Kommission zum aktuellen Stand ausgeschlossen. Einerseits besteht die Möglichkeit, dass\r\nrussisches und US-LNG künftig um Marktanteile in Europa (wieder) konkurrieren, andererseits\r\nhaben sowohl die EU als auch die USA laufende Sanktionen und weitere Maßnahmen gegen\r\nRussland in der Planung.\r\nZudem führt die Situation im Nahen und Mittleren Osten zu Unsicherheiten auf den Märkten.\r\nFür die Verfügbarkeit von Mengen auf dem globalen Markt ist die sich entwickelnde Rolle Chinas nicht nur als Nachfrager, sondern auch als Handelsakteur mit Speichern und Portfolien\r\nprägend. Chinesische Staatsunternehmen bilden ein Handelsportfolio und weiten ihre Aktivitäten aus.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 15\r\nIn dem Maße wie Geopolitik den Handel von Gas und LNG weiter beeinflusst, können sich\r\nHandelsströme verschieben, der globale LNG-Markt verengen oder Konkurrenzen entstehen.\r\nDie mittel- und langfristigen Auswirkungen von Verwerfungen bei LNG-Lieferungen sind\r\nschwer abschätzbar, da diese nicht nur durch den Ausbau der LNG-Exportterminals, insbesondere in den USA und Qatar bedingt sind. Entscheidend sind auch die Entwicklung der Lieferungen aus europäischem Pipeline-Gas (Norwegen, Vereinigtes Königreich und inländische Produktion), die Diversifizierung der deutschen LNG-Importe auch durch langfristige Lieferverträge, die mittel- bis langfristige Entwicklung des Erdgasverbrauchs in Deutschland und Europa, russische und aserbaidschanische Gaslieferungen nach Südosteuropa bzw. die Notwendigkeit deutscher Transitflüsse in Richtung Südosteuropa, direkte Gasflüsse aus Nordafrika,\r\naber auch der Hochlauf eines europäischen Wasserstoffmarktes und Errichtung von H2-Infrastrukturen.\r\n4 Rahmenbedingungen\r\nUm die ausreichende und wettbewerbsfähige europäische und deutsche Versorgung mit Gas\r\nsicherzustellen, gilt es, zügig verbesserte Rahmenbedingungen und Planungssicherheit für die\r\nBeschaffung an internationalen Märkten und den Umgang mit den beispiellosen Unwägbarkeiten zu schaffen.\r\nFür den Umgang mit den aktuellen Unwägbarkeiten und geopolitischen Krisen ist es besonders wichtig, den Handlungsspielraum der Unternehmen zu vergrößern. Diese müssen in der\r\nLage sein, den Handel aktiv mitzugestalten, physische Verfügbarkeiten zu sichern und ein flexibles Portfolio-Management zu betreiben. Hierfür sollten den Unternehmen möglichst viele\r\nInstrumente zur Verfügung stehen, um auf die Entwicklungen der globalen Märkte zielgerecht\r\nantworten zu können.\r\nKurzfristig ist klar, dass es eines erhöhten LNG-Bezugs bedarf, mittel- und längerfristig sollte\r\ndie Nachfrage zu im internationalen Vergleich bezahlbaren Kosten gedeckt werden und die\r\nVersorgung sicher sein. Diese Ziele stehen aber im Spannungsverhältnis zum Ziel der Klimaneutralität.\r\nMarkteingriffe wie die gemeinsamen Einkaufsplattformen, Preisobergrenzen, staatliches\r\nHedging oder die staatlichen Eingriffe in die Bepreisung wie sie teilweise im Draghi-Bericht\r\nvorgeschlagen werden, sind hingegen höchstkritisch zu sehen; sie wirken kontraproduktiv.\r\nAufgabe des Staates ist es, verlässliche und klare Rahmen- und Ausgangsbedingungen zu bilden, die einen funktionierenden Markt und Wettbewerb erlauben.\r\n› Der Wettbewerb von Unternehmen im Bereich Handel und Beschaffung ist wichtig für\r\ndie Diversifizierung.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 15\r\n› Es gilt eine Diversifizierung nicht „weg von“, sondern hin zu zusätzlichen Aufkommen zu\r\nbetreiben. Die Diversifizierung sollte Pipeline- und LNG-Gas umfassen.\r\nDer Sicherung von pipeline-gebundenen Gasimporten, der Vorhaltung einer ausreichenden\r\nLNG-Regasifizierungskapazität, ein attraktiver regulatorischer Rahmen, der sich in den Nutzungsbedingungen dieser Infrastrukturen widerspiegelt, sowie Security-of-Supply (SoS)-Instrumenten kommen entsprechend herausragende Bedeutung zu.\r\nDie Ausgestaltung des Regulierungsrahmens muss eine sinnvolle Balance von staatlicher Absicherung und marktlichen Anreizen sicherstellen. Zu strikte Vorgaben z.B. bei den Füllstandszielen für Gasspeicher und die Möglichkeit staatlicher Befüllung kann zur Einpreisung dieser\r\nExternalität in den Markt führen und damit die Versorgungssicherheit bzw. die Preisstabilität\r\ngefährden.\r\nAndere europäische Abnehmer (v.a. aus Frankreich und Italien) kombinieren den Abschluss\r\nvon Gasverträgen mit Upstream-Investments, was für deutsche Gashandels-Unternehmen, die\r\nnicht in der Exploration und Förderung von Öl- und Gasvorkommen aktiv sind, kaum vergleichbar möglich ist. Über diese Upstream-Investments werden jedoch substanzielle Mengen für\r\nden Markt gesichert.\r\nEinige Rahmenbedingungen wirken teilweise begrenzend und bieten nicht ausreichend Planungssicherheit für die Beschaffung von Gas. Regulierung steht im Konflikt zu Marktbedingungen:\r\n› Vertragslaufzeiten vs. Klimaneutralität 2045: Langfristverträge über 15-25 Jahre ermöglichen das Aushandeln besserer Bedingungen und sichern ein gewisses Preisniveau ab,\r\nstehen aber im Konflikt mit den Zieldaten und dem Auslaufpfad bei der Dekarbonisierung. Solche Langfristverträge ermöglichen oft erst die Erschließung von Ressourcen\r\nund die Tätigkeit von Investitionen, die zu Lieferungen von LNG in den Folgejahren führen. Investoren in Gasfelder und LNG stehen daher vor einem Dilemma, wenn potenziell attraktive Investitionen sich über zu kurze Vertragslaufzeiten nicht amortisieren.\r\nAufgrund des daraus resultierenden Investitionsattentismus könnte eine Unterversorgung für potenzielle Abnehmerländer wie Deutschland resultieren.\r\n› Außerdem besteht zwar ein klares Commitment auf Klimaneutralität 2045. Dabei sind\r\nallerdings die Rolle von Pipelinegas, LNG, aber auch Biomethan sowie der Übergang zu\r\nWasserstoff aus Methanspaltung/ Pyro-/Plasmalyse, für CCS und der Übergang zu grünem Wasserstoff und Derivaten nicht klar formuliert. Das Auseinanderklaffen von Zielen mit dem Stand der Umsetzung führt zu Unsicherheit über die künftigen Rahmenbedingungen und Realisierbarkeiten. Das begrenzt Entscheidungsfähigkeit der Unternehmen und damit Handlungsmöglichkeiten. Die Gasnachfrage in Deutschland erschwert\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 15\r\nein verlässliches Commitment, Erdgas/LNG für den langfristigen Zeitraum zu beziehen.\r\nDies ist aber Voraussetzung für den Abschluss langfristiger Lieferverträge. Bei kontinuierlicher Zielveränderung können nur kurzfristige und damit möglicherweise unattraktivere Lieferungen vereinbart werden, was die Energieversorgung in Deutschland verteuert.\r\n› Indirekte Auswirkungen auf die Nachfrage und Angebot von Pipelinegas und LNG ergeben sich absehbar aus der Einführung des EU-Emission Trading System (ETS) 2 ab voraussichtlich 2027 und durch die Methanemissionsverordnung. Die Methanemissionsverordnung sieht ab 2025 eine stufenweise Verschärfung der Anforderungen an Gasimporte beginnend mit Berichtspflichten, gleichwertigen Anforderungen an Vorkettenemissionen von Gasimporten im Vergleich zu Emissionen innerhalb der EU und schließlich ab 2030 verpflichtenden Methanintensitäten vor. Insbesondere könnte sich die Methanemissionsverordnung als restriktiver Faktor erweisen, vor allem dann, wenn in den\r\nUSA die Umwelt- und Klimaschutzvorgaben durch die neue Administration gelockert\r\nwerden, aber gleichzeitig die Anforderungen an europäische Importeure aus der Methanemissionsverordnung greifen. In der Praxis zeigen sich allerdings trotz der schrittweisen Einführung bereits heute konkrete Auswirkungen in Verhandlungen mit wichtigen Lieferländern. Besonders der Mangel an Klarheit und konkreten Vorgaben zur Umsetzung erzeugt erhebliche Unsicherheit und Zurückhaltung bei zusätzlichen Lieferbeziehungen wie auch bei der Verlängerung bestehender Verträge. Im Ergebnis verknappt\r\ndie EU somit nicht nur potenziell die LNG-Mengen, die in den EU-Markt kommen können, sondern segmentiert den Markt noch in ein „Premium-Segment“ für die EU, was\r\nzusätzlich Preisaufschläge bringt.\r\n› EU-Taxonomie und Vorgaben aus dem Bereich der Sustainable Finance bzw. Environmental Social Governance (ESG) erschweren und verteuern den Zugang zu Fremdkapital\r\nfür Erdgasprojekte. Vorgaben der Finanzmarktregulierung schränken Aktivitäten ein, da\r\npotenzielle Importländer auf sog. Blacklists stehen (Overcompliance), was die Abwicklung von Finanztransaktionen, z.B. Bankgarantien, teuer und umständlich macht.\r\n5 Handlungsempfehlungen\r\n5.1 Vielfalt der Gashändler nutzen\r\n› Importeure, Händler und Midstreamer haben spezifische Kompetenzen. Sie agieren somit für Versorgungssicherheit im Sinne der Marktrationalität. Sie schließen kurzfristige\r\nund langfristige Verträge, diese wiederum reduzieren durch große Gesamtliefermengen\r\nüber die Vertragslaufzeit die mengenspezifischen Transaktions- und Suchkosten und\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 15\r\nschaffen eine wichtige Basisversorgung im System. Unternehmen, die Beschaffung, Eigenhandel und Portfoliomanagement betreiben und damit maßgebliche Mengen aggregieren bzw. poolen können, haben eine entscheidende Funktionen bei der Versorgung\r\nund für den Erhalt eines liquiden Marktes inne. Sie bauen über die Zeit ein unterschiedlich strukturiertes und diversifiziertes Portfolio auf und vermarkten dann ein möglichst\r\nfungibles Gut in Form von unterschiedlichen Produkten über verschiedene Wege\r\n(Börse, OTC). Dieses “Riskwarehousing” ist eine zentrale Leistung für die Abnehmer und\r\nermöglicht ein Abfedern von externen Schocks und eine längerfristige Preisstellung in\r\nden Markt.\r\n› Gemeinsame Einkaufsplattformen wie AggregateEU sind nicht zielführend. Es handelt\r\nsich um ein Instrument der gemeinsamen Beschaffung im Bereich Energie und kritische\r\nRohstoffe, das in der Energiekrise 2022/23 zur Verfügung gestellt wurde. Es sollte nicht\r\nverstetigt werden. Es besteht die Gefahr, dass hier parallel zum eingespielten, funktionierenden Markt ein teurer Mechanismus aufgebaut wird, der letztlich keinen Mehrwert bringt. Die Vielfalt der Gashändler und -importeure, der Produkte und damit\r\nwachsende Liquidität schaffen mehr Wettbewerb auf dem Markt und führen zu wohlfahrtgenerierenden Effizienzvorteilen. Einkaufsplattformen sind mit hohem bürokratischem Aufwand und damit auch zeitlichem Verzug verbunden. Nennenswerte Beschaffungsvorteile haben sich durch die Einführung der Plattform AggregateEU bislang nicht\r\neingestellt.\r\n› Die weitere Diversifizierung der Herkunft von Liefermengen ist zudem ein zentraler\r\nBaustein zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit. In diesem Kontext sollte die\r\nRolle nationaler (Midstream-)Unternehmen hinreichend berücksichtigt werden. Die Unterstützung der Versorgungssicherheit nehmen diese Unternehmen zuverlässig war\r\n(siehe auch BDEW-Positionspapier „Zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer“ vom 20. Dezember 2024).\r\n5.2 Flankierung durch die Bundesregierung\r\n› Es braucht ein verlässliches Commitment zu Erdgas/LNG, damit die deutsche Nachfrage\r\neine Basis für langfristige Importe darstellen kann. Dies ist wichtig für den Abschluss\r\nlangfristiger Lieferverträge. Bei kontinuierlicher Zielveränderung können tendenziell\r\nkurzfristigere und damit wahrscheinlich unattraktivere Lieferungen vereinbart werden.\r\nDas bedeutet einen Wettbewerbsnachteil für die deutsche Industrie auf dem Weltmarkt. Wichtig wäre eine Klärung des Zielkonfliktes durch die Politik, dass einerseits\r\nbessere Vertrags- und Preisbedingungen für Importe eine große und verlässliche\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 15\r\nNachfrage benötigen und andererseits der europäische Gasbedarf aufgrund europäischer CO2-Reduktionsinitiativen kontinuierlich sinkt.\r\n› Die Politik sollte ein Angebot machen, die Importeure bei der Beschaffung von Erdgas in\r\nden attraktiven Ländern auf höchster Ebene bei der Anbahnung von Kontakten zu unterstützen. In vielen Ländern könnte eine Flankierung durch den diplomatischen Dienst\r\nsinnvoll sein. Für den bundesdeutschen Kontext heißt das, dass die Bundesregierung\r\nImporteure dann dort begleiten und vor Ort in den Lieferländern sichtbar unterstützen\r\nwürde. Es braucht hier eine gemeinsame Haltung der beteiligten Ministerien die deutlich macht, dass die Bundesregierung diese unternehmerischen Aktivitäten unterstützt.\r\n› Zentral ist eine verlässliche und wettbewerbsfähige Preisstellung, damit gasverbrauchende Unternehmen für den Übergangszeitraum eine klare Versorgungsperspektive\r\nhaben. Dazu dient ein Mix aus Kurzfrist- und Langfristverträgen (u.a. Indexierung z.B.\r\nmit Henry Hub Preisen) in Verbindung mit Lieferungen nach Deutschland und Europa\r\nals „Delivery Ex Ship“ (DES) in Kombination mit Kapazitätsbuchungen an LNG-Terminals.\r\n› Ferner bleibt die Aufrechterhaltung eigener Gasförderung in Deutschland und Europa\r\nein Beitrag zur Versorgungssicherheit.\r\n› Regulatorische Hürden müssen weiter abgebaut werden. Weitergehende regulatorische Eingriffe über die Finanzmarktregulierung (insbes. MiFID II – Nebentätigkeitsausnahme, Art. 9 REMIT – Niederlassungspflicht von nicht-EU-Händlern, EMIR – ClearingSchwellen und -Pflichten) könnten den Hochlauf ausbremsen und erheblich verteuern.\r\n› Die Rolle der deutschen Infrastruktur sollte gestärkt werden, um Liquidität in Deutschland zu erhöhen. Dazu sollten auch die Rahmenbedingungen für LNG-Terminals in\r\nDeutschland verbessert und im Vergleich mit europäischen Nachbarländern wettbewerbsfähige Entry-Tarife ermöglicht werden.\r\n5.3 Energiepartnerschaften breiter und nachhaltig anlegen\r\n› Deutschland strebt nach außen immer neue Energie- und Klimapartnerschaften, Energiedialoge und Wasserstoffpartnerschaften an, bei denen sich Zuständigkeiten auf verschiedene Ministerien verteilen bzw. durch unterschiedliche Ministerien geführt sind.\r\nAngesichts der Vielzahl der Energie-, Klima- und Wasserstoffpartnerschaften, sowie\r\nEnergiedialogen fehlt es an Klarheit und frühzeitiger Abstimmung mit den Importeuren\r\ndarüber, welche Länder relevant sind.\r\n› Die Bundesregierung vermittelt erste Kontakte für Unternehmen z.B. auf Auslandsreisen. Danach agieren die deutschen Unternehmen ohne weitere Flankierung und\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 15\r\nBegleitung durch Botschaften vor Ort und schnüren vielfach umfassende Projekte, beispielsweise breite Förder-/ Infrastruktur und Exportprojekte statt reiner Gasimportverträge\r\n› Für eine prozedurale Unterlegung wäre Klarheit darüber wichtig, wie Stabilität und Kontinuität gesichert werden können, um aus den Energiepartnerschaften konkrete Projekte zwischen Unternehmen zu entwickeln. Da Erdgas nur für einen Übergangszeitraum bezogen und dann durch grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff und seine\r\nDerivate ersetzt werden soll, helfen kooperative Ansätze mit den Partnerländern. Mit\r\nBlick auf die Versorgungssicherheit ist es somit wichtig, bestehende Erdgaspartnerschaften z. B. mit Norwegen oder Nordafrika, in die Transformation der Gaswirtschaft\r\nhin zu Wasserstoff und Wasserstoffderivaten einzubeziehen und zu transformieren.\r\nDiese können z.B. Phase-in & Phase-out Arrangements oder Überkreuzbeteiligungen an\r\nInfrastrukturen wie Speichern sein.\r\n› Die neuen Energiepartnerschaften sind nicht einfach Export-Import-Beziehungen, sondern sind breiter anzulegen (Technologie- und Energiepartnerschaften) und müssen\r\nneue Importkorridore nachhaltig etablieren.\r\n› Zu prüfen ist auch, ob andere Investitionen – beispielsweise im Bildungswesen, in der\r\nEntwicklungszusammenarbeit, beim Ausbau Erneuerbarer Energien etc. unter Beteiligung des BMZ – möglich sind.\r\n› Europäische Kooperationsabkommen sind ein wichtiges Element der internationalen\r\nZusammenarbeit zur Minderung von Methanemissionen. Sie sind in europäischem Interesse zur Diversifizierung des Gasbezugs bei gleichzeitiger Umsetzung der Methanemissionsverordnung. Diese sieht auch im außereuropäischen Ausland gleichwertige Standards bei Messung, Berichterstattung und Kontrollen von Methanemissionen bei der\r\nGasförderung vor. Ohne Unterstützung können einige Lieferländer diese Gleichwertigkeit nicht auf kurze Frist garantieren.\r\n› Letztlich sollten im Rahmen der Energiepartnerschaften aber auch Importe klassischer\r\nEnergieträger nach Deutschland ermöglicht werden, die einen Beitrag zu Erhöhung der\r\nVersorgungssicherheit bzw. zur Sicherung der Preisstabilität leisten. Deutschland hat\r\nhier auch kurzfristig eigene Interessen zu vertreten und benötigt hierfür den Einsatz außenpolitischer Instrumente zur Verfolgung energiepolitischer Ziele.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 15\r\n5.4 Garantie und Finanzierungsinstrumente auflegen\r\n5.4.1 Grundsätzliche Anforderungen\r\n› Die Sektorleitlinien der KfW setzen den 1,5 Grad-Pfad voraus. Dazu braucht es eine Klärung über den Dekarbonisierungspfad, um zusätzliche Langfristverträge für Erdgas\r\nüberhaupt erst möglich zu machen.\r\n5.4.2 Finanzierungsinstrumente für den Import von Erdgas/LNG\r\n› Derzeit gibt es keine reinen Import-Finanzierungsinstrumente. Für Exporte gibt es Allianz Trade (vormals Euler Hermes) Kredite. Diese greifen aber nicht für Importe. Daher\r\nbedarf es zusätzlich auch Finanzierungshilfen für die importierenden Unternehmen, damit diese in der Lage sind, das aus den Abnahmeverpflichtungen resultierende Finanzexposure besser darzustellen.\r\n› Kreditinstrumente (UFK) greifen nur in Verbindung mit Vorort- oder Infrastrukturinvestitionen (Upstream) zur Rohstoffförderung. Das Instrument der „UFK“-Linien (ungebundene Finanzkredite) wurde, während der Gaskrise verwendet, um Kredite im Zusammenhang mit Gasimporten staatlich abzusichern. Das Instrument ist allerdings so konzipiert, dass es nur für die Finanzierung „nicht-deutscher“ Unternehmen gilt. Ein Importvertrag deutscher Unternehmen kann auf diese Weise also nicht unterstützt werden.\r\nDas UFK-Instrument sollte deswegen auch für deutsche Unternehmen geöffnet werden\r\nund nicht nur Risiken im Zusammenhang von Krediten, sondern auch im Zusammenhang von Anleihen absichern.\r\n5.5 Den EU-Energiebinnenmarkt stärken\r\nEin liquider EU-Energiebinnenmarkt ist die Basis für die sichere Versorgung mit Energie in\r\nDeutschland und Europa. Dieser bedarf eines klaren und stabilen Rechtrahmens. Hoheitliche\r\nEingriffe sind ausschließlich als Ultima Ratio einzusetzen; Marktliche Mechanismen sind zu\r\nstärken und auch im Krisenfall so lange wie möglich aufrecht zu erhalten. Parallele Mechanismen, wie Einkaufsplattformen, Marktverzerrungen oder Eingriffe in die freie Preisbildung wirken kontraproduktiv. Die Marktmechanismen des freien Handels sind die besten Garanten für\r\neine bezahlbare und sichere Energieversorgung. Gleichzeitig gilt es, verstärkt auf den Ausbau\r\ngrenzüberschreitender Infrastrukturen zu setzen, um die Vorteile des gemeinsamen Energiebinnenmarkts in Zukunft noch besser nutzen zu können. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015842","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge zur EU-Gasspeicher-Verordnung ((EU) 2022/1032)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/67/6a/506769/Stellungnahme-Gutachten-SG2504090002.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 31. März 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nZur EU-Gasspeicher-Verordnung\r\n((EU) 2022/1032)\r\nVorschlag der Europäischen Kommission zur Verlängerung der\r\nVerordnung und Empfehlungen zur Implementierung in 2025\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 3\r\nDie Europäische Kommission hat am 5. März 2025 den Vorschlag, die EU-Gasspeicher-Verordnung ((EU) 2022/1032) 1:1 um zwei Jahre zu verlängern (Commission proposes 2-year extension to EU Gas Storage Regulation - European Commission), vorgelegt und gleichzeitig Empfehlungen zur Implementierung der EU-Gasspeicher-Verordnung für das Jahr 2025 (Recommendation on the implementation of the gas storage filling targets in 2025 - European Commission) veröffentlicht.\r\nDer BDEW nimmt hierzu wie folgt Stellung:\r\nZur Gewährleistung einer sicheren Versorgung mit Gas spielen Gasspeicher eine wichtige\r\nRolle. Dabei muss das Ziel sein, deren Befüllung marktgerecht und kosteneffizient zu erreichen. Die gegenwärtigen Regelungen der EU-Gasspeicher-Verordnung jedoch geben ein verbindliches Befüllungsziel in Verbindung mit der Verpflichtung der Mitgliedstaaten, dies zu gewährleisten vor. Das stellt eine Marktintervention dar, die zu Fehlanreizen und Marktverzerrungen führt. Dies schlägt sich in den Markterwartungen nieder und zeigt sich aktuell u.a. daran, dass die Sommerpreise über den Winterpreisen liegen.\r\nMit dem Vorschlag einer 1:1-Verlängerung hat die Europäische Kommission es versäumt, ein\r\nwichtiges Signal der Entspannung an die Märkte zu senden. Es bedarf mehr Flexibilität - sowohl für die Umsetzung der noch geltenden EU-Gasspeicher-VO in diesem Jahr als auch darüber hinaus.\r\nIm Einzelnen\r\n› Bei den Regelungen der EU-Gasspeicher-VO handelt es sich um einen starken Eingriff in den\r\nMarkt und um sehr detaillierte Vorgaben, insbesondere mit der verbindlichen Füllstandsvorgabe von 90 Prozent zum 1. November eines Jahres. Diese wurde in der Krisensituation\r\n2022 schnell auf den Weg gebracht wurden. Insofern war es richtig, die Verordnung zeitlich\r\nzu begrenzen.\r\nAus Sicht des BDEW waren die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Dies hat nach der Reduzierung bzw. Einstellung der russischen Gaslieferungen zur Versorgungssicherheit in den\r\nWintermonaten beigetragen.\r\nIn den vergangenen drei Jahren haben die Energieunternehmen einen großen Beitrag dazu\r\ngeleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa erfolgreich auf ein neues\r\nFundament gestellt werden konnte. Es wurden in kurzer Zeit Lieferbeziehungen zu neuen\r\nLieferländern aufgebaut, Vereinbarungen mit anderen Lieferländern erweitert und in Rekordzeit LNG-Terminals und die notwendigen Anbindungsleitungen errichtet. Auch der europäische Energiebinnenmarkt spielt eine wichtige Rolle, um Erdgasimporte aus neuen und\r\ndiversifizierten Erdgasquellen aus der ganzen Welt nach Europa zu ziehen.\r\nSeite 3 von 3\r\n› Wenn, wie nun von der Kommission angestrebt, die Verordnung verlängert werden soll,\r\nmuss sie einen der veränderten Versorgungslage angemessenen rechtlichen und zielführenden Rahmen zu schaffen. Die starren, gesetzlichen Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher wirken nun kontraproduktiv. Eine staatliche Marktintervention durch die gesetzlichen\r\nVorgaben hat großen Einfluss auf das Marktverhalten und zeigt sich als Fehlanreiz in Bezug\r\nauf die saisonale Eindeckung und Speichernutzung.\r\n› Es bedarf einer sorgfältigen Evaluierung und – wenn die EU-Gasspeicher-Verordnung verlängert werden sollte – einer Verschlankung bei den Regelungen, die zu unverhältnismäßigen Lasten führen. Dies betrifft beispielsweise die Zwischenziele sowie die Zertifizierung. So\r\nführen u.a. die Vorgaben zur Zertifizierung zu enormen bürokratischen Anforderungen mit\r\nhohen Kosten.\r\n› Statt eines starren Füllstandsziels auf EU-Ebene wäre beispielsweise die Vorgabe von Eckpfeilern zur Methodik für die einzelnen Mitgliedstaaten sinnvoll. Die konkreten Regelungen\r\nsollten dann durch die Mitgliedstaaten erlassen und an die EU gemeldet werden. Ein solcher Bottom-up-Ansatz würde regionalen Gegebenheiten wie u. a. den jeweils vorhandenen Speicherkapazitäten wesentlich besser gerecht.\r\n› Sollte ein solcher Bottom-up-Ansatz nicht Eingang in die Verordnung finden, dann sind das\r\nmaximale Befüllungsziel abzusenken, die Zwischenziele (Befüllungspfad) zu streichen und\r\nmehr Flexibilitäten (Berücksichtigung von LNG-Regasifizierungskapazitäten, erwarteter Fuel\r\nswitch etc.) einzuräumen.\r\n› Für 2025 empfiehlt die Europäische Kommission den Mitgliedstaaten zwar, bei der Gestaltung und Umsetzung von Maßnahmen sicherzustellen, dass diese den Markt nicht stören,\r\ndie aktuellen Marktbedingungen zu berücksichtigen und ergriffene temporäre Maßnahmen\r\nzu überprüfen. Damit unterstreicht die Europäische Kommission die Notwendigkeit, bereits\r\nim laufenden Jahr Flexibilitäten zu nutzen bzw. einzuräumen, und muss auch selbst dieser\r\nLinie folgen.\r\n› Unabhängig davon gilt es, die Gasversorgung weiter zu diversifizieren, um Konzentrationsrisiken bei einzelnen Lieferländern zu vermeiden und Produktions- und Lieferschwankungen\r\n- seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur - ohne Kompromittierung\r\nder Versorgungssicherheit ausgleichen zu können. Es müssen zügig verbesserte Rahmenbedingungen und Planungssicherheit für die Beschaffung an internationalen Märkten und den\r\nUmgang mit den beispiellosen Unwägbarkeiten und geopolitischen Krisen geschaffen werden. U.a. braucht es einen gemeinsamen, klaren strategischen Ausblick und realistische\r\nGasnachfrageszenarien verbunden mit einem verlässlichen Commitment zu Erdgas/LNG,\r\ndamit europäische Importeure als langfristige Partner anerkannt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 3. April 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nVereinfachungen im Rahmen des\r\nEU-Omnibusverfahren\r\nKommentierung der Vorschläge der EU-Kommission vom 26. Februar\r\n2025 zum EU-Omnibus-Paket\r\nSeite 2 von 25\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung ........................................................................................................3\r\n2 Vorbemerkung: Grundsätze zur Stellungnahme .............................................................5\r\n3 Anmerkungen zu den einzelnen Änderungsvorschlägen der EU-Kommission ..................5\r\n3.1 Positionen des BDEW zur Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD).......5\r\n3.2 Positionierung des BDEW zum Entwurf des EU-Omnibus Pakets: CSRD...................6\r\n3.2.1 Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte der CSDDD und\r\nVerschiebung der erstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, ohne die\r\nFinanzierungs- oder Versicherungsfähigkeit der Unternehmen zu beeinträchtigen.6\r\n3.2.2 Verzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen\r\nBerichtsstandards (ESRS) und stattdessen Entwicklung freiwilliger Standards.........7\r\n3.2.3 Vermeidung doppelter Berichterstattung durch die Anerkennung der CSRD für\r\nBerichtspflichten anderer EU-Rechtsakte (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie) sowie\r\nReduktion und Vereinfachung der Berichtspflichten ................................................8\r\n3.2.4 Abstellen der Prüfpflicht auf begrenzte Sicherheit..................................................10\r\n3.2.5 Überarbeitung der Konzernberichterstattung nach Artikel 29a..............................11\r\n3.2.6 Doppelte Wesentlichkeit: Fokussierung auf den Kapitalmarkt und Klimaschutz als\r\nzentrales Thema.......................................................................................................11\r\n3.2.7 Streichung des Ansatzes der operativen Kontrolle – stärkere Ausrichtung an der\r\nFinanzkontrolle ........................................................................................................12\r\n3.3 Positionen des BDEW zur Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD)\r\n.................................................................................................................................12\r\n3.4 Positionierung des BDEW zum Entwurf des EU-Omnibus Pakets: CSDDD ..............12\r\n3.4.1 Fokussierung auf direkte Geschäftsbeziehungen ....................................................13\r\n3.4.2 Streichung der zivilrechtlichen Haftung...................................................................14\r\n3.4.3 Auslegung der Richtlinie auf eine Bemühenspflicht, analog zum deutschen LkSG.14\r\n4 Taxonomie..................................................................................................................14\r\nAnhang I: Konkrete Ergänzungen zu Änderungsvorschlägen: CSRD, CSDDD und den ESRS ................16\r\nSeite 3 von 25\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft begrüßt die von der Europäischen Kommission am 26. Februar 2025 vorgelegten Reformvorschläge im Rahmen des sogenannten Omnibus-Pakets. Diese Reformen zielen auf eine Vereinfachung der Nachhaltigkeitsberichterstattung (Corporate Sustainability Reporting Directive – CSRD und Taxonomie) sowie der unternehmerischen Sorgfaltspflichten (Corporate Sustainability Due Diligence Directive – CSDDD) ab.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. Die geplanten Reformen der EU-Kommission sind daher von großer Bedeutung für die Energieunternehmen.\r\nAus Sicht des BDEW ist es positiv, dass die EU-Kommission die überbordende regulatorische\r\nBelastung der Unternehmen anerkennt und Maßnahmen zur Reduzierung unnötiger Berichtspflichten vorschlägt. Der Verband hat dies vehement eingefordert, insbesondere vor dem Hintergrund der bestehenden und kommenden bürokratischen und finanziellen Belastungen. Wir\r\nbegrüßen, dass durch die neuen Schwellenwerte der CSRD rund 80 Prozent der bisher berichtspflichtigen Unternehmen von den Berichtspflichten entlastet werden sollen. Dies trägt zu einer\r\ngezielteren und effizienteren Nachhaltigkeitsberichterstattung bei und reduziert den administrativen Aufwand für Energieversorgungsunternehmen.\r\nInsofern unterstützen wir die Reformen nachdrücklich zu prüfen, ob sie ausreichen und setzen\r\nuns insbesondere für folgende Grundsätze ein:\r\n1. Ein Moratorium für neue oder verschärfte Vorgaben,\r\n2. Eine gezielte Vereinfachung der bestehenden Vorschriften\r\nDie regulatorischen Anforderungen an die Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen\r\nin der EU haben sich in den vergangenen Jahren erheblich ausgeweitet. Mit der Corporate\r\nSustainability Reporting Directive (CSRD) und der Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) werden Unternehmen verpflichtet, umfassende Nachhaltigkeitsinformationen\r\noffenzulegen und menschenrechtliche sowie umweltbezogene Sorgfaltspflichten in ihren Lieferketten zu erfüllen.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) nachvollzieht den grundsätzlichen Wert von Sorgfaltspflichten, setzt sich aber für eine praxistaugliche und verhältnismäßige\r\nSeite 4 von 25\r\nUmsetzung dieser Vorgaben ein. In seiner Stellungnahme hebt der BDEW insbesondere folgende Kernforderungen hervor:\r\n1. Im Kontext der Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) fordert der BDEW:\r\no Die Angleichung der Schwellenwerte an die der CSDDD und Verschiebung der\r\nerstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, um Unternehmen ausreichend Vorbereitungszeit zu geben mit der Bitte um schnellstmögliche Umsetzung, da die\r\nPlanung des Jahresabschlusses bei den Unternehmen anläuft.\r\no Den Verzicht auf verpflichtende sektorspezifische Berichtsstandards zugunsten\r\nfreiwilliger Standards, um eine Überregulierung zu vermeiden. Es darf keine implizite Pflicht dadurch entstehen, dass Kapitalmarktteilnehmer entsprechende\r\nBerichtsinhalte von den Unternehmen fordern.\r\no Die Vermeidung doppelter Berichtspflichten durch eine bessere Abstimmung mit\r\nanderen EU-Regulierungen (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie bzw. die Konkretisierung weiterer EU-Regulierungen in Anlage B ESRS 2 und konkretere Angaben darüber, wie Datenpunkte zu erfüllen sind).\r\no Das Abstellen der Prüfpflicht auf begrenzte Sicherheit.\r\no Überarbeitung der Konzernberichterstattung nach Artikel 29a.\r\no Den Fokus auf doppelte Wesentlichkeit und die Fokussierung auf den Kapitalmarkt und Klimaschutz als zentrale Themen.\r\no Streichung des Ansatzes der operativen Kontrolle – stärkere Ausrichtung an der\r\nFinanzkontrolle.\r\n2. Zur Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) beziehen sich die Forderungen des BDEW auf:\r\no Die Beschränkung der Sorgfaltspflichten auf direkte Geschäftsbeziehungen anstelle der gesamten Lieferkette, um den administrativen Aufwand zu reduzieren.\r\nWir erachten es als nicht realisierbar, die erforderliche Transparenz in der tieferen Lieferkette sicherzustellen, um diese Vorgabe umsetzen zu können.\r\no Die Ablehnung der Verpflichtung zur Durchsetzung von Verhaltenskodizes entlang der gesamten Aktivitätskette, da diese praktisch nicht umsetzbar bzw. kontrollierbar ist.\r\no Die Streichung der zentralen EU-Haftungsregelung und Orientierung an den bestehenden nationalen Vorschriften, insbesondere dem deutschen Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG).\r\nSeite 5 von 25\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Absichten der EU, Unternehmen zu mehr Transparenz und\r\nVerantwortung zu verpflichten. Gleichzeitig fordert er eine realistische Ausgestaltung der Regelungen, die Unternehmen nicht übermäßig belastet und die Transformation zur Klimaneutralität\r\nnicht gefährdet. Die im EU-Omnibus-Paket vorgeschlagenen Änderungen greifen einige dieser\r\nAnliegen auf, müssen jedoch weiter konkretisiert und vereinfacht werden\r\n2 Vorbemerkung: Grundsätze zur Stellungnahme\r\nDer BDEW begrüßt die von der Europäische Kommission am 26. Februar 2025 mit mehreren\r\nLegislativvorschlägen als Teil eines sog. Omnibus-Pakets eingebrachten umfassenden Reformen\r\nzur Vereinfachung der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der unternehmerischen Sorgfaltspflichten (CSDDD).\r\nAus BDEW-Sicht ist es erfreulich, dass die EU-Kommission anerkennt, dass Unternehmen von\r\nden umfangreichen Vorgaben im Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der Lieferkettensorgfaltspflichten (CSDDD) entlastet werden müssen und unterstützt daher die von der EU-Kommission am 26. Februar eingebrachten Vorschläge mit Nachdruck. Für das Schreiben sowie weitere Verfahren sollten aus BDEW-Sicht nach wie vor die folgenden zwei Grundsätze gelten:\r\n1. Ein Moratorium für komplett neue Vorgaben oder die Verschärfung bestehender Vorgaben insbesondere bei der anstehenden Überprüfung der Taxonomie-Verordnung und\r\nihrer Umsetzungsrechtsakte sowie der angekündigten sektorspezifischen Standards für\r\ndie Energie- und Wasserwirtschaft in der CSRD.\r\n2. Eine gezielte Vereinfachung des bestehenden Regelwerks, die über die Streichung doppelter Berichtspflichten hinausgeht und eine spürbare Reduktion der Berichtspflichten\r\nfür Unternehmen zur Folge hat, ohne dabei die betroffenen Rechtsakte als Ganzes in\r\nFrage zu stellen.\r\n3 Anmerkungen zu den einzelnen Änderungsvorschlägen der EU-Kommission\r\n3.1 Positionen des BDEW zur Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD)\r\n› Für die CSRD hatte sich der BDEW in seiner Stellungnahme vom 11. Februar 2025 für folgende Punkte eingesetzt:\r\n• Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte der CSDDD und Verschiebung der erstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, ohne die Finanzierungs- oder Versicherungsfähigkeit der Unternehmen zu beeinträchtigen.\r\nSeite 6 von 25\r\n• Verzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen Berichtsstandards (ESRS) und stattdessen Entwicklung freiwilliger Standards in Kooperation mit den Vertretern der jeweiligen Sektoren\r\n• Vermeidung doppelter Berichterstattung durch die Anerkennung der CSRD für Berichtspflichten anderer EU-Rechtsakte (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie)\r\n3.2 Positionierung des BDEW zum Entwurf des EU-Omnibus Pakets: CSRD\r\nDer BDEW begrüßt, dass die EU-Kommission die wesentlichen Forderungen des BDEWs aufgegriffen hat, und unterstreicht zugleich die anhaltende Relevanz der in seiner Stellungnahme\r\nvom 11. Februar 2025 formulierten Kernpunkte. Wir möchten auf folgende Punkte unserer Stellungnahme mit Blick auf den Entwurf zum Omnibus-Paket noch folgende Teilpunkte ergänzen\r\nund einige neue Punkte einbringen und einordnen.\r\n3.2.1 Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte der CSDDD und Verschiebung der erstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, ohne die Finanzierungsoder Versicherungsfähigkeit der Unternehmen zu beeinträchtigen.\r\nDer BDEW begrüßt, dass durch die Anhebung des Schwellenwerts für die Mitarbeitendenanzahl\r\nin Zukunft nur noch Unternehmen mit über 1000 Mitarbeitenden (zuvor 250) berichtspflichtig\r\nwären. Aus BDEW-Sicht sind die Pläne der EU-Kommission zur Verschiebung der der erstmaligen Berichtspflicht der CSRD um zwei Jahre daher zu begrüßen. Zwar haben viele der berichtspflichtigen Unternehmen angesichts der aktuell gültigen Vorgaben bereits mit der Vorbereitung\r\nauf die erstmalige Berichterstattung im Jahr 2026 begonnen. Statt am 26. Juli 2027 sollen die\r\nersten Unternehmen die CSDDD erst am 26. Juli 2028 anwenden. Auch dies begrüßt der BDEW\r\nausdrücklich.\r\nAngesichts des großen Umfangs der Berichtspflichten würde es nicht von der ebenfalls vorgeschlagenen Anhebung der Schwellenwerte erfasste, erstmalig berichtspflichtige Unternehmen\r\naber stark entlasten, bei Bedarf mehr Vorbereitungszeit in Anspruch nehmen zu können und\r\nerste Berichte maximal auf freiwilliger Basis zu veröffentlichen (ohne Prüfpflicht). Weiterhin\r\nmöchte sich der BDEW für die Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte\r\nder CSDDD einsetzen. Die Schwelle der Anzahl der Mitarbeitenden bleibt die Wichtigste, wir\r\nmöchten uns im Rahmen der Harmonisierung jedoch auch für eine Angleichung der Finanzkennzahlen einsetzen (Berichtspflicht ab 1 000 Beschäftigten und einem erzielten weltweiten Nettoumsatz von mehr als 450 000 000 EUR). Eine Spezifizierung hierzu haben wir dem Anhang beigefügt.\r\nSeite 7 von 25\r\n3.2.2 Verzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen\r\nBerichtsstandards (ESRS) und stattdessen Entwicklung freiwilliger Standards\r\nIm Hinblick auf die Erarbeitung von sektorspezifischen Berichtsstandards gemäß Artikel 29b,\r\nAbsatz 1 der CSRD möchten wir folgende Änderung vorschlagen: Wir regen an, dass:\r\ni) die Verpflichtung zur Erarbeitung und Anwendung von sektorspezifischen Berichtsstandards gestrichen wird, der Vorschlag der Kommission zu Art. 2 (6) des Richtlinienvorschlags entsprechend unterstützt wird, und\r\nii) stattdessen auf eine freiwillige Anwendung abgestellt wird.\r\nDies würde Unternehmen die Möglichkeit geben, selbst zu entscheiden, ob und in welchem\r\nUmfang sie sektorspezifische Standards für ihre Berichterstattung nutzen möchten.\r\nIn Deutschland und in anderen Ländern existieren bereits etablierte, sektorspezifische Standards, wie beispielsweise für die Wasserwirtschaft und die Energiewirtschaft. Diese Standards\r\nhaben sich als hilfreich erwiesen, da sie den Unternehmen ermöglichen, ihre Berichterstattung\r\nentsprechend der spezifischen Anforderungen ihres Sektors zu gestalten. Die Einführung zusätzlicher, verpflichtender Standards auf EU-Ebene könnte jedoch zu Doppelarbeit führen und bestehende, effektive Standards überschreiben.\r\nAnstatt verpflichtende sektorspezifische Standards zu entwickeln, schlagen wir vor, dass die\r\nKommission freiwillige sektorspezifische Standards fördert und diese, wenn möglich, an bestehende, bewährte Branchenstandards wie die GRI-Standards anlehnt. Dadurch können Unternehmen selbst entscheiden, ob diese Standards für ihre Berichterstattung sinnvoll sind und ob\r\nsie diese anwenden möchten.\r\nZudem sollten diese jedoch modular gestaltet sein, so dass jedes Unternehmen die für sich relevanten Aspekte dieses sektorspezifischen Standards nutzen kann und nicht nur die Wahl zwischen keiner sektorspezifischen Berichterstattung und der vollständigen Anwendung des sektorspezifische Standards hat.\r\nDiese Forderung steht insbesondere mit unserem ersten Grundsatz im Einklang. Hier fordern\r\nwir ein Moratorium für komplett neue Vorgaben oder die Verschärfung bestehender Vorgaben\r\nim Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten.\r\nSeite 8 von 25\r\n3.2.3 Vermeidung doppelter Berichterstattung durch die Anerkennung der CSRD für Berichtspflichten anderer EU-Rechtsakte (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie)sowie Reduktion und Vereinfachung der Berichtspflichten\r\nEine stärkere Fokussierung der Berichterstattung sowie des Kreises der berichtspflichtigen Unternehmen stellt nicht die energie-, klima- und umweltpolitischen Ziele der EU in Frage. Im Gegenteil, sie ermöglicht es gerade kleineren und mittleren Unternehmen, sich auf ihre zentralen\r\nAufgabenbereiche der Umsetzung der Energiewende sowie der Sicherstellung einer nachhaltigen Wasserversorgung zu konzentrieren. Darüber hinaus führen Vereinfachungen nicht zwingend dazu, dass interessierte Stakeholder signifikant weniger Informationen über Unternehmen erhalten, da wesentliche Informationen in der Regel ohnehin weiter veröffentlicht werden.\r\nDurch eine Verschlankung der Vorgaben und die Beseitigung redundanter Berichts- oder Auditverpflichtungen ließe sich also eine Reduktion des Aufwands erreichen, ohne dass dies\r\nzwingend mit einem signifikanten Transparenzverlust verbunden ist. Die Behebung doppelter\r\nBerichtspflichten allein wird dagegen für einen spürbaren Entlastungseffekt bei den Unternehmen dagegen nicht ausreichen. Konkrete Anpassungsvorschläge zur CSRD und den ESRS haben\r\nwir im Anhang I beigefügt. Jedoch muss der Grundsatz gelten: Die Überarbeitung der ESRS soll\r\ndarauf abzielen, unwesentliche Standards vollständig zu streichen, während bestehende Anforderungen unverändert bleiben, um Doppelarbeit bei den Energieversorgungsunternehmen zu vermeiden.\r\nKonkret schlagen wir vor, die bestehenden Redundanzen zwischen CSRD, Taxonomie und\r\nCSDDD zu reduzieren. Dies betrifft zum einen den Nachweis der Erfüllung menschenrechtlicher\r\nSorgfaltspflichten im Rahmen der Minimum Social Safeguards (Taxonomie) und zum anderen\r\nden ESRS-S2 Standard zu den Arbeitskräften in der Lieferkette. Der Verweis auf die Erfüllung\r\nder Sorgfalts- und Offenlegungspflichten gemäß CSDDD sollten hinreichend sein sowohl für den\r\nNachweis zur Erfüllung der Minimum Social Safeguards (Taxonomie) als auch für die Berichterstattung nach ESRS-S2.\r\nDiese Forderung ist vor allem mit unserem zweiten Grundsatz im Einklang, die eine gezielte\r\nVereinfachung des bestehenden Regelwerks fordert, die über die Streichung doppelter Berichtspflichten hinausgeht und eine spürbare Reduktion der Berichtspflichten für Unternehmen\r\nzur Folge hat, ohne dabei die betroffenen Rechtsakte als Ganzes in Frage zu stellen. Es ist aus\r\nBDEW-Sicht zu begrüßen, dass die Kommission Anpassungen der ESRS angekündigt an. Aus\r\nSicht des BDEWs ist, würde die geplante Anpassung mit Blick auf die relevante Rechtssicherheit\r\nfür die Unternehmen, sechs Monate nach Verabschiedung des Omnibus-Pakets, jedoch zu spät\r\nkommen. Aus BDEW-Sicht gilt daher:\r\nSeite 9 von 25\r\n• In einem ersten Schritt müssen die relevanten EU-Richtlinien und Verordnungen überprüft und, sofern zur Vereinfachung der Berichtspflichten notwendig, überarbeitet werden (Level 1). In diesem Zeitraum sollte die noch laufende Ausarbeitung oder Überprüfung von darauf aufbauender Umsetzungsgesetzgebung ausgesetzt werden. Darauf\r\nsollte sich zügig geeinigt werden.\r\n• In einem zweiten Omnibus-Paket muss nach wie vor dringend auch die Umsetzungsgesetzgebung auf europäischer Ebene entsprechend der zuvor vorgenommenen Änderungen an der übergeordneten Gesetzgebung schnellstmöglich und konsequent überprüft,\r\nüberarbeitet und präzisiert werden (insbes. delegierte Rechtsakte zur EU-Taxonomie\r\nund den Standards zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD). Wir fordern weiterhin die Harmonisierung der Angaben zu Energieeffizienz bei Abwasser mit der Energieeffizienz-Richtlinie (EED) und der Taxonomie-Verordnung in Analogie zur Trinkwasser-Richtlinie. Darüber hinaus betrifft das auch nicht-legislative Leitlinien, die – wenn zur\r\nUmsetzung der Vorgaben erforderlich – immer mit ausreichender Vorlaufzeit vor Inkrafttreten der Berichtspflichten veröffentlicht werden sollten.\r\nBei der nationalen Umsetzung sollte die EU-Kommission gemeinsam mit den EU-Mitgliedstaaten dafür Sorge tragen, dass diese im Sinne des EU-Binnenmarktes möglichst harmonisiert erfolgt. Die weiterhin noch nicht erfolgte Umsetzung der CSRD in deutsches Recht sorgt bei vielen\r\nUnternehmen für Verunsicherung. Nationales „Gold plating“ sowie abweichende oder doppelte\r\nRegelungen sind dabei weitestmöglich zu vermeiden. Für neue Vorgaben sollte darüber hinaus\r\ngrundsätzlich eine Umsetzungsfrist von mindestens zwei vollen Kalenderjahren ab dem Zeitpunkt der Veröffentlichung im EU-Amtsblatt gelten, um Unternehmen hinreichen Vorbereitungszeit zuzugestehen. Zwingend zu vermeiden sind kurzfristigen Umsetzungspflichten innerhalb eines Geschäftsjahres.\r\nDie Bereitstellung einer fundierten Datenbasis, einschließlich Emissionsfaktoren für die THGBilanzierung, könnte dazu beitragen, die Kosten der Berichterstattung zu senken. Zudem wären\r\nSubventionen oder Fördermaßnahmen für die Nutzung privater Anbieter eine praxisnahe Unterstützung. Eine stärkere Integration von Managementsystemen angestrebt werden, die ähnliche Anforderungen adressieren. Dies würde nicht nur Erleichterungen mit sich bringen, sondern auch die Implementierung des PDCA-Zyklus im Unternehmen mit Blick auf ESG-Aspekte\r\nfördern. Neben dem Energiemanagement könnten hier beispielsweise die Normen ISO 45001\r\n(Arbeitsschutzmanagement) und ISO 14001 (Umweltmanagement) berücksichtigt werden.\r\nSeite 10 von 25\r\n3.2.4 Abstellen der Prüfpflicht auf begrenzte Sicherheit\r\nDie EU-Kommission plant, die Prüfpflicht und Maschinenlesbarkeit anzupassen. Der Übergang\r\nvon begrenzter auf hinreichende Prüfungssicherheit soll zudem gestrichen werden. Zudem wird\r\nklargestellt, dass die Maschinenlesbarkeit der Nachhaltigkeitsberichterstattung erst nach Festlegung entsprechender Regeln durch die EU-Kommission verpflichtend werden soll.\r\nDie Klarstellungen zur Maschinenlesbarkeit sind aus Sicht des BDEW erfreulich. Die Umsetzung\r\nder Anforderungen stellt insbesondere für Unternehmen, die erstmalig über Nachhaltigkeitsthemen berichten, eine erhebliche Belastung dar. Dies betrifft sowohl den hohen Aufwand bei\r\nder Erfüllung der Anforderungen als auch die technische Herausforderung der Maschinenlesbarkeit (Tagging). Insbesondere die gleichzeitige Einführung der Tagging-Anforderungen und\r\nder CSRD-Vorgaben würden eine merkliche Belastung darstellen, da dies sowohl Kapazitäts- als\r\nauch technische Grenzen bei der Verfügbarkeit von Daten überschreiten kann.\r\nAus Sicht des BDEW ist es zu begrüßen, dass die EU-Kommission auf eine Prüfung mit begrenzter\r\nSicherheit abstellen möchte. Es eignet sich eine schrittweise Annäherung an eine hinreichende\r\nPrüfungssicherheit für bestimmte Datenpunkte. Hier vertreten wir die Position, dass wir bei\r\ndieser möglichen Annäherung an hinreichende Prüfungssicherheit für bestimmte Datenpunkte\r\nauf Freiwilligkeit setzen. Es sollte keine Pflicht zu diesem Prüfungsstandard gelten. Zudemerfordert die Umsetzung dieser Zielsetzung in jedem Fall ausreichende Übergangsfristen, da die\r\nEinführung der erforderlichen Kontrollmechanismen in den Unternehmen voraussichtlich mehrere Jahre in Anspruch nehmen wird. Es ist daher von zentraler Bedeutung, den Unternehmen\r\ngenügend Zeit zu gewähren, um sich auf die neuen Anforderungen vorzubereiten und diese\r\nnachhaltig umzusetzen. Darüber hinaus müssen Unternehmen in der Lage sein, sich auf die zu\r\nerwartenden steigenden Prüfkosten einzustellen, um die finanziellen und organisatorischen\r\nHerausforderungen erfolgreich zu bewältigen.\r\nDie Umsetzung der Anforderungen stellt abschließend insbesondere für Unternehmen, die erstmalig über Nachhaltigkeitsthemen berichten, eine erhebliche Belastung dar. Dies betrifft sowohl den hohen Aufwand bei der Erfüllung der Anforderungen als auch die technische Herausforderung der Maschinenlesbarkeit (Tagging). Insbesondere die gleichzeitige Einführung der\r\nTagging-Anforderungen und der CSRD-Vorgaben stellt eine merkliche Belastung dar, da dies sowohl Kapazitäts- als auch technische Grenzen bei der Verfügbarkeit von Daten überschreiten\r\nkann.\r\nSeite 11 von 25\r\n3.2.5 Überarbeitung der Konzernberichterstattung nach Artikel 29a\r\nIm Rahmen der Konzernberichterstattung kann es vorkommen, dass Gesellschaften sich noch\r\nim Konsolidierungskreis befinden, obgleich sie ggf. für den Konzern nicht sehr wesentlich sind,\r\naber auch noch nicht so unwesentlich, dass auf die Einbeziehung komplett verzichtet werden\r\nkönnte. Durch die Einbeziehung in den Konzernabschluss sind auch diese Gesellschaft gezwungen, eine Berichterstattung für CSRD und Taxonomie zu erstellen.\r\nDas sog. Konzernprivileg wird in diesem Fall für kleine Gesellschaft zur Bürde, denn es besteht\r\ndie Gefahr, dass die Unternehmen bei Einbezug in einen Konzernabschluss interne und externe\r\nAufwände stemmen müssen, obgleich sie am Ende nur von wenigen Berichtspflichten tatsächlich betroffen sind.\r\nEs sollte daher die Möglichkeit für eine punktbezogene und begründete Ausgrenzung entsprechender konsolidierter Gesellschaften von der Reduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung geprüft werden.\r\nDarüber hinaus sollte die Konzernwirkung für Kommunen überarbeitet werden. Zumindest die\r\nrein hoheitlichen Aufgaben, die nicht durch private Dritte durchgeführt werden können, sollten\r\naus der Schwellenwertberechnung herausgenommen werden.\r\nWir schlagen eine Ergänzung in Artikel 29a vor, dass nicht die finanzielle Wesentlichkeit ausschlaggebend ist für die Einbeziehung von Tochtergesellschaften in die nicht-finanzielle Nachhaltigkeitsberichterstattung, sondern die Wesentlichkeit in Bezug auf den zu berichtenden\r\nNachhaltigkeitsaspekt. Dies wäre u.E. auch im Einklang mit dem bereits im ESRS1 / Nr. 102 verankerten Grundsatz:\r\nEs sorgt dafür, dass alle Tochterunternehmen in einer Weise berücksichtigt werden, da wesentliche Auswirkungen, Risiken und Chancen unvoreingenommen ermittelt werden können.\r\n3.2.6 Doppelte Wesentlichkeit: Fokussierung auf den Kapitalmarkt und Klimaschutz als\r\nzentrales Thema\r\nDie Analyse der doppelten Wesentlichkeit sollte neugestaltet werden, um eine klare Priorisierung widerzuspiegeln. Der Green Deal verfolgt das Ziel, Finanzströme zu dekarbonisieren und\r\ngezielt in nachhaltige Aktivitäten zu lenken. Dies erfordert eine stärkere Ausrichtung auf Investoren und Finanzmärkte, die ökologischen Themen erheblich mehr Gewicht beimessen als sozialen Aspekten.\r\nSeite 12 von 25\r\nDaher sollte sich die CSRD auf eine begrenzte Anzahl wesentlicher Themen konzentrieren, die\r\nfür die Umsetzung des Green Deal entscheidend sind – mit dem Klimaschutz als zentralem\r\nSchwerpunkt. Eine Angleichung an die Standards von IFRS und ISSB wäre in diesem Kontext\r\nsinnvoll, um eine einheitliche und international anschlussfähige Berichterstattung zu gewährleisten.\r\n3.2.7 Streichung des Ansatzes der operativen Kontrolle – stärkere Ausrichtung an der Finanzkontrolle\r\nDer Ansatz der operativen Kontrolle sollte gestrichen und durch eine strengere Übereinstimmung mit der Finanzkontrolle ersetzt werden. Die derzeitige Definition der operativen Kontrolle\r\nist nicht eindeutig und steht im Widerspruch zum Grundsatz der Kohärenz und Vergleichbarkeit\r\nder CSRD im Verhältnis zur Finanz- und Nachhaltigkeitsberichterstattung.\r\nZudem existiert keine präzise und praktikable Definition der operativen Kontrolle – Begriffe wie\r\n„Erlaubnis“ sind nicht ausreichend spezifiziert. Der damit verbundene Prüfungsaufwand ist unverhältnismäßig hoch, insbesondere in Bezug auf die Abgrenzung des Berichtsumfangs und die\r\nBeschaffung relevanter Daten, die in vielen Fällen kaum oder gar nicht verfügbar sind.\r\n3.3 Positionen des BDEW zur Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD)\r\n› Für die CSDDD hatte sich der BDEW in seiner Stellungnahme vom 11. Februar 2025 für folgende Punkte eingesetzt:\r\nFokussierung auf direkte Geschäftsbeziehungen\r\nStreichung der zivilrechtlichen Haftung\r\nAuslegung der Richtlinie auf eine Bemühenspflicht, analog zum deutschen LkSG\r\n3.4 Positionierung des BDEW zum Entwurf des EU-Omnibus Pakets: CSDDD\r\nDer BDEW begrüßt, dass die EU-Kommission die wesentlichen Forderungen des BDEWs aufgegriffen hat, und unterstreicht zugleich die anhaltende Relevanz der in seiner Stellungnahme\r\nvom 11. Februar 2025 formulierten Kernpunkte. Wir möchten auf folgende Punkte unserer Stellungnahme mit Blick auf den Entwurf zum Omnibus-Paket noch folgende Teilpunkte ergänzen\r\nund einige neue Punkte einbringen und einordnen.\r\nSeite 13 von 25\r\n3.4.1 Fokussierung auf direkte Geschäftsbeziehungen\r\nDer BDEW begrüßt, dass die EU-Kommission die wesentlichen Forderungen aufgegriffen hat,\r\nund unterstreicht zugleich die anhaltende Relevanz der in seiner Stellungnahme vom 11. Februar 2025 formulierten Kernpunkte.\r\nWie aus dem Entwurf des EU-Omnibus-Pakets hervorgeht, ist es aus Sicht des BDEW positiv zu\r\nbewerten, dass die Sorgfaltspflichten künftig primär direkte Geschäftspartner betreffen und\r\nnicht mehr die gesamte Lieferkette. Eine Überprüfung indirekter Partner soll laut Entwurf nur\r\nerfolgen, wenn konkrete Hinweise auf Verstöße vorliegen – eine bewährte Regelung, die bereits\r\naus dem Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) bekannt ist. Eine europaweit einheitliche\r\nRegulierung in diesem Bereich ist grundsätzlich wünschenswert.\r\nAllerdings sieht der aktuelle Entwurf auch vor, dass Unternehmen durch sogenannte Vertragskaskaden sicherstellen müssen, dass ihr Code of Conduct (CoC) entlang der gesamten Aktivitätskette, einschließlich indirekter Geschäftspartner, Anwendung findet. Diese Anforderung\r\nist in der Praxis nicht umsetzbar und steht im Widerspruch zum erklärten Ziel der Vereinfachung\r\nund sollte deswegen gestrichen werden. Wir begrüßen eine Orientierungshilfe, die zur Standardisierung des Code of Conduct beiträgt. Die Anwendung sollte für Unternehmen jedoch freiwillig bleiben.\r\nUnternehmen können die Einhaltung fremder CoCs entlang der Lieferkette nicht garantieren –\r\ninsbesondere, da deren Bestimmungen häufig nicht mit den eigenen Vorgaben übereinstimmen. Darüber hinaus sind die damit verbundenen Pflichten, wie etwa die Schulung Dritter oder\r\ndie Haftung für externe Hinweisgebersysteme, weder rechtlich durchsetzbar noch praktikabel.\r\nSolche Regelungen führen zu erheblichem administrativem Mehraufwand und schaffen erhebliche rechtliche Unsicherheiten für Unternehmen.\r\nDer Sorgfaltspflichtenfokus sollte auf die direkte Geschäftsbeziehung beschränkt bleiben, wobei mittelbare Zulieferer nur bei glaubwürdigen Anhaltspunkten einbezogen werden. Der gesamte Produktlebenszyklus, einschließlich Entstehung, Entsorgung, Transport und Lagerung,\r\nsollte unberücksichtigt bleiben, da dies in der Praxis nicht umsetzbar ist. Darüber hinaus sollte\r\ndie Verpflichtung zur Informationsbeschaffung ausschließlich für Unternehmen mit mehr als\r\n500 Mitarbeitenden gelten, sofern diese im VSME erfasst sind. Eine Harmonisierung der CSDDD\r\nmit den Berichtspflichten der CSRD ist essenziell, insbesondere durch die Integration des CBAM,\r\num eine kohärente und praxisgerechte Umsetzung zu gewährleisten.\r\nDer BDEW fordert daher eine realistische und rechtssichere Ausgestaltung der Sorgfaltspflichten in der CSDDD. Unternehmen müssen vor unverhältnismäßigen und praktisch nicht\r\nSeite 14 von 25\r\numsetzbaren Verpflichtungen geschützt werden. In diesem Zusammenhang ersuchen wir um\r\neine Überprüfung der genannten Anforderungen und eine Anpassung der Regelungen mit Blick\r\nauf ihre praktische Anwendbarkeit.\r\n3.4.2 Streichung der zivilrechtlichen Haftung\r\nDer BDEW begrüßt die Streichung der zentralen EU-Haftungsregelung, in der eine zivilrechtliche\r\nHaftung vorgesehen ist. Dabei sollte für alle EU-Länder harmonisierend gelten, dass eine zivilrechtliche Haftung auch nicht durch nationales Recht greifen kann.\r\nEntsprechend unterstützen wir die Änderungsvorschläge in Artikel 4 (12) des Richtlinienvorschlags COM (2025) 81 sowie die Streichung der Artikel 29 (1) und (7). Damit wird klargestellt,\r\ndass eine Verletzung der Pflichten aus dem LkSG keine zivilrechtliche Haftung nach sich zieht.\r\nDaher setzt der BDEW sich für eine Beibehaltung der vorgeschlagenen Streichung im Rahmen\r\nder Richtlinie ein.\r\n3.4.3 Auslegung der Richtlinie auf eine Bemühenspflicht, analog zum deutschen LkSG\r\nDes Weiteren unterstützt der BDEW den Ansatz, dass Geschäftsbeziehungen bei Verstößen\r\nnicht zwangsläufig beendet werden müssen. Stattdessen sollen vorrangig Maßnahmen zur Verbesserung ergriffen werden, was eine pragmatische und lösungsorientierte Vorgehensweise ermöglicht.\r\n4 Taxonomie\r\nDie Freiwilligkeit der Taxonomieberichterstattung gilt im Rahmen des Richtlinienvorschlages\r\nnur für bestimmte Unternehmen. Der BDEW fordert, dass die Anwendung der neu eingefügten\r\nArtikel 19b und 29aa jedoch für alle Unternehmen möglich sein sollte.\r\nDer BDEW möchte darauf hinweisen, dass er sich zu den Positionen im Rahmen des delegierten\r\nRechtsaktes der Taxonomie in einer separaten Stellungnahme geäußert hat. Die Stellungnahme\r\nwurde am 26.03.2025 fristgerecht eingereicht.\r\nSeite 15 von 25\r\nAnsprechpartner\r\nFatbardh Kqiku\r\nBetriebswirtschaft und Digitalisierung\r\n+49 30 300 199-1665\r\nfatbardh.kqiku@bdew.de\r\nDustin Kich\r\nEU-Vertretung\r\n+32 2774 5115\r\ndustin.kich@bdew.de\r\nSeite 16 von 25\r\nAnhang I: Konkrete Ergänzungen zu Änderungsvorschlägen: CSRD, CSDDD und den ESRS\r\nÄnderungsvorschlag Artikel Begründung\r\nAmendments to Directive 2013/34/EU – Article 2 COM (2025) 81\r\nAngleichung der\r\nSchwellenwerte für\r\ndie Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD)\r\nund die Lieferkettensorgfaltspflichten\r\n(CSDDD)\r\n(2): Article 19a is amended as follows:\r\n(a) in paragraph 1, the first subparagraph is replaced by the following:\r\n‘Large undertakings which, on their\r\nbalance sheet dates, Undertakings for\r\nwhich one following conditions applies exceed the average number of\r\n1000 employees year during the financial shall include in their management\r\nreport information necessary to understand the undertaking’s impacts on\r\nsustainability matters, and information necessary to understand how\r\nsustainability matters affect the undertaking’s development, performance and position.’:\r\na) The company had an average of\r\nmore than 1,000 employees in the\r\nlast financial year for which financial\r\nstatements were adopted or should\r\nhave been adopted and generated a\r\nglobal net revenue of more than\r\n450,000,000 EUR;\r\nb) The company is a small or mediumsized enterprise – excluding micro-enterprises – that qualifies as a public\r\ninterest entity within the meaning of\r\nArticle 2(1)(a).\r\n(4): Article 29a is amended as follows:\r\nDas Aufsetzen der für die Berichterstattung erforderlichen Prozesse bindet nicht nur große personelle Ressourcen – viele Unternehmen müssten ihre Nachhaltigkeitsabteilungen signifikant aufstocken – sondern geht auch darüber hinaus mit hohen Kosten\r\neinher (IT-Systeme, externe Berater etc.). Wenngleich diese Aspekte im Grundsatz für alle Unternehmen gleichermaßen gelten, so sind gerade kleine und\r\nmittelgroße Unternehmen (in der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft\r\nhäufig kommunale Stadtwerke)\r\nbesonders stark davon betroffen,\r\nda sie weniger personelle und finanzielle Ressourcen zur Verfügung halben und die eventuellen\r\nVorteile der Nachhaltigkeitsberichterstattung, wie beispielsweise erleichterter Zugang zu Kapital, für sie meist weniger stark\r\nersichtlich sind.\r\nDeshalb sollten weniger große\r\nUnternehmen durch eine Angleichung der Schwellenwerte aus\r\nder CSRD an die Schwellenwerte\r\nder CSDDD entlastet und von den\r\nverpflichtenden\r\nSeite 17 von 25\r\nParent undertakings of a large group\r\nwhich, on their balance sheet dates,\r\nexceed the average number of 1000\r\nemployees, on a consolidated basis,\r\nduring the financial year, which has\r\nreached the thresholds set out in Article 19a (1a), shall include in the consolidated management report information necessary to understand the\r\ngroup’s impacts on sustainability matters, and information necessary to understand how sustainability matters\r\naffect the group’s development, performance and position.\r\nOffenlegungspflichten ausgenommen werden. Eine Berichterstattung auch kleinerer Unternehmen\r\nauf freiwilliger Basis soll selbstverständlich weiterhin möglich\r\nbleiben. Nach einigen Jahren Erfahrung mit der Umsetzung der\r\nCSRD kann unter Umständen geprüft werden, inwieweit eine Absenkung des Schwellenwerts mit\r\nreduzierten Berichtspflichten\r\n(bspw. durch die Anwendung der\r\nfreiwilligen Berichtsstandards für\r\nKMU) sinnvoll und für die betroffenen Unternehmen handhabbar wäre.\r\nVerzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden\r\nsektorspezifischen Berichtsstandards\r\n(6) Article 29b is amended as follows:\r\n(a) in paragraph 1, the third and\r\nfourth subparagraphs are deleted; (b)\r\nin paragraph 4, first subparagraph, the\r\nlast sentence is replaced by the following:\r\n‘Sustainability reporting standards\r\nshall not specify disclosures that\r\nwould require undertakings to obtain\r\nfrom undertakings in their value chain\r\nwhich, on their balance sheet dates,\r\ndo not exceed the average number of\r\n1000 employees during the financial\r\nyear specified in Article 19a of Directive 2013/34/EU any information\r\nthat exceeds the information to be\r\ndisclosed pursuant to the sustainability reporting standards for voluntary\r\nuse referred to in Article 29ca.’;\r\nIn Deutschland hat die Wasserwirtschaft einen Standard für die\r\ndoppelte Wesentlichkeitsprüfung\r\nund der Zuordnung der jeweiligen\r\nDatenpunkte entwickelt. Dabei\r\nsind als Beiprodukt auch sektorspezifische Standards entwickelt\r\nworden, weil sich viele ESRS nur\r\ndurch eine sektorspezifische Auslegung verständlich machen lassen. Auch die Energiewirtschaft\r\nim BDEW entwickelt entsprechende Muster und wird dabei\r\nsektorspezifische Besonderheiten\r\nausarbeiten. Weitere verpflichtende Standards durch die\r\nEFRAG bergen die Gefahr, gefundene Standards zu überschreiben\r\nund damit zu einer Doppelarbeit\r\nführen. Gleichzeitig können sektorspezifische Standards\r\nSeite 18 von 25\r\n(7) Article 29c is deleted;\r\n(8) the following Article 29ca is inserted:\r\n[…]“\r\nUnternehmen auch bei der Berichterstattung und der Reduktion von Berichtspflichten auf EUEbene unterstützen, wenn sie wesentliche Themen und spezifische\r\nAngaben für Organisationen dieser Branche festlegen und konkretisieren. Anstatt verpflichtender Standards sollten daher freiwillige sektorspezifische Standards erarbeitet werden, um den\r\nUnternehmen selbst die Entscheidung zu überlassen, ob deren\r\nNutzung für sie sinnvoll ist. Dabei\r\nsollten weitestgehend bereits\r\netablierte Branchenstandards,\r\nwie beispielsweise die GRI-Standards, übernommen werden.\r\nAnpassung der Berichtspflichten für\r\nKonzerngesellschaften, die alleinstehend\r\nnicht nach CSRD berichtspflichtig wären\r\n(4) Article 29a is amended as follows:\r\nParent undertakings of a large group\r\nwhich, on their balance sheet dates,\r\nexceed the average number of 1,000\r\nemployees , on a consolidated basis\r\nand generated a global net revenue\r\nof more than 450,000,000 EUR;, during the financial year, shall include in\r\nthe consolidated management report\r\ninformation necessary to understand\r\nthe group’s impacts on sustainability\r\nmatters, and information necessary to\r\nunderstand how sustainability matters\r\naffect the group’s development, performance, and position.\r\nFurthermore, it is not financial materiality that determines the inclusion\r\nof subsidiaries in the non-financial\r\nIm Rahmen der Konzernberichterstattung kann es vorkommen,\r\ndass Gesellschaften sich noch im\r\nKonsolidierungskreis befinden,\r\nobgleich sie ggf. für den Konzern\r\nnicht sehr wesentlich sind, aber\r\nauch noch nicht so unwesentlich,\r\ndass auf die Einbeziehung komplett verzichtet werden könnte.\r\nDurch die Einbeziehung in den\r\nKonzernabschluss sind auch diese\r\nGesellschaft gezwungen, eine Berichterstattung für CSRD und Taxonomie zu erstellen. Das sog.\r\nKonzernprivileg wird in diesem\r\nFall für kleine Gesellschaft zur\r\nBürde, denn es besteht die Gefahr, dass die Unternehmen bei\r\nEinbezug in einen\r\nSeite 19 von 25\r\nsustainability reporting, but rather\r\nthe materiality concerning the sustainability aspect to be reported.\r\nKonzernabschluss interne und externe Aufwände stemmen müssen, obgleich sie am Ende nur von\r\nwenigen Berichtspflichten tatsächlich betroffen sind. Es sollte\r\ndaher die Möglichkeit für eine\r\npunktbezogene und begründete\r\nAusgrenzung entsprechender\r\nkonsolidierter Gesellschaften von\r\nder Seite 6 von 15 Reduktion von\r\nBerichtspflichten auf EU-Ebene\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung\r\ngeprüft werden (in Form einer Art\r\nWesentlichkeitsanforderung). Die\r\nErgänzung in 29a sorgt dafür, dass\r\nalle Tochterunternehmen in einer\r\nWeise berücksichtigt werden, da\r\nwesentliche Auswirkungen, Risiken und Chancen unvoreingenommen ermittelt werden können.\r\nSimplifizierung und\r\nVerkürzung der Mindestanforderungen an\r\ndie Berichtsdarstellung\r\n(9) Article 29d is replaced by the following:\r\nArticle 29d: Single electronic reporting format\r\nUndertakings subject to the requirements of Article 19a of this Directive\r\nfrom January 1, 2030 shall prepare\r\ntheir management report in the electronic reporting format specified in Article 3 of Commission Delegated Regulation (EU) 2019/815* and shall mark\r\nup their sustainability reporting, including the disclosures provided for in\r\nArticle 8 of Regulation (EU) 2020/852,\r\nin accordance with the electronic reporting format to be specified in that\r\nDelegated Regulation. Until such rules\r\nDie Umsetzung der Anforderungen an die Nachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD sind\r\nein beträchtlicher Aufwand, insbesondere für Unternehmen,\r\nwelche erstmalig zu Nachhaltigkeitsthemen extern berichten.\r\nDie Umsetzbarkeit der Maschinenlesbarkeit (Tagging) mit paralleler Ersteinführung der CSRD-Anforderungen ist eine merkliche\r\nBelastung. Dies betrifft sowohl\r\nKapazitätsgrenzen als auch technische Grenzen in Bezug auf Datenverfügbarkeiten. Es sollte zunächst konkretisiert werden, ab\r\nwann die Verpflichtung für\r\nSeite 20 von 25\r\non the marking up are adopted by way\r\nof that Delegated Regulation, undertakings shall not be required to\r\nmarkup their sustainability reporting.\r\n2. Parent undertakings subject to the\r\nrequirements of Article 29a from January 1, 2030 shall prepare their consolidated management report in the\r\nelectronic reporting format specified\r\nin Article 3 of Delegated Regulation\r\n(EU) 2019/815 and shall mark up their\r\nEN 35 EN sustainability reporting, including the disclosures provided for in\r\nArticle 8 of Regulation (EU) 2020/852,\r\nin accordance with the electronic reporting format to be specified in that\r\nDelegated Regulation. Until such rules\r\non the marking up are adopted by way\r\nof that Delegated Regulation, parent\r\nundertakings shall not be required to\r\nmarkup their sustainability reporting.;\r\nUnternehmen besteht, das Tagging anzuwenden. Zudem sollte\r\neine spätere, schrittweise Einführung der Tagging-Anforderung geschaffen werden, sodass aktuelle\r\nVerzögerungen in der Regulatorik\r\nBeachtung geschenkt wird, Komplexitäten und die Anforderungen\r\nletztendlich angemessen und reduziert umgesetzt werden können.\r\nOptionale TaxonomieBerichterstattung\r\nArticle 19b: Optional taxonomy reporting for certain undertakings\r\n1. Member States shall ensure that, by\r\nway of derogation from Article 8 of\r\nRegulation (EU) 2020/852, undertakings as referred to in Article 19a(1) of\r\nthis Directive which, on their balance\r\nsheet dates, do not exceed a net\r\nturnover of EUR 450 000 000 during\r\nthe financial year shall apply the paragraphs 2, 3 and 4 of this Directive.\r\nFreiwilligkeit der Taxonomie-Berichterstattung sollte für ausnahmslos alle Unternehmen gelten. Dies gilt spiegelbildlich auch\r\nfür Art. 29aa (Mutterunternehmen).\r\nArticle 29aa\r\nSeite 21 von 25\r\nOptional taxonomy reporting for certain parent undertakings\r\n1. Member States shall ensure that,\r\nby way of derogation from Article 8\r\nof Regulation (EU) 2020/852, parent\r\nundertakings as referred to in Article\r\n29a(1) of this Directive which, on\r\ntheir balance sheet dates, do not exceed a net turnover of EUR 450 000\r\n000, on a consolidated basis, during\r\nthe financial year shall apply the paragraphs 2, 3 and 4 of this Directive.\r\nAmendments to Directive (EU) 2022/2464 – Article 1 COM(2025) 80\r\nVerschiebung der Berichtspflicht für noch\r\nnicht berichtspflichtige\r\nUnternehmen um\r\nzwei Jahre für CSRD\r\nund CSDDD\r\nIn Directive (EU) 2022/2464, Article\r\n5(2) is amended as follows:\r\n(1) the first subparagraph is amended\r\nas follows:\r\n(a) in point (b), the introductory\r\nwording is replaced by the following:\r\n‘for financial years starting on or after 1 January 2027:’;\r\n(b) in point (c), the introductory\r\nwording is replaced by the following:\r\n‘for financial years starting on or after 1 January 2028:’;\r\n(2) the third subparagraph is amended\r\nas follows:\r\n(a) in point (b), the introductory\r\nwording is replaced by the following:\r\n‘for financial years starting on or after 1 January 2027:’;\r\n(b) in point (c), the introductory\r\nwording is replaced by the following:\r\nZwar haben viele der berichtspflichtigen Unternehmen angesichts der aktuell gültigen Vorgaben bereits mit der Vorbereitung\r\nauf die erstmalige Berichterstattung im Jahr 2026 begonnen. Angesichts des großen Umfangs der\r\nBerichtspflichten würde es nicht\r\nvon der ebenfalls vorgeschlagenen Anhebung der Schwellenwerte erfasste, erstmalig berichtspflichtige Unternehmen\r\naber stark entlasten, bei Bedarf\r\nmehr Vorbereitungszeit in Anspruch nehmen Seite 4 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten\r\nauf EU-Ebene […] c) auf am oder\r\nnach dem 1. Januar 2026 2028\r\nbeginnende Geschäftsjahre […]“\r\nAnalog auch Änderungen in den\r\nfolgenden Unterabschnitten des\r\nAbsatz 2. Auch die bereits in den\r\nESRS vorgesehene Möglichkeit,\r\nSeite 22 von 25\r\n‘for financial years starting on or after 1 January 2028:’.\r\nThe possibility already provided for in\r\nthe ESRS to omit certain data points\r\nduring the first one to two years of\r\nreporting must also be adjusted in\r\nthe further course of the review process.\r\ngewisse Datenpunkte in den ersten ein bis zwei Jahren der Berichterstattung auszulassen muss\r\nim weiteren Verlauf des Überprüfungsverfahrens angepasst werden. zu können und erste Berichte maximal auf freiwilliger Basis zu veröffentlichen (ohne Prüfpflicht).\r\nCorporate Sustainability Due Diligence Directive – Article 4 COM(2025) 81\r\nFokussierung der\r\nSorgfaltspflichten auf\r\ndirekte Geschäftsbeziehungen\r\nInsbesondere Artikel 7, 8, 10, 11, 12,\r\n14 und 15 der CSDDD, sowie Artikel 3g\r\nzur Definition der „Aktivitätskette“.\r\nDarüber hinaus müssen in der Folge\r\nim Sinne der Kohärenz auch die Vorgaben in der CSRD bzw. den ESRS zur\r\nEinbeziehung von indirekten Geschäftspartnern sowie den vor- und\r\nnachgelagerten Wertschöpfungsketten angepasst werden.\r\nFür Unternehmen ist es nur sehr\r\nschwer möglich Einfluss auf die\r\nHandlungen ihrer indirekten Geschäftspartner auszuüben. Wenngleich es verständlich ist, dass die\r\nLieferkette auch über direkte Geschäftsbeziehungen hinaus betrachtet und bewertet werden\r\nmuss, so muss vor allem für die\r\nVerpflichtungen zur Verhinderung und Behebung negativer\r\nAuswirkungen die Möglichkeit zur\r\nEinflussnahme der Unternehmen\r\nstärker berücksichtigt werden.\r\nAnalog zum deutschen LkSG\r\nsollte in der CSDDD eine daher\r\neine klarere Differenzierung zwischen den direkten und indirekten Geschäftspartnern (in\r\nDeutsch-land unmittelbare und\r\nmittelbare Zulieferer) und den in\r\nAbhängigkeit der jeweiligen Geschäftsbeziehung zu erbringenden Sorgfaltspflichten vorgenommen wer-den. Auch in Bezug auf\r\nden Begriff der „Aktivitätskette“\r\n(Artikel 3 g)) sind Anpassungen\r\nerforderlich, um eine Angleichung\r\nSeite 23 von 25\r\nmit vergleichbaren Definitionen\r\nbspw. in der CSRD zu erwirken\r\nund so Unklarheiten in der Berichterstattung zu vermeiden.\r\nStreichung der zivilrechtlichen Haftung\r\n(12) Article 29 is amended as follows:\r\n(a) paragraph 1 is deleted;\r\n[…]\r\n(f) paragraph 7 is deleted;\r\n(13) in Article 36 is amended as follows:\r\n(a) paragraph 1 is deleted;\r\n(b) in paragraph 2, point (f) is replaced as follows:\r\n‘the effectiveness of the enforcement\r\nmechanisms put in place at national\r\nlevel, and of the penalties and the\r\nrules on civil liability;;’\r\nEine umfangreiche zivilrechtliche\r\nHaftung schafft für Unternehmen\r\nmit komplexen Lieferketten\r\nenorme rechtliche Unsicherheit\r\nund das Risiko übermäßiger\r\nRechtsstreitigkeiten. Stattdessen\r\nsollte analog zum deutschen LkSG\r\nauf eine Bemühenspflicht der Unternehmen abgestellt werden.\r\nÄnderungsvorschläge zu den ESRS\r\nVerankerung des\r\nNetto-Ansatzes bei\r\nder Beurteilung der\r\nWesentlichkeit von\r\nAuswirkungen, Risiken\r\nund Chancen.\r\nIm EFRAG IG 1.228 ff. wird von „Auswirkungen / Risiken / Chancen“ vor\r\nMitigationsmaßnahmen (Brutto-Ansatz) bei der Beurteilung der Wesentlichkeit gesprochen.\r\nBei Anwendung des Netto-Ansatzes kann sich das berichtende Unternehmen bei der Offenlegung\r\nder Ziele, Strategien und Maßnahmen auf die tatsächlichen\r\nHandlungsbedarfe fokussieren.\r\nDie Anzahl der zu berichtenden\r\nSustainability Matters könnte signifikant reduziert werden, ohne\r\ndie gewünschte Steuerungswirkung zu verlieren.\r\nSeite 24 von 25\r\nAusweitung des Wesentlichkeitsvorbehaltes bei Metrics auf alle\r\nzu berichtende Datenpunkte eines wesentlichen Sustainability\r\nMatters.\r\nLt. „Anlage E des ESRS-1: Ablaufdiagramm zur Bestimmung der Angaben\r\nim Rahmen der ESRS“ besteht nur bei\r\nMetrics die Möglichkeit, unwesentliche Datenpunkte auszulassen. Alle\r\nsonstige Datenpunkte müssen vollständig berichtet werden, auch wenn\r\nsie ohne Relevanz für das berichtende\r\nUnternehmen sind.\r\nDurch die Pflicht zur Berichterstattung aller Datenpunkte eines\r\nwesentlichen Sustainability Matters wird eine hohe BerichtsHürde erzeugt. Die Möglichkeit,\r\nbei entsprechender Begründung\r\nunwesentliche Datenpunkte zu\r\neinem wesentlichen Sustainabilty\r\nMatter wegzulassen, würde es\r\ndem berichtenden Unternehmen\r\nermöglichen, den Fokus auf einzelne steuerungsrelevante Aspekte zu einem Sustainability\r\nMatter offenzulegen, ohne in die\r\nvollständige Berichterstattung zu\r\ngeraten.\r\nVerzicht auf eine Berichterstattungspflicht\r\nfür positive Auswirkungen und Chancen.\r\nFür positive Auswirkungen und Chancen besteht analog den negativen Auswirkungen und Risiken eine Berichtspflicht.\r\nDie Offenlegung positiver Auswirkungen und Chancen liegt im Eigeninteresse des Unternehmens,\r\nhierfür bedarf es keines regulatorischen Eingriffs.\r\nAusweitung der Übergangsbestimmungen,\r\nalso schrittweisen Einführung von komplexen Datenpunkten\r\nESRS 1: 10.3 Transitional provision related to section 7.1 Presenting comparative information\r\n136.\r\n„[…] For disclosure requirements listed\r\nin Appendix C List of phased-in Disclosure Requirements, this transitional\r\nprovision applies with reference to the\r\nfirst initial x years of mandatory application of the phased-in disclosure\r\nrequirement.“\r\nDie berichterstattenden Unternehmen haben auf Grundlage\r\nvon 10.3 ESRS 1 in ausgewählten\r\nAngabepflichten Erleichterungen\r\ndurch Übergangsbestimmungen\r\nim ersten Jahr zugesprochen bekommen. Eine Ausweitung der\r\nÜbergangsbestimmungen durch\r\neine verlängerte Übergangsperiode über das erste Jahr hinaus\r\nund eine Erweiterung der Angabepflichten in Anlage C würden\r\neine signifikante Erleichterung\r\nder Anforderungsumsetzung\r\nschaffen.\r\nSeite 25 von 25\r\nWeitestgehender Verzicht auf die Angaben des ESRS 1 bzw. 2 zu der Vielzahl an allgemeinen Angaben zum Unternehmen, zu internen Prozessen, zu\r\nmethodischen Vorgehensweisen usw.\r\nStattdessen sollte sich das CSRD-Reporting auf die Kerninhalte der wesentlichen Themen beschränken, also\r\ndie Strategie, Ziele und KPIs. Die detaillierte Angabe von Umsetzungsmaßnahmen zur Erreichung dieser Strategien/Ziele sollte freiwillig werden.\r\nStattdessen würde der Prüfer des\r\nCSRD-Berichts auf die Einhaltung der\r\nESRS 1/2 achten.\r\nEine gesetzliche Freiwilligkeit darf\r\nnicht zu einer impliziten Pflicht\r\nfür die Unternehmen führen. Dies\r\nist sicherzustellen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. WP)","shortTitle":"BMJ (20. WP)","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52 · 1000 Brüssel · Belgien\r\nSeite 1 von 2\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nBelgien\r\nGeschäftsführung bei der EUVertretung\r\nViola Rocher\r\nHauptgeschäftsführung\r\nKerstin Andreae (Vorsitzende)\r\nAndrees Gentzsch\r\nDr. Kirsten Westphal\r\nMartin Weyand\r\nUSt-IdNr: DE 814902527\r\nAmtsgericht Charlottenburg\r\nVR 26587 B\r\nBankverbindung\r\nBerliner Volksbank\r\nIBAN: DE80 1009 0000 8848 0410 00\r\nBIC: BEVODEBB\r\nGreen Claims Richtlinie schafft überflüssige Bürokratie und schwächt den Verbraucherschutz\r\nSehr geehrte Damen und Herren Abgeordnete des Europäischen Parlaments,\r\nals Branchenverband der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft möchten wir\r\nunsere Sorgen hinsichtlich des im Entwurf der Richtlinie über umweltbezogene\r\nAngaben (Green Claims) vorgesehenen ex-ante-Zertifizierungsverfahren zum\r\nAusdruck bringen. Um zusätzliche Bürokratie zu vermeiden, die aus unserer Sicht\r\nin keinem Verhältnis zu den möglichen Vorteilen der Vorschläge steht, halten wir\r\neine grundlegende Überarbeitung des Richtlinienentwurfs für erforderlich. Wir\r\nbitten Sie daher, sich im Rahmen der laufenden Trilogverhandlungen zwischen\r\ndem Europäischen Parlament und dem Rat der EU dafür einzusetzen.\r\nDie Weiterentwicklung des Binnenmarktes zu einer modernen, ressourceneffizienten\r\nund wettbewerbsfähigen Wirtschaft ist entscheidend für die Verwirklichung\r\ndes ökologischen Wandels und die Erreichung der Ziele des Green Deal. Es\r\nist auch aus unserer Sicht absolut wesentlich, wahrheitsgemäße Umweltangaben\r\nzu fördern und irreführende Angaben zur ökologischen Nachhaltigkeit zu verhindern.\r\nZu diesem Zweck hat die Richtlinie zur Stärkung der Verbraucher für den\r\nökologischen Wandel (Richtlinie 2024/825) bereits weitreichende Änderungen\r\numgesetzt, die in erst Mitte 2026 in Kraft treten werden. Daher empfehlen wir\r\nzunächst, die Auswirkungen der Umsetzung dieser Richtlinie abzuwarten und zu\r\nprüfen, ob darüber hinaus weiterer Handlungsbedarf im Sinne der Green Claims-\r\nRichtlinie besteht.\r\nWir sind jedenfalls überzeugt, dass die darüber hinaus gehende Einführung eines\r\nex-ante-Zertifizierungsverfahrens, wie im Entwurf der Green Claims-Richtlinie\r\nvorgesehen, nicht in angemessener Weise zur Erreichung der oben genannten\r\nAbgeordnete des Europäischen Parlaments\r\nEuropäisches Parlament\r\nRue Wiertz 60\r\n1047 Brüssel\r\nBelgien\r\nBrüssel, 21/03/2025\r\nViola Rocher\r\nGeschäftsführerin bei der EUVertretung\r\nTelefon: +32 2 771 96 42\r\nviola.rocher@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 2\r\nZiele beiträgt. Vielmehr würde diese sogar das Hauptziel der Richtlinie untergraben,\r\nden Verbrauchern fundierte Entscheidungen über nachhaltige Produkte zu\r\nermöglichen. Europäische Unternehmen würden einem unverhältnismäßigen\r\nZeit- und Kostenaufwand ausgesetzt, was zu einem drastischen Anstieg der bürokratischen\r\nBelastung der betroffenen Unternehmen führen würde. Dies würde\r\nauch die Innovationsanreize für ökologisch engagierte Unternehmen schwächen,\r\nda sie Nachhaltigkeitsangaben nur dann kommunizieren dürften, wenn sie bereit\r\nwären, sich auf ein zeitaufwändiges und kostspieliges ex-ante-Zertifizierungsverfahren\r\neinzulassen. Wenn Unternehmen diesen Aufwand scheuen, fehlen den\r\nVerbrauchern wichtige Informationen, die sie benötigen, um nachhaltige Entscheidungen\r\nzu treffen. Dies könnte letztlich negative Auswirkungen auf die\r\nWettbewerbsfähigkeit Europas, den Verbraucher- und Umweltschutz sowie die\r\ngrundlegenden Ziele des Green Deal haben. Nicht zuletzt wirkt der Richtlinienentwurf\r\nin seiner aktuellen Form dem Ziel der EU-Kommission entgegen, Bürokratie\r\nabzubauen.\r\nDer Vorschlag besagt, dass selbst der Erhalt eines Konformitätszertifikats die Bewertung\r\nder Umweltangaben durch nationale Behörden oder Gerichte (vgl.\r\nRichtlinie 2005/29/EG) nicht vorwegnehmen wird. Dies schafft rechtliche Unsicherheit\r\nfür Unternehmen, da sie trotz des erhaltenen Konformitätszertifikats\r\nmit unterschiedlichen Interpretationen und Bewertungen konfrontiert sein könnten.\r\nEine solche Unklarheit könnte zu einer weiteren Fragmentierung des Binnenmarktes\r\ndurch uneinheitliche Durchsetzungs- und Compliance-Anforderungen\r\nin verschiedenen Rechtsordnungen führen, was es den Unternehmen erschwert,\r\nsich im regulatorischen Umfeld zurechtzufinden.\r\nEine sorgfältige und ausgewogene Umsetzung der Richtlinie zur Stärkung der\r\nVerbraucher für den ökologischen Wandel bietet bereits einen hohen Schutz vor\r\nirreführenden Umweltangaben und macht somit die Notwendigkeit einer exante-\r\nBewertung überflüssig.\r\nFür einen persönlichen Austausch zu unserer Kritik an der Green Claims Richtlinie\r\nstehe ich Ihnen gerne zur Verfügung.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nViola Rocher\r\nGeschäftsführerin bei der EU-Vertretung\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der\r\nMitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60\r\nProzent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung\r\nund rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister\r\nfür die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex\r\nnach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance\r\nRichtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-04-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016809","regulatoryProjectTitle":"Neufassung zentraler digitalpolitischer Strategien unter Einbeziehung der Energiewirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/13/fb/535501/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120002.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 31.03.2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nDigitalpolitische Agenda der Energiewirtschaft\r\nSeite 2 von 10\r\nDigitalpolitische Agenda der Energiewirtschaft\r\nDie Digitalisierung ist für die Umsetzung der Energiewende von zentraler Bedeutung und leis-tet einen wichtigen Beitrag zu vielen energiewirtschaftlichen Herausforderungen. Schon heute wirkt sich die Digitalisierung auf alle Sparten, Wertschöpfungsstufen und Unternehmensfunk-tionen aus. Die Digitalisierung ist dabei nie Selbstzweck, sondern dient dazu, Prozesse effizien-ter und sicherer zu gestalten, Kosten zu senken sowie die Innovations- und Wettbewerbsfähig-keit zu erhöhen. Zugleich ist festzustellen, dass die Digitalisierung der Energiewirtschaft sehr komplex und herausfordernd ist, was sich z.B. am Smart Meter-Rollout zeigt. Als intelligente Schnittstelle zwischen Netz und Verbraucher bildet das Smart Meter dabei eine essenzielle Grundlage für zahlreiche digitale Anwendungen. Die Digitalisierung der Energiewirtschaft geht jedoch weit über Smart Meter hinaus und umfasst u.a. KI-Systeme, Smart Grids, digitale Zwil-linge, Datenökosysteme, virtuelle Kraftwerke, Prozessautomatisierungen und viele weitere As-pekte. Ebenso komplex sind die Herausforderungen für die Unternehmen, die an der Digitali-sierung der Energiewirtschaft mitwirken, was sich insbesondere in den stärker regulierten Tei-len der Branche zeigt.\r\nDie digitalpolitische Agenda zeigt aus Sicht des BDEW auf, unter welchen Bedingungen es ge-lingen kann, die Hemmnisse der Digitalisierung in der Energiewirtschaft abzubauen und deren großes Potenzial weiter zu erschließen. Perspektivisch sollte eine Aktualisierung der relevan-ten digitalpolitischen Themen erfolgen, um neuen Entwicklungen gerecht zu werden.\r\nDie Agenda umfasst sechs zentrale Themengebiete, die besonderer Aufmerksamkeit bedürfen und politisch zu begleiten sind. Diese Themengebiete sind:\r\n(1)\r\nGovernance der Digitalisierung im Energiebereich\r\n(2)\r\nPolitischer Rahmen: Strategien der Bundesregierung\r\n(3)\r\nDaten und Datenpolitik\r\n(4)\r\nKI in der Energiewirtschaft\r\n(5)\r\nDigitalisierung der Stromnetze\r\n(6)\r\nEuropäische Digitalpolitik\r\nSeite 3 von 10\r\n1 Governance der Digitalisierung im Energiebereich\r\n›\r\nZentrale Koordinierung der Digitalisierung im Energiebereich auf ministerialer Ebene\r\nDie Digitalisierung durchdringt zusehends alle Ebenen der Energiewirtschaft, während zugleich Energie- und Digitalpolitik auf europäischer Ebene enger zusammenrücken. Die Digitalisierung im Energiebereich wird jedoch bis heute aufseiten der Behörden noch sehr fragmentiert be-trachtet und wird dabei der Vielschichtigkeit und den Interdependenzen der verschiedenen Digitalisierungsthemen nicht gerecht. Es werden einzelne Themen (wie z.B. der Smart Meter-Rollout) zu isoliert von anderen Aspekten der Digitalisierung im Energiebereich (z.B. Ver-brauchsdaten für dynamische Tarife oder Datennutzung für netzdienliche Steuerung) behan-delt. Weiterhin müssen sichere und verlässliche Rahmenbedingungen geschaffen werden, um den Datenaustausch, auch über Sektorengrenzen hinweg, zu ermöglichen und zu fördern.\r\nEs ist daher für den Erfolg der Digitalisierung der Energiewende und des Energiesystems von entscheidender Bedeutung, dass auf ministerialer Ebene eine zentrale Organisationseinheit für die gesamtheitliche Betrachtung des Themenkomplexes „Digitalisierung der Energiewirt-schaft“ geschaffen wird. Dies ist die Voraussetzung für eine koordinierte politische Begleitung und nur so kann eine weitere Fragmentierung des Themenbereichs vermieden werden.\r\n›\r\nDigitalisierungsstrategie für das Energiesystem\r\nIn Ergänzung zur zentralen Koordinierung der Digitalisierung im Energiebereich sollte die Bun-desregierung eine Strategie für die Digitalisierung des Energiesystems erarbeiten, um auf die-ser Basis eine ganzheitliche Vorgehensweise ableiten zu können und die unterschiedlichen Fa-cetten der Digitalisierung im Energiebereich fokussiert zusammenzuführen. Dabei müssen die Vernetzung von Daten und entsprechende datengebundene Prozesse in Datenökosystemen besonders berücksichtigt werden. Diese nationale Digitalisierungsstrategie für das Energiesys-tem sollte dabei eng auf die geplante „Strategic roadmap for digitalisation and AI in the energy sector“ der Europäischen Kommission abgestimmt werden. Die Energiewirtschaft ist bereit, Ihren Beitrag zu einer nationalen Digitalisierungsstrategie zu leisten.\r\n›\r\nIT-Regulierungsbarometer: Belastung der regulatorischen IT-Erfordernisse reduzieren\r\nEs ist festzustellen, dass die IT-Ressourcen der Unternehmen der Energiewirtschaft zuneh-mend mit rein regulatorisch getriebenen IT-Projekten befasst sind. Dies hat in den letzten Jah-ren überhandgenommen und stellt viele Unternehmen vor eine Belastungsprobe. Gleichzeitig werden dadurch Ressourcen von innovativen IT-Projekten abgezogen, die sonst die Energie-wende vorantreiben und zu neuen Geschäftsmodellen beitragen könnten. Die Branche fordert daher ein „IT-Regulierungsbarometer“, damit Behörden die Belastung durch Regulierungen erfassen und reduzieren können. Ein IT-Regulierungsbarometer dient primär zur\r\nSeite 4 von 10\r\nVerdeutlichung der regulatorisch bedingten Belastungen der Unternehmen. Die zuständigen Behörden müssen sich insgesamt stärker für die Vermeidung, die Vereinfachung und den Ab-bau von Bürokratie einsetzen.\r\n2 Politischer Rahmen: Strategien der Bundesregierung\r\n›\r\nDatenstrategie der Bundesregierung: Neufassung mit Fokus auf Schlüsselbranchen & Ein-beziehung der Energiewirtschaft\r\nDie Bundesregierung hat 2023 eine neue Datenstrategie veröffentlicht. Wenngleich diese Da-tenstrategie einige gute Impulse enthielt, so ist aus Sicht der Energiewirtschaft festzustellen, dass die aufgeführten Maßnahmen nicht zur Zielerreichung geeignet sind. Von besonderer Be-deutung ist zudem, dass sektorspezifische Herausforderungen im Hinblick auf Datenverfügbar-keit und -qualität bis auf wenige Ausnahmen nicht berücksichtigt wurden.\r\nDie Bundesregierung sollte daher eine neue und fokussierte Datenstrategie erarbeiten, mit dem spezifischen Fokus auf wichtige Branchen, wie die Energiewirtschaft. Ein entsprechender Dialogprozess zur Verbesserung der Datenverfügbarkeit und -nutzung sowie des Datenaus-tauschs wird von der Energiewirtschaft begrüßt. In diesem Rahmen könnten auch regulatori-sche Hemmnisse klar benannt und adressiert werden.\r\n›\r\nDigitalstrategie der Bundesregierung: Neufassung, Verzahnung mit Datenstrategie und Brancheneinbeziehung\r\nDie Digitalstrategie der Bundesregierung, welche 2022 veröffentlicht wurde, sollte ebenfalls neu erarbeitet werden. In der jetzigen Form ist kein Zielbild erkennbar, stattdessen werden diverse Einzelmaßnahmen aufgeführt. Weiterhin mangelt es an einer zentralen Koordinierung und finanziellen Mitteln (z.B. Digitalbudget) zur Umsetzung der Maßnahmen. Zudem muss die Digitalstrategie enger mit der Datenstrategie verzahnt werden (oder ggf. deren Inhalte direkt übernehmen). Von besonderer Bedeutung ist aus Sicht der Energiewirtschaft, dass die Einbe-ziehung der Energiewirtschaft, neben anderen Branchen und weiteren gesellschaftlichen Sta-keholdern, kaum erfolgt ist. Eine Digitalstrategie der Bundesregierung muss die Perspektiven und Bedarfe z.B. von einzelnen Branchen ernst nehmen, um Synergien realisieren zu können.\r\nSeite 5 von 10\r\n3 Daten und Datenpolitik\r\n3.1 Datenökosysteme stärken\r\nDer Austausch von Daten und die Prozessabwicklung über Datenökosysteme sind entschei-dend für das digitalisierte Energiesystem der Zukunft. Dabei ist es von zentraler Bedeutung, dass Daten insbesondere auch sektorenübergreifend ausgetauscht werden, um u.a. die opti-male Integration dezentraler Anlagen in das Energiesystem zu ermöglichen. Grundlage hierfür ist ein hoher Grad an Interoperabilität. Datenökosysteme bieten schon heute konkrete Mehr-werte für diverse energiewirtschaftliche Anwendungsfälle. Vor diesem Hintergrund sollte die Bundesregierung zu einer weiteren Stärkung von Datenökosystemen in der Energiewirtschaft und in verwandten Sektoren beitragen. Im Rahmen der Stärkung des Datenaustauschs ist je-doch stets zu gewährleisten, dass Unternehmen der Energiewirtschaft die Weitergabe von Da-ten, z.B. aus Sicherheitsgründen, einschränken können.\r\n3.2 Datenschutzgrundverordnung\r\nDer Datenschutz ist zurecht ein sehr hohes Gut und es ist zu befürworten, dass die DSGVO den Schutz von personenbezogenen Daten ermöglicht. Zugleich führen einige Aspekte in der natio-nalen Umsetzung des Datenschutzes zu vermeidbarem Mehraufwand und zu einer Hemmung von Innovationen. Während unbedingt sicherzustellen ist, dass es zu keiner Beeinträchtigung des Datenschutzes kommt, wären aus Sicht der Energiewirtschaft einige pragmatische Anpas-sungen zu befürworten. Dadurch kann der Datenschutz aufrechterhalten werden und zugleich unnötige Hemmnisse für die Digitalisierung der Energiewirtschaft abgebaut werden.\r\n›\r\nStraffung der Datenschutzaufsicht\r\nEs sollte unter Einbindung der Wirtschaft, insbesondere auch der Energiewirtschaft, geprüft werden, inwieweit eine Straffung bzw. Zentralisierung der Datenschutzaufsicht auf Bundes-ebene Vorteile gegenüber der gegenwärtigen föderalen Struktur der Datenschutzaufsicht bie-tet. Das primäre Ziel einer möglichen Reform sollte darin bestehen, Rechtsunsicherheiten durch unterschiedliche Auslegungen zu vermeiden und zugleich eine effiziente Zusammenar-beit zwischen Wirtschaft und Datenschutzaufsichtsbehörden aufrechtzuerhalten.\r\n›\r\nFokus auf Innovation in der DSGVO-Auslegung\r\nDie Bundesregierung sollte zudem Maßnahmen ergreifen, um eine innovationsfördernde Aus-legung der DSGVO zu ermöglichen. Auch in der Energiewirtschaft stellt die DSGVO in ihrer ge-genwärtigen Auslegung bisweilen ein Hemmnis für neue Innovationen dar. Angesichts des enormen Transformationsdrucks und der Potenziale neuer digitaler Technologien (insbeson-dere KI), sollte die Bundesregierung hier Verbesserungen anstreben.\r\nSeite 6 von 10\r\n4 KI in der Energiewirtschaft\r\n4.1 KI-Strategie der Bundesregierung\r\n›\r\nNeufassung oder umfassende Weiterentwicklung der nationalen KI-Strategie\r\nDie „Nationale Strategie Künstliche Intelligenz der Bundesregierung“ wurde 2018 erarbeitet und 2020 durch die damalige Bundesregierung fortgeschrieben. Seither wurden die beschrie-benen Initiativen nicht ausreichend vorangetrieben, es wurden nicht genügend Mittel zu de-ren Umsetzung bereitgestellt und relevante KI-Technologien haben sich stark weiterentwi-ckelt. Vor diesem Hintergrund fordert die Energiewirtschaft eine Neufassung bzw. umfassende Weiterentwicklung der nationalen KI-Strategie der Bundesregierung.\r\n›\r\nSektorspezifische Maßnahmen unter Einbeziehung der Energiewirtschaft\r\nUnter Einbeziehung der Energiewirtschaft soll identifiziert werden, welche sektorspezifischen Maßnahmen für bessere Bedingungen für die Entwicklung und den Betrieb von KI-Systemen vonnöten sind. Es soll weiterhin identifiziert werden, wie in der Energiebranche der weitere Aufbau des KI-Innovationsökosystems weiter unterstützt werden kann.\r\n4.2 Nationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung\r\n›\r\nZügige Verabschiedung des Durchführungsgesetzes durch die Bundesregierung\r\nDie politisch bedingte Verzögerung bei der Beschließung des nationalen Durchführungsgeset-zes zur KI-Verordnung sieht die Energiewirtschaft kritisch. Insbesondere zur Vermeidung von weiterer Rechtsunsicherheit sollte die Bundesregierung so schnell wie möglich das Durchfüh-rungsgesetz beschließen.\r\n›\r\nKonsultation im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens\r\nDie spezifische Ausgestaltung des Entwurfs für das nationale Durchführungsgesetz sollte unter Einbeziehung der betroffenen Branchen erfolgen. Die Energiewirtschaft ist besonders stark, vornehmlich im Bereich der Hochrisiko-Anwendungen, von der KI-Verordnung betroffen. Demnach sprechen wir uns eine Konsultation unter Beteiligung der Energiewirtschaft schon zu einem frühen Zeitpunkt des Gesetzgebungsverfahrens ein.\r\n›\r\nAnforderungen an das nationale Durchführungsgesetz aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nBei der Ausgestaltung des nationalen Durchführungsgesetzes betrachtet es die Energiewirt-schaft als bedeutsam, dass folgende Aspekte berücksichtigt werden, um innovationsfreundli-che Rahmenbedingungen für KI in der Energiewirtschaft zu setzen:\r\nSeite 7 von 10\r\n(1)\r\nEtablierung eines Wirtschaftsbeirats und konsequente Einbindung der Energiewirt-schaft im Rahmen der nationalen Aufsichtsstruktur\r\n(2)\r\nPraxisnahe und bürokratiearme Berichts- und Transparenzpflichten\r\n(3)\r\nKlarer Auftrag zur Innovationsförderung für die KI-Aufsichtsbehörden\r\n(4)\r\nZusammenführung der notifizierenden und marktüberwachenden Behörden bei der BNetzA\r\n›\r\nKI-Reallabore in der Energiewirtschaft\r\nDie KI-Verordnung sieht gemäß Art. 57 vor, dass die Mitgliedsstaaten jeweils min. ein „KI-Real-labor“ einrichten sollen. Die Energiewirtschaft fordert von der Bundesregierung, über diese Minimalanforderung hinauszugehen. Es soll auch der Energiewirtschaft ermöglicht werden, KI im Rahmen von Reallaboren zu erproben. In diesem Rahmen sollen komplementäre KI-Realla-bore priorisiert werden, um möglichst viele unterschiedliche KI-Systeme unter Reallabor-Be-dingungen testen und skalieren zu können.\r\n5 Digitalisierung der Stromnetze\r\nDie Digitalisierung der Stromnetze ist von besonderer Bedeutung für die Umsetzung der Ener-giewende. Wenngleich bereits konkrete Fortschritte im Hinblick auf die Digitalisierung der Stromnetze zu verzeichnen sind, so gilt es hier noch einige Hürden technischer, regulatori-scher und finanzieller Art zu überwinden. Um die finanziellen Hürden zu reduzieren, wäre es ein wichtiger Schritt zu prüfen, inwieweit der Regulierungsrahmen angepasst werden könnte, sodass eine zeitgerechte regulatorische Anerkennung von IT-Investitionen als OPEX-Kosten er-möglicht werden kann.\r\nDie Bundesregierung kann einen Beitrag leisten, um die Digitalisierung der Stromnetze auf fol-gende Weise zu unterstützen:\r\n›\r\nDigitalisierung der Netzanschlussverfahren\r\nDie seit Jahren massiv steigende Zahl von Netzanschlussbegehren erhöht den Bearbeitungs-aufwand für Netzbetreiber enorm. Digitalisierung und KI bieten auch hier große Chancen: Sie können Planungsprozesse optimieren, Antragsverfahren beschleunigen und Netzengpässe vorhersagen. Mit Fortschritten ist dann zu rechnen, wenn Verteilnetzbetreiber ihre Arbeitsab-läufe weiter vereinfachen, standardisieren und digitalisieren. Der Gesetzgeber kann an dieser Stelle greifbar Hilfe leisten, indem er einerseits von legislativem Mikromanagement absieht\r\nSeite 8 von 10\r\nund andererseits Berichts- und Mitteilungspflichten reduziert. Netzbetreiber sind sich ihrer Verantwortung für das Gelingen der Energiewende bewusst. Der BDEW unterstützt sie dabei. 1\r\n›\r\nNetzausbau auch an Bedarf der Digitalisierung anpassen\r\nEin weiterer Aspekt der Digitalisierung ist, dass Strombedarfe, z. B. durch Rechenzentren, Großwärmepumpen und KI-Anwendungen, steigen werden. Große Stromverbraucher sollten vor diesem Hintergrund vor allem dort entstehen, wo ausreichend Netzkapazität verfügbar sein wird. Der BDEW hat hierzu bereits Vorarbeiten geleistet.2\r\n6 Europäische Digitalpolitik\r\n›\r\nUmsetzung statt neuer Regulierung\r\nIn den letzten Jahren hat die EU im Bereich der Digitalregulierung viele sehr umfassende und tiefgreifende Regulierungen beschlossen (z. B. AI Act und Data Act), die auch die Energiewirt-schaft vor große Herausforderungen stellen. Statt neue Digitalregulierungen anzustoßen, plä-diert die Energiewirtschaft dafür, dass die bestehenden Regulierungen zuerst in eine gute Um-setzung gebracht werden. Weiterhin benötigt die Energiewirtschaft Zeit zur Umsetzung der bereits beschlossenen Regulierungen. Die Bundesregierung sollte sich aus Sicht der Energie-wirtschaft auf europäischer Ebene für eine „Digitalpolitische Umsetzungsphase“ einsetzen, um eine Überlastung von Schlüsselbranchen, wie der Energiewirtschaft, zu vermeiden.\r\n1 Beispiele für laufende BDEW-Arbeiten in diesem Zusammenhang sind etwa die Erarbeitung eines Leitfadens zum Aufbau von Netzanschlussportalen oder eines Bundesmusterwortlauts zu den technischen Anschlussbedin-gungen in der Mittelspannung.\r\n2 BDEW-Positionspapier: Umgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nSeite 9 von 10\r\nDigitalpolitische Agenda\r\n(1) Governance der Digitalisierung im Energiebereich\r\n›\r\nZentrale Koordinierung der Digitalisierung im Energiebereich auf ministerialer Ebene\r\n›\r\nDigitalisierungsstrategie für das Energiesystem\r\n›\r\nIT-Regulierungsbarometer: Belastung der regulatorischen IT-Erfordernisse reduzieren\r\n(2) Politischer Rahmen: Strategien der Bundesregierung\r\n›\r\nDatenstrategie der Bundesregierung: Neufassung mit Fokus auf Schlüsselbranchen & Einbeziehung der Energie-wirtschaft\r\n›\r\nDigitalstrategie der Bundesregierung: Neufassung, Verzahnung mit Datenstrategie und Brancheneinbeziehung\r\n(3) Daten und Datenpolitik\r\n›\r\nDatenökosysteme stärken\r\n›\r\nDSGVO: Straffung der Datenschutzaufsicht und innovationsfreundliche Auslegung\r\n(4) KI in der Energiewirtschaft\r\nKI-Strategie der Bundesregierung\r\n›\r\nNeufassung oder umfassende Weiterentwicklung der nationalen KI-Strategie\r\n›\r\nSektorspezifische Maßnahmen unter Einbeziehung der Energiewirtschaft\r\nNationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung\r\n›\r\nZügige Verabschiedung des Durchführungsgesetzes durch die Bundesregierung\r\n›\r\nKonsultation im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens\r\n›\r\nAnforderungen an das nationale Durchführungsgesetz aus Sicht der Energiewirtschaft\r\n›\r\nKI-Reallabore in der Energiewirtschaft\r\n(5) Digitalisierung der Stromnetze\r\n›\r\nDigitalisierung der Netzanschlussverfahren\r\n›\r\nNetzausbau auch an Bedarf der Digitalisierung anpassen\r\n(6) Europäische Digitalpolitik\r\n›\r\nUmsetzung statt neuer Regulierung\r\nSeite 10 von 10\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Knüsel\r\nFachgebietsleiter Digitalisierung\r\nTelefon: +49 30 300 199-1675\r\nMailadresse: lukas.knuesel@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-04-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016818","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines kohärenten Förder- und Rechtsrahmens für den Wasserstoffmarkthochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/05/3e/535503/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120005.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nKernforderungen, die für einen flankierenden Wasserstoffmarkthochlauf notwendig sind und schnellstmöglich von der 21. Bundesregierung umgesetzt werden sollten\r\nVorbemerkung: Die folgenden Kernforderungen für einen Wasserstoffmarkthochlauf sind gleichwertig zu betrachten und stehen im Einklang zueinander. Dieses Dokument ist als Ablei-tung des Positionspapieres des BDEW zu den Leitsätzen und Kernforderungen für den Wasser-stoffhochlauf zu verstehen.\r\nEinsatz für signifikante Reduktion der Produktionskosten von Wasserstoff\r\nDie Erzeugung von Wasserstoff wird aktuell durch die Überregulierung mit immensen Mehrkos-ten belastet. Die neue Bundesregierung muss sich für eine kurzfristige Reduktion der Wasser-stoffgestehungskosten einsetzen, um Investitionssicherheit im Bereich der Erzeugung zu schaf-fen und die Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage zu verringern.\r\n•\r\nKurzfristige und gezielte Anpassung der Strombezugskriterien des Delegierten Rechts-aktes (EU) 2023/1184. Für diese Umsetzung sollte die Bundesregierung eine führende Rolle in einer europäischen Wasserstoffallianz einnehmen.\r\n•\r\nAnpassung bei den vorgesehenen Regelungen des Delegierten Rechtaktes zu Low Car-bon Hydrogen. Dazu gehören Rechtssicherheit, Anerkennung von Upstream-THG-Re-duktionen und Flexibilisierung der Strombezugskriterien. Auch für diese Maßnahme sollte die Bundesregierung in einer europäischen Wasserstoffallianz einsetzen.\r\n•\r\nPrüfung der Sicherung der Strom-Netzentgeltbefreiung für Elektrolyse im Zuge der Wei-terentwicklung der Strom-Netzentgeltsystematik für den Zeitraum ab 2029.\r\n•\r\nKurzfristiger Start der Ausschreibungen aus §96 WindSeeG für systemdienliche Elektro-lyse.\r\n•\r\nAnpassung der Ausgestaltung der Regelungen zur Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom gemäß §13k EnWG entsprechend der Erfahrungen aus der Erprobungsphase spä-testens bis zum Ende der Erprobungsphase.\r\nGrundsätzlich sollte sich die neue Bundesregierung dafür einsetzen, die regulatorischen Rest-riktionen für Wasserstoff abzubauen, da diese den Wasserstoff künstlich verteuern und somit den Förderbedarf für den Hochlauf erhöhen.\r\nBerlin, 03.04.2025\r\nKurzfassung BDEW Kernforderungen Wasserstoffmarkthochlauf\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 3\r\nKurzfassung BDEW Kernforderungen Wasserstoffmarkthochlauf\r\nRechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskonzepte für Infrastruktur außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes aufstellen\r\nEntscheidend für das Gelingen des Hochlaufes ist nun, auch für Infrastrukturen außerhalb des Kernnetzes einen belastbaren Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskonzepte zu schaffen, um einen umfassenden Zugang zur Dekarbonisierungsoption Wasserstoff zu er-möglichen. Dies gilt insbesondere für Wasserstoffspeicher und Verteilnetze, aber auch für Netze von Wasserstofftransportnetzbetreibern außerhalb des Kernnetzes. Auch Terminals inkl. der Anlagen zur Umwandlung von Derivaten müssen mitgedacht werden.\r\n•\r\nSchnelle und möglichst umfassende nationale Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-pakets.\r\n•\r\nEntwicklung eines Regulierungs- und insbesondere Finanzierungsrahmen für die an das Wasserstoffkernnetz anschließende Infrastruktur, insbesondere für die Verteilnetz-ebene und Wasserstoffspeicher.\r\n•\r\nSchnelle und integrierte Planung des EU-Backbones. Hierfür sollte sich die Bundesregie-rung unter anderem gemeinsam mit anderen Mitgliedsstaaten in einer europäischen Wasserstoffallianz eingesetzen.\r\n•\r\nSchnelle Schaffung von Rahmenbedingungen und insbesondere eines Finanzierungskon-zeptes für Wasserstoffuntergrundspeicher.\r\nNachfragepull durch kohärenten Förderrahmen und Absicherungsmechanismen ermöglichen\r\nDer Anreiz der Nachfrage von Wasserstoff sowie die Weiterführung der Förderungen bzw. der Intensivierung ist für den Wasserstoffmarkthochlauf unerlässlich. Nur mit einer gesicherten Nachfrage können Investitionsentscheidungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette ge-troffen werden. Diese Nachfrage kann wiederum nur angereizt und ermöglicht werden, wenn die Bundesregierung durch verschiedene Mechanismen die Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage verringert.\r\n•\r\nEine zeitnahe und ambitionierte nationale Umsetzung der RED III im Transport- wie auch im Industriesektor; hier ist vor allem das Anheben der THG-Quote im Verkehrs-sektor sowie die Umsetzung des Industrieziels ohne Unternehmensverpflichtungen zu nennen.\r\n•\r\nEine Absicherung der Förderinstrumente und ein pragmatisches Anreizsystem in Deutschland, welches gesicherte langfristige Nachfrage für Wasserstoff ermöglicht und das Pay-Gap zwischen Angebot und Nachfrage ausgleicht (z.B. CfDs).\r\n•\r\nDas Etablieren von staatlichen Absicherungsmechanismen für First-Mover, bspw. in Form von staatlichen Ausfallgarantien. Diese sollten für Midstreamer sowie ggf. für weitere Vertragspartner gelten.\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\nKurzfassung BDEW Kernforderungen Wasserstoffmarkthochlauf\r\nAnsprechpartnerin\r\nBirte Sönnichsen\r\nFachgebietsleiterin Marktgestaltung Wasserstoff\r\n+49 173 9619784\r\nbirte.soennichsen@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 3. April 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nLeitsätze und Kernforderungen für den Wasserstoffmarkthochlauf\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Leitsätze für den Wasserstoffmarkthochlauf ...................................................... 3\r\n1.1 Wasserstoff als Schlüsselmolekül für die Energiewende ............................... 3\r\n1.2 Innovationstreiber und Sicherung des Industriestandorts Deutschland ....... 3\r\n1.3 Geopolitische Chance: Wasserstoff als Beitrag zu Resilienz und Souveränität ........................................................................................................................ 4\r\n1.4 Potenziale nutzen, Hemmnisse beseitigen .................................................... 4\r\n2 Kernforderungen für den Wasserstoffmarkthochlauf ......................................... 6\r\n2.1 Einsatz für signifikante Reduktion der Produktionskosten von Wasserstoff . 6\r\n2.2 Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskonzepte für Infrastruktur außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes aufstellen ................... 7\r\n2.3 Nachfragepull durch kohärenten Förderrahmen und Absicherungsmechanismen ermöglichen ...................................................... 9\r\n3 Fazit ................................................................................................................. 11\r\nSeite 3 von 11\r\n1 Leitsätze für den Wasserstoffmarkthochlauf\r\n1.1 Wasserstoff als Schlüsselmolekül für die Energiewende\r\nDie Energiewende im Sinne des strategischen Zieldreiecks Versorgungssicherheit, Wettbe-werbsfähigkeit und Klimaneutralität weiterzuentwickeln, bleibt auch 2025 eine der zentralen Herausforderungen. Dies setzt Innovationen, Investitionen und neue kluge Technologielösun-gen voraus. Zudem ist die Bedeutung von Resilienz in den vergangenen Jahren gestiegen. Neben Elektrifizierung und Energieeffizienz braucht es auch in Zukunft Moleküle, um die Energiever-sorgung klimaneutral, versorgungssicher und kosteneffizient sicherzustellen. Gas sichert die Versorgung – und muss konsequent auf erneuerbare Moleküle umgestellt werden, um Versor-gungssicherheit, wirtschaftliche Stärke und Klimaziele in Einklang zu bringen. Als Molekül von zentraler Bedeutung gilt bei der anstehenden Transformation des Energiesystems Wasserstoff. Vor allem die Speicher- und Transportfähigkeit sowie die Einsatzbreite von Wasserstoff und sei-nen Derivaten sind dabei für die Sektorkopplung von entscheidender Bedeutung, wobei der massive Ausbau der Erneuerbaren Energien im In- und Ausland wesentliche Voraussetzung bleibt. Auch zur Sicherstellung der Stromversorgung in einem zunehmend auf Erneuerbaren Energien basierenden Energiesystem wird Wasserstoff zukünftig eine bedeutende Rolle zukom-men: Es erfordert steuerbare Kraftwerke, die flexibel einspringen können, wenn die Stromer-zeugung aus Wind- und Solarenergie über längere Zeit nicht ausreichen. Die Flexibilität wird durch geplante H2-ready-Kraftwerke sichergestellt, die aktuell noch auf Erdgas angewiesen sind, aber perspektivisch auf Wasserstoff umgestellt werden.\r\n1.2 Innovationstreiber und Sicherung des Industriestandorts Deutschland\r\nDer Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft bringt Wertschöpfungseffekte und Resilienzgewinne mit sich, bedarf aber signifikanter Anschubinvestitionen. Neben dem Ausbau der Erneuerba-ren Energien und dem Aufbau von Wasserstofferzeugungslagen, müssen Komponenten für Aufbereitung, Transport, Speicherung und Nutzung der defossilisierten Moleküle produziert und angewandt werden. Diese Innovationen können vom deutschen Maschinen- und Anlagen-bau geliefert werden und resultieren somit in wirtschaftlichen Vorteilen für die Bundesrepub-lik. Die Sicherung der Technologieführerschaft in der Wasserstoffindustrie ist von signifikanter Bedeutung für die Sicherung des Innovationsstandortes Deutschland.\r\nDer Energieträger Wasserstoff ist ein essenzieller Bestandteil der Modernisierung aller Sekto-ren im Sinne der Energiewende und der Sektorenkopplung. Er ermöglicht neue (Stoff-)Kreis-läufe, die in innovativen Wertschöpfungsketten einer klimaneutralen Wirtschaft eingesetzt und systemeffizient miteinander verknüpft werden. In der Aufbauphase des Wasserstoffhoch-laufes werden wertschöpfungsstufenübergreifende, aber regional abgegrenzte Wasserstoff-verbünde (Valleys) zu sehen sein, welche sich bereits jetzt bilden. Im Laufe der\r\nSeite 4 von 11\r\nMarktentwicklung und Ausprägung des Wasserstoffhochlaufes verknüpfen sich die Verbünde hin zu einem nationalen Wasserstoffmarkt. Das Zielbild ist ein deutschlandweiter, transparen-ter Handelsmarkt, der durch einen diskriminierungsfreien Zugang und Wettbewerb geprägt ist.\r\n1.3 Geopolitische Chance: Wasserstoff als Beitrag zu Resilienz und Souveränität\r\nNicht nur auf nationaler, sondern auch auf europäischer Ebene bietet der Hochlauf der Was-serstoffwirtschaft wertschöpfungsfördernde und geopolitische Vorteile. Um vor dem Hinter-grund der großen weltpolitischen Umbrüche und geopolitischen Herausforderungen nicht nur das EU-Ziel der Klimaneutralität bis 2050, sondern auch Innovation und Resilienz voranzubrin-gen, ist die enge Verzahnung von strom- und gasbasierten Technologien unverzichtbar. Deutschland kommt dabei eine Schlüsselrolle zu. Die europäische Zusammenarbeit sollte demnach durch den nationalen Einsatz und Hochlauf gestützt und bspw. durch eine europäi-schen Wasserstoff-Allianz flankiert werden. Gemeinsame Projekte könnten unter anderem die Überarbeitung von europäischen Regelungen, das Schaffen eines einheitlichen und global an-schlussfähigen Wasserstoffzertifizierungssystems und der beschleunigte Ausbau des EU-Back-bones sein. Eine routinierte Zusammenarbeit und enge Abstimmung, um den Wasserstoff-hochlauf europäisch gemeinsam voranzubringen, ist notwendig. Für die Energiewende und das Ziel der Klimaneutralität bietet der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft die große Chance, durch die Kopplung auf unterschiedlichen Ebenen und mit unterschiedlichen Sektoren und An-wendungsbereichen Synergien zu gewinnen und Effizienzen zu heben.\r\nEin weiterer Innovationstreiber ist die Offshore-Elektrolyse und somit die Produktion von er-neuerbarem Wasserstoff bei hoher Verfügbarkeit von Windenergie auf See. Obwohl Deutsch-land weiterhin ein Energieimporteur bleiben wird, ermöglicht die Offshore-Elektrolyse den systemeffizienten Nutzen der signifikanten Erneuerbaren Energien Potenziale in der Nordsee. Durch die enge Zusammenarbeit mit den angrenzenden Mitgliedsstaaten und Nordseeanrai-nerstaaten wird die Wertschöpfung in Europa gestärkt und somit weiteres, wirtschaftliches Potenzial genutzt. Dies trägt zu einer Diversifizierung der Energiebeschaffung und -versorgung bei und reduziert die Abhängigkeit von Energielieferanten aus dem außereuropäischen Aus-land. Neben der Offshore-Produktion in der Nordsee müssen parallel die Grundlagen und Vo-raussetzungen für den Import von Wasserstoff weiterentwickelt werden, da Deutschland wei-terhin auf Energieimporte aus Drittstaaten angewiesen sein wird. Auch hier würde eine Euro-päische Wasserstoff-Allianz wichtige gemeinsame Arbeit leisten können.\r\n1.4 Potenziale nutzen, Hemmnisse beseitigen\r\nUm die genannten Chancen und Potenziale des Energieträgers Wasserstoff für die Volkswirt-schaft Deutschland und die Reduktion der Treibhausgasemissionen nutzen zu können, bleibt\r\nSeite 5 von 11\r\ndie aktuelle Herausforderung, den Wasserstoffhochlauf zu ermöglichen und die Entstehung eines sich selbsttragenden Marktes anzureizen und konsequent zu begleiten. Dazu muss die Wettbewerbsfähigkeit des erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoffes im Vergleich zu den fossilen Energieträgern geschaffen werden. Der Aufbau einer florierenden Wasserstoff-wirtschaft ist mit hohen Aufwendungen verbunden. Neben den signifikanten Kosten entlang der Wertschöpfungsstufen müssen teilweise ganzheitlich neue (Energie-)Systeme aufgebaut werden, diverse Geschäftsmodelle neu entwickelt und etabliert und Regulierung abgeändert bzw. neu konzipiert werden. Es gilt, wichtige Weichen zu stellen um der Wasserstoffwirtschaft den Hochlauf zu ermöglichen und Skaleneffekte zu erreichen.\r\nVor diesem Hintergrund wurden ergänzend zu den genannten Leitsätzen drei herauszuhe-bende Kernforderungen erarbeitet, die im Folgenden erläutert werden. Es ist zwingend not-wendig, dass die 21. Bundesregierung diese Kernforderungen schnellstmöglich umsetzt, um einen kurzfristigen Wasserstoffmarkthochlauf anzureizen und die Kosteneffizienz für Industrie und Wirtschaft sowie für staatliche Unterstützungsmechanismen im Blick zu behalten. Die Kernforderungen für einen Wasserstoffmarkthochlauf sind gleichwertig zu betrachten und stehen im Gleichgewicht zueinander. Demnach kann ein schneller Wasserstoffmarkthochlauf nur gelingen, wenn alle drei Kernforderungen im Einklang betrachtet werden.\r\nSeite 6 von 11\r\n2 Kernforderungen für den Wasserstoffmarkthochlauf\r\n2.1 Einsatz für signifikante Reduktion der Produktionskosten von Wasserstoff\r\nDie Erzeugung von Wasserstoff wird aktuell durch die Überregulierung mit immensen Mehr-kosten belastet. Die neue Bundesregierung muss sich für eine kurzfristige Reduktion der Was-serstoffgestehungskosten einsetzen, um Investitionssicherheit im Bereich der Erzeugung zu schaffen und die Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage zu verringern.\r\n•\r\nFür erneuerbaren Wasserstoff ist vor allem die zeitnahe und gezielte Anpassung der Strombezugskriterien des Delegierten Rechtsaktes (EU) 2023/1184 notwendig. Die Vorgaben des Rechtsaktes zur stündlichen Korrelation und der Zusätzlichkeit stellen hohe Herausforderungen für Investitionen in und Skalierung von Erzeugungsprojekten dar. Die Anforderungen führen zu erhöhten Produktionskosten von bis zu 2,40 €/kg für erneuerbaren Wasserstoff und reduzieren die Flexibilität der Wasserstoffproduktion. Das Zusätzlichkeitskriterium sollte erst ab 2035 statt 2028 greifen. Gleichzeitig sollte die monatliche Korrelation beibehalten und auf die Umstellung auf stündliche Korrela-tion ab 2030 verzichtet werden, oder zumindest eine Verschiebung der Scharfstellung der stündlichen Korrelation analog zur Zusätzlichkeit auf 2035 erfolgen. Zu den not-wendigen Anpassungen hat sich der BDEW bereits in einer Stellungnahme positioniert. Für diese Umsetzung sollte die Bundesregierung eine führende Rolle in einer europäi-schen Wasserstoffallianz einnehmen.\r\n•\r\nFür kohlenstoffarmen Wasserstoff ist bereits jetzt absehbar, dass Anpassungen bei den vorgesehenen Regelungen des Delegierten Rechtaktes zu Low Carbon Fuels notwendig sind. Die derzeit auf EU-Ebene diskutierten Vorgaben für kohlenstoffarmen Wasser-stoff gehen teilweise an der Realität vorbei und schaffen neue Unsicherheit, durch die sich Investitionsentscheidungen weiter verzögern könnten. Ähnlich wie schon beim oben genannten Rechtsakt für erneuerbaren Wasserstoff, droht nun auch kohlenstoff-armer Wasserstoff durch EU-Regulierung aktiv behindert und verteuert zu werden. Da-bei ist dieser unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und die Trans-formation des Industriestandortes Europa. Zu den notwendigen Anpassungen hat sich der BDEW bereits in einer Stellungnahme positioniert. Auch für diese Maßnahme sollte die Bundesregierung in einer europäischen Wasserstoffallianz einsetzen.\r\n•\r\nIm Zuge der Weiterentwicklung der Strom-Netzentgeltsystematik für den Zeitraum ab 2029 ist zudem eine sachgerechte Prüfung notwendig, inwiefern die Sicherung der Strom-Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure weitegeführt werden kann. Relevant hierbei ist insbesondere der Standort und die Fahrweise der Anlage: Ein Elektrolyseur, der so verortet ist und so betrieben wird, dass er das Strom-Netz entlastet,\r\nSeite 7 von 11\r\nStromengpässe verhindert und keinen zusätzlichen Strom\r\n-Netzausbau erfordert, ver-hält sich netzdienlich und sollte auch in Zukunft von Strom-Netzentgelten befreit oder entlastet werden. Dies liegt im Kompetenzbereich der unabhängigen Bundesnetzagen-tur.\r\n•\r\nZudem sollten die Ausschreibungen aus §96 WindSeeG kurzfristig gestartet werden, um so systemdienliche Elektrolyseanlagen und deren Produktion zu fördern. Einerseits flankiert die systemdienliche Elektrolyse einen intelligenten Stromnetzbetrieb, durch den ggfs. Netzausbaunotwendigkeit verringert und der weitere Ausbau der Erneuerba-ren Energien ermöglicht wird. Andererseits gewährleistet die systemdienliche Elektro-lyse, dass der Wasserstoff auch dort produziert wird, wo er benötigt und abgenommen werden kann. Nach den bisherigen Verzögerungen sollten nun schnellstmöglich Fort-schritte bei der Umsetzung gemacht werden, damit zeitnah die Ausschreibungen star-ten können. Zu den Ausschreibungen und den in den Ausschreibungen angewandten Kriterien hat sich der BDEW bereits in einem Papier positioniert.\r\n•\r\nÜber §13k EnWG sollen Elektrolyseure im Rahmen der Regelung “Nutzen statt Abre-geln” kostengünstigen Strom beziehen können, wenn sie in Entlastungsregionen veror-tet sind und ansonsten abgeregelten Strom zur Wasserstofferzeugung einsetzen. Die bislang dazu vorgesehenen Ausführungsbestimmungen setzen einschränkende Hürden für eine Beteiligung. Die Regeln sollten entsprechend der Erkenntnisse aus der Erpro-bungsphase spätestens bis zum Ende der Erprobungsphase angepasst werden, sodass Elektrolyseure den größtmöglichen Beitrag zur Systemintegration erneuerbaren Stroms leisten können. Auch dies liegt im Kompetenzbereich der Bundesnetzagentur.\r\nGrundsätzlich sollte sich die neue Bundesregierung dafür einsetzen, die regulatorischen Rest-riktionen für Wasserstoff abzubauen, da diese den Wasserstoff künstlich verteuern und somit den Förderbedarf für den Hochlauf erhöhen.\r\n2.2 Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskonzepte für Infrastruktur außer-halb des Wasserstoff-Kernnetzes aufstellen\r\nMit dem genehmigten Wasserstoff-Kernnetz und dem zugehörigen Finanzierungsmodell mit einer intertemporalen Kostenallokation über ein staatlich abgesichertes Amortisationskonto wurde ein wichtiger Meilenstein für den Aufbau von Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland erreicht. Entscheidend für das Gelingen des Hochlaufes ist nun, auch für Infrastrukturen au-ßerhalb des Kernnetzes einen belastbaren Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzie-rungskonzepte zu schaffen, um einen umfassenden Zugang zur Dekarbonisierungsoption Was-serstoff zu ermöglichen. Dies gilt insbesondere für Wasserstoffspeicher und Verteilnetze, aber\r\nSeite 8 von 11\r\nauch für Netze von Wasserstofftransportnetzbetreibern außerhalb des Kernnetzes. Auch Ter-minals inkl. der Anlagen zur Umwandlung von Derivaten müssen mitgedacht werden.\r\n•\r\nDafür muss prioritär eine schnelle und möglichst umfassende nationale Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffpakets erfolgen. Eine wesentliche Grundlage für die weiteren Transformationsschritte ist die Einführung einer verpflichtenden Netzplanung auf der Verteilernetzebene in Form der sogenannten Entwicklungsplanung für Wasserstoffver-teilernetze (Artikel 56) und einer Stilllegungsplanung für Gasverteilernetze, in denen der Bedarf an Erdgas perspektivisch zurückgehen wird (Artikel 57).\r\n•\r\nEbenso müssen der Regulierungs- und insbesondere der Finanzierungsrahmen für die an das Wasserstoff-Kernnetz anschließende Infrastruktur aufgesetzt werden. Dies ist Voraussetzung dafür, dass Wasserstoff in die Fläche und sicher zu den Wasserstoffkun-den gebracht werden kann. Bei dem Finanzierungsrahmen muss der sich in den Hoch-laufphasen entwickelnde Zuwachs von Kunden berücksichtigt werden. Der Fokus sollte dabei ergänzend zur Wasserstofftransportinfrastruktur insbesondere auf den Wasser-stoffspeichern und der Verteilnetzebene liegen, um eine sichere Versorgung von Was-serstoffkunden gewährleisten zu können.\r\n•\r\nEine integrierte Planung des EU-Backbones ist unerlässlich. Hierbei müssen einerseits eine Beschleunigung und zum anderen gemeinsame Einbindung von nationalen Infra-strukturen in den europäischen Binnenmarkt angestrebt werden. Dies sollte die Bun-desregierung gemeinsam mit anderen Mitgliedsstaaten in einer europäischen Wasser-stoffallianz erarbeiten und vertreten.\r\n•\r\nWasserstoffspeicher können in Zukunft erheblich dazu beitragen, Energieerzeugung und -verbrauch sowohl bei kurzfristigen als auch bei saisonalen Schwankungen in Ein-klang zu bringen, die Netzstabilität zu gewährleisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Aufgrund von langen Vorlaufzeiten, komplexen Genehmigungsverfahren sowie mangelnder Planungs- und Investitionssicherheit bleiben die geplanten Projekte für Wasserstoffspeicher jedoch deutlich hinter dem prognostizierten Bedarf zurück. Um den Aufbau (Umrüstung / Neubau) von Wasserstoffuntergrundspeichern zu er-möglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedingungen schnell geschaffen wer-den. Dazu gehört insbesondere ein Finanzierungskonzept für die Speicher. Der BDEW empfiehlt, die Vorteile der erlösbasierten Contracts for Difference (CfDs) in Bezug auf Kosteneffizienz und Flexibilität mit den Stärken einer intertemporalen Umlagefinanzie-rung in einem Finanzierungsmechanismus zu kombinieren (Frontier-Studie). Dieser kombinierte Finanzierungsmechanismus lässt sich zudem flexibel an die zu erwarten-den Hochlaufphasen der Wasserstoffwirtschaft anpassen. Er kann in den frühen\r\nSeite 9 von 11\r\nPhasen Anschubimpulse setzen, über die Zeit mit dem Markt mitwachsen und sich wie-\r\nder zurückziehen, sobald sich Wasserstoffspeicher selbst im Markt finanzieren können.\r\n2.3 Nachfragepull durch kohärenten Förderrahmen und Absicherungsmechanismen ermög-lichen\r\nDer Anreiz der Nachfrage von Wasserstoff sowie die Weiterführung der Förderungen bzw. der Intensivierung ist für den Wasserstoffmarkthochlauf unerlässlich. Nur mit einer gesicherten Nachfrage können Investitionsentscheidungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette getroffen werden. Diese Nachfrage kann wiederum nur angereizt und ermöglicht werden, wenn die Bundesregierung durch verschiedene Mechanismen die Zahlungslücke zwischen An-gebot und Nachfrage verringert.\r\n•\r\nEine zeitnahe und ambitionierte nationale Umsetzung der RED III im Transport- wie auch im Industriesektor ist hierfür notwendig. Hier ist vor allem die Weiterentwicklung der THG-Quote im Verkehrssektor sowie die Umsetzung des Industrieziels ohne Unter-nehmensverpflichtungen zu nennen. Aus Sicht des BDEW ist kurzfristig vor allem eine Zahlungsbereitschaft im Verkehrssektor vorhanden, die Industriekunden werden benö-tigt, um großskalige Projekte zu realisieren und einen Wasserstoffmengenhochlauf so-wie den Betrieb des Kernnetzes zu garantieren.\r\n•\r\nEine Weiterführung der Förderungen bzw. Intensivierung ist für den Wasserstoffmarkt-hochlauf unerlässlich. Für den Hochlauf von Wasserstoff in der Industrie sollte der nati-onale Lösungsspielraum für die bestehenden Herausforderungen der frühen Nachfrage bis zur Etablierung einer Wassersstoffinfrastruktur genutzt werden. In diesem Zusam-menhang sollten Themen wie etwa ein befristeter Sekundärmarkt in Anlehnung zum niederländischen Ansatz ergebnisoffen diskutiert werden. Hierbei sollte diskutiert wer-den, inwiefern ein befristeter (z.B. bis 2030) Sekundärmarkt neben dem massenbilan-zierten, von der EU durch die RED III vorgegebenen Primärmarkt, kurzfristig eingeführt werden könnte. Dieser Sekundärmarkt sollte eine getrennte physikalische und emissi-onsrechtliche Belieferung erlauben, sodass frühe Projekte ihre produzierten Wasser-stoffmengen bis zur Etablierung einer verbundenen, deutschlandweiten Infrastruktur an ihre Abnehmer liefern können. Darüber hinaus sollten bestehende Förderinstru-mente soweit möglich vereinheitlicht und vereinfacht und ein pragmatisches An-reizsystem geschaffen werden, welches gesicherte langfristige Nachfrage für Wasser-stoff ermöglicht und das Pay-Gap zwischen Angebot und Nachfrage ausgleicht (z.B. CfDs).\r\nSeite 10 von 11\r\n•\r\nAußerdem müssen mit Blick auf hohe Anfangsinvestitionen bei Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff für First-Mover staatliche Absicherungsmechanismen etabliert wer-den, bspw. in Form von staatlichen Ausfallgarantien. Dies ist damit zu begründen, dass für den Aufbau erster Liefer-, Logistik-, Wertschöpfungsketten erhebliche First-Mover-Nachteile bestehen, die u.a. aus „First-of-its-kind“ Anlagen aus manueller Fertigung, aus noch nicht zertifizierten Anlagen und Komponenten und damit höheren Versiche-rungs- und Risikoaufschlägen, einem noch unvollständigen Zertifizierungssystem sowie einem noch unbekannten Marktumfeld und Bauverzögerungen bei Infrastrukturen, aber auch absehbaren Kostenreduktionen bei Nachfolgeprojekten resultieren. Ange-sichts der erheblichen residualen Risiken, die vor allem mit dem Ausüben der Mi-dstream-Funktion verbunden sind, sind staatliche Maßnahmen wichtig, um diese Risi-ken zu reduzieren und abzufedern. Auch hierzu hat sich der BDEW bereits in einem Pa-pier positioniert. Da sich diese Risiken nicht privat „ver- und absichern“ lassen, da Prä-zedenzen und ein Markt noch fehlen, braucht es Absicherungsinstrumente. Diese soll-ten für Midstreamer sowie ggf. für weitere Marktteilnehmer gelten.\r\nSeite 11 von 11\r\n3 Fazit\r\nEs ist zwingend notwendig, dass schnellstmöglich und zu Beginn der 21. Legislaturperiode die Rahmenbedingungen für einen flankierten Wasserstoffmarkthochlauf geschaffen werden. Nur mit\r\n➢\r\neiner signifikanten Reduktion der Wasserstofferzeugungskosten,\r\n➢\r\neinem ermöglichenden Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskon-zepten für Infrastruktur außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes und\r\n➢\r\neinem Nachfragepull durch kohärenten Förderrahmen und Absicherungsmechanis-men\r\nkann der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft kurzfristig in Deutschland gelingen. Daraufhin folgen weitere, notwendige Maßnahmen zur Ausgestaltung des Marktes, der Netze und der Versorgung, die der BDEW fortlaufend begleitet. Es ist jetzt zwingend erforderlich, kurzfristig die genannten Maßnahmen der Kernforderungen umzusetzen, um den globalen Anschluss im Wasserstoffindustriehochlauf nicht zu verlieren und die Transformation hin zu einer klima-neutralen Energieversorgung möglichst effizient und versorgungssicher zu gestalten.\r\nAnsprechpartnerin\r\nBirte Sönnichsen\r\nFachgebietsleiterin Marktgestaltung Wasser-stoff\r\n+49 30 300 199 -1363\r\nbirte.soennichsen@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 5. Mai 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nÜberlegungen zur Weiterentwick-lung der Netzentgeltsystematik Strom\r\nSeite 2 von 41\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ............................................................................................................. 3\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 4\r\n2 Bewertungskriterien für eine Netzentgeltreform ................................................ 6\r\n3 Überlegungen zur Netzentgeltstruktur .............................................................. 10\r\n3.1 Entgeltkomponenten .................................................................................... 10\r\n3.2 Wälzungsmechanismus ................................................................................ 16\r\n3.3 VNB-einheitliche Netzentgelte ..................................................................... 17\r\n3.4 Zeitliche und örtliche Flexibilisierung von Netzentgelten ............................ 18\r\n4 Überlegungen zur Berücksichtigung von relevanten Netznutzergruppen in der Netzentgeltsystematik ...................................................................................... 25\r\n4.1 Erzeugungsanlagen ....................................................................................... 25\r\n4.2 Prosumer ...................................................................................................... 28\r\n4.3 Elektrolyseure ............................................................................................... 31\r\n4.4 Speicher ........................................................................................................ 34\r\n4.5 Industrie ........................................................................................................ 39\r\n5 Ausblick ............................................................................................................ 39\r\nSeite 3 von 41\r\nExecutive Summary\r\nIm Zuge der neuen europarechtlich vorgegebenen Befugnisse der Bundesnetzagentur (BNetzA) muss die Stromnetzentgeltsystematik zum Jahr 2029 neugeregelt und weiterentwi-ckelt werden. Dies ist ein wichtiger Schritt: Denn die aktuelle Stromnetzentgeltsystematik bil-det die Realität und die Bedarfe des Energiesystems von heute und morgen nicht mehr ausrei-chend ab. Eine neue Netzentgeltsystematik muss dabei verschiedene, zum Teil widersprüchli-che Anforderungen erfüllen: Sie sollte die Netzkosten verursachungsgerecht verteilen (Kosten-reflexivität), die Teilnahme an Energiemärkten diskriminierungsfrei gewährleisten (Marktneut-ralität), wirtschaftliche Planbarkeit für Netzbetreiber und Netznutzer sicherstellen, allgemein verständlich und operativ praktikabel sein und netzentlastendes Verhalten honorieren. Dabei müssen die entstehenden Verteilungseffekte berücksichtigt werden. Dieses Papier soll helfen, Lösungsräume auf Basis der Branchenexpertise für eine zielgerichtete Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik zu diskutieren.\r\n›\r\nNetzentgelte können unterschiedlich gebildet werden. Heute setzen sich Netzentgelte aus Preiskomponenten für die ex post ermittelte bezogene jährliche Leistungsspitze (oder alternativ nach der monatlichen Leistungsspitze) und die bezogene Arbeit (für leistungsgemessene Kunden) bzw. aus einem pauschalen Grundpreis und einem Preis für die bezogene Arbeit (für nicht leistungsgemessene Kunden) zusammen. In der neuen Netzentgeltsystematik sollte der Fokus stärker auf der Bepreisung der netzkos-tenwirksamen mengenunabhängigen Komponenten (Kilowatt) und weniger stark auf der Arbeitsbepreisung (Kilowattstunde) liegen. So können zahlreiche der o.g. Kriterien besser als im heutigen System erfüllt werden. Im Sinne der praktischen Umsetzung ist hier zwischen Kunden mit und ohne Leistungsmessung zu unterscheiden: Bei Letzteren ist eine vereinfachte, pauschalere Preislogik erforderlich, die aber ebenfalls die realen Kostentreiber bestmöglich bepreist. Darauf aufbauend könnte eine zeitliche und örtli-che Flexibilisierung der Netzentgelte zusätzlich zu einem netzentlastenden Verhalten der Netzkunden beitragen. Vor einem Einstieg in eine Variabilisierung müssten Effekte, Kosten und Bedingungen analysiert werden, die technischen Voraussetzungen auf allen Seiten geschaffen und ein positiver Gesamteffekt in der Kosten-Nutzen-Abwägung nachgewiesen sein.\r\n›\r\nEinmalige Baukostenzuschüsse (BKZ) für den anteiligen Ausbau des allgemeinen Netzes im Rahmen der Netzanschlussherstellung oder für Leistungserhöhungen stellen eine weitere Möglichkeit für eine Beteiligung an den Netzkosten dar. Diese werden für Stromverbraucher und Speicher größtenteils bereits heute erhoben. BKZ können in dif-ferenzierter Ausgestaltung insbesondere Anreize zur Verortung von Netznutzern an\r\nSeite 4 von 41\r\nnetzentlastenden Standorten setzen: In einspeisegeprägten Netzgebieten können nied-\r\nrige BKZ für nicht-standortgebundene Verbraucher eine verstärkte Ansiedlung anreizen.\r\n›\r\nIn der aktuellen Netzentgeltsystematik werden die Kosten ausschließlich für den Leis-tungsbezug unidirektional von den höheren in die niedrigeren Spannungsebenen ge-wälzt. Eine bidirektionale Kostenwälzung würde die realen Strom- und Kostenflüsse zwar besser widerspiegeln. Aufgrund der hohen Komplexität und zahlreichen Wechsel-wirkungen einer Umstellung auf eine bidirektionale Kostenwälzung, wäre dies kurzfris-tig und parallel zu den weiteren Aspekten der Weiterentwicklung aber nicht zielfüh-rend.\r\n›\r\nIm Rahmen der heutigen Netzentgeltsystematik sind verschiedene Kundengruppen von der Entrichtung von Netzentgelten temporär befreit, unter Bedingungen entlastet oder nicht berücksichtigt. Eine neue Systematik muss die verschiedenen Nutzergruppen nach einheitlichen Kriterien, aber unter Beachtung ihrer spezifischen Wirkungen auf die Netzkosten sowie im Hinblick auf Verteilungswirkungen erfassen.\r\n›\r\nBei der Neugestaltung der Netzentgeltsystematik muss Bestandsschutz gelten: Anlagen-betreiber, die zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme von Privilegierungstatbeständen profitieren, dürfen nicht vor Ablauf des ursprünglich festgelegten Privilegierungszeit-raums von einer neuen Systematik erfasst werden.\r\n›\r\nIm Sinne der Umsetzbarkeit und Verteilungswirkung sind, wo notwendig, praktikable Übergangspfade vorzusehen. Dabei kann (auch dauerhaft) nach Spannungsebenen dif-ferenziert werden. Dabei muss der regulatorische Rahmen mit ausreichendem Vorlauf bekannt sein. Eine Umstellung sollte auch von behördlicher und politischer Seite kom-munikativ begleitet werden, um Netznutzer frühzeitig auf einen möglichen Wechsel des Netzentgeltsystems vorzubereiten.\r\n1 Einleitung\r\nIn den letzten vier Jahren ist der Netzausbau deutlich schneller vorangeschritten als zuvor. Bis 2030 sollen 80% der nationalen Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Quellen stammen. Dann sollen viele Millionen Elektroautos auf unseren Straßen fahren, viele Millionen Wärme-pumpen in Betrieb sein und auch zahlreiche industrielle Verbraucher auf strombasierte Pro-zesse umgestellt haben. Getrieben durch die Elektrifizierung der Sektoren Mobilität und Wärme, einen Zubau an Rechenzentren und die Elektrifizierung bestimmter Industrieprozesse werden wir zukünftig immer mehr Strom verbrauchen, der zunehmend aus dezentralen Erzeu-gungsanlagen stammen wird. Um diese neue Komplexität und das damit verbundene Ausei-nanderfallen von Erzeugung und Verbrauch weiterhin systemsicher abbilden zu können,\r\nSeite 5 von 41\r\nbraucht es vielfältige Netzoptimierungsmaßnahmen und einen effizienten Ausbau neuer Stromtrassen und -leitungen mit digitalisierter Netzzustandsüberwachung und Steuerungs-möglichkeiten. Denn klimaneutral erzeugter Strom wird meist außerhalb der Verbrauchs-schwerpunkte erzeugt.\r\nMit steigenden Anforderungen an die Stromnetze steigen die Investitionsbedarfe wie auch die absoluten Netzkosten in den kommenden Jahren bis 2045 erheblich an. Das führt zu sukzessiv steigenden jährlichen Netzkosten über alle Spannungsebenen und regionalen Netzgebiete hin-weg. Zugleich sind dies Investitionen in eine moderne und zukunftsorientierte Infrastruktur für den Wirtschaftsstandort Deutschland.\r\nDie Bundesnetzagentur (BNetzA) hat angekündigt, im Mai 2025 erste Vorschläge für die Wei-terentwicklung der Netzentgeltsystematik Strom vorzulegen und diese im Anschluss mit der Branche zu diskutieren. Der BDEW begrüßt die Möglichkeit, sich über die Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik auszutauschen. Dabei bestehen aus Sicht des BDEW insbesondere die folgenden Herausforderungen, die bei der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik relevant sind:\r\n›\r\nDie heutige Netzentgeltsystematik ist historisch gewachsen und bildet die dezentralere und dargebotsabhängigere Energiewelt von heute und morgen nicht mehr vollumfäng-lich ab. Eine neue Netzentgeltsystematik muss die Bedarfe eines modernen und digita-len Energiesystems widerspiegeln und fit für die Energiewende sein.\r\n›\r\nDie heutige Netzentgeltsystematik verteilt die Netzkosten zunehmend einseitig: Klassi-sche Verbraucher werden ohne eine Anpassung der Systematik künftig besonders starke Belastungen erfahren, obwohl insgesamt die Netzkosten und die Nachfrage nach Kapazität und Strom langfristig etwa in gleichem Maße ansteigen. Eine neue Netzent-geltsystematik muss deshalb für eine verursachungsgerechtere Kostenverteilung sor-gen.\r\n›\r\nDie heutige Netzentgeltsystematik hemmt zum Teil die Bereitstellung von Flexibilitäten. Eine neue Netzentgeltsystematik sollte flexibles Verhalten im Sinne der Gesamteffizienz unseres Energiesystems fördern bzw. begünstigen oder ihm zumindest nicht im Wege stehen.\r\n›\r\nAlle Elemente der Netzentgeltsystematik müssen sich an den Kriterien der Kostenrefle-xivität, Marktneutralität, wirtschaftlichen Planbarkeit, Verteilungswirkung, Verständ-lichkeit, operativen effizienten Umsetzbarkeit und Netzdienlichkeit orientieren. Be-standteile der Netzentgeltsystematik (z.B. Entlastungen), die sich nicht nach diesen Grundsätzen richten, können außerhalb der Systematik finanziert werden.\r\nSeite 6 von 41\r\nMit diesem Diskussionspapier will der BDEW Branchenimpulse zu diesen Herausforderungen formulieren und die Diskussion zu den wichtigsten Fragen der anstehenden Netzentgeltreform anstoßen.\r\n2 Bewertungskriterien für eine Netzentgeltreform\r\nFür die Bewertung verschiedener Netzentgeltsystematiken und die Einbeziehung und Unter-scheidung verschiedener Netznutzergruppen ist es hilfreich, einheitliche Kriterien zur Bewer-tung der Möglichkeiten heranzuziehen. Bei der Bewertung der unterschiedlichen Netzentgelt-systematiken/-ausgestaltungsoptionen gilt es zu analysieren, inwiefern und in welchem Um-fang bestimmte Kriterien erfüllt werden.\r\nPosition des BDEW ist, dass jegliche Überarbeitung und auch Anpassungen in der Netzentgelt-systematik zu einem gesamtsystemischen Nutzen beitragen und sich daher nicht negativ auf das energiewirtschaftliche Zieldreieck der sicheren, nachhaltigen und bezahlbaren Energiever-sorgung auswirken dürfen. Eine Reform der Netzentgeltsystematik darf demnach den Hoch-lauf energiewenderelevanter Technologien nicht durch eine Kostenbeteiligung an den Netz-kosten über das kostenorientierte Maß hinaus hemmen und sollte dabei auch auf die Effizienz des Gesamtsystems einzahlen. Die Struktur der Netzentgelte sollte Anreize für eine effiziente Nutzung des Netzes bieten und die Integration von Strom aus erneuerbaren Energiequellen unterstützen. Dies trägt zur Erreichung der Klimaziele und zur Nachhaltigkeit des Energiesys-tems bei.\r\nEuroparechtlich gibt es Vorgaben, in welchem Rahmen sich eine nationale Netzentgeltsyste-matik bewegen darf. Zentrale Kriterien hierbei sind die Kostenorientierung und Transparenz der Netzentgelte. Daneben enthält der europäische Rechtsrahmen weitere Kriterien, die dazu führen, dass diese teilweise in einem Spannungsverhältnis zueinander stehen, was die Kom-plexität und Zielkonflikte bei der Festlegung von Netzentgeltmethoden aufzeigt. Für eine nä-here Bewertung verschiedener Elemente der Netzentgeltsystematik hat der BDEW sich an den EU-Vorgaben bei der Auswahl der Bewertungskriterien orientiert und diese mit Inhalten ge-füllt. Für die nachfolgenden Kriterien ist keine Gewichtung vorgesehen, sie sind alphabetisch aufgelistet. Es ist zu beachten, dass sich einzelne Kriterien teilweise widersprechen. Es ist da-her nicht der Anspruch, dass eine Netzentgeltsystematik alle Kriterien vollumfänglich erfüllt. Vielmehr soll eine möglichst sachliche Bewertung anhand der Kriterien ermöglicht werden.\r\nKostenreflexivität\r\n›\r\nMit „Kostenreflexivität“ soll zum Ausdruck gebracht werden, dass sich Kosten, die ein Netznutzer im Wesentlichen mittel-/langfristig im Netz auslöst, oder mögliche\r\nSeite 7 von 41\r\nKosteneinsparungen, die ein Netznutzer durch eine Reduktion des notwendigen Netz-\r\nausbau oder von Engpassmanagement hervorruft, in seinem Netzentgelt widerspiegeln. Dies heißt auch, dass es nachvollziehbare, sachorientierte Vorgaben geben muss, wel-chen Kostenanteil ein Netznutzer zu übernehmen hat. Kurzfristige Kostenbestandteile sollten auch kostenreflexiv in der Systematik abgebildet sein.\r\n›\r\nNetzkosten setzen sich aus langfristigen und kurzfristigen Kosten zusammen. Bei lang-fristigen Kosten sind Kostenelemente zu betrachten, die in signifikantem Ausmaß – je-doch nicht kurzfristig – von Entscheidungen der Netznutzer abhängen. Dies sind v. a. die Kosten der Netzinfrastruktur (Kapital- und Betriebskosten) und der Kundenverwaltung. Kurzfristige Kosten enthalten Kostenelemente, die unmittelbar von der Stromentnahme oder -einspeisung durch den Netznutzer abhängen – insbesondere die Kosten für Netz-verluste und Engpassmanagement. Dabei unterscheidet sich das Verhältnis zwischen lang- und kurzfristigen Kosten je nach Spannungsebene: im Höchstspannungsnetz liegt der Anteil kurzfristiger Kosten deutlich höher als z.B. in der Niederspannung. Vorausset-zung für kostenreflexive Netzentgelte ist folglich ein klares und sachlich begründbares Verständnis darüber, welche Kosten je nach Spannungsebene wie reflektiert und somit einem Netznutzer zugeordnet werden müssen bzw. können.\r\n›\r\nKostenorientierung und Verursachungsgerechtigkeit werden in der Diskussion häufig auch als Synonym für „Kostenreflexivität“ verwendet. Daher werden diese hier unter dem Begriff der Kostenreflexivität subsumiert. Auch diese Begriffe drücken im Grund-satz aus, dass Netznutzer, deren Verhalten zu steigenden Netzkosten wie z.B. Netzin-vestitionen, Betriebskosten oder kurzfristigen Kosten wie Engpassmanagement führt, in einem entsprechend höheren Maß zur Finanzierung des Netzes beitragen müssen als Nutzer, deren Verhalten keine zusätzlichen Netzkosten auslöst. Auch aus Netznutzer-perspektive ist zu erwähnen: Wer bspw. durch Eigenoptimierung die öffentliche Net-zinfrastruktur weniger belastet, kann im Sinne des Prinzips „Kostenreflexivität“ auch entlastet werden.\r\nMarktneutralität\r\n›\r\nMarktneutralität ist ein weiterer zentraler Grundsatz. Er drückt aus, dass Netzentgelte das Marktergebnis auf den Strommärkten (Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergie-markt) nicht verzerren sollten. Durch die Netznutzung wird den Netznutzenden die Marktteilnahme ermöglicht. Damit Systemkosten auf ein effizientes Maß beschränkt werden, sollen Marktpreise durch Netzentgelte unbeeinflusst bleiben. Eine effiziente Synchronisation von dargebotsabhängigem Stromangebot und flexibler Nachfrage wird\r\nSeite 8 von 41\r\nüber die bestehenden\r\nStrommärkte ermöglicht, um erneuerbar erzeugte Energie um-fänglich zu nutzen und die Sektorenkopplung zu unterstützen.\r\n›\r\nMarktneutralität bedeutet auch, dass Dienstleistungen und (neue) Geschäftsmodelle dahingehend neutral behandelt werden, als dass diese weder aktiv gefördert noch er-schwert werden. Zentral ist, dass die Kosten im oben genannten Sinne über die Netz-entgelte reflektiert werden und so die Kosten der Netzbereitstellung in den Marktent-scheidungen der Kunden sachgerecht Berücksichtigung finden können.\r\n›\r\nAuch Wettbewerbsneutralität und Nichtdiskriminierung können unter „Marktneutrali-tät“ subsumiert werden. Eine Netzentgeltsystematik ist dann diskriminierungsfrei, wenn sie einheitliche Entgeltkomponenten und Grundsätze für alle Nutzergruppen vor-sieht. Eine Gleichbehandlung nicht vergleichbarer Sachverhalte ist allerdings ebenso diskriminierend.\r\n›\r\nAndersbehandlungen sind in manchen Fällen denkbar, sofern sie sachlich gerechtfertigt sind und gleichwertig auf alle Nutznutzer in der gleichen Gruppe und vergleichbare Nut-zergruppen angewendet werden.\r\nNetzdienlichkeit\r\n›\r\nDie Netzentgeltsystematik sollte das Nutzungsverhalten des Netzkunden reflektieren und netzdienliches Verhalten honorieren. Nur wer sich netzdienlich verhält und mehr dazu beiträgt das Netz zu entlasten, sollte durch die Netzentgeltsystematik belohnt werden.\r\n›\r\nNetzdienliches Verhalten führt dabei dazu, dass Kosten, die ohne das netzdienliche Ver-halten anderenfalls bestehen würden, entfallen oder die Netzkosten insgesamt gesenkt werden.\r\nOperative effiziente Umsetzbarkeit\r\n›\r\nDie Netzentgeltstruktur sollte in ihrer Komplexität so ausgestaltet sein, dass sie opera-tiv umsetzbar und praktikabel ist. Dabei müssen Aufwand (z.B. Transaktionskosten) und Nutzen gegeneinander abgewogen werden.\r\nVerständlichkeit\r\n›\r\nEine Netzentgeltsystematik sollte das Ziel haben, für alle Netznutzenden verständlich und nachvollziehbar zu sein. Sie sollte daher im Grundsatz nur so komplex sein, wie es\r\nSeite 9 von 41\r\nfür eine Ausgestaltung von\r\nNetzentgelten notwendig ist, um eine Anpassung der beste-henden Systematik durchzuführen.\r\nVerteilungswirkung\r\n›\r\nEine Netzentgeltsystematik sollte nicht sozial- oder wirtschaftspolitischen Motiven fol-gen. Gleichwohl sollten bei Änderungen in der Netzentgeltsystematik die Umvertei-lungseffekte identifiziert und die Verteilungswirkung einer (neuen) Netzentgeltsystema-tik auf die verschiedenen Netznutzenden transparent aufgezeigt werden.\r\n›\r\nGeprüft werden sollte daher auch ein zeitlich gestuftes Vorgehen, dass den Netznutzen-den notwendige Anpassungen bzw. ein Einstellen auf die neue Entgeltstruktur ermög-licht. Dies ist auch mit Blick auf die Akzeptanz wichtig.\r\nWirtschaftliche Planbarkeit\r\n›\r\nIm Sinne der wirtschaftlichen Planbarkeit benötigen alle Wertschöpfungsstufen mög-lichst dauerhafte und stabile Rahmenbedingungen in der Netzentgeltsystematik, sodass Kosten planungssicher kalkuliert werden können.\r\n›\r\nErlösstabilität und -planbarkeit sind weitere Anforderungen an eine Netzentgeltsyste-matik. Die im Rahmen der Erlösobergrenze (EOG) anerkannten Kosten der Netzbetrei-ber werden über Netzentgelte gewälzt. Diese Wälzung der Kosten sollte über die Jahre planbar und möglichst gleichmäßig erfolgen, um Ergebnisverschiebungen zwischen den verschiedenen Jahren gering zu halten.\r\n›\r\nDie Grundstruktur der Netzentgeltsystematik sollte langfristig angelegt werden und in ihrer Struktur und möglichst in ihrem Niveau dem Kunden Planbarkeit gewährleisten und nicht zu zusätzlichen Unsicherheiten in der Entwicklung der Belastung für Netznut-zer führen. Zusätzlich sollten die mit Netzanschluss und der Netznutzung verbundene Kosten für den Netznutzer auf Basis der Preisblätter für das jeweilige Folgejahr abseh-bar sein. Gleichzeitig hängt die Belastung von verschiedenen Faktoren ab, deren Stabili-tät nicht durch die Netzentgeltsystematik garantiert werden kann.\r\n›\r\nDie Netzentgeltsystematik sollte in ihrer Grundstruktur so angelegt sein, dass sie den weiteren Wandel des Energiesystems bis hin zur Klimaneutralität abbilden kann.\r\nNetzdienliches Verhalten (siehe oben) ist insbesondere in Abgrenzung zu markt- und system-dienlichem Verhalten zu verstehen. Der BDEW definiert die verschiedenen Begriffe wie folgt:\r\nSeite 10 von 41\r\n›\r\nMarktdienlichkeit beschreibt ein Verhalten, das zum Ausgleich von Angebot und Nach-frage führt. Gemeint ist die aktive Teilnahme von Anlagen an den Strommärkten mit dem Ziel einer gewinnorientierten Beschaffung bzw. Vermarktung von Strom.\r\n›\r\nSystemdienlichkeit beschreibt ein Verhalten, das die Stabilität des Stromsystems insge-samt stützt, z.B. durch die Bereitstellung von Regelleistung oder nicht-frequenzgebun-denen Systemdienstleistungen.\r\n›\r\nDie Netzdienlichkeit beschreibt ein Verhalten, das die Kosten des Netzbetriebs und des Netzausbaus kurzfristig (in der aktuellen Netzkonfiguration) sowie langfristig (für das Zielnetz) nicht erhöht bzw. Kosten vermeidet oder reduziert. Netzdienliches Verhalten führt dazu, dass Engpassmanagementmaßnahmen (u.a. Redispatch) und zusätzlicher Netzausbau reduziert bzw. vermieden werden.\r\n3 Überlegungen zur Netzentgeltstruktur\r\n3.1 Entgeltkomponenten\r\nDie Bildung eines zu zahlenden Netzentgelts kann auf Basis verschiedener additiver Kompo-nenten erfolgen, die sich in ihrer Funktionsweise und Wirkung unterscheiden. Aus Sicht des BDEW sind insbesondere die folgenden Netzentgeltkomponenten zu diskutieren (die hier zu-nächst in ihrer statischen Grundausprägung erläutert und bewertet werden):\r\n›\r\nArbeitspreis (in Cent pro Kilowattstunde): Der Arbeitspreis ist das Entgelt erhoben auf die über das Netz transportierte Energiemenge (die aus dem Netz entnommene oder ins Netz eingespeiste)1. Der Arbeitspreis wird als feste Größe mit der Strommenge mul-tipliziert, dadurch steigt das Netzentgelt für den Nutzer mit steigender Strommenge. Flexibles Verhalten wird durch den Arbeitspreis hingegen erschwert, da der Netzbezug bzw. die Netzeinspeisung (u.a. auch bei der Stromspeicherung) nur mengenseitig und unabhängig von der tatsächlichen Netzbelastung berechnet wird. Ein Arbeitspreis hat keine Auswirkungen auf Lastspitzen. Er kann auch anreizen, den Stromverbrauch zu re-duzieren.\r\n›\r\nLeistungspreis (in Euro pro Kilowatt): Der Leistungspreis ist das Entgelt erhoben auf die maximale, tatsächlich beanspruchte Leistung innerhalb eines bestimmten Zeitraums (Jahres-, Monats-, Tagesleistungspreis, etc.). Anders als der Arbeitspreis ist der\r\n1 Im Folgenden einfach als Energiemenge bezeichnet.\r\nSeite 11 von 41\r\nLeistungspreis unabhängig von der\r\nEnergiemenge. In seiner Wirkungsweise reizt der Leistungspreis eine möglichst gleichmäßige Fahrweise (d.h. möglichst keine Spitzen) an. In statischer Form schränkt er dadurch auch die Flexibilisierung von Verbrauchs- und Einspeiseverhalten ein, sofern hierdurch eine Leistungsspitze im für das Netzentgelt re-levanten Zeitraum (Monat oder Jahr) entsteht. Anders kann es sich je nach Ausgestal-tung bei einem Leistungspreismodell verhalten, das die Netznutzung in Spitzenlastzei-ten zur Bepreisung heranzieht.\r\n›\r\nKapazitätspreis (in Euro pro Kilowatt): Der Kapazitätspreis ist das Entgelt erhoben für eine (je nach Ausgestaltung) ex-ante vertraglich vereinbarte oder technisch verfügbare maximale Netzanschlusskapazität. In seiner Funktionsweise gleicht er dem Leistungs-preis (u.a. ebenfalls unabhängig von Mengen), wobei die bepreiste Kapazität anders als beim Leistungspreis bereits vorab bestimmt wird. Dadurch ist er für Netzbetreiber und Netznutzer einfacher abzuschätzen, da er eine vertragliche Vereinbarung zwischen den beiden Akteuren abbildet. Anders als der Arbeitspreis und der Leistungspreis, die von Jahr zu Jahr zu sehr unterschiedlichen Netzentgeltbelastungen je nach Menge und Leis-tung führen können, bietet der Kapazitätspreis dank relativ stabiler Kapazitätsbedarfe und -vereinbarungen im Regelfall eine konstante Berechnungsgrundlage bei geringen Schwankungen (wobei abhängig von der Ausgestaltung eine Anpassung der vereinbar-ten Kapazität bei Bedarf möglich sein kann). Durch ihn entstehen (in statischer Ausge-staltung) keine expliziten Anreize für netzdienliches Flexibilitätsverhalten. Ein Kapazi-tätspreis kann aber zur netzkostenminimierenden Optimierung der Netzanschlusskapa-zität beitragen (hinter dem Anschlusspunkt z.B. durch Überbauung). So kann zum Bei-spiel in Abwägung der Kosten für Flexibilisierung hinter dem Netzanschlusspunkt eine möglichst passgenaue Kapazität bestellt werden.\r\n›\r\nGrundpreis (in Euro pro Jahr): Der Grundpreis ist das Entgelt erhoben als pauschaler Be-trag auf die Nutzung des Netzes. Durch seine pauschale, mengen- und leistungsunab-hängige Ausgestaltung reizt der Grundpreis keine bestimmte Fahrweise an, bildet aber jedenfalls teilweise die Gemeinkosten des Netzes ab. Wie beim Kapazitätspreis ist auch der Grundpreis mit einer verhältnismäßig stabilen zu bepreisenden Kostenbasis und ge-ringeren Schwankungen verbunden.\r\nKeine Entgeltkomponente im engeren Sinne ist der sogenannte Baukostenzuschuss (BKZ). Dieser ist ein einmalig beim Netzanschluss erhobenes Entgelt für den anteiligen Ausbau des allgemeinen Netzes (in Euro pro Kilowatt oder in Euro pro Kilovoltampere), das im Rahmen der Anschlussherstellung oder Leistungserweiterung an den Anschlussnetzbetreiber zu ent-richten ist. Auch wenn der Baukostenzuschuss kein Netzentgeltbestandteil ist, spielt er in der Diskussion über die Beteiligung an den Netzkosten eine Rolle und wird im weiteren Verlauf\r\nSeite 12 von 41\r\naufgegriffen. In seiner Funktionsweise reizt der Baukostenzuschuss eine realistische An-schlussgröße im Rahmen der Dimensionierung des Netzanschlusses an. Durch die Charakteris-tik der Einmalzahlung ist er planbarer als die o.g. Netzentgeltkomponenten und macht durch eine regionale Differenzierung eine Standortsteuerung von Anlagen möglich. Implizit besteht durch den BKZ bei entsprechender Ausgestaltung des Gesamtmodells auch ein Anreiz zur möglichst dauerhaft hohen Auslastung der Netzanschlusskapazität.\r\nLegt man die in Abschnitt 2 dargestellten Bewertungskriterien an, so überzeugt der Arbeits-preis insbesondere in Sachen Verständlichkeit (da er analog zu anderen Strompreisbestandtei-len errechnet werden kann) und operativer Umsetzbarkeit (da er ohne große Aufwände ge-messen und berechnet werden kann). In Sachen Kostenreflexivität und Netzdienlichkeit über-zeugt der Arbeitspreis hingegen nicht: Dies liegt daran, dass er die Komponente Arbeit, also die Energiemenge bepreist. Die tatsächlichen Netzkosten ergeben sich jedoch nicht daraus, wieviel Strom über einen Netzanschluss bezogen oder eingespeist wird, sondern daraus, wie der Netzanschluss und das dahinterliegende Netz dimensioniert werden müssen, was abhän-gig von der Leistung und/oder der Kapazität ist. Die wirtschaftliche Planbarkeit ist beim Ar-beitspreis zudem insofern eingeschränkt, dass sich die zu zahlende Netzentgeltbelastung erst ex-post nach Jahresablauf (und bei kleinen Kunden nach entsprechender Zählerstandinforma-tion) ergibt. In Sachen Marktneutralität werden insbesondere Speicher und Flexibilitätsmo-delle teilweise durch den Arbeitspreis eingeschränkt, da jede bezogene oder eingespeiste Menge bepreist und belastet wird und damit Preissignale des Marktes nicht unverzerrt wir-ken.\r\nDer Leistungspreis zeichnet sich demgegenüber insbesondere durch eine deutlich verbesserte Kostenreflexivität aus, da er nicht die dimensionierungsirrelevante Arbeit, sondern die rele-vante (Jahres-/Monats-)Höchstleistung bepreist. Schwachpunkte hat der Leistungspreis ge-genüber dem Arbeits- oder Grundpreis insbesondere bei der operativen Umsetzbarkeit (insbe-sondere auf niedrigeren Spannungsebenen), sowie bei der wirtschaftlichen Planbarkeit und Verständlichkeit (da erst nach Jahresablauf die tatsächliche Netzentgeltbelastung feststeht und die Bepreisung der Leistungsspitze gerade bei nicht bereits leitungsgemessenen Kunden deutlich weniger intuitiv ist als z.B. die der bezogenen Menge). In Sachen Netzdienlichkeit hat der Leistungspreis Vorteile gegenüber dem Arbeitspreis. In Sachen Marktneutralität schneidet ein Leistungspreis in einer statischen, nicht flexibilisierten Ausprägung im Vergleich zu den lastgangunabhängigen Entgeltkomponenten schlechter ab, da er durch die Bepreisung der Last- bzw. Leistungsspitze die Flexibilität zur Marktteilnahme einschränkt, sofern es sich um seltene oder einmalige Leistungsspitzen handelt. Ein Leistungspreis, der sich nach Netznut-zung in Spitzenlastzeiten richtet, ermöglicht hingegen Flexibilität. Da sich die Netzdimensionie-rung an der (zeitgleichen) Spitzenlast orientiert, kann ein solches Bepreisungsmodell die\r\nSeite 13 von 41\r\nrelevanten Kosten verursachungsgerecht abbilden und zuordnen. So entstehen anders als beim Kapazitätspreis netzdienliche Flexibilitätsanreize durch Möglichkeit zur Lastverschie-bung. Zu bedenken ist, dass in einem solchen Modell die Flexibilisierung mit erhöhten Anfor-derungen und Aufwänden einhergeht und die tatsächliche Kostenbelastung der Leistungs-spitze erst ex post feststehen könnte. Dadurch ergeben sich neue Herausforderungen in Sa-chen Umsetzbarkeit und Planbarkeit.\r\nDer Kapazitätspreis bietet in Sachen Kostenreflexivität ebenfalls einen Mehrwert, denn durch ihn wird die kostenrelevante (zu jeder Zeit zur Verfügung stehende) Netzanschlusskapazität bepreist. Auch die Kriterien Marktneutralität, Planbarkeit und Netzdienlichkeit erfüllt der Ka-pazitätspreis weitgehend, da er (a) keine Markthindernisse oder Diskriminierungstatbestände aufbaut, (b) ex-ante bekannt und vorhersehbar ist und (c) eine optimierte Kapazitätsauslegung im Sinne des Netzes honoriert. In der operativen Umsetzbarkeit ergeben sich aus heutiger Sicht durch deutliche Datenbedarfe und Umsetzungsaufwände Hürden (abhängig von der be-trachteten Kundengruppe), was die kurzfristige Einführung erschwert. Zudem fehlen in einem statischen Kapazitätspreismodell Anreize zur netzdienlichen Lastverschiebung (die aber auch keine andere Entgeltkomponente in statischer Form schafft). Aufgrund der angestrebten Neu-regelung ab dem Jahr 2029 erscheint dieser Umstellungsaufwand jedoch mittelfristig und ggf. mit Übergangs- und Einführungszeiträumen und sukzessiver Einführung insb. nach Spannungs-ebenen bewältigbar. Dies gilt insbesondere für leistungsgemessene Kunden. Da der Kapazi-tätspreis bisher nicht Teil der Netzentgeltsystematik ist, wäre die Einführung mit erhöhtem Er-klär- und Rechtfertigungsbedarf verbunden (Verständlichkeit), gerade im Vergleich zu den be-stehenden Arbeits- und Grundpreisen der nicht leistungsgemessenen Kunden.\r\nDer Grundpreis erfüllt dank seiner Pauschalität und Einfachheit insbesondere die Kriterien der Marktneutralität, wirtschaftlichen Planbarkeit, Verständlichkeit und operativen Umsetzbar-keit. Gerade bei Nutzergruppen mit geringen Differenzierungsmerkmalen und -möglichkeiten (bspw. SLP-Kunden), kann ein Grundpreis auf Grund seiner Pauschalität eine effiziente Umset-zung darstellen. Die Kehrseite dieser Einfachheit ist, dass der Grundpreis generell keinerlei An-reizwirkung entfalten und vor allem keine Netzdienlichkeit abbilden kann, da Netznutzer un-abhängig von ihrem Verhalten gleich belastet werden. Daher sollten in einem ersten Schritt nur Kosten über einen Grundpreis abgebildet werden, die unabhängig von der Leistung-/Kapa-zitätsinanspruchnahme sind. Möchte man darüber hinaus im Grundpreis eine auch in Ansät-zen kostenreflexive Entgeltbelastung aufgrund der Inanspruchnahme von Leistung/Kapazität abbilden, so könnte dies über eine gestaffelte Ausgestaltung (sozusagen als diskreter Kapazi-tätspreis in vorab definierten Kapazitätsklassen) des Grundpreises erfolgen.\r\nAuch wenn der Baukostenzuschuss (BKZ) keine Entgeltkomponente im engeren Sinne darstellt und anders als die o.g. Komponenten nur einmalig zur Anwendung kommt, ist eine Bewertung\r\nSeite 14 von 41\r\nanhand der definierten Kriterien sachgerecht. Als möglicher differenzierter Standortanreiz ist der BKZ insbesondere in Sachen Kostenreflexivität und standortspezifischer Netzdienlichkeit (netzdienliche Fahrweise wird nicht andressiert) geeignet. Ähnlich dem Grundpreis oder Kapa-zitätspreis erfüllt er dank seiner Pauschalität und Einmaligkeit auch die Kriterien der Planbar-keit, Verständlichkeit und operativer Umsetzbarkeit. Auch die Marktneutralität kann sicherge-stellt werden, sofern der BKZ nach einheitlichen Kriterien ausgestaltet ist.\r\nIn Abwägung der Vor- und Nachteile der verschiedenen Netzentgeltkomponenten (zunächst in nicht flexibilisierter Form) ergeben sich aus Sicht des BDEW die folgenden Überlegungen und Ansätze für eine Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik. Dabei ist jedoch zu berück-sichtigen, dass die tatsächliche Bewertung einer neuen Netzentgeltsystematik erst dann mög-lich ist, wenn alle Details zur Ausgestaltung und Anwendung (einschließlich einer möglichen Flexibilisierung) bekannt sind. Eine schematische Bewertung, wie sie hier durchgeführt wor-den ist, kann liefert dennoch erste Indizien für eine sinnvolle Reformrichtung der Netzentgelt-komponenten:\r\n›\r\nIn einer neuen Netzentgeltsystematik sollte durchgängig und für alle Kundengruppen die Bepreisung der mengenunabhängigen, kW-basierten und netzkostenrelevanten Komponenten den Hauptteil der Kostentragung ausmachen. Demgegenüber sollte die heute insbesondere im SLP-Bereich starke Belastung der bezogenen Arbeitsmenge ge-ringer ausfallen. Eine solche Anpassung würde die künftige Netzentgeltsystematik kos-tenreflexiver und netzdienlicher machen und gleichzeitig bei sachgerechter Ausgestal-tung keine signifikanten Einschränkungen in Sachen Marktneutralität, Umsetzbarkeit, Planbarkeit und Verständlichkeit mit sich bringen.\r\no\r\nAls Ausprägung einer neuen, kW-basierten Hauptentgeltkomponente erfüllt der Kapazitätspreis bereits in seiner statischen Form wichtige Kriterien (siehe oben, insb. Kostenreflexivität, Marktneutralität, Planbarkeit, Netzdienlichkeit). Wie bei allen Reformoptionen kommt es auch hier auf die Ausgestaltung an. Zu den Anforderungen an eine praxistaugliche Ausgestaltung eines Kapazitätsprei-ses zählt dabei u.a., dass Kunden ihre Kapazität ex-ante vertraglich vereinbaren können. Diese kann gleich oder geringer der technisch verfügbaren maximalen Netzanschlusskapazität sein. Mit einer Flexibilisierung des Kapazitätspreises (siehe Kapitel 3.4) könnte die Netzdienlichkeit noch passgenauer abgebildet und netzdienliche Flexibilität angereizt werden.\r\no\r\nEine alternative Ausprägung einer neuen, kW-basierten Hauptentgeltkompo-nente (oder auch eine Ergänzung zu einer Kapazitätskomponente) kann ein Leistungspreis sein. Während ein statischer Leistungspreis (wie bereits heute im Bereich registrierender Leistungsmessung angewendet) im Vergleich zum\r\nSeite 15 von 41\r\nKapazitätspreis Schwächen hat, könnten diese durch eine Leistungsbepreisung\r\norientiert an der zeitgleichen Spitzenlast adressiert werden. Ein solches Modell würde die Netzdienlichkeit und Kostenreflexivität abbilden, hätte aber im Ver-gleich zum Kapazitätspreis einen höheren Umsetzungsaufwand und eine gerin-gere wirtschaftliche Planbarkeit zur Folge. Im Sinne der vertrieblichen Umsetz-barkeit und Verständlichkeit seitens der Netznutzer müsste ein Leistungspreis (in jeglicher Ausgestaltung) dabei auf bereits heute leistungsgemessene Indust-riekunden auf den höheren Spannungsebenen begrenzt sein.\r\no\r\nVor einer möglichen Reform von Entgeltkomponenten müssen alle Auswirkun-gen eines Reformvorschlags in der Praxis und für die Umsetzung in den Unter-nehmen geprüft werden. Hierzu gehört auch eine umfassende gutachterliche Begleitung, wie sie die Bundesnetzagentur bereits plant. Im Sinne der Pra-xistauglichkeit können differenzierte Ansätze nach Kundengruppen/Netzebe-nen sinnvoll sein, die jeweils zu begründen sind.\r\n›\r\nNeben der kW-basierten Komponente (siehe oben) können auch eine Grund- und eine Arbeitskomponente eine Rolle spielen. In dieser Kombination würden die verschiede-nen realen Netzkostenblöcke gemäß ihrem Anteil an den Netzkosten abgebildet wer-den können: Die kW-basierte Preiskomponente bildet dabei die Kosten der Netzdimen-sionierung ab. Der Grundpreis könnte die Gemeinkosten abbilden (also Kosten, die sich unabhängig von Verbrauchsverhalten und Netzanschlusskapazitäten ergeben, wie z.B. die Länge und Topologie des Netzes). Der Arbeitspreis könnte zuletzt den variablen Teil der Netzkosten abbilden, die von der entnommenen Arbeit abhängt (z.B. die der Verlus-tenergie). Bei geringer Relevanz könnten einzelne Preiskomponenten, die geringe Kos-tenblöcke abbilden, auch entfallen.\r\n›\r\nBei Kunden, bei denen alle notwendigen Informationen für die Bestimmung und Über-prüfung der Kapazität bzw. Leistung vorliegen (z.B. solchen mit registrierender Leis-tungsmessung und künftig solchen mit iMSys2) könnte sich ein künftiges Netzentgelt so-mit aus einer kW-basierten Komponente, einer Grund- und einer Arbeitspreiskompo-nente zusammensetzen. Bei SLP-Kunden sind Kapazitäts- und Leistungspreis dagegen mit Umsetzungsschwierigkeiten konfrontiert. Abhilfe kann hier ein pauschal gestaffelter Grundpreis als Approximation schaffen. Alternativ könnten „klassische“ Verbrauchskun-den (ohne intelligente Messsysteme) auch analog zu heute entsprechend der\r\n2 Bei mehr als einem Anschlussnehmer ist zu klären, wie die Kapazität zu verteilen ist.\r\nSeite 16 von 41\r\nbestehenden Preissystematik\r\n(g-Funktion) berücksichtigt werden. Eine solche verein-fachte, pauschalere aber weiterhin an den Kostenfaktoren ausgerichtete Bepreisung könnte auch grundsätzlich auf der oder den untersten Spannungsebenen Anwendung finden. Das System sollte möglichst so konzipiert sein, dass ein Wechsel aus der verein-fachten (SLP-)Systematik zur RLM-Systematik ceteris paribus nicht zu einem sprunghaft höheren oder niedrigeren Netzentgelt führt.\r\n3.2 Wälzungsmechanismus\r\nIn der aktuellen Netzentgeltsystematik werden die Netzkosten unidirektional von den höhe-ren in die niedrigeren Spannungsebenen gewälzt. Dies entspricht der historischen Funktions-weise des Stromsystems, in dem Stromerzeuger maßgeblich auf den hohen Spannungsebenen angeschlossen waren und auf allen Spannungsebenen, schwerpunktmäßig aber bei den Haus-halten und Gewerben in der Niederspannung, verbraucht wurde. Im heutigen Energiesystem wird Strom allerdings auf allen Spannungsebenen dezentral erzeugt und Stromflüsse können sich auch umkehren, also von den niedrigeren zu den höheren Spannungsebenen verlaufen. Vor diesem Hintergrund wird diskutiert, die Netzentgeltsystematik von der heutigen unidirek-tionalen Kostenwälzung hin zu einer bidirektionalen Kostenwälzung weiterzuentwickeln. Dies würde insbesondere eine sachgerechtere Kostenaufteilung zwischen den verschiedenen Netz-ebenen schaffen, die sich auch anhand bestehender Kalkulationsebenen theoretisch bewerk-stelligen ließe. Dem gegenüber stehen allerdings erhebliche Komplexität und Aufwände bei der Umsetzung – insbesondere auch branchenweit, da sich viele Netzbetreiber und auch die Netzebenen untereinander gegenseitig beeinflussen würden. Notwendig wäre ein aufwändi-ges iteratives Vorgehen zur Bestimmung der letztendlichen Kostenzuordnungen zu den Netz-ebenen. Zuletzt ergibt sich auch ein stark erhöhtes Risiko, dass Anpassungen zwischen vorläu-figen und finalen Preisblättern vorgenommen werden müssen, weil Änderungen eines Netzbe-treibers dann auch auf andere Netzbetreiber wirken, welche wiederum wieder andere Netz-betreiber beeinflussen. Grundsätzlich ist festzustellen, dass die Auswahl der Netzentgeltkom-ponenten in der Systematik erhebliche Auswirkungen auf die Kostenwälzung bei und zwischen Netzbetreibern haben.\r\nBei einer möglichen Umsetzung wären verschiedene Punkte zu beachten: Berücksichtigt wer-den müssten u.a. die Preiselastizitäten verschiedener Kunden, die Folgen veränderter Kosten-verteilungen und Netzentgeltentwicklungen (Entlastung in der Niederspannung, Belastung in der Hoch- und Höchstspannung, insbesondere in Netzgebieten mit viel Rückspeisung)). Vor dem Hintergrund dieser Einordnung können auch Änderungen bei der Kostenwälzung geprüft werden. Der BDEW hält es zum aktuellen Zeitpunkt jedoch nicht für sinnvoll, eine bidirektio-nale Umstellung der Kostenwälzung und die zahlreichen anderen Anpassungsbedarfe bei Ent-geltkomponenten, Privilegierungen und anderen Themen gleichzeitig anzugehen. Zudem muss\r\nSeite 17 von 41\r\nbeachtet werden, dass bei einer Einführung einer bidirektionalen Kostenwälzung die neu ein-geführte EE-Kostenwälzung hinfällig wäre.\r\nIm Rahmen der aktuellen Wälzungssystematik könnte grundsätzlich ein Wegfall der Umspann-ebenen eine handhabbare Vereinfachung der Kostenwälzung bewirken.\r\n3.3 VNB-einheitliche Netzentgelte\r\nNeben der Ausgestaltung der verschiedenen Netzentgeltkomponenten und der Kostenwäl-zung ist bei der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik auch die Vereinheitlichung der Netzentgelte auf Verteilnetzebene je Spannungsebene, analog zu der erfolgten Vereinheitli-chung der Übertragungsnetzentgelte, als Reformoption zu bewerten. Dies sollte einer mögli-chen Flexibilisierung nicht im Wege stehen. Eine Differenzierung von Netzentgelten (siehe Ab-schnitt 3.4) müsste ausgehend von der einheitlichen Baseline möglich sein. Eine Vereinheitli-chung von VNB-Netzentgelten wäre sowohl mit Vorteilen und Chancen als auch mit Nachtei-len und Risiken verbunden: Vorteilhaft wäre eine VNB-Netzentgeltvereinheitlichung insbeson-dere im Sinne der Vereinfachung für einen Teil der Marktakteure. So würde zum Beispiel der Bedarf einer separaten Bestimmung und Verteilung von EE-bedingten Netzmehrkosten weg-fallen. Darüber hinaus könnten auch nicht-EE-bedingte Kostenunterschiede ausgeglichen werde. Vertriebsprodukte würden dadurch bundesweit einfacher kalkulierbar. Rabattierungen und Befreiungen von den Netzentgelten, insbesondere bestehende (sofern sie nicht explizit netzdienliches Verhalten honorieren), würden außerdem gleichmäßiger verteilt. Zuletzt würde eine Vereinheitlichung auch die Möglichkeit eröffnen, zusätzliche Finanzierungsbeiträge für die Netzkosten (z.B. Netzkostenzuschüsse) einfach umzusetzen und gleichmäßig zu verteilen.\r\nAndererseits wäre die Einführung und Umsetzung einheitlicher VNB-Netzentgelte mit Umset-zungsaufwand verbunden und Ausgleichszahlungen zwischen Netzbetreibern notwendig. Für die Abwicklung der Vereinheitlichung wäre zudem ein neuer Akteur notwendig.3 Im Gegenzug entfällt jedoch die individuelle Kalkulation der Netzentgelte durch jeden einzelnen Netzbetrei-ber. Dabei ergäben sich auch Einschränkungen für die Kostenreflexivität der Netzentgelte. Darüber hinaus besteht das Risiko, dass Netznutzer, die bereits mit hohen Baukostenzuschüs-sen den Netzausbau mitfinanziert haben, im Rahmen einer Vereinheitlichung zusätzlich belas-tet werden. In der Gesamtschau ist insbesondere zu berücksichtigen, dass einheitliche VNB-\r\n3 Weitere Details zum Umsetzungsaufwand und den damit verbundenen Fragestellungen finden sich bspw. in einem Gutachten von Consentec (2024): Operative Umsetzung einer bundesweiten Vereinheitlichung der Verteil-netzentgelte.\r\nSeite 18 von 41\r\nNetzentgelte die Kosten so umverteilen würden, dass Kunden in manchen Gebieten deutlich stärker und in anderen Gebieten deutlich weniger belastet werden würden als es im Status Quo der Fall ist. Eine Vereinheitlichung hätte also sowohl Profiteure als auch Kostenträger. Daher sollte, sofern über eine Vereinheitlichung nachgedacht wird, eine stufenweise Einfüh-rung anvisiert werden, um sprunghafte Veränderungen in den Netzentgelten in der Einfüh-rungsphase zu vermeiden.\r\nEinheitliche VNB-Netzentgelte würden die laufende Reform der Netzentgeltsystematik im Grundsatz nicht vereinfachen. Sie würden aber die Auswirkungen einer neuen Systematik ein-heitlicher bewertbar machen und damit zu einer besseren Entscheidungsgrundlage beitragen. Vor dem Hintergrund der Vor- und Nachteile ist eine ergebnisoffene Prüfung der Einführung einheitlicher VNB-Netzentgelte sachgerecht. Eine solche Reform wäre in jedem Fall aber nur als mittel- oder langfristiges Vorhaben mit entsprechenden Übergangszeiträumen denkbar.\r\n3.4 Zeitliche und örtliche Flexibilisierung von Netzentgelten\r\nMit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Elektrifizierung von Mobilität und Wär-meerzeugung steigt der Bedarf an Flexibilitätsbereitstellung – sowohl auf den Strommärkten, den Systemdienstleistungsmärkten, wie auch in der zugrunde liegenden Netzinfrastruktur. Fle-xibilitäten können somit genutzt werden, um Stromangebot und Nachfrage in Einklang zu bringen, um das System zu stabilisieren oder um lokale bzw. regionale Netzengpässe zu ver-meiden. Flexibilitäten können derzeit einerseits durch entsprechende Preissignale auf den Strommärkten (Day-Ahead-, Intraday-, Regelenergiemarkt) angereizt werden oder durch regu-latorisch abgesicherte Eingriffsrechte der Netzbetreiber zur Gewährleistung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems abgerufen werden. Zukünftig ist denkbar, dass durch die Dynamisierung der Netzentgelte eine weitere Komponente hinzu-kommt, die insbesondere auch regionale Netzengpässe im jeweiligen Netz berücksichtigt, die über allgemeine Preissignale, die gleichermaßen für das gesamte Netz gelten, nicht erfasst werden. Netzentgelte sind Teil des Endkundenpreises, von dem eine Anreizwirkung ausgehen kann. Netzentgelte haben eine Signalfunktion, die die Netznutzung abbildet, und können ent-sprechend für die Flexibilität der Netznutzung eine wesentliche Rolle spielen.\r\nDie aktuelle Netzentgeltsystematik hemmt, durch die Fokussierung auf mengenabhängige Preiskomponenten, die markt-, system- und netzdienliche Nutzung von bestehenden Flexibili-täten und schränkt den Raum für Innovation in der Flexibilitätsnutzung eines dezentralen Energiesystems entscheidend ein. Rein mengenabhängige Netzentgelte (Arbeitspreise) führen dazu, dass Kunden zusätzliche Verbräuche vermeiden. Ebenso regt der heutige Jahresleis-tungspreis, den ausgewählte Kundengruppen zu zahlen haben, dazu an, Bezugsspitzen im Jah-resverlauf zu vermeiden. Er stellt somit außerdem ein gewisses Flexibilitätshemmnis bzw.\r\nSeite 19 von 41\r\nfehlenden Anreiz zur Bereitstellung von Flexibilitäten dar (anders wäre es bei einem Leistungs-preis, der Spitzen zum Zeitpunkt der zeitgleichen Jahreshöchstlast bepreist).\r\nEine neue Netzentgeltsystematik sollte mindestens so ausgestaltet sein, dass sie den Flexibili-tätseinsatz grundsätzlich nicht unbegründet erschwert und idealerweise den netzdienlichen Flexibilitätseinsatz mit kostenreflexiven Netzentgelten anreizt. Ein unbegründetes Hemmnis liegt dann vor, wenn (marktdienliche oder systemdienliche) Flexibilitäten durch zusätzliche, auf die Flexibilität anfallende Netzentgelte verhindert werden, obwohl die aktuelle Auslastung des Netzes diese zulassen könnte. Anpassungen der Netzentgeltsystematik sind für die ver-schiedenen Kunden in ihrer Wirkweise unterschiedlich und es besteht ein sehr differenziertes Verständnis für Netzentgelte bei den unterschiedlichen Kunden. Je nach Netzebene und ver-traglichen Verhältnissen zwischen Netzkunde, Netzbetreiber und Lieferant werden die Netz-entgelte unterschiedlich abgerechnet. So ist es im Industriekundensektor durchaus üblich, dass die Lieferanten die Netzentgelte direkt durchreichen oder dass sogar der Netzbetreiber das Netzentgelt direkt bei den Netzkunden abrechnet. Diese Kunden haben in der Regel ein besseres Verständnis von ihren Netzentgelten als „kleinere“ Kunden in der Niederspannung, bei denen die Netzentgelte in der Regel Teil des gesamten Strompreises sind und die Lieferan-ten Veränderungen in der Struktur und Höhe der Netzentgelte nicht oder nur zeitversetzt wei-tergeben. Je nach Ausgestaltung des Strom-Produkts kommt die Netzkomponente nur bedingt zum Vorschein. So erschweren die Vorgaben zur Ausgestaltung von Energielieferverträgen ein differenziertes Verständnis von Netzentgelten im Vergleich zu anderen Energiepreiskompo-nenten für Kunden aus der Niederspannung. Damit der Flexibilitätsanreiz durch ein Netzent-gelt beim Kunden ankommt, müssen die variablen Netzentgelte auch für Lieferanten attraktiv und verständlich sein, damit sie den Flexibilitätsanreiz für den Netzbetreiber wirkungsvoll ver-markten können.\r\nEine Option zum (teilweisen) Abbau bestehender Flexibilitätshemmnisse könnte eine mengen- und lastgangunabhängige Entgeltkomponente, wie ein (gestaffelter) Grund- oder Kapazitäts-preis sein – ob als Ersatz des Leistungs- und/oder Arbeitspreises oder auch ergänzend zu ei-nem gegenüber dem Status Quo kleineren Arbeitspreisanteil. Durch die ex-ante-Bestimmung der benötigten Kapazität wird der Netzkunde motiviert, seine Nutzung hinter dem Netzan-schluss zu optimieren und seinen Netzanschluss nicht zu überdimensionieren. Er zahlt nicht für zusätzliche entnommene Mengen, sondern optimiert seine Netzkapazitätsnutzung. Ent-sprechend der kontrahierten Kapazität kann der Netznutzer dann seine Flexibilität bestmög-lich in den verschiedenen Bereichen einsetzen. Eine andere Option ist ein flexibler Leistungs-preis – so entstehen Flexibilitätsanreize, wenn sich der Leistungspreis nach der Netznutzung in Spitzenlastzeiten richtet und Last dann entsprechend in andere Zeiten verschoben wird. Beide Optionen können zu einem erhöhten Flexibilitätsangebot führen.\r\nSeite 20 von 41\r\nDie zweite Option bedingt, dass das Preissignal flexibler Netzentgelte auf Basis der Netzbelas-tung ermittelt wird, so dass sich eine netzdienliche Wirkung ergeben kann. Für eine netzdienli-che Wirkung ist erforderlich, dass es dem Netzbetreiber bei der Anreizsetzung möglich ist, mit hinreichender Sicherheit eine über die lokalen Netznutzer aggregierte Laständerung bzw. -ver-schiebung durch den Anreiz vorauszusehen. Hierbei sind grundsätzlich zwei unterschiedliche Ausgestaltungsoptionen möglich:\r\n›\r\n(technische) Vorgabe von Verbrauchs- bzw. Einspeiseverhalten (bis zur Abschal-tung/Dimmung) verbunden mit einer entsprechenden Vergütung bzw. Entschädigung dafür\r\n›\r\nSetzen von preislichen Anreizen zur Verbrauchsänderung\r\nFür den zweiten Punkt kann zwischen einer zeitlichen und einer örtlichen Flexibilisierung der Netzentgelte differenziert werden. Die zeitliche Differenzierung sieht unterschiedlich hohe Netzentgelte zu verschiedenen Zeitpunkten oder bestimmte Zeitfenster, für die die Netzent-gelte ausgelegt werden, vor. Örtliche Flexibilisierung bedeutet, dass zusätzlich in verschiede-nen Netzbereichen eines Netzbetreibers verschiedene Netzentgelte erhoben werden. Die Gra-nularität der jeweiligen Differenzierung wirkt sich auf die Wirksamkeit bezogen auf die Bewer-tungskriterien (Kostenreflexivität, Marktneutralität, wirtschaftliche Planbarkeit, Verteilungs-wirkung, Verständlichkeit, operative Umsetzbarkeit und Netzdienlichkeit) aus.\r\nAbbildung 1: Grundmodelle variabler Netzentgelte der BNetzA\r\nIn Abbildung 1 sind die Grundmodelle variabler Netzentgelte dargestellt, die die Bundesnetza-gentur im Zuge der Konsultation zur Festlegung von § 14a EnWG (Beispiel eines regulatorisch\r\nSeite 21 von 41\r\nabgesicherten Eingriffsrechtes des Netzbetreibers) eingeführt hat. Grundsätzlich sind zwi-schen den verschiedenen Grundmodellen verschiedene Abstufungen denkbar. Die Grundmo-delle sind aus Sicht des BDEW daher nicht als abschließende Liste zu verstehen.\r\nMaßgeblich ist auch die Differenz der flexibilisierten Netzentgelte (Preise), damit die Anreize, die gesetzt werden sollen, ausreichend für eine Änderung des Nutzungsverhalten der Verbrau-cher sind. Die komplexeste Umsetzungsoption stellen symmetrische Netzentgelte dar, bei de-nen die Netznutzung flexibel auf Basis der lokalen Netzbelastung bepreist werden würde. Bei diesem Ansatz wird antizyklisches Verhalten aus der Netzentgeltsystematik heraus angereizt. Es wird derjenige belohnt, der in dem für die Dimensionierung des Netzes maßgeblichen Zeit-punkten das Netz nicht belastet, sondern aktiv entlastet. Das zu entrichtende Netzentgeltins-gesamt sollte dabei keinen negativen Wert annehmen. Der Vergütung von netzdienlichen Fle-xibilitätsleistungen steht dies nicht im Wege.\r\nDie verschiedenen Netzentgeltkomponenten, Arbeitspreis, Leistungspreis, Kapazitätspreis und Grundpreis können unterschiedlich flexibilisiert werden. Denkbar wären zeitliche und/oder örtliche Flexibilisierungen der Netzentgelte ausgerichtet an den Bedürfnissen der jeweiligen Netzebenen. Die Flexibilisierungsmöglichkeiten der verschiedenen Netzentgeltkomponenten und deren Wirkweisen sind in der nachstehenden Tabelle aufgeführt.\r\nNetzentgelt-komponente Definition Flexibilisierungsmög-lichkeit Auswirkung / Anreizwirkung Grundpreis [€/a] Der Grundpreis ist das Entgelt erhoben als pauschaler Betrag auf die Nutzung des Net-zes. Örtliche und zeitliche Differenzierung theo-retisch möglich, aber nicht sinnvoll. Zeitliche Differenzierung ohne Anreiz-wirkung; örtliche Differenzierung schwer begründbar. Arbeitspreis [ct/kWh] Der Arbeitspreis ist das Entgelt erhoben auf die aus dem Netz ent-nommene oder ins Netz eingespeiste Strommenge. Örtliche Differenzie-rung möglich (aber nur zusammen mit zeitli-cher Differenzierung sinnvoll). Zeitliche Differenzie-rung in allen Ausfüh-rungen (statisch, varia-bel, dynamisch) mög-lich. Verschiedene Arbeitspreise für unter-schiedliche Zeitintervalle, d.h. Beprei-sung der (verbrauchten/eingespeisten) Menge sind eher dafür geeignet Last innerhalb eines Tages zu verschieben / anzureizen oder unterschiedliche Netz-belastungen in größeren Zeiträumen (Sommer/Winter) zu begegnen.\r\nSeite 22 von 41\r\nLeistungspreis [€/kW] Der Leistungspreis ist das Entgelt erhoben auf die maximale tat-sächlich beanspruchte Leistung innerhalb ei-nes bestimmten Zeit-raums (Jahres-, Mo-nats-, Tagesleistungs-preis, etc.). Örtliche Differenzie-rung möglich (aber nur zusammen mit zeitli-cher Differenzierung sinnvoll). Zeitliche Differenzie-rung für verschiedene Zeitintervalle möglich. Bepreisung der maximal genutzten Leistung innerhalb eines oder mehre-rer definierter Zeitintervalle ist dafür geeignet, Lastabsenkungen anzureizen oder (kurzfristige) Lastspitzen inner-halb eines Zeitintervalls zu glätten oder anzureizen (z.B. bei erhöhter EE -Ein-speisung). Es ist ein stärkerer kurzfristi-gerer Anreiz als beim flexiblen Arbeits-preis möglich. Kapazitätspreis [€/kW] Der Kapazitätspreis ist das Entgelt erhoben für eine ex-ante ver-traglich vereinbarte oder technisch verfüg-bare maximale Netzan-schlusskapazität in ei-nem vereinbarten Zeit-raum. Örtliche Differenzie-rung denkbar. Zeitliche Differenzie-rung für verschiedene Zeitintervalle z.B. durch Differenzierung nach fester und ein-schränkbarer Zusatzka-pazität möglich. Örtliche Differenzierung für Engpassre-gionen als (dauerhafter) Standortanreiz denkbar. Eine zeitliche Differenzierung ist über Einschränkung bei Kapazität (in einem definierten Zeitraum) möglich. Mögli-che Umsetzung: Abrechnung einer niedrigeren Kapazität oder Gutschrift für verringerte Kapazitätsnutzung oder reduzierte Netzentgelte bei „tolerier-ter“ Kapazitätsüberschreitung (außer-halb des definierten Zeitraums).\r\nBeim Anreizen von netzdienlichen Flexibilitäten durch variable Netzentgelte ergeben sich ei-nige Fragen und Herausforderungen:\r\n›\r\nAlle Abstufungen variabler Netzentgelte erfordern eine hohe technische Aufrüstung bei allen Beteiligten (Netzbetreibern, Lieferanten und Kunden), insbesondere bei nicht leis-tungsgemessenen Kunden. Diese technischen Voraussetzungen müssten zunächst ge-schaffen und im Zuge einer möglichen Dynamisierung weiterentwickelt werden. Dem-nach muss sich eine steigende Dynamisierung an der steigenden technischen Ausstat-tung orientieren. Kosten und Nutzen müssen dabei in einem angemessenen Verhältnis stehen.\r\n›\r\nVariable Netzentgelte bergen die Gefahr, dass die absoluten Netzkostenbeiträge für den Netzkunden nicht mehr nachvollziehbar sind und es für die Netzbetreiber zu\r\nSeite 23 von 41\r\nsignifikanten periodenübergreifenden Erlöswirkungen kommt. Beides, Verständlichkeit\r\nund eine jährliche Erlösstabilität, müssen jedoch sichergestellt werden.\r\n›\r\nPreissignale durch variable Netzentgelte können gegenläufig zu Preissignalen in ande-ren Netzebenen und zu Preissignalen in den Strommärkten sein. Diese verschiedenen Preissignale spiegeln die Knappheit auf den unterschiedlichen Strommärkten und Netz-ebenen wider. Es obliegt dann dem Netznutzer zu entscheiden, inwieweit und in wel-chem Umfang er den Preissignalen aus den unterschiedlichen Bereichen folgen möchte. Folge dieser Freiwilligkeit ist, dass in manchen Orten der Netzausbau die günstigere Maßnahme ist, damit das Flexibilitätspotential vollumfänglich für die bestehenden Strommärkte oder für die Systemdienstleistungen genutzt werden kann. In anderen Si-tuationen kann es dazu führen, dass das Netz nicht so stark ausgebaut werden muss, da dies volkswirtschaftlicher effizienter ist. Die netzdienliche Nutzung von Flexibilitäten kann in jedem Fall dazu führen, dass Kunden vorzeitig an das Netz angeschlossen wer-den können, ohne dass das Netz bereits entsprechend ausgebaut ist (vgl. § 14a EnWG und flexible Netzanschlussvereinbarungen).\r\n›\r\nMangels vorhandener Erfahrungen in Deutschland ist auch die konkrete Parametrie-rung des Preissignals komplex, insbesondere unter Beachtung der oben erwähnten al-lein bis zu sieben unterschiedlichen Preissignale aus den Netzebenen (da die Netzzu-stände in den verschiedenen Netzebenen zum selben Zeitpunkt unterschiedlich sein können), die in welcher Form auch immer aggregiert beim Niederspannungskunden an-kommen: zu hohe Preissignale können zu Überreaktionen führen, zu niedrige Preissig-nale setzen keine ausreichenden Anreize für netzdienliches Flexibilitätsverhalten. Da es sich bei Netzentgelten stets nur um einen Anreiz handelt, der ein freiwilliges Kunden-verhalten voraussetzt, ersetzen variable Netzentgelte nicht regulatorisch ermöglichte Eingriffsmöglichkeiten zur Sicherstellung der Netzstabilität, sondern vermeiden im Ide-alfall einen Eingriff oder reduzieren dessen Umfang. Preissignale aus den Strommärkten können sich auch nachteilig auf die Netzstabilität auswirken und Maßnahmen des Netz-betreibers auslösen. Netzbetreiber müssen daher auch bei variablen Netzentgelten stets dauerhaft und verlässlich im Engpassfall steuernd eingreifen können bzw. die Möglichkeit haben, verlässliche Flexibilitätsoptionen einzusetzen.\r\n›\r\nSicherzustellen ist, dass der volkswirtschaftliche Nutzen einer variablen Netzent-geltstruktur den flächendeckenden Umsetzungsaufwand bei allen Beteiligten (u.a. Lie-feranten, Aggregatoren, Messstellenbetreiber, Netzbetreiber, Letztverbraucher) über-steigt.\r\nSeite 24 von 41\r\n›\r\nDie Flexibilisierung von Netzentgelten könnte je nach Ausgestaltung zu signifikanten Verteilungseffekten zwischen den verschiedenen Netznutzern führen, die sich negativ auf die Akzeptanz auswirkend könnten.\r\n›\r\nKostenreflexivität im Hinblick auf die kurzfristigen Grenzkosten der Netznutzung ist ohne zeitliche Differenzierung nicht denkbar. Darüber hinaus muss eine sachgerechte Berücksichtigung der Kostenreflexivität auch eine örtliche Differenzierung der Netzent-gelte ermöglichen, weil insbesondere bei Flächennetzbetreibern die Auslastung des Netzes lokal unterschiedlich ist.\r\nEine Bewertung der verschiedenen Optionen zur Variabilisierung von Netzentgelten zeigt, dass je flexibler (und damit komplexer) die Ausgestaltung des variablen Netzentgeltes (sowohl ört-lich als auch zeitlich) ist, desto passgenauer der Anreiz, zu einem gewissen Zeitpunkt nicht vollständig genutzte vorgehaltene Netzkapazität zu nutzen und damit zu einer gleichmäßige-ren Auslastung der Netze beizutragen (Kostenreflexivität und Netzdienlichkeit). Voraussetzung für „strangscharfe“ Netzentgelte in „Echtzeit“ ist jedoch die erhebliche technische Fähigkeit bei allen Beteiligten (Netzbetreiber, Lieferanten, Netzkunden), die mehr als den Smart Meter Rollout bedeutet. Zudem setzt dies in der Praxis ein ausreichendes Verständnis und auch Mög-lichkeiten der Verhaltensänderungen der Netznutzer (d.h. der lokal aggregierten Laständerung bzw. -verschiebung) in Reaktion auf das Preissignal voraus. Eine starke Flexibilisierung wirkt sich hingegen negativ auf die Planbarkeit, Verständlichkeit und operative Umsetzbarkeit für alle Beteiligten (was wiederum auch eine Kostensteigerung zur Folge hat) aus. Bei jeglicher Flexibilisierung muss beachtet werden, dass die Signale für den Kunden verständlich und transparent genug sind, damit er darauf reagieren kann und möchte. Die Auswirkungen in der Verständlichkeit und operativen Umsetzbarkeit sind in den unterschiedlichen Spannungs-ebene und verschiedenen Kundengruppen verschieden stark ausgeprägt. Dies gilt es in einer weitergehenden Analyse zu betrachten, auch was die Umsetzbarkeit bei Kunden im produzie-renden Gewerbe (Industrie, Mittelstand) bedeutet.\r\nIn einer ersten Ausgestaltung der Flexibilisierung von Netzentgelten sollte vor dem Hinter-grund, dass Nutzen und Aufwand in einem angemessenen Verhältnis stehen sollten, aus Sicht des BDEW auf ein zu hohes Maß an Flexibilisierung verzichtet werden. Mit der Weiterentwick-lung und mit ersten Erfahrungen sollte über eine Erhöhung der Granularität und eine schritt-weise Anwendung der Flexibilisierung nach Kundengruppen bzw. Netzebenen entschieden werden, wenn sich dies als sinnvoll herausstellt, d.h. wenn evident wird, dass der Nutzen den Aufwand übersteigt, sprich die Transaktionskosten nachweislich durch einen positiven Effekt auf die Netzkosten überwogen werden. Zudem müssen bei den Überlegungen die vorhande-nen und absehbaren Fähigkeiten und technischen Rahmenbedingungen sowie eine ausrei-chende Vorlaufzeit zur Implementierung berücksichtigt werden. Pauschalierte Verfahren, wie\r\nSeite 25 von 41\r\nbspw. im Bereich Industrienetzentgelte, bei denen eine pauschale Reduzierung der Netzent-gelte vorgesehen ist, sollten als Alternative zu variablen Netzentgeltmodellen aber nicht aus-geschlossen werden, wenn entsprechende Gründe (z.B. netzdienliche Flexibilitätsbereitstel-lung, keine Fehlanreize fürs System) bestehen.\r\n4 Überlegungen zur Berücksichtigung von relevanten Netznutzergruppen in der Netzentgeltsystematik\r\n4.1 Erzeugungsanlagen\r\nIm aktuellen Netzentgeltsystem werden Netzentgelte nur für die Entnahme aber nicht für die Einspeisung in das Stromnetz erhoben. Wie sich jedoch zeigt, ist der Netzausbau in einspeise-dominierten Netzen ganz wesentlich auch vom Ausbau erneuerbarer Energien getrieben – die-ser Ausbau der dezentralen Einspeisung wiederum zahlt auf das politische und volkswirt-schaftliche Ziel einer klimaneutralen und kostengünstigen Energieversorgung mit erneuerba-ren Energien ein. Folgt man einzig dem Prinzip der Kostenreflexivität, erscheint eine Erhebung von Einspeiseentgelten zunächst angemessen. Mit einer Einführung von Einspeiseentgelten würden die Netzkosten von einer größeren Netznutzergruppe getragen, was zu einem gerin-geren Anstieg der spezifischen Netzentgelte für die bestehenden betroffenen Kundengruppen führen würde. Das Prinzip der Kostenreflexivität fügt sich jedoch in eine Reihe weiterer rele-vanter Kriterien ein, die für eine Bewertung heranzuziehen sind (siehe Ziffer 2).\r\nAus Sicht des BDEW sprechen demnach auch viele Gründe gegen die Einführung von Einspei-seentgelten:\r\n›\r\nVerursachungsgerecht ausgestaltete Einspeisenetzentgelte (wie auch Netzentgelte für den Verbrauch) würden die Komplexität maßgeblich erhöhen, mit bürokratischem Auf-wand einhergehen und nicht zuletzt auf Grund der sehr heterogenen Nutzerstruktur zu unwägbaren Abweichungen von der Marktneutralität führen.\r\n›\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass Einspeiseentgelte den nationalen Großhandelspreis erhöhen würden und auch Auswirkungen innerhalb der EU auf den übernationalen Aus-tausch haben. Im Ergebnis erfolgt – rein national betrachtet – also lediglich eine Trans-formation der Kosten von Netzkosten zu Energiekosten bzw. einem Anstieg der EEG-Fördersumme. Somit würden diese Kosten dennoch, wenn auch ggf. in einer anderen Verteilung zwischen den Kundengruppen, in die Stromrechnung des Kunden mit einflie-ßen. Unterschiedliche Einspeiseentgelte für verschiedene Erzeuger könnten zudem den nationalen Dispatch und den europäischen Wettbewerb verzerren und zu einer Bevor-zugung bestimmter Technologien führen – etwa, wenn Einspeiser-Netzentgelte hypo-thetisch nur für neue Anlagen erhoben würden.\r\nSeite 26 von 41\r\n›\r\nEinspeiseentgelte könnten dazu führen, dass Projekte wegen steigender Kosten unter die Wirtschaftlichkeitsschwelle fallen, solange für diese Mehrkosten keine Absicherung, etwa durch Anpassung des Höchstwerts in den EEG-Ausschreibungen und gesetzlichen Marktwerten im selben Maße möglich wird. In Folge wäre das Erreichen der Ausbau-ziele für Erneuerbare Energien erschwert. Auch würde ein negativer Verteilungseffekt auftreten, wenn höhere Projektkosten durch eine Netzentgeltkomponente für die Ein-speisung die Zuschlagszahlungen in geförderten Ausschreibungen um diese Kosten er-höhen und somit letztlich durch erhöhten Förderbedarf über den Bundeshaushalt und damit den Steuerzahler finanziert werden würden. Gleichzeitig haben subventionsfreie inframarginale Produzenten (bspw. PPA-finanzierte Solar- und Windparks, Offshore Wind status quo) keine effektive Möglichkeit, die Kosten zu wälzen. Selbst wenn die Netzentgelte bei den marginalen Erzeugungskosten angerechnet und im Day-Ahead eingepreist werden, verringert sich lediglich die Marge pro verkaufter MWh, solange andere, teurere Kraftwerke preissetzend sind, die keine oder geringere Netzentgelte zahlen. Die reduzierte Profitabilität von Nicht-EEG-Projekten könnte dann den Ausbau dieser subventionsfreien Erzeugung hemmen und damit effektiv Subventionsbedarf er-höhen.\r\n›\r\nDie Belastung von Stromerzeugern mit Netzentgelten würde außerdem den von der Kraftwerksstrategie oder von einem Kapazitätsmechanismus abzudeckenden Finanzie-rungsbedarf erhöhen, da diese Zusatzbelastungen durch die Anbieter in die Gebots-preise übernommen werden würden.\r\n›\r\nZudem besteht ein Zielkonflikt. Auf der einen Seite steht der Bestandsschutz und das Ziel der Reform der Netzentgeltsystematik, Anreize für ein effizientes Stromsystem zu schaffen (Standortanreize können nur für neue Anlagen gesetzt werden), auf der ande-ren Seite die Anforderung eines Level Playing Field und des diskriminierungsfreien Netz-zugangs für alle im Markt befindlichen Anlagen. Eine Erhebung von Netzentgelten für bis dato nicht im Rahmen der Netzentgeltsystematik berücksichtigte Bestandsanlagen wäre ein massiver Eingriff in deren Wirtschaftlichkeit und würde den Vertrauensschutz sowie die Investitionssicherheit in Frage stellen. Unter ausschließlicher Fokussierung auf Neuanlagen hätten Bestandsanlagen jedoch einen erheblichen Vorteil am Markt. Die Lösung dieses Konfliktes stellt aus Sicht des BDEW eine der zentralen Herausforde-rungen bei der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik dar.\r\n›\r\nFerner dürften Einspeiseentgelte auch zwischen Netzbetreibern verrechnet werden, so dass sich Auswirkungen auf die Kostenwälzung zwischen Netzebenen ergeben. Darüber hinaus hat eine Erhebung von Einspeiseentgelten Auswirkungen auf den innereuropäi-schen Handel, die Wettbewerbsfähigkeit der heimischen Stromerzeugung würde\r\nSeite 27 von 41\r\nverschlechtert\r\n– mit der Folge weiter zunehmender Stromimporte. Einspeiseentgelte auf der ÜNB-Ebene sind auch europarechtlich in der Höhe begrenzt.\r\n›\r\nEinspeiseentgelte sind zusammenfassend mit grundlegenden, schwierigen Fragen ver-bunden, die Auswirkungen sind komplex. Es ist fraglich, ob Einspeiseentgelte eine sinn-volle geografische Lenkungswirkung von Investitionen in Erzeugungsanlagen herbeifüh-ren würden, da diese zum einen regulatorisch gesteuert sind und im Falle der erneuer-baren Stromerzeugung einer starken regionalen Ungleichverteilung und starken geogra-fischen Einschränkungen (förderfähige Flächenkulisse) unterliegen. Vor diesem Hinter-grund erscheint die Einführung in Bezug auf Zielgenauigkeit, Komplexität und Bürokra-tie schwierig.\r\n›\r\nOhne eine Flexibilisierung der Netzentgelte, hinsichtlich einer örtlichen und/oder zeitli-chen Komponente und ohne explizite Berücksichtigung der Netzdienlichkeit, können Entgelte für Stromeinspeisung keine kostendämpfende Wirkung entfalten. Eine solche Ausgestaltung würde die Komplexität jedoch maßgeblich erhöhen und zu zusätzlichen Abweichungen von der Marktneutralität führen.\r\n›\r\nPosition des BDEW ist, dass jegliche Überarbeitung und auch Anpassungen in der Netzentgeltsystematik zu einem systemdienlichen Nutzen beitragen und sich daher nicht negativ auf das energiewirtschaftliche Zieldreieck der sicheren, nachhaltigen und bezahlbaren Energieversorgung auswirken dürfen. Eine mögliche andere Netzentgelt-systematik darf demnach den Hochlauf energiewenderelevanter Technologien nicht hemmen und muss dabei auch auf die Effizienz des Gesamtsystems einzahlen. Eine Ein-führung von Einspeiseentgelten für Erzeuger ist daher nicht zielführend.\r\nEin einfacher zu handhabendes Instrument, das zu einer Kostenoptimierung beim erforderli-chen Netzausbau beitragen kann, wären räumlich differenzierte und einmalig zu erhebende Baukostenzuschüsse für eine Kostenbeteiligung der Einspeiser am Netzausbau. Die Erhebung von Baukostenzuschüssen ist bei Verbrauchsanlagen ab 30 kW Anschlussleistung ein bewähr-tes Instrument, die beantragte Netzanschlussleistung an den tatsächlichen Bedarf auszurich-ten und Anlagenbetreiber verursachungsgerecht an den steigenden Netzausbaukosten zu be-teiligen. Eine solche Einmalzahlung im Rahmen von Investitionsentscheidungen stellt für die Anlagenbetreiber eine bessere Kalkulationsgrundlage als schwankende Einspeisenetzentgelte dar und hat bei regionaler Differenzierung Anreizwirkung auf die Standortwahl. Sie hat aber keine oder nur eine indirekte Lenkungswirkung bezüglich der Fahrweise (so kann ein BKZ Überbauung volatiler EE-Erzeugung anregen und damit zu einer Veränderung bzw. Versteti-gung des Einspeiseprofils beitragen). Da ein BKZ nur für Neuanlagen oder Erweiterungen an-fallen würde, würde auch der potenzielle Konflikt um den Bestandsschutz im Rahmen einer Netzentgeltreform für Erzeuger vermieden. Der negative Verteilungseffekt und der Einfluss\r\nSeite 28 von 41\r\nauf das Gebotsverfahren von Förderprojekten können je nach Ausgestaltung jedoch bestehen bleiben. Inwiefern ein gut ausgestalteter BKZ darüber hinaus die richtigen Standortanreize (auch im Sinne einer besseren Synchronisierung von Wind- und PV-Kapazitäten) setzen kann, sollte genauer untersucht werden. Dabei muss berücksichtigt werden, dass die Standortwahl von Erzeugungsanlagen bereits durch mehrere Aspekte eingeschränkt ist (z.B. vorgegebene Flächenkulisse für Onshore-Wind und Freiflächen-PV). Daher wäre zum jetzigen Zeitpunkt auch das Instrument des räumlich unterschiedlichen BKZ für Einspeiser aus Sicht des BDEW einer konstruktiven und kritischen Diskussion zu unterwerfen.\r\nFür Investitionen in Erzeugungsanlagen (wie auch für andere Technologien) ist elementar, dass der regulatorische Rahmen mit ausreichendem Vorlauf bekannt ist. Mehrere Jahre vor Inbetriebnahme muss der Rahmen bekannt sein.\r\n4.2 Prosumer\r\nMit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und insbesondere auch dem Ausbau dezentraler Erzeugungsanlagen werden immer mehr Netznutzer zu Erzeugern (Producer) und Verbrau-chern (Consumer) in einem, sogenannten Prosumern. Dies betrifft alle Kundengruppen – Haushaltskunden bis zu Industriekunden. Die Eigenerzeugung erspart dem einzelnen Kunden Strombezugskosten, auf den Arbeitspreis bezogene Netzentgelte, Steuern und Umlagen. Zu-gleich ist die Erzeugung des eigenen Stroms aus Erneuerbaren Energien einer der Grundpfeiler für die Akzeptanz der Energiewende. Insbesondere Kunden in der Niederspannung ohne Leis-tungsmessung profitieren u.a. bei den Netzentgelten durch den geringeren Strombezug aus dem Netz und die damit einhergehende geringere Netznutzung von März bis Oktober. Diese Kunden zahlen nach aktueller Netzentgeltsystematik Netzentgelte in Form eines pauschalen Grundpreises in €/Jahr und eines Arbeitspreises für die aus dem Netz entnommenen Mengen in ct/kWh. Der Arbeitspreis hat dabei einen hohen Anteil (in Abhängigkeit des Netzgebietes) von ca. 55-90% an der Netzentgeltbelastung von SLP-Kunden. Dies führt dazu, dass nicht-leis-tungsgemessene Kunden mit einem hohen Eigenerzeugungsanteil (z.B. durch PV-Anlagen) we-niger Netzentgelte zahlen als Kunden mit einem vergleichbaren Stromverbrauch, die diesen komplett aus dem Netz beziehen, obwohl beide das Netz in Bezug auf die beanspruchte Netz-kapazität gleichartig bzw. gleichermaßen brauchen und in Anspruch nehmen.\r\nProsumer investieren hohe Summen in den Ausbau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten, ge-rade auch in ansonsten EE-armen städtischen Regionen, sowie in Sektorkopplung, Wärme-pumpen und Elektroladepunkte. Eine Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik darf Pro-suming nicht über ein kostenreflexives Niveau hinaus belasten oder Prosuming-Modelle grundsätzlich unmöglich machen. Vielmehr muss die Netzentgeltsystematik die netzdienlichen Potenziale von Prosumern realisieren und anreizen.\r\nSeite 29 von 41\r\nFür Kunden mit Leistungsmessung (RLM), die eigenerzeugten Strom verbrauchen, ist das Bild ähnlich, aber durch die Erhebung eines Leistungspreises bei geringerem Arbeitspreisanteil nicht ganz so stark ausgeprägt. Da sich die aktuelle Netzentgeltsystematik und mögliche Ände-rungen, die eine Kostenreflexivität besser widerspiegeln, besonders auf Prosumer ohne Leis-tungsmessung auswirkt, soll dies im Folgenden analysiert werden.\r\nMit der Systematik eines pauschalen Grundpreises und eines Arbeitspreises ist die Netzent-geltbelastung eines einzelnen SLP-Kunden im Wesentlichen abhängig von der aus dem Netz entnommenen Arbeit. Die Kosten der Netznutzung sind jedoch nicht von der entnommenen Menge, sondern weitestgehend von der vorgehaltenen Kapazität, d.h. der erwarteten maxi-mal bezogenen Leistung abhängig. Das bedeutet, dass die Prosumer zwar weniger Strommen-gen aus dem Netz entnehmen, aber mindestens genauso viel Leistung bzw. Kapazität in An-spruch nehmen und deshalb das Netz in Zeiten sowieso hoher Netzbelastung ebenso stark „nutzen“ wie Kunden ohne Eigenerzeugung.\r\nZugleich reizt die heutige Netzentgeltsystematik die beiden Netzkosten-senkenden Flexibili-tätsoptionen eines Prosumers nicht an. Mit entsprechenden Anreizen und der erforderlichen technischen Ausstattung können:\r\n›\r\nProsumer mit Speicher sich im Zeitpunkt der erwarteten Jahreshöchstlast aus ihren Speichern versorgen, anstatt das Netz zu nutzen oder sogar zur Entlastung in dieses ein-speisen.\r\n›\r\nProsumer mit Speicher die Erzeugung zur Mittagszeit einspeichern und so den Einspei-ser-getriebenen Netzausbaubedarf senken.\r\nBei einer Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik hin zu einer stärkeren Kapazitätsbe-preisung könnte man mit entsprechenden Anreizen durch die Netzentgeltsystematik das netz-dienliche Potential von Prosumern ausschöpfen. Gleichzeitig sollte jedoch nicht aus dem Blick verloren werden, dass es in Zeiten von Erzeugungsüberschuss möglich sein sollte, mit hoher Leistung Strom aus dem Netz zu beziehen. Dadurch muss eine angemessene Balance zwischen System- und Netzdienlichkeit hergestellt werden. Auch dieser Aspekt sollte bei einer Weiter-entwicklung der Netzentgeltsystematik beachtet werden.\r\nDie Auswirkungen einer Änderung der Netzentgeltsystematik hin zu einer stärkeren Beprei-sung der in Anspruch genommenen Kapazität oder Leistung ist für Prosumer unterschiedlich. Eine Unterscheidung in der Analyse zwischen Einfamilienhäusern (EFH) mit Eigenerzeugung, aber ohne steuerbare Verbrauchseinrichtungen, Einfamilienhäusern mit Eigenerzeugung mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und gemeinschaftlichen Eigenversorgungen wie Quar-tierslösungen ist dabei sinnvoll. Bei der Analyse wird davon ausgegangen, dass die\r\nSeite 30 von 41\r\nNetzentgelte weiterhin nur für den Bezug aus dem Stromnetz, jedoch nicht für die Einspeisung erhoben werden.\r\nEinfamilienhaus-Prosumer ohne steuerbare Verbrauchseinrichtungen\r\nDie aktuelle Netzentgeltsystematik reizt Prosumer dazu an, möglichst wenig Strom aus dem Stromnetz zu beziehen. Die Erhebung eines Kapazitätspreises, auch als gestaffelter Grundpreis in Abhängigkeit der Kapazität oder der Leistung denkbar, und eine „Schwächung“ des Arbeits-preises führen bei Prosumern ohne steuerbare Verbrauchseinrichtung potenziell dazu, dass die jährlichen Kosten für die Netznutzung steigen und somit zu einer stärkeren und kostenre-flexiveren Beteiligung an den Netzkosten führen. Prosumer ohne steuerbare Verbrauchsein-richtungen haben nur in sehr geringem Maß die Möglichkeit das Verbrauchsverhalten so anzu-passen, dass sie sich bzgl. der Netzentgeltbelastung optimieren können.\r\nEine solche höhere Belastung ohne die Möglichkeit der Selbstoptimierung kann dazu führen, dass diese Kunden noch stärkere Anreize als Kunden mit steuerbaren Verbrauchseinrichtun-gen haben, sich neben der Eigenerzeugungsanlage z.B. einen Speicher für die Steigerung des unterhalb des Netzanschlusses verbrauchten Stroms sowie ein Home Energy Management System zu installieren. Mit einer solchen Aufrüstung hat der Kunde dann die Möglichkeit sich bzgl. der Netzentgeltbelastung - aber auch des Strombezugs insgesamt - zu optimieren und ggf. das Netz zu entlasten, weil er damit weniger Kapazität oder Leistung aus dem Netz benö-tigt. Diese Kunden würden somit zu Prosumern mit steuerbaren Verbrauchseinrichtung wer-den.\r\nEinfamilienhaus-Prosumer mit steuerbarer Verbrauchseinrichtung\r\nFür EFH-Prosumer mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen würde eine Anpassung der Netzentgeltsystematik durch die Erhebung eines Kapazitätspreis initial auch zu höheren Netzentgeltzahlungen und somit zu einer stärkeren und kostenreflexiveren Beteiligung an den Netzkosten führen. Entgegen der EFH-Prosumer ohne steuerbare Verbrauchseinrichtungen können die EFH-Prosumer mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen ihren Netzanschluss ggf. so optimieren, dass sie eine kleinere Kapazität vereinbaren. Somit besteht der Anreiz für diese Kunden die initiale Steigerung der Kostenbeteiligung zu reduzieren, indem sie gleichzeitig auch das Netz weniger stark nutzen.\r\nVerstärkt würde dieser Effekt, wenn zusätzlich noch eine wie auch immer ausgeprägte mögli-che Flexibilitätskomponente bei den Netzentgelten eingeführt wird. Durch die flexiblen Ver-brauchseinrichtungen können diese Netzkunden ihre Lasten zeitlich verschieben und sich da-mit auch netzdienlich verhalten. Prosumer könnten etwa durch die Nutzung von flexiblen\r\nSeite 31 von 41\r\nZusatzkapazitätäten zu reduzierten (ggfs. zeitlich variablen) Netzentgelten ihre gebuchte feste Kapazität immer dann überschreiten, wenn das Netz noch ungenutzte Kapazitäten hat.\r\nGemeinschaftliche Eigenversorgung\r\nDie Auswirkungen einer angepassten Netzentgeltsystematik auf Kunden mit gemeinschaftli-cher Eigenversorgung sind ähnlich ausgeprägt wie bei EFH-Prosumern mit steuerbaren Ver-brauchseinrichtungen. Durch die Einführung eines Kapazitätspreises würden Anreize zur Ei-genoptimierung sowie durch ggf. Aufrüstung durch die Einbindung eines Speichers gesetzt werden. Ergänzend könnte die Möglichkeit einer „Bündelung“ mehrerer Kunden zur Vergröße-rung des Flexibilisierungspotential und des Optimierungspotentials bestehen.\r\nWegen komplexer Eigentümerstrukturen ist oftmals eine Implementierung steuerbarer Ver-brauchseinrichtungen bei der gemeinschaftlichen Eigenversorgung jedoch erschwert möglich. Anreize zur Eigenoptimierung sowie zum netzdienlichen Verhalten sind daher bei einem Teil dieser Kunden nur eingeschränkt nutzbar.\r\n4.3 Elektrolyseure\r\nElektrolyseure sind heute nach § 118 Abs. 6 EnWG unter bestimmten Voraussetzungen für 20 Jahre pauschal – d.h., unabhängig von ihrer Netznutzung – von der Entrichtung von Netzent-gelten auf den bezogenen Strom befreit. Vor dem Hintergrund der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik ab dem Jahr 2029 ist zu analysieren, ob und inwiefern eine Beteiligung von neuen Elektrolyseuren an den Netzkosten sachgerecht ist bzw. Privilegierungen und Ent-lastungen fortgeführt werden sollen. Relevante Aspekte bei der Bewertung sind neben der verursachungsgerechten Beteiligung an den Netzkosten und den unter Ziffer 2 aufgeführten Bewertungskriterien auch die Potenziale zur Vermeidung oder dem Beitrag zur Verringerung von Netzkosten, wobei hierbei insbesondere der Standort und die Fahrweise der Anlage rele-vant sind: Ein Elektrolyseur (wie auch jeder andere flexible Verbraucher), der so verortet ist und so betrieben wird, dass er das Netz entlastet und Stromengpässe vermindert- oder ver-hindert, sollte auch bei einer Errichtung nach 2029 in Zukunft von Netzentgeltreduzierungen profitieren. Ohne eine netzdienliche Ausrichtung und auf ÜNB-Ebene auch systemdienliche Ausrichtung können Elektrolyseure, wie alle Strombezugskunden, hingegen auch Kosten für Netzausbau und Engpassmanagement verursachen. In diesem Falle ist eine verursachungsge-rechte Beteiligung an den Netzkosten über eine Entgeltkomponente und/oder einen Baukos-tenzuschuss sachgerecht. Ein solcher Ansatz trägt den Kriterien der Kostenreflexivität und der Netzdienlichkeit Rechnung.\r\nIn der Abwägung der beiden Hebel Standort und Fahrweise ist nach Einschätzung des BDEW der Hebel Verortung entscheidender, die Fahrweise aber nicht irrelevant. So kann zum\r\nSeite 32 von 41\r\nBeispiel ein Elektrolyseur an einem netzbelastenden Standort durch eine netzdienliche Fahr-weise trotzdem zur Vermeidung von Netzengpässen beitragen. Eine sachgerechte Netzent-geltbelastung der Fahrweise ist dabei deutlich komplexer und kann sich nach der jeweiligen Netzzustandssituation im Zeitverlauf verändern bzw. umkehren – dies ist mit Blick auf die Kri-terien der operativen Umsetzbarkeit und der Verständlichkeit relevant. Eine kurzfristige ex-ante-Betrachtung und Marktkommunikation müsste dem vorangestellt werden.\r\nIm Sinne der Bewertungskriterien der Marktneutralität, Verständlichkeit und operativen Um-setzbarkeit sollte eine Netzentgeltsystematik möglichst einheitlich und diskriminierungsfrei ausgestaltet werden und gleiche Rahmenbedingungen für alle Netznutzer bieten. Elektroly-seure spielen eine besondere Rolle für den EE-Ausbau, da sie maßgeblich EE-Strom beziehen, diesen speicherbar und für andere Anwendungsfälle nutzbar machen und so die Marktintegra-tion von Erneuerbaren Energien unterstützen. Bis 2030 sieht die Nationale Wasserstoffstrate-gie einen Bedarf von insgesamt 10 GW Elektrolyseleistung, wobei heute nur begrenzte Kapazi-täten bestehen. Zudem macht das Europarecht bereits Vorgaben (u.a. zur Fahrweise des Elektrolyseurs) darüber, wann Wasserstoff als „grün“ gilt. Eine zu hohe Beteiligung an den Netzkosten über das kostenreflexive Maß hinaus würde den weiteren Hochlauf bremsen.\r\nDa Elektrolyseure einerseits Strom beziehen und andererseits Wasserstoff erzeugen, spielen sie sowohl stromseitig als auch wasserstoffseitig eine Rolle. Die Stromnetzentgeltsystematik allein kann nicht die komplexen Wechselwirkungen abbilden, die sich aus dieser Konstellation ergeben. Wohl aber müssen diese im Sinne einer Gesamteffizienzbetrachtung mitgedacht werden. Dies sollte deswegen auch weiterhin im Rahmen der Systementwicklungsstrategie vorangetrieben werden. Niemandem ist geholfen, wenn ein Elektrolyseur z.B. durch seine Ver-ortung Ausbaubedarfe im Stromnetz einspart, dieser Nutzen aber gleichen oder höheren Aus-baukosten auf Seiten des Wasserstoffnetzes gegenübersteht. Gleiches gilt in umgekehrter Konstellation.\r\nVor dem Hintergrund dieser widersprüchlichen Ziele und Richtungen ist eine Berücksichtigung von Elektrolyseuren in der Netzkostentragung und Netzentgeltsystematik auf Basis der folgen-den Eckpunkte grundsätzlich denkbar:\r\n›\r\nUm die Wirkung eines Elektrolyseurstandorts auf den Netzausbau angemessen zu be-rücksichtigen und verursachte Netzkosten bei der Standortentscheidung transparent zu machen, sind standortspezifische Baukostenzuschüsse (BKZ) für Elektrolyseure eine mögliche Option auch auf Verteilnetzebene. Diese sind beispielsweise auf ÜNB-Ebene bereits seit 2025 eingeführt. Für einen Elektrolyseur, der netzdienlich verortet ist, könnte ein geringerer BKZ anfallen, analog zur ÜNB-Regelung. Um auch im Verteilnetz eine netzentlastende Anreizwirkung zu erzielen, sollten die BKZ auch innerhalb des glei-chen Verteilnetzgebiets im Sinne der Einfachheit pauschal zwischen Einspeise- und\r\nSeite 33 von 41\r\nLastnetzregionen mit niedrigeren bzw. höheren BKZ kostenseitig differenziert werden\r\nkönnen. In dieser Kostenbeteiligung sollte auch die Besonderheit bei einem Anschluss am Verteilnetz (bei dem Effekte auf die Kosten vorgelagerter Netzebenen möglich sind) transparent werden.\r\n›\r\nDie Standortfrage ist im Vergleich zur Frage der Fahrweise des Elektrolyseurs aus Sicht des BDEW von größerer Bedeutung.4 Vor diesem Hintergrund ist auch die standortbe-zogene Lenkungswirkung eines BKZ wichtiger als die fahrweisebezogene Lenkungswir-kung eines Netzentgelts, wobei die Fahrweise jedoch keineswegs irrelevant ist.\r\n›\r\nEin Baukostenzuschuss kann einen wichtigen Beitrag zu einer netzdienlichen Standort-steuerung leisten. Nach Einschätzung der Branche ist jedoch fraglich, ob ein Baukosten-zuschuss, selbst in Verbindung mit anderen bestehenden Steuerungsanreizen ausrei-chende Anreize für eine tatsächlich netzdienliche Verortung (gerade auf den hohen Spannungsebenen) setzen kann. Daher kann über eine Standortsteuerung auch über das Netzentgelt als zusätzliches Mittel nachgedacht werden. Hiermit sind neben einer stärkeren Standortsteuerung aber auch Schwierigkeiten in Sachen Umsetzung, Differen-zierung, Einheitlichkeit der Gesamtsystematik und Wirkungsweise verbunden. Daher sollten Anreize für die netzdienliche Verortung von Elektrolyseuren auch jenseits der Netzentgeltsystematik und über die Bundesnetzagentur hinaus geprüft werden.\r\n›\r\nSofern die Bundesnetzagentur ebenfalls anstrebt, Elektrolyseure auch über ein Netzent-gelt an der Netzkostentragung zu beteiligen, sind in der Ausgestaltung die folgenden Punkte relevant: Im Sinne der operativen Umsetzbarkeit müsste das Entgelt in Umset-zung und Nachweisen sehr einfach ausgestaltet sein. Eine zusätzliche Zertifizierung et-waiger Befreiungstatbestände sollte vermieden werden. Eine netzdienliche Fahrweise sollte zudem eine Reduzierung bis hin zum gänzlichen Wegfall der Entgeltbelastung bei besonders netzentlastender Wirkung im entsprechenden Zeitraum zur Folge haben. Hierbei muss sowohl im Sinne des Elektrolyseurs als auch des Netzbetreibers möglichst\r\n4 Dies wird auch in verschiedenen Studien und Systemanalysen bestätigt, etwa in der vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klima in Auftrag gegeben Studie: Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff: „Hinsicht-lich der Einsatzstrategie der Elektrolyseure zeigen die in diesem Vorhaben durchgeführten quantitativen Analy-sen, dass die Einsatzstrategien im engeren Sinne (d. h. bei gegebener Jahresproduktionsmenge) nur einen gerin-gen Einfluss auf die systemischen Wirkungen haben, […] Deutlich entscheidender ist die Standortwahl. Sie beein-flusst auch in dem hier betrachteten Zeitbereich bereits die Wirkungen der Elektrolyseure auf das deutsche Stromnetz.“\r\nSeite 34 von 41\r\nnach einheitlichen Kriterien, einfach und pauschal definiert werden, wie das Kriterium\r\nder netzdienlichen Fahrweise zu erfüllen ist. Zuletzt darf ein Entgelt stets nur eine Fahr-weise anreizen, nicht jedoch eine Fahrweise vorgeben. Die Betriebsentscheidung muss stets beim Elektrolyseurbetreiber liegen. Eingriffe in den Betrieb des Elektrolyseurs aus Gründen der System- oder Netzsicherheit sind außerhalb der Netzentgeltsystematik zu regeln bzw. geregelt. Freiwillige Vereinbarungen zwischen Elektrolyseurbetreiber und Netzbetreiber für eine Einschränkung der Fahrweise bei entsprechenden Gegenleistun-gen sind darüber hinaus möglich. Eine Netzentgeltbelastung sollte sich auch sinnvoll ins bestehende Regelungssystem einfügen (u.a. Kriterien des delegierten Rechtsakts für RFNBOs, siehe oben).\r\n›\r\nBestandsschutz ist die Basis unseres Rechtssystems. Bei der Einführung einer möglichen neuen Netzentgeltsystematik muss in jedem Fall Bestandsschutz für Anlagen gelten, die bereits heute von einer Netzentgeltbefreiung profitieren. Anlagen, die noch während der Geltungsdauer des bestehenden § 118 Abs. 6 EnWG in Betrieb genommen werden, müssen für mindestens 20 Jahre von der Entrichtung von Netzentgelten ausgenommen sein. Dazu sollten Regelungen für Elektrolyseure nicht unmittelbar ab 2029 vollumfäng-lich greifen, sondern einen sukzessiven, einfach ausgestalteten Übergangspfad hin zum Zielsystem abbilden, ohne dabei die Anreizwirkung der Systematik zu untergraben.\r\n›\r\nDer Mechanismus zur Refinanzierung der entgangenen Erlöse für Elektrolyseure ist bei ÜNB und VNB unterschiedlich geregelt. Die beim ÜNB entgangenen Erlöse werden in-nerhalb der Netzentgeltkalkulation als zusätzliche Kostenposition aufgeschlagen. Die Privilegierung wirkt beim ÜNB somit erhöhend auf die Netzentgelte. Bei den VNB er-folgt die Refinanzierung entgangener Erlöse nicht über die Netzentgelte, sondern über den Aufschlag für besondere Netznutzung. Die Privilegierung wirkt beim VNB somit nicht erhöhend auf die Netzkosten, sondern erhöhend auf den Aufschlag. Bei einer Überarbeitung sind die beiden unterschiedlichen Regelungen zu vereinheitlichen und mögliche entgangene Erlöse beim ÜNB (gerade solche, die sich aus den Bestandsprivile-gierungen ergeben und nicht netzdienlichen Gegenleistungen gegenüberstehen) auch über die Umlage zu refinanzieren. Über die Überlegungen zur Netzentgeltsystematik hinaus kann es daher auch ein denkbarer Weg sein, die Netzkosten von Elektrolyseuren über ein Umlagesystem auf alle Netznutzer zu verteilen.\r\n4.4 Speicher\r\nSpeicher sind nach § 118 Abs. 6 EnWG und entsprechend den Voraussetzungen dieser Rechts-norm temporär für 20 Jahre von der Entrichtung von Netzentgelten auf den bezogenen Strom befreit. Vor dem Hintergrund der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik ab dem Jahr\r\nSeite 35 von 41\r\n2029 ist zu analysieren, inwiefern Ausnahmeregelungen und Entlastungen fortgeführt werden sollen. Eine Doppelbelastung des Stroms mit Netzentgelten bei Einspeicherung und beim Letztverbrauch muss dabei vermieden werden. Wie bei Elektrolyseuren gilt: Ein Speicher, der so verortet ist und so betrieben wird, dass er keinen zusätzlichen Netzausbaubedarf verur-sacht, das Netz entlastet und Stromengpässe verhindert, oder wie bereits in Teilen im § 118 Abs. 6 EnWG angelegt besondere netzdienliche Eigenschaften nachweist, sollte auch in Zu-kunft von Netzentgelten befreit oder anteilig entlastet werden. Der BDEW hat sich positio-niert, dass es einer Entfristung und technologieneutralen Ausgestaltung des § 118 Abs. 6 EnWG bzw. der Folgeregelungen durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) bedarf, um für Strom-speicher im Bestand, für begonnene und auch für künftige Stromspeicherprojekte langfristig einen wirtschaftlichen Rahmen zu gewährleisten. Ohne eine teilweise netzdienliche Fahrweise könnten Speicher ggf. zusätzliche Kosten für Netzausbau und Engpassmanagement verursa-chen. In diesem Falle wäre auch eine verursachungsgerechte Beteiligung an den Netzkosten im Sinne der Kostenreflexivität über eine Entgeltkomponente und/oder ein Standortanreiz über Baukostenzuschüsse (BKZ) sachgerecht. Dabei dürfen laut EU-Recht die Netzentgelte die Speicherung von Energie im Sinne der Marktneutralität weder bevorteilen noch benachteili-gen.5\r\nInsbesondere in Sachen Standortwahl bestehen bei Speichern Einschränkungen: Pumpspei-cherkraftwerke und Kunden mit Heimspeichern beispielsweise können ihren Standort nicht frei wählen, sondern sind an natürliche Gegebenheiten bzw. ihren Wohnsitz gebunden. Eine Standortsteuerung über die Netzkostenbeteiligung würde bei solchen Anlagen also ins Leere laufen und keine Netzdienlichkeit anreizen (z.B. auch wenn es um die Erweiterung bestehen-der Anlagen geht). Darüber hinaus unterliegen Speichertechnologien (wie auch Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen) in ihrer Standortwahl weiteren Restriktionen u.a. durch die Verfüg-barkeit von Flächen und Grundstücken, hätten aber ggf. gegenüber anderen Technologien Freiheitsgrade für eine effiziente Standortallokation: Die Möglichkeit einer Errichtung im Au-ßenbereich kann im Einzelfall gegeben sein, wenn die Voraussetzungen des § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB von der zuständigen Baugenehmigungsbehörde (insbesondere Ortsgebundenheit und „Dienen“ im Hinblick auf die „öffentliche Versorgung mit Elektrizität“) bejaht werden. In die-sem Fall müssen anders als bei einigen Erzeugungstechnologien Flächen für die Errichtung von Speichern nicht explizit ausgewiesen werden.\r\n5 Siehe: VERORDNUNG (EU) 2019/943 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung)\r\nSeite 36 von 41\r\nIm Stromversorgungssystem können Stromspeicher aller Größenordnungen zu einem stabilen und sicheren Betrieb beitragen, sie können z. B. unabhängig von steuerbaren Kraftwerken Sys-temdienstleistungen wie Regelenergie, Spannungshaltung, Blindleistungskompensation oder Schwarzstartfähigkeit bereitstellen. Mit Fortschreiten der Energiewende wird die Rolle von Stromspeichern somit immer wichtiger, da sie zum zeitlichen Ausgleich von Angebot und Nachfrage beitragen.\r\nDabei ist auch zu beachten: Der aktuelle Netzentwicklungsplan Strom basiert bereits auf exis-tierenden Ausbauszenarien von Stromspeichern in einer gewissen Höhe, auf die das Netzaus-bauniveau abgestimmt ist. Sollte der Speicherausbau (z.B. durch eine Belastung durch Netz-entgelte) nicht planmäßig erfolgen, kann dies im Umkehrschluss zu veränderten Netzausbau-bedarfen und Folgeeffekten führen.\r\nBatteriespeicher können grundsätzlich nach verschiedenen Logiken betrieben werden und sich in ihrer Fahrweise an verschiedenen Signalen ausrichten: Großspeicher werden heute oft-mals markt- und systemdienlich, das heißt u.a. zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen betrieben (siehe Definitionen der System-, Markt- und Netzdienlichkeit in Ziffer 2). In Bezug auf die Netzentgelte sind gerade bei Speichern verschiedene Punkte zu beachten: Insbeson-dere wirken die verschiedenen Verhaltensweisen – markt-, netz- und systemdienlich – nicht zwingend gleichlaufend. Systemdienliches Verhalten kann beispielsweise gleichzeitig netzdien-lich oder gerade nicht netzdienlich sein. Die Netzentgeltsystematik soll dabei Netzdienlichkeit honorieren, gleichzeitig aber auch die Möglichkeit zur Erbringung von Systemdienstleistungen und der Teilnahme am Strommarkt nicht einschränken. Zudem teilen sich Kosten und Nutzen von Speichern oftmals in ungleicher Weise auf die Übertragungs- und Verteilnetzebene auf. Ein ans Verteilnetz angeschlossener Speicher, der Regelenergie anbietet, verhält sich z.B. sys-temdienlich und hilft dadurch primär dem Übertragungsnetzbetreiber bei der Sicherstellung der Systemstabilität. Die Kosten, die der Speicher in Sachen Verortung (notwendiger Netzaus-bau) und Fahrweise (notwendiger Redispatch) im Anschlussnetz auslöst, verbleiben hingegen beim Anschlussverteilnetzbetreiber.\r\nVor dem Hintergrund dieser widerstrebenden Ziele und Richtungen wären bei einer möglichen Berücksichtigung von Speichern in der Netzentgeltsystematik folgende Punkte besonders rele-vant:\r\n›\r\nUnabhängig davon, ob und wie Speicher an der Netzkostentragung beteiligt werden, ist eine einheitliche Systematik erforderlich: Das bedeutet, dass alle Speicherkonstellatio-nen (co-located/nicht co-located, before the meter/behind the meter, etc.) von einer einheitlichen Systematik erfasst werden müssen, die nicht letztendlich die Speicher-konstellation, sondern die daraus resultierende Belastung oder Entlastung des Strom-netzes bewertend heranzieht und so die Marktneutralität gewährleistet. Das bedeutet\r\nSeite 37 von 41\r\ndaher nicht, dass sich für alle Speicher am Ende die gleichen Preise und Kostenstruktu-\r\nren ergeben. Die Systematik sollte nicht zwischen Speicherkonstellationen oder Mess-konzepten unterscheiden, aber zu verursachungsgerechten Kosteneffekten kommen, indem sie die Wirkung auf das Netz berücksichtigt. So entsteht ein marktneutrales Level Playing Field für die verschiedenen Technologien und Konstellationen.\r\n›\r\nUm die Wirkung eines Speicherstandorts auf den Netzausbau angemessen zu berück-sichtigen und verursachte Netzkosten bei der Standortentscheidung transparent zu ma-chen, müssen die Baukostenzuschüsse (BKZ) für Speicher auf Verteilnetzebene in An-lehnung der aktuellen Regelungen auf Übertragungsnetzebene differenziert ausgestal-tet werden können und entsprechend weiterentwickelt werden (sinnvoll ist auch eine Differenzierung nach Spannungsebene).\r\no\r\nUm im Verteilnetz eine netzentlastende Anreizwirkung zu erzielen, sollten die BKZ auch innerhalb des gleichen Verteilnetzgebiets stufenweise nach Netzwir-kung differenziert werden können (wie auf der ÜNB-Ebene). In dieser Kosten-beteiligung sollte auch die Besonderheit bei einem Anschluss am Verteilnetz (bei dem Effekte auf die Kosten vorgelagerter Netzebenen möglich sind) trans-parent werden.\r\no\r\nSpeicher dürfen gegenüber anderen Einspeisern wie z.B. Erzeugern weder be-nachteiligt noch bevorzugt werden. Eine Doppelbelastung von bezugsseitigen BKZ und möglichen einspeiseseitigen BKZ ist nicht zulässig und muss daher aus-geschlossen sein. Speicher dürfen für einen Netzanschluss nicht doppelt belas-tet werden. Dies muss auch für andere Netzkunden ausgeschlossen werden, die ihren Netzanschluss sowohl für Bezug als auch für Einspeisung nutzen, z.B. Industriebetriebe mit einer eigenen Erzeugungsanlage.\r\n›\r\nSpeicher, die in flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (temporäre) Restriktionen in Einspeise- oder Bezugsleistung in Kauf nehmen (z.B. kein Bezug während Hochlastzeit-fenstern oder keine Entladung während Erzeugungsspitzen), könnten einen entspre-chend reduzierten BKZ zahlen.\r\no\r\nBKZ haben auf Pumpspeicher und Heimspeicher keine Lenkungswirkung auf die Standortwahl, das gilt insbesondere für die Erweiterung und Modernisierung von Bestandsanlagen. Hier würde der Steuerungseffekt eines BKZ ins Leere lau-fen und lediglich dem Aspekt der Kostenreflexivität gerecht werden.\r\n›\r\nSofern die Bundesnetzagentur ebenfalls anstrebt, Speicher auch über ein Netzentgelt an der Netzkostentragung zu beteiligen, sind in der Ausgestaltung die folgenden Punkte relevant:\r\nSeite 38 von 41\r\no\r\nZunächst müsste das Entgelt in Umsetzung und Nachweisen sehr einfach ausge-staltet sein, um die Verständlichkeit und operative Umsetzbarkeit zu gewähr-leisten.\r\no\r\nEine netzdienliche Fahrweise in einem Betrachtungszeitraum (definiert als die Erfüllung festzulegender Netzdienlichkeitskriterien) sollte eine signifikante und nach Netzentlastung gestaffelte Reduktion der Entgeltbelastung für den jeweili-gen Betrachtungszeitraum, in Einzelfällen bei besonders signifikanter Netzent-lastung und nachweislicher Kosteneinsparung beim Netzbetrieb auch den gänz-lichen Wegfall für den jeweiligen Betrachtungszeitraum, zur Folge haben. Ge-prüft werden könnte auch, ob der Abschluss einer flexiblen Netzanschlussver-einbarung zu einer Netzentgeltreduzierung führen könnte.\r\no\r\nZuletzt darf ein Entgelt stets nur eine Fahrweise anreizen, nicht jedoch eine Fahrweise vorgeben. Die Betriebsentscheidung muss stets beim Speicherbetrei-ber liegen. Sollte aus Gründen der System- oder Netzsicherheit in den Betrieb des Speichers eingegriffen werden müssen, ist dies jenseits der Netzentgeltsys-tematik zu regeln (und auch bereits geregelt).\r\no\r\nIm Sinne einer effizienten und planbaren Fahrweise sollten Anreize (z.B. Last-zeitfenster) in Höhe und Umfang möglichst lange im Voraus bekannt sein (wirt-schaftliche Planbarkeit) und praktisch umsetzbar sein (operative Umsetzbar-keit). Gleichzeitig könnte bei einer Dynamisierung möglicher Netzentgeltkom-ponenten die Netzdienlichkeit von Speichern weiter erhöht werden. Hier be-steht jedoch ein offenkundiges Spannungsfeld zwischen Netzdienlichkeit einer-seits und Planbarkeit sowie operativer Umsetzbarkeit andererseits.\r\no\r\nSpeicher sollten möglichst immer arbeiten können, um ihr Flexibilitätspotenzial maximal zu nutzen. Einschränkungen sollten sich nur durch drohende Engpässe und Netzausbaubedarfe ergeben. Das bedeutet auch, dass eine Kostenbeteili-gung von Speichern über Arbeitspreise nicht sachgerecht ist, da sie erhebliche Betriebseinschränkungen für Speicher mit sich bringen und die Bereitstellung von Flexibilität für das Gesamtsystem unterbindet (also die Marktneutralität einschränkt). In einer neuen Netzentgeltstruktur müsste diese Besonderheit be-rücksichtigt werden (z.B. in Form einer entnahmeunabhängigen Komponente wie Kapazitäts- oder Grundpreis), wenn nicht erhebliche Einschränkungen z.B. bei der Marktintegration von erneuerbarem Strom oder der Bereitstellung von Systemdienstleistungen in Kauf genommen werden sollen.\r\nSeite 39 von 41\r\n›\r\nBestandschutz ist die Basis unseres Rechtssystems. Bei der Einführung einer möglichen neuen Netzentgeltsystematik muss in jedem Fall Bestandsschutz für die Anlagen gelten, die bereits heute von einer Netzentgeltbefreiung profitieren. Das bedeutet: Anlagen, die vor dem 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind auch künftig für einen Zeitraum von 20 Jahren von der Entrichtung von Netzentgelten befreit. Über die geltenden Regelun-gen des § 118 Abs. 6 EnWG sollte die Befreiung auch solche Anlagen umfassen, die am Stichtag zwar noch nicht in Betrieb genommen sind, aber bereits alle erforderlichen Ge-nehmigungen erlangt haben. Dies muss die BNetzA bereits frühzeitig und eindeutig im Verfahren klarstellen. Um Investitionssicherheit zu schaffen, müssten ggf. entspre-chende Übergangsfristen eingeführt werden. Dazu sollte eine mögliche Anpassung der Netzkostenbeteiligung von Speichern nicht unmittelbar ab 2029 vollumfänglich greifen, sondern einen sukzessiven, einfach ausgestalteten Übergangspfad hin zum Zielsystem abbilden zur Berücksichtigung von angemessenen Planungszeiten vor Genehmigung und nach Genehmigung bis zur Inbetriebnahme. Der § 118 Abs. 6 EnWG sieht bereits u.a. in seinen Regelungen die Sicherstellung eines netzdienlichen Speicherbetriebs als Voraussetzung einer erneuten Netzentgeltbefreiung vor. Auf Basis dieser bewährten Regelungen sollten die Voraussetzungen auch im Hinblick auf den aktuellen Speicher-hochlauf überprüft und ggf. spezifiziert werden.\r\n›\r\nNach Ablauf der bestehenden 20-jährigen Befreiungstatbestände für Stromspeicher be-steht für Bestandsanlagen die Möglichkeit, weitere Netzentgeltentlastungen bis hin zur Befreiung durch netzdienliches Verhalten (siehe oben) zu erzielen.\r\n4.5 Industrie\r\nIn Bezug auf die Diskussion und die Eckpunkte der Bundesnetzagentur zur Weiterentwicklung der Industrienetzentgelte wird auf die bestehende BDEW-Stellungnahme vom 18. September 2024 verwiesen.\r\n5 Ausblick\r\nMit diesem Diskussionspapier will der BDEW Branchenimpulse zu diesen Herausforderungen formulieren und die Diskussion zu den wichtigsten Fragen der anstehenden Netzentgeltreform anstoßen. Klar ist: An eine Netzentgeltreform werden im Zuge des Transformationsprozesses zahlreiche und auch sehr unterschiedliche Anforderungen gestellt werden. Diese allesamt zu erfüllen und gleichzeitig Umsetzbarkeit, Praktikabilität und Einfachheit zu gewährleisten, ist eine der schwierigsten, aber auch zentralsten Aufgaben der Energieregulierung. Die hier gelie-ferten Diskussionsvorschläge sollen helfen, die ersten Schritte auf diesem Weg zu gehen. Der\r\nSeite 40 von 41\r\nBDEW und die Branche werden die Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik tatkräftig und mit der vereinten Branchenkompetenz unterstützen.\r\nSeite 41 von 41\r\nAnsprechpartner\r\nYannik Simstich\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\nTelefonnummer: +49 152 032 104 57\r\nyannik.simstich@bdew.de\r\nVera Klöpfer\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\nTelefonnummer: +49 30 300 199-1120\r\nvera.kloepfer@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Juni 2026 \r\nDiskussionspapier \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nPreisänderungsklauseln zukunftsfest ausgestalten: Wärmenetztrans\r\nformation rechtssicher refinanzieren \r\nZusammenfassung der BDEW-Studienergebnisse zur Zukunftsfähigkeit \r\nvon Preisänderungsklauseln während der Dekarbonisierung der Wär\r\nmenetze und daraus ableitbare Rahmenbedingungen \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n1 Problembeschreibung \r\nWärmenetze sind ein zentraler Baustein für eine klimaneutrale, sichere und bezahlbare Wär\r\nmeversorgung. Das Wärmeplanungsgesetz verpflichtet Bestandsnetze zu einer schrittweisen \r\nDekarbonisierung. Damit verändern sich die wirtschaftlichen Grundlagen der Fern- und Nah\r\nwärmeversorgung grundlegend: Die bisher stark durch laufende Brennstoffkosten geprägten \r\nKostenstrukturen verschieben sich hin zu hohen Investitions- und Fixkosten für neue Erzeu\r\ngungsanlagen, Speicher, Wärmepumpen, Abwärmeeinbindung, Geothermie, Netzausbau und \r\nNetzverdichtung. Die Wärmeerzeugung muss, abgesehen von der Zwischenspeicherung, auch \r\nstärker als bisher besichert werden, um weiterhin Versorgungssicherheit zu gewährleisten, \r\nweil die Wärmeerzeugung nicht unbedingt immer dann erfolgen kann, wenn der Bedarf dafür \r\nvorhanden ist. \r\nIn Deutschland regelt die AVBFernwärmeV die Vorgaben für die Fernwärmeverträge und wie \r\ndie Fernwärmepreisentwicklung der jeweiligen Versorger in den Verträgen geregelt wird. \r\nEs ist abzusehen, dass Preisänderungsklauseln während der Dekarbonisierungsphase eine \r\nhohe Dynamik abbilden müssen, weil sie realitätsnahe Wärmeerzeugungsstrukturen, verlässli\r\nche Preisentwicklungen und gleichzeitig Wettbewerbselemente (Marktelemente) berücksich\r\ntigen sollen.  \r\nWie kann das gelingen? Zur Beantwortung dieser Frage hat der BDEW eine Studie in Auftrag \r\ngegeben, die sich derzeit noch in der Abschlussphase befindet. Ziel der Studie ist eine ökono\r\nmische Bewertung der grundlegenden Struktur, die aufgrund der Vorgaben innerhalb der AV\r\nBFernwärmeV für Preisänderungsklauseln in der Praxis angewendet wird. Sie soll im Sinne ei\r\nner verlässlichen Preiskalkulation zeigen, unter welchen Umständen eine realistische Abbil\r\ndung der Fernwärmepreise mithilfe von Preisänderungsformeln im gegenwärtigen Prozess der \r\nDekarbonisierung, sowie des Aus- und Umbaus der Wärmenetze angemessen sein kann. Sie \r\nsoll Gestaltungsmöglichkeiten für die verlässliche Abbildbarkeit der Preisentwicklung aufzei\r\ngen und Vorschläge für einen neuen Rechtrahmen liefern, der diese Gestaltungsmöglichkeiten \r\nunterstützt. \r\nDie vom Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln (EWI) vorgelegten Untersu\r\nchungen zeigen: Preisänderungsklauseln nach heutiger Systematik können diese Transfor\r\nmation in Bestandsverträgen nur unzureichend abbilden. In den untersuchten Musterfällen \r\nsteigen die Wärmegestehungskosten bis 2045 deutlich. Die auf Grundlage heutiger Preisände\r\nrungsklauseln erzielbaren Erlöse halten mit dieser Kostenentwicklung jedoch nicht hinrei\r\nchend Schritt. Ohne zusätzliche, rechtssichere Anpassungsmechanismen entstehen \r\nSeite 2 von 9 \r\nEinnahmenlücken, die die wirtschaftliche Tragfähigkeit der Wärmenetztransformation gefähr\r\nden können. \r\nAus Sicht des BDEW folgt daraus: Die Novelle der AVBFernwärmeV muss Preisänderungsme\r\nchanismen schaffen, die Investitionen in klimaneutrale Wärmenetze transparent, nachvoll\r\nziehbar und rechtssicher refinanzierbar machen. Gleichzeitig müssen Verbraucherinnen und \r\nVerbraucher vor intransparenten oder nicht kostenbezogenen Preissteigerungen geschützt \r\nwerden. Beides gelingt nur, wenn Kosten-, Markt- und Investitionselemente klar voneinander \r\ngetrennt und in ihrer Wechselwirkung sorgfältig geregelt werden. \r\n2 Ergebnisse der EWI-Untersuchungen \r\nDie EWI-Untersuchung analysiert drei repräsentative Musterfälle: ein großstädtisches Wärme\r\nnetz, ein mittelstädtisches Wärmenetz und ein Quartiersnetz. Die Musterfälle sind an die Stu\r\ndie: Wärmenetze: klimaneutral, wirtschaftlich und bezahlbar der Agora Energiewende ange\r\nlehnt und unterscheiden sich hinsichtlich Netzgröße, Nachfrageentwicklung, Anschlussleis\r\ntung, Dekarbonisierungspfad und Kostenstruktur. In allen drei Fällen steigen die Kosten pro \r\nWärmeeinheit bis 2045 deutlich an. Ursächlich sind insbesondere Investitionen in emissions\r\narme Wärmeerzeugung, der Ersatz fossiler Bestandsanlagen, Netzausbau und Netzverdichtung \r\nsowie sinkende Wärmenachfrage je Anschluss infolge energetischer Gebäudesanierungen. Es \r\ndarf auch nicht vergessen werden, dass währenddessen die meist fossil betriebenen Bestands\r\nanlagen weiterlaufen müssen bis die Neuanlagen in Betrieb gehen. Daher fallen trotzdem erst \r\neinmal noch für einen nicht unerheblichen Zeitraum u.U. hohe Brennstoffkosten an.  \r\nSeite 3 von 9 \r\nBesonders deutlich wird: Die Transformation verändert nicht nur die Höhe, sondern auch die \r\nStruktur der Kosten. In fossilen Bestandsnetzen konnten Preisänderungsklauseln bisher vor \r\nallem Brennstoffpreise, CO₂-Kosten und allgemeine Preisentwicklungen abbilden. In der Trans\r\nformation entstehen dagegen erhebliche investive Kosten, die sich nicht automatisch in den \r\nüblichen Brennstoff- oder Marktindizes niederschlagen. Damit geraten Preisänderungsklau\r\nseln, die auf historisch gewachsene Kostenstrukturen ausgerichtet sind, an ihre Grenzen. \r\nDas vom EWI für den BDEW entwickelte zukunftsgewandte MarktelementEWI erweitert die bis\r\nherige, stark fossil geprägte Abbildung des allgemeinen Wärmemarkts um die Betriebskosten \r\ndezentraler Wärmepumpen. Hintergrund ist, dass Wärmepumpen künftig einen wachsenden \r\nAnteil der dezentralen Wärmeversorgung übernehmen und damit zunehmend den relevanten \r\nWettbewerbsmaßstab für Wärmenetze prägen. Das MarktelementEWI soll damit die „Als-ob\r\nWettbewerbssituation“ zwischen leitungsgebundener Wärme und dezentralen Alternativen \r\nrealitätsnäher abbilden und verhindern, dass Fernwärmepreise allein an überholten fossilen \r\nReferenzsystemen ausgerichtet werden. Kernannahmen sind dabei: \r\n• Strukturelle Erweiterung um den Energieträger Strom Erweiterung des Index um die Be\r\ntriebskosten einer Wärmepumpe unter Berücksichtigung der netzdienlichen Steuerung \r\nnach § 14a StromNEV \r\n• Bottom-Up-Ableitung der Verbraucherpreise für alle relevanten Energieträger  - - \r\nHeizwertbezogenen Emissionsfaktoren der Energieträger nach EBeV 20221 \r\nCO2-Kosten2,3 sowie Brennstoff-/ Energieträgerpreise auf Basis des zugrundeliegenden \r\nEnergiesystemszenarios4. Annahmen zu den zukünftigen Verhältnissen auf dem Wär\r\nmemarkt auf Basis des zugrunde liegenden Energiesystemszenario4 \r\n1Erdgas = 0,2016 kg CO2/kWh & Heizöl = 0,2664 kg CO2/kWh \r\n2Für den ETS1: EWI (2024), „Bewertung von Wärmepumpen und Hybridheizungen anhand von THG-Emissionen, \r\nHeiz- und Infrastrukturkosten“ https://www.ewi.uni-koeln.de/de/publikationen/bewertung-von-waermepum\r\npen-und-hybridheizungen-anhand-von-thg-emissionen-heiz-und-infrastrukturkosten/ \r\n3Für den ETS2: EWI (2025b), „Auswirkungen und Preispfade des EU-ETS2“ https://www.ewi.uni\r\nkoeln.de/de/publikationen/auswirkungen-und-preispfade-des-eu-ets2/ \r\n4EWI (2025) \r\nSeite 4 von 9 \r\n- - \r\nAnnahmen zu Deckungsbeiträgen für Beschaffung, Vertrieb und Logistik5,6 \r\nFortschreibung aktuell geltender Steuern und relevanter Umlagen. Eigene Berechnun\r\ngen zu Haushaltsnetzentgelte7,8,9 \r\nAber auch mit diesem in die Zukunft gerichteten Marktelement, zeigt die EWI-Analyse, dass \r\nPreisänderungsklauseln ohne Basispreisanpassung in mehreren Musterfällen die tatsächliche \r\nKostenentwicklung nicht ausreichend darstellen können. Besonders in der Großstadt und im \r\nQuartiersnetz bleiben die Erlöse hinter den modellierten Kosten zurück. Eine Fortschreibung \r\nund Anpassung der genutzten Berechnungsfaktoren auf Basis der zugrunde gelegten Wärme\r\nerzeugung reicht daher nicht aus, um die Dekarbonisierung in Bestandsverträgen wirtschaft\r\nlich abzubilden. Erforderlich sind zusätzliche Elemente, mit denen strukturelle Kostenänderun\r\ngen transparent berücksichtigt werden können. \r\n5BNetzA (2025) \r\n6esyoil (2025) \r\n7Moritz et al. (2025) \r\n8UBA (2024) \r\n9EWI (2024) \r\nSeite 5 von 9 \r\nDie EWI-Untersuchung prüft zwei naheliegende Anpassungsoptionen: eine geringere Ge\r\nwichtung des Marktelements im Arbeitspreis sowie eine Erhöhung des Grundpreisanteils. \r\nBeide Ansätze sind für die politische und regulatorische Diskussion relevant, lösen das Fi\r\nnanzierungsproblem aber nicht. \r\nErstens zeigt die Variation des Marktelements: Ein niedrigeres Marktelement verringert die \r\nEinnahmenlücke nicht verlässlich. Die Wirkung ist musterfallabhängig und verändert sich im \r\nZeitverlauf. In der Großstadt führt eine Reduzierung des Marktelements von 50 auf 10 Prozent \r\nsogar zu einer geringfügig größeren Einnahmenlücke. In der Mittelstadt vergrößert sich die Lü\r\ncke ab 2040, weil das Kostenelement mit fortschreitender Dekarbonisierung an Bedeutung \r\nverliert und das Marktelement die wegfallenden fossilen Kostenbestandteile teilweise kom\r\npensiert. Im Quartiersnetz zeigt sich zunächst ein anderes Bild; ab 2045 kehrt sich der Effekt \r\njedoch ebenfalls um. \r\nDaraus folgt: Das Marktelement ist nicht zwingend ein adäquates Investitionselement. Seine \r\nFunktion besteht eigentlich darin, die Entwicklung auf dem allgemeinen Wärmemarkt abzubil\r\nden und einen „Als-ob-Wettbewerb“ gegenüber dezentralen Heizungstechnologien zu simulie\r\nren. Nun kann es zwar über ETS2-getriebene Preisentwicklungen indirekt zusätzliche Erlöse \r\nerzeugen und damit indirekt Dekarbonisierungsinvestitionen refinanzieren. Diese Wirkung ist \r\naber weder zielgerichtet noch kostenreflexiv noch zeitlich begrenzt. Außerdem würden \r\ndadurch neue Unsicherheiten und Fehlanreize entstehen. \r\nZweitens zeigt die Variation des Grundpreisanteils: Ein höherer Grundpreisanteil kann Erlöse \r\ngegenüber Nachfragerückgängen stabilisieren, löst aber die Investitionsproblematik nicht. In \r\nGroßstadt und Mittelstadt bleiben die Einnahmenlücken trotz deutlich höherem Grundpreis\r\nanteil nahezu unverändert. Dort gleichen steigende Anschlussleistungen und wachsende Wär\r\nmenachfrage die Verschiebung zwischen Grund- und Arbeitspreis weitgehend aus. Im Quar\r\ntiersnetz wird davon ausgegangen, dass keine Leistungsanpassung erfolgt. Daher wirkt im \r\nQuartiersnetz ein höherer Grundpreis ab 2040 stabilisierend, weil die Wärmenachfrage sinkt \r\nund die Anschlussleistung konstant bleibt. Bis 2035 kann ein höherer Grundpreisanteil jedoch \r\nsogar nachteilig wirken, weil weniger Erlöse über den Arbeitspreis realisiert werden. \r\nEin höherer Grundpreisanteil kann daher zwar für bestimmte Netzsituationen sachgerecht \r\nsein, insbesondere bei hohen Fixkosten und sinkender Wärmenachfrage. Er ersetzt aber kein \r\ntransparentes Instrument zur Refinanzierung zusätzlicher Dekarbonisierungsinvestitionen. Zu\r\ndem sind Nebenwirkungen zu beachten: Ein sehr hoher Grundpreis schwächt die verbrauchs\r\nbezogene Preissignalfunktion, erhöht die Abhängigkeit der Erlöse von der Anschlussleistung \r\nund kann in Energiepreiskrisen die kurzfristige Kostenweitergabe erschweren. \r\nSeite 6 von 9 \r\n3 Politische und regulatorische Ableitungen \r\nAus den EWI-Ergebnissen ergeben sich fünf zentrale Anforderungen an die Weiterentwicklung \r\nder AVBFernwärmeV und des fernwärmerechtlichen Rahmens. \r\nErstens: Preisänderungsklauseln müssen die neue Kostenstruktur der Wärmenetztransfor\r\nmation abbilden können. Die Dekarbonisierung führt zu hohen Investitionen in Erzeugungsan\r\nlagen, Netzinfrastruktur und Systemintegration. Diese Kosten entstehen netzspezifisch und \r\nlassen sich nicht ausreichend über allgemeine Markt- oder Brennstoffindizes abbilden. Die AV\r\nBFernwärmeV muss daher rechtssichere Möglichkeiten schaffen, um strukturelle Kostenver\r\nänderungen in bestehenden Vertragsverhältnissen transparent zu berücksichtigen. Dazu gehö\r\nren insbesondere sachgerecht ausgestaltete Dekarbonisierungs- oder Investitionselemente im \r\nPreisgefüge. \r\nZweitens: Basispreisanpassungen müssen in klar definierten Fällen rechtssicher möglich \r\nsein. Die Studie zeigt, dass die reine Indexfortschreibung vielfach nicht genügt. Wenn sich die \r\nKostenbasis eines Wärmenetzes durch gesetzlich vorgegebene Dekarbonisierung, Brennstoff\r\nwechsel, Netzausbau oder erhebliche Nachfrageveränderungen strukturell verändert, muss \r\neine Anpassung der Basispreise möglich sein. Diese Anpassung muss nachvollziehbar, prüfbar \r\nund begründet erfolgen. Rechtssicherheit ist dabei für beide Seiten entscheidend: für Unter\r\nnehmen, die langfristige Investitionen finanzieren müssen, und für Kundinnen und Kunden, \r\ndie transparente und überprüfbare Preisänderungen erwarten. \r\nDrittens: Das Marktelement darf nicht mit Investitionsfinanzierung vermischt werden. So\r\nlange CO2-Preise die Kostenentwicklungen der Wärmerzeugung in Wärmenetzen bestimmen, \r\nsollten sie sich in den Elementen der Preisänderungsklauseln widerspiegeln. Wenn das Mark\r\ntelement reale Verhältnisse auf dem Wärmemarkt abbilden soll, ist zukünftig eine Erweite\r\nrung über die fossile Indexierung hinaus auf dezentrale Wärmepumpen sinnvoll. Außerdem \r\nhat das Marktelement eine verbraucherschützende und wettbewerbsbezogene Funktion. Es \r\nsoll verhindern, dass sich Fernwärmepreise losgelöst von den allgemeinen Wärmemarktver\r\nhältnissen entwickeln. Diese Funktion bleibt wichtig. Sie darf jedoch nicht dazu führen, dass \r\nDekarbonisierungskosten über externe Marktindizes refinanziert werden. Besonders kritisch \r\nist das Risiko einer Doppelberücksichtigung: Wenn ein Marktelement ETS2-getriebene Kosten \r\nder dezentralen Wärmeversorgung bereits abbildet und zusätzlich Dekarbonisierungskosten \r\ndirekt weitergegeben werden, können Letztverbraucher strukturell doppelt belastet werden. \r\nDies würde die Akzeptanz und Wettbewerbsfähigkeit von Wärmenetzen gefährden.  \r\nViertens: Grund- und Arbeitspreise müssen netzspezifisch sachgerecht ausgestaltet werden \r\nkönnen. Wärmenetze unterscheiden sich erheblich. Wachsende städtische Netze, mittelstäd\r\ntische Erweiterungsnetze und kleine Quartiersnetze mit sinkender Nachfrage haben \r\nSeite 7 von 9 \r\nunterschiedliche Kosten- und Risikoprofile. Ein einheitliches oder zu starres Verhältnis von \r\nGrund- und Arbeitspreis wird diesen Unterschieden nicht gerecht. Die Regulierung sollte des\r\nhalb Spielräume für sachgerechte, transparente und kostenorientierte Preisstrukturen lassen. \r\nEin höherer Grundpreisanteil kann bei hohen Fixkosten und sinkender Nachfrage sinnvoll sein, \r\ndarf aber nicht als Ersatz für Investitionsmechanismen missverstanden werden. \r\nFünftens: Finanzierungs- und Förderinstrumente müssen mit dem Preisrecht zusammenge\r\ndacht werden. Preisänderungsklauseln allein können die Transformation nicht tragen. Förder\r\ninstrumente wie die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze, planbare Transformations\r\npfade, verlässliche ordnungsrechtliche Vorgaben und ein rechtssicheres Vertragsrecht müssen \r\nzusammenwirken. Nur so können Investitionen ausgelöst, Finanzierungskosten begrenzt und \r\nWärmepreise für Kundinnen und Kunden tragfähig gehalten werden. \r\n4 BDEW-Position \r\nDer BDEW spricht sich für eine zukunftsfeste Weiterentwicklung des fernwärmerechtlichen \r\nPreisrahmens aus. Ziel muss ein ausgewogenes System sein, das Investitionssicherheit, Ver\r\nbraucherschutz und Transparenz miteinander verbindet. Es ist hervorzuheben, dass sich die \r\nAnalysen und Erkenntnisse primär auf die Refinanzierung von Dekarbonisierungsinvestitionen \r\nim laufenden Vertragsverhältnis in Bestandsnetzen beziehen. Da der bestehende Rechtsrah\r\nmen hierfür keine expliziten Mechanismen vorsieht, greifen Versorger in der Praxis häufig auf \r\nÄnderungskündigungen zurück. Dieses Instrument ist jedoch mit erheblichem Transaktions\r\naufwand und rechtlicher Unsicherheit für beide Vertragsparteien verbunden. Das andere Ext\r\nrem wären bedingungslose Basispreisanpassungen, die den Versorgern zwar maximale Flexibi\r\nlität einräumen würden, aber angesichts der quasi-monopolistischen Marktstellung der Wär\r\nmenetzbetreiber im Wärmebezugsmarkt regulatorisch kaum umsetzbar sind. In der ewi-Un\r\ntersuchung wurde daher die Basispreisanpassungen methodisch als Näherungsgröße zur \r\nQuantifizierung der bestehenden Kostenlücke herangezogen, jedoch nicht als regulatorisches \r\nLeitbild. Ein konstruktiver Mittelweg könnten aber Investitionselemente sein, die sich direkt \r\nan den konkreten Dekarbonisierungsmaßnahmen und deren Kosten orientieren. \r\nDie AVBFernwärmeV-Novelle sollte daher: \r\n1. rechtssichere Anpassungsmöglichkeiten für Basispreise und Preisbestandteile schaf\r\nfen, wenn sich Kostenstrukturen aufgrund gesetzlich vorgegebener Transformations\r\nmaßnahmen wesentlich ändern; \r\n2. eigenständige Dekarbonisierungs- und Investitionselemente ermöglichen, die kon\r\nkrete, nachprüfbare Kosten der Transformation transparent abbilden; \r\nSeite 8 von 9 \r\n3. das Marktelement klar auf seine wettbewerbsbezogene Funktion begrenzen und \r\nWechselwirkungen mit Investitions- oder Dekarbonisierungselementen so regeln, dass \r\nDoppelbelastungen vermieden werden; \r\n4. netzspezifische Unterschiede anerkennen und sachgerechte Spielräume bei der Aus\r\ngestaltung von Grund- und Arbeitspreisen erhalten; \r\n5. Transparenzanforderungen praxistauglich ausgestalten, damit Kundinnen und Kun\r\nden Preisänderungen nachvollziehen können, ohne die Umsetzung der Transformation \r\ndurch übermäßige Bürokratie zu verzögern; \r\n6. Förderung, Preisrecht und ordnungsrechtliche Vorgaben kohärent verzahnen, um die \r\nwirtschaftliche Tragfähigkeit der Wärmenetztransformation zu sichern. \r\nDie EWI-Studien bestätigen: Die Transformation der Wärmenetze ist mit den heute üblichen \r\nPreisänderungsklauseln allein nicht zuverlässig refinanzierbar. Die Herausforderung liegt nicht \r\nnur in steigenden Kosten, sondern vor allem in einer strukturellen Verschiebung von variablen \r\nBetriebskosten hin zu Investitions- und Fixkosten. Weder ein niedrigeres Marktelement noch \r\nein höherer Grundpreisanteil schließen die entstehenden Einnahmenlücken systematisch. \r\nFür die Wärmewende braucht es daher einen klaren, investitionsfähigen und verbraucher\r\nschützenden Rechtsrahmen. Preisänderungen müssen transparent und nachvollziehbar sein. \r\nGleichzeitig müssen sie die tatsächlichen Transformationskosten abbilden können. Nur wenn \r\nWärmenetzbetreiber Investitionen rechtssicher refinanzieren können, können Wärmenetze \r\nihre zentrale Rolle für eine klimaneutrale Wärmeversorgung erfüllen. \r\nDie Novelle der AVBFernwärmeV ist damit ein entscheidender Hebel für die Wärmewende. Sie \r\nsollte nicht allein bestehende Preisänderungsklauseln fortschreiben, sondern einen zukunfts\r\nfesten Rahmen schaffen, der die Realität der Wärmenetztransformation abbildet: hohe Inves\r\ntitionen, heterogene Netze, sinkende spezifische Nachfrage, neue Technologien und langfris\r\ntige Planungssicherheit. \r\nSeite 9 von 9 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017148","regulatoryProjectTitle":"Änderung der EU-SMC- und KMU-Definition zur Gleichstellung kommunaler Unternehmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4a/7d/547070/Stellungnahme-Gutachten-SG2506240002.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 28. Mai 2025\r\nPositionspapier\r\nSMC- und KMU-Definition: Benachteiligung von kleinen und mittleren Stadtwerken beenden\r\nBDEW-Positionspapier EU-KMU-Definition für kleine und mittlere Stadtwerke öffnen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 4\r\n1. EU-Kommission schließt kleine und mittlere Stadtwerke aus\r\nAm 21.5.2025 hat die Europäische Kommission ein Omnibuspaket zu einer Definition von sog. „Small Mid-Caps“ (SMCs) veröffentlicht. Für diese neugeschaffene Kategorie von Unternehmen schlägt sie in einigen bestehenden Rechtsakten Ausnahmen vor. Das Omnibuspaket soll so zur Entbürokratisierung und der besseren Wettbewerbsfähigkeit dieser Unternehmen beitragen.\r\nAus Sicht des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) ist diese Initiative zwar grundsätzlich zu begrüßen, allerdings forciert sie die Benachteiligung von kommunalen Unternehmen, indem sie - genauso wie die KMU-Definition – auf den öffentlichen Anteil von Unternehmen referiert: Weist ein Unternehmen eine öffentliche Beteiligung von über 25 % auf, wird dies von der SMC-Definition ausgeschlossen.\r\nBereits die europäische KMU-Definition Empfehlung (2003/361/EG), die darauf abzielt, kleine und mittlere Unternehmen (KMU) zu fördern und zu entlasten, weist eine entscheidende Lücke auf, wenn es um Stadtwerke und kommunale Energie- und Wasserversorger in Deutschland geht. Denn die Definition schließt Unternehmen aus, die eine öffentliche Beteiligung von über 25 % aufweisen, obwohl sie alle anderen Kriterien für KMU erfüllen. Dies führt zu erheblichen Benachteiligungen und erschwert den Zugang zu den administrativen Erleichterungen, die für KMU vorgesehen sind. Trotz ihrer zentralen Rolle bei der Umsetzung der Energiewende werden Stadtwerke aufgrund dieses Kriteriums unnötig mit Bürokratie belastet und ausgebremst.\r\nEin öffentlicher Anteil über 25 % bringt keine maßgeblichen Vorteile im Wettbewerb, insbeson-dere wenn es um die Bewältigung zusätzlicher administrativer Belastungen geht. Stadtwerke ha-ben die gleichen fachlichen und personellen Ressourcen aufzubringen wie privatwirtschaftliche Unternehmen. Es besteht auch kein erleichterter Zugang zu Finanzmitteln.\r\n2. BDEW-Forderungen für eine integrative und ausgewogene SMC-/KMU-Definition\r\nDabei legt die EU-Kommission, laut Art. 3 Abs. 4 des Anhangs der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission vom 6. Mai 2003, folgende Definitionskriterien für KMU an:\r\n•\r\nöffentlicher Anteil < 25 %,\r\n•\r\nAnzahl der Mitarbeiter < 250,\r\n•\r\nJahresumsatz < 50 Mio. Euro oder Bilanzsumme < 43 Mio. Euro,\r\n•\r\nkein verbundenes Unternehmen und kein Partnerunternehmen.\r\nNach der von der EU-Kommission vorgeschlagenen Definition sind SMCs Unternehmen, die\r\n•\r\nkeine KMU nach der EU-KMU-Definition sind,\r\n•\r\neinen öffentlichen Anteil < 25 % haben, wobei Ausnahmen gelten,\r\n•\r\nweniger als 750 Mitarbeiter haben und\r\n•\r\nentweder einen Jahresumsatz von weniger als 150 Mio. Euro oder eine Jahresbilanzsumme von höchstens 129 Mio. Euro erzielen.\r\nBDEW-Positionspapier EU-KMU-Definition für kleine und mittlere Stadtwerke öffnen\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 4\r\nEin Großteil der Stadtwerke in Deutschland weist allerdings eine Beteiligung der Kommune von über 25 % auf. Damit zählen sie gemäß der EU-Kommission nicht als „SMC“ bzw. „KMU“, obwohl alle weiteren Kriterien zu Mitarbeiterzahl und Jahresumsatz/Jahresbilanzsumme von ihnen erfüllt werden. Das passt nicht mit ihrer Rolle im Rahmen der Energiewende zusammen: Die kommunalen Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft – die Stadtwerke und regio-nalen Versorger – sind hier ganz zentrale Akteure. Denn die Energiewende wird immer vor Ort in der Fläche, in den Regionen, Städten und Kommunen umgesetzt. Ohne Stadtwerke keine Energiewende.\r\nIm Gegensatz zur KMU-Definition gibt es zum Kriterium öffentlicher Anteil zwar einige Ausnah-men. Wenn bspw. mehr als 25 % des Kapitals oder der Stimmrechte\r\n•\r\nvon einer lokalen öffentlichen Stelle mit einem Budget von weniger als 10 Mio. Euro und\r\n•\r\nweniger als 5.000 Einwohnern gehalten werden und\r\n•\r\ndiese öffentliche Stelle nicht als verbundene Unternehmen („linked enterprise“) gezählt werden kann,\r\nwürde das Unternehmen als Small Mid-Cap gelten.\r\nNach Ansicht des BDEW würden diese Kriterien allerdings trotz der oben genannten Ausnah-men zu viele Stadtwerke von der Kategorie der SMCs ausschließen. Statt eines grundsätzli-chen und übergreifenden Bürokratieabbaus für kleine und mittlere Unternehmen werden Be-nachteiligungen von Stadtwerken nicht nur aufrechterhalten, sondern forciert.\r\nDamit laufen viele von legislativen Regelungen vorgesehene administrative Erleichterungen für Stadtwerke ins Leere. Da Stadtwerke von den eigens für SMC bzw. KMU vorgesehenen Erleich-terungen, die aus Gründen der Verhältnismäßigkeit gewährt werden, nicht profitieren können, werden sie schlussfolgernd unverhältnismäßig belastet. Sie müssen einen Mehraufwand an Zeit und Ressourcen erbringen, der in keinem Verhältnis zu der Größe ihres Unternehmens steht. Dies führt für kommunale Energieversorger zu (am Ende wirtschaftlichen) Schwierigkei-ten und stellt eine enorme Benachteiligung im Wettbewerbsumfeld dar.\r\nDas Kriterium von 25 % öffentlichem Anteil sollte sowohl aus der SMC- als auch der KMU-De-finition entfernt werden. Dies würde den kommunalen Unternehmen den Zugang zu den ad-ministrativen Erleichterungen ermöglichen, die sie benötigen, um die ökologische Transforma-tion zu bewältigen. So würde die EU sicherstellen, dass das Unternehmertum in ganz Europa auf einem level playing field fußt. Eine einfache Lösung besteht darin, dieses Kriterium zu ent-fernen, um eine ausgewogenere SMC-/KMU-Definition zu schaffen und den Bedürfnissen der Stadtwerke gerecht zu werden. Eine Überarbeitung der Definitionen auf europäischer Ebene ist dringend erforderlich, um sicherzustellen, dass sie für alle Mitgliedstaaten und Branchen geeig-net ist.\r\nBDEW-Positionspapier EU-KMU-Definition für kleine und mittlere Stadtwerke öffnen\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 4\r\nAnsprechpartner:\r\nMartin Müller Viola Rocher\r\nLeiter der KMU-Vertretung Leiterin EU-Vertretung\r\n+49 30 300 199-1700 +32 2 771 96 42\r\nmartin.mueller@bdew.de viola.rocher@bdew.de\r\nManuel Schrepfer Sandra Olbrechts\r\nFachgebietsleiter Politik, Fachgebietsleiterin EU-Wasser- und Positionierung, Abwasserpolitik, Digitalisierung und\r\nStakeholder-Management Schutz kritischer Infrastrukturen KMU-Vertretung Vertretung bei der Europäischen Union +49 30 300 199-1718 +32 277 451 19 manuel.schrepfer@bdew.de sandra.olbrechts@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017152","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Monitoring-Instruments zur Bewertung von Strombedarf, Versorgungssicherheit und Netzausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a9/7e/547347/Stellungnahme-Gutachten-SG2506240005.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 20. Juni 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nImpulspapier\r\nAnmerkungen zum gemäß Koalitionsvertrag vorgesehenem Monitoring des BMWE zum zu erwartenden Strombedarf sowie zum Stand der Versorgungssicherheit, des Netzausbaus, des Ausbaus der Erneuerbaren Energien, der Digitalisierung und des Wasserstoffhoch-laufs\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n2 Anmerkungen zu den einzelnen Aspekten des Monitorings ................................ 5\r\n2.1 Strombedarf und Energienachfrage ............................................................... 5\r\n2.2 Versorgungssicherheit .................................................................................... 6\r\n2.3 Netzausbau ..................................................................................................... 7\r\n2.4 EE-Ausbau ....................................................................................................... 8\r\n2.5 Digitalisierung ............................................................................................... 11\r\n2.6 H2-Hochlauf .................................................................................................. 11\r\nSeite 3 von 13\r\n1 Executive Summary\r\nCDU, CSU und SPD haben sich in ihrem Koalitionsvertrag darauf verständigt, bis zur Sommer-pause 2025 ein Monitoring in Auftrag zu geben, mit dem der zu erwartende Strombedarf so-wie der Stand der Versorgungssicherheit, des Netzausbaus, des Ausbaus der Erneuerbaren Energien, der Digitalisierung und des Wasserstoffhochlaufs als eine Grundlage der weiteren Arbeit überprüft werden. Dies begrüßt der BDEW ausdrücklich, weist zugleich darauf hin, dass die Einbindung der Branche, insbesondere bei den sich daraus abzuleitenden Handlungskonse-quenzen, unabdingbar ist.\r\nEine sichere, bezahlbare und zukünftig klimaneutrale Energieversorgung ist die Grundlage für die Wettbewerbsfähigkeit des Standortes Deutschlands und für eine breite Akzeptanz in der Bevölkerung. Die geplante Bestandsaufnahme kann hierzu einen wichtigen Beitrag leisten, in-dem Bedarfe sowie Notwendigkeiten identifiziert werden und auf Kosten- und Systemeffizienz als eine der Leitlinien der Energiepolitik der 21. Legislaturperiode abgestellt wird.\r\nInsbesondere im bereits laufenden Prozess der Systementwicklungsstrategie wurden vom BDEW umfangreiche Anmerkungen über die Szenarioannahmen für eine integrierte und effizi-ente Systementwicklung gemacht, die wir für zentral erachten.\r\nGrundsätzlich gilt: Möglicherweise festgestellte geringere Ausbaubedarfe in der kurzfristigen Perspektive ändern nichts am grundsätzlichen langfristigen Ausbaubedarf. Dies ergibt sich un-ter anderem aus dem im EEG fixierten Ziel, 2030 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs aus erneuerbaren Quellen zu decken. Auch wenn der bisher prognostizierte Strombedarf in Höhe von 750 TWh 2030 - unter anderem aufgrund eines sich weniger dynamisch entwickelnden Hochlaufs der E-Mobilität sowie des Wärmepumpenausbau – wahrscheinlich nicht eintreten wird, zeigt ein Blick auf den Strombedarf 2024 in Höhe von etwa 500 TWh und einem Anteil von EE am Bruttostromverbrauch von 55 Prozent, dass ein erheblicher Ausbaubedarf unab-hängig vom prognostizierten Stromverbrauch besteht. Dies gilt insbesondere mit Blick auf die Dekarbonisierung in den Bereichen Verkehr, Wärme und Industrie sowie den daraus resultie-renden zusätzlichen EE-Bedarf und der Notwendigkeit, alle Potentiale der Erneuerbaren zu nutzen.\r\nIm Sinne der Kosten- und Systemeffizienz geht es daher um Priorisierung von Vorhaben und Modifizierung von Pfaden, nicht jedoch um grundsätzliche Pfadänderungen. Eine mögliche Pri-orisierung darf jedoch, insbesondere beim Netzausbau, nicht zu einem Attentismus führen, wodurch notwendige Kapazitäten nicht rechtzeitig zur Verfügung stehen.\r\nDas geplante Monitoring stellt ein sinnvolles Instrument dar, um Effizienzpotenziale im Aus-bau zu identifizieren, etwa durch eine kluge Staffelung oder durch einen Fokus auf den Ge-samtertrag der erzeugten Energie statt auf die maximal mögliche Einspeiseleistung und\r\nSeite 4 von 13\r\nsowohl den Zubau von Erzeugung als auch des notwendigen Netzes klüger aufeinander abzu-stimmen. Durch eine zeitliche Abstimmung können beispielsweise inflationär wirkende Preis-treiber wie eine Verknappung von Material und Komponenten (u. a. Transformatoren, Wech-selrichter, Turbinen) gedämpft werden.\r\nUnabhängig von der Bedarfsabschätzung sowie der Erhebung des Status quo muss das Moni-toring Aspekte der Wirtschaftlichkeit sowie eine Risikoanalyse umfassen. Es bedarf der Ent-wicklung von Prüfinstrumenten, die die Effizienz politischer und regulatorischer Maßnahmen bewerten und volks- sowie betriebswirtschaftliche Faktoren – insbesondere eine Systemkos-tenanalyse inklusive verschiedener Szenarien sowie die betriebswirtschaftliche Umsetzbarkeit – berücksichtigen. Ziel der Risikoanalyse muss es sein, Faktoren zu identifizieren, die der Erfül-lung der Planannahmen entgegenstehen können, um frühzeitig Handlungsspielräume für Al-ternativen zu entwickeln.\r\nDie Energiewende hat 2024 wichtige Fortschritte gemacht – insbesondere beim Ausbau der Erneuerbaren Energien und bei der Emissionsminderung. Der Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch stieg auf 55 Prozent, die Treibhausgasemissionen des Energiesek-tors konnten um 61 Prozent gegenüber 1990 reduziert werden.\r\nGleichzeitig wird deutlich: Der Weg zur Klimaneutralität bleibt eine Herausforderung. Für die neue Bundesregierung bleibt der Handlungsdruck hoch, um den Weg für eine erfolgreiche Weiterführung der Energiewende zu ebnen. Die zentralen Hebel sind:\r\n›\r\nDie Planung und Genehmigung von Erneuerbare-Energien-Projekten weiter beschleunigen und den Ausbau synchron mit dem Netzausbau gestalten.\r\n›\r\nVersorgungssicherheit gewährleisten, insbesondere durch den Zubau steuerbarer Kraft-werke, eine stärkere Digitalisierung und den beschleunigten Aufbau einer Wasserstoffinfra-struktur, die Erzeugung, Speicherung und Transport umfasst.\r\n›\r\nEin zukunftsfähiges Strommarktdesign entwickeln, das flexible Erzeugung und Verbrauch marktwirtschaftlich incentiviert.\r\n›\r\nDie Wärmewende und den Hochlauf der Elektromobilität systematisch vorantreiben und dabei für Kontinuität und Praxistauglichkeit sorgen.\r\n›\r\nDen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft aktiv unterstützen durch verlässliche und kohä-rente regulatorische Rahmenbedingungen und gezielte Förderinstrumente.\r\nSeite 5 von 13\r\n2 Anmerkungen zu den einzelnen Aspekten des Monitorings\r\n2.1 Strombedarf und Energienachfrage\r\nNicht ein konkreter Zielwert für das Jahr der anvisierten Klimaneutralität 2045 ist entschei-dend, sondern die Berücksichtigung der grundsätzlichen Tendenz des erhöhten Bedarfs (zu-sätzliche Verbraucher [bspw. Rechenzentren, Elektrolyseure, E-Mobilität, Wärmeanwendun-gen], zusätzlicher Verbrauch [Dekarbonisierung durch Elektrifizierung bisheriger Molekül-An-wendungen]). Des Weiteren sind bei der Energienachfrage nicht nur der Bedarf der Großin-dustrie bzw. chemischen Industrie zu berücksichtigen, sondern auch die Bedarfe des Mittel-standes, der den Großteil der deutschen Wirtschaft abbildet. Diese Bedarfe des Mittelstandes sind auch entsprechend bei der Netzplanung zu berücksichtigen, da die entsprechenden Un-ternehmen mehrheitlich an den Verteilnetzen Strom/Gas angeschlossen sind.\r\nDie Zahl der Wärmepumpen – und damit der Verlauf der breiteren Elektrifizierung im Wärme-bereich – hängt auch mit den Sanierungs- und Neubauquoten, dem erforderlichen Stromver-teilnetzausbau, der kommunalen Wärmeplanung und am Ende natürlich der Kundenentschei-dung zusammen. Hier müssen auch die wasserstofffähigen bzw. mit anderen erneuerbaren Gasen betriebenen Blockheizkraftwerke, die heute schon in der Wärme laufen, berücksichtigt werden. Dezentrale Wärme wird auch über Arealversorgung und Quartierslösungen bereitge-stellt werden. Insgesamt gilt es auch im Bereich der Wärme, die Notwendigkeit der Versor-gungssicherheit in den Blick zu nehmen, indem volatile bzw. dargebotsabhängige Wärmeer-zeugung beispielsweise durch Wärmepumpen oder aus industrieller Abwärme durch steuer-bare Wärmeerzeugung bzw. Speicher abzusichern ist sowie KWK-Anlagen mit ihrer Wärme-produktion zu berücksichtigen.\r\nIm Bereich Verkehr wird der bisher prognostizierte Bedarf dadurch gesenkt, dass nach derzei-tigem Stand die vorgesehenen 15 Mio. vollelektrischen PKWs bis 2030 nicht erreicht werden. Gleichzeitig nimmt der Hochlauf der E-Mobilität jedoch sowohl im Pkw-Bereich als auch hin-sichtlich der zunehmenden Nutzung von E-Lkw an Fahrt auf. Ein entsprechender Bedarf ist so-mit mit Verzögerung nach 2030 zu erwarten. Im Hinblick auf eine auch über 2030 hinausge-hende Netzplanung sollte auf den Leistungsbedarf abgestellt werden. Eine detailliertere Be-trachtung des Lastverkehrs und seiner Dekarbonisierungspfade ist aus Sicht des BDEW drin-gend erforderlich.\r\nGrundsätzlich gilt: Möglicherweise festgestellte geringere Ausbaubedarfe in der kurzfristigen Perspektive ändern nichts am grundsätzlichen langfristigen Ausbaubedarf. Dies ergibt sich un-ter anderem aus dem im EEG fixierten Ziel, 2030 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs aus erneuerbaren Quellen zu decken. Auch wenn der bisher prognostizierte Strombedarf in Höhe von 750 TWh 2030 - unter anderem aufgrund eines sich weniger dynamisch entwickelnden\r\nSeite 6 von 13\r\nHochlaufs der E-Mobilität sowie des Wärmepumpenausbau – wahrscheinlich nicht eintreten wird, zeigt ein Blick auf den Strombedarf 2024 in Höhe von etwa 500 TWh und einem Anteil von EE am Bruttostromverbrauch von 55 Prozent, dass ein erheblicher Ausbaubedarf unab-hängig vom prognostizierten Stromverbrauch besteht. Dies gilt insbesondere mit Blick auf die Dekarbonisierung in den Bereichen Verkehr, Wärme und Industrie sowie den daraus resultie-renden zusätzlichen EE-Bedarf und der Notwendigkeit, alle Potentiale der Erneuerbaren zu nutzen.\r\n2.2 Versorgungssicherheit\r\nNicht zuletzt aufgrund von geopolitischen und geoökonomischen Verschiebungen ist es aus BDEW-Perspektive zentral, die Resilienz unseres Energiesystems stärker in den Blick zu neh-men, um auch in möglichen Krisensituationen eine sichere Versorgung zu gewährleisten. Mit den zunehmenden geopolitischen Herausforderungen wird zugleich die energiepolitische und technologische Souveränität eine wichtige Rolle spielen, damit Deutschland in seiner außen-politischen und -wirtschaftlichen Handlungsfähigkeit aufgrund von Abhängigkeiten nicht ein-geschränkt wird.\r\nWährend erneuerbare und kohlenstoffarme Gase zunehmend relevant werden, wird Erdgas weiterhin einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit liefern – für Strom- und Wärme-versorgung sowie als Grundstoff und Energieträger für Industrie und Gewerbe. Deutschland hat außerdem eine wichtige Rolle als Transportland und Speicherort inne. Die Herausforde-rung der Absicherung der Erdgasversorgung ist mit Blick sowohl auf Diversifizierung der Quel-len als auch auf Transportwege und die Wettbewerbsfähigkeit der Preise hoch.\r\nNeben dem schnellen Zubau von Kraftwerken durch das Kraftwerksicherheitsgesetz muss gleichzeitig die Einführung eines Kapazitätsmarktes vorbereitet werden. Ein solcher Mechanis-mus soll durch einen praxisgerechten Rahmen ausreichend Sicherheit für Investitionen in steuerbare Stromerzeugungskapazitäten und Flexibilitäten schaffen. Der BDEW schlägt einen Integrierten Kapazitätsmarkt (IKM) vor, der alle Technologien und Lösungen einbezieht, inklu-sive KWK, um die Versorgungssicherheit und Systemstabilität sowohl für kürzere Lastspitzen als auch für längere Dunkelflauten zu gewährleisten. Der Vorschlag des IKM erfüllt die Anfor-derungen des geplanten neuen Beihilferahmens der EU-Kommission des „Clean Industrial State Aid Framework“ (CISAF) und könnte daher schnell umgesetzt werden.\r\n2024 waren insgesamt 83,6 GW steuerbare Stromerzeugungsleistung installiert. Diese Summe wird durch den Kohleausstieg sowie die Stilllegung anderer Erzeugungsanlagen in den nächs-ten Jahren ohne den Zubau neuer Leistung bis 2030 auf etwas über 50 GW sinken. Die rechne-rische Differenz ist nicht eins zu eins durch neue Kraftwerke zu ersetzen. Neben dem Zubau\r\nSeite 7 von 13\r\nsteuerbarer Leistung sind zentral einsetzbarer Flexibilitäten von unbedingter Notwendigkeit und in den Kalkulationen zu berücksichtigen.\r\nDer BDEW geht davon aus, dass zentrale (bspw. Elektrolyseure, Großbatteriespeicher, Groß-wärmepumpen, PtH-Anlagen) und dezentrale (bspw. E-Mobilität, Heimspeicher, Wärmepum-pen inkl. Puffer-Wärmespeicher) Flexibilitäten eine Schlüsselrolle spielen werden. Ein kosten-effizientes und netzdienliches Aktivieren von Flexibilitätspotenzialen kann übermäßigen Zubau an steuerbaren Stromerzeugungskapazitäten vermeiden. Das kann die Systemkosten der Ener-giewende senken.\r\n2.3 Netzausbau\r\nDer Netzausbau stellt eine wichtige Stellschraube für wettbewerbsfähige Energiekosten dar. Effizienzpotenziale im Ausbau, etwa durch eine kluge Staffelung oder durch einen Fokus auf Ertrag statt Leistung, sind zu identifizieren, um den Zubau von Erzeugung und neuen Lasten mit dem notwendigen Netzausbau zu synchronisieren. Durch eine zeitliche Entzerrung können beispielsweise inflationär wirkende Preistreiber wie eine Verknappung von Material und Kom-ponenten (u. a. Transformatoren, Wechselrichter, Turbinen) gedämpft und somit Kostenvor-teile gehoben werden.\r\nDie Stromnetze werden künftig eine weiter zunehmende Zahl an Netznutzern, Speichern und Einspeisern integrieren müssen. Bis 2030 ist von etwa einer Verdopplung an PV-Anlagen und einem Ausbau insbesondere im Segment unter 25 kW auszugehen, auch die Leistung der La-depunkte wird, allein wenn die EU-Vorgaben erfüllt werden, auf mehr als das Doppelte der ak-tuellen Ladeleistung ansteigen, die Zahl der Wärmepumpen auf etwa 6 Mio. Dies stellt insbe-sondere die Stromnetze vor erhebliche Herausforderungen und führt zu einem stetigen Aus-baubedarf, der sich auch in den Investitionen abbildet. Während 2024 8,6 Mrd. Euro in die Übertragungsnetze und 10,2 Mrd. Euro in Verteilnetze investiert wurden, wird sich die jährli-che Investitionssumme 2030 bei den Übertragungsnetzen auf 16,4 Mrd. Euro nahezu verdop-peln und bei den Verteilnetzen um 50 Prozent auf 15,4 Mrd. Euro erhöhen.\r\nDer erforderliche starke Netzausbau ist auch notwendig, um mittelfristig den Redispatch-Be-darf und damit die Redispatch-Kosten zu senken. Nachdem die Redispatch-Kosten im Jahr 2022 bei rund 2,7 Mrd. Euro lagen, sind sie seitdem zurückgegangen: Im Jahr 2023 waren es 2,4 Mrd. Euro und für 2024 zeichnen sich Kosten in Höhe von 1,5 Mrd. Euro ab (bis Q3 2024 sind es 1,1 Mrd. Euro). So gilt festzuhalten, dass Investitionen in die Netze die Redispatch-be-dingten Kosten für den Staatshaushalt senken.\r\nEin zügiger, zielgerichteter und kosteneffizienter Ausbau der Stromnetze kann aber nur mit einem schnellen und deutlich verbesserten Regulierungsrahmen gelingen. Neben einer\r\nSeite 8 von 13\r\nAnerkennung effizienter Kosten muss insbesondere der Kapitalzinssatz international wettbe-werbsfähig ausgestaltet sein.\r\nDie geltenden und auch die nach dem NEST-Prozess von der Bundesnetzagentur bisher be-kannten vorgesehenen Regeln sind nach derzeitigem Stand nicht geeignet, die notwendigen Infrastruktur-Investitionen anzureizen. Wichtig ist, dass zügig, und zwar schon für dieses Jahr, messbare Verbesserungen des Regulierungssystems erzielt werden, um Investitionen zu er-möglichen. Dies bedarf politischer Unterstützung durch das klare Bekenntnis zum wirtschafts- und wettbewerbsfähigen Rahmen für Infrastrukturausbau.\r\nFür einen kosteneffizienten Ausbau und zur Dämpfung der Netzentgelte ist ein intertempora-ler Ausgleichsmechanismus zu prüfen. Für Aus- und Umbau der Verteilernetze sind Planungs- und Genehmigungsbeschleunigungen notwendig. Grundsätzlich ist die Netzentgeltsystematik kostenreflexiv und verursachergerecht zu überarbeiten. Im Rahmen dieses Prozesses sind ver-schiedene Elemente wie Baukostenzuschüsse so zu gestalten, dass sie Anreize für eine effizi-ente Nutzung des Netzes schaffen.\r\nDie Investitionen ins Netz leisten zugleich einen wichtigen Beitrag zur Systemstabilität und Versorgungssicherheit. Auch bei steigendem Anteil volatiler Stromerzeugung im System konnte in den vergangenen Jahren das hohe Niveau der Versorgungssicherheit gehalten und sogar noch verbessert werden: Seit 2006 konnte die Dauer der Versorgungsunterbrechungen in etwa auf 12,8 Minuten halbiert werden.\r\nDie Entwicklung im Bereich Gasnetz ist vor allem durch die Transformation zur Nutzung dekar-bonisierter Gase sowie einen Rückgang der Erdgasmengen geprägt.\r\nInvestitionen in das Gasnetz dienen dem Ausbau und der Erneuerung der Netze, um die Ver-sorgungssicherheit weiter zu gewährleisten. In den Jahren 2019 bis 2023 flossen durchschnitt-lich 34 Prozent der Investitionen in die Erneuerung und Instandhaltung der Netze und 66 Pro-zent in den Ausbau. Bis zu einem geplanten Ausstieg aus der Gasversorgung muss weiterhin die Versorgungssicherheit gewährleistet sein. Investitionen können daher nicht beliebig redu-ziert werden und müssen ggf. hinsichtlich einer zukünftigen Transformation hin zu wasser-stofftauglichen Netzen optimiert werden. Zur Herstellung der erforderlichen Rechts- und Pla-nungssicherheit für die anstehende Transformation ist schnellstmöglich das EU-Gas-/Wasser-stoffpaket national umzusetzen. Nur mit einen sicheren Rechtsrahmen können Zukunftsinves-titionen in die Infrastruktur erfolgen.\r\n2.4 EE-Ausbau\r\nDie zeitliche und räumliche Synchronisation von EE-Zubau und Netzausbau muss stärker in den Fokus gerückt werden. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien muss sich\r\nSeite 9 von 13\r\nzukünftig stärker am Ertrag und an den Kosten für die Systemintegration orientieren. Potenzi-ale netzdienlicher Flexibilitäten sowohl auf Erzeugungs- als auch Verbrauchsseite sollten er-fasst und, in Folge der Erfassung, durch politische Maßnahmen angereizt werden. Ebenso sind die Potenziale von fester Biomasse, Biomethan, Biogas und Geothermie für die Strom- und Wärmeerzeugung zu beachten.\r\nBeim weiteren Ausbau müssen verlässliche Rahmenbedingungen sowie (Kosten-)Effizienz und Systemnutzen im Gleichgewicht gehalten werden. Ein netz- und systemdienlicher Ausbau, kombinierte Nutzung bzw. Überbauung von Netzanschlüssen durch mehrere EE-Technologien wo möglich und Integration von Speichern verbunden mit einem beschleunigten Netzausbau sind richtig und wichtig.\r\nDabei ist zu beachten, dass eine Überbauung nicht immer möglich ist bzw. keine Pflicht hierzu bestehen kann. Feste Begrenzungen der Einspeiseleistung und Pönalen sind entsprechend sachlich nicht begründbar, weil die konkrete Netzsituation je nach Netzgebiet ebenso wie das Interesse von Kooperationspartnern stark variieren kann.\r\nDie Rolle aller Energiespeicher – Wasserstoff, Wärme, Strom und Power-to-Heat – muss klar hervorgehoben werden. Im Energiesystem müssen sie die gleichen Privilegierungen wie die Erneuerbaren Energien und Netze genießen. Gleichzeitig muss ihre System- und Netzdienlich-keit in den Vordergrund gestellt werden.\r\nEs sollte u. a. im Rahmen der Überarbeitung der Netzentgeltsystematik flexibles Verhalten u. a. von Speichern und Elektrolyseuren im Sinne netzdienlichen Verhaltens und der Gesamt-effizienz unseres Energiesystems angereizt werden.\r\n2024 deckten Erneuerbare Energien mit einem Anteil von 55 Prozent erneut mehr als die Hälfte des Bruttostromverbrauchs ab. Der Anteil der reinen EE am Endenergieverbrauch im Wärmebereich lag 2024 bei fast 19 Prozent und ist damit im Vergleich zu den Vorjahren leicht gestiegen. Im Verkehrsbereich stagniert der EE-Anteil seit Jahren bei rund 7 Prozent.\r\nGleichzeitig liegt seit 2015 der EE-Anteil am Stromverbrauch über dem indikativen Zielpfad ge-mäß der Ziele im EEG.\r\nDer Anteil Erneuerbarer Energien an der Gesamtstromerzeugung in Deutschland ist seit 2010 infolge des erheblichen Ausbaus Erneuerbarer Energien um 40,9 Prozentpunkte gestiegen. In den kommenden Jahren soll nicht nur der Anteil Erneuerbarer Energien weiter steigen, son-dern es ist auch zu erwarten, dass die zunehmende Elektrifizierung in den Bereichen Wärme, Verkehr und Industrie die absolute Stromerzeugung deutlich steigern wird. Dies macht eine spürbare Beschleunigung des Ausbaus unerlässlich.\r\nSeite 10 von 13\r\n2024 wurde eine Leistung von 17,2 GW an PV-Anlagen installiert, was das Vorjahresniveau in Bezug auf den Zubau (15,4 GW) nochmals übertraf. Damit liegt der Ausbau weiterhin deutlich über dem im EEG festgelegten Ziel. Insgesamt waren 2024 zum Jahresende 100,2 GW an PV-Anlagen installiert (Soll 2024: 88 GW). Die Differenz zum Zielwert 2030 beträgt 115GW an zu-sätzlicher Leistung. Balkonkraftwerke (0,7 GW) und Kleinanlagen (5,8 GW) tragen zunehmend zur installierten Gesamtleistung bei. Trotz des erfreulichen Zuwachses stellen sie durch ihre ungesteuerte Einspeisung eine Herausforderung für die Netzbetreiber dar. Um das Netz stabil zu halten, ist daher eine Steuerbarkeit der Anlagen durch die Netzbetreiber wichtig. Netzaus-bau und -zugang sollten beschleunigt werden. Zu prüfen ist, wie mehr Transparenz für An-schlussnehmer mit Blick auf verfügbare Netzanschlusskapazitäten und Systemdienlichkeit er-reicht werden kann.\r\nDie Überbauung von Netzanschlusskapazitäten aus Erzeugungs- und Speicheranlagen sollte zunehmend umgesetzt werden und kann helfen, Synergien zu heben, indem vorhandene Netzkapazitäten bestmöglich ausgenutzt werden.\r\nAn Land wurden 2024 insgesamt 3,3 GW neue Windleistung errichtet, etwas weniger als im Vorjahr und deutlich unter dem Zielwert. Insgesamt waren 2024 63,6 GW installiert (Soll 2024: 69 GW). Die Differenz zum Zielwert 2030 beträgt 51 GW an zusätzlicher Leistung. Auf See ka-men 0,7 GW hinzu, ebenfalls weit hinter den angestrebten 3,1 GW. Insgesamt waren 2024 9,2 GW mit Netzeinspeisung installiert (Soll 2024: 12 GW). Die Differenz zum Zielwert 2030 be-trägt 21 GW an zusätzlicher Leistung. Um das indikative jährliche Ausbauziel zu erreichen, muss der Ausbau der Windenergie an Land um den Faktor 3,0 und der auf See um den Faktor 4,4 gesteigert werden. Die rechtswirksame Ausweisung von Flächen für Windenergieanlagen an Land bleibt weiterhin eine Herausforderung. Der Großteil der Bundesländer wird nach heu-tigem Stand die laut Windenergieflächenbedarfsgesetz für 2027 definierten Ziele nicht errei-chen. Ohne ausreichende Flächen fehlt die langfristige Planungssicherheit für Vorhabenträger und Projektierer und mittelbar auch für WEA-Hersteller. Darüber hinaus ist es von zentraler Bedeutung, dass das im Windenergieflächenbedarfsgesetz verankerte bundesweite Mindest-flächenziel von 2 Prozent zur Erreichung der Flächenbeitragswerte bis Ende 2032 konsequent verfolgt und erreicht werden kann.\r\nBei den Batteriespeichern besteht eine Rekordnachfrage in Deutschland von 226 GW an An-schlusskapazität. Unabhängig von der finalen Realisierung stellt diese hohe Nachfrage ein po-sitives Signal für die Hebung der Flexibilitätspotentiale dar und ist durch einen praktikablen und kohärenten Rahmen für den netz- und systemdienlichen Speicherausbau zu flankieren. Um die Flexibilitäten der Speicher zu nutzen, muss das Abgaben- und Umlagensystem refor-miert werden: Aktuell werden Energiespeicher sowohl als Letztverbraucher als auch als Erzeu-ger eingestuft, was beim Laden und erneut beim Entladen eines Speichers zu einer höheren\r\nSeite 11 von 13\r\nBelastung mit Abgaben und Umlagen oder zur Entwertung der grünen Stromeigenschaft der zwischengespeicherten elektrischen Energie führen kann.\r\n2.5 Digitalisierung\r\nAls intelligente Schnittstelle zwischen Netz und Verbraucher bildet das Smart Meter eine es-senzielle Grundlage für die Digitalisierung von Energiewirtschaft und Energiewende. Die Digi-talisierung geht dabei weit über den Smart Meter-Rollout hinaus und umfasst u. a. KI-Systeme, Smart Grids, digitale Zwillinge, Datenökosysteme, virtuelle Kraftwerke, Prozessautomatisie-rung und viele weitere Aspekte.\r\nEs braucht dringend Anreize, Unterstützungsangebote und Handlungsspielräume für mehr Di-gitalisierung in der Energiewirtschaft Regulierung auf nationaler und EU-Ebene, die digitale In-novationen erschwert, sollte kritisch hinterfragt werden. Steuerliche Anreize für die Digitali-sierung der Energiewirtschaft sollten geprüft werden. Die Regelungen zum Rollout von Smart Metern sind deutlich zu vereinfachen. Die Nutzung relevanter Daten und künstlicher Intelli-genz muss erleichtert und rechtliche Hürden müssen abgebaut werden, um die Digitalisierung der Energiewirtschaft effektiv zu gestalten.\r\nGleichzeitig ist ein hohes Niveau von Sicherheit in den Systemen unabdingbar. Gerade auf-grund der Vernetzung von neuen Erzeugern und Verbrauchern und ihrem Anschluss an das In-ternet muss ihre Sicherheit innerhalb und für das Energiesystem gewährleistet bleiben. Ver-sorgungsicherheit und der Schutz kritischer Energieinfrastrukturen müssen daher als integra-ler Bestandteil der Verteidigungs- und Bündnisfähigkeit Deutschlands gedacht werden. Nur durch eine optimale Verzahnung und Harmonisierung bei Informationssicherheit sowie physi-scher Sicherheit können kritische Infrastrukturen im Cyberraum und in der analogen Welt ganzheitlich und bürokratiearm geschützt werden.\r\n2.6 H2-Hochlauf\r\nAuch im klimaneutralen Energiesystem sind Gase für die Sektoren, die nicht oder nur zum Teil elektrifiziert werden können, wie Stahl-, Chemie- und Zementindustrie, unabdingbar für die Absicherung der Strom- und Wärmeerzeugung. Es muss ermöglicht werden, große Mengen an Wasserstoff und Derivaten zu möglichst wettbewerbsfähigen Preisen zu erzeugen, zu spei-chern und zu beschaffen. Dafür gilt es unter anderem, die Delegierten Rechtsakte zu kohlen-stoffarmem und erneuerbarem Wasserstoff auf EU-Ebene praxistauglich und ermöglichend auszuarbeiten bzw. international anschlussfähig anzupassen. Um eigene Produktionskapazitä-ten anzureizen, ist die (gesamt-)systemdienliche Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff voranzubringen, um mit der Energieträger- und Sektorenkopplung voranzukommen.\r\nSeite 12 von 13\r\nDabei muss beim Monitoring einerseits in den Blick genommen werden, welche Förderungen es auf den einzelnen Wertschöpfungsstufen braucht und welche Instrumente bisher nicht um-gesetzt wurden. Andererseits ist zu monitoren, inwieweit laufende Förderprogramme den Aufbau der Liefer-, Logistik- und Wertschöpfungskette der Wasserstoffwirtschaft bereits in Gang gesetzt haben.\r\nDer BDEW teilt den Ansatz einer EE-nahen Verortung von Elektrolyseuren, weist allerdings da-rauf hin, dass weitere Standortfaktoren zu berücksichtigen sind (bspw. Anschluss an das Kern-netz, Nähe zu Speichern). Des Weiteren ist eine Unterscheidung zwischen onshore- und off-shore-Elektrolyseuren ebenfalls erforderlich. Hierfür müssen weitere Anreize geschaffen wer-den. Beim Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur ist darauf zu achten, dass sämtliche Industrie-standorte, die zukünftig Wasserstoff beziehen, mit ausreichenden Mengen versorgt werden können. Dies bedeutet auch, dass neben Standorten in der Nähe von erneuerbaren Stromer-zeugungsanlagen im Norden Deutschlands auch industrienahe Elektrolysestandorte erforder-lich sind, die auf absehbare Zeit nicht über das Wasserstoffkernnetz versorgt werden können.\r\nIm vergangenen Jahr wurde ein Zuwachs der Elektrolysekapazität von rund 0,2 GW verzeich-net, was eine deutliche Steigerung im Vergleich zur vorherigen Schätzung von 0,09 GW dar-stellt. Für 2025 ist ein weiterer Kapazitätszuwachs von rund 0,9 GW geplant. Die aktuellen Pla-nungen sehen weiterhin eine mögliche Inbetriebnahme von 13 GW Elektrolysekapazität bis 2030 vor. Der Anteil der Projekte in der Konzeptions- und Machbarkeitsphase hat sich von 94 Prozent auf 88 Prozent reduziert, während der Anteil der Projekte in der Bau- oder finalen Fi-nanzierungsentscheidungsphase (FID) von 4 Prozent auf 12 Prozent gestiegen ist. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der Anteil der konkretisierten Vorhaben von 5 Prozent auf 12 Prozent mehr als verdoppelt. Derzeit ist jedoch nur 1 Prozent der Projekte tatsächlich in Betrieb, was zeigt, dass der Markthochlauf weiterhin von erheblichen Herausforderungen geprägt ist.\r\nInsbesondere die Förderrichtlinie für systemdienliche Elektrolyseure sollte zügig verabschiedet und mit ausreichenden Mitteln ausgestattet werden.\r\nZudem sollte das Potenzial der Offshore-Elektrolyse basierend auf kombinierten Anschluss-konzepten für die Wasserstofferzeugung und die Steigerung der Kosteneffizienz beim Off-shore-Wind-Ausbau zügig erschlossen werden.\r\nDie Produktion von grünem Wasserstoff ist auch im Jahr 2024 mit deutlich höheren Kosten verbunden als die von grauem oder blauem Wasserstoff. Die Entwicklung hin zu günstigerem grünem Wasserstoff setzt sich minimal fort, wobei die Kosten im Jahr 2024 bei rund 7 Euro/kg verbleiben. Sowohl blauer als auch grüner Wasserstoff zeigen eine Fortsetzung der Entwick-lung des Vorjahres und liegen nun jeweils wieder unter dem Vorjahresniveau. Das Niveau vor\r\nSeite 13 von 13\r\ndem Anstieg der Energiepreise im Jahr 2022 wurde jedoch noch nicht wieder erreicht. Gemäß aktuellen Studien wird grüner Wasserstoff bis 2030 zu nicht wettbewerbsfähigen Preise ver-fügbar sein. Die signifikante Bandbreite der prognostizierten Kosten ist auf eine Reihe von Fak-toren zurückzuführen, darunter die Schwankungen bei der Einschätzung der künftigen Erzeu-gungskosten für erneuerbaren Strom, die Unsicherheit hinsichtlich der Entwicklung zukünfti-ger Investitionskosten für Elektrolyseure sowie der durch die Regulatorik induzierten Kosten. Der Delegierte Rechtsakt für grünen Wasserstoff (RFNBO) zum Beispiel verteuert den grünen Wasserstoff um 2-3 Euro pro kg.\r\nNoch leisten Elektrolyseure kaum einen Beitrag zur Flexibilität. Grundsätzlich gilt: Ihre hohe Regelgeschwindigkeit ermöglicht eine effektive Netzentlastung und die Optimierung der Nut-zung Erneuerbarer Energien. Der Betrieb kann an Preissignale auf dem Strommarkt angepasst werden, sodass sie insbesondere in Zeiten niedriger Strompreise betrieben werden. Darüber hinaus tragen sie zur Netzstabilisierung bei, indem sie überschüssigen Strom aufnehmen oder Lastspitzen reduzieren. Bis 2030 wird erwartet, dass 35 Prozent ihres Stromverbrauchs flexibel genutzt werden, 2045 soll dieser Anteil auf 89 Prozent steigen. Hier sollte das Monitoring dazu beitragen, ein besseres Verständnis für die Verortung und die Systemdienlichkeit der Elektro-lyseure zu erhalten.\r\nAnsprechpartner\r\nTilman Schwencke\r\nGeschäftsbereichsleiter Strategie und Politik\r\ntilman.schwencke@bdew.de\r\nDr. Martin Stark\r\nGeschäftsbereich Strategie und Politik\r\nmartin.stark@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017153","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur rechtlichen Regelung der Nutzung von Photovoltaikanlagen in Wasserschutzgebieten auf Bundesebene","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/30/7f/549292/Stellungnahme-Gutachten-SG2506240015.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in\r\nWasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW\r\nBerlin, 26. März 2025\r\nLeitfaden\r\nDie Bundesregierung hat sich mit dem EEG (Erneuerbaren-\r\nEnergien-Gesetz) drei Ziele gesetzt.\r\nDazu zählen die Transformation hinzu einer nachhaltigen\r\nund treibhausgasneutralen Stromversorgung im gesamten\r\nBundesgebiet im Einklang mit Klima- und Umweltschutz,\r\ndie Zielsetzung bis 2030 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs\r\naus Erneuerbaren Energien zu gewinnen und den\r\nAusbau sowohl stetig, kosteneffizient, umweltverträglich\r\nund netzverträglich zu realisieren.1\r\nSchon jetzt werden auch Gebiete genutzt, die eine erhöhte\r\nSchutzbedürftigkeit aufweisen. Zur Erreichung der vorgesehenen\r\nAusbauziele von 115 GW Windenergie an Land und\r\n107 GW Freiflächen-Photovoltaik ist dies auch erforderlich.\r\nDazu zählen auch Wasserschutzgebietszonen (WSGZ), die\r\ndem Schutz der Trinkwassergewinnung in Deutschland\r\ndienen und einen Anteil von 13.8 Prozent an der Fläche des\r\nBundesgebiets umfassen.2 Dort sind insbesondere die Wasserschutzgebietszonen\r\nΙΙ und ΙΙΙ wichtig, da sie die höchsten\r\nFlächenanteile innerhalb der Wasserschutzgebiete ha-\r\n1 Gesetz für den Ausbau Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2023) vom 8. Mai 2024,\r\nURL: Bundesgesetzblatt 2024 Nr. 151\r\n2 Bundesanstalt für Gewässerkunde, Karte zum 3. WRRL-Bewirtschaftungsplan vom 14.04.2022, URL: Karte zum 3. WRRL-Bewirtschaftungsplan |\r\nBundesanstalt für Gewässerkunde\r\nben. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien wie auch die\r\nWasserversorgung stehen im überragenden öffentlichen Interesse.\r\nFür den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Wasserschutzgebieten\r\nist es daher entscheidend, die erhöhte\r\nSchutzbedürftigkeit und Sicherheit der Wasserversorgung\r\nquantitativ und qualitativ zu jedem Zeitpunkt sicherzustellen\r\nund damit die Wahrung des überragenden öffentlichen\r\nInteresses beider Nutzungsformen zu gewährleisten. Wasservorranggebiete,\r\ndie bereits jetzt als zukünftige Wasserschutzgebiete\r\nausgewiesen werden sollen, sollten vorsorglich\r\nwie Wasserschutzgebiete behandelt werden.\r\nDabei ist zu berücksichtigen, dass viele Wasserversorgungsunternehmen\r\nein eigenes Interesse besitzen, Erneuerbare\r\nEnergien zu nutzen und damit durch einen hohen Anteil\r\nErneuerbarer Energien an ihrer Energieversorgung eine klimaneutrale\r\nWasserversorgung zu erreichen.\r\n1 Einleitung\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung 3\r\n2 Zusammenfassung 4\r\n3 Grundsätzliche Festlegungen zur Nutzung der Wasserschutzgebietszonen (WSGZ) 6\r\n4 Varianten von Photovoltaik-Anlagen 9\r\n5 Wesentliche technische Aspekte zum Einsatz von PV-Freiflächenanlagen 10\r\n5.1 Bauzeitliche Vermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen 10\r\n5.1.1 Einweisung der Baufirmen über die besonderen Anforderungen zur\r\nArbeit in WSGZ 10\r\n5.1.2 Hydrologische Baubegleitung unter Einbezug der\r\nWasserversorgungsunternehmen (Bau & Rückbau) 11\r\n5.2 Anlagenbezogene Vermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen 11\r\n5.2.1 Belastungen durch Asphaltierung oder Wartung/Betankung der\r\nBaumaschinen sind zu vermeiden 11\r\n5.2.2 Tiefengründung nur aus Materialien ohne Gefahrstoffe; keine reliefbedingten\r\nVeränderungen der Erdoberfläche 11\r\n5.2.3 Beeinträchtigung der Regenaufnahmefähigkeit und Durchlüftung von\r\nBöden auf das absolut notwendige Maß reduzieren 11\r\n5.2.4 Besondere Berücksichtigung bei der Auswahl der Bauteile im Hinblick auf\r\nwassergefährdende Stoffe 12\r\n5.2.5 Ölnutzung in technischen Anlagen unter entsprechenden Auflagen,\r\nUmsetzung Wannenprinzip mit entsprechender Dimensionierung 12\r\n5.2.6 Langfristiges PFAS-Verbot, keine PFAS-Nutzung in technischen Anlagen\r\n(Bestandsanlagenschutz) 13\r\n5.2.7 Keine PFAS-Beschichtung von PV-Modulen (Neuinstallation) 13\r\n5.3 Betriebsbedingte Maßnahmen 13\r\n5.3.1 Vorlage eines Brandschutzkonzeptes und eines Alarmplans 13\r\n5.3.2 Bewirtschaftung der PV-Nutzfläche ohne Pestizid- und Düngemitteleinsatz . 14\r\n5.3.3 Reinigung der PV-Module ausschließlich mit Wasser 15\r\n2 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 3\r\nDie Potenziale zum Ausbau der Erneuerbaren Energien sollen unter Berücksichtigung\r\nder Belange der öffentlichen Wasserversorgung ausgeschöpft werden.\r\nIn Zustimmung dazu empfiehlt der BDEW die Einhaltung folgender Maßnahmen in\r\nWasserschutzgebietszone ΙΙΙ und verweist auf den erhöhten Prüfbedarf im Rahmen\r\nder Ausweisung bzw. Baugenehmigungsverfahren:\r\n2 Zusammenfassung\r\nEinweisung der Baufirmen über die besonderen\r\nAnforderungen\r\nzur Arbeit in WSGZ\r\nBelastungen durch Asphaltierung oder Wartung/\r\nBetankung der Baumaschinen sind zu vermeiden\r\nHydrologische Baubegleitung unter Einbezug der\r\nWasserversorgungsunternehmen\r\n(Bau & Rückbau)\r\nTiefengründung nur aus Materialien ohne Gefahrstoffe;\r\nkeine reliefbedingten\r\nVeränderungen\r\nder Erdoberfläche\r\nBaumaschinen sind zu vermeiden\r\nBeeinträchtigung der Regenaufnahmefähigkeit\r\nund Durchlüft\r\nung von Böden auf\r\ndas absolut notwendige Maß reduzieren\r\nBesondere Berücksichtigung bei der Auswahl der\r\nBauteile\r\nim Hinblick auf wassergefährdende\r\nStoffe\r\nÖlnutzung in technischen Anlagen unter\r\nentsprechenden\r\nAuflagen,\r\nUmsetzung Wannenprinzip\r\nmit entsprechender Dimensionierung\r\nLangfristiges PFAS-Verbot, keine PFAS-Nutzung in\r\ntechnischen Anlagen (Bestandsanlagenschutz)\r\nKeine PFAS-Beschichtung von PV-Modulen (Neuinstallation)\r\nVorlage eines Brandschutzkonzeptes und eines Alarmplans\r\nBewirtschaftung der PV-Nutzfläche ohne\r\nPestizid- und Düngemitteleinsatz\r\nReinigung der PV-Module ausschließlich mit Wasser\r\nPFAS\r\n4 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 5\r\nWasserschutzgebiete dienen dazu die aktuelle und zukünftige\r\nWasserversorgung qualitativ und quantitativ sicherzustellen.\r\nAus diesem Grund unterliegen diese Gebiete einem\r\nbesonderen Schutz. Dieser Schutz zielt unter anderem darauf\r\nab, Risiken zu minimieren, um den Schutz der Trinkwassergewinnung\r\nzu jedem Zeitpunkt sicherzustellen. Die\r\nMöglichkeit der Festlegung von Wasserschutzgebieten ist im\r\nWasserhaushaltsgesetz §51 verankert. Dieser definiert, dass\r\nGewässer vor bestehenden oder künftigen nachteiligen Einwirkungen\r\nzu schützen und jegliche schädlichen Einträge\r\nwie Bodenbestandteile, Dünge- und Pflanzenschutzmittel\r\nzu vermeiden sind.\r\n3 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz, Trinkwasserschutzgebiete – Einführung und Situation\r\nvom 01.12.2012, URL: Trinkwasserschutzgebiete | BMUV\r\nDas Wasserschutzgebiet wird in der Regel in drei Schutzzonen\r\nunterteilt, in Abhängigkeit von der Entfernung zur\r\neigentlichen Trinkwassergewinnungsanlage.3\r\nInsgesamt umfassen die Wasserschutzgebiete 13.8 % der\r\nFläche Deutschlands, wobei die Anteile an der Landesfläche\r\nund ihre Verteilung auf die drei Schutzzonen unter den\r\nBundesländern erheblich auseinanderfallen, z. B. aufgrund\r\nunterschiedlicher geologischer Gegebenheiten.\r\nZone Ι (Fassungsbereich) dient dem Schutz der Trinkwassergewinnungsanlage\r\nund der unmittelbaren Umgebung\r\nvor jeglichen Verunreinigungen/Beeinträchtigungen. Sie\r\numfasst mindestens 10 m. Nur Tätigkeiten zur Aufrechterhaltung\r\nder Wassergewinnung sind dort zulässig. Sie ist die\r\nkleinste der drei Schutzzonen.\r\nZone ΙΙ (Engere Schutzzone) dient vor allem dem Schutz\r\nvor pathogenen Mikroorganismen, die der Trinkwassergewinnungsanlage\r\nSchaden zufügen können, aber auch dem\r\nSchutz vor Beeinträchtigungen aufgrund geringer Fließdauer.\r\nSie beginnt bei der Grenze von Zone Ι bis zu einer\r\nGrenze, zu der das Grundwasser eine 50-tägige Fließdauer\r\neinhält, bis es auf die Trinkwassergewinnungsanlage trifft.\r\nZone ΙΙΙ (Weitere Schutzzone) dient dem Schutz vor weitreichenden\r\nBeeinträchtigungen, wie z. B. schwer abbaubaren\r\nchemischen oder radioaktiven Verbindungen. Sie umgibt\r\ndie Zone ΙΙ und reicht bis zum unterirdischen Einzugsgebiet\r\nder Fassungsanlage.\r\nFür den Bau von PV-Freiflächenanlagen gibt der Bundesverband\r\nder Energie- und Wasserwirtschaft e.V. folgende\r\nEmpfehlungen:\r\n3 Grundsätzliche Festlegungen\r\nzur Nutzung der Wasserschutzgebietszonen\r\n(WSGZ) Abbildung 1: Karte der Wasserschutzgebiete\r\nin der Bundesrepublik Deutschland. Quelle: BfG/LAWA\r\nWasserkörper für die Entnahme von\r\nWasser für den menschlichen Gebrauch\r\nnach Art. 7 EG-WRRL\r\nOberflächenwasserkörper mit\r\nTrinkwasserentnahme\r\nTiefe Grundwasserkörper mit\r\nTrinkwasserentnahme\r\nGrundwasserkörper und -gruppen in\r\nHauptgrundwasserleitern mit\r\nTrinkwasserentnahme\r\nTrinkwasserschutzgebiet\r\n0 40 80 160 km\r\nBackground Data:\r\nAusdruck vom: 08.04.2025\r\nKartentitel\r\n© WasserBLIcK / Bundesanstalt für Gewässerkunde (BfG)\r\nFachdaten: Zuständige Behörden der Länder (WFD Report 2022, 14.04.2022)\r\n±\r\nΙ\r\nΙ Ι\r\nΙ Ι Ι\r\n6 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 7\r\n4 Varianten von\r\nPhotovoltaik-Anlagen\r\nUm die Potenziale zum Ausbau der Erneuerbaren Energien auszuschöpfen, beschränkt sich der Ausbau der Erneuerbaren Energien nicht nur auf eine Variante der PV-Anlagen. Die Wasserwirtschaft im BDEW plädiert daher für die Verwendung jeglicher PV-Anlagen, soweit die festgelegten wasserwirtschaftlichen Rahmenbedingungen zum Erhalt der öffentlichen Trinkwasserversorgung eingehalten werden. Die unterschiedlichen PV-Modul Varianten eine effiziente Landnutzung und nachhaltige Energieproduktion gewährleisten.\r\nIm Folgenden werden die PV-Anlagen spezifiziert und Besonderheiten der verschiedenen PV-Varianten erläutert.\r\nVorab ist festzuhalten, dass besondere Solaranlagen eine effiziente Doppelnutzung von Flächen ermöglichen und nicht nur der Energieerzeugung dienen wie die PV-Freiflächenanlagen. Zu den besonderen PV-Anlagen zählen: Agri-PV, Floating-PV, Moor-PV und Parkplatz-PV. Die besonderen PV-Anlagen stärken neben der Flächendoppelnutzung auch Ökosystemleistungen durch naturschutzrelevante Vorgaben und diversifizieren die Einkommensquelle. Zusätzlich schützen besondere PV-Anlagen die darunter liegenden Flächen und sorgen für weniger Verdunstung, was zu einem günstigeren Mikroklima führt.\r\nPV-Freiflächenanlage\r\nPV-FFA ist eine ebenerdige PV-Anlage auf einer Freifläche, die der reinen Energiegewinnung dient und damit keine Doppelnutzungsabsicht mitbringt. Sie wird nicht auf Gebäuden oder an Fassaden errichtet.\r\nAgri-PV\r\nAgri-PV-Anlagen können nur auf landwirtschaftlicher Fläche errichtet werden sowohl in horizontaler als auch vertikaler Bauweise. Sie werden teilweise auch zum Schutz der Pflanzen vor klimatischen Ereignissen installiert.\r\nFloating-PV\r\nFloating-PV-Module dürfen ausschließlich auf künstlichen Gewässern im Sinne des § 3 Nr. 4 WHG installiert werden oder ein erheblich verändertes Gewässer im Sinne § 3 Nr. 5 WHG, die nicht der öffentlichen Trinkwasserversorgung dienen.\r\nMoor-PV\r\nMoor-PV-Anlagen dürfen nur mit der Maßgabe errichtet werden Moore wieder zu vernässen und zu renaturieren.\r\nParkplatz-PV\r\nÜber den Parkplatzflächen werden hoch aufgeständerte PV-Module installiert. Dadurch kommt es zu einer effektiven Doppelnutzung von Parken und Energieerzeugung, die gleichzeitig Schatten spendet und Wärmeinseleffekten entgegenwirkt.\r\nWSGZ Ι Ι Ι\r\n›\r\nEinweisung der Baufirmen über die besonderen Anforderungen zur Arbeit in WSGZ\r\n›\r\nhydrologische Baubegleitung und Einbezug der Wasserversorgungsunternehmen\r\n(Bau & Rückbau)\r\n›\r\nBelastung durch Asphaltierung oder Wartung/Betankung der Baumaschinen\r\nsind zu vermeiden\r\n›\r\nTiefengründung nur aus Materialien ohne Gefahrstoffe; keine reliefbedingten Veränderungen\r\nder Erdoberfläche\r\n›\r\nBeeinträchtigung der Regenaufnahmefähigkeit und Durchlüftung von Böden auf das\r\nabsolut notwendige Maß reduzieren\r\n›\r\nbesondere Berücksichtigung bei der Auswahl der Bauteile im Hinblick\r\nauf wassergefährdende Stoffe\r\n›\r\nÖlnutzung in technischen Anlagen unter entsprechenden Auflagen,\r\nUmsetzung Wannenprinzip mit entsprechender Dimensionierung\r\n›\r\nlangfristiges PFAS-Verbot, keine PFAS-Nutzung in technischen Anlagen (Bestandsanlagenschutz)\r\n›\r\nkeine PFAS-Beschichtung von PV-Modulen (Neuinstallation)\r\n›\r\nVorlage eines Brandschutzkonzeptes\r\n›\r\nBewirtschaftung der PV-Nutzfläche ohne Pestizid- und Düngemitteleinsatz\r\n›\r\nReinigung der PV-Module ausschließlich mit Wasser\r\nWSGZ Ι\r\n›\r\nPV-Anlagen nur auf Dächern (verschärfte Brandschutzanforderungen an elektrotechnische Anlagen\r\nWSGZ Ι Ι\r\n›\r\nkeine Beeinträchtigung der Grundwasserleiter\r\n›\r\nAbstand zu Trinkwasserbrunnen in Absprache der Lage und örtlichen Situation gemäß jeweiligem Schutzgebiet mit dem WVU\r\n›\r\nentsprechende Anforderungen wie in WSGZ ΙΙΙ\r\nΙ\r\nΙ Ι\r\nΙ Ι Ι\r\n8 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 9\r\nIn diesem Kapitel gibt der BDEW-Empfehlungen für den\r\ngrundwasserverträglichen Ausbau von PV-Freiflächenanlagen\r\nin den Wasserschutzgebietszonen ΙΙ und ΙΙΙ. Zudem\r\nist hervorzuheben, dass im Regelfall der Bau der Anlagen in\r\neinem kurzen begrenzenten Zeitraum potenzielle Auswirkungen\r\nauf das Wasserschutzgebiet haben kann, während\r\nim Betrieb der Anlage eine Beeinträchtigung nahezu ausgeschlossen\r\nwerden kann. Lediglich im Falle eines unvorhergesehenen\r\nFalls (Havarie, Brandereignis, o.ä.) können\r\nUmweltauswirkungen auftreten. Durch die vorgeschlagenen\r\nVorsorge-, Vermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen\r\nkönnen diese Fälle weitestgehend ausgeschlossen werden.\r\nAußerdem ist festzuhalten, dass der Betrieb von PV-Freiflächenanlagen\r\nsogar positive Effekte für WSG haben kann,\r\nwenn die Böden aus der intensiven Landbewirtschaftung\r\nherausgenommen werden. Auf den Flächen der PV-Anlagen\r\nsollten i. d. R. keine Pestizide und Düngemittel eingesetzt\r\nwerden. Dadurch kommt es zu einer Wiederherstellung\r\noder Verbesserung von Bodenfunktionen. Darüber\r\nhinaus können verschiedene Lebensräume entstehen, die\r\nzur Erhöhung der Biodiversität in der Landschaft beitragen.\r\nIn Abhängigkeit von der ursprünglichen Bewirtschaftung\r\nder überplanten Flächen können positive Effekte für die\r\nWasserschutzgebiete\r\nentstehen.\r\n5.1 Bauzeitliche Vermeidungs-\r\nund Verminderungsmaßnahmen\r\n5.1.1 Einweisung der Baufirmen\r\nüber die besonderen\r\nAnforderungen\r\nzur Arbeit in WSGZ\r\nVor Beginn der Arbeiten sind die Mitarbeitenden aller Baufirmen\r\nüber die besonderen Anforderungen der Arbeiten in\r\nWasserschutzgebietszonen einzuweisen. Hierzu gehört die\r\nInformation über die besondere Schutzbedürftigkeit der\r\nWasserschutzgebietszonen (Trinkwasserressourcen), die\r\nbesondere Maßnahmen erforderlich macht. Jene werden\r\nunter den weiteren Punkten spezifiziert.\r\n5.1.2 Hydrologische Baubegleitung\r\nunter Einbezug der Wasserversorgungsunternehmen\r\n(Bau & Rückbau)\r\nFür den Ausbau von PV-Freiflächenanlagen sind in den jeweiligen\r\nWasserschutzgebieten die den Trinkwasserquellen\r\nangehörigen Wasserversorgungsunternehmen an der Planung\r\nund den Bau mitzubeteiligen. Die Wasserversorgungsunternehmen\r\nkennen die Grundwasserleitersituationen und\r\ngeologischen Gegebenheiten ihrer Trinkwasserquellen. Aus\r\ndiesem Grund sind die verschiedensten Wissensquellen für\r\neinen optimalen Ausbau zu vereinen. Bei der späteren Bauausführung\r\nsollte die Baubegleitung vor Ort die Umsetzung\r\nder Gewässerschutzmaßnahmen überwachen.\r\nEbenso sind in einem Havariefall die örtlichen Wasserversorgungsunternehmen\r\nzu verständigen und miteinzubeziehen.\r\nAndernfalls verzögert dies auch möglicherweise kurzfristige\r\nAbsprachen im Havariefall, was letztendlich zu Lasten der\r\nQualität und Quantität der Trinkwasseranlage gehen kann.\r\nDem Verursacherprinzip entsprechend ist das Unternehmen,\r\ndas für Planung und den Bau der PV-Anlage/n in Wasserschutzgebietszonen\r\nzuständig war, auch über den Betrieb\r\nder Anlage für den Abbau und die Wiederherstellung der\r\nFläche sowie für die Kostenübernahme verantwortlich. Der\r\nRückbau der Anlage ist rückstandfrei zu gewährleisten. Die\r\nAnforderungen werden zum Zeitpunkt des Rückbaus (nach\r\nca. 30 Jahren Nutzung) gem. der dann gültigen technischen\r\nRegeln und Normen durchgeführt\r\n5.2 Anlagenbezogene\r\nVermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen\r\n5.2.1 Belastungen durch Asphaltierung\r\noder Wartung/Betankung der\r\nBaumaschinen sind zu vermeiden\r\nWährend der Bauphase sind Asphaltierungen und Wartungen\r\nsowie Betankungen von Baumaschinen möglichst zu vermeiden\r\noder mit hohen Schutzanforderungen umzusetzen. Dar-\r\n4 Europäische Kommission Vertretung in Deutschland, Geplante EU-Richtlinie zum Bodenschutz: Öffentliche Konsultation gestartet 2022, URL:\r\nGeplante EU-Richtlinie zum Bodenschutz | Vertretung in Deutschland Europäische Kommission\r\n5 BDEW, Stellungnahme zum Legislativvorschlag für eine Richtlinie zur Bodenüberwachung- und Resilienz (COM(2023) 416 final) 2023, URL: Zum\r\nLegislativvorschlag für eine Richtlinie zur Bodenüberwachung- und Resilienz | BDEW\r\nüber hinaus sind die eingesetzten Baufahrzeuge regelmäßig\r\nauf Tropfverluste zu überprüfen.\r\n5.2.2 Tiefengründung nur aus\r\nMaterialien ohne Gefahrstoffe; keine\r\nreliefbedingten Veränderungen der\r\nErdoberfläche\r\nDie für den Ausbau der Erneuerbaren Energie erforderliche\r\nTiefengründung zur Installation der Ständer für die PV-Freiflächenanlagen\r\nwird an mögliches anstehendes Wasser angepasst.\r\nDie Festlegung der Gründungstiefen erfolgt gemäß\r\nBaugrundgutachten und ist standortbezogen anzupassen.\r\nAus Gründen des allgemeinen Grundwasserschutzes wird\r\nempfohlen, dass verzinkte oder magnelisbeschichtete Materialen\r\nnicht in die gesättigte Bodenzone oder Grundwasserschwankungsbereich\r\neinzubringen sind. Das verhindert,\r\ndass Zink in Lösung gehen kann und somit das Grundwasser\r\ngefährdet wird. In der gesättigten Bodenzone bzw. unterhalb\r\ndes höchstens Grundwasserspiegels sind unbeschichtetete\r\nStahlprofile oder auch Kunstoffvarianten zu verwenden.\r\n5.2.3 Beeinträchtigung der Regenaufnahmefähigkeit\r\nund Durchlüftung\r\nvon Böden auf das absolut\r\nnotwendige Maß reduzieren\r\nMomentan befinden sich 70 Prozent der Böden in der EU\r\nin keinem guten Zustand.4 Aus diesem Grund veröffentlichte\r\ndie Europäische Kommission am 05. Juli 2023 ihren\r\nLegislativvorschlag für eine erste Richtlinie zur Bodenüberwachung\r\nund -Resilienz. In Kohärenz zum Null-Schadstoff-\r\nZiel soll sichergestellt werden, dass sich bis 2050 alle Böden\r\nin der EU in einem gesunden Zustand befinden. Diesen\r\nLegislativvorschlag\r\nunterstützt der BDEW.5\r\nFür den Ausbau von PV-Freiflächenanlagen in Wasserschutzgebieten\r\nergibt sich, dass beim Bau der Anlagen auf eine\r\ngleichmäßige Regenaufnahmefähigkeit zu achten ist. Das\r\nbedeutet, dass es aufgrund der Anordnung der Anlage zu\r\nkeinen Trockenstellen sowie permanenten durchnässten\r\nBodenstellen kommen soll. Daher empfiehlt der BDEW eine\r\nbesondere Beachtung der Versickerungssituation bei der\r\nBelegungsplanung. Durch die dauerhafte Begrünung der\r\n5 Wesentliche technische\r\nAspekte zum Einsatz von\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\n10 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 11\r\n5.2.6 Langfristiges PFAS-Verbot, keine\r\nPFAS-Nutzung in technischen Anlagen\r\n(Bestandsanlagenschutz)\r\nPer- und polyfluorierte Alkylsubstanzen (PFAS) enthalten\r\nKohlenstoff-Fluorbindungen, diese Bindungen weisen eine\r\nBindungsenthalpie von 485 kJ/mol6 auf und bilden damit\r\ndie stärkste Einfachbindung. Das bedeutet, dass diese Bindungen\r\nnur unter enormer Energiezufuhr gespalten werden\r\nkann. Aus diesem Grund gehören diese Substanzen zu den\r\nEwigkeitschemikalien und belasten wegen der schweren\r\nAbbaubarkeit unsere Umwelt.\r\nZur effektiven Verringerung der Gesamt-Exposition von PFAS\r\nfür den Menschen muss insgesamt die ubiquitäre PFAS-Belastung\r\nder Umwelt verringert bzw. vermieden werden. Deshalb\r\nist ein umfassendes Verbot von PFAS die richtige Strategie.\r\nDas betrifft auch den Ausbau der Erneuerbaren Energien in\r\nWasserschutzgebieten.\r\nDie BDEW-Stellungnahme7 vom 28.07.2024 führt Details\r\nzum Beschränkungsvorschlag aus. Solange für Anlagen\r\nund Nebenanlagen der Erneuerbaren Energien keine\r\nPFAS-freien Alternativen zu vertretbaren Kosten verfügbar\r\nsind, muss eine Verwendung von Produkten mit PFAS im\r\nRahmen geeigneter Übergangsregelungen möglich bleiben.\r\nAndernfalls würden sich zahlreiche Projekte deutlich verzögern,\r\nwas die Energiewende nachhaltig gefährden würde.\r\nAuch die Versorgungssicherheit darf zu keinem Zeitpunkt\r\ngefährdet werden. Aus Sicht des BDEW braucht es daher\r\ninsgesamt eine pragmatische Lösung, welche sowohl die Erreichung\r\nder Klimaziele und der Energiewende sicherstellt\r\nals auch die Schutzwürdigkeit der Trinkwasserressourcen\r\nwiderspiegelt. Dafür müssen folgende Grundsätze gelten:\r\nFür Anwendungsprodukte muss eine angemessene Übergangsfrist\r\nfestgelegt werden. Wenn gleichwertige Alternativstoffe\r\nzu PFAS bekannt und einsetzbar sind, sind diese als\r\ntechnischer Best-Practice-Standard anzusehen und entsprechend\r\nden ECHA-Regelungen nach einer Übergangsfrist von\r\n6.5 Jahren anzuwenden.\r\nEine Vielzahl an Stoffen, die bei der Errichtung von PV-Anlagen\r\nmit verbaut werden, enthalten heute ebenfalls PFAS,\r\nwie z.B. Kabel oder Dichtungen. Für die meisten Produkte\r\nsind noch keine PFAS-freien Alternativen verfügbar. Heute ist\r\nnicht absehbar, wie schnell diese entwickelt werden können.\r\nVor dem Hintergrund der hohen Bedeutung dieser Stoffe ist\r\neine Übergangsfrist von 13.5 Jahren entsprechend den von\r\n6 L. Kolditz, Sitzung der Leibniz-Sozietät 1995, 7, 5−23, URL: Sitzungsbericht der Leibniz-Sozietät, Jahrgang 1995, Band 7 | Leibniz-Sozietät Berlin\r\n7 BDEW, Stellungnahme zum Beschränkungsvorschlag von Per- und polyfluorierten Alkylsubstanzen (PFAS) 2023, URL: Zum Beschränkungsvorschlag\r\nvon PFAS | BDEW\r\nder ECHA vorgeschlagenen Fristen festzulegen. Es besteht das\r\ngemeinsame Verständnis, dass in der Praxis angestrebt wird,\r\nPFAS-freie Materialien in WSGZ zu nutzen. Gerade in den nach\r\n§51 des WHG geschützten Gebieten hätte der PFAS-Eintrag\r\nnicht abschätzbare Folgen für unsere Trinkwasserversorgung.\r\nBereits in Betrieb genommene Anlagen, die PFAS enthalten,\r\ngenießen zudem einen Bestandsschutz. Eine vorzeitige/\r\nverfrühte Erneuerung von Bestandsanlagen wäre volkswirtschaftlich\r\nnicht zielführend und auch logistisch nicht bis\r\nzum Inkrafttreten von Verboten bis voraussichtlich Mitte\r\n2026 umsetzbar. Beispielsweise sind für die Umstellung auf\r\nPFAS-freie Alternativen massive bauliche Maßnahmen notwendig\r\nund/oder die bereits vorhandene Netzinfrastruktur\r\nmit signifikanten Eingriffen verbunden. Dies führt zwangsläufig\r\nzu einem starken Einwirken auf den Untergrund und\r\nkann zu Beeinträchtigungen der Grundwasserleiter führen.\r\nAus diesem Grund sollte das Verbot erst bei einer wesentlichen\r\nÄnderung der Bestandanlage greifen.\r\nPFAS 5.2.7 Keine PFAS-Beschichtung von\r\nPV-Modulen (Neuinstallation)\r\nEs besteht das gemeinsame Verständnis, dass beim Bau\r\nvon PV-Neuanlagen keine Module mit PFAS-Beschichtung\r\nverwendet werden dürfen. Ungefähr 20 % der derzeit produzierten\r\nPhotovoltaikmodule enthalten Polyvinylidenflourid\r\n(PVDF) als Polymerrückseitenfolie. Dies kann den PFAS zugeordnet\r\nwerden. Ebenfalls kann bei glaslosen Modulen das\r\nauf der Vorderseite verwendete Kunststoffmaterial PFAS\r\nenthalten. Der überwiegende Teil der Photovoltaikmodule\r\nwird bereits PFAS-frei produziert.\r\n5.3 Betriebsbedingte\r\nMaßnahmen\r\n5.3.1 Vorlage eines Brandschutz-\r\nkonzeptes und eines Alarmplans\r\nFür den Bau von PV-Freiflächenanlagen ist die Vorlage eines\r\nBrandschutzkonzeptes verpflichtend. Das BrandschutzAnlagen\r\nsowie der Anpassung des Pflegeregimes kann eine\r\noptimale Verteilung und eine flächenhafte Versickerung des\r\nanfallenden Regenwassers erreicht werden. Damit wird Bildung\r\nvon offenen Wasserflächen vorgebeugt und eine optimale\r\nBelüftung der Böden ermöglicht.\r\nZur Minderung der Beeinträchtigungen durch Versiegelung\r\nempfiehlt der BDEW, Zufahrten und Wege mit wasserdurchlässigen\r\nBelägen zu befestigen.\r\nDas auf den Photovoltaikmodultischen und den baulichen\r\nAnlagen für die technische Infrastruktur anfallende Niederschlagswasser\r\nist zur Anreicherung des Grundwassers auf\r\nden Grundstücken breitflächig über die belebte Bodenzone\r\nzur Versickerung zu bringen.\r\n5.2.4 Besondere Berücksichtigung bei\r\nder Auswahl der Bauteile im Hinblick\r\nauf wassergefährdende Stoffe\r\nUm nachteilige Veränderungen der Wasserschutzzonen\r\nauszuschließen, ist auf die Verwendung von wassergefährdenden\r\nStoffen entsprechend der Verordnung über Anlagen\r\nzum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) soweit\r\nmöglich zu verzichten. Die Auswahl der Baustoffe hängt\r\nauch entscheidend vom Grundwasserspiegel ab.\r\nDie für die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen eingesetzten\r\nBaustoffe enthalten in der Regel keine wassergefährdenden\r\nStoffe. Lediglich bei der Auswahl der für die Modultische\r\neingesetzten Pfosten ist darauf zu achten, dass eine\r\nAuswaschung von Stoffen auf ein Mindestmaß reduziert\r\nwird (siehe Punkt 5.2.2). In der gesättigten Bodenzone bzw.\r\nunterhalb des höchstens Grundwasserspiegels sind unbeschichtetete\r\nStahlprofile oder auch Kunstoffvarianten zu\r\nverwenden. Bei der Auswahl der Module sind unbeschichtete\r\nGlasoberflächen zu nutzen, die im Markt bereits ausreichend\r\nzur Verfügung stehen. Es besteht das gemeinsame\r\nVerständnis zukünftig Elemente zu nutzen, die nicht zu einer\r\nAuswaschung von wassergefährdenden Stoffen führen.\r\nDie zugehörigen Betriebsflächen, dürfen nur mit schadstofffreien\r\nNaturschotter hergestellt werden.\r\n5.2.5 Ölnutzung in technischen\r\nAnlagen unter entsprechenden\r\nAuflagen, Umsetzung Wannenprinzip\r\nmit entsprechender Dimensionierung\r\nUm die Qualität und Quantität der Trinkwasserquelle sicherzustellen,\r\nist die Verwendung von Ölen (z. B. in den Trafos)\r\nauf ein Minimum zu reduzieren. Das bedeutet, dass im Regelfall\r\nauf ölfreie technischen Alternativen zurückzugreifen\r\nist. Darüber hinaus ist auf die Verwendung von fluorhaltigen\r\nSubstanzen (PFAS) zu verzichten.\r\nSollte die Inbetriebnahme der PV-Freiflächenanlagen nur unter\r\nÖlnutzung (auch biologisch abbaubare Öle) zu realisieren\r\nsein, so ist zum Schutz der Trinkwasserquelle – insbesondere\r\nin der Schutzzone ΙΙ - eine ausreichend dimensionierte Ölwanne\r\nunter das entsprechende Bauteil (z. B. Trafohäuschen)\r\nzu verbauen. Die ausreichende Dimensionierung muss mindestens\r\ndas Fassungsvolumen der in der Maschine befindlichen\r\nFlüssigkeiten abdecken.\r\nAbbildung 2: Wannenunterbau mit ausreichender Dimensionierung.\r\nQuelle: Juwi\r\nAußerdem ist zu berücksichtigen, dass im Falle einer Havarie\r\nauch unter Hinzukommen eines Starkregenereignisses das\r\nFassungsvolumen der Wanne kein Auslaufen der darin befindlichen\r\nFlüssigkeiten zulässt. Darüber hinaus müssen\r\nÖlbindemittel und geschlossene Container zur Sicherung\r\nvon eventuell kontaminiertem Boden vorgehalten werden.\r\nDie Anforderungen zum Schutz vor Austreten von wassergefährdenden\r\nStoffen wird dann im notwendigen Bebauungsplan\r\noder Baugenehmigung geregelt und ist bereits heute\r\nStandard.\r\nÖlwanne/Keller\r\n12 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 13\r\nkonzept ist daher zwingend mit der örtlichen Feuerwehr abzustimmen.\r\nPFAS-Löschmittel sind extrem beständig und haben bereits zu Sperrungen von Trinkwasserbrunnen geführt.8 Die AFFF-Löschschäume (aqueous film-forming foams)9 sickern zuerst in den Boden und dann über die Zeit in das Grundwasser. Die Dekontamination ist zum einen nicht nur aufwendig, sondern vor allem kann sie durch die verschiedenen\r\n8 Umweltbundesamt, Poly- und perfluorierte Alkylsubstanzen in Feuerlöschmitteln – ein Problem für Mensch und Umwelt, URL: PFAS in Feuerlöschmitteln | Umweltbundesamt\r\n9 E. F. Houtz, C. P. Higgins, J. A. Field, D.L. Sedlak, Environmental Science & Technology 2013, 47, 15, 8187-8195, DOI: 10.1021/es4018877.\r\nStrömungen nicht begrenzt werden und endet in einem nicht kontrollierbaren Ausmaß. Aus diesem Grund ist im Brandschutzkonzept ausschließlich die Verwendung von PFAS-freien Löschmitteln erlaubt. In der Regel wird beim Brand einer PV-Anlage keine direkte Löschung vorgenommen. Ziel der Brandbekämpfung ist es ein Übergreifen der Brandes auf andere Schutzgüter zu verhindern. Falls der Brand auf umliegende Flächen übergreift, wird dort immer mit Wasser gelöscht.\r\nAbbildung 3: Feuerwehrplan eines Solarparks. Quelle: Juwi\r\nFSDFSD20,0020,00Koordinate Parkeinfahrt (ETRS89):Ostwert:434340mNordwert:5489369mGeografisch (WGS 84):Länge: O 8,09220°Breite: N 49,55336°Koordinate Parkeinfahrt (ETRS89):Ostwert:434364mNordwert:5489264mGeografisch (WGS 84):Länge: O 8,09254°Breite: N 49,55241°TransformatorTransformatorZuwegung,dauerhaftnicht befahrbareFlächenbesondererGefahrenbereichWarnung - gefährlicheelektrische SpannungPhotovoltaik BereichFSDSchlüsseltresorDateiname: EiSelt_Feuerwehr.dwgA3 -\r\n(\r\n420 x\r\n297 )mmProjektphase:BetriebsphaseLegende:Bemerkung:Vertraulichkeit der Daten!Die dargestellten Daten und Informationen dieser Zeichnung sind mithöchster Sorgfalt und Vertraulichkeit zu behandeln und dürfen Drittenohne schriftliche Einverständniserklärung des Urhebers nichtzugänglich gemacht werden.Bauvorhaben:SolarparkMaßstab:1:2500Plansatz Feuerwehr beinhaltet:Übersichtsplan:Projekt_Feuerwehr_SolarparkÜbersichtsplan:Projekt_Feuerwehr_Anfahrt SolarparkDetailplan:Projekt_Feuerwehr_Detailplan ZufahrtstorePlannummer:1 von 1Planung:Stand von:23.08.2023Planbezeichnung:ÜbersichtsplanSolarparkAdresse:SolarparkFeuerwehrzufahrtZaunAnfahrpunkt fürRettungsfahrzeugeNUMMERHaupttorAnfahrtswegGenehmigungsfeld:Brandschutztechnisch geprüft und zugestimmtBrandschutzdienststelle DonnersbergkreisKirchheimbolanden, den 17.08.2023Genehmigungsnummer: 2023.08.67304.1.01.3.34\r\nNeben der Erstellung eines Brandschutzkonzeptes wird bereits für den Bau der Anlage ein Alarmplan aufgestellt. Dieser dient dazu im Falle eines Brandes oder einer Havarie die notwendigen Schritte festzulegen und die jeweiligen Ansprechpartner zu benennen (Informationskette). Der Alarmplan enthält auch die Hinweise auf die spezifischen Anforderungen, die sich durch die Lage im Wasserschutzgebiet ergeben. Eine Einweisung der beteiligten Baufirmen und der Feuerwehr erfolgt vor Baustart bzw. zur Inbetriebnahme der Anlage. 5.3.2 Bewirtschaft ung der PV-\r\nNutzfläche ohne Pestizid- und\r\nDüngemitteleinsatz\r\nDie Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) regelt das Vorgehen zu Jauche, Gülle- und Silagesickersaftanlagen (JGS-Anlagen).\r\nUm ungewollte Stoffeinträge in den Boden im Wasserschutzgebiet zu vermeiden, wird ein biodiversitätsoptimiertes Pflegekonzept angewandt: Ab Juni erfolgt eine maximal zweischürige Mahd, zudem wird auf den Einsatz von Düngemitteln und Pestiziden verzichtet. Zudem wird auf Pflegeschnitte in der Brutzeit verzichtet.\r\nBei der Pflege der Grünflächen werden keine Herbizide oder Pestizide eingesetzt. 5.3.3 Reinigung der PV-Module\r\nausschließlich mit Wasser\r\nDie PV-Module der PV-Freiflächenanlage sind ausschließlich mit Wasser zu säubern.\r\n14 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 15\r\nHerausgeber\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nAnsprechpartnerinnen\r\nGeschäftsbereich Wasser und Abwasser\r\nDr. Angelique Ladwig\r\nTelefonnummer: +49 30 300199-1214\r\nangelique.ladwig@bdew.de\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nTelefonnummer: +49 30 300199-1310\r\nruth.brand-schock@bdew.de\r\nStand: 03/2025\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 14. Mai 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nzum Referentenentwurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes\r\nSeite 2 von 25\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung: Anlass und Motivation ...................................................................... 3\r\n2 Investitionsrisiko Wasserstoffumstieg - zu § 6 KraftAusG-E: Vorgaben zum\r\nBetrieb der Anlagen ........................................................................................... 6\r\n2.1 BDEW-Vorschlag für Ausnahmeregelungen in § 6 KraftAusG-E ................................ 8\r\n2.1.1 Investitionsrisiko: Mengenverfügbarkeit ................................................................... 8\r\n2.1.2 Investitionsrisiko: Technologieverfügbarkeit ............................................................ 9\r\n2.1.3 Rechtsfolge für beide Investitionsrisiken ................................................................ 11\r\n3 Technische Anforderungen - zu § 7 i.V.m. Anlage 1 KraftAusG-E ........................ 13\r\n3.1 SDL-Anforderungen nach § 7 i.V.m. Anlage 1 KraftAusG-E ..................................... 14\r\n3.1.1 BDEW-Lösungsvorschlag: Bonus für die Errichtung von Momentanreserve-\r\nPotenzialen .............................................................................................................. 16\r\n3.1.2 BDEW-Alternativvorschlag: Verpflichtung zur Teilnahme am\r\nMomentanreservemarkt.......................................................................................... 19\r\n3.2 RoCoF-Anforderungen: ............................................................................................ 23\r\n4 Regionale Steuerung - Zu § 20 KraftAusG .......................................................... 24\r\nSeite 3 von 25\r\n1 Einleitung: Anlass und Motivation\r\nDie geplanten Ausschreibungen für neue Kraftwerkskapazitäten über das Kraftwerkssicherheitsgesetz\r\n(KWSG) stehen unter erheblichem Zeitdruck. Obwohl sie bereits seit über zwei\r\nJahren angekündigt sind, müssen sie nach Abschluss des nationalen Gesetzgebungsverfahrens\r\nnoch von der Europäischen Kommission offiziell genehmigt werden. Um die dringend benötigten\r\nInvestitionen in gesicherte Leistung anzustoßen, ist es essenziell, dass der Prozess nun zügig\r\nvoranschreitet und zum Abschluss gebracht wird.\r\nWir beziehen uns auf den noch vom BMWK im Dezember 2024 vorgelegten Referentenentwurf.\r\nZwar ist dieser mit dem geplanten Ausschreibungsdesign der zwei Säulen noch nicht in\r\njeder Hinsicht optimal ausgestaltet. Jedoch sollten aufgrund des engen Zeitrahmens grundlegende\r\nÄnderungen vermieden werden, da sie den Ausschreibungsstart weiter verzögern\r\nkönnten. Da die zweite Säule einen deutlich verlässlicheren Investitionsrahmen mit weniger\r\nnicht beeinflussbaren Unwägbarkeiten bietet als die erste Säule und schnell umgesetzt werden\r\nkann, sollte sie fokussiert werden.\r\nEin zentrales Schlüsselelement für den Erfolg sowie einen wirksamen Wettbewerb in den geplanten\r\nAusschreibungen ist es zudem gemeinsam mit der EU-Kommission zu klären, in welchem\r\nUmfang Ausschreibungsmengen von der ersten in die zweite Säule übertragen werden\r\nkönnen. Eine Verschiebung von Ausschreibungsmengen in Säule 2 kann zusätzliche Investitionsentscheidungen\r\nund somit mehr Gigawatt anreizen.\r\nAus Sicht des BDEW sollte außerdem für den Fall, dass in der ersten Säule ausgeschriebene\r\nMengen nicht vollständig bezuschlagt werden, geprüft werden, inwieweit diese nicht vergebenen\r\nMengen auf die zweite Säule übertragen und dort im Rahmen der nächsten Ausschreibungsrunde\r\nzusätzlich berücksichtigt werden können. Zudem ist zu erwägen, die Ausschreibungen\r\nder zweiten Säule zeitlich vorzuziehen, falls sich der Ausschreibungsstart infolge der in\r\ndiesem Papier vorgeschlagenen Anpassungen, etwa durch erforderliche Abstimmungen zur\r\nersten Säule mit der Europäischen Kommission, erheblich verzögern, sollte. Dadurch können\r\ndringend benötigte Investitionsanreize zeitnah gesetzt werden.\r\nUm der Notwendigkeit der schnellen Umsetzung Nachdruck zu verleihen, bringt der BDEW\r\nsich mit diesem Positionspapier proaktiv und mit den erforderlichen Änderungen am noch\r\nvom BMWK im Jahr 2024 erarbeiteten Referentenentwurf (RefE) ein. Der Fokus dieses Positionspapiers\r\nliegt dabei insbesondere auf der ersten Säule, da dort im RefE hohe Investitionsrisiken\r\nbestehen, die von den Kraftwerksbetreibern nicht unmittelbar beeinflusst werden können.\r\nTrotz dieser Herausforderungen bieten die vorgeschlagenen Änderungen in diesem\r\nSeite 4 von 25\r\nPositionspapier pragmatische Lösungen, um schnell die notwendigen Investitionsanreize setzen\r\nzu können und eine erfolgreiche Umsetzung des KWSG zu ermöglichen.\r\nDabei ist zu betonen, dass das Konzept auf intensiver Prüfung mit und zahlreichen Kompromissen\r\nzwischen den Marktteilnehmern beruht, aber einen gangbaren Weg darstellt, um kurzfristig\r\ndie dringend benötigten Erzeugungskapazitäten in den Markt zu bringen. Gleichzeitig\r\nmuss ein Kapazitätsmarkt ausgearbeitet und perspektivisch eingeführt werden, um langfristig\r\nVersorgungssicherheit zu gewährleisten. Denn es sind weitere Investitionen in gesicherte Leistung\r\nerforderlich, um den steigenden Herausforderungen der Energiewende in Bezug auf Versorgungs-\r\nund Systemsicherheit gerecht zu werden.\r\nGrundsätzlich ist es wichtig, zügig mit den Ausschreibungen zu beginnen.\r\nIn der zweiten Säule schlägt der BDEW eine Festlegung nach § 28 Abs. 13b) KraftAusG-E auf\r\ndas Ende fossiler Emissionen für das Jahr 2045 vor.\r\n„b) ab dem 1. Januar 2045 die Klimaneutralität der Stromerzeugung erreicht wird.“\r\nDies gewährleistet, dass die Anlagen in ein zukunftsfähiges Energiesystem integriert werden\r\nkönnen. Die Wahl der Dekarbonisierungstechnologie verbleibt bei den Kraftwerksbetreibern\r\nauf Basis des EU-Emissionshandels. Durch eine größere Flexibilität in der Mengenverteilung\r\nzwischen den beiden Säulen könnten die Marktmechanismen besser genutzt und die gesicherte\r\nLeistung auf eine wirtschaftlich tragfähige Basis gestellt werden.\r\nDer BDEW begrüßt die bereits erfolgten Änderungen des BMWK am letzten Referentenentwurf\r\nsowie die Anpassungen, die seit der BMWK-Konsultation im Herbst 2024 vorgenommen\r\nwurden. Gleichzeitig sieht der Verband folgende weitere Anpassungen als zwingend erforderlich\r\nan, um die Investitionssicherheit zu erhöhen und eine effiziente Umsetzung der Ausschreibungen\r\nmit möglichst hohem Wettbewerb sicherzustellen.\r\n› Ein wesentliches Kriterium ist die Verfügbarkeit der notwendigen Technologien sowie die\r\nlangfristige Sicherstellung der Versorgung mit genügend Wasserstoff. Beide Faktoren sind\r\nvon den Kraftwerksbetreibern nicht direkt beeinflussbar. Die geplanten Wasserstoffkapazitäten\r\nmüssen mit der tatsächlichen Entwicklung der Wasserstoffinfrastruktur und der Verfügbarkeit\r\nentsprechender Brennstoffe in Einklang gebracht werden. Ohne eine verlässliche\r\nPerspektive für die Versorgung mit Wasserstoff könnte es zu erheblichen Unsicherheiten\r\nbei Investitionen kommen. Daher sollte auf bestehende, im Gesetz vorgesehene Ausnahme-\r\nMechanismen aufgesetzt werden, die Risiken für die H2-Technologie- sowie die\r\nSeite 5 von 25\r\nH2-Mengenverfügbarkeit adressieren und somit Planungs- und Investitionsrisiken reduzieren.\r\n› Darüber hinaus müssen die aktuell im KraftAusG-E formulierten Technischen Anforderungen\r\nan die Erbringung von Systemdienstleistungen und die Systemanforderungen angepasst\r\nwerden. Die Robustheit gegenüber schnellen Frequenzänderungen ohne Trennung\r\nvom Netz (Rate of Change of Frequency oder RoCoF) ist eine wichtige Größe, die mittelund\r\nlangfristig für die Stabilität des Netzes relevant ist. Im Sinne einer klaren Struktur der\r\ntechnischen Regelwerke sollten keine Werte im Gesetz oder einer noch zu erlassenden Verordnung\r\nfestgehalten werden. Stattdessen sind diese Werte bereits in den Technischen Anschlussregeln\r\n(TAR) definiert. Um sicherzustellen, dass die für die Netzstabilität erforderliche\r\nMomentanreserve und Blindleistung erbracht wird, unterbreitet der BDEW nachfolgend\r\n(unter 3.) einen Lösungsvorschlag („Bonusmodell“) und einen Alternativvorschlag\r\n(„Verpflichtungsmodell“): Da noch Unsicherheiten bzgl. der konkreten Umsetzung und Wirkung\r\ndes Momentanreservemarktes bestehen, ist ein Verpflichtungsmodell nachrangig zu\r\nbetrachten.\r\n1. Schaffung eines Anreizes über einen Bonus für die Errichtung von zusätzlichem Momentanreserve-\r\nPotenzialen im Zuge der KWSG-Ausschreibungen;\r\n2. Alternativ für den Fall, dass aus beihilferechtlicher Sicht das Bonusmodell nicht realisierbar\r\nist, sollte eine Verpflichtung der bezuschlagten Betreiber, sich mit zusätzlichem\r\nMomentanreservepotenzial an den Momentanreservemärkten zu beteiligen,\r\naufgenommen werden.\r\n› Eine weitere Anpassung betrifft die regionale Steuerung, deren Evaluation ausgeweitet\r\nwerden sollte. Es ist für die Stabilität des Stromnetzes und dem Gelingen der Energiewende\r\nvon hoher Bedeutung, dass geprüft wird, dass sowohl Zubau im Süden als auch im Norden\r\nentsteht.\r\nDie genannten und in den weiteren Kapiteln ausgeführten Anpassungen sind entscheidend,\r\num die Rahmenbedingungen für eine erfolgreiche Ausschreibung weiter zu optimieren und die\r\nangestrebten Investitionsziele zu erreichen. Der BDEW hält es für unerlässlich, diese Aspekte\r\nin den weiteren Gesetzgebungsprozess einzubeziehen.\r\nWeitere in der Konsultation zum KWSG und zur Konsultation des Referentenentwurfs eingebrachte\r\nund in der aktuellsten Version des RefE nicht berücksichtigte Punkte gelten darüber\r\nhinaus und sind bei der Ausgestaltung zu beachten.\r\nSeite 6 von 25\r\n2 Investitionsrisiko Wasserstoffumstieg - zu § 6 KraftAusG-E: Vorgaben zum Betrieb\r\nder Anlagen\r\nKraftwerksbetreiber, die jetzt in auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke investieren, investieren\r\nin eine Zukunftstechnologie und -ressource, deren Entwicklung und Verfügbarkeit sich erst\r\nin den kommenden Jahren abzeichnen wird. Dies umfasst neben einer Vielzahl marktlicher Risiken,\r\ndie von den Kraftwerksbetreibern zu tragen sind, auch einige rechtliche Unsicherheiten\r\n– etwa im Hinblick auf die bislang nicht konkretisierte Ausgestaltung des Genehmigungsrahmens\r\nfür Wasserstoffkraftwerke, wozu sich der BDEW bereits positioniert hat. Trotz dieser\r\nUnsicherheit können Kraftwerksbetreiber die staatliche Förderung nach dem KraftAusG-E nur\r\ndann behalten, wenn sie rechtzeitig, d.h. spätestens im 8. Jahr nach Inbetriebnahme, das Gaskraftwerk\r\nauf Wasserstoff umstellen können. Gelingt dies nicht, weil nicht im 8., sondern\r\nbspw. erst im 9. oder 10. Jahr ausreichend Wasserstoff für den Umstieg zur Verfügung steht\r\nbzw. die Technologie zum Betrieb des Kraftwerks mit 100 % Wasserstoff1 entwickelt ist, ist die\r\nFörderung vollständig zurückzuzahlen. Dieser Umstand birgt erhebliche Risiken, die ein wesentliches\r\nInvestitionshemmnis darstellen:\r\n› Nach heutigem Stand der Technik sind H2-ready Kraftwerke erst mit einem Anteil von wenigen\r\nProzent bis zu 50 % Wasserstoff betreibbar. Kein Hersteller übernimmt die Haftung für\r\ndas Risiko, dass ein Umstieg auf 100 % Wasserstoff nicht möglich ist, jedenfalls nicht für die\r\nim Gesetzentwurf vorgesehenen 200 Vollbenutzungsstunden in den ersten vier Jahren.\r\n› Hinsichtlich der Wasserstoffverfügbarkeit ist zu beachten, dass diese nicht allein von dem\r\nAnschluss des Kraftwerks an das H2-Kernnetz, sondern auch von der Existenz ausreichender\r\nSpeicher, einheimischer H2-Erzeugung, H2-Importen und einem funktionierenden Markt in\r\neinem einheitlichen Marktgebiet abhängt. Selbst dann, wenn Wasserstoff vorhanden sein\r\n1 Wie bereits in früheren Stellungnahmen dargelegt, ist der Einsatz von Erdgas in H₂-Gasturbinen nach aktuellem\r\nStand der Technik zumindest für den Anfahrprozess und die Stützfeuerung erforderlich. Diese technische Notwendigkeit\r\nsollte im Gesetz entsprechend berücksichtigt werden, da derzeit nicht absehbar ist, welcher maximale\r\nWasserstoffanteil von jedem neuen Turbinentyp bis zum geplanten Umstellungszeitpunkt, der acht Jahre\r\nnach Inbetriebnahme vorgesehen ist, technisch sicher beherrscht werden kann. Im weiteren Text wird der Lesbarkeit\r\nhalber von einem vollständigen Umstieg auf 100 % Wasserstoff gesprochen. Dies entspricht dem maximalen\r\ntechnisch möglichen Anteil im Umstiegsjahr und dient der vereinfachten Darstellung der angestrebten Zielsetzung.\r\nSeite 7 von 25\r\nsollte, kann ohne einen funktionierenden Wasserstoffmarkt kein objektiver Wasserstoffpreis\r\nfür den Differenzvertrag zu Erdgas (Brennstoff-CfD) bestimmt werden. Trotz einer\r\nVielzahl von Projekten besteht ein Risiko, dass der entsprechende Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft\r\nzum Umstiegszeitpunkt nicht gegeben ist. Bei begrenzter H2-Verfügbarkeit\r\nwäre mit einem minimalen H2-Einsatz von jährlich 200 Vollbenutzungsstunden kein wirtschaftlicher\r\nBetrieb möglich.\r\nIm vorliegenden Referentenentwurf ist als Investitionsrisiko bereits berücksichtigt, dass das\r\nKraftwerk nicht rechtzeitig an das Wasserstoff-Kernnetz angeschlossen werden und über das\r\nKernnetz nicht mit Wasserstoff versorgt werden kann. Für diesen Fall enthält § 2 Nr. 40 i.V.m.\r\n§ 6 KraftAusG-E eine Ausnahme von der Pflicht, acht Jahre nach Inbetriebnahme des Kraftwerks\r\nauf Wasserstoff umzustellen.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, zwei weitere Ausnahmeregelungen in das KraftAusG-E aufzunehmen,\r\nwenn zum Zeitpunkt des Umstiegsdatums\r\n1. nicht genug Wasserstoff für den Betrieb der ausgeschriebenen Kraftwerke vorhanden\r\nist, um die Voraussetzungen des § 6 KraftAusG-E zu erreichen, oder\r\n2. die Technologie zum Betrieb des Kraftwerks mit 100 % Wasserstoff (noch) nicht verfügbar\r\nbzw. hinreichend ausgereift ist.\r\nAus Sicht des BDEW sind diese Fälle vergleichbar mit dem im Gesetzentwurf bereits vorgesehenen\r\nAusnahmetatbestand:\r\n› Sie sind wesentliche Voraussetzungen für den Umstieg des bezuschlagten Kraftwerks auf\r\neine Stromerzeugung mit Wasserstoff. Ohne Wasserstoff, ohne Anschluss an das Kernnetz\r\nund ohne Technologie kann der Umstieg nicht erfolgen.\r\n› Nach aktuellem Stand ist davon auszugehen, dass die Voraussetzungen an den Umstieg der\r\nKraftwerke zukünftig erfüllt werden können; nicht absehbar ist hingegen, ob dies im achten\r\nJahr nach Inbetriebnahme der bezuschlagten Kraftwerke der Fall ist, oder ggf. erst später.\r\nDiese Unwägbarkeit beim Anschluss an das Kernnetz berücksichtigt § 2 Nr. 40 KraftAusG-E;\r\ndie Verfügbarkeit des Wasserstoffs und die erforderlichen Umstiegstechnologien bleiben\r\nim Referentenentwurf allerdings offen.\r\n› Die rechtzeitige Erfüllung der Voraussetzungen des § 6 KraftAusG-E liegt nicht im alleinigen\r\nEinflussbereich der Kraftwerksbetreiber, sondern an externen Faktoren und Marktakteuren.\r\nKraftwerksbetreiber können und werden sich dafür einsetzen, dass Wasserstoff,\r\nSeite 8 von 25\r\nwasserstofffähige Kraftwerkstechnologien und ein Anschluss an das Kernnetz erfolgen können;\r\nob dies abschließend und rechtzeitig gelingt, liegt gleichwohl nicht in ihrem Einfluss.\r\n› Trotzdem haben die Kraftwerksbetreiber die Konsequenzen (Erlöschen des Zuschlags, Rückzahlung\r\nder Förderung) vollumfänglich zu tragen, wenn sie ihr Kraftwerk nicht rechtzeitig\r\nauf den Betrieb mit Wasserstoff umstellen können. Dass diese Konsequenzen nicht eintreten\r\nim Fall, dass der Anschluss an das Kernnetz nicht rechtzeitig gelingt, berücksichtigt der\r\nReferentenentwurf bereits.\r\n2.1 BDEW-Vorschlag für Ausnahmeregelungen in § 6 KraftAusG-E\r\nUm den bestehenden beihilferechtlichen Bedenken zu begegnen, sollen die Ausnahmeregelungen\r\nnur in objektiv bestimmbaren, eng eingegrenzten Ausnahmefällen greifen (Härtefallklausel).\r\nDie Rechtsfolge sollte eng an die bereits im Referentenentwurf enthaltene Regelung\r\nangelehnt werden.\r\n2.1.1 Investitionsrisiko: Mengenverfügbarkeit\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft wird in zahlreichen Studien prognostiziert und durch\r\neine Vielzahl geplanter Projekte sowohl auf der Produktionsseite, etwa durch den Ausbau von\r\nElektrolysekapazitäten, als auch auf der Abnahmeseite, beispielsweise durch Klimaschutzverträge,\r\nfestgehalten. Trotz dieser Entwicklungen verbleibt jedoch das Risiko, dass die benötigten\r\nMengen an Wasserstoff für den Betrieb der H₂-Kraftwerke zum geplanten Umstiegszeitpunkt\r\nnicht in ausreichendem Maß zur Verfügung stehen werden. Selbst bei einer erfolgreichen\r\nFertigstellung der notwendigen H₂-Infrastruktur, einschließlich Transport- und Speicherlösungen,\r\nkönnte es zu Engpässen kommen, insbesondere wenn eine hohe Gleichzeitigkeit\r\nbeim Betrieb der Kraftwerke vorliegt und eine Versorgung für 200 bis 800 Stunden pro Jahr\r\nnicht gesichert ist.\r\nDa die Betreiber der Kraftwerke durch den Brennstoff-CfD auf einen funktionierenden, liquiden\r\nWasserstoffmarkt angewiesen sind und auf die Verfügbarkeit entsprechender Handelsprodukte\r\nvertrauen müssen, sieht der BDEW die Notwendigkeit, dieses Risiko durch eine Erweiterung\r\nder bestehenden Ausnahmeregelungen abzufedern. Dies würde nicht nur sicherstellen,\r\ndass sich mehr Marktakteure an den Ausschreibungen beteiligen, sondern auch verhindern,\r\ndass Investoren dieses Risiko in ihre Gebote einpreisen. Eine solche Anpassung\r\nkönnte dazu beitragen, Planungs- und Investitionssicherheit zu erhöhen und den Markthochlauf\r\nder H₂-Kraftwerke nicht durch Unsicherheiten in der Versorgung auszubremsen.\r\nSeite 9 von 25\r\nBDEW-Lösungsansatz:\r\nAus Sicht des BDEW wäre folgender Prozess zur Bestimmung von ausreichend Wasserstoffmengen\r\nzur Umstellung des Kraftwerks i.S.d. § 6 Abs. 1 KraftAusG-E sinnvoll:\r\n› Die Bundesnetzagentur beauftragt im Jahr 2035 eine Analyse, die die für das Umstiegsjahr\r\nauf dem Markt verfügbaren und für Kraftwerksbetreiber nutzbaren Wasserstoffmengen\r\nprognostiziert. Dabei sind die für die Erfordernisse der Verstromung von Wasserstoff notwendigen\r\nMengen und Netzvoraussetzungen, inkl. der für die Strukturierung erforderlichen\r\nSpeicher, zu berücksichtigen.\r\n› Bei der Ermittlung der notwendigen Mengen sind zusätzlich zu den jährlich 800 h H2-Einsatz\r\nim Markt noch weitere Betriebsstunden auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers\r\n(z.B. Redispatch) einzurechnen und es ist ein Gleichzeitigkeitsfaktor des Einsatzes der H2-\r\nKraftwerke von 80 % anzusetzen.\r\n› Die Analyse ist durch die Bundesnetzagentur unter Einbeziehung der Fernleitungsnetzbetreiber\r\nauf Plausibilität und Nachvollziehbarkeit der evaluierten Kriterien hin zu prüfen und\r\nzu bewerten.\r\n› Sollte sich ergeben, dass die Voraussetzungen zur H2-Umstellung noch nicht gegeben sind,\r\nsollte die Analyse nach zwei Jahren wiederholt werden.\r\nKommt die Bundesnetzagentur zu dem Ergebnis, dass zum rechtzeitigen Umstieg der Gaskraftwerke\r\nnach der Säule 1 des Kraftwerkssicherheitsgesetzes nicht ausreichend Wasserstoff zur\r\nVerfügung steht, sollte in der Konsequenz das Kraftwerk nicht auf den Betrieb mit 100 % Wasserstoff\r\numgestellt werden müssen. Die Bundesnetzagentur kann zudem Szenarien berücksichtigen,\r\nin denen die Wasserstoffverfügbarkeit nur für bestimmte Kraftwerke – abhängig\r\nvon Standort oder Größe – gewährleistet ist. In einem solchen Fall hätte sie die Möglichkeit,\r\nden Umstieg einzelner Kraftwerke oder ganzer Kraftwerksgruppen gezielt anzuweisen, um\r\neine koordinierte und systemdienliche Integration wasserstoffbasierter Erzeugung sicherzustellen.\r\nSollte die Studie ergeben, dass nicht ausreichend Wasserstoff zur Verfügung steht,\r\ndann sollte die Studie auch 2 Jahre später wiederholt werden, mit gleichen Folgen.\r\n2.1.2 Investitionsrisiko: Technologieverfügbarkeit\r\nEin weiteres Risiko für den rechtzeitigen Umstieg der Kraftwerke in Säule 1 stellt die Verfügbarkeit\r\nder dafür erforderlichen Technologie dar.\r\nSeite 10 von 25\r\nH2-Turbinen sind für den Betrieb mit 100 % H2 jedenfalls im großtechnischen Anlagenbereich\r\nStand heute nicht bestellbar. Die ggf. fehlende Brennstoffverfügbarkeit gepaart mit dem drohenden\r\nVerlust der sehr hohen Sicherheitsleistung sowie der ggf. vollständig zurückzuzahlenden\r\nFörderung inkl. Verzinsung stellt für eine Investitionsentscheidung aktuell ein hohes Risiko\r\ndar. Zudem garantiert derzeit kein Anlagenbauer eine vollständige H2-Verstromung großer\r\nund effizienter Anlagen zum Umstiegszeitpunkt. Zu berücksichtigen ist hier ebenfalls, dass die\r\nEntwicklung einer verlässlichen Verbrennungstechnologie in jedem Fall eine umfängliche Validierung\r\nbenötigt. Dabei ist zu beachten, dass nach Umstieg auf 100 % Wasserstoffbetrieb eine\r\nRückkehr zur Erdgasverbrennung nicht möglich ist.\r\nEine Lösung, die technisch noch nicht existiert, steht der notwendigen Investitionssicherheit\r\nfür die Kraftwerksbetreiber entgegen. Die Technologieentwicklung wird zwar in den nächsten\r\nJahren fortschreiten; ob diese für jedes Kraftwerk und jeden in Betrieb genommenen Gasturbinentyp\r\nbis zum Umstiegsdatum hinreichend entwickelt ist, ist jedoch noch nicht absehbar.\r\nAnders als bei der Frage der Mengenverfügbarkeit von Wasserstoff kann nach Einschätzung\r\ndes BDEW nicht abstrakt-generell entschieden werden, ob eine Technologie für den Betrieb\r\ndes Kraftwerks mit 100 % Wasserstoff zur Verfügung steht bzw. eingesetzt werden kann. Vielmehr\r\nkommt es auf den konkreten Turbinentyp, die dort eingesetzte Technologie und mögliche\r\nweitere Standortfaktoren an.\r\nBDEW-Lösungsansatz:\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW vor, dass die Bundesnetzagentur unter Einbezug\r\ntechnischer Expertise in diesen Fällen auf begründeten Antrag des Kraftwerkbetreibers entscheidet,\r\nob das Kraftwerk auf Wasserstoff umgestellt werden muss. Der Kraftwerksbetreiber\r\nmuss dabei technisch hinreichend plausibel darlegen, warum ein Umstieg zum jetzigen Zeitpunkt\r\nunmöglich ist. Entsprechende Kriterien müssen vorab von der Bundesnetzagentur definiert\r\nund konsultiert werden. Die Entscheidung sollte auf zwei Jahre befristet werden, um\r\neine regelmäßige Überprüfung der Sachlage zu ermöglichen.\r\nAuch in diesem Fall gilt: Kommt die Bundesnetzagentur zu dem Ergebnis, dass für die zeitnahe\r\nUmstellung eines konkreten Gaskraftwerks die erforderliche Technologie für einen sicheren\r\nBetrieb des Kraftwerks nicht zur Verfügung steht, sollte das Kraftwerk in der Konsequenz nicht\r\nauf den Betrieb mit 100 % Wasserstoff umgestellt werden müssen.\r\nSeite 11 von 25\r\n2.1.3 Rechtsfolge für beide Investitionsrisiken\r\nWird nach oben beschriebenen Vorgaben festgestellt, dass der Umstieg des betroffenen Kraftwerks\r\nnicht erfolgen kann, sollte in der Konsequenz auch eine Ausnahme von der Rückzahlung\r\nder Förderung ins Gesetz aufgenommen werden.\r\nUm diese Rechtsfolge beihilferechtskonform auszugestalten, ist sie an die bereits im Referentenentwurf\r\nenthaltene Ausnahmeregelung anzulehnen: Nach § 6 Abs. 1 Nr. 1b i.V.m.\r\n§ 2 Nr. 40 KraftAusG-E gilt, dass in der Anlage, die nicht an das Wasserstoffkernnetz angeschlossen\r\nwerden kann, kein Strom auf Basis von fossilen Brennstoffen oder Erdgas erzeugt\r\nwerden darf, es sei denn, das in der Anlage entstandene CO2 wird in Höhe von mindestens\r\n90 % abgeschieden oder gespeichert oder die Anlage erhält einen Zuschlag in einer Reserve. In\r\ndiesem Fall erlischt der Zuschlag nicht gem. § 26 KraftAusG-E und die Förderung ist nicht zurückzuzahlen.\r\nDies sollte entsprechend auch gelten, wenn nicht ausreichend Wasserstoff zum Umstieg des\r\nKraftwerks nach den oben beschriebenen Kriterien vorhanden oder die Technologie zum Umstieg\r\nnicht verfügbar ist.\r\nDer BDEW hält es darüber hinaus für erforderlich und beihilferechtlich vertretbar, eine weitere\r\nmögliche Rechtsfolge aufzunehmen: Die Stromproduktion darf vorübergehend auf Basis\r\nvon fossilen Brennstoffen erfolgen; dafür ist die erhaltene Förderung mindestens anteilig für\r\njedes Jahr zurückzuzahlen, in dem die Stromproduktion nicht auf Wasserstoff umgestellt wird.\r\nAus Sicht des BDEW ist dieses Vorgehen zwar nicht sachgerecht, da das Risiko außerhalb des\r\nEinflussbereichs der Betreiber liegt, jedoch von diesen getragen werden muss. Gleichwohl erscheint\r\nes unter Abwägung der Gesamtumstände als pragmatische Lösung, um einen zügigen,\r\nunkomplizierten Start von kosteneffizienten Ausschreibungen zu ermöglichen. Dadurch wird\r\nein Anreiz geschaffen, schnellstmöglich auf Wasserstoff umzustellen; gleichzeitig erhält ein\r\nKraftwerk, das mit Erdgas betrieben wird, weniger Förderung als ein mit Wasserstoff betriebenes\r\nKraftwerk. Im Übrigen wird dem Umstand Rechnung getragen, dass sich das Umstiegsdatum\r\nzwar um ein oder zwei Jahre verschiebt, aber der Förderzweck gleichwohl nicht weggefallen\r\nist.\r\nIn diesem Fall sollte der im Kernnetz-Finanzierungsmechanismus hinterlegte Fall der möglichen\r\nKündigung des Finanzierungsrahmens ab 2039 und die damit einhergehende Tragung eines\r\nSelbstbehalts durch die Wasserstoffkernnetzbetreiber dahingehend überprüft und angepasst\r\nwerden, dass den in das Kernnetz investierenden Unternehmen durch die sachgerechte\r\nAnpassung des Rahmens für die Kraftwerke kein Nachteil entsteht.\r\nSeite 12 von 25\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 26 KraftAusG-E sollte um einen neuen Absatz 5 ergänzt und ein neuer § 27 sowie\r\neine neue Anlage 2 aufgenommen werden:\r\n„§ 26 KraftAusG-E\r\n(1) Zuschläge erlöschen\r\n[...]\r\n3. wenn in den Fällen der Ausschreibungen für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke\r\nin der Anlage entgegen der Vorgaben von § 6 Absatz 1 Nummer 1 Strom\r\nauf Basis von fossilen Brennstoffen oder Ammoniak erzeugt wird,\r\n4. wenn in den Fällen der Ausschreibungen für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke\r\ndie Anlage innerhalb von vier Jahren nach dem Umstiegsdatum nicht mindestens\r\n800 Vollbenutzungsstunden Strom auf Basis von Wasserstoff erzeugt und\r\nin das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist hat,\r\n[…]\r\n(5) Ausnahmsweise erlischt ein Zuschlag nach Abs. 1 Nr. 3 und 4 nicht im Fall des\r\n§ 27.“\r\n„§ 27 (neu):\r\n(1) Kann der Kraftwerksbetreiber in den Fällen der Ausschreibungen für auf Wasserstoff\r\numrüstbare Kraftwerke in der Anlage nicht die Vorgaben des § 6 Absatz 1 Nummer 1\r\noder Nummer 2 erfüllen, weil\r\na) nicht genug Wasserstoff gem. Anlage 2 [neu] verfügbar ist oder\r\nb) die Bundesnetzagentur auf Antrag des Kraftwerksbetreibers feststellt, dass die\r\nerforderliche Technologie für den Umstieg für die betroffene Anlage nicht verfügbar\r\nist,\r\ngelten abweichend von § 26 die folgenden Absätze.\r\n(2) Im Fall des Abs. 1 erlischt der Zuschlag nicht nach § 26, wenn\r\na) das in der Anlage entstandene Kohlenstoffdioxid in Höhe von mindestens 90 %\r\nabgeschieden oder gespeichert wird, oder\r\nb) die Anlage einen Zuschlag in einer [beihilferechtlich genehmigten] Reserve erhält.\r\nSeite 13 von 25\r\nc) der Kraftwerksbetreiber 2,5 % der bis dahin erhaltenen Förderung für jedes\r\nJahr ab dem Umstiegsdatum bis zum Ende des Förderzeitraums zurückzahlt, in\r\ndem die Anlage nicht die Anforderungen des § 6 Abs. 1 erfüllt.\r\n(3) Die Bundesnetzagentur erlässt durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 Kriterien und Bestimmungen\r\nzur Ausgestaltung des Verfahrens nach Absatz 1 Buchstabe b.“\r\n„Anlage 2 [neu]\r\nDie Bundesnetzagentur beauftragt die Durchführung einer Studie im Jahr 2035, die die\r\nin den Umstiegsjahren der Kraftwerke voraussichtlich im Markt und technischen Netzbetrieb\r\n(d.h. unter Beachtung verfügbarer Erzeugung, Speicher, Transportinfrastruktur\r\nund notwendiger Eingangsdrücken bei den Verbrauchern) verfügbaren Wasserstoffmengen\r\nprognostiziert und ermittelt, ob diese Mengen ausreichen, um die Kraftwerke\r\ngem. § 6 Abs. 1 umzustellen. Bei der Ermittlung der Wasserstoffmengen ist zu berücksichtigen,\r\ndass zusätzlich zu dem in § 6 Abs. 1 vorgegebenen Wasserstoffeinsatz im\r\nMarkt noch weitere Betriebsstunden auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber\r\n(z.B. Redispatch) erforderlich werden können. Diese sind entsprechend zu berücksichtigen.\r\nDie Studie ist von der Bundesnetzagentur unter Einbeziehung der Betreiber von Wasserstoffnetzen,\r\ndie einen Teil des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28q EnWG betreiben, auf\r\nPlausibilität und Nachvollziehbarkeit zu bewerten. Vor Durchführung der Studie sollten\r\ndie gewählten Kriterien zur Erstellung der Studie mit den Betreibern von Speichern, H2-\r\nImporteuren, H2-Erzeugern, Kraftwerksbetreibern und sonstigen H2-Verbrauchern konsultiert\r\nwerden. Die Ergebnisse der Studie sind spätestens bis 31. Dezember 2035 zu\r\nveröffentlichen. Sollte die Studie eine unzureichende H2-Verfügbarkeit ergeben, so sind\r\nim Abstand von zwei Jahren Folgestudien durchzuführen.“\r\n3 Technische Anforderungen - zu § 7 i.V.m. Anlage 1 KraftAusG-E\r\nEin weiteres Investitionshemmnis für die Kraftwerksbetreiber im aktuellen Referentenentwurf\r\nsind die in Anlage 1 zum KraftAusG-E formulierten technischen Anforderungen an neue Kraftwerke.\r\nInsbesondere die unter Anlage 1, Absatz 1 geforderten Robustheitsanforderungen an\r\nFrequenzänderungsgradienten sowie die unter Anlage 1, Absatz 3 vorgesehene Verpflichtung\r\nzur Erweiterung um eine Zusatzschwungmasse und die Ermöglichung des synchronen Phasenschieberbetriebs\r\nmachen es für eine Vielzahl hinsichtlich der Wirkleistungserbringung effizienter\r\nKraftwerke schwieriger, in Ausschreibungen des KraftAusG-E erfolgreich zu bieten.\r\nSeite 14 von 25\r\nGleichzeitig besteht ohne die technischen Anforderungen die Gefahr, dass Kraftwerksbetreiber\r\nzum Zeitpunkt der Gebotsabgabe künftige Erlöse aus den Momentanreserve- und Blindleistungsmärkten\r\nnicht ausreichend antizipieren, und so wirtschaftlich effiziente Lösungen zur\r\nDeckung der nfSDL-Bedarfe nicht ausreichend umgesetzt werden.\r\nDie Branche ist sich einig darüber, dass zukünftige Kraftwerke und Kraftwerksstandorte zur\r\nStabilität des Energiesystems beitragen müssen. Dazu gehören auch technische Anforderungen\r\nund die Erbringung von Systemdienstleistungen. Diese müssen hinsichtlich der konkreten\r\ntechnischen Anforderungen die jeweiligen Standortbedingungen und lokalen Netzgegebenheiten\r\nberücksichtigen, um eine praxisnahe und wirtschaftlich tragfähige Umsetzung sicherzustellen.\r\nDie Pflicht, mit der Anlage systemrelevante Dienstleistungen außerhalb des Wirkleistungsbetriebs\r\nzu erbringen, würde einen kompletten Neustart der Kraftwerksplanung und Neuverhandlungen\r\nder Kraftwerksbetreiber mit den Kraftwerksherstellern erfordern. Der Zeitplan\r\nder verbleibenden Ausschreibungstermine wäre nicht mehr haltbar. Dafür schafft die im RefE\r\naufgenommene Verordnungsermächtigung keine Abhilfe. Die Verordnungsermächtigung verschiebt\r\nzeitlich die bestehende Unsicherheit hinsichtlich der genauen Anforderungen. Außerdem\r\nwerden in den ersten Ausschreibungsrunden, in denen keine zusätzlichen technischen\r\nAnforderungen an die Kraftwerke gestellt werden, keine zusätzlichen Systemdienstleistungs-\r\nKapazitäten geschaffen.\r\nEine klarere und praxistauglichere Ausgestaltung der technischen Anforderungen ist daher erforderlich,\r\num einerseits Planungssicherheit für Investoren zu gewährleisten und andererseits\r\ndie notwendigen Kapazitäten ohne unnötige Marktbeschränkungen auszubauen. Auf eine Verordnungsermächtigung\r\nsollte möglichst verzichtet werden. Der BDEW stellt seine konkreten\r\nUmsetzungsvorschläge nachfolgend vor. Zur besseren Übersicht wird zwischen Systemdienstleistungen\r\n(dazu 3.1) und den Anforderungen an die Rate of Change of Frequency (RoCoF)\r\n(dazu 3.2) unterschieden.\r\n3.1 SDL-Anforderungen nach § 7 i.V.m. Anlage 1 KraftAusG-E\r\nIn der Stellungnahme zur KraftAusG-E-Konsultation wurde bereits dargelegt, dass durch eine\r\nübergreifende Regelung zu den technischen Anforderungen sicherzustellen ist, dass keine Gebote\r\nvon den Ausschreibungen ausgeschlossen werden, der Wettbewerb nicht verzerrt wird,\r\ndie technischen Anforderungen standortbezogen angemessen bleiben und die geforderten\r\nSystemdienstleistungen technologieoffen von den Betreibern erbracht werden können.\r\nSeite 15 von 25\r\nIm aktuellen Entwurf des KraftAusG-E ist vorgesehen, dass über die TAR hinausgehende Anforderungen\r\nzur Deckung des Bedarfs an Blindleistung und Momentanreserve beitragen sollen.\r\nAus Sicht des BDEW erscheint es jedoch zweckmäßiger, den Fokus auf eine zentrale Kenngröße\r\nzu legen – vorzugsweise die Momentanreserve. Dies ergibt sich daraus, dass Technologien,\r\ndie in der Lage sind, Momentanreserve bereitzustellen, auch Blindleistung bereitstellen\r\nkönnen. Angesichts des höheren systemischen Bedarfs an Momentanreserve wäre es aus\r\nSicht des BDEW daher sinnvoll, die Ausgestaltung marktlicher Anforderungen primär auf diesen\r\nParameter zu konzentrieren.\r\nIm Rahmen intensiver Diskussionen innerhalb der Branche haben sich zwei Modelle herauskristallisiert,\r\ndie jeweils unterschiedliche Stärken und Herausforderungen aufweisen und nachfolgend\r\nnäher erläutert werden (siehe BDEW-Lösungsvorschlag und BDEW-Alternativvorschlag).\r\nDer BDEW spricht sich für das sogenannte „Bonus-Modell“ (Lösungsvorschlag) aus,\r\nda hier aus Perspektive der Branche mehr Unsicherheiten adressiert werden können. Sollte\r\nsich bei der Detailausgestaltung herausstellen, dass beispielsweise beihilferechtliche Bedenken\r\nbestehen oder die Bonushöhe nicht rechtzeitig bestimmt werden kann, so kann auf den\r\nAlternativvorschlag zurückgegriffen werden.\r\nDer BDEW unterbreitet mit diesen Vorschlägen jeweils ein konzeptionelles Grundmodell, dessen\r\nkonkrete Ausgestaltung – im Falle einer politischen Zustimmung – im weiteren Verfahren\r\ndetailliert zu entwickeln ist. Dabei stellen sich insbesondere folgende Fragen, die im Rahmen\r\nder Umsetzung noch zu klären sind:\r\n› Wie kann die Höhe der Systemdienstleistungserbringung, insbesondere im Fall einer teilweisen\r\nErfüllung, angemessen bewertet und vergütet werden?\r\n› Wie kann sichergestellt werden, dass zusätzliche Momentanreserve bereitgestellt wird,\r\nalso Potenziale entstehen, die ohne die KWSG-Ausschreibungen nicht entstanden wären?\r\nMögliches Kriterium kann hierfür sein, dass am Standort jeder nach KraftAusG-E bezuschlagten\r\nAnlage Momentanreserve zu erbringen ist.\r\n› Wie sind Neuanlagen zu definieren, die zusätzlich notwendige Momentanreserve erbringt?\r\nUnd in welchem Umfang kann die Umrüstung bestehender Anlagen in die Neuanlagen-Definition\r\neinbezogen werden?\r\n› Welche Ausgestaltungsmöglichkeiten bestehen für eine sinnvolle und verhältnismäßige\r\nPönalisierung im Falle der Nichterfüllung vereinbarter Systemdienstleistungen?\r\nSeite 16 von 25\r\n› Und schließlich: Wie ist die Bonushöhe auszugestalten, sodass er seine Lenkungswirkung\r\nentfaltet, aber auch im Einklang mit dem beihilferechtlichen Rahmen steht?\r\n3.1.1 BDEW-Lösungsvorschlag: Bonus für die Errichtung von Momentanreserve-Potenzialen\r\nDas Bonus-Modell verfolgt das Ziel, im Rahmen der Ausschreibungen nach dem KraftAusG-E\r\nzusätzliche Systembeiträge durch einen technologieoffenen finanziellen Anreiz zu fördern.\r\nKraftwerksbetreiber sind dabei nicht verpflichtet, mit ihren geplanten Anlagen über die regulären\r\nAnforderungen hinaus Beiträge zur Momentanreserve- oder Blindleistungsbereitstellung\r\nzu leisten. Die Teilnahme an den Ausschreibungen steht allen Betreibern offen – unabhängig\r\ndavon, ob die angebotenen Anlagen eine zusätzliche systemdienliche Funktion erfüllen oder\r\nnicht. Um jedoch gezielt Anreize für Anlagen mit zusätzlichem Potenzial zur Bereitstellung von\r\nMomentanreserve zu setzen und deren systemischen Mehrwert abzubilden, ist vorgesehen,\r\nauf diese Angebote im Rahmen der Ausschreibungen einen Bonus anzusetzen.\r\nDer vorgeschlagene Bonus kann alternativ in zwei unterschiedlichen Ausgestaltungen zur Anwendung\r\nkommen:\r\n› Der Bonus kann nachträglich, also nach erfolgtem Zuschlag, als zusätzliche Zahlung gewährt\r\nwerden. Diese nachgelagerte Variante hätte den Vorteil, dass die Prüfung der technischen\r\nVoraussetzungen für die Bonusgewährung nicht für sämtliche eingehenden Gebote, sondern\r\nausschließlich für die bezuschlagten Angebote erforderlich wäre. Dadurch würde sich\r\nder administrative Aufwand verringern und die Gebotsreihung weniger komplex ausgestaltet.\r\n› Eine alternative Möglichkeit besteht darin, den Bonus als pauschalen Abschlag in Höhe von\r\nx €/kW bereits im Rahmen der Gebotsreihung zu berücksichtigen. In diesem Fall fließt der\r\nAbschlag in die Reihung der Gebote ein, während die tatsächliche Förderhöhe dem ursprünglichen,\r\nnicht bereinigten Gebot entspricht – analog zum bisherigen Verfahren des\r\nsogenannten Südbonus.\r\nDie Höhe des Bonus ist für beide Varianten noch zu ermitteln und festzulegen, siehe dazu unten.\r\nDie Bonushöhe sollte dabei proportional zum bereitgestellten Momentanreservepotenzial\r\nsteigen.\r\nDie technische Umsetzung der Momentanreserve kann beispielsweise durch die Möglichkeit\r\nzum Betrieb des Kraftwerks als rotierender Phasenschieber erfolgen. Alternativ kommen auch\r\nSeite 17 von 25\r\nandere Technologien infrage, sofern die Umsetzung unter Berücksichtigung der Bonushöhe\r\nwirtschaftlich darstellbar ist.\r\nZum einen ermöglicht das Modell eine effiziente Deckung der benötigten Momentanleistungsbedarfe,\r\nohne bestimmte Technologien, Anlagengrößen oder Standorttypen im Vorfeld technisch\r\nauszuschließen. Alle Anlagenarten können im Rahmen der Ausschreibungen nach Kraft-\r\nAusG-E berücksichtigt werden – unabhängig davon, ob sie zusätzliche Beiträge zur Systemstabilität\r\nleisten. Gleichzeitig schafft der Bonus einen fairen Wettbewerb, indem er systemdienliche\r\nZusatzleistungen gezielt honoriert und so einen ausgleichenden Mechanismus innerhalb\r\nder Bieterkonkurrenz etabliert.\r\nZum anderen zeichnet sich das Bonus-Modell durch eine einfache und zeitnahe Implementierbarkeit\r\naus. Die konzeptionelle Anlehnung an das Instrument des Südbonus gewährleistet dabei\r\neine konsistente Umsetzung innerhalb der Förderlogik.\r\nDie Höhe des Bonus muss den Bietern zwei Monate vor Abgabe ihrer Gebote transparent zur\r\nVerfügung stehen. Der Bonushöhe kommt dabei eine entscheidende Eigenschaft zu und ist\r\nentscheidend über die Lenkungswirkung des Instruments. Sowohl für einen zu hoch als auch\r\nzu niedrig gewählten Bonus verfehlt der Anreiz seine Intention. Zudem ist bei der Ausgestaltung\r\nsicherzustellen, dass das Anreizsystem in Einklang mit dem beihilferechtlichen Rahmen\r\nsteht – insbesondere im Zusammenspiel mit geplanten Märkten für Systemdienstleistungen.\r\nVor diesem Hintergrund kann in Erwägung gezogen werden, die Höhe des Bonus aus den von\r\nder Bundesnetzagentur veröffentlichten Festpreisen für Momentanreserve zu berücksichtigen.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag für die nachträgliche Auszahlung des Bonus:\r\nIn die §§ 33 ff. KraftAusG-E ist folgende Regelung aufzunehmen:\r\n„Für Gebote, die zusätzliche Momentanreserve unabhängig von der Wirkleistungseinspeisung\r\nund im Umfang von mindestens 12 Sekunden bereitstellen und die Vorgaben\r\ndes Hinweises „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der\r\nBereitstellung von Momentanreserve“ des Verbandes der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik\r\ne.V2) einhalten und einen Zuschlag erhalten, gewährt der zuständige\r\nÜbertragungsnetzbetreiber einen Bonus in Höhe von [XX] € pro Megawattsekunde Momentanreservepotenzial.“\r\nSeite 18 von 25\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag für das Bonus-Modell im Rahmen der Gebotsreihung:\r\n§ 20 ist durch folgenden Absatz 3 zu ergänzen:\r\n„(1) Die Bundesnetzagentur führt bei jeder Ausschreibung und für jeden Ausschreibungstermin\r\ndas Zuschlagsverfahren jeweils nach den nachfolgenden Absätzen durch.\r\n(2) Sie öffnet die zu dem jeweiligen Gebotstermin nach § 16 Absatz 1 fristgerecht eingegangenen\r\nGebote nach Ablauf des Gebotstermins.\r\n(3) Von Geboten, die zusätzliche Momentanreserve unabhängig von der Wirkleistungseinspeisung\r\nund im Umfang von mindestens 12 Sekunden bereitstellen und die Vorgaben\r\ndes Hinweises „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der\r\nBereitstellung von Momentanreserve“ des Verbandes der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik\r\ne.V2) einhalten, subtrahiert die Bundesnetzagentur von dem Gebotswert\r\njedes Gebotes einen Wert in Höhe von [XX] € pro Megawattsekunde Momentanreservepotenzial.\r\n(4) Sodann sortiert die Bundesnetzagentur unbeschadet der Absätze 5 6 und 6 7 sämtliche\r\nzu dem jeweiligen Gebotstermin fristgerecht eingegangenen Gebote, wobei in einer\r\nAusschreibung für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und in einer Ausschreibung\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit der nach Absatz 5 6\r\noder 6 7 modifizierte Gebotswert zugrunde zu legen ist,\r\n1. bei unterschiedlichen Gebotswerten nach dem jeweiligen Gebotswert in aufsteigender\r\nReihenfolge, beginnend mit dem Gebot mit dem niedrigsten Gebotswert,\r\n2. bei demselben Gebotswert nach der jeweiligen Gebotsmenge in aufsteigender Reihenfolge,\r\nbeginnend mit der niedrigsten Gebotsmenge; wenn die Gebotswerte und die Gebotsmenge\r\nder Gebote gleich sind, entscheidet das Los über die Reihenfolge entscheidet\r\n2) Hinweis „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der Bereitstellung von Momentanreserve\r\n– Nachweise für Netzbildende Einheiten“, Version 0.1, Stand Juli 2024, zu beziehen bei Forum\r\nNetztechnik / Netzbetrieb im VDE (FNN), Berlin (https://www.vde.com/resource/\r\nblob/2302434/acff76fee47440831e27aefe1418deb2/vde-fnn-hinweis-netzbildende-eigenschaften-anforderungen-\r\ndownload-data.pdf).\r\nSeite 19 von 25\r\ndas Los über die Reihenfolge, es sei denn, die Reihenfolge ist für die Zuschlagserteilung\r\nnicht maßgeblich.\r\n(5) Sodann prüft die Bundesnetzagentur die Zulässigkeit der Gebote und erteilt in der Reihenfolge\r\nnach Absatz 3 4 allen zulässigen Geboten einen Zuschlag im Umfang ihrer Gebotsmenge,\r\nbis einschließlich des Gebotes, mit welchem das Ausschreibungsvolumen des\r\njeweiligen Gebotstermins entweder vollständig ausgeschöpft oder erstmals überschritten\r\nwurde (letztes Gebot im Ausschreibungsvolumen). Das letzte Gebot im Ausschreibungsvolumen\r\nbildet die Zuschlagsgrenze. Geboten oberhalb der Zuschlagsgrenze wird unbeschadet\r\ndes § 54 kein Zuschlag erteilt. […]“\r\nZudem ist § 7 KraftAusG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n„(1) Wasserstoffkraftwerke und elektrische Energie einspeisende Anlagenteile von Langzeitstromspeichern\r\nmüssen für eine Zulassung nach diesem Gesetz die technischen Anforderungen\r\nnach Anlage 1 erfüllen. Für Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit gelten die technischen\r\nAnforderungen erst ab dem durch Rechtsverordnung des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft und Klimaschutz nach Absatz 2 vorgesehenen Gebotstermin.\r\n(2) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz legt durch Rechtsverordnung\r\nohne Zustimmung des Bundesrates fest, ab welchem Gebotstermin die technischen Anforderungen\r\nder Anlage 1 auch für Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen für\r\nauf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit gelten, die in diesem\r\nGebotstermin einen Zuschlag erhalten haben.\r\n[…]\r\n(4) Vorbehaltlich der Absätze 1 bis 3 sind Anlagen so zu errichten und zu betreiben, dass\r\ndie die allgemein anerkannten Regeln der Technik eingehalten werden.“\r\n3.1.2 BDEW-Alternativvorschlag: Verpflichtung zur Teilnahme am Momentanreservemarkt\r\nDer zentrale Bestandteil dieses Vorschlags ist die Verpflichtung der Kraftwerksbetreiber, sich\r\nentsprechend ihrer gebotenen Leistung am Momentanreservemarkt zu beteiligen. Der BDEW\r\nSeite 20 von 25\r\nspricht sich dafür aus, dass nach KraftAusG-E nur Wirkleistung ausgeschrieben wird, und die\r\nSystemdienstleistungen über die nicht-frequenzgebundenen Systemdienstleistungs-Märkte\r\n(nfSDL-Märkte) beschafft werden. Die in der Wirkleistungsausschreibung nach KraftAusG-E erfolgreichen\r\nBieter werden verpflichtet, an der Momentanreserveausschreibung teilzunehmen,\r\nund bei Zuschlag diese Momentanleistung bereitzustellen. Der Kraftwerksbetreiber kann die\r\nTechnologie zur Erbringung der Momentanreservebereitstellung frei wählen. Die genaue Höhe\r\nder Momentanreservebereitstellung steigt proportional zum Wirkleistungsgebot und sollte so\r\nausgestaltet sein, dass die Anlagen im Rahmen der verfügbaren Technologien am Markt einen\r\nadäquaten Beitrag zur Systemstabilität leisten.\r\nAus Kraftwerksbetreibersicht ist wichtig, dass die erwarteten Umsätze aus dem Momentanreservemarkt\r\nvor der Auktion absehbar sind. Die Bundesnetzagentur sollte dafür in der Festlegung\r\nberücksichtigen, dass die zuständigen Netzbetreiber dafür vor der Ausschreibung über\r\ndie Wirkleistung den Festpreis für Momentanreserve veröffentlichen, den die erfolgreichen\r\nBieter in der Wirkleistungsausschreibung ab Netzanschluss erhalten.\r\nDie Verfolgung dieses Ansatzes setzt allerdings voraus, dass der Momentanreservemarkt auch\r\nnach 2031 Bestand hat. Sollte der Momentanreservemarkt zum Zeitpunkt des Netzanschlusses\r\nder nach dem KraftAusG-E bezuschlagten Anlagen nicht mehr oder in anderer Form existieren,\r\ndann muss die Fähigkeit zur Erbringung von Momentanreserve über eine geeignete alternative\r\nMaßnahme überprüft werden. Da neue Anlagen zu errichten und über die Vergütung\r\nfür Momentanleistung die Kosten zu decken sind, ist der Erbringungszeitraum der Momentanreserve\r\nvon 10-15 Jahren länger zu wählen als im bisherigen Ausschreibungsdesign.\r\nKonkret sollten folgende Vorgaben gelten:\r\n› Mit Angebotsabgabe verpflichten sich die Bietenden für den Fall eines erfolgreichen Gebots,\r\nunabhängig vom Wirkleistungsarbeitspunkt Momentanreserve entsprechend der installierten\r\nLeistung und einer Anlaufzeitkonstante von mindestens 12 Sekunden symmetrisch\r\nin den künftigen Momentanreservemarkt zu bieten. Diese Fähigkeit gilt als hergestellt,\r\nsobald nach erfolgreicher Präqualifikationsprüfung ein zulässiges und erfolgreiches Gebot\r\nin den Momentanreserveausschreibungen über mindestens eine Lieferperiode abgegeben\r\nwird. Die Fähigkeit zur Erbringung von Momentanreserve unabhängig von der Wirkleistungseinspeisung\r\nund im Umfang von mindestens 12 Sekunden Anlaufzeitkonstante muss\r\nüber den gesamten Förderzeitraum jederzeit gegeben sein. Diese Fähigkeit kann auch\r\ndurch andere Komponenten oder Speicher hergestellt werden.\r\nSeite 21 von 25\r\n› Im Falle einer Verletzung der Verpflichtung, sich für den Momentanreservemarkt zu\r\npräqualifizieren und im entsprechenden Umfang erfolgreich anzubieten, ist eine Pönale zu\r\nzahlen. Diese Pönale sollte so gestaltet sein, dass sie die separate Errichtung einer entsprechenden\r\nAnlage zur Erbringung von Momentanreserve im notwendigen Umfang finanziert.\r\n› Die erfolgreichen Bieter sind in diesem Fall verpflichtet, die Momentanreserve ab der Inbetriebnahme\r\nbereit zu stellen. Die Bundesnetzagentur wird aufgefordert in der Festlegung\r\nzu berücksichtigen, dass die ÜNB berechtigt werden eine feste Zusage zur Abnahme der angebotenen\r\nMomentanreserve zum Festpreis in der Lieferperiode machen zu können.\r\nDieser Ansatz führt zum einen dazu, dass durch die Verpflichtung zur Teilnahme am Markt für\r\nnicht-frequenzgebundene Systemdienstleistungen eine kosteneffiziente Lösung gefördert\r\nwird. Insbesondere jene Bieter in der Ausschreibung nach KraftAusG-E, die Systemdienstleistungen\r\nzu möglichst geringen Kosten bereitstellen können, profitieren von der potenziellen\r\nzusätzlichen Erlösmöglichkeit im nfSDL-Markt. Da die Vergütung dort über Festpreise erfolgt,\r\nhaben wirtschaftlich effiziente Anbieter die Möglichkeit, ihre Leistungen optimal zu vermarkten.\r\nZum anderen bleibt die Erbringung technologieoffen, sodass verschiedene Erzeugungstechnologien\r\nentsprechend ihrer Möglichkeiten zur Netzstabilität beitragen können. Dies fördert den\r\nWettbewerb, sorgt für die Erprobung unterschiedlicher Technologien zur SDL-Erbringung und\r\nermöglicht eine optimale Nutzung der vorhandenen Ressourcen. Eine solche Regelung würde\r\nnicht nur Investitionshemmnisse reduzieren, sondern auch eine effiziente und marktorientierte\r\nUmsetzung der Systemdienstleistungsverpflichtungen ermöglichen. Gebote sind ausschließlich\r\nfür den Momentanreservemarkt erforderlich, um die Verpflichtung an eine klar definierte\r\nund messbare Größe zu knüpfen. Grundsätzlich verfügen alle Technologien, die zur\r\nBereitstellung von Momentanreserve geeignet sind, auch über das Potenzial zur Erbringung\r\nvon Blindleistung und können entsprechend an diesem Markt teilnehmen.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 7 KraftAusG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n„(1) Wasserstoffkraftwerke und elektrische Energie einspeisende Anlagenteile von\r\nLangzeitstromspeichern müssen für eine Zulassung nach diesem Gesetz die technischen\r\nAnforderungen nach Anlage 1 erfüllen. Für Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit gelten\r\nSeite 22 von 25\r\ndie technischen Anforderungen erst ab dem durch Rechtsverordnung des Bundesministeriums\r\nfür Wirtschaft und Klimaschutz nach Absatz 2 vorgesehenen Gebotstermin.\r\n(2) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz legt durch Rechtsverordnung\r\nohne Zustimmung des Bundesrates fest, ab welchem Gebotstermin die technischen\r\nAnforderungen der Anlage 1 auch für Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit gelten,\r\ndie in diesem Gebotstermin einen Zuschlag erhalten haben.\r\n[…]\r\n(4) Vorbehaltlich der Absätze 1 bis 3 sind Anlagen so zu errichten und zu betreiben, dass\r\ndie die allgemein anerkannten Regeln der Technik eingehalten werden.“\r\n§ 17 Abs. 1 und Abs. 2 KraftAusG-E sind wie folgt zu ergänzen:\r\n„(1) Bieter müssen mit ihren Geboten eine Eigenerklärung abgeben,\r\n1. dass kein wirksamer Zuschlag an dem im Gebot angegebenen Standort aus früheren\r\nAusschreibungen besteht,\r\n2. dass er oder ein mit ihm verbundenes Unternehmen zu demselben Gebotstermin kein\r\nweiteres Gebot an dem im Gebot angegebenen Standort abgegeben hat,\r\n3. dass er sich für den Fall eines erfolgreichen Gebotes verpflichtet, gesichert zusätzliches\r\nMomentanreservespotenzial als nicht-frequenzgebundene Systemdienstleistungen\r\nim Rahmen der marktgestützten Beschaffung i.S.d. § 12h des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nund den dazu erlassenen Festlegungen der Bundesnetzagentur anzubieten.\r\nFür Momentanreserve ist in Abhängigkeit von der installierten Leistung und einer Anlaufzeitkonstante\r\nvon mindestens 12 Sekunden symmetrisch unabhängig vom Wirkleistungsarbeitspunkt\r\nnach dem Zuschlag in den Ausschreibungen nach § 3 Nr. 1 und 4\r\nspätestens im zweiten Jahr nach Inbetriebnahme eine erfolgreiche Präqualifikationsprüfung\r\nund Erbringung über mindestens eine Lieferperiode nachzuweisen.“\r\nZudem ist § 53 wie folgt zu ergänzen:\r\n„(1) Bieter müssen an die Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten, wenn\r\nSeite 23 von 25\r\n[…]\r\n4. der Bieter nicht seiner Verpflichtung nachkommt, gemäß § 17 Abs. 1 Nr. 3 nicht-frequenzgebundene\r\nSystemdienstleistungen im Rahmen der marktgestützten Beschaffung\r\ni.S.d. § 12h EnWG anzubieten.\r\n(2) […] Die Höhe der Pönale nach Absatz 1 Nummer 4 berechnet sich aus der Gebotsmenge\r\ndes bezuschlagten Gebots multipliziert mit [XY Euro pro Kilowatt Nennleistung].“\r\n3.2 RoCoF-Anforderungen:\r\nDer BDEW empfiehlt, die im aktuellen Entwurf vorgesehenen Anforderungen in Anlage 1 an\r\ndie Rate of Change of Frequency (RoCoF) zu streichen. Stattdessen sollten die technischen Anforderungen\r\nan RoCoF in Kraftwerken wie bisher im Prozess der Erarbeitung der TAR diskutiert\r\nund gelöst werden.\r\nDie Notwendigkeit, die Netzstabilität bei plötzlichen Frequenzänderungen zu gewährleisten,\r\nist unbestritten. Eine der zentralen Herausforderungen für Netzbetreiber besteht darin, bei\r\neinem möglichen Systemsplit ausreichend Momentanreserve in den Systemteilen bereitzuhalten,\r\num abrupte Frequenzänderungen abzufedern und eine sichere Netzführung zu gewährleisten.\r\nGleichzeitig stellt die technische Umsetzbarkeit der RoCoF-Anforderungen eine erhebliche\r\nHürde für die Anlagentechnik dar. Es existieren derzeit keine darstellbaren bzw. aussagekräftigen\r\nPrüfszenarien, um die RoCoF-Anforderungen nachzuweisen. Dies gilt es aufzulösen.\r\nBDEW-Lösungsvorschlag:\r\nAls Lösung empfiehlt der BDEW eine Entkopplung dieser Anforderungen von den aktuellen\r\nAusschreibungen, um Verzögerungen im Ausbau neuer Kraftwerkskapazitäten zu vermeiden.\r\nDies und die Weiterentwicklung der RoCoF-Anforderungen in den TAR sollen in den entsprechenden\r\nGremien (FNN) zwischen Kraftwerksbetreibern, Herstellern und ÜNB diskutiert werden.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag zur Anlage 1\r\n„Technische Anforderungen\r\nI. Auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke, Wasserstoffkraftwerke, elektrische Energie\r\neinspeisende Anlagenteile von Langzeitstromspeichern und neue Stromerzeugungskapazitäten\r\nzur Versorgungssicherheit müssen mindestens die technischen Anforderungen\r\ngemäß § 19 EnWG erfüllen.\r\nSeite 24 von 25\r\n1. schnelle Frequenzänderungen ohne Trennung vom Netz durchfahren können mit\r\nGrenzwerten für die gemittelte Frequenzänderungsgeschwindigkeit von\r\na) ± 2,0 Hertz pro Sekunde ermittelt über ein gleitendes Zeitfenster von 0,5 Sekunden,\r\nb) ± 1,5 Hertz pro Sekunde ermittelt über ein gleitendes Zeitfenster von 1 Sekunde\r\noder\r\nc) ± 1,25 Hertz pro Sekunde ermittelt über ein gleitendes Zeitfenster von 2 Sekunden,\r\n2. die Vorgaben des Hinweises „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften\r\ninklusive der Bereitstellung von Momentanreserve“ des Verbandes der Elektrotechnik\r\nElektronik Informationstechnik e.V. einhalten,\r\n3. im Falle von Synchronmaschinen auch als synchroner Phasenschieber zur Erzeugung\r\ngeregelter Blindleistung ohne Wirkleistungseinspeisung nach DIN EN IEC 60034-3\r\n(VDE 0530-3):2021-07)) betrieben werden können, wobei eine Erweiterung der Synchronmaschine\r\num eine Zusatzschwungmasse technisch möglich sein muss und […]“\r\n4 Regionale Steuerung - Zu § 20 KraftAusG\r\nWie in den bisher eingebrachten Stellungnahmen deutlich gemacht, begrüßt der BDEW grundsätzlich\r\ndie geforderte Einführung einer Komponente zur regionalen Steuerung im KraftAusGE\r\n(sog. „Südbonus“). Der BDEW begrüßt ebenfalls, dass unnötige Komplexität bei der Ausgestaltung\r\nder Ausschreibungen und der regionalen Steuerung vermieden werden soll, sieht jedoch\r\nauch Schwierigkeiten, alle Ziele der regionalen Differenzierung (Ausreichend Zubau in allen\r\nNetzgebieten, Gewährleistung der wettbewerblichen Ausschreibung zwischen Nord- und\r\nSüdzone, transparente Bepreisung des Bonus) gleichzeitig zu erreichen.\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht die regionale Steuerung an den von den ÜNB identifizierten\r\nregionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren\r\n(zwei Drittel im netztechnischen Süden, ein Drittel im netztechnischen Norden).\r\nHierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen\r\nSüdens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen\r\nSüdens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten für vorzuhaltende\r\nNetzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW erkennt jedoch an, dass die\r\nSeite 25 von 25\r\nAusschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, um gesondert zusätzlich\r\nregional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische\r\nLösung.\r\nMit Blick auf die Netzsicherheit und -stabilität werden aber auch wasserstofffähige Gaskraftwerke\r\nim Norden und Osten Deutschlands errichtet bzw. bestehende Gaskraftwerke modernisiert\r\nwerden müssen. Deren Förderung wäre durch die vorgeschlagene Komponente zur regionalen\r\nSteuerung deutlich erschwert. Es besteht das Risiko, dass erforderliche Kraftwerkskapazitäten\r\nin diesen Teilen Deutschlands ohne eine entsprechende Förderung nicht errichtet werden.\r\nDie Ungleichbehandlung der Regionen des netztechnischen Südens und des netztechnischen\r\nNordens muss daher systemtechnisch gerechtfertigt sein.\r\nDas Risiko der gänzlichen Nicht-Berücksichtigung des netztechnischen Nordens aufgrund einer\r\ndurch die Ausschreibungsrunde durchgängigen Anwendung des Südbonus auf alle bezuschlagten\r\nGebote muss durch eine Evaluierung des Zubaus vermindert werden. Dieses Risiko hat\r\nsich durch das im Referentenentwurf beschriebene Verfahren im Vergleich zu den Konsultationsunterlagen\r\nnoch einmal verschärft.\r\nBDEW-Lösungsvorschlag:\r\nDas BMWK hat zur Evaluierung des Südbonus eine Evaluierungsklausel aufgenommen (§ 56\r\nKraftAusG-E), nach der die Ergebnisse der Ausschreibungen mit dem geplanten Ziel des Bonus\r\nverglichen werden sollen. Der BDEW empfiehlt, diese Evaluierungsklausel so zu konkretisieren,\r\ndass alle oben genannten Kritikpunkte am Südbonus im Rahmen der Evaluierung untersucht\r\nwerden und der Südbonus gegebenenfalls frühzeitig angepasst oder zusätzlich ein Nordbonus\r\neingeführt werden kann.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 56 KraftAusG-E sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n„(1) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz evaluiert nach den ersten\r\nzwei Ausschreibungsterminen die Ergebnisse der Ausschreibungen und prüft dabei, ob\r\ndie mit den Ausschreibungen verfolgten volkswirtschaftlichen und energiewirtschaftlichen\r\nEffekte erreicht werden, insbesondere mit Blick auf das Verfahren zur regionalen\r\nSteuerung des Zubaus und auf die Erreichung der gewünschten deutschlandweiten regionalen\r\nVerteilung.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017199","regulatoryProjectTitle":"Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) und Anpassungen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/40/d4/549792/Stellungnahme-Gutachten-SG2506250002.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Zukunft Wärme\r\nStrategien, Kontinuität und Wandel\r\nGemeinsamer Appell / ein Update\r\nBerlin, 15. Mai 2025\r\nDie im Koalitionsvertrag der 21. Legislaturperiode von CDU, CSU und SPD enthaltenen For-mulierungen zur Abschaffung des sogenannten „Heizungsgesetzes“ und zur Einführung eines „neuen GEG“ sorgen aktuell weiterhin für erhebliche Verunsicherung und Zurückhaltung im Markt.\r\nWir begrüßen ausdrücklich, dass der Koalitionsvertrag zentrale Anliegen der führenden Ak-teure im Wärmemarkt aus Wohnungs- und Immobilienwirtschaft, Handwerk, Geräteherstel-ler und Energieverbänden aufgreift. Jedoch besteht Klärungsbedarf!\r\nUm eine erfolgreiche Wärmewende sicherzustellen und das Vertrauen aller Beteiligten zu stärken, ist eine Präzisierung der Zielrichtungen und Maßnahmen dringend erforderlich.\r\nGenerell gilt, dass nur mit schneller Klärung, wie die „Abschaffung des Heizungsgesetzes“ und die Einführung eines überarbeiteten Gebäudeenergiegesetzes (GEG) zu verstehen sind, sowie mit Umsetzung einer langfristig verlässlichen Bundesförderung, Sicherheit und Stabili-tät für alle Marktakteure gewährleistet werden können. Eine hohe gesellschaftliche Akzep-tanz der Wärmewende ist essenziell. Die Transformationskosten müssen für Bürgerinnen und Bürger erschwinglich bleiben, während für die Gesamtkosten ein volkswirtschaftlich op-timales Niveau gefunden werden muss.\r\nAufbauend auf unserem Appell vom 20. Februar 2025 für Klarheit und Verlässlichkeit in der Wärmewende appellieren wir daher eindringlich an die neue Bundesregierung und insbeson-dere an die zuständigen Bundesministerinnen für Wirtschaft und Energie sowie Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen und den Bundesminister der Finanzen, folgende Kernforde-rungen zeitnah umzusetzen.\r\n1 Beseitigung der Verunsicherung mit Bekenntnis zum Klimaschutz:\r\nDamit die klimapolitischen Ziele im Gebäudesektor erreichbar werden, muss die Modernisie-rung des Heizungsbestandes auf Basis von Anforderungen an den Einsatz erneuerbarer und klimaneutraler Energien in neuen Heizungsanlagen weiter vorangetrieben werden. Dazu be-darf es weiter eines unterstützenden, praxistauglichen und einfachen ordnungspolitischen (GEG-) Rahmens.\r\n2 Praxistaugliche Novelle des GEG und 1:1-Umsetzung der EPBD:\r\nWir teilen das Vorhaben, das GEG kurzfristig zu vereinfachen, transparent und praktikabel auszugestalten. Beziehen Sie die Branche mit ihrer Fachexpertise in die Ausgestaltung mit ein!\r\nDie Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) verbunden mit praxistauglichen Zielen im Gebäudebereich sollte in einem weiteren Schritt die vorgegebenen Anpassungen 1:1 in nati-onales Recht umsetzen. Ein langwieriger Gesetzgebungsprozess zur Umsetzung der EPBD wie bei der letzten GEG-Novellierung ist unbedingt zu vermeiden, um den Verbrauchern und Akteuren im Markt Sicherheit zu geben.\r\n3 Verlässliche und langfristige Finanzierung und Förderung:\r\nEine langfristig verlässliche und attraktive Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) so-wie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) schafft die erforderliche nachhaltige und wirksame Investitionssicherheit für Verbraucher und Unternehmen. Zudem ist das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) unverzichtbar und muss mit Zielrichtung Treibhausgas-neutralität erhalten und fortentwickelt werden.\r\n4 GEG und Wärmeplanungsgesetz (WPG) zusammendenken:\r\nEine bessere Abstimmung zwischen GEG und WPG stellt sicher, dass Synergien in der Pla-nung und Umsetzung der Wärmewende effizient genutzt werden. Eine schnelle und transpa-rente Kommunikation, wo Infrastrukturen erhalten, transformiert oder neu entstehen wer-den, schafft Planungssicherheit und Vertrauen. Dabei muss sichergestellt sein, dass Akteure, wie beispielsweise Netzbetreiber, nur in dem Rahmen zur Rechenschaft gezogen werden können, in dem sie Verantwortung tragen.\r\nDie unterzeichnenden Verbände appellieren daher an die Bundesregierung, rasch für Klar-heit zu sorgen, eindeutige Rahmenbedingungen zu schaffen und bezahlbare und praxisge-rechte Maßnahmen umzusetzen.\r\nWir stehen für Gespräche bereit, um unser Praxiswissen über Zielerreichung, Finanzierung, kosteneffiziente Lösungen für die Beschleunigung der Wärmewende in den politischen Pro-zess einzubringen.\r\nUnterzeichner\r\nKerstin Andreae Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nMarkus Staudt Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie e.V.\r\nDr. Simone Peter Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nStefan Liesner Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.V.\r\nDr. Martin Sabel Bundesverband Wärmepumpe e.V.\r\nProf. Dr. Gerald Linke Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.\r\nIngeborg Esser Bundesverband deutscher Wohnungs- und Immobilienunternehmen e.V.\r\nIngbert Liebing Verband kommunaler Unternehmen e.V.\r\nDr. Joachim Lohse Zentraler Immobilien Ausschuss e.V.\r\nDr. Timm Kehler Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft e.V.\r\nAndreas Müller Zentralverband Sanitär Heizung Klima\r\nAlexander Neuhäuser Zentralverband der Deutschen Elektro- und Informationstechni-schen Handwerke e.V.\r\nDr. Wolfgang Weber ZVEI e. V. (Verband der Elektro- und Digitalindustrie)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017199","regulatoryProjectTitle":"Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) und Anpassungen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/45/34/709614/Stellungnahme-Gutachten-SG2603190005.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Gemeinsamer Appell\r\nfür die Reform des GEG\r\nBerlin, 22. Januar 2026\r\nPräambel\r\nDas Gebäudeenergiegesetz (GEG) soll als Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) weiterent-wickelt werden. Der Zeitplan ist vorgelegt. Nun ist schnell inhaltliche Klarheit erforderlich, um ein schlüssiges und verlässliches wärmepolitisches Gesamtkonzept zu schaffen. Verzöge-rungen schaden den betroffenen Branchen und schaffen weitere Unsicherheiten.\r\nDas bestehende GEG enthält kleinteilige und teilweise praxisferne Regelungen, insbesondere zum Einsatz von Heizungsanlagen. Diese berücksichtigen die Lebenswirklichkeit vieler Ge-bäudeeigentümer sowie die systemischen Zusammenhänge der Wärmeversorgung nur unzu-reichend. Eine Reform muss daher auf Vereinfachung, Verständlichkeit, Technologieoffen-heit und Praxistauglichkeit ausgerichtet sein.\r\nZugleich ist entscheidend, dass die Koalition rasch für Klarheit und verlässliche Rahmenbe-dingungen sorgt. Disruptive Eingriffe sollten in jedem Fall vermieden werden. Die Bundesre-gierung sollte die Chance ergreifen, das künftige Gebäudemodernisierungsgesetz als ver-ständliches, kohärentes und investitionsfreundliches Gesetz auszugestalten.\r\nDie Reform des GEG, die Umsetzung der EPBD, die Frage der zukünftigen Förderung, die Weiterentwicklung der kommunalen Wärmeplanung und die Umsetzung der europäischen Gasbinnenmarktrichtlinie sowie die Novellierung des Rechtsrahmens für die Fernwärme müssen aus einem Guss erfolgen. Effizienz und Wirtschaftlichkeit sind dabei zentrale Leit-planken: Die Wärmewende muss volkswirtschaftlich sinnvoll, für Unternehmen und Kommu-nen umsetzbar und für Bürgerinnen und Bürger bezahlbar sein.\r\nEuropäische Vorgaben EPBD, EED und RED III\r\nDie Energieeffizienz-Richtlinie (EED) legt in Artikel 4 die absoluten Verbrauchsziele für Pri-mär- und Endenergie bis 2030 fest. Zur Zielerreichung wird der betriebliche Energiever-brauch von Unternehmen adressiert. Der Gebäudesektor wird einschließlich der Wohnge-bäude durch die EPBD weiter ausdifferenziert.\r\nDie Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (EPBD) ist am 28. Mai 2024 in Kraft getreten und muss im Wesentlichen bis zum 29. Mai 2026 in nationales Recht umge-setzt werden. Sie verpflichtet die Mitgliedsstaaten zu einer ganzheitlichen energetischen Be-wertung von Gebäuden und flankiert erstmals explizit das Ziel eines klimaneutralen Gebäu-debestands bis 2050.\r\nDiese Umsetzung der EPBD erfolgt in Deutschland weitgehend im GEG und künftig über das Gebäudemodernisierungsgesetz. Für den Gebäudebestand und den Gebäudeneubau müssen die Anforderungen dabei so gesetzt werden, dass sie weiterhin sowohl dezentrale Lösungen wie auch den Wärmenetzausbau stärken und Investitionen in die Wärmewende erleichtern, ohne Gebäudeeigentümer, Gebäudeplaner und Energieversorger mit sehr bürokratischen Detailberechnungen zu belasten.\r\nDie novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) sieht ergänzend für den Gebäude-sektor einen Anteil Erneuerbarer Energien von 49 Prozent bis 2030 vor. Ab 2030 dürfen zu-dem nur noch emissionsfreie Neubauten errichtet werden. Bis 2050 ist ein klimaneutraler Gebäudebestand sicherzustellen.\r\nVom GEG zum GMG: Vereinfachung und Verlässlichkeit\r\nMit der Ankündigung eines Gebäudemodernisierungsgesetzes greift die Bundesregierung die Notwendigkeit einer Reform des GEG auf. Eckpunkte sollen Ende Januar, ein Gesetzentwurf Ende Februar vorliegen. Entscheidend ist nun, dass das Gesetz vereinfacht, verständlicher, technologieoffener und praktikabler ausgestaltet wird. Die 65-Prozent-Anforderung ist dazu geeignet, einen schnellen Hochlauf der Erneuerbaren Energien weiter zu unterstützen, um einen klimaneutralen Gebäudebestand zu erreichen. Mögliche Alternativ-Regelungen müs-sen sich daran messen lassen. Denkbar wäre für Gebäudeeigentümer die Einführung einer alternativen, ambitionsgleichen Erfüllungsoption, die sich an der Klimawirksamkeit bzw. der CO₂-Minderung orientiert und Effizienzmaßnahmen berücksichtigt.\r\nGerade im Gebäudebestand liegt die größte Herausforderung. Die hohe Zahl installierter Gas- und Ölheizungen verdeutlicht die Dimension der Aufgabe. Diese kann nur durch ein sys-temisches Zusammenspiel von GMG mit Wärmeplanung und Transformationsplanung be-wältigt werden. Effizienzanforderungen, THG-Minderungen und der Einsatz Erneuerbarer Energien müssen im Gebäudebereich zusammengedacht werden. Die Wärmewende muss für alle Beteiligten umsetzbar und wirtschaftlich tragfähig sein.\r\nIn der Novellierung sollten alle Möglichkeiten zur Entbürokratisierung konsequent genutzt werden. Nachweis- und Berichtspflichten sind zusammenzuführen und deutlich zu vereinfa-chen.\r\nFlexibilität und Wahlfreiheit für Gebäudeeigentümer\r\nZiel ist die Reduktion von CO2-Emissionen und die Erreichung der Klimaneutralität. Dafür bie-ten sich Lösungen bzw. Kombinationen aus Energieträgerwahl und Heiztechnologie oder über Effizienzmaßnahmen wie den baulichen Wärmeschutz an. Der Übergang zu einer klima-neutralen Wärmeversorgung erfordert mehr Flexibilität bei den Umsetzungsoptionen und -strategien. Die Dekarbonisierung und THG-Minderung der Wärmeversorgung, die Steigerung der Gebäudeenergieeffizienz und die Energieeinsparung tragen jeweils zur Zielerreichung bei und müssen stärker integriert betrachtet werden. Dabei sind unbürokratische, verständliche Vorgaben sowie die wirtschaftliche Umsetzbarkeit und Kosteneffizienz sicherzustellen.\r\nInnovativen Konzepten, wie bspw. Quartierslösungen, und dem Einsatz einer möglichst brei-ten Palette an Technologien – von der KWK bis hin zu Hybridanlagen – müssen der Freiraum gewährt werden, am Wärmemarkt teilzunehmen.\r\nKommunale Wärmeplanung als Orientierung, Förderung als Schlüssel für Akzeptanz und Umsetzbarkeit\r\nDie kommunale Wärmeplanung bietet eine wesentliche Planungs- und Entscheidungshilfe für Gebäudeeigentümer. Bis Mitte 2026 (Großstädte) bzw. Mitte 2028 (kleinere Kommunen) werden entsprechende Wärmepläne vorliegen.\r\nDort, wo ein kommunaler Wärmeplan vorliegt, sollte dieser als belastbare Grundlage für In-vestitionsentscheidungen dienen und den Infrastrukturaus- und -umbau flankieren.\r\nEin verlässlicher Förderrahmen ist zentral für die Wärmewende. Förderung verhindert wirt-schaftliche Härten, stärkt die Investitionsbereitschaft und erhöht die gesellschaftliche\r\nAkzeptanz. Die Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG), die Bundesförderung für effi-ziente Wärmenetze (BEW) sowie weitere Programme müssen auskömmlich, langfristig und verlässlich ausgestaltet werden. Die Kosten der jeweils eingesparten Emissionen und die so-ziale Komponente der Förderung sind dabei ein wichtiger Baustein.\r\nZiele der Transformation im Wärmesektor\r\nDie Transformation im Wärmesektor dient dem Klimaschutz als Grundlage einer lebenswer-ten Zukunft. Gleichzeitig stärkt sie Versorgungssicherheit und Resilienz. Bezahlbarkeit und wirtschaftliche Tragfähigkeit müssen dabei stets gewährleistet bleiben.\r\nDie Unternehmen aus der Energie-, Immobilien- und Wohnungswirtschaft, die Hersteller-\r\nindustrie, das Handwerk und nicht zuletzt die Kommunen haben bereits hohe Summen inves-tiert und haben ambitionierte Investitionspläne. Auch Bürgerinnen und Bürger haben im Ver-trauen auf den ordnungsrechtlichen Rahmen investiert.\r\nDie Politik muss das daraus generierte volkswirtschaftliche Wachstum, die regionale Wert-schöpfung, die positiven Arbeitsplatzeffekte und die daraus entstandenen und entstehenden Innovationen anerkennen und honorieren.\r\nDie unterzeichnenden Verbände appellieren daher an die Bundesregierung, rasch für klare, verlässliche, praxistaugliche und bezahlbare Rahmenbedingungen zu sorgen.\r\nWir stehen für Gespräche bereit, um unser Praxiswissen über Zielerreichung, Finanzierung und kosteneffiziente Lösungen für die Beschleunigung der Wärmewende in den politischen Prozess einzubringen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017199","regulatoryProjectTitle":"Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) und Anpassungen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/d9/759796/Stellungnahme-Gutachten-SG2606160005.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 8. Juni 2026 \r\nStellungnahme \r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des  \r\nWärmeplanungsgesetzes \r\nVersionsnummer: 2.0  \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance-Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32 \r\n10117 Berlinwww.bdew.de \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 16 \r\nInhalt \r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 4 \r\n2 Teil 1 Allgemeine Bestimmungen ....................................................................... 6 \r\n2.1 § 2 Ziele für die leitungsgebundene Wärmeversorgung ................................ 6 \r\n2.2 § 3 Begriffsbestimmungen ............................................................................. 6 \r\n3 Teil 2 Wärmeplanung und Wärmepläne ............................................................. 7 \r\n3.1 § 7 Beteiligung der Öffentlichkeit, von Trägern öffentlicher Belange, der \r\nNetzbetreiber sowie weiterer natürlicher oder juristischer Personen .......... 7 \r\n3.2 § 10 Datenverarbeitung zur Aufgabenerfüllung ............................................ 8 \r\n3.3 § 21 Anforderungen an einen Wärmeplan für ein Gemeindegebiet mit mehr \r\nals 45.000 Einwohnern ................................................................................... 9 \r\n3.4 § 21a Planung der Kälteversorgung ............................................................... 9 \r\n3.5 § 22a Verfahren für Gemeindegebiete mit 15.000 Einwohnern ................... 9 \r\n3.6 § 22b Prüfung der Eignung von Teilgebieten für eine vertiefte Untersuchung\r\n ...................................................................................................................... 10 \r\n3.7 § 24 Anzeige des Wärmeplans und Übermittlung von Ergebnisdaten durch \r\ndie planungsverantwortliche Stelle; Datenübermittlung an den Bund ....... 11 \r\n3.8 § 25 Fortschreibung des Wärmeplans .......................................................... 11 \r\n3.9 §§ 26 und 27 Entscheidung über die Ausweisung als Gebiet zum Neu- oder \r\nAusbau von Wärmenetzen oder als Wasserstoffnetzausbaugebiet und § 27 \r\nRechtswirkung der Entscheidung ................................................................. 12 \r\n4 Teil 3 Anforderungen an Betreiber von Wärmenetzen ....................................... 13 \r\n4.1 § 29 Anteil erneuerbarer Energien in Wärmenetzen ................................... 13 \r\n4.2 § 30 Anteil erneuerbarer Energien in neuen Wärmenetzen ........................ 14 \r\n4.3 § 32 Verpflichtung zur Erstellung von Wärmenetzausbau- und \r\ndekarbonisierungsfahrplänen ...................................................................... 14 \r\n4.4 Teil 4 Schlussbestimmungen ........................................................................ 14 \r\n5 Anlage 1 ........................................................................................................... 14 \r\n \r\n Seite 3 von 16 \r\n \r\n6 Ausblick ............................................................................................................ 15 \r\n \r\n  \r\n1 Zusammenfassung \r\nDie kommunale Wärmeplanung ist ein entscheidender Hebel, um Investitionen in moderne, \r\nresiliente Infrastrukturen anzustoßen, die Wärmeversorgung zu sichern und die Klimaschutz\r\nziele zu erreichen. Ihre Verbindlichkeit darf nicht verringert werden. Vor diesem Hintergrund \r\nbegrüßt der BDEW, dass das Wärmeplanungsgesetz (WPG) als zentrales Instrument erhalten \r\nbleibt, um die Wärmewende vor Ort zu gestalten und auf den Weg zu bringen. In dem Zusam\r\nmenhang ist es richtig und wichtig, dass auch kleine Kommunen noch besser in die Lage ver\r\nsetzt werden, eine Wärmeplanung zu erstellen. Ungeachtet einer möglichen Reduzierung des \r\nAufwands für die kommunale Wärmeplanung um bis zu 80 % sollten Information und Beteili\r\ngung der Energiewirtschaft angemessen gewährleistet sein. Ebenso ist die Einführung der Käl\r\nteplanung für Kommunen mit mehr als 45.000 Einwohnern ein wichtiger Schritt hin zu einer \r\nintegrierten Energieinfrastrukturplanung.  \r\nDer BDEW schätzt den vorliegenden Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Wärmepla\r\nnungsgesetzes zusammenfassend wie folgt ein: \r\n› \r\nBeteiligung der Energieversorger/Netzbetreiber  \r\nAuch wenn die kleinen Kommunen mit weniger als 15.000 Einwohnern nun die Möglichkeit \r\nhaben, eine sogenannte „kleine Wärmeplanung“ zu nutzen, muss die Beteiligung der Energie\r\nversorger/Netzbetreiber sowie weiterer Akteure weiterhin gesichert bzw. gestärkt werden. \r\nMit Blick auf die Herausforderungen im Zuge der Umsetzung der Gasbinnenmarktrichtlinie, \r\ninsbesondere die Verteilernetzentwicklungspläne gemäß § 16b EnWG-E, ist dies essenziell, um \r\ndie Koordinierung für eine alternative Wärmeversorgung bei möglichen Stilllegungen von Gas\r\nnetzen zu ermöglichen. Die Verpflichtung zur Beteiligung der Netzbetreiber durch die pla\r\nnungsverantwortliche Stelle nach WPG ist u. a. notwendig für die wirtschaftliche Beurteilung \r\nder Ausweisung von Prüfgebieten unter Berücksichtigung der Verteilernetzentwicklungspla\r\nnung (VNEP). Daher begrüßt der BDEW, dass mit dem vorliegenden Regierungsentwurf gere\r\ngelt ist, die Energiewirtschaft im Rahmen der Prüfung zu beteiligen. Jedoch sollte eine Beteili\r\ngung der Energieversorger auch für den vorgelagerten Prozess der kleinen Wärmeplanung \r\nüber die bloße Abgabe einer Stellungnahme hinaus erfolgen.   \r\n› \r\nBerücksichtigung des Verteilernetzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff \r\nGemäß § 22a hat die Kommune die Möglichkeit, u. a. Prüfgebiete für Wasserstoff und grünes \r\nMethan auszuweisen. Bei solchen Ausweisungsentscheidungen ist es wichtig, die Verteiler\r\nnetzentwicklungspläne gemäß § 16b Abs. 1-4 EnWG-E zu berücksichtigen. Im Zielzustand soll\r\nten die beiden Planungsinstrumente miteinander verzahnt und harmonisiert sein. \r\nLiegt für das Versorgungsgebiet bereits ein bei der BNetzA zur Bestätigung vorgelegter oder \r\nein bereits durch die BNetzA bestätigter Verteilernetzentwicklungsplan vor, sollte dieser bei \r\nSeite 4 von 16 \r\nder Planung durch die planungsverantwortliche Stelle nach WPG zwingend mitberücksichtigt \r\nwerden. \r\n› \r\nFortschreibung der Wärmepläne \r\nIm Einklang mit anderen Planungen, z. B. Netzentwicklungsplänen Gas und Strom, müssen im \r\nFortschreibungsturnus der Wärmeplanung auch die aktuellen Netzentwicklungspläne Berück\r\nsichtigung finden, um die Anbindung an die Planungsinstrumente der anderen Infrastruktur\r\nbetreiber aktuell zu halten. Des Weiteren sollten Wärmepläne, die bereits vor dem Jahr 2026 \r\nabgeschlossen, veröffentlicht bzw. eingereicht worden sind, spätestens nach 5 Jahren aktuali\r\nsiert werden. \r\n› \r\nKältepläne \r\nDie Erweiterung der Wärmeplanung um eine Kälteplanung ist zu begrüßen und ein wichtiger \r\nSchritt bei der Nutzbarmachung lokaler Potenziale.  \r\n› \r\n§§ 22a und 22b Verfahren für Gemeindegebiete mit 15.000 Einwohnern \r\nZu begrüßen ist, dass die Erstellung des Wärmeplans für kleine Kommunen vereinfacht wer\r\nden soll.  \r\nAllerdings wird durch die „kleine Wärmeplanung“ nach §§ 22a und 22b WPG-E nunmehr das \r\ndritte Verfahren zur Vereinfachung der Wärmeplanung eingeführt, das neben der verkürzten \r\nWärmeplanung nach § 14 WPG und dem vereinfachten Verfahren nach § 22 WPG für Kommu\r\nnen mit weniger als 10.000 Einwohnern angewendet werden kann. Dies ist für Kommunen \r\nund für Energieversorgungsunternehmen, die an der Erarbeitung der Wärmepläne mitwirken, \r\nunübersichtlich. Sinnvoller wäre es, stattdessen nur eine „kleine Wärmeplanung“ für kleine \r\nKommunen zuzulassen und § 22 WPG zu streichen. Grundsätzlich darf eine Vereinfachung \r\nnicht dazu führen, dass die Wärmeplanung eine reine Pflichtaufgabe wird. Entscheidend ist, \r\ndass die Kommunen weiterhin alle tragfähigen Optionen für eine zukunftssichere Wärmever\r\nsorgung sorgfältig prüfen. \r\n› \r\nVerweise auf das Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) \r\nMehrere Regelungen des WPG-E verweisen auf das GModG, das selbst noch nicht beschlossen \r\nist. Das betrifft insbesondere §§ 26 und 27 WPG, die auf §§ 71 Abs. 8, § 71k GEG verweisen, \r\ndie nach dem Regierungsentwurf zum GModG entfallen sollen. Die Ausweisungsentscheidung \r\nmuss als Instrument weiter bestehen bleiben und auch nach Wegfallen der §§ 71, 71k GEG \r\nAnwendung finden.  \r\n› \r\nWeiterentwicklung des Wärmeplanungsgesetzes \r\nSeite 5 von 16 \r\nDie Wärmeplanung ist nicht nur eine Planung für eine technische Transformation der Infra\r\nstruktur, sondern kann gleichzeitig Grundlage sein, um Antworten auf zukünftige Herausforde\r\nrungen für eine gesicherte und klimaneutrale Wärmeversorgung zu geben. Mit einer hohen \r\nQualität der Wärmepläne und einem gesicherten Weg der praktischen Umsetzung kann dies \r\ngelingen. Daher spricht sich der BDEW für eine zeitnahe große Novelle des WPG aus. Ziel sollte \r\nes sein, die Wärmeplanung zu einer integrierten Energieinfrastrukturplanung auch unter Auf\r\nnahme der praktischen Erfahrungen bei der realen Umsetzung dieser Planungen weiterzuent\r\nwickeln. Eckpunkte dazu sind unter der Überschrift „Ausblick“ zu finden. \r\nAm Schluss möchten wir erneut darauf hinweisen, dass auch diesmal die Konsultationsfrist für \r\nden Referentenentwurf zu kurz war, um eine umfassend fundierte Einschätzung der BDEW\r\nMitgliedsunternehmen zu ermöglichen. Bei der angekündigten großen WPG-Novelle in der \r\nzweiten Jahreshälfte sollte darauf geachtet werden, u. a. die bürokratischen Anforderungen \r\nfür die Dekarbonisierung der Fernwärme anzupassen. Ferner ist zu prüfen, wie die Regelungen \r\nim neuen Gebäudemodernisierungsgesetz mit denen im WPG zusammenwirken, wie europa\r\nrechtliche Regelungen zielführend angewendet werden können und wie die Anforderungen an \r\nneue Wärmenetze in den neuen rechtlichen Kontext eingeordnet werden können.    \r\n2 Teil 1 Allgemeine Bestimmungen \r\n2.1 § 2 Ziele für die leitungsgebundene Wärmeversorgung \r\nIm Rahmen der Eckpunkte zum GModG wurde bereits angekündigt, die Bundesförderung für \r\neffiziente Wärmenetze (BEW) gesetzlich zu regeln und aufzustocken, um den Bau und die De\r\nkarbonisierung von Nah- und Fernwärmenetzen zu unterstützen und Verbraucherpreise zu \r\nentlasten. Daher sollte § 2 Absatz 2 des WPG durch diesen neuen Satz 2 ergänzt werden:  \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n„Die Bundesregierung wird die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze gesetzlich so \r\nausgestalten, dass die Ziele in Absatz 1 und Absatz 2 Satz 1 erfüllt werden.“ \r\n2.2 § 3 Begriffsbestimmungen  \r\nDie Präzisierungen in § 3 Abs. 1 Nummer 17 und Nummer 17a zur Definition von Wärmenet\r\nzen und Wärmenetzbetreibern sind grundsätzlich zu begrüßen und sollten bei der Allokation \r\nvon Fördermitteln, z. B. der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) oder der Bun\r\ndesförderung für effiziente Gebäude (BEG), differenziert vorgeben können, wo Projekte im \r\nFörderrahmen verortet werden können. Deshalb sollte die Definition des Referentenentwurfs \r\nerhalten bleiben. \r\nSeite 6 von 16 \r\nDer BDEW weist darauf hin, dass er die Definition des Gebäudenetzes in § 3 Abs. 1 Nr. 9a GEG \r\n(zukünftig § 3 Abs. 1 Nr. 9 GModG) und die sich daran anknüpfenden Dekarbonisierungsanfor\r\nderungen nicht für sachgerecht hält, weil Contractinglösungen für einzelne Gebäude oftmals \r\nauf eine spezifische Technologie bzw. einen spezifischen Wärmeträger ausgerichtet sind, de\r\nren Dekarbonisierung eine vollständige Umstellung auf eine andere Technologie erfordert. Da\r\nmit unterscheiden sie sich grundlegend von beispielsweise leitungsgebundenen Wärmenet\r\nzen, die die Einspeisung von erneuerbaren Energien und Abwärme sukzessive vornehmen kön\r\nnen. Der BDEW hat daher bereits vorgeschlagen, die Definition des Gebäudenetzes anzupas\r\nsen. Um Abgrenzungsprobleme zu vermeiden, sollte statt einer quantitativen eine qualitative \r\nDefinition für das Gebäudenetz gewählt werden. \r\nAußerdem regt der BDEW an, in § 3 Abs. 1 Nr. 17 WPG für den Begriff der Hausanschlusslei\r\ntung den Begriff „Hausanschluss gemäß § 10 AVBFernwärmeV“ zu verwenden, denn das WPG \r\ndefiniert den Begriff Hausanschlussleitung nicht, was zu weiteren Unklarheiten führen könnte. \r\nAllgemein ist es wichtig, dass die Begriffsbestimmungen mit dem EnWG-E und dem GEG bzw. \r\nGModG sowie der AVBFernwärmeV, auf die im WPG Bezug genommen wird, harmonisiert \r\nwerden. Es darf nicht zu Missverständnissen kommen, wenn im WPG z. B. von grünem Me\r\nthan und Wasserstoff im Rahmen der Prüfgebiete und im EnWG-E von erneuerbarem Gas und \r\nggf. kohlenstoffarmen Gas gesprochen wird. \r\n3 Teil 2 Wärmeplanung und Wärmepläne \r\n3.1 § 7 Beteiligung der Öffentlichkeit, von Trägern öffentlicher Belange, der Netzbetreiber \r\nsowie weiterer natürlicher oder juristischer Personen \r\nMit der Möglichkeit für Kommunen mit 15.000 Einwohnern oder weniger, eine kleine Wärme\r\nplanung nach §§ 22a und 22b durchzuführen, muss weiterhin die Beteiligung der Energiewirt\r\nschaft gesichert bleiben, sowohl bei der kleinen Wärmeplanung als auch im regulären Wärme\r\nplanungsverfahren nach §§ 14 bis 22. Die nun angedachte Gesetzesänderung sollte genutzt \r\nwerden, um die Beteiligung der Energiewirtschaft zu stärken bzw. zu gewährleisten.  \r\nMit der Umsetzung der Gasbinnenmarktrichtlinie in nationales Recht werden die Grundlagen \r\nfür eine Weiterentwicklung der Gasnetze geschaffen.  \r\nMit den zukünftig zu erstellenden Gas- und Wasserstoffverteilernetzentwicklungsplänen wer\r\nden diese Maßnahmen beschrieben. Diese Pläne müssen mit dem Wärmeplan nach WPG, z. B. \r\nder Wärmeversorgung mit Fernwärme oder Wärmepumpe, ineinandergreifen, um Bürgerin\r\nnen und Bürger bzw. Kundinnen und Kunden Planungssicherheit zu geben. Daher ist es not\r\nwendig, sicherzustellen, dass die Energiewirtschaft fortlaufend im Prozess der Wärmeplanung \r\nSeite 7 von 16 \r\neingebunden ist. An dieser Stelle führt keine oder eine geringere Beteiligung vielleicht zur Ver\r\neinfachung des Verfahrens, aber mindert die Qualität der Wärmepläne und führt nicht zu de\r\nren Umsetzbarkeit.  \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\nAnpassung des § 7 Abs. 2: \r\n„(2) Darüber hinaus beteiligt muss die planungsverantwortliche Stelle im Rahmen ders Wär\r\nmeplanungsprozesses frühzeitig und fortlaufend beteiligen (…)“  \r\nUm diesen Vorschlag zu präzisieren, ist es auch dienlich, den § 8 Abs. 1 um einen Satz 3 zu er\r\ngänzen:  \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n„Die Gas- und Wasserstoffverteilernetzentwicklungspläne gemäß § 16b ff. EnWG sind bei \r\nder Erstellung und Aktualisierung der Wärmepläne von der planungsverantwortlichen Stelle \r\nzu berücksichtigen.”   \r\n3.2 § 10 Datenverarbeitung zur Aufgabenerfüllung \r\nPositiv hervorzuheben ist die Erweiterung der Datenverarbeitung auf Erstellung, Fortschrei\r\nbung und Umsetzung des Wärmeplans. \r\nDie Einfügung des § 10 Abs. 5 WPG-E führt aber auch zu Unklarheiten. Es besteht das Risiko, \r\ndass nicht hinreichend klar ist, welche Datenverarbeitung (auch personenbezogener Daten) \r\ntatsächlich zulässig ist und welche nicht. Der BDEW empfiehlt daher eine Klarstellung des Ab\r\nsatzes 5. Damit soll auch sichergestellt werden, dass auch für die Erstellung und Aktualisierung \r\nder Verteilernetzentwicklungspläne die Daten aus der Wärmeplanung weiterverarbeitet wer\r\nden können. Soweit Netzbetreiber zur Herausgabe von Daten an die Kommune nach § 10 \r\nWPG-E verpflichtet sind, müssen sie die entflechtungsrechtlichen Vorgaben nach §§ 6 ff. \r\nEnWG einhalten. Es ist üblich, dass zwischen Kommunen und Netzbetreibern Datenverarbei\r\ntungsvereinbarungen geschlossen werden, die auch sicherstellen, dass die entflechtungsrecht\r\nlichen Vorgaben eingehalten werden und die Kommune Daten nicht (unzulässig) an Dritte wei\r\ntergibt. Für den Fall, dass Netz und Erzeugung nicht in einer Gesellschaft betrieben werden, \r\nsollte in der Gesetzesbegründung klargestellt werden, dass die Datenherausgabepflichten im \r\nVerbund zu erfüllen sind und dies durch geeignete vertragliche Pflichten sicherzustellen ist. \r\nUm die entflechtungsrechtlichen Vorgaben insbesondere auch für eine besser integrierte Pla\r\nnung zwischen den Netzbetreibern zu erleichtern, schlägt der BDEW in seiner Stellungnahme \r\nzur Umsetzung des EU-Gaspakets außerdem eine Überarbeitung des § 6a EnWG-E vor.  \r\nSeite 8 von 16 \r\n3.3 § 21 Anforderungen an einen Wärmeplan für ein Gemeindegebiet mit mehr als 45.000 \r\nEinwohnern \r\n3.4 § 21a Planung der Kälteversorgung \r\nDie Erweiterung der Wärmeplanung um eine Kälteplanung ist zu begrüßen und ein wichtiger \r\nSchritt bei der Nutzbarmachung lokaler thermodynamischer Potenziale. Kühlung ist nichts an\r\nderes als ein Wärmeentzug, der an anderer Stelle als Wärmeeintrag wiederverwendet werden \r\nkann, z. B. in einem Wärmenetz. In dem vorliegenden Entwurf ist dieser Zusammenhang je\r\ndoch nicht deutlich genug hervorgehoben. Daher sollte in § 21a aufgenommen werden, dass \r\nparallel zur Kälteplanung bereits Flächenpotenziale für die Zwischenspeicherung von Wärme \r\nermittelt werden. Hierbei sollte auf die räumliche Nähe zwischen zu kühlenden Standorten, \r\nZwischenspeicherung und Standorten mit hohem Wärmebedarf, z. B. in Wärmenetzen, geach\r\ntet werden. Bei der Analyse der Wärme- und Kühlbedarfe ist eine zeitliche Abhängigkeit \r\nebenso zu berücksichtigen, um abschätzen zu können, wie hoch das Flächenpotenzial für die \r\nZwischenspeicherung der Wärme sein sollte. Das heißt, je weiter Kühl- und Wärmebedarf zeit\r\nlich auseinanderliegen, desto höher ist der Flächenbedarf für den Wärmespeicher. Wärme\r\nspeicher stellen in dem Zusammenhang eine Möglichkeit dar. Weiterhin muss die Möglichkeit \r\nder Abwärmeabgabe, z. B. an Luft oder Wasser, gewahrt bleiben. \r\nUm die Planungspflicht mit realer Umsetzungswirkung zu verknüpfen, sollte die Bundesregie\r\nrung parallel Förderinstrumente für kommunale Kälteinfrastruktur entwickeln — analog zur \r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW). Nur so kann die Kälteplanung ihre Steue\r\nrungswirkung entfalten. \r\n3.5 § 22a Verfahren für Gemeindegebiete mit 15.000 Einwohnern \r\nZu begrüßen ist, dass die Erstellung des Wärmeplans für kleine Kommunen vereinfacht wer\r\nden soll. Positiv ist auch, dass die Anregung des BDEW übernommen wurde, das Verfahren der \r\n„kleinen Wärmeplanung“ klarer darzustellen und entsprechend § 22b WPG-E aufgenommen \r\nwurde.  \r\nAllerdings wird durch die „kleine Wärmeplanung“ nach § 22a WPG-E nunmehr das dritte Ver\r\nfahren zur Vereinfachung der Wärmeplanung eingeführt, das neben der verkürzten Wärme\r\nplanung nach § 14 WPG und dem vereinfachten Verfahren nach § 22 WPG für Kommunen mit \r\nweniger als 10.000 Einwohnern angewendet werden kann. Dies ist für Kommunen und für \r\nEnergieversorgungsunternehmen, die an der Erarbeitung der Wärmepläne mitwirken, unüber\r\nsichtlich. Sinnvoller wäre es, stattdessen nur eine „kleine Wärmeplanung“ für kleine Kommu\r\nnen zuzulassen und § 22 WPG zu streichen.  \r\nSeite 9 von 16 \r\n› \r\nZu Absatz 1:  \r\nDie in Absätzen 2 und 3 vorgesehene Einbindung der Beteiligten nach § 7 Abs. 2 WPG ist nach \r\nwie vor nicht ausreichend. Positiv ist, dass nun ausdrücklich geregelt wird, dass die planungs\r\nverantwortliche Stelle die vorliegenden Planungen der Infrastrukturbetreiber berücksichtigen \r\nmuss. Die Infrastrukturbetreiber spielen bei der Erstellung der Wärmepläne eine zentrale \r\nRolle. Außerdem ist die Wärmeplanung auch für Netzbetreiber (Strom und Gas) ein wichtiges \r\nInstrument, das in ihre jeweiligen Ausbau- und Verteilernetzpläne einfließen muss. Eine mög\r\nlichst realistische und umsetzbare Wärmeplanung ist für die Wärmewende unerlässlich. Ge\r\nrade deswegen ist sicherzustellen, dass schon die Einteilung der Gebiete und die Entwicklung \r\nvon konkreten Umsetzungsmaßnahmen unter aktiver Einbindung der Beteiligten gem. § 7 Abs. \r\n2 WPG erfolgt und diese nicht nur am Ende Gelegenheit zur Stellungnahme zum Entwurf des \r\nWärmeplans erhalten. Oft genügt ein gemeinsamer Austausch, um die wichtigsten Planungs\r\nziele und -inhalte zu vermitteln. Dies kann auch der Kommune helfen, die anderenfalls eigen\r\nständig die verschiedenen Infrastrukturplanungen übereinanderlegen und auswerten müsste. \r\nDiese Einbindung zahlt positiv auf die Qualität und Umsetzbarkeit des Wärmeplans ein.  \r\nGrundsätzlich ist nachvollziehbar und sinnvoll, der planungsverantwortlichen Stelle die kon\r\nkrete Ausgestaltung der Wärmeplanung zu überlassen. In der Praxis zeigt sich aber, dass ins\r\nbesondere kleine Kommunen angesichts sehr knapper Ressourcen von diesem Gestaltungs\r\nspielraum keinen Gebrauch machen können und sich stattdessen eng an den gesetzlichen \r\nRahmen halten (müssen). Deswegen ist es zielführend, insbesondere die Einbindung der Betei\r\nligten nach § 7 WPG in § 22a WPG-E ausdrücklich zu regeln.  \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\nIn Abs. 2 ist folgender Satz 3 einzufügen:  \r\n„Die Beteiligten nach § 7 Abs. 2 sind bei der Durchführung der kleinen Wärmeplanung zu be\r\nteiligen.“  \r\n3.6 § 22b Prüfung der Eignung von Teilgebieten für eine vertiefte Untersuchung \r\n› \r\nZu Absatz 1: Prüfgebiet Wärmenetz  \r\nIn Absatz 1 sollten vorliegende Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrpläne von den \r\nFernwärmeversorgern unbedingt Berücksichtigung finden. Außerdem sind die zugrunde lie\r\ngenden Annahmen, sofern Bestandswärmenetze existieren, unbedingt mit den lokalen Betrei\r\nbern der Wärmenetze abzuklären, um Missverständnisse zu vermeiden und die Wärmepläne \r\nsolide mit allen Akteuren am Standort aufzustellen.  \r\nSeite 10 von 16 \r\n› \r\nZu Absatz 2: Prüfgebiet Netz für die Versorgung mit Wasserstoff  \r\nLiegt für das Versorgungsgebiet bereits ein bei der BNetzA zur Bestätigung vorgelegter oder \r\nein bereits durch die BNetzA bestätigter Verteilernetzentwicklungsplan vor, sollte dieser bei \r\nder Planung zwingend mitberücksichtigt werden. \r\n› \r\nZu Absatz 3: Prüfgebiet Netz für die Versorgung mit grünem Methan  \r\nLiegt für das Versorgungsgebiet bereits ein bei der BNetzA zur Bestätigung vorgelegter oder \r\nein bereits durch die BNetzA bestätigter Verteilernetzentwicklungsplan vor, sollte dieser bei \r\nder Planung zwingend mitberücksichtigt werden. \r\n3.7 § 24 Anzeige des Wärmeplans und Übermittlung von Ergebnisdaten durch die planungs\r\nverantwortliche Stelle; Datenübermittlung an den Bund \r\nDie Qualität der Ergebnisdaten aus der Wärmeplanung spielt für die Verteilernetzentwick\r\nlungspläne nach EnWG-E eine wichtige Rolle. Die Netzbetreiber müssen (§ 16d EnWG-E) die \r\nWärmepläne berücksichtigen. Das erzeugt hohen Aufwand auf Netzbetreiberseite, wenn die \r\nDatenübermittlung nicht standardisiert ist und die zur Verfügung gestellten Daten umfang\r\nreich durch die Netzbetreiber besorgt und aufbereitet werden müssen. Die Notwendigkeit der \r\nNutzung der Ergebnisse aus der Wärmeplanung wird auch im Rahmen der Begründung mehr\r\nfach erwähnt. Die Umsetzung in § 24 WPG-E soll die Daten standardisiert in einem Datenraum \r\nermöglichen. Die Netzbetreiber sollten die für sie relevanten Daten aus diesem Datenraum für \r\ndie Netzbetreiberplanung nutzen können. Dafür ist sicherzustellen, dass die Netzbetreiber \r\nüber eine bundesweit einheitliche Schnittstelle als Downloadmöglichkeit und/oder über ein \r\neinheitliches Format und eine einheitliche Struktur auf die Daten aus der Wärmeplanung zu\r\ngreifen und diese weiterverarbeiten können. Gerade bei Teilgebieten nach der Wärmeplanung \r\nsind zur Abgrenzung die notwendigen Daten, insbesondere der Baublockbezug, an die Netzbe\r\ntreiber zu übermitteln bzw. ihnen zugänglich zu machen. Das sollte gesetzlich verankert wer\r\nden. Wichtig ist in diesem Zusammenhang auch, dass der Planungsrat auch die Datenanforde\r\nrungen der Netzbetreiber anhört und berücksichtigt, damit eine effiziente Weiterverarbeitung \r\nder standardisierten Wärmeplandaten durch die Netzbetreiber möglich wird.  \r\n3.8 § 25 Fortschreibung des Wärmeplans \r\nBei aller notwendigen Flexibilität ist es erforderlich, dass gerade für hochinvestive Maßnah\r\nmen wie den Fernwärmenetzausbau Planungssicherheit besteht. Der Fortschreibungsmecha\r\nnismus darf nicht dazu führen, dass – ohne Beteiligung der Infrastrukturbetreiber – grundsätz\r\nliche Änderungen an den Einteilungen für einzelne Gebiete getroffen werden. Gleichzeitig \r\nmuss die Planung so gestaltet sein, dass neue Erkenntnisse, beispielsweise zum Zugriff auf ge\r\nothermische Potenziale, Einzug erhalten.  \r\nSeite 11 von 16 \r\nDer vorliegende Entwurf zeigt die Stärkung der Wärmeplanung als dauerhaftes und rollieren\r\ndes Planungsinstrument mit nunmehr konkreten Zieljahren für die Fortschreibung, was zu be\r\ngrüßen ist. \r\nIm Einklang mit anderen Planungen, z. B. Netzentwicklungsplänen Gas und Strom, müssen im \r\nFortschreibungsturnus der Wärmeplanung auch die aktuellen Netzentwicklungspläne Berück\r\nsichtigung finden, um die Anbindung an die Planungsinstrumente der anderen Infrastruktur\r\nbetreiber aktuell zu halten.  \r\nDer jeweils aktuelle Stand der Netzentwicklungsplanung Gas, Wasserstoff und Strom ist also \r\nbei der Fortschreibung unbedingt zu berücksichtigen.  \r\nDarüber hinaus sind mit den Daten und Annahmen aus der vorangegangenen Wärmeplanung \r\nin der Fortschreibung zwingend die Veränderungen der Wärmeplanung aufzuführen. Geän\r\nderte Datengrundlagen sowie Annahmen sind im Vergleich zu vorangegangenen Planungen \r\nexplizit aufzuführen; auf sie ist hinzuweisen.  \r\nAußerdem muss sichergestellt werden, dass Verfahren nach §§ 22a und 22b WPG-E auch im \r\nRahmen der Fortschreibung von der Vereinfachung weiterhin profitieren können. Dies ist in § \r\n25 Abs. 2 WPG-E klarzustellen. Aufgrund des dort aktuell bestehenden allgemeinen Verweises \r\nauf die Bestimmungen des Teils 2 besteht die Gefahr, dass bei der Fortschreibung der verein\r\nfachten Wärmepläne alle Stufen des regulären Wärmeplanungsverfahrens durchzuführen \r\nsind. \r\nDes Weiteren sollten Wärmepläne, die bereits vor dem Jahr 2026 abgeschlossen, veröffent\r\nlicht bzw. eingereicht worden sind, spätestens nach 5 Jahren aktualisiert werden. \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\nNach Abs. 1 Satz 1 ist folgender Satz einzufügen:  \r\n„Wärmepläne, die bereits vor dem Jahr 2026 abgeschlossen, veröffentlicht bzw. eingereicht \r\nworden sind, sind spätestens nach 5 Jahren zu aktualisieren.“ \r\nEntsprechend ist Absatz 3 Satz 1 des Regierungsentwurfs zu streichen.  \r\n3.9 §§ 26 und 27 Entscheidung über die Ausweisung als Gebiet zum Neu- oder Ausbau von \r\nWärmenetzen oder als Wasserstoffnetzausbaugebiet und § 27 Rechtswirkung der Ent\r\nscheidung  \r\nAus dem vorliegenden Regierungsentwurf GModG-E geht hervor, dass die §§ 71 ff. GEG gestri\r\nchen werden sollen. Von der Streichung erfasst wären damit auch § 71k GEG und § 71 Abs. 8 \r\nGEG, auf die die §§ 26, 27 WPG verweisen. Durch die Streichung der §§ 71 ff. GEG verlieren §§ \r\n26 und 27 WPG dann ihren Regelungsinhalt.  \r\nSeite 12 von 16 \r\nDie Möglichkeit, ein Gebiet in der Wärmeplanung als Fernwärme- oder Wasserstoffnetzaus\r\nbaugebiet auszuweisen, ist für die Kommunen aber weiterhin wichtig. Ausweisungsentschei\r\ndungen müssen nach § 27 Abs. 3 Nr. 1 und 2 WPG in Abwägungs- und Ermessensentscheidun\r\ngen bei einer Aufstellung, Änderung, Ergänzung oder Aufhebung eines Bauleitplans und einer \r\nanderen flächenbedeutsamen Planung berücksichtigt werden. Sie entfalten dann zwar keine \r\nRechtswirkung im GModG, können aber zu einer Umsetzung der ansonsten unverbindlichen \r\nWärmeplanung in bauleitplanerischen Maßnahmen beitragen.  \r\nDie Möglichkeit, ein Gebiet als Wärmenetzgebiet nach § 26 Abs. 1 WPG ausweisen zu können, \r\nist außerdem wegen des neuen § 17l Abs. 4 Nr. 3 EnWG-E zwingend nötig. Ansonsten kann der \r\nGrund für eine frühere Trennung von Netzanschlüssen nach § 17l Abs. 4 Nr. 3 EnWG-E nicht \r\ngreifen. \r\nDie Ausweisungsentscheidung ist bei anderen städtebaulichen Maßnahmen stärker zu berück\r\nsichtigen. §§ 26 und 27 WPG sollten daher erhalten bleiben – auch ohne Verweis auf das GEG.  \r\n4 Teil 3 Anforderungen an Betreiber von Wärmenetzen  \r\n4.1 § 29 Anteil erneuerbarer Energien in Wärmenetzen \r\nBei der Eingrenzung der Anwendung von Absatz 4 auf Unternehmen des Produzierenden Ge\r\nwerbes, die dem Abschnitt C (Bergbau und Gewinnung von Steinen und Erden) oder D (Verar\r\nbeitendes Gewerbe) der Klassifikation der Wirtschaftszweige nach § 2 Nummer 2a des \r\nStromsteuergesetzes zuzuordnen sind, ist darauf zu achten, dass diese Netze bisher von ande\r\nren Bedingungen ausgegangen sind und u. U. keinen Dekarbonisierungsfahrplan nach § 32 er\r\nstellt haben. In der Praxis bedeutet das, dass die von den Ausnahmen nicht betroffenen Un\r\nternehmen weniger als 4 Jahre Zeit haben, die Anforderungen aus Abs. 1 Nr. 1 des § 29 zu er\r\nfüllen. Das ist weder realistisch noch industrie- und standortpolitisch dienlich. Weiterhin müs\r\nsen Energieunternehmen, die nicht unter den neuen Abs. 4 RegE fallen gemäß § 32 Abs. 3 Satz \r\n3 (neu) bereits bis zum 31.12.2026 einen Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrplan \r\nerstellen – also in weniger als sechs Monaten. Wir regen daher an, die ursprüngliche Formulie\r\nrung des Abs. 4 beizubehalten. \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\nBeibehaltung des § 29 Abs. 4:  \r\n„Absatz 1 Nummer 1 ist nicht anzuwenden auf ein Wärmenetz, das nahezu ausschließlich \r\nder Versorgung gewerblicher oder industrieller Verbraucher mit Prozesswärme dient.“    \r\nSeite 13 von 16 \r\nIn § 29 Abs. 6 WPG-E ist außerdem die Definition des Wärmenetzbetreibers in Abgrenzung \r\nzum Eigentümer des Netzes geregelt. Der BDEW hält die Definition für sachgerecht und rele\r\nvant. Rechtstechnisch ist es jedoch sinnvoller, diese Definition in den Begriffsbestimmungen in \r\n§ 3 WPG-E zu regeln, wie es auch der Referentenentwurf noch vorgesehen hat. Eine entspre\r\nchende Verschiebung des Abs. 6 in den § 3 wird angeregt.  \r\n4.2 § 30 Anteil erneuerbarer Energien in neuen Wärmenetzen \r\nDie Konkretisierung in Bezug auf die Länge des Wärmenetzes (ohne Hausanschlussleitungen) \r\nist grundsätzlich zu begrüßen. Sie sollte aber klarer definiert werden, weil nicht unbedingt je\r\ndem klar ist, wo die Hausanschlussleitung genau beginnt. Da aber im Grunde bei der Längen\r\nangabe ausschließlich die Trasse gemeint ist, sollte die Trassenlänge auch in die Begriffsbe\r\nstimmungen des WPG eingehen. Das ist notwendig, da sich nicht nur § 30 auf Längenangaben \r\nfür Wärmenetze bezieht.  \r\n4.3 § 32 Verpflichtung zur Erstellung von Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahr\r\nplänen \r\nWichtig wäre in diesem Zusammenhang, dass die Prozesswärmenetze auch im Modul 2 der \r\nBEW gefördert werden. Kleinere Netze mit einer Größe von weniger als 5 km Leitungslänge \r\noder einer Netzgröße von unter 5 MW sollten von der zusätzlichen Zertifizierung ausgenom\r\nmen werden. Hier sollte die Veröffentlichung auf der Website des Unternehmens ausreichen, \r\num die Anforderungen zu erfüllen. \r\n4.4 Teil 4 Schlussbestimmungen \r\n5 Anlage 1 \r\nSowohl kommunale Wärmeplanung als auch Netzausbaupläne Strom, Verteilernetzentwick\r\nlungspläne Gas/Wasserstoff und Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrpläne arbei\r\nten mit Annahmen zur Entwicklung des Wärmeverbrauchs und der Art der Wärmeversorgung \r\nim Zeitverlauf. Sie müssen also alle aktuellen Wärmeverbrauchsdaten der Gebäude in einem \r\nbestimmten Gebiet und den absehbaren Bedarf in ihrer Planung berücksichtigen. Damit wer\r\nden Annahmen bzgl. der zukünftigen Bedarfszeitreihen und deren Zuordnung zu den verschie\r\ndenen Energieträgern zu einer zentralen Schnittstelle zwischen den einzelnen Planungen: Sie \r\nverknüpfen top-down gesetzte Zielbilder mit bottom-up erhobenen Verbrauchsdaten und in\r\ndividuellen Investitionsentscheidungen. Diese Annahmen bzgl. der gegenwärtigen und zukünf\r\ntigen Wärmebedarfe sowie die Zuordnung zu den verschiedenen Energieträgern und die zeitli\r\nche Abfolge sollten in allen Planungsinstrumenten annähernd gleich sein. \r\nSeite 14 von 16 \r\n› \r\nZu Anlage 1 Nr. 6: \r\nDie Streichung der direkten Erhebungsbefugnis für Abwärmemengen in Anlage 1 Nr. 6 WPG-E \r\nist zurückzunehmen oder zumindest als subsidiäre Auffangbefugnis beizubehalten — für den \r\nFall, dass die Abwärmeplattform keine vollständigen Daten liefert. \r\n› \r\nZu Anlage 1 Nr. 3  \r\nEs sollte in der Begründung klargestellt werden, dass unter Wärmebedarf nicht der Wär\r\nmestromverbrauch verstanden wird. Gerade Netzbetreiber erhalten hierzu immer wieder Fra\r\ngen, was vermeidbar wäre.  \r\n› \r\nZu Anlage 1 Nr. 8: \r\nDas Jahr der Inbetriebnahme sollte nicht straßenbezogen erfasst werden dürfen, wenn die \r\nLage im Allgemeinen nicht mehr abgefragt werden soll.  \r\n› \r\nZu Anlage 1 Nr. 8c:  \r\nDie Datenlieferung über den Jahresgang erschließt sich uns aus planerischer Sicht nicht, er\r\nzeugt jedoch bei den Netzbetreibern erheblichen bürokratischen Aufwand, da hier aufwän\r\ndige Modellierungen zur Ermittlung erforderlich sind.  \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\nStreichung von: „als auch im Jahresgang” \r\n6 Ausblick \r\nInsgesamt ist es nachvollziehbar, dass kleine Kommunen entlastet werden sollen und die Da\r\ntenbereitstellung bzw. das Verfahren der Wärmeplanung für Kommunen mit weniger als \r\n15.000 Einwohnern vereinfacht werden soll. Jedoch darf es nicht dazu führen, dass die Wär\r\nmeplanung zu einer reinen Pflichtaufgabe wird.  \r\nGrundsätzlich muss die Qualität bzw. Aussagekraft der Wärmepläne erhalten und noch weiter \r\ngesteigert werden. Die Wärmewende ist kein Selbstläufer und bedarf neben der Koordinie\r\nrung auch einer soliden und weitsichtigen Planung. Mit der Umsetzung der Gasbinnenmarkt\r\nrichtlinie in nationales Recht wird durch die zukünftig zu erstellenden Gas- und Wasserstoff\r\nverteilernetzentwicklungspläne zusätzlicher Abstimmungsaufwand auf die Energieversorger \r\nzukommen. Ebenso werden mit der Umsetzung der Richtlinie Möglichkeiten geschaffen, Gas\r\nnetze in Zukunft stillzulegen. In diesem Rahmen muss sichergestellt werden, dass der Kunde \r\neine Perspektive für eine alternative Wärmeversorgung erhält. Der Wärmeplan erhält damit \r\neine wichtige Koordinierungsaufgabe, die nur auf Basis von aussagekräftigen und qualitativ \r\nSeite 15 von 16 \r\nhochwertigen Wärmeplänen gelöst werden kann. Ebenso muss die Finanzierung der Umset\r\nzungsmaßnahmen aus den Wärmeplänen sichergestellt werden.  \r\nZur Lösung der geschilderten Herausforderungen haben sich folgende Kernpunkte ergeben, \r\ndie aber nicht abschließend sind:   \r\n› Festhalten an der flächendeckenden Wärmeplanung \r\n› Stärkung des Konvoi-Verfahrens für kleine Kommunen  \r\n› Monitoring der Wärmepläne durch die Bundesländer \r\n› Verpflichtende Berücksichtigung der Netzentwicklungspläne Gas und Strom in der Wärme\r\nplanung \r\n› Stärkung der Binnenwirkung der Wärmepläne in den Kommunen, d. h. zwingende Berück\r\nsichtigung der Wärmepläne in der Bauleitplanung \r\n› Finanzierung der Umsetzungsmaßnahmen bereits bei der Wärmeplanung mitdenken  \r\n› Weiterentwicklung des WPG zu einer integrierten Infrastrukturplanung \r\nEbenso ist es notwendig, die systematische Synchronisierung mit allen relevanten \r\nGesetzen, Richtlinien und Fördermerkblättern explizit in einer großen Novelle anzustoßen. \r\nDazu gehört auch eine konsistente Definition der Begriffsbestimmungen für u. a. erneuerbare \r\nWärmequellen. \r\nAuf Grundlage der genannten Punkte ist es daher wichtig, neben der nun geplanten „kleinen \r\nNovelle“ des WPG zeitnah eine größere Novelle des WPG anzustoßen, um die Qualität bzw. \r\nAussagekraft der Wärmepläne sicherzustellen.  \r\nSeite 16 von 16 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017200","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS) auf EU-Ebene","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8b/ee/549794/Stellungnahme-Gutachten-SG2506250004.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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It represents around\r\n90 percent of the electricity production, over 60 percent of local and district heating supply, 90 percent of natural gas, over 90\r\npercent of energy grid as well as 80 percent of drinking water extraction as well as around a third of wastewater disposal in\r\nGermany.\r\nBDEW is registered in the German lobby register for the representation of interests vis-à-vis the German Bundestag and the\r\nFederal Government, as well as in the EU transparency register for the representation of interests vis-à-vis the EU institutions.\r\nWhen representing interests, it follows the recognised Code of Conduct pursuant to the first sentence of Section 5(3), of the\r\nGerman Lobby Register Act, the Code of Conduct attached to the Register of Interest Representatives (europa.eu) as well as the\r\ninternal BDEW Compliance Guidelines to ensure its activities are professional and transparent at all times. National register\r\nentry: R000888. European register entry: 20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\n(German Association of Energy and\r\nWater Industries)\r\nBDEW Representation at the EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brussels\r\nBelgium\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 06 May 2025\r\nPosition Paper\r\nÜberarbeitung der European\r\nSustainability Reporting\r\nStandards (ESRS)\r\nIm Rahmen des Omnibusverfahrens\r\nVersion: 1.0\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 2 of 18\r\nInhalte\r\n1 Zusammenfassung .............................................................................................................. 3\r\n2 Stellungnahme zu den inhaltlichen Punkten ....................................................................... 4\r\n2.1 Verschlankung der Berichtspflichten ........................................................................................ 4\r\n2.2 Doppelberichterstattung vermeiden ........................................................................................ 5\r\n2.2.1 Keine Verpflichtung zu sektorspezifischen Standards............................................................... 5\r\n2.2.2 Bessere Kohärenz und Verständlichkeit .................................................................................... 5\r\n2.2.3 Klarere Wesentlichkeitsanalyse ................................................................................................ 6\r\n2.2.4 Aufbau des ESRS-Berichts flexibilisieren ................................................................................... 6\r\n3 Konkrete Anpassungsvorschläge zur Überarbeitung der ESRS-Standards ............................ 6\r\n3.1 Verankerung des Netto-Ansatzes bei der Beurteilung der Wesentlichkeit von Auswirkungen,\r\nRisiken und Chancen ................................................................................................................. 6\r\n3.2 Ausweitung des Wesentlichkeitsvorbehaltes bei Metrics auf alle zu berichtende\r\nDatenpunkte eines wesentlichen Sustainability Matters.......................................................... 7\r\n3.3 Verzicht auf eine Berichterstattungspflicht für positive Auswirkungen und Chancen ............. 7\r\n3.4 Ausweitung der Übergangsbestimmungen und schrittweise Einführung von komplexen\r\nDatenpunkten ........................................................................................................................... 7\r\n3.5 Fokus des CSRD-Reportings auf die Kerninhalte der wesentlichen Themen ............................ 7\r\n3.6 Vereinheitlichung des anzusetzenden Konsolidierungskreises; Streichen des Ansatzes der\r\n................................ 9\r\n3.7 Erleichterung der Verwendung öffentlicher Informationen oder Schätzungen in Bezug auf\r\ndie Wertschöpfungskette .......................................................................................................... 9\r\n3.8 Streichung der Anforderung erwartete finanzielle Auswirkungen zu quantifizieren ............. 10\r\n3.9 Zeitlicher Scope ....................................................................................................................... 10\r\n3.10 Freiwillige Unternehmensangaben im Rahmen der ESRS-Offenlegung .................................. 10\r\n3.11 EMAS-Zertifizierung als anerkannter Nachweis für effiziente Umweltberichterstattung im\r\nRahmen der ESRS .................................................................................................................... 11\r\n3.12 Bereitstellung standardisierter Vorlagen und Templates für zentrale Berichtselemente ...... 12\r\n3.13 Klimarisikoanalyse zwischen CSRD & EU-Taxonomie vereinfachen und harmonisieren ........ 12\r\nAnhang I: Konkrete Änderungsvorschläge zur den ESRS-Standards ........................................................ 13\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 3 of 18\r\n1 Zusammenfassung\r\nAus Sicht des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft ist die im Rahmen des Omnibus-\r\nVorschlags vorgesehene Überarbeitung der European Sustainability Reporting Standards\r\n(ESRS) unter Federführung der European Financial Reporting Advisory Group (EFRAG) von zentraler\r\nBedeutung und zwingend erforderlich. Bei der Überarbeitung ist sicherzustellen, dass die\r\nESRS-Standards so vereinfacht werden, dass eine praxisnahe und effiziente Umsetzung uneingeschränkt\r\nmöglich ist.\r\nDie Überarbeitung der Standards hat eine unmittelbare Wirkung auf die deutsche Energie- und\r\nWasserwirtschaft. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und\r\nseine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder\r\nreicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen.\r\nSie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes,\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der\r\nTrinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. Die geplanten\r\nReformen der ESRS sind daher von großer Bedeutung für die Energieunternehmen.\r\nAus Sicht des BDEW ist es positiv, dass die überbordende regulatorische Belastung der Unternehmen\r\nanerkannt und Maßnahmen zur Reduzierung unnötiger Berichtspflichten vorgeschlagen\r\nwerden. Der Verband hat dies vehement eingefordert, insbesondere vor dem Hintergrund\r\nder bestehenden und kommenden bürokratischen und finanziellen Belastungen. Im Rahmen\r\ndes Omnibusverfahrens fordern wir eine gezieltere und effizientere Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nsowie eine Reduzierung des administrativen Aufwands für Energie -und Wasserversorgungsunternehmen\r\nsowie Abwasserbetriebe.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft nachvollzieht den grundsätzlichen Wert\r\nder ESRS, setzt sich aber für eine praxistaugliche und verhältnismäßigere Umsetzung dieser Vorgaben\r\nein. Der BDEW hebt insbesondere folgende Forderungen hervor:\r\nVerschlankung der Berichtspflichten: Ziel ist es, die Berichterstattung zu fokussieren und\r\nEnergie- und Wasserversorgungsunternehmener- bzw- Entsorgungsunternehmen zu\r\nentlasten, ohne die EU-Ziele zu gefährden. Vereinfachungen führen zu weniger Aufwand,\r\nohne einen erheblichen Verlust an Transparenz und Relevanz.\r\nDoppelberichterstattung vermeiden: Durch eine bessere Abstimmung mit bestehenden\r\nEU-Regulierungen (wie der Energieeffizienz-Richtlinie) sollen doppelte Berichtspflichten\r\nvermieden werden, um Redundanzen zu minimieren.\r\nKeine Verpflichtung zu sektorspezifischen Standards: Statt verpflichtender sektorspezifischer\r\nStandards sollen freiwillige Standards gefördert werden, die an bewährte Branchenstandards\r\nwie GRI angelehnt sind. Diese sollen modular gestaltet werden, sodass\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 4 of 18\r\nUnternehmen nur die für sie relevanten Teile anwenden können. Die Anwendung sollte\r\nfür alle Unternehmen uneingeschränkt freiwillig sein und zu keinen impliziten Verpflichtungen\r\nführen (bspw. bei der Finanzierung).\r\nBessere Kohärenz und Verständlichkeit: Eine stärkere Verknüpfung der europäischen\r\nNachhaltigkeitsstandards mit internationalen Standards (z. B. ISSB und GRI) fördert die\r\nVergleichbarkeit und reduziert den Aufwand für international tätige Unternehmen. Zudem\r\nsollten unklare Begriffe präzise definiert werden, um Interpretationsspielräume zu\r\nvermeiden.\r\nKlarere Wesentlichkeitsanalyse: Eine genauere und klarere Definition der Wesentlichkeit\r\nin der Berichterstattung wird gefordert, um die Anwendung der Standards zu erleichtern.\r\nAufbau des ESRS-Berichts flexibilisieren: Die ESRS-Berichtspflichten sollten klarer und an\r\nkonkretere Kriterien geknüpft sein. Unternehmen sollten mehr Flexibilität bei der Strukturierung\r\nihrer Berichte erhalten, um themenübergreifende Zusammenhänge besser\r\ndarstellen zu können. Zudem ist eine Vereinfachung der komplexen und verschachtelten\r\nAnforderungen notwendig, insbesondere im Zusammenspiel themenspezifischer Standards\r\nmit ESRS 2, um die Verständlichkeit und Nachvollziehbarkeit der Berichterstattung\r\nzu verbessern.\r\n2 Stellungnahme zu den inhaltlichen Punkten\r\n2.1 Verschlankung der Berichtspflichten\r\nEine stärkere Fokussierung der Berichterstattung sowie des Kreises der berichtspflichtigen Unternehmen\r\nstellt nicht die energie-, klima- und umweltpolitischen Ziele der EU in Frage. Im Gegenteil,\r\nsie ermöglicht es gerade kleineren und mittleren Unternehmen, sich auf ihre zentralen\r\nAufgabenbereiche der Umsetzung der Energiewende sowie der Sicherstellung einer nachhaltigen\r\nWasserversorgung zu konzentrieren sowie über diese Themenfelder gezielt zu berichten.\r\nDarüber hinaus führen Vereinfachungen nicht zwingend dazu, dass interessierte Stakeholder\r\nsignifikant weniger Informationen über Unternehmen erhalten, da wesentliche Informationen\r\nin der Regel ohnehin weiter veröffentlicht werden. Durch eine Verschlankung der Vorgaben\r\nund die Beseitigung redundanter Berichts- oder Auditverpflichtungen ließe sich also eine Reduktion\r\ndes Aufwands erreichen, ohne dass dies zwingend mit einem signifikanten Transparenzverlust\r\nverbunden ist.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 5 of 18\r\n2.2 Doppelberichterstattung vermeiden\r\nDie Vermeidung doppelter Berichtspflichten durch eine bessere Abstimmung mit anderen EURegulierungen.\r\nHierzu gehören konkret die Harmonisierung zur Energieeffizienz-Richtlinie bzw.\r\ndie Konkretisierung weiterer EU-Regulierungen (bspw. Anlage B ESRS 2: Konkretere Angaben\r\ndarüber, wie Datenpunkte zu erfüllen sind).\r\n2.2.1 Keine Verpflichtung zu sektorspezifischen Standards\r\nIn Deutschland und in anderen Ländern existieren bereits etablierte, sektorspezifische Standards,\r\nwie beispielsweise für die Wasserwirtschaft und die Energiewirtschaft. Diese Standards\r\nhaben sich als hilfreich erwiesen, da sie den Unternehmen ermöglichen, ihre Berichterstattung\r\nentsprechend der spezifischen Anforderungen ihres Sektors zu gestalten. Die Einführung zusätzlicher,\r\nverpflichtender Standards auf EU-Ebene könnte jedoch zu Doppelarbeit führen und bestehende,\r\neffektive Standards überschreiben.\r\nAnstatt verpflichtende sektorspezifische Standards zu entwickeln, schlagen wir vor, dass die\r\nKommission freiwillige sektorspezifische Standards fördert und diese, wenn möglich, an bestehende,\r\nbewährte Branchenstandards wie die GRI-Standards anlehnt. Dadurch können Unternehmen\r\nselbst entscheiden, ob diese Standards für ihre Berichterstattung sinnvoll sind und ob\r\nsie diese anwenden möchten. Die Anwendung sollte jedoch für alle Unternehmen und ausnahmslos\r\nfreiwillig sein. Aus der Anwendung dürfen keine Benachteiligungen entstehen, wie\r\netwa bei der Akquisition von Finanzmitteln. Es ist zudem sicherzustellen, dass die Freiwilligkeit\r\ngewahrt bleibt und aus der Anwendung freiwilliger Standards keine faktische Berichtspflicht\r\nentsteht, etwa durch deren heranziehen als Maßstab bei Prüfungen oder Bewertungen.\r\nFreiwillige sektorspezifische Standards sollten modular gestaltet sein, so dass jedes Unternehmen\r\ndie für sich relevanten Aspekte dieses sektorspezifischen Standards nutzen kann und nicht\r\nnur die Wahl zwischen keiner sektorspezifischen Berichterstattung und der vollständigen Anwendung\r\ndes sektorspezifische Standards hat. Im Rahmen einer Reporting-Policy sollten die gewählten\r\nModule transparent offengelegt werden, so dass klar wird, welche Anwendung finden\r\nund für diese eine Vergleichbarkeit ermöglicht wird.\r\n2.2.2 Bessere Kohärenz und Verständlichkeit\r\nDie European Sustainability Reporting Standards sollten stärker mit internationalen Berichtsstandards\r\nwie denen der ISSB und GRI zu verzahnt werden. Eine verbesserte Interoperabilität\r\nreduziert den Mehraufwand für international tätige Unternehmen und erhöht die Vergleichbarkeit\r\nder Berichte. Zudem sollten unklare Begriffe im Standard präzise definiert werden, um\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 6 of 18\r\nInterpretationsspielräume zu verringern und eine einheitliche Anwendung zu ermöglichen. Dies\r\ndient vor allem dem Aspekt der Rechtssicherheit unserer Unternehmen.\r\n2.2.3 Klarere Wesentlichkeitsanalyse\r\nDie Anforderungen an die Wesentlichkeitsanalyse sollten präziser und praxisnäher formuliert\r\nwerden. Insbesondere bedarf es klarer Kriterien für die Identifikation wesentlicher Nachhaltigkeitsthemen\r\nsowie einer einheitlichen Vorgehensweise zur Bewertung von Auswirkungen, Risiken\r\nund Chancen. Dies erleichtert es Unternehmen, die Analyse effizient und rechtssicher umzusetzen,\r\nohne in Unsicherheit über den Umfang der Berichtspflichten zu geraten.\r\n2.2.4 Aufbau des ESRS-Berichts flexibilisieren\r\nDie in den ESRS enthaltenen bedingten Anforderungen sollten klarer formuliert und an konkrete\r\nErfüllungskriterien geknüpft werden. Zudem sollte es dem berichtenden Unternehmen freigestellt\r\nsein, in welchen logischen Zusammenhängen die Offenlegungsanforderungen dargestellt\r\nwerden ein starrer Aufbau der Kapitel gemäß den ESRS-Vorgaben sollte nicht verpflichtend\r\nsein. So kann gewährleistet werden, dass themenübergreifende Zusammenhänge auch einheitlich\r\nund konsistent an einer zentralen Stelle erläutert werden.\r\nEs besteht die Notwendigkeit, die bestehenden Komplexitäten der ESRS zu reduzieren und die\r\nderzeitige Verschachtelung aufzubrechen insbesondere dann, wenn Datenpunkte aus themenspezifischen\r\nStandards Rückschlüsse auf ESRS 2 erfordern. Ziel sollte es sein, die Verständlichkeit\r\nund Nachvollziehbarkeit der Berichterstattung insgesamt zu erhöhen.\r\n3 Konkrete Anpassungsvorschläge zur Überarbeitung der ESRS-Standards\r\nDie konkreten Anpassungsvorschläge zu den ESRS haben wir in Anhang I zusammengestellt.\r\nGrundsätzlich sollte die Überarbeitung der ESRS darauf ausgerichtet sein, unwesentliche Standards\r\nbzw. Anforderungen konsequent zu streichen, während bewährte und bereits bestehende\r\nAnforderungen erhalten bleiben. Dies dient insbesondere dem Ziel, Doppelarbeit insbesondere\r\nbei Energieversorgungsunternehmen zu vermeiden und den Berichtsaufwand effizient\r\nzu gestalten.\r\n3.1 Verankerung des Netto-Ansatzes bei der Beurteilung der Wesentlichkeit von Auswirkungen,\r\nRisiken und Chancen\r\nBei Anwendung des Netto-Ansatzes kann sich das berichtende Unternehmen bei der Offenlegung\r\nder Ziele, Strategien und Maßnahmen auf die tatsächlichen Handlungsbedarfe fokussieren.\r\nDie Anzahl der zu berichtenden Sustainability Matters könnte signifikant reduziert werden,\r\nohne die gewünschte Steuerungswirkung zu verlieren. Der Nettoansatz würde generell auch\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 7 of 18\r\ndie Risiko- und Chancensteuerung im Sinne eine Management-Approach bei vielen Unternehmen\r\nwiderspiegeln, da letztlich die Netto-Chance/das Netto-Risiko relevant sind. Dies würde\r\nauch internen Prozessen entsprechen sowie Prüfungskomplexität mindern, ohne die Relevanz\r\nder Informationen zu mindern. Zugleich wäre dies eine Angleichung/Annäherung an die finanzielle\r\nRisikoberichterstattung, bei der eine Nettodarstellung langjährige Praxis darstellt.\r\n3.2 Ausweitung des Wesentlichkeitsvorbehaltes bei Metrics auf alle zu berichtende Datenpunkte\r\neines wesentlichen Sustainability Matters\r\nDurch die Pflicht zur Berichterstattung aller Datenpunkte eines wesentlichen Sustainability\r\nMatters wird eine hohe Berichtshürde und letztlich Datenermittlungs- und Prozessherausforderungen\r\nerzeugt. Die Möglichkeit, bei entsprechender Begründung unwesentliche Datenpunkte\r\nzu einem wesentlichen Sustainabilty Matter wegzulassen, würde es dem berichtenden\r\nUnternehmen ermöglichen, den Fokus auf einzelne steuerungsrelevante Aspekte zu einem\r\nSustainability Matter offenzulegen, ohne in die vollständige Berichterstattung zu geraten.\r\n3.3 Verzicht auf eine Berichterstattungspflicht für positive Auswirkungen und Chancen\r\nFür positive Auswirkungen und Chancen besteht analog den negativen Auswirkungen und Risiken\r\neine Berichtspflicht. Die Offenlegung positiver Auswirkungen und Chancen liegt im Eigeninteresse\r\ndes Unternehmens, hierfür bedarf es keines regulatorischen Eingriffs.\r\n3.4 Ausweitung der Übergangsbestimmungen und schrittweise Einführung von komplexen\r\nDatenpunkten\r\nDie berichterstattenden Unternehmen haben auf Grundlage von 10.3 ESRS 1 in ausgewählten\r\nAngabepflichten Erleichterungen durch Übergangsbestimmungen im ersten Jahr zugesprochen\r\nbekommen. Der BDEW fordert mindestens eine Ausweitung der Übergangsbestimmungen\r\ndurch eine verlängerte Übergangsperiode über das erste Jahr hinaus und eine Erweiterung der\r\nAngabepflichten in Anlage C würden eine signifikante Erleichterung der Anforderungsumsetzung\r\nschaffen. Wir plädieren jedoch über die geforderten Übergangs- und Umsetzungserleichterungen\r\nhinaus - - - oder\r\n-Formulierungen versehen sind. Solche unklaren und teils unverbindlichen Anforderungen\r\nerschweren die praktische Anwendung zusätzlich und stehen dem Ziel einer verlässlichen und\r\nvergleichbaren Berichterstattung entgegen. Weitere Ausführungen hierzu sind in 3.5. zu finden.\r\n3.5 Fokus des CSRD-Reportings auf die Kerninhalte der wesentlichen Themen\r\nDas CSRD-Reporting sollte sich auf die Kerninhalte der wesentlichen Themen konzentrieren,\r\ninsbesondere auf die Darstellung der Strategie, der gesetzten Ziele sowie der entsprechenden\r\nKPIs. Die aktuellen Anforderungen der ESRS 1 und 2 sowie der MDR sind in der Anwendung zu\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 8 of 18\r\nkomplex und teilweise inhaltlich redundant. Diese Komplexität erschwert eine effiziente und\r\npraxisnahe Umsetzung in den Unternehmen. Es sollte deshalb weitestgehend auf die Vielzahl\r\nan allgemeinen Angaben gemäß ESRS 1 und 2 verzichtet werden, wie etwa Informationen zum\r\nUnternehmen, zu internen Prozessen oder methodischen Vorgehensweisen. Stattdessen sollten\r\ndiese allgemeinen Anforderungen primär durch die Prüfung des Berichts im Hinblick auf die\r\nEinhaltung der ESRS 1 und 2 abgesichert werden.\r\nOffenlegungspflichten zu Governance-Strukturen, Kontrollmechanismen und Maßnahmen gemäß\r\nESRS 2 können nichtsdestotrotz hilfreich sein, um Nachhaltigkeit wirksam im Unternehmen\r\nzu verankern, Entscheidungsprozesse zu stärken und das Risikomanagement um Nachhaltigkeitsaspekte\r\nzu erweitern. Auch die Angabe konkreter Maßnahmen zur Zielerreichung fördert\r\nexterne Transparenz und unterstützt die interne Steuerung und Wirksamkeit nachhaltigkeitsbezogener\r\nStrategien. Die detaillierte Darstellung von Umsetzungsmaßnahmen zur Erreichung\r\nder genannten Strategien und Ziele sollte deshalb freiwillig erfolgen können. Es ist dabei sicherzustellen,\r\ndass diese gesetzlich vorgesehene Freiwilligkeit nicht zu einer faktischen Pflicht für\r\ndie Unternehmen wird.\r\nEs wird zudem die vollständige Streichung aller Datenpunkte gefordert, die als \"Phase-in\", \"conditional\"\r\noder mit \"may\"-Formulierungen versehen sind. Solche Formulierungen führen zu Unklarheiten\r\nin der praktischen Umsetzung und untergraben die Verlässlichkeit und Vergleichbarkeit\r\nder Berichterstattung. Datenpunkte, für die bislang keine allgemein akzeptierte und wissenschaftlich\r\nfundierte Methodik zur Quantifizierung existiert wie etwa im Bereich der Biodiversität\r\noder beim ESG-Risikomanagement , sollten entweder vollständig gestrichen oder\r\nausdrücklich nur auf freiwilliger Basis anwendbar sein. Eine verpflichtende Anwendung solcher\r\nPunkte ist nicht praktikabel und widerspricht dem Prinzip der belastbaren Berichterstattung\r\nG- -Bilanzierung).\r\nEs sollte deutlicher hervorgehoben werden, dass zahlreiche Anforderungen insbesondere in\r\nden S-Standards für Unternehmen mit Sitz in Deutschland oder der EU aufgrund bereits sehr\r\nbesitzen. Dieser Umstand sollte in der Konzeption der Standards stärker berücksichtigt und entsprechende\r\nDatenpunkte gegebenenfalls als entbehrlich eingestuft werden.\r\nZusammenfassend ist eine inhaltliche Straffung sowie eine anwenderfreundlichere, klar strukturierte\r\nAusgestaltung der ESRS 1 und 2 erforderlich. Dies betrifft insbesondere die Reduktion\r\ninhaltlicher Überschneidungen, eine stärkere Fokussierung auf wesentliche Aspekte sowie die\r\nVereinfachung der Vorgaben ohne jedoch auf zentrale Elemente wie Governance, Risikomanagement\r\nund Maßnahmen verzichten zu müssen.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 9 of 18\r\n3.6 Vereinheitlichung des anzusetzenden Konsolidierungskreises; Streichen des Ansatzes der\r\nDas CSRD Reporting sollte im vollen Umfang auf der gleichen Konsolidierungsgrundlage basieren\r\nwie die Finanzberichterstattung. In den ESRS E1 zu Umweltsachverhalten werden zusätzlich\r\nInformationen zu nicht konsolidierten Gesellschaften gefordert, über die das Unternehmen\r\nnicht hinreichend detailliert definiert und es bedarf eines hohen Aufwandes die Abweichungen\r\ndes bisher festgelegten Konsolidierungskreises zu identifizieren und umzusetzen, da es sich\r\nhierbei insbesondere um Beteiligungen handelt, bei denen das berichtende Unternehmen nicht\r\ndie Mehrheit der Stimmrechte besitzt, ist auch die Erlangung der benötigten Informationen herausfordernd.\r\nHierdurch würde auch die Berichtslast deutlich reduziert werden können. Zugleich\r\nsollten Regelungen hinsichtlich der Wesentlichkeit (hier: Konsolidierungskreis) an diejenigen\r\nder Finanzberichterstattung angeglichen werden, damit letztlich innerhalb der finanziellen und\r\nnicht-finanziellen Berichterstattung über die gleichen Aktivitäten im Rahmen einer konsolidierten\r\nBetrachtung berichtet wird; hierbei wäre zu überlegen, neben finanziellen Kriterien auch\r\nnicht-finanzielle Kriterien zur Bestimmung der wesentlichen und damit zu konsolidierenden\r\nTochterunternehmen zu etablieren. Letzteres kommt zum Beispiel bereits im Rahmen der Berichterstattung\r\nvon Renewables-SPVs in der Praxis zur Anwendung.\r\nHiermit würde zusätzlich nochmals deutlich werden, dass Nachhaltigkeits- und Finanzaspekte/-\r\nziele nicht separiert voneinander betrachtet werden können und es bei der Bewertungsgrundlage\r\nkeine Unterschiede geben sollte.\r\n3.7 Erleichterung der Verwendung öffentlicher Informationen oder Schätzungen in Bezug\r\nauf die Wertschöpfungskette\r\nEntsprechend der in ESRS 1.69 beschriebenen Ausnahmesituation sind Schätzungen von Daten\r\nin Bezug auf die vor- und nachgelagerte Wertschöpfungskette nur erlaubt, wenn ein Unternehmen\r\ntrotz angemessener Bemühungen nicht in der Lage ist, Primärdaten zu sammeln. Die Erbunden,\r\nder in fast allen Fällen nicht dazu führt, dass Primärdaten gewonnen werden können.\r\nDies stellt keine Ausnahmesituation dar, sondern betrifft viele Unternehmen insb. in Bezug auf\r\nScope-3-Treibhausgasemissionen. Daher sollte die Verwendung öffentlicher Informationen\r\noder Schätzungen in Bezug auf die Wertschöpfungskette ohne eine solch strenge Bedingung\r\nzugelassen werden. Stattdessen könnten die Unternehmen Informationen über den Umfang\r\nder für ihre Berichterstattung verwendeten Primär- und Sekundärdaten bereitstellen. Dies\r\nwürde die Transparenz erhöhen.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 10 of 18\r\n3.8 Streichung der Anforderung erwartete finanzielle Auswirkungen zu quantifizieren\r\nDie ESRS enthalten bestimmte Offenlegungsanforderungen, die für die Unternehmen einen hohen\r\nErfüllungsaufwand, für die Nutzer jedoch einen geringen Informationswert bedeuten. Ein\r\nBeispiel ist die Offenlegungspflicht sowohl in ESRS 2 als auch in den E-ESRS, Informationen über\r\nerwartete finanzielle Auswirkungen zu liefern, d. h. finanzielle Auswirkungen, die nicht bereits\r\nin den Abschlüssen gemäß Anhang II der ESRS berücksichtigt sind. Die Berücksichtigung künftiger\r\nfinanzieller Auswirkungen in Abschlüssen unterliegt jedoch bestimmten Bedingungen, nämlich\r\nAnsatz- und Bewertungskriterien. Diese sollen sicherstellen, dass die Abschlüsse angemessene\r\nund zuverlässige Informationen liefern. Folglich werden bestimmte künftige finanzielle\r\nAuswirkungen von der Erfassung in den Jahresabschlüssen ausgeschlossen, da diese keine zuverlässigen\r\nInformationen darstellen und daher von geringem Informationswert sind. Der Aufwand\r\nzur Berechnung antizipierter finanzieller Effekte ist dennoch sehr hoch und häufig unzuverlässig.\r\nDies hat zur Folge, dass die damit verbundenen Kosten und Nutzen in keinem ausgewogenen\r\nVerhältnis stehen. Daher sollten die ESRS vor dem Hintergrund der Kosten-Nutzen-\r\nVerhältnisse überarbeitet werden, einheitliche Berechnungsweisen zur Verfügung gestellt werden\r\nund die Quantifizierung der zu erwartenden finanziellen Auswirkungen zum Zwecke der\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung freiwillig ausgestaltet werden.\r\n3.9 Zeitlicher Scope\r\nEs sollte klargestellt werden, dass bei Unternehmen mit gebrochenem Geschäftsjahr auch\r\nKennzahlen auf Kalenderjahresbasis berichtet werden dürfen. Gemäß ESRS sowie einschlägigen\r\nInterpretationen der Wirtschaftsprüfer dürfen solche kalenderjahresbezogenen Kennzahlen\r\nkünftig nicht mehr berichtet werden, sondern müssen aufwändig neu erhoben und auf das Geschäftsjahr\r\numgerechnet werden obwohl dadurch Aussagekraft und Vergleichbarkeit erheblich\r\nverloren gehen.\r\nBei Unternehmen mit gebrochenem Geschäftsjahr ergibt sich bei der Berichterstattung von\r\nKennzahlen eine Diskrepanz zwischen dem Berichtszeitraum und den vorliegenden Daten. So\r\nne Kennsind\r\nin dieser Form vergleichbar. In der Vergangenheit wurden solche Kalenderjahresdaten regelmäßig\r\nin den Geschäftsbericht des folgenden Geschäftsjahres aufgenommen.\r\n3.10 Freiwillige Unternehmensangaben im Rahmen der ESRS-Offenlegung\r\nEs sollte klar und eindeutig festgehalten werden, dass Unternehmen die Möglichkeit haben,\r\nüber die verpflichtenden Angaben hinaus freiwillig zusätzliche Informationen und Kennzahlen\r\noffenzulegen. Dies betrifft insbesondere Inhalte, die zwar nicht unmittelbar auf wesentliche\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 11 of 18\r\nAuswirkungen, Risiken oder Chancen (IROs) zurückzuführen sind, jedoch im Gesamtzusammenhang\r\ndes Geschäftsmodells oder branchenspezifischer Gegebenheiten von Relevanz sein können.\r\nDie Auffassung, wonach Offenlegungen ausschließlich bei Vorliegen wesentlicher und eindeutig\r\nverknüpfter IROs zulässig seien, greift zu kurz. Sie widerspricht der Notwendigkeit, komplexe\r\ninhaltliche Zusammenhänge, die sich aus der Unternehmensrealität ergeben, ganzheitlich und\r\nnachvollziehbar darzustellen. Eine derart enge Auslegung führt tendenziell zu einem rein formalistischen\r\nAbarbeiten der ESRS-Vorgaben, ohne deren intendierten Erkenntniswert für Adressaten\r\nzu entfalten.\r\nGerade bei Themen wie der Circular Economy oder dem Umgang mit Kunden (S3) ist eine strategische\r\nBetrachtung einschließlich Zielsetzungen und Maßnahmen oft nicht sinnvoll auf\r\nEbene einzelner IROs entwickel- oder darstellbar. Eine stringente Berichterstattung ist hier vielmehr\r\nnur im Gesamtzusammenhang des Geschäftsmodells möglich. Eine ausschließliche Fokussierung\r\nauf IRO-relevante Teilaspekte würde in solchen Fällen zu einer fragmentierten, wenig\r\naussagekräftigen Darstellung führen.\r\nDabei ist sicherzustellen, dass aus der freiwilligen Offenlegung zusätzlicher Informationen\r\nkeine implizite Verpflichtung oder faktische Benachteiligung etwa im Hinblick auf die Bewertung\r\ndurch Finanzmarktakteure oder andere Stakeholder entsteht. Freiwillige Angaben\r\ndürfen nicht zu einer De-facto-Erwartungshaltung führen, die Unternehmen ohne unmittelbaren\r\nIRO-Bezug faktisch unter zusätzlichen Rechtfertigungsdruck setzt.\r\n3.11 EMAS-Zertifizierung als anerkannter Nachweis für effiziente Umweltberichterstattung\r\nim Rahmen der ESRS\r\nDas Eco-Management and Audit Scheme (EMAS) hat sich seit seiner Einführung als leistungsfähiges\r\nInstrument zur kontinuierlichen Verbesserung des betrieblichen Umweltmanagements\r\netabliert. Es bietet Unternehmen eine strukturierte und geprüfte Grundlage zur systematischen\r\nErfassung, Bewertung und Reduktion ihrer Umweltwirkungen. Damit leistet EMAS nicht nur einen\r\nBeitrag zum betrieblichen Umweltschutz, sondern unterstützt Unternehmen auch dabei,\r\nihre Nachhaltigkeitsziele messbar und glaubwürdig zu verfolgen.\r\nVor dem Hintergrund der CSRD und der damit verbundenen ESRS gewinnt EMAS für viele Unternehmen\r\nzusätzlich an Relevanz. Unternehmen, die bereits über eine EMAS-Zertifizierung\r\nverfügen, sind in der Regel in der Lage, viele der in den ESRS geforderten Umweltkennzahlen\r\nund -informationen ohne erheblichen Mehraufwand bereitzustellen. Dies führt zu einer signifikanten\r\nEntlastung bei der Umsetzung der Berichtspflichten und erhöht zugleich die Qualität und\r\nVergleichbarkeit der Berichterstattung.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 12 of 18\r\nAus diesem Grund sollte die EMAS-Zertifizierung für Unternehmen, die sich darauf stützen, ausdrücklich\r\nals anerkannte Grundlage zur Erfüllung der umweltbezogenen Anforderungen der\r\nCSRD berücksichtigt werden könne. Eine formale Anerkennung der EMAS-Berichterstattung im\r\nRahmen der CSRD würde nicht nur die bestehende Datenbasis effektiv nutzbar machen, sondern\r\nauch Doppelberichterstattung vermeiden.\r\n3.12 Bereitstellung standardisierter Vorlagen und Templates für zentrale Berichtselemente\r\nDie CSRD verpflichtet Unternehmen zu einer umfassenden Offenlegung von Nachhaltigkeitsinformationen\r\nauf Basis der ESRS. Dabei entstehen insbesondere bei der erstmaligen\r\nAnwendung hohe Anforderungen hinsichtlich der Strukturierung des Berichtstextes, Darstellung\r\nklimabezogener Risiken sowie der nachvollziehbaren Dokumentation der doppelten Wesentlichkeitsanalyse.\r\nWir empfehlen daher, dass die EFRAG praxisnahe Vorlagen und Templates\r\nbereitstellt, auf die berichtpflichtige Unternehmen zugreifen können. Diese sollten auf die zentralen\r\nBerichtspflichten ausgerichtet sein, wie die Struktur der Nachhaltigkeitserklärung, die\r\nDoppelte Wesentlichkeitsanalyse inklusive Vorschlägen zu branchenspezifischen IR(O), die\r\nDurchführung einer Klimabezogene Szenarioanalyse sowie weiterer wiederkehrender Berichtspflichten.\r\nDies trägt zur Vereinheitlichung, Effizienzsteigerung und zur Vergleichbarkeit der Berichte\r\nbei.\r\n3.13 Klimarisikoanalyse zwischen CSRD & EU-Taxonomie vereinfachen und harmonisieren\r\nDie derzeit parallelen Anforderungen zur Klimarisikoanalyse nach ESRS (Klimabezogene Szenarioanalyse)\r\nund EU-Taxonomie (Klimarisikoanalyse) führen zu unnötiger Komplexität. Wir fordern\r\ndaher eine Vereinfachung und Harmonisierung der Methodik und Berichtspflichten im Bereich\r\nder Klimarisikoanalyse, um Doppelarbeit zu vermeiden und die Kohärenz regulatorischer\r\nAnforderungen sicherzustellen.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 13 of 18\r\nAnhang I: Konkrete Änderungsvorschläge zur den ESRS-Standards\r\nÄnderungsvorschlag Referenz Begründung\r\nZeitlicher Scope:\r\nEs sollte klargestellt\r\nwerden, dass bei Unternehmen\r\nmit gebrochenen\r\nGeschäftsjahren\r\nauch Kennzahlen\r\nauf KJ-Basis berichtet\r\nwerden dürfen.\r\nGemäß ESRS bzw. einschlägigen Interpretationen\r\nder Wirtschaftsprüfer dürfen\r\nsolche kalenderjahresbezogenen\r\nKennzahlen nicht mehr berichtet werden,\r\nsondern müssen sehr aufwändig\r\nneu erhoben und umgerechnet werden,\r\nobwohl dadurch die Aussagekraft\r\nund Vergleichbarkeit verloren geht.\r\nBei Unternehmen mit gebrochenen\r\nGeschäftsjahren ergibt sich\r\nbei Kennzahlen eine Diskrepanz\r\nzwischen Berichtszeitraum und\r\nvorliegenden Kennzahlen. Beispielsweise\r\nwerden netzbezogene\r\n(z.B. SAIDI) oder emissionsbezogene\r\nKennzahlen jeweils als Kalenderjahresdaten\r\nan Behörden\r\n(z.B. Bundesnetzagentur) gemeldet\r\nund sind als solche vergleichbar.\r\nIn der Vergangenheit wurden\r\nsolchen Kalenderjahresdaten für\r\ndas folgende Geschäftsjahr in den\r\nGeschäftsbericht aufgenommen.\r\nZum Aufbau des ESRSBerichts:\r\nDie in den ESRS enthaltenen\r\nbedingen Anforderungen\r\nsind klarer\r\nzu formulieren und an\r\nErfüllungskriterien zu\r\nknüpfen. Es sollte zudem\r\ndem berichtenden\r\nUnternehmen freigestellt\r\nwerden, in\r\nwelchen logischen Zusammenhängen\r\ndie\r\nOffenlegungsanforderungen\r\ndargestellt\r\n(d.h. keinen starren\r\nAufbau der Kapitel\r\nnach ESRS-Standards),\r\nsodass logische\r\nEs besteht die Notwendigkeit verständlichere\r\nZusammenhänge zu\r\nschaffen und bestehende Verschachtelungen\r\nder ESRS zu entschlacken,\r\ninsbesondere wenn\r\nDatenpunkte in den themenspezifischen\r\nESRS Rückschlüsse zu ESRS\r\n2 haben.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 14 of 18\r\nZusammenhang auch\r\nallgemein an einer\r\nStelle themenübergreifend\r\nbehandelt\r\nwerden.\r\nZu freiwilligen Unternehmensangaben:\r\nEs sollte eindeutig formuliert\r\nwerden, dass\r\nes Unternehmen freigestellt\r\nist, weitere Informationen\r\nund\r\nKennzahlen zu berichten,\r\ndie sich nicht direkt\r\naus einem Impact\r\noder Chance/Risiko ableitbar\r\nsind, aber für\r\nden Gesamtzusammenhang\r\nsinnvoll erscheinen.\r\nEs gibt die Sichtweise, dass nur dann\r\nOffenlegungen erfolgen dürfen, wenn\r\nes wesentliche, direkt verknüpfte IROs\r\ngibt (impacts, risks, opportunities).\r\nDies widerspricht der Möglichkeit komplexe\r\ninhaltliche Zusammenhänge, die\r\nim unternehmens- oder branchenbedingt\r\nsind, breiter und im Zusammenhang\r\ndarzustellen. Ansonsten bleibt es\r\nein wenig zielführendes abarbeiten der\r\nESRS-Offenlegungen\r\nBei vielen Themen, beispielsweise\r\nbei Circular Economy oder bei S3\r\nKunden, ist eine Strategie (und somit\r\nauch Ziele, Maßnahmen) nicht\r\nauf Ebene von IROs sinnvoll entwickel-\r\nund berichtbar, sondern im\r\nGesamtzusammenhang am Business.\r\nWürden nur diejenigen Elemente\r\nder (CE-)Strategie berichtet,\r\ndie einen wesentlichen IRO direkt\r\nadressieren, ergibt sich ein\r\nStückwerk ohne Zusammenhang.\r\nVerankerung des\r\nNetto-Ansatzes bei der\r\nBeurteilung der Wesentlichkeit\r\nvon Auswirkungen,\r\nRisiken\r\nund Chancen.\r\ntigationsmaßnahmen (Brutto-Ansatz)\r\nbei der Beurteilung der Wesentlichkeit\r\ngesprochen.\r\nBei Anwendung des Netto-Ansatzes\r\nkann sich das berichtende Unternehmen\r\nbei der Offenlegung\r\nder Ziele, Strategien und Maßnahmen\r\nauf die tatsächlichen Handlungsbedarfe\r\nfokussieren. Zugleich\r\nwäre dies eine Angleichung/\r\nAnnäherung an die finanzielle\r\nRisikoberichterstattung, bei\r\nder eine Nettodarstellung langjährige\r\nPraxis darstellt. Die Anzahl\r\nder zu berichtenden Sustainability\r\nMatters könnte signifikant reduziert\r\nwerden, ohne die gewünschte\r\nSteuerungswirkung und\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 15 of 18\r\nRelevanz der Informationen zu\r\nverlieren.\r\nAusweitung des Wesentlichkeitsvorbehaltes\r\nbei Metrics auf alle\r\nzu berichtende Datenpunkte\r\neines wesentlichen\r\nSustainability\r\nMatters.\r\nAnlage E des ESRS-1: Ablaufdiagramm\r\nzur Bestimmung der Angaben\r\nMetrics die Möglichkeit, unwesentliche\r\nDatenpunkte auszulassen. Alle\r\nsonstige Datenpunkte müssen vollständig\r\nberichtet werden, auch wenn\r\nsie ohne Relevanz für das berichtende\r\nUnternehmen sind.\r\nDurch die Pflicht zur Berichterstattung\r\naller Datenpunkte eines wesentlichen\r\nSustainability Matters\r\nwird eine hohe Berichts-Hürde\r\nund letztlich Datenermittlungsund\r\nProzessherausforderungen\r\nerzeugt. Die Möglichkeit, bei entsprechender\r\nBegründung unwesentliche\r\nDatenpunkte zu einem\r\nwesentlichen Sustainabilty Matter\r\nwegzulassen, würde es dem berichtenden\r\nUnternehmen ermöglichen,\r\nden Fokus auf einzelne\r\nsteuerungsrelevante Aspekte zu\r\neinem Sustainability Matter offenzulegen,\r\nohne in die vollständige\r\nBerichterstattung zu geraten.\r\nVerzicht auf eine Berichterstattungspflicht\r\nfür positive Auswirkungen\r\nund Chancen.\r\nFür positive Auswirkungen und Chancen\r\nbesteht analog den negativen Auswirkungen\r\nund Risiken eine Berichtspflicht.\r\nDie Offenlegung positiver Auswirkungen\r\nund Chancen liegt im Eigeninteresse\r\ndes Unternehmens,\r\nhierfür bedarf es keines regulatorischen\r\nEingriffs.\r\nAusweitung der Übergangsbestimmungen,\r\nalso schrittweisen Einführung\r\nvon komplexen\r\nDatenpunkten\r\nESRS 1: 10.3 Transitional provision related\r\nto section 7.1 Presenting comparative\r\ninformation\r\n136.\r\nin Appendix C List of phased-in Disclosure\r\nRequirements, this transitional\r\nprovision applies with reference to the\r\nfirst initial x years of mandatory application\r\nof the phased-in disclosure re-\r\nDie berichterstattenden Unternehmen\r\nhaben auf Grundlage von\r\n10.3 ESRS 1 in ausgewählten Angabepflichten\r\nErleichterungen\r\ndurch Übergangsbestimmungen\r\nim ersten Jahr zugesprochen bekommen.\r\nEine Ausweitung der\r\nÜbergangsbestimmungen durch\r\neine verlängerte Übergangsperiode\r\nüber das erste Jahr hinaus\r\nund eine Erweiterung der Angabepflichten\r\nin Anlage C würden eine\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 16 of 18\r\nsignifikante Erleichterung der Anforderungsumsetzung\r\nschaffen.\r\nFokus des CSRD-Reporting\r\nauf die Kerninhalte\r\nder wesentlichen\r\nThemen\r\nWeitestgehender Verzicht auf die Angaben\r\ndes ESRS 1 bzw. 2 zu der Vielzahl\r\nan allgemeinen Angaben zum Unternehmen,\r\nzu internen Prozessen, zu methodischen\r\nVorgehensweisen usw.\r\nStattdessen sollte sich das CSRD-Reporting\r\nauf die Kerninhalte der wesentlichen\r\nThemen beschränken, also die\r\nStrategie, Ziele und KPIs. Die detaillierte\r\nAngabe von Umsetzungsmaßnahmen\r\nzur Erreichung dieser Strategien/\r\nZiele sollte freiwillig werden.\r\nStattdessen würde der Prüfer des\r\nCSRD-Berichts auf die Einhaltung der\r\nESRS 1/2 achten.\r\nEine gesetzliche Freiwilligkeit darf\r\nnicht zu einer impliziten Pflicht für\r\ndie Unternehmen führen. Dies ist\r\nsicherzustellen. Unternehmen\r\nkönnen so vor zusätzlichen bürokratischen\r\nAnforderungen entlastet\r\nwerden, aus der sich eine direkte\r\nKostenersparnis ergibt.\r\nVereinheitlichung des\r\nanzusetzenden Konsolidierungskreises;\r\nStreichen des Ansatzes\r\nIn den ESRS E1 zu Umweltsachverhalten\r\n(bspw. ESRS E1-6 THG-Emissionen)\r\nwerden zusätzlich umweltbezogene Informationen\r\nzu nicht konsolidierten\r\nGesellschaften gefordert, über die das\r\nUnternehmen eine operative Kontrolle\r\nausübt (EFRAG IG 2.35).\r\nDas CSRD Reporting sollte im vollen\r\nUmfang auf der gleichen Konsolidierungsgrundlage\r\nbasieren\r\nwie die Finanzberichterstattung.\r\ntrolle ist unseres Erachtens nicht\r\nhinreichend detailliert definiert\r\nund es bedarf eines hohen Aufwandes\r\ndie Abweichungen zu\r\ndem bisher festgelegten Konsolidierungskreis\r\nzu identifizieren, die\r\nzusätzlichen Informationen systemseitig\r\nzu erheben und umzusetzen.\r\nDurch die Angleichung der\r\nKonsolidierungskreise würde auch\r\ndie Berichtslast deutlich reduziert\r\nwerden können. Zusätzlich würde\r\nhiermit nochmals deutlich werden,\r\ndass Nachhaltigkeits- und\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 17 of 18\r\nFinanzaspekte und -Ziele nicht\r\nkomplett separat voneinander betrachtet\r\nwerden können und es\r\nbei der Bewertungsgrundlage\r\nkeine Unterschiede geben sollte.\r\nReduzierung der Vielzahl\r\nvon Indikatoren\r\nfür S1 - Eigene Belegschaft\r\nMinimierung der Indikatoren für S1 sowie\r\nStreichung von Berichtspflichten\r\nInsbesondere die länderbezogene\r\nBerichterstattung zu den Sozialindikatoren\r\n(S1) stellt einen zusätzlichen\r\nAufwand dar. Abgesehen davon,\r\ndass sie für Investoren in EULändern\r\nkaum relevant ist, sollten\r\ndiese detaillierten Berichtspflichten\r\nim Hinblick auf eine effiziente\r\nund aussagekräftige Berichterstattung\r\nüberprüft werden. Das\r\nneue Konzept der\r\nist verwirrend,\r\naufwändig und verwischt die\r\nGrenze zwischen eigenen Mitarbeitern\r\nund Mitarbeitern in der\r\nWertschöpfungskette.\r\nKPI E5 im Bereich\r\nKreislaufwirtschaft\r\nStreichung oder Freiwilligkeit des ESRS\r\nE5\r\nKPI E5 für vermögensorientierte\r\nUnternehmen\r\nohne regelmäßige Produktion\r\nnicht aussagekräftig. Der KPI ist\r\nselbst als Schätzung sehr schwer\r\nzu bewerten. Die Meldung sehr\r\ngeringer Zahlen bringt wenig\r\nMehrwert und verursacht einen\r\nhohen Aufwand. Er sollte gestrichen\r\noder freiwillig gemacht werden.\r\nS1-10 Angemessene\r\nLöhne: Praktikabilität\r\nund bessere Vergleichbarkeit\r\nStreichung oder Abänderung Entweder die Verpflichtung streichen\r\noder anstelle einer quantitativen\r\nTabelle eine qualitative Angabe\r\nzulassen. Eine Reihe von\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 18 of 18\r\nBenchmarks bereitstellen, anhand\r\nwerden können.\r\nS1-17, Vorfälle, Beschwerden\r\nund\r\nschwerwiegende Auswirkungen\r\nauf die\r\nMenschenrechte.\r\nStreichung der Berichtspflicht im Rahmen\r\nESRS S1-17\r\nDie CSRD-Berichterstattungs-\r\nBeschwerden,\r\ndie bei den nationalen\r\nKontaktstellen für multinationale\r\nUnternehmen der OECD einge-\r\nRolle und Funktionsweise der nationalen\r\nKontaktstellen ist es derzeit\r\nnicht möglich, diesen KPI zu\r\nermitteln. 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Der Wasserstoffsektor hat das Potenzial, einen wichtigen Beitrag zur Steigerung von Wettbewerbsfähigkeit, zur globalen Innovationsfähigkeit und zur Technologieführerschaft\r\nvon Deutschland und Europa sowie zur Resilienz und Energiesouveränität\r\nzu leisten. 75 Jahre nach der Schuman-Erklärung zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft für Kohle und Stahl ist es heute an der Zeit, unsere\r\nSchlüsselindustrien und die Energieversorgung neu zusammenzudenken.\r\nIm Koalitionsvertrag ist vereinbart, dass Deutschland eine führende Rolle\r\nin einer europäischen Wasserstoffinitiative einnehmen soll. Die Energiewirtschaft und Industrie unterstützen diese Vereinbarung und stehen bereit, ihre Umsetzung zu begleiten. Wir schlagen vor, dass das Zielbild dabei\r\nder Aufbau einer Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten\r\nsein sollte. Im Rat der EU gibt es keine Gruppe von Staaten, die routinemäßig zusammenarbeitet und sich eng abstimmt, um den H2-Hochlauf voranzutreiben. Vor dem Hintergrund bestehender Zusammenschlüsse wie\r\nder Nuklear-Allianz und der Friends-of-Renewables-Gruppe sehen wir hier\r\neine Lücke, die erfolgversprechend gefüllt werden kann.\r\nBundeskanzler der\r\nBundesrepublik Deutschland\r\nHerrn Friedrich Merz MdB\r\nWilly-Brandt-Straße 1\r\n10557 Berlin\r\nBerlin, 16. Juni 2025\r\nYA\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nMitglied des Präsidiums\r\nTelefon: +49 30 300199-1000\r\nTelefax: +49 30 300199-3000\r\nkerstin.andreae@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\n\r\nSeite 2 von 2\r\nAls übergreifende Ziele der europäischen Wasserstoff-Allianz bieten sich\r\nan: Erstens, der Einsatz im Rat der EU und gegenüber der EU-Kommission\r\nund dem Europäischen Parlament für eine ambitionierte, technologieneutrale sowie umsetzungsorientierte H2-Politik. Die Hürden, die die derzeitige und geplante EU-Regulatorik, insbesondere die Delegierten\r\nRechtsakte für grünen und kohlenstoffarmen Wasserstoff, für die Produktion und Importe darstellen, sind ein eindrückliches Beispiel für die\r\nNotwendigkeit eines solchen Zusammenschlusses. Zweitens sollte die Allianz dazu dienen, engere Brücken zu wichtigen Nicht-EU-Partnern zu\r\nbauen, um bei den Importkorridoren in die EU Fortschritte zu erreichen\r\nsowie H2-Partnerschaften weltweit zu stärken.\r\nInsbesondere sollte auch der Neustart in der energiepolitischen Zusammenarbeit zwischen Deutschland und Frankreich genutzt werden, um\r\nFrankreich als Partner in der Wasserstoff-Allianz zu gewinnen.\r\nIn einem Bündnis mit dreizehn weiteren Verbänden der Energiewirtschaft\r\nund Industrie – DVGW, DWV, en2X, figawa, FNB GAS, Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, Hydrogen Europe, VCI, VDA, VDMA, VIK, VKU, Wirtschaftsvereinigung Stahl – haben wir unsere Vorschläge in einem Impulspapier zusammengefasst, das wir Ihnen in der Anlage übersenden.\r\nÜber weiteren Austausch zu diesem Thema mit Ihnen und Ihrem Team\r\nwürden wir uns freuen und stehen dafür jederzeit bereit.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nKerstin Andreae\r\nHauptgeschäftsführung und Mitglied des Präsidiums\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nGemeinsames Impulspapier\r\nEine europäische Wasserstoff-Allianz\r\nJuni 2025\r\nSeite 2 von 6\r\nAusgangssituation\r\nWasserstoff und seine Derivate (insbesondere Ammoniak, Methanol, Methan, LOHC oder\r\nLiquid Organic Hydrogen Carriers, E-Fuels) sind ein unabdingbarer Baustein, um Klimaneutralität zu erreichen. Der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft birgt das Potenzial, einen wichtigen Beitrag zur Steigerung der EU-Wettbewerbsfähigkeit, zur globalen Innovationsfähigkeit\r\nund Technologieführerschaft Europas sowie zur Resilienz und Energie- und Technologiesouveränität zu leisten.\r\nInvestitionen und Innovationen im Wasserstoffsektor können zu mehr Wachstum sowie einem moderneren Wirtschaften beitragen. 75 Jahre nach der Schuman-Erklärung zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft für Kohle und Stahl ist es heute an der Zeit, unsere\r\nSchlüsselindustrien und die Energieversorgung neu zusammenzudenken.\r\nIm Rat der EU gibt es jedoch unter den Mitgliedstaaten keine Gruppe oder Allianz von Staaten, die dazu routinemäßig zusammenarbeitet und sich eng abstimmt, um den europäischen H2-Hochlauf voranzutreiben. Vor dem Hintergrund bestehender und erfolgreich agierender Zusammenschlüsse wie der Nuklear-Allianz und der Friends-of-Renewables-Gruppe,\r\nbesteht beim Thema Wasserstoff eine Lücke, die erfolgversprechend gefüllt werden kann.\r\nDaher hat sich der BDEW gemeinsam mit dreizehn anderen deutschen und europäischen\r\nWirtschaftsverbänden – DVGW, DWV, en2X, figawa, FNB GAS, Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, Hydrogen Europe, VCI, VDA, VDMA, VIK, VKU, Wirtschaftsvereinigung Stahl – für die\r\nVerankerung einer Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten im Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung eingesetzt.\r\nEs ist sehr zu begrüßen, dass im Koalitionsvertrag nun vereinbart ist, dass Deutschland eine\r\nführende Rolle in einer europäischen Wasserstoffinitiative einnehmen soll. Es gilt nun,\r\ndiese Vereinbarung zum Erfolg zu führen.\r\nZielbild sollte dabei konkret der Aufbau einer Wasserstoff-Allianz auf Ebene der Mitgliedstaaten sein. Dies sollte im engen Austausch mit Verbänden und Unternehmen geschehen,\r\num die tatsächlichen Bedarfe und Schwachstellen in der Praxis zu adressieren.\r\nPotenziale der Wasserstoffwirtschaft\r\nDie Potenziale von Wasserstoff und seinen Derivaten im künftigen Wirtschafts- und Energiesystem Deutschlands sind hoch. Dies gilt sowohl für die industrielle Nutzung als auch für den\r\nTransport sowie im Stromsystem zur Absicherung der Stromerzeugung aus der volatilen Produktion Erneuerbarer Energien. Als Energieträger mit großem Speicherpotenzial spielt Wasserstoff eine zentrale Rolle für die Sektorkopplung mit insbesondere der Stromerzeugung,\r\nWärme, Industrie und Verkehr, die für die intelligente und (kosten-)effiziente Umsetzung der\r\nEnergiewende von zentraler Bedeutung ist.\r\nAngesichts der aktuellen geopolitischen und geoökonomischen Verschiebungen muss sich\r\nEuropa international noch vernetzter und diversifizierter aufstellen, inklusive seiner Handels- und Energiepartnerschaften. Der Wasserstoffsektor eignet sich sehr gut dafür. Neben\r\nSeite 3 von 6\r\ngeographisch vergleichsweise nahe gelegenen Staaten, die mithilfe von Pipelinekorridoren\r\nan die EU angebunden werden können, bieten sich ebenfalls Derivate, die sich gut für den\r\nSchiffstransport eignen, für den Handel mit ferner gelegenen Staaten an. Der Beitrag des\r\nWasserstoffsektors zur Resilienz ergibt sich unter anderem aus einer Vielzahl möglicher Importländer weltweit, insbesondere im Vergleich zu Gas und LNG, in Kombination mit inländischen Produktionspotenzialen.\r\nNeben der Wasserstoffversorgung über das geplante Kernnetz sowie Verteilnetze, die sich\r\ndaran anschließen müssen, können regionale Wasserstoffcluster und -hubs einen wichtigen\r\nBeitrag nicht nur zum Wasserstoffhochlauf, sondern auch zum Aufbau regionaler Wertschöpfungsketten, einschließlich Know-how, Innovationen und Arbeitsplätzen, leisten.\r\nDie Potenziale der Wasserstoffwirtschaft zeigen sich in europäischen und inländischen Projekten, die entweder bereits erfolgreich angelaufen sind oder bei welchen eine finale Investitionsentscheidung getroffen wurde. Dazu zählen in Deutschland zum Beispiel das bundesländerübergreifende Projekt GET H2 Nukleus, der Energiepark Bad Lauchstädt oder der Großelektrolyseur in Lubmin von Deutsche ReGas, das kürzlich als erstes deutsches Unternehmen\r\ndie Förderzusage durch die Europäische Wasserstoffbank erhalten hat.\r\nAllerdings ist angesichts schwieriger bzw. unklarer regulatorischer Rahmenbedingungen,\r\nVerspätungen bei Infrastrukturprojekten, hoher Kosten und einer somit zögerlichen Nachfrageentwicklung auf Abnehmerseite gleichzeitig auch eine zunehmende Unsicherheit oder\r\ngar Rückzug von Projektplänen zu beobachten. Auch als Folge der europäischen Regulierung\r\nist klimafreundlicher Wasserstoff auf absehbare Zeit nicht wettbewerbsfähig. Die Abnahmeseite wird nicht ausreichend unterstützt, um die hohen Bezugskosten auszugleichen.\r\nBei großen europäischen Infrastruktur-Projekten, wie dem Delta-Rhein-Korridor, H2MED,\r\nBalticSeaH2 oder SouthCorridorH2, sowie grenzüberschreitenden Projekten wie mosaHYc mit\r\nFrankreich und Luxemburg oder der Grenzverbindung zwischen Deutschland und Belgien,\r\nsind wegweisende Visionen entworfen worden. Diese ersten grenzüberschreitenden Projekte, mit ihren Erfahrungen und integrierten Ansätzen, sollten als Anhaltspunkte für eine\r\nengere Wasserstoff-Allianz dienen. Mit der richtigen Rahmensetzung auf EU-Ebene (neben\r\nder nationalen Ebene) mit einem Fokus auf Kosteneffizienz, Pragmatismus und Technologieoffenheit, einer stärkeren europäischen Koordinierung und zielgenauen Fördermechanismen kann der Wasserstoffhochlauf zu einer europäischen Erfolgsgeschichte werden.\r\nInhaltliche Stoßrichtungen einer europäischen Wasserstoff-Allianz\r\nEin großer Teil des für den Wasserstoffsektor relevanten regulatorischen Rahmens wird auf\r\nEU-Ebene gesetzt. Eine ambitionierte, aber gleichzeitig pragmatisch orientierte, auf Technologieoffenheit, Machbarkeit, Bezahlbarkeit und Wettbewerbsfähigkeit des Wasserstoffs\r\nausgerichtete europäische H2-Politik ist entscheidend für den Erfolg des Hochlaufs EU-weit\r\nsowie in Deutschland. Das Innovationspotenzial der Wasserstofftechnologien und -nutzung\r\nist groß.\r\nSeite 4 von 6\r\nEine europäische Wasserstoff-Allianz sollte gleichermaßen offen für alle Produktionsmöglichkeiten des erneuerbaren, kohlenstoffarmen und in Zukunft gegebenenfalls auch geogenen Wasserstoffs sein, um den Hochlauf effizient, zu international wettbewerbsfähigen Preisen und in der Breite zu ermöglichen. Im Fokus sollte weniger die Farbe des Wasserstoffs als\r\nvor allem die Einsparung von mindestens 70 % CO2-Emissionen, im Einklang mit EU-Rechtsvorschriften, stehen.\r\nDie übergreifenden Ziele der europäischen Wasserstoff-Allianz sollten sein: Erstens, sich als\r\nZusammenschluss von Mitgliedstaaten, die den Hochlauf beschleunigen und voranbringen\r\nwollen, im Rat der EU und gegenüber der EU-Kommission und dem Europäischen Parlament für eine ambitionierte sowie innovations- und umsetzungsorientierte H2-Politik einzusetzen. Ebenso wichtig wird der Austausch unter diesen Mitgliedstaaten sein.\r\nZweitens sollte die Allianz dazu dienen, noch engere Brücken zu wichtigen Nicht-EU Partnern im Wasserstoffbereich, darunter unter anderem dem Vereinigten Königreich, Norwegen und Mittelmeeranrainerstaaten, zu bauen, um bei den Importkorridoren in die EU Fortschritte zu erreichen. Hier gilt es unter anderem, Importquellen für den Bezug von kohlenstoffarmem Wasserstoff zu erschließen. Auch die Kooperation mit weiteren potenziellen\r\nImportstaaten sollte ausgebaut werden.\r\nKonkrete Projekte der H2-Allianz sollten umfassen:\r\n› Überarbeitung der EU-Regulatorik für die Produktion und Importe von Wasserstoff, insbesondere, mit Blick auf die Senkung der Herstellungskosten, die Anpassung der Strombezugskriterien für RFNBO-konformen Wasserstoff im Delegierten Rechtsakt 2023/1184\r\nsowie eine praxistaugliche Gestaltung des Delegierten Rechtsakts zur Bewertung von\r\nTreibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Kraft- und Brennstoffe.\r\n› Zusammenarbeit für ein einheitliches, global anschlussfähiges H2-Zertifizierungssystem,\r\nAufsetzen eines gangbaren Handelssystems sowie Zusammenarbeit zu Standards zu H2-\r\nQualitäten auf EU-Ebene.\r\n› Beschleunigung des Ausbaus des europäischen H2-Backbones und sich anschließender\r\nKorridore außerhalb der EU. Dafür braucht es grenzüberschreitende Finanzierungsmechanismen. Zentral ist zudem der Bau von Importinfrastrukturen. Dazu zählt der Aufbau\r\nganzheitlicher Systeme, die neben leistungsfähigen Importterminals bzw. FSIUs (Floating\r\nStorage and Injection Units) auch Ammoniakcracker sowie eine entsprechende Speicherinfrastruktur umfassen. Nur durch ein abgestimmtes Zusammenspiel dieser Elemente\r\nkann eine sichere und effiziente Versorgung mit Wasserstoff und Derivaten gewährleistet\r\nwerden.\r\n› Voranbringen der Offshore-Elektrolyse und Stärkung des Fokus auf maritime Räume.\r\n› Weitere Stärkung der Europäischen Wasserstoffbank – wie im Clean Industrial Deal vorgesehen – und anderer Förderinstrumente mit dem Ziel, die Wettbewerbsfähigkeit von\r\nklimafreundlichem Wasserstoff herzustellen. Es bedarf eines kohärenten Förderrahmens\r\nauf der Nachfrage- und Erzeugerseite, um die Kostennachteile auszugleichen. Notwendig\r\nSeite 5 von 6\r\nsind darüber hinaus Absicherungsinstrumente für Wasserstofflieferverträge, zum Beispiel\r\ndurch Avalkredite oder Bürgschaftsprogramme für Abnehmer und Lieferanten, und für\r\nMidstreamer, welche die Handels- und Vertriebskette zwischen Produktion und Nutzung\r\norganisieren und damit eine markttragende, unverzichtbare Rolle spielen.\r\n› Ausbau einer innovativen H2-Ökonomie und Technologieführerschaft im H2-Bereich im\r\nSinne der Stärkung der europäischen Wettbewerbsfähigkeit. Hierzu gehört auch die Förderung von europäisch vernetzter Forschung und Entwicklung, um Innovationen voranzubringen.\r\nMögliche Partner\r\nAngesichts der verschiedenen Vorhaben, die im Rahmen einer europäischen WasserstoffAllianz angegangen werden sollten, und unterschiedlicher Interessenkonstellationen unter\r\nden EU-Mitgliedstaaten mit Blick auf die verschiedenen Dossiers, bietet sich eine zweigleisige Herangehensweise an. Grundsätzlich sollte es das Ziel sein, eine breite Allianz von EUMitgliedstaaten, die sich für einen möglichst schnellen und ambitionierten Hochlauf einsetzen wollen, zusammenzubringen. Zugleich könnte es innerhalb der Allianz aber themenspezifisch vertiefte Kooperationen zwischen einzelnen Staaten geben. Dies kann beispielsweise der Fall sein, wenn es um die Zusammenarbeit mit Blick auf einzelne Importkorridore\r\noder grenzüberschreitende Wasserstoffregionen (Valleys, Hubs) geht.\r\nMit Blick auf Partnerschaften für die Wasserstoff-Allianz sollte eine offene Herangehensweise verfolgt werden, d. h. die Allianz sollte im Grundsatz für alle interessierten Partner\r\noffen sein. Naheliegende Partner wären Staaten, die, ähnlich wie Deutschland, im Zentrum\r\nihres Energiesystems Erneuerbare Energien haben und Moleküle als Partner dazu betrachten.\r\nAls natürliche Partner erscheinen insbesondere die Niederlande und Belgien, auch wegen\r\nkomplementärer Interessenlagen bei Importen von insbesondere H2-Derivaten über Häfen:\r\nDie Importhubs, die in Rotterdam und Antwerpen/Zeebrügge entwickelt werden, können\r\naufgrund der bestehenden Infrastrukturen und geographischen Nähe eine zentrale Rolle für\r\nden Weitertransport des Wasserstoffs und seiner Derivate zu Abnehmern in Deutschland\r\nspielen.\r\nDer Neustart in der energiepolitischen Zusammenarbeit zwischen Deutschland und Frankreich unter der neuen Bundesregierung sollte genutzt werden, um Frankreich im Rahmen\r\nder europäischen Wasserstoff-Allianz mit einzubinden. Für die Durchsetzungskraft der Wasserstoff-Allianz auf europäischer Ebene und einer globalen Technologieführerschaft der EU\r\nwäre ein deutsch-französischer Schulterschluss von hohem Wert. Für pragmatische Lösungen beim Wasserstoffhochlauf sollte ein deutsch-französischer Interessenausgleich angestrebt werden.\r\nIn jedem Fall sollte die Wasserstoff-Allianz vermeiden, Gegensätze zwischen Gegnern und\r\nBefürwortern von Kernenergie in der EU weiterzuführen, offen für die Teilnahme von\r\nSeite 6 von 6\r\nLändern sein, die auf Kernenergie setzen, und versuchen, Unterschiede zwischen den jeweiligen Standpunkten zu überbrücken.\r\nFür die Allianz scheinen unter den nordischen Staaten vor allem Dänemark und Finnland in\r\nBetracht zu kommen, die eine führende Rolle in der H2-Ökonomie beanspruchen, sowie die\r\nsüdeuropäischen Länder (Spanien, Portugal, Italien, ferner auch Griechenland) mit hohen\r\nProduktionspotenzialen vor Ort. Österreich ist ein weiterer naheliegender Partner mit einem\r\nähnlichen Schwerpunkt auf Erneuerbaren Energien in ihrem Energiesystem und ähnlichen\r\nInteressen. Mit Blick auch auf Offshore-Elektrolyse und maritime Räume sollten die baltischen Staaten einbezogen werden. Polen sollte als wichtiger Nachbarstaat und größter Staat\r\nin Mitteleuropa im Rahmen der Allianz angesprochen werden, auch wenn es mit Blick auf\r\ngrünen und erneuerbaren Wasserstoff bislang keine aktive Rolle einnimmt, gegebenenfalls\r\nauch weitere osteuropäische Staaten.\r\nAls konkrete erste Wegmarken zur Materialisierung einer europäischen Wasserstoff-Allianz\r\nwären ein gemeinsames Communiqué der beteiligten Mitgliedstaaten sowie sich anschließende regelmäßige Treffen denkbar.\r\nDie relevanten Dachverbände auf EU-Ebene sowie nationale Verbände und Unternehmen\r\nkönnen die Wasserstoff-Allianz auf Basis ihrer Erfahrungen in der Praxis flankieren und bereichern."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017494","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur diskriminierungsfreien Kupfer-Glas-Migration gemäß Paragraph 34 TKG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2c/e6/560915/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300044.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 23. Juni 2025\r\nStellungnahme\r\nzum Impulspapier zur regulierten KupferGlas-Migration\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 24\r\nEinleitung\r\nAm 28. April 2025 hat die Bundesnetzagentur ihr Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration veröffentlicht. Aufgrund des stetig voranschreitenden Glasfaserausbaus wird die Frage\r\nnach einer Ausgestaltung der vollständigen Abschaltung der Kupfernetze immer relevanter. Das\r\nImpulspapier beschäftigt sich daher im Kern mit Hinweisen und Fragen zur Anwendung des §\r\n34 TKG, der die Grundlage für die Außerbetriebnahme herkömmlicher Infrastrukturen bzw. deren Ersatz durch zukunftsfähige Netze zur elektronischen Kommunikation im deutschen Recht\r\nbildet.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) unterstützt ausdrücklich das\r\nZiel der Bundesnetzagentur, die Kupfernetze in den kommenden Jahren auf zukunftssichere\r\nund nachhaltige Glasfasertechnologie zu migrieren. Der überfällige Technologiewechsel ist Voraussetzung für das Ziel, die Digitalisierung in Deutschland und Europa zu fördern und international wettbewerbsfähig zu bleiben. Wir bedanken uns für die Möglichkeit, zu dem vorliegenden Impulspapier eine Stellungnahme einreichen zu können.\r\nDie Mitgliedsunternehmen des BDEW haben den Glasfaserausbau seit Jahren vielerorts stark\r\nvorangetrieben, insbesondere auch dort wo die großen Telekommunikationsunternehmen\r\nweitgehend untätig geblieben sind. Als Teil der alternativen Netzbetreiber haben sie bis Ende\r\n2024 61 Prozent des Glasfaserausbaus in Deutschland realisiert – 77 Prozent der aktivierten\r\nNetzanschlüsse. Die Abschaltung der veralteten und seit Jahren abgeschriebenen Kupfernetze\r\nschafft wichtige Anreize, ist ein wesentlicher Beitrag für Amortisierung getätigter und künftiger\r\nInvestitionen in Glasfasernetze und schafft Rechtssicherheit für ausbauende Unternehmen.\r\nAllerdings bleibt das Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration deutlich hinter den Erwartungen der BDEW-Mitgliedsunternehmen zurück. Die zentrale Frage aus Sicht der alternativen Netzbetreiber bleibt durch das erste Konzept unbeantwortet: Wie wird die Kupfer-GlasMigration in Gebieten erfolgen, in denen nicht die Telekom, sondern alternative Netzbetreiber\r\nflächendeckend Glasfaserinfrastruktur ausgebaut haben? Indem die BNetzA die Telekom als\r\neinzigen Akteur mit Initiativrecht für die Kupferabschaltung ansieht, werden andere ausbauende Unternehmen mit wettbewerblichen Nachteilen konfrontiert. Schließlich begünstigt die\r\nderzeitige Regelung eine strategische Ausnutzung durch die Telekom und widerspricht den bisherigen Vorstellungen der EU-Kommission und Bundesregierung zur Kupfer-Glas-Migration.\r\nAus Sicht des BDEW ist es daher notwendig, ein diskriminierungsfreies Migrationskonzept einzuführen und mit einer Reihe regulatorischer Maßnahmen zu unterstützen.\r\nNach unserer Auffassung sollte in der nachfolgenden Migrationsphase die Kupferabschaltung\r\nin Gebieten mit ausgebauter Glasfaserinfrastruktur nicht ausschließlich der Telekom überlassen\r\nwerden. Kann die Internetversorgung in einem Gebiet durch Glasfasernetze alternativer\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 24\r\nBetreiber sichergestellt werden, sollte eine Abschaltung der Kupfernetze anhand objektiver und\r\ntransparenter Kriterien auch von diesen initiiert werden können. Diese müssen zudem angemessene Zugangsprodukte anbieten, um Nachfragern auf der bisherigen Kupferinfrastruktur einen Übergang auf Glasfasernetze wirtschaftlich und technisch zu ermöglichen.\r\nVorteile einer Kupfer-Glas-Migration\r\nDie Kupfer-Glas-Migration kann einen starken Impuls für weitere Investitionen in den Netzausbau darstellen. Durch sie werden Planungssicherheit geschaffen, bestehende Netze ausgelastet\r\nund getätigte Investitionen amortisiert. Im Hinblick auf den zunehmenden Einsatz datenintensiver Technologien – wie künstlicher Intelligenz – wird auch eine Abschaltung veralteter Kupfernetze dringlicher. Will Deutschland technologisch international anschlussfähig bleiben, muss\r\neine konsequente Umstellung auf die zukunftsfähigen Glasfasernetze erfolgen. Nicht zuletzt\r\nwird auch die Nachhaltigkeit elektronischer Kommunikationsnetze durch eine Migration erhöht. Im Vergleich mit anderen elektronischen Kommunikationsnetzen stellen Glasfaserkabel\r\ndie energieeffizienteste Option dar und können daher die CO2-Emissionen im IKT-Sektor deutlich reduzieren1\r\n.\r\nGleichzeitig setzt eine Kupferabschaltung nicht zwingend voraus, dass alle Haushalte vollständig\r\nmit einem FTTH-Netz erschlossen sind. In einigen Fällen wird dies von Endkundinnen und Endkunden nicht gewünscht oder ist technisch nicht umsetzbar. In Fällen, in denen weder eine Glasfaseranbindung noch ein Anschluss an andere gigabitfähige VHC-Netze möglich ist, sollten Mobilfunklösungen oder eine Versorgung über Low-Orbit-Satelliten in Betracht gezogen werden.\r\nBestehender Rechtsrahmen nach § 34 TKG führt zu wettbewerblichen Verzerrungen\r\nGrundlage für das im Impulspapier genannte Verfahren zur Kupfer-Glas-Migration ist § 34 TKG.\r\nDie Kupfernetzabschaltung unterliegt einem besonderen Verfahren, da die Telekom auf relevanten Vorleistungsmärkten über beträchtliche Marktmacht verfügt und eine Kupferabschaltung die Bereitstellung regulierter Zugangsprodukte unmöglich machen würde. Nach dem\r\nWortlaut des § 34 Abs. 1 und 2 TKG setzt der Beginn einer Kupfernetzabschaltung eine entsprechende Anzeige des marktmächtigen Unternehmens voraus. Teil dieser dreiteiligen Anzeige ist\r\n1 Eine Analyse zu den positiven Effekten einer Glasfaserinfrastruktur im Vergleich zu veralteten Kupfernetzen vgl.\r\nWIK-Consult/PwC (13. Juni 2024) „Metastudie zum nachhaltigen Ausbau von Gigabitnetzen“.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 24\r\nder Antrag, in dem von der Anzeige betroffenen Gebiet aus der Verpflichtung zur Bereitstellung\r\nregulierter Zugangsprodukte entlassen zu werden.\r\nAus Sicht des BDEW darf dies nicht dazu führen, dass die Regelung durch die Telekom, als ein\r\nihr zustehendes uneingeschränktes Ermessen interpretiert wird, wonach nur sie entscheiden\r\ndarf, ob sie Anzeigen zur Abschaltung vorlegt. Gleiches gilt für eine einseitige Entscheidung bezüglich des Zeitpunkts und der Gebiete für die Abschaltung. Aus unserer Sicht liegt in einer solchen Interpretation ein großes Risiko für eine strategische Ausnutzung der Kupferabschaltung\r\ndurch das marktmächtige Unternehmen.\r\nDie Telekom ist weder rechtlich noch praktisch gehindert, auch in Gebieten in denen Wettbewerber ein hinreichend dichtes Glasfasernetz ausgebaut haben, eine Kupferabschaltung anzuzeigen. Allerdings müsste die Telekom insoweit auf ihr eigenes Wholesale-Geschäft verzichten\r\nund ihrerseits Vorleistungsprodukte von konkurrierenden Glasfasernetzbetreibern einkaufen.\r\nSolche Vorleistungsprodukte, insbesondere Layer-2-Bitstrom, sind zwar mittlerweile von vielen\r\nGlasfasernetzbetreibern erhältlich. Jedoch lässt das derzeitige Marktverhalten der Telekom darauf schließen, dass sie nicht bereit ist, auf breiter Basis Vorleistungen bei anderen Glasfasernetzbetreibern einzukaufen.\r\nVielmehr besteht die Gefahr, dass die Telekom als marktmächtiges Unternehmen die KupferGlas-Migration strategisch einsetzt, um einen Wettbewerbsvorteil gegenüber anderen Marktteilnehmern zu erzielen. Die Telekom könnte in Gebieten mit eigenem Glasfasernetz die Kupfernetze schnell abschalten, während sie in Regionen, in denen sie kein eigenes Netz bereitstellt, das Kupfernetz so lange weiterbetreibt, bis sie eine eigene Glasfaserinfrastruktur ausgebaut hat, um so keine eigenen Kunden zu verlieren. Ein Antrag auf Abschaltung der Kupfernetze\r\nwürde erst erfolgen, wenn ein eigenes Glasfasernetz der Telekom geschaffen wurde. Zudem\r\nkönnte die Telekom Wettbewerber durch zu kurzen Ankündigungsfristen für die Kupferabschaltung oder durch eine Vielzahl paralleler Abschalteanzeigen in einer Vielzahl von Gebieten unter\r\nDruck setzen. Dadurch würde die Telekom in ihren eigenen Glasfaser-Ausbaugebieten ihre\r\nWettbewerbsfähigkeit stärken, indem sie für hohe Auslastung sorgt, während sie anderen Glasfasernetzbetreibern einen entsprechenden Nachfragezuwachs durch Weiterbetrieb ihres Kupfernetzes gezielt vorenthält („Aushungern“ der konkurrierenden Glasfasernetze).\r\nHinzu kommt die Sog- und Bindewirkung der aktuell von der Telekom eingesetzten Vorleistungsverträge. Da die Bundesnetzagentur der Telekom für den Vorleistungszugang zu ihren\r\nGlasfasernetzen keine Entgeltregulierung, sondern bloß eine Nichtdiskriminierungsverpflichtung auferlegt hat, konnte die Telekom gegenüber großen Nachfragern Verträge durchsetzen,\r\ndie deren Nachfrage weitgehend binden, indem sie Rabatte an die Abnahme großer Stückzahlen\r\nknüpft. Deshalb können Vorleistungsnachfrager der Telekom nicht ohne weiteres zusätzliches\r\nVolumen bei konkurrierenden Glasfasernetzen einkaufen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 24\r\nDie strategische Ausnutzung der Kupfer-Glas-Migration gefährdet die Erreichung der Regulierungsziele nach § 2 Abs. 2 TKG, an denen sich die BNetzA zu orientieren hat. Danach hat die\r\nsektorspezifische Regulierung Chancengleichheit im TK-Wettbewerb und die Förderung nachhaltiger wettbewerbsorientierter Märkte sicherzustellen. Bei einem Hinauszögern der Kupferabschaltung durch die Telekom werden darüber hinaus die bestehenden Glasfasernetze nicht\r\nausgelastet.\r\nImpulspapier wird politischen Vorgaben der EU und der Bundesregierung nicht gerecht\r\nDie EU-Kommission hat in ihrem Weißbuch „Wie kann der Bedarf an digitaler Infrastruktur in\r\nEuropa gedeckt werden?“ klare Vorstellungen zur Ausgestaltung der Kupfer-Glas-Migration formuliert: „Die [nationalen Regulierungsbehörden] sollten sicherstellen, dass die Gestaltung der\r\nAbschaltung durch die Betreiber mit beträchtlicher Marktmacht, insbesondere hinsichtlich ihres\r\nZeitplans und ihres Ablaufs, kein strategisches Vorgehen zulässt […]“. Die Kommission unterstreicht die Vorgaben in der Gigabit-Empfehlung vom 06. Februar 2024, in der nationale Regulierungsbehörden darauf hingewiesen werden, dass der Prozess der Außerbetriebnahme von\r\nKupfernetzen nicht zu diskriminierendem Verhalten marktbeherrschender Unternehmen führen darf.\r\nDie neue Bundesregierung hat in ihrem Koalitionsvertrag „Verantwortung für Deutschland“\r\neine „markt- und verbraucherfreundliche Migration von Kupfer- auf Glasfasernetze“ als politisches Ziel vorgegeben. Im Impulspapier formuliert die Bundesnetzagentur die gleichen Ziele,\r\nindem Wettbewerbsaspekte und Verbraucherschutz die Grundlage für der Migrationsbedingungen darstellen sollen.\r\nUm Digitalisierung und Nachhaltigkeit in Deutschland zu fördern, ist eine geordnete und faire\r\nKupfer-Glas-Migration unabdingbar. Die Ziele der europäischen digitalen Dekade 2030 – alle\r\nHaushalte mit gigabitfähigem Internet zu versorgen – sind ebenfalls ohne eine fair ausgestaltete\r\nKupfer-Glas-Migration nicht zu erreichen. Leider sehen wir die Vorschläge des Impulspapiers als\r\nunzureichend an, um diese politischen Ziele wesentlich zu fördern.\r\nDer BDEW fordert daher von der Bundesregierung und der Bundesnetzagentur ein klares Bekenntnis zu Regelungen, die die Entscheidung zur Kupferabschaltung in Gebieten mit ausgebauter Glasfaserinfrastruktur nicht ausschließlich der Telekom zu überlassen. Der Schutz des chancengleichen Wettbewerbs im Telekommunikationssektor sollte höchste Priorität haben. Kann\r\ndie Internetversorgung in einem Gebiet durch Glasfasernetze sichergestellt, werden vom jeweiligen Netzbetreiber angemessene Vorleistungsprodukte verpflichtend dauerhaft angeboten\r\nund sind Nachteile für Zugangsnachfrager ausgeschlossen, sollte eine Abschaltung der\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 24\r\nKupfernetze initiiert werden können – unabhängig davon, welches Unternehmen das Netz errichtet hat.\r\nDas Bundesministerium für Digitales und Staatsmodernisierung sollte nun zeitnah im Rahmen\r\ndes „übergeordneten Gesamtkonzeptes“ (gemäß dem im Gigabitforum vorgestellten Drei-Säulen-Modell) einen Vorschlag machen, wie eine diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration abgesichert werden könnte. Auch die Europäische Union ist im Rahmen der Vorarbeiten für einen\r\nDigital Networks Act dazu angehalten, Wettbewerbsverzerrungen im Zusammenhang mit der\r\nKupfer-Glas-Migration auszuschließen. Der BDEW behält sich vor hierzu eine weitere Stellungnahme zu künftigen Rechtsänderungen einzureichen.\r\nAuslegung des geltenden Rechts\r\nNach Ansicht des BDEW bestehen bereits mit dem heutigen Rechtsrahmen Möglichkeiten, die\r\nKupfer-Glas-Migration diskriminierungsfrei auszugestalten. Insoweit interpretieren wir § 34\r\nTKG anders als die Bundesnetzagentur in ihrem Impulspapier.\r\nIm Rahmen der Abschaltung der Kupfernetze sind Standardangebote, Regulierungsverfügungen\r\nin Bezug auf wegfallende Zugangsprodukte aufzuheben und regulierte Zugangsansprüche in Bezug auf Alternativprodukte zu verfügen. Hierfür könnte die BNetzA ein Regulierungskonzept\r\nnach § 17 TKG beschließen, um ihre Entscheidungen zur Migration vorhersehbar zu machen und\r\nRechtssicherheit für Wettbewerber zu schaffen. Darin sollten Kriterien für die Ermessensentscheidung nach § 34 TKG festgelegt werden, welche eine Entscheidung der BNetzA zur Abschaltung von Kupfernetzen vorhersehbar machen.\r\n§ 34 Abs. 4 TKG sieht vor, dass bestehende Regulierungsverfügungen durch die BNetzA widerrufen werden können, wenn die Voraussetzungen nach § 34 Abs. 1 – 4 TKG erfüllt sind. Der\r\nWiderruf ist also in das pflichtgemäße Ermessen der Behörde gestellt. Die Aufhebung der Verpflichtung setzt deshalb die Abwägung aller vom § 34 TKG geschützten Interessen voraus. Dazu\r\ngehören Interessen der Telekom, der Wettbewerber sowie der Endkundinnen und Endkunden.\r\nGrundlage der Abwägung sind aber die in § 2 Abs 2 TKG festgelegten Regulierungsziele, wonach\r\nein chancengleicher Wettbewerb im TK-Markt sichergestellt und gefördert werden soll. Dies\r\nschließt einen infrastrukturbasierten Wettbewerb ein.\r\nDiese Grundentscheidung für einen infrastrukturbasierten Wettbewerb war die Basis dafür,\r\ndass in Deutschland – im Unterschied zu vielen anderen Ländern Europas – viele kleinere Netzbetreiber begannen, in den Ausbau von Glasfasernetzen zu investieren. Milliardenschwere Förderprogramme für den Glasfaserausbau trugen zu der Erwartung bei, dass die Bundesregierung\r\ndas Ziel einer zügigen Kupfer-Glas-Migration mit allen ihr zur Verfügung stehenden Mitteln befördern würde. Zu dieser Erwartung trug auch die Tatsache bei, dass der Umstieg auf\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 24\r\nGlasfasernetze einen erheblichen Beitrag zum Klimaschutz leistet, weil er die Gesamtemissionen des TK-Sektors verringert – dies allerdings erst dann, wenn der Parallelbetrieb von Kupferund Glasfasernetzen eingestellt wird.\r\nAus diesen Gründen ist der Staat gehalten, eine möglichst zügige Kupfer-Glas-Migration voranzutreiben und für eine diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Migration zu sorgen. Die Bundesnetzagentur sollte daher vor den ersten Abschalteanzeigen durch die Telekom erklären, dass\r\nund mit welchen Mitteln sie eine diskriminierungsfreie Abschaltung – auch in den Glasfaserausbaugebieten der Wettbewerber – sicherstellen wird. Aus unserer Sicht braucht es objektive Kriterien, die als Auslöser für den Beginn der Kupferabschaltung dienen können. Diese sollten mindestens den Nachweis eines hohen Versorgungsgrads in einem bestimmten KabelverzweigerEinzugsgebiet sowie die Sicherstellung dauerhafter Angebote von Vorleistungen zu fairen, angemessenen und nicht-diskriminierenden Bedingungen beinhalten. Nur so können Schlechterstellungen der Wettbewerber ausgeschlossen werden.\r\nDie Telekom sollte sich öffentlich-rechtlich dazu verpflichten, für alle Ausbaugebiete, in denen\r\nein hoher Anteil der Adressen in einem KVz-Einzugsgebiet durch ein Glasfasernetz erschlossen\r\nist – unverzüglich eine Abschalteanzeige bei der Bundesnetzagentur zu stellen.\r\nMitteilungen durch einen Netzbetreiber, dass in einem bestimmten Ausbaugebiet der zuvor definierte Ausbaugrad erreicht ist und eine Abschaltung des Kupfernetzes in diesem Gebiet begehrt wird, hätte die Bundesnetzagentur anschließend zu prüfen und müsste bei positivem Ergebnis die Telekom dazu auffordern, eine Abschalteanzeige für das betreffende Gebiet zu stellen.\r\nWürden Abschalteanzeigen der Telekom ausbleiben, obwohl in dem jeweiligen Gebiet der nötige Ausbaugrad erreicht ist, sollte die Bundesnetzagentur im Gegenzug die Prüfung von Abschalteanzeigen der Telekom in anderen Gebieten verweigern können, wo die Telekom die Abschaltung begehrt, da die Abschaltung erkennbar nicht diskriminierungsfrei erfolgt.\r\nMigrationsmodell für die diskriminierungsfreie Abschaltung\r\nStatt es der eventuellen Willkür der Telekom zu überlassen, Bedingungen und den Ablauf der\r\nMigration festzulegen, sollte die Bundesnetzagentur anhand eines Regulierungskonzepts nach\r\n§ 17 TKG klare objektive Kriterien zur Abschaltung von Kupfernetzen vorgeben. In dem Erarbeitungsprozess benötigt es die Einbindung aller Marktteilnehmer und Interessensgruppen.\r\nDie angesprochene öffentlich-rechtliche Selbstverpflichtung der Telekom sollte im Rahmen dieser vorbereitenden Phase erfolgen. Ebenso sollten sich die alternativen Netzbetreiber verpflichten, in Gebieten, die durch diese erschlossen wurden, sämtliche zur Versorgung von Endkunden\r\ndurch Wettbewerber benötigten Vorleistungen langfristig und zu fairen, angemessenen und\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 24\r\nnicht-diskriminierenden Bedingungen anzubieten. Dieses Vorgehen würde eine wettbewerbsund verbraucherfreundliche Migration sicherstellen.\r\nPhase 1: Antragstellung zur Abschaltung des Kupfernetzes\r\nSind in einem konkreten Gebiet (z.B. das Einzugsgebiet eines Kabelverzweigers) die objektiven\r\nVorgaben für die Migration erfüllt, stellt das ausbauende Unternehmen einen Antrag zur Abschaltung der Kupfernetze bei der Bundesnetzagentur. Letztere prüft, ob ein hinreichender Versorgungsgrad mit Glasfaseranschlüssen erreicht ist. Sind die notwendigen Kriterien erfüllt, wird\r\ndie Telekom auf Basis der zuvor eingegangenen Selbstverpflichtung aufgefordert, den Migrationsprozess einzuleiten und keine Vermarktung der Kupfernetze mehr durchzuführen.\r\nPhase 2: Umsetzung der Abschaltung\r\nDie Migration der Kupfer- auf Glasfasernetze wird mit ausreichender Vorlaufzeit durch die Telekom oder den Vorleistungsnachfrager bei den Endkundinnen und Endkunden angekündigt. Im\r\nPrivatkundensegment haben Endkunden und Endkundinnen folglich Zeit, sich für einen zukünftigen Festnetzanbieter zu entscheiden. In jedem Fall brauchen die jeweiligen Zielnetzbetreiber\r\nhinreichende Vorlaufzeit, um das Gebiet nachzuverdichten, indem sie Homes Passed in Homes\r\nConnected umwandeln und Glasfaseranschlüsse aktivieren.\r\nGeschäftskunden sind zwar vertraglich oft deutlich länger gebunden als Privatkunden. Sie werden aber schon heute meist über dedizierte Glasfaserleitungen versorgt und sind dann von einer Kupfer-Glas-Migration weniger betroffen. In einer erheblichen Zahl von Fällen können aber\r\ndie Anbieter aufgrund der Kupfer-Glas-Migration gezwungen sein, komplexe kupferbasierte Lösungen weitgehend umzubauen, um ihre Kunden weiterversorgen zu können.\r\nDie Abschaltung findet statt, sobald - von besonderen Konstellationen abgesehen – für alle bisher über das Kupfernetz angebundenen Endkunden Netzanschlüsse von mindestens gleich hoher Qualität bereitstehen.\r\nAntworten und Hinweise zu den BNetzA-Fragen\r\nIm folgenden Abschnitt sind die Antworten auf die Fragen zu finden, die durch die Bundesnetzagentur im Rahmen des Impulspapiers an die Konsultationsteilnehmenden gestellt wurden.\r\n1. Wären zusätzlich zu den von der Bundesnetzagentur identifizierten Prozessschritten\r\nweitere Schritte zu berücksichtigen? Können Schritte entfallen und, wenn ja, unter\r\nwelchen Umständen?\r\nNach Auffassung des BDEW können einige Schritte, die zunächst in dem Migrationsplan der\r\nBundesnetzagentur angedacht waren, gekürzt oder vorgezogen werden. Wir unterstellen im\r\nFolgenden, dass es gelingt, die TDG auf Basis eines entsprechenden Regulierungskonzepts der\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 24\r\nBNetzA zu einer diskriminierungsfreien Ausgestaltung der Kupfernetzabschaltung zu bewegen.\r\nDann sollten die Prozessschritte wie folgt aussehen:\r\nAkteur Adressat Aktion\r\na neu) BNetzA Telekom/ alternative Netzbetreiber\r\nFestlegung objektiver Kriterien, wann\r\nKupfernetze abgeschaltet werden können (u.a. Versorgungsgrads in einem\r\nbestimmten Kabelverzweiger-Einzugsgebiet); inkl. öffentlicher Konsultation\r\nb neu) Telekom Erklärung der Selbstverpflichtung zur\r\nAntragstellung für die Abschaltung der\r\nKupfernetze, wenn objektive Kriterien\r\nerfüllt sind (unabhängig von ausbauenden Unternehmen)\r\nac) Telekom /\r\nZugangsnachfrager\r\nÄnderung der Kupferzugangsverträge\r\n(Bereits vor dem Verfahren nach § 34\r\nTKG möglich, soweit Standardangebote\r\nund Regulierungsverfügungen angepasst wurden.)\r\nd neu) Netzbetreiber BNetzA Meldung der erfüllten Kriterien in Ausbaugebiet\r\ne neu) BNetzA Netzbetreiber Prüfung des Migrationsbegehrens anhand objektiver Kriterien\r\nf neu) BNetzA Telekom Aufforderung Telekom zur Abschaltung\r\nKupfernetze\r\ng neu) Telekom BNetzA Einreichen des Antrags auf Abschaltung; Vorgegeben nach selbstverpflichtender Erklärung\r\nbh) Telekom Zugangsnachfrager Vorankündigung der Migration entsprechend dem festgelegten Migrationsplan\r\noi) Telekom / Zugangsnachfrager\r\nEndkundinnen und\r\nEndkunden\r\nVermarktungsstopp Kupferanschlüsse\r\nin Abschaltgebieten\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 24\r\npj) Telekom Zugangsnachfrager Vermarktungsstopp Kupferanschlüsse\r\nin Abschaltgebieten\r\nci) Telekom /\r\nZugangsnachfrager\r\nEndkundinnen und\r\nEndkunden\r\nTelekom / Zugangsnachfrager nehmen\r\nKontakt mit ihren jeweils verbliebenen\r\nKupfer-Endkundinnen und -Endkunden\r\nim Abschaltegebiet auf und informieren\r\nsie über die bevorstehende Einstellung\r\ndes Kupferproduktes und über die Möglichkeit der Migration auf das Zielprodukt, bspw. Angebot und Vereinbarung\r\neines höherwertigen Glasfaseranschlusses oder Kündigung des Endkundenanschlusses spätestens zum Abschaltezeitpunkt\r\ndj) Telekom Zugangsnachfrager Information über die für jeden Zugangsrahmenvertrag geschalteten Kupferanschlüsse (Teilleistung)\r\nek) Zugangsnachfrager Telekom Prüfen und ggfs. Berichtigung der Angaben zu den Teilleistungen\r\nfl) Telekom / Zugangsnachfrager\r\nAbgleich und ggfs. Klärung der nicht\r\nübereinstimmenden Teilleistungen\r\ngm) Zugangsnachfrager Entwicklung ihres jeweiligen Migrationskonzepts inkl. der Frage, ob die jeweiligen Endkunden- oder Vorleistungsanschlüsse auf, die im festgelegten Migrationsplan bestimmten alternativen\r\nZugangsprodukte der Telekom oder eines alternativen Zielnetzbetreibers migriert werden oder ob den Endkundinnen und Endkunden gekündigt werden\r\nsoll\r\nhn) Zugangsnachfrager\r\n/ Zielnetzbetreiber\r\nVereinbarung des/der alternativen Zugangsprodukt(e) für den Zugangsnachfrager\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 24\r\nio) Zugangsnachfrager Zielnetzbetreiber Bestellung des/der konkreten Zugangsinfrastruktur (z. B. Kollokation und Übergabeverteiler oder Übergabeanschluss)\r\njp) Zielnetzbetreiber Zugangsnachfrager Bereitstellung der zuvor bestellten Zugangsinfrastruktur (z. B. Kollokation und\r\nÜbergabeverteiler oder Übergabeanschluss)\r\nkq) Zugangsnachfrager Anschluss an die Zugangsinfrastruktur\r\nlr) Zugangsnachfrager Telekom Zugangsnachfrager kündigt die Teilleistung spätestens zum Abschaltezeitpunkt, soweit sie den Endkundinnen\r\nund Endkunden gekündigt wird. Anderenfalls Beauftragung eines Migrationsprozesses, der sicherstellt, dass keine\r\nAbschaltung erfolgt, bevor nicht die Anschaltung des alternativen Zugangsprodukts erfolgt ist. Ggfs. Kündigung der\r\nKupfer-Zugangsinfrastruktur (Kollokation, Übergabeanschluss)\r\nms) Telekom Zugangsnachfrager Soweit Zugangsnachfrager nicht für alle\r\nTeilleistungen eine Migrationsankündigung oder Kündigung erklärt haben,\r\nKündigung der verbliebenen Teilleistungen zum Zeitpunkt der Abschaltung\r\nnt) Zugangsnachfrager Zielnetzbetreiber Bestellung der Anschlüsse auf dem Zielnetz oder den Zielnetzen für die Endkundinnen und Endkunden\r\no) Telekom / Zugangsnachfrager\r\nEndkundinnen und\r\nEndkunden\r\nVermarktungsstopp Kupferanschlüsse\r\np) Telekom Zugangsnachfrager Vermarktungsstopp Kupferanschlüsse\r\nqu) Zielnetzbetreiber Zugangsnachfrager Bereitstellung der jeweiligen alternativen Zugangsprodukte (ggfs. Nachverdichtung, Freischaltung)\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 24\r\nrv) Zugangsnachfrager Endkundinnen und\r\nEndkunden\r\nFreischaltung des Zielprodukts und dann\r\nAbschaltung des Kupferanschlusses\r\nsw) Telekom Abschaltung und ggf. Rückbau des Kupfernetzes (Abgesehen der Verkehrssicherung ist eine Rückbauverpflichtung\r\nnach unserer Auffassung nicht notwendig)\r\nHinweise: Unter Zielnetzbetreiber ist nicht mehr allein die Telekom gemeint, sondern vielmehr\r\nalle Glasfasernetzbetreiber, die dauerhafte Angebot von sämtlichen benötigten Vorleistungen\r\nzu fairen, angemessenen und nicht-diskriminierenden Bedingungen zur Verfügung stellen.\r\n2. Wieviel Zeit ist aus Ihrer Sicht für die Abwicklung der bestehenden Zugangs-(einzel-\r\n)verträge bzgl. der Kupferinfrastruktur und der korrespondierenden Endkunden-Anschlussverträge erforderlich?\r\nDerzeit lassen sich die Fragen zur zeitlichen Ausgestaltung einzelner Prozessschritte der KupferGlas-Migration nicht im Detail und abschließend beantworten. Technische, prozedurale und\r\nvertragliche Hindernisse – die z.B. im Rahmen von zukünftigen Pilotprojekten entstehen, können jederzeit zu einer Verzögerung der angegebenen Zeiträume führen. Wir behalten uns vor,\r\nErgänzungen zu einem späteren Zeitpunkt vorzunehmen.\r\nNach den derzeitigen Erwartungen sind für die vollständige Abwicklung der bestehenden Zugangsverträge zur Kupferinfrastruktur sowie der damit verbundenen Endkundenanschlüsse\r\nmindestens 24 Monate anzusetzen. Dieser Zeitraum ist erforderlich, um eine technisch, vertraglich und kommerziell geordnete Migration auf neue, auf Glasfaser basierende Vorleistungsprodukte zu ermöglichen. Dabei sind unter anderem folgende Aspekte zu berücksichtigen:\r\n1. Vertragslaufzeit und Kündigungsfristen\r\nViele bestehende Zugangs- und Endkundenverträge – insbesondere im Geschäftskundensegment – weisen lange Mindestvertragslaufzeiten auf. Kündigungen im Zuge der Migration sind\r\nfür Vorleistungsnachfrager erst dann realisierbar, wenn zuvor entsprechende Änderungen der\r\nStandardangebote erfolgt sind. Erst auf dieser Basis lassen sich Kündigungsrechte für betroffene\r\nKupferprodukte (z. B. Teilnehmeranschlussleitungen, Mietleitungen) rechtssicher und diskriminierungsfrei in die Rahmenverträge integrieren.\r\n2. Technische Umstellung und Migrationskoordinierung\r\nDie Migration erfordert die Koordination von Terminen mit Endkunden sowie in vielen Fällen\r\neine neue Inhausverkabelung. Die Pilotprojekte im Rahmen des Gigabitforums haben gezeigt,\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 24\r\ndass schon im Privatkundensegment – ohne die Berücksichtigung komplexer Geschäftskundenanschlüsse – erhebliche zeitliche Aufwände erforderlich sind.\r\n3. Nachverdichtung\r\nEine Migration vom Kupfernetz auf Glasfasernetze setzt in den jeweiligen Abschaltgebieten einen hohen Versorgungsgrad der Haushalte und Unternehmensstandorte mit Glasfaseranschlüssen voraus. Der sog. „Hausstich“, d.h. die Anbindung der Gebäude von der nächstliegenden\r\nHochgeschwindigkeitstrasse oder von der Grundstücksgrenze aus, ist personal- und kapazitätsintensiv und muss daher frühzeitig geplant werden.\r\n4. Kundenkommunikation\r\nDie Endkunden müssen frühzeitig über die bevorstehende Umstellung informiert, beraten und\r\nmit neuen Vertragsangeboten versorgt werden. Hierfür sind ausreichende Kommunikationsund Reaktionsfristen erforderlich, insbesondere im Hinblick auf private und kleinere gewerbliche Kunden mit begrenzter technischer Expertise.\r\n3. Welche Zeit brauchen Vorleistungsnachfrager mindestens zur Umstellung ihrer Endkundenanschlüsse (technisch, prozedural und vertraglich)?\r\nFür eine vollständige Umstellung der Endkundenanschlüsse auf glasfaserbasierte Vorleistungsprodukte ist im Regelfall ein Zeitraum von mindestens 24 Monaten zu veranschlagen. Allerdings\r\nkönnen im Einzelfall deutlich längere Zeiträume für einzelne Prozessschritte entstehen. Die\r\nDauer hängt stark von der Ausgestaltung des Netzzugangs, der eingesetzten Technik sowie von\r\nden betroffenen Kundengruppen (Privat- vs. Geschäftskunden) ab. Dadurch, dass es ggf. in einer\r\nVielzahl von Gebieten gleichzeitig zu einer Kupferabschaltung kommt, kann es zu weiteren Verzögerungen kommen.\r\nTechnisch ist zunächst die Integration der neuen Vorleistungsprodukte in die bestehenden Systeme erforderlich. Dies betrifft insbesondere die Anpassung der Backend-Strukturen, wie etwa\r\nCRM-, Billing- und Provisionierungssysteme, sowie die Implementierung neuer Schnittstellen\r\n(z. B. für Layer-2-Bitstrom oder VLAN-Handling). Zudem müssen die eingesetzten Endgeräte auf\r\nKompatibilität geprüft und bei Bedarf durch neue Hardware (z. B. Glasfaserrouter oder ONT)\r\nersetzt werden. Vor einer großflächigen Migration sind zudem technische Testphasen und Pilotierungen notwendig, um die Qualität der Anbindung sicherzustellen.\r\nAus Prozesssicht ist die Migration mit erheblichen Anforderungen verbunden. Die Mitarbeitenden in Support, Technik und Vertrieb müssen geschult, interne Prozesse umgestellt und neue\r\nEskalationsroutinen etabliert werden. Zusätzlich ist ein abgestimmter Rolloutplan mit den jeweiligen Netzbetreibern erforderlich, insbesondere bei Open-Access-Konstellationen mit\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 24\r\nverschiedenen Plattformanbietern. Die Migration erfolgt dabei in mehreren Wellen, segmentiert nach Verfügbarkeit, Produkt und Kundengruppe. Für Geschäftskunden, Behörden oder\r\nSpezialanwendungen bedarf es darüber hinaus individueller Migrationspfade.\r\nVertraglich ist zu berücksichtigen, dass in neu abgeschlossenen Verträgen mit Verbrauchern in\r\nder Regel Mindestlaufzeiten von 24 Monaten vereinbart werden. Bei Geschäftskunden können\r\ndie Vertragslaufzeiten auch deutlich länger sein. Will der Endkunde im Verlauf der Kupfer-GlasMigration nicht zu einem neuen Netzbetreiber wechseln, ist ein Verkürzung vereinbarter Mindestlaufzeiten relativ unproblematisch. Anders sieht es aus, wenn der Endkunde den Anbieter\r\nwechseln will oder muss oder wenn der Netzbetreiber zur fortgesetzten Versorgung seines Kunden Vorleistungsprodukte bei einem Dritten einkaufen muss. Außerdem entsteht bei den Endkunden, selbst wenn kein Anbieterwechsel ansteht, in der Regel technischer Anpassungsbedarf,\r\nz.B. durch Erwerb eines neuen Modems oder Änderungen an der Inhausverkabelung).\r\na. In welchem Maß ist der benötigte Zeitraum von der Größe und dem Beschaltungsgrad\r\ndes Abschaltegebiets abhängig? Gibt es neben der Größe noch weitere Faktoren, wie\r\nbspw. eine Orientierung entlang von Gebietskörperschaften, die den Zeitbedarf beeinflussen?\r\nDie Bundesnetzagentur hat in dem Impulspapier die Orientierung an kommunalen Grenzen vorgeschlagen, da dies die Kommunikation mit Endkundinnen und Endkunden erleichtere, Verwaltungsvorgänge auf kommunaler Ebene vereinfache und die politische Akzeptanz der Umstellung auf Glasfaser erhöhe. In der Praxis zeigt sich jedoch, dass kommunale Grenzen oft nicht\r\ndeckungsgleich mit der tatsächlichen Netzstruktur (z. B. KVz-, MSAN-, oder PoP-Ebenen) verlaufen.\r\nAus Sicht des BDEW ist die stärkere Ausrichtung an netztechnischen Gegebenheiten erforderlich, da dies eine technisch sinnvolle und realisierbare sowie wirtschaftlich effiziente Migration\r\nbefördert. In den bisherigen Pilotprojekten im Rahmen des Gigabitforums hat sich die KVz- bzw.\r\nMSAN-Ebene als geeigneter Migrationsrahmen im Privatkundensegment herausgestellt. Hier\r\nbestehen homogene technische Voraussetzungen, die eine Bündelung von Kundenmigrationen\r\nermöglichen und operative Abläufe erleichtern.\r\nIm Geschäftskundenbereich gestaltet sich die Migration deutlich komplexer, da hier häufig\r\nstandortübergreifende Leistungen erbracht werden (z. B. VPNs, Standortvernetzungen). Die\r\nWahl des Abschaltgebiets muss daher auch der tatsächlichen Dienstleistungskette Rechnung\r\ntragen, um Doppelstrukturen, Fehlplanungen oder Qualitätseinbußen zu vermeiden.\r\nDer BDEW plädiert daher für eine flexible, netzstrukturbezogene Festlegung von Abschaltgebieten, kombiniert mit einer transparenten Information über Gemeindezugehörigkeiten.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 24\r\nb. In welchem Umfang müssen Vertragsrestlaufzeiten bei der Kündigungsfrist berücksichtigt werden?\r\nFür neu abgeschlossene Verbraucherverträge auf Basis des Kupfernetzes der Telekom sind in\r\nder Regel Mindestlaufzeiten von 24 Monaten vereinbart. Tatsächlich wird ein Großteil der Kundenverträge in einem Abschaltegebiet aber auf Bestandskunden entfallen, denen gegenüber\r\neine kürzere Kündigungsfrist gilt. Bei Geschäftskunden hingegen kann die Vertragslaufzeit deutlich über 24 Monate hinausgehen.\r\nc. Von welchem Zeitbedarf ist auszugehen, falls neben der Bereitstellung von konkreten\r\nalternativen Zugangsprodukten für die einzelnen Anschlüsse zunächst noch der Abschluss von Zugangsverträgen und eine Bereitstellung von Zugangsschnittstellen notwendig sind?\r\nFalls zusätzlich ein Abschluss von Zugangsverträgen sowie die Bereitstellung und Integration\r\ngeeigneter Zugangsschnittstellen notwendig sind, muss mit einem höheren Zeitaufwand von 36\r\nbis 54 Monaten gerechnet werden. Dies ist insbesondere der Fall, wenn Vorleistungsnachfrager\r\nnicht am Netz des jeweiligen Glasfaseranbieters angeschlossen sind.\r\nDer Abschluss neuer Zugangsverträge erfordert umfassende rechtliche und technische Klärungen – insbesondere zu Leistungsmerkmalen, Schnittstellenstandards, SLAs, Entstörprozessen\r\nund Preisen. Besonders wenn der Glasfaseranbieter bisher keine standardisierten Open-AccessProdukte anbietet, können die Verhandlungen einige Zeit in Anspruch nehmen.\r\nNach Vertragsabschluss müssen die physischen Übergabepunkte (z. B. Ethernet NNIs oder regionale Übergabepunkte) hergestellt, testweise aktiviert und technisch integriert werden. Dies\r\numfasst sowohl die Netztechnik auf Seiten des Glasfaseranbieters als auch die Anpassung der\r\nSysteme und Prozesse beim Diensteanbieter (z. B. BGP-Peerings, VLAN-Handling, Monitoring).\r\nDer Aufwand ist deutlich höher, wenn es keine standardisierten Referenzimplementierungen\r\noder bestehende Integrationen gibt.\r\nDie IT-Systeme des Vorleistungsnachfragers müssen mit den Schnittstellen des neuen Netzpartners kompatibel gemacht werden. Dies betrifft z. B. Produkt- und Tariflogik, ProvisionierungsAPIs, Entstörschnittstellen, Portierungsmechanismen und Abrechnungsverfahren. Diese Integration kann zeitintensiv sein, insbesondere bei individuell entwickelten Plattformen oder\r\nfehlenden Vorab-Standards.\r\n4. Gibt es Erkenntnisse oder Vorstellungen dazu, wie viel Zeit typischerweise für die\r\nNachverdichtung eines Gebietes oder einzelner Anschlüsse (bitte spezifizieren) von\r\nHomes passed zu Homes connected benötigt wird? (Falls möglich, bitte genauer ausführen: Tiefbau differenziert nach Verlegung der Linie und Hausstich; gebäudeseitig\r\ndifferenziert nach Herstellung APL und Inhouse-Verkabelung.)\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 24\r\nDer Zeitraum in dem eine Nachverdichtung durchgeführt wird, kann stark variieren. Wird davon\r\nausgegangen, dass eine für die Kupfernetzabschaltung ausreichende Nachverdichtung erst erfolgt ist, wenn jede Wohnung mit FTTH versorgt ist, verlängert sich der für die Nachverdichtung\r\nerforderliche Zeitraum deutlich, weil dann zusätzlich zum Hausstich auch die Inhausverkabelung\r\nhergestellt werden muss. Über die Rahmenbedingungen dafür ist aber insbesondere zwischen\r\nden TK-Netzbetreibern und der Wohnungswirtschaft noch kein Einvernehmen hergestellt. Auch\r\nwenn es in einer Vielzahl von Abschaltegebieten gleichzeitig zu einer Umstellung von Kupfer auf\r\nGlasfaserinfrastruktur kommen sollte, drohen deutliche Verzögerungen. Verzögerungen können sich zum einen auf Seiten der ausbauenden Unternehmen ergeben, weil Tiefbaukapazitäten knapp sind. Auf der anderen Seite könnte sich die Telekom auf Kapazitätsengpässe berufen,\r\num von Wettbewerbern begehrte Abschaltungen zu verzögern.\r\na. Wie viel Zeit ist für die Genehmigungsprozesse (z. B. für die straßenrechtliche Genehmigung) einzuplanen?\r\nIm günstigsten Fall können die für Nachverdichtungsvorhaben erforderlichen Genehmigungen\r\ninnerhalb von 2-3 Monaten erteilt sein. Je nach den örtlichen Gegebenheiten kann es aber zu\r\ndeutlichen Verzögerungen kommen. Sie können sich z.B. daraus ergeben, dass neben der Zustimmung des Trägers der Wegebaulast auch besondere straßenrechtliche oder denkmalschutzrechtliche Genehmigungen eingeholt werden müssen oder Schienenwege und Gewässer\r\ngequert werden müssen. Generalisierende Aussagen zu solchen Fällen sind uns nicht möglich.\r\nAllerdings werden den Zielnetzbetreibern, die in einem bestimmten Ausbaugebiet die Abschaltung des Kupfernetzes begehren, besonders zeitaufwändige Hindernisse für den Netzausbau\r\ngut bekannt sein, so dass sie in der Regel ein Begehren auf Kupfernetzabschaltung erst dann bei\r\nder BNetzA platzieren werden, wenn sie bei der Überwindung dieser Hindernisse bereits Fortschritte erzielt haben.\r\nb. Wie viel Zeit ist für die vorgenannten Schritte einzuplanen, wenn noch kein Ausbau stattgefunden hat und damit der Ausbaustatus Homes passed noch nicht erreicht ist?\r\nIn diesem Fall handelt es sich nicht um eine Nachverdichtungsmaßnahme, sondern um eine\r\nvollständige Errichtung der passiven Netzinfrastruktur bis zum Point of Presence und den Gebäuden – inklusive Tiefbau, Trassenführung, Genehmigungen und ggf. Mitverlegung oder Ermöglichung einer Mitnutzung. Zusätzlich zu den oben unter Buchstabe a) genannten Genehmigungen können beim Erstausbau bis zum Status Homes Passed auch Hochbaugenehmigungen\r\nzur Aufstellung von Containern erforderlich werden. Generalisierende Aussagen über den Zeitraum, den der Ausbau eines Gebiets bis zum Status Homes Passed erfordert, sind deshalb\r\nschwierig. Im Idealfall kann der Ausbau eines Gebiets, in dem der Ausbaustatus Homes Passed\r\nnoch nicht erreicht ist, in 30 bis 48 Monaten gelingen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 24\r\nc. Wie viel Zeit ist für die Abstimmung mit Haus- bzw. Wohnungseigentümern und Endkundinnen und Endkunden einzuplanen?\r\nSind die Haus- oder Wohnungseigentümer proaktiv und an einem raschen Glasfaserausbau interessiert, liegt die Zustimmung meist zügig vor und können Termine in wenigen Wochen vereinbart und durchgeführt werden. Das ist regelmäßig der Fall. Durch Schwierigkeiten bei der\r\nKoordination von Terminen oder Einwände der Hauseigentümer kann der Abstimmungszeitraum sich jedoch auch auf über sechs Monate erstrecken.\r\nd. Inwiefern könnten sich insb. Konstellationen, in denen der Anspruch der glasfaserausbauenden Unternehmen bzgl. des Anschlusses von Gebäuden und des Ausbaus von gebäudeinternen Netzen vor Zivilgerichten durchgesetzt werden muss, auf den für die\r\nNachverdichtung als angemessen anzusehenden Zeitraum auswirken?\r\nZivilrechtliche Auseinandersetzung können die Nachverdichtung eines Ausbaugebiets erheblich\r\nverzögern. Generalisierende Aussagen sind dazu aber nicht möglich.\r\n5. Können sich die Marktteilnehmer im Vorfeld eines Verfahrens nach § 34 TKG freiwillige Vereinbarungen zu Vermarktungsstopps vorstellen?\r\nDie Antwort auf die Frage hängt davon ab, was von einem Vermarktungsstopp umfasst ist.\r\nNach Auffassung des BDEW sollte ein Vermarktungsstopp den Abschluss von Neuverträgen verhindern, die eine Mindestlaufzeit von 24 Monaten in Gang setzen. Aus unserer Sicht sollte ein\r\nVermarktungsstopp in einem frühen Stadium des jeweiligen Anzeigeverfahrens von der Bundesnetzagentur verfügt werden. Ein Vermarktungsstopp sollte aber keine Vertragsänderungen\r\nverhindern, die nicht mit einer neuen Mindestlaufzeit verbunden sind (z.B. GeschwindigkeitsUpgrades, die kurzfristig kündbar sind).\r\nEin freiwilliger Vermarkungsstopp wäre aus unserer Sicht nur zielführend, wenn sich sowohl die\r\nTelekom als auch alle Kupfer-Nachfrager einer entsprechenden Vereinbarung anschließen würden. Sonst bliebe es immer möglich, dass einzelne Diensteanbieter durch spät abgeschlossene\r\nNeuverträge mit einer Mindestlaufzeit von 24 Monaten eine geplante Migration hinauszögern.\r\n6. Wie viel Zeit sollte zwischen einem Vermarktungsstopp und einer tatsächlichen Abschaltung liegen?\r\nWie dargestellt plädiert der BDEW für einen früheren Vermarktungsstopp, direkt nach der Anzeige der Kupferabschaltung in einem bestimmten Gebiet. Wir schlagen vor, das Initiativrecht\r\nzur Einleitung der Kupferabschaltung an einen hohen Versorgungsgrad in Homes Passed zu koppeln. Ein hoher Versorgungsgrad in Homes Passed kann mit einer hohen Zahl von Haushalten\r\nkorrelieren, die bereits über aktive Glasfaseranschlüsse verfügt, muss es aber nicht. Die jeweiligen Zielnetzbetreiber müssen unter Umständen noch erheblichen Aufwand in die\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 24\r\nNachverdichtung investieren und für die Aktivierung von Homes Connected sorgen. Soweit Kunden in einem Abschaltegebiet von einem Netzbetreiber nur auf Basis von Vorleistungsprodukten eines Dritten beziehen, müssen die entsprechenden Verträge geschlossen worden sein und\r\neine zeitnahe Bereitstellung mit Vorleistungsprodukten ermöglichen. Alles zusammengenommen, sollte der Zeitraum zwischen einem Vermarktungsstopp und der tatsächlichen Abschaltung daher mindestens 24 Monate betragen.\r\n7. Welche alternativen Zugangsprodukte müssen auf dem Zielnetz oder den Zielnetzen\r\nvorhanden sein? Sind Fälle denkbar, in denen einzelne alternative Zugangsprodukte\r\nnicht erforderlich sind?\r\nAn der von der Bundesnetzagentur vorgelegten Substitutionsmatrix ist grundsätzlich wenig auszusetzen. Es sollte jedoch eine möglichst effiziente Struktur für die Abnahme alternativer Vorleistungen geschaffen werden. Vor diesem Hintergrund ist die von der Bundesnetzagentur angedeutete Debatte über physisch entbündelten FTTH-Zugang nicht sinnvoll. Denn ihr steht kein\r\nrealer Bedarf der Zugangsnachfrager gegenüber. Die Abnahme von Verkehr aus physisch entbündelten FTTH-Anschlüssen würde seitens der Nachfrager den Aufbau eigener Kabelverzweiger voraussetzen, weil vorhandene Kabelverzweiger oft nicht genug Platz für die Realisierung\r\nphysischen Netzzugangs bieten. Außerdem wäre die Schaltung entbündelter FTTH-Leitung mit\r\nVor-Ort-Terminen und Technikeraufwand verbunden, was der Tendenz zu einer so weit wie\r\nmöglich softwareseitigen Steuerung von Netzen zuwiderläuft.\r\n8. Wären beim Wechsel auf Glasfasernetze Technologie-/Bandbreitensprünge vorstellbar? Ist ein „Low-Cost- Produkt“ erforderlich, z. B. wenn im Kupfernetz 16 Mbit/s\r\n(ADSL)- oder Voice-Only-Anschlüsse in Anspruch genommen wurden und die Produkte\r\nauf dem Glasfasernetz erst ab einer Bandbreite von 50 Mbit/s (oder noch höher) verfügbar sind?\r\nEin Technologiewechsel von Kupfer zu Glasfaser ist zwingend mit einem qualitativen Sprung\r\nverbunden, denn FTTH-Anschlüsse bieten ein höheres Bandbreitenpotenzial an, als dies bisher\r\nmit Kupfernetzen möglich war. Ein direkter Ersatz eines 16 Mbit/s-Anschlusses ist auf Glasfaser\r\ntechnisch zwar möglich, aber wirtschaftlich nicht sinnvoll, da die Netzinfrastruktur grundsätzlich\r\nauf höhere Bandbreiten ausgelegt ist. Ein Bandbreitensprung ist daher sachlich vertretbar und\r\nmarktüblich.\r\nDer BDEW unterstützt das Ziel einer sozialverträglichen Kupfer-Glas-Migration, die eine digitale\r\nTeilhabe für alle Bürger und Bürgerinnen sicherstellt. Glasfaserprodukte, deren Preise nicht höher liegen als bisher erhältliche Kupferprodukte, können die Take-up-Rate erhöhen und\r\ndadurch die Auslastung verbessern.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 24\r\nNach unserer Einschätzung sind derzeit aber viele Glasfaser-Einsteigerangebote für Endkunden\r\nund Endkundinnen am Markt verfügbar, die diesen Anforderungen entsprechen. Wenn TK-Anbieter derartige Endkundenangebote auf Basis der aktuellen Vorleistungspreise realisieren können, erscheint eine gesetzliche oder regulatorische Verpflichtung zur Bereitstellung glasfaserbasierter „Low Cost“-Vorleistungsprodukte zumindest derzeit nicht erforderlich.\r\n9. Müssen die Preise der alternativen Zugangsprodukte identisch zu den Preisen der zu\r\nersetzenden Kupfer-Vorleistungsprodukte sein oder dürfen diese für die mglw. höherwertigen alternativen Zugangsprodukte abweichen? Falls ja, in welchen Konstellationen und in welchem Ausmaß?\r\nEine 1:1-Übertragung der Preise von Kupfer-Vorleistungsprodukten auf alternative GlasfaserZugangsprodukte ist weder sachgerecht noch wirtschaftlich tragfähig. Die alternativen Produkte auf Glasfaserbasis (z. B. VULA, Layer-2-/Layer 3-Bitstrom) sind keine exakten funktionalen\r\nKopien der Kupferprodukte (z. B. TAL), sondern technologisch weiterentwickelte Angebote mit\r\nhöheren Bandbreiten, besserer Stabilität und deutlich geringerer Latenz.\r\nNeben den technologischen Vorteilen und Neurungen ist die Errichtung von Glasfasernetzen\r\nmit erheblichen Investitionen verbunden. Die Refinanzierung des Ausbaus muss auch in der\r\nPreisbildung der alternativen Zugangsprodukte einfließen. Insofern sind moderate Preisabweichungen grundsätzlich sachlich gerechtfertigt. Um mögliche finanzielle Hürden für den Anschluss von Wohnungen an das Glasfasernetz zu senken, sollten aus Sicht des BDEW Konnektivitätsvoucher erwogen werden. Hierdurch könnte auch im Vorfeld des Migrationsprozesses\r\ndie aktiven Anschlüsse in Deutschland gesteigert werden.\r\n10. Welche Prozesse und Schnittstellen stellen den Fortbestand fairer, angemessener und\r\nnichtdiskriminierender Bedingungen bei Alternativprodukten sicher?\r\nFaire, angemessene und nichtdiskriminierende Bedingungen bei alternativen Zugangsprodukten sind essenziell für funktionsäquivalente Nachfolgeprodukte im Sinne des § 34 TKG. Die\r\nAusgestaltung dieser Bedingungen sollten allerdings erst zu einem späteren Zeitpunkt stattfinden und finden wir zum jetzigen Zeitpunkt verfrüht.\r\n11. Können neben Vorleistungsprodukten, die über Glasfaser bereitgestellt werden,\r\nbspw. auch Zugangsprodukte über HFC-Netze (in denen die Glasfaser nicht bis ins Gebäude reicht), FWA-Lösungen, Mobilfunk-Lösungen oder Satellitenfunk eine Alternative zu Kupfer darstellen?\r\nAus Sicht des BDEW können FWA-Lösungen, Mobilfunk-Lösungen oder Satellitenfunk in Ausnahmefällen bei Verbrauchern zum Einsatz kommen. Sie stellen aber keine vollwertige Alternative zum Glasfaseranschluss dar.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 24\r\nDiese Technologien weisen in Bezug auf Bandbreite, Stabilität, Latenz und Skalierbarkeit teils\r\nerhebliche Einschränkungen auf Zudem würde eine Gleichstellung alternativer Technologien\r\nim Rahmen der Kupfermigration die Investitions- und Planungssicherheit für den eigenwirtschaftlichen Glasfaserausbau untergraben – insbesondere in Gebieten, in denen mit großem\r\nAufwand Glasfasernetze errichtet werden und eine langfristige Infrastrukturtransformation\r\nangestrebt wird.\r\nAuf DOCSIS 3.1 oder höher aufgerüstete Kabelnetze sind zwar technisch unter optimalen Bedingungen ähnlich leistungsfähig wie Glasfasernetze. Die Gigabit-Strategie der Bundesregierung zielt jedoch zu Recht auf eine Kupfer-Glas-Migration unter Ausschluss sonstiger Zielnetze.\r\nDenn Kabelnetze sind, nach einem Gutachten von Prof. Kristof Obermann, unter Energieeffizienzgesichtspunkten keine zukunftsweisende Option, weil sie einen vielfach höheren Stromverbrauch aufweisen als Glasfasernetze.\r\n12. Sind Fallgestaltungen vorstellbar, bei denen örtlich oder regional eine Abschaltung des\r\nKupfernetzes ohne Festnetzalternative erfolgen kann (z. B. Alternativangebot auf Basis eines 5G-Netzes)?\r\nDie Digitalisierung kann nur über leistungsfähige Festnetzverbindungen realisiert werden. Mobilfunknetze können insofern nur eine Ergänzung darstellen. Die nötige Übertragungsgeschwindigkeit für datenintensive Industriezweige und Anwendungen in Privathaushalten kann durch\r\ndas 5G-Netz nicht sichergestellt werden. Langfristig sollte deshalb ein Glasfaseranschluss für\r\nalle Haushalte und Unternehmensstandorte bereitgestellt werden können, die einen solchen\r\nAnschluss nachfragen.\r\nAllerdings können 5G-Mobilfunkdienste eine wichtige Ergänzung glasfaserbasierter Angebote\r\ndarstellen. Um die Übertragung von Marktmacht aus Mobilfunknetzen in den Festnetzmarkt zu\r\nbegrenzen, bedarf es eines diskriminierungsfreien Zugangs zu Mobilfunkvorleistungsprodukten\r\nfür alle nachgelagerten Diensteanbieter. Dies ist derzeit durch das Verhandlungsgebot nicht gewährleistet.\r\n13. Gibt es Dienste, die „nicht migrationsfähig sind“, d. h. die über Kupfer, nicht aber über\r\nGlasfaser oder andere Alternativen angeboten werden können? Wenn ja, welche und\r\nwarum?\r\nDienste, die auf eine Stromversorgung aus dem TK-Netz aufbauen, können nicht in das Glasfasernetz migriert werden. Es gibt aber für alle derzeit im Einsatz befindlichen Sonderanwendungen im Kupfernetz Ersatzlösungen. So können z.B. Notrufdienste in Aufzügen auf funkbasierte\r\nLösungen umgestellt werden.\r\n14. Ab welchem Zeitpunkt besteht der Bedarf für das Angebot von alternativen Zugangsprodukten?\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 24\r\nAlternative Zugangsprodukte – in der oben skizzierten Form – sind bereits heute verfügbar und\r\nkönnen durch Zugangsnachfrager bei Glasfasernetzbetreibern angefragt werden. Ein zwingend\r\nzu deckender Bedarf an alternativen Netzzugangsprodukten entsteht jedoch erst mit der öffentlichen Ankündigung, dass in einem bestimmten Gebiet nach Ablauf einer Auslauffrist das\r\nKupfernetz abgeschaltet werden soll. Nach dem von uns vorgeschlagenen Modell soll eine solche Ankündigung nur erfolgen dürfen, wenn in dem betroffenen Gebiet ein hoher Ausbaugrad\r\nerreicht ist und alternative Zugangsprodukte als Ersatz für die bisherigen Netzzugangsprodukte\r\nvorliegen. Dadurch wäre sichergestellt, dass ein Bezug von alternativen Zugangsprodukten spätestens ab dem Zeitpunkt der Ankündigung der Kupferabschaltung (und des zeitgleichen Vermarktungsstopps für kupferbasierte Produkte) möglich ist. Im Hinblick auf eine kommende Kupferabschaltung wäre es vorteilhaft, wenn die betroffenen Netzbetreiber Verhandlungen über\r\ndie Konditionen des Netzzugangs bereits deutlich früher führen würden.\r\n15. Für welchen Zeitraum müssen die Bereitstellung und die Bedingungen der alternativen\r\nZugangsprodukte sichergestellt sein? Gilt dies für alle alternativen Zugangsprodukte\r\ngleichermaßen oder sind für einzelne Vorleistungsprodukte (bspw. das erwähnte\r\n„Low-Cost-Produkt“) abweichende Zeiträume vorstellbar?\r\nAus Sicht des BDEW ist eine vorausschauende, markt- und realitätsgerechte Regelung zur Bereitstellungsdauer alternativer Zugangsprodukte essenziell, um sowohl Investitionssicherheit\r\nals auch Nutzungskontinuität für Vorleistungsnachfrager und Endkundinnen und -kunden zu gewährleisten.\r\nVULA, Layer-2 und Layer-3-Bitstromzugang sollten von allen Zielnetzbetreibern dauerhaft unter\r\nmarktüblichen Bedingungen bereitgestellt werden, da diese das Rückgrat eines funktionierenden Wettbewerbs im Glasfasernetz darstellen. Wie bereits oben ausgeführt, sind bereits heute\r\nauf Basis der am Markt angebotenen Vorleistungsprodukte Endkundenangebote möglich, die\r\nsich preislich nicht oder höchstens geringfügig von bisherigen kupferbasierten Angeboten unterscheiden. Wir halten eine Verpflichtung zur Bereitstellung eines „Low Cost“-Vorleistungsprodukts daher nicht für geboten.\r\n16. Müssen alternative Vorleistungsprodukte für die Versorgung von Geschäftskunden\r\n(keine massenmarktfähigen Angebote, Markt 2) über die zuvor diskutierten Bedingungen und Fragestellungen hinaus weitere oder andere Anforderungen erfüllen?\r\nGeschäftskunden werden von der gesteigerten Qualität von Glasfaseranschlüssen gegenüber\r\nDSL profitieren. Hinsichtlich der Servicequalität und Verfügbarkeit haben Geschäftskunden besondere Anforderungen, die bei der Kupfer-Glas-Migration berücksichtigt werden müssen.\r\nDies betrifft beispielsweise die besonderen Sicherheits- oder Qualitätsanforderungen, die für\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 24\r\nInternetverbindungen in Bürogebäuden bestehen. Darüber hinaus ist ein bestimmtes Maß an\r\nIndividualisierung im Geschäftskundengeschäft notwendig.\r\nMerkmal Privatkunden/Massenmarkt (Markt 1)\r\nGeschäftskunden (Markt 2)\r\nProduktdesign Standardisierte Bandbreiten, feste Profile\r\nIndividuell skalierbar (symmetrisch,\r\nburstfähig, priorisiert)\r\nVerfügbarkeit\r\n(SLA)\r\nBest Effort oder Basis-SLA Garantierte Verfügbarkeiten (z. B.\r\n≥99,9 %), 24/7-Entstörung\r\nRedundanzanforderungen\r\nNein Häufig gefordert (z. B. doppelte Anbindung, Ringstrukturen)\r\nTechnologievarianten\r\nVULA, Layer-2-Bitstrom Ethernet-BSA, Punkt-zu-Punkt, P2MP,\r\nDark Fiber, Wellenlängen\r\nBereitstellungsprozesse\r\nStandardisiert, automatisiert\r\nIndividuell geplant, site-by-site provisioning\r\nVertragsgestaltung Einheitliche Bedingungen Maßgeschneiderte SLAs, Kündigungsfristen, Preismodelle\r\nVertraulichkeit /\r\nCompliance\r\nStandard Häufig besondere Anforderungen (z. B.\r\nVerschlüsselung)\r\nAlternative Vorleistungsprodukte für Geschäftskunden müssen deutlich über die Anforderungen des Massenmarkts hinausgehen. Technisch erwarten Geschäftskunden symmetrische\r\nBandbreiten bis in den 10-Gigabit-Bereich, garantierte Latenz- und Jitter-Werte sowie Unterstützung für MPLS, QoS und netzseitige Segmentierung (z. B. via VLAN oder SD-WAN). Eine dedizierte Punkt-zu-Punkt-Glasfaseranbindung ist dabei in der Regel unerlässlich.\r\nZudem sind umfassende Service-Level-Agreements erforderlich – mit garantierten Bereitstellungszeiten, 24/7-Entstörung, festen Eskalationswegen und einer transparenten Servicekette.\r\nAuch Anforderungen an Ausfallsicherheit und Sicherheit sind hoch: Geschäftskunden erwarten\r\nphysisch getrennte Trassen, Backup-Anbindungen (z. B. über FWA) sowie Schnittstellen für Monitoring und Reporting.\r\nVertraglich ist höhere Flexibilität erforderlich (z.B. Möglichkeit zur kurzfristigen Skalierung oder\r\nAbsenkung des Bandbreitenbedarfs) sowie besondere Anforderungen an Datenschutz und Informationssicherheit (z. B. DSGVO- und ISO-Konformität) zu erfüllen. Insgesamt ist der Vorleistungsbedarf im Geschäftskundenbereich individualisiert, leistungsstark und SLA-orientiert –\r\nund damit klar vom Massenmarkt zu unterscheiden.\r\n17. Welche Kosten entstehen den jeweiligen Akteuren bei der Migration?\r\nDie Kupfer-Glas-Migration erzeugt für alle Marktteilnehmer teils erhebliche Kosten. Dazu gehören insbesondere:\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 24\r\nAkteur Kostenposition Beschreibung\r\nNetzbetreiber (Telekom\r\n& Wettbewerber)\r\nNetzaufbau / Nachverdichtung\r\nTiefbau, Hausanschluss, Inhausverkabelung\r\nPlattform-/Systemintegration\r\nAnpassung von OSS/BSS, WholesaleSchnittstellen, Aktivierungssysteme\r\nRückbau / Umschaltung\r\nAbbau alter Technik, ggf. Rückbau Kupfernetz (bei Eigentum)\r\nKundenkommunikation / Aktivierung\r\nInformationskampagnen, Wechselanreize, Vertriebskosten\r\nErsatz technischer\r\nAltstrukturen\r\nz. B. Voice-Gateways, ISDN-Migration,\r\nspezielle Unternehmensanwendungen\r\nDoppelte Netzinfrastruktur\r\nParallelbetrieb Kupfer und Glas in Übergangsphase\r\nDiensteanbieter / Reseller\r\nTechnikmigration Anpassung eigener Systeme (z. B. an\r\nLayer-2-Bitstrom, VLAN-Management)\r\nProdukt- und Tarifgestaltung\r\nNeue Produktportfolios, Hardwarebereitstellung (z. B. ONT)\r\nSchulung / Betrieb /\r\nSupport\r\nAnpassung von Prozessen, Callcenter,\r\nStörungshandling\r\nParallelbetrieb alter\r\nProdukte\r\nVerwaltung von Kupfer- und Glasfaserangeboten parallel\r\nMarketing und Migration\r\nKundenbindung, Wechselkosten, Provisionsmodelle\r\nEndkunden Endgeräte Neue Router/ONT, Adapter für ISDN-\r\n/Analogschnittstellen\r\nHausanschlusskosten Einmalige Installationskosten bei nachträglichem Glasfaseranschluss\r\nÖffentliche Hand / Regulierung\r\nFördermittel Unterstützung für Ausbau, Hausanschlüsse, Nachverdichtung\r\nAufsicht / Regulierung\r\nMarktaufsicht, Preiskontrolle, Migrationsmonitoring\r\nRechtsrahmenanpassung\r\nAnpassung technischer Regeln, Definition alternativer Produkte\r\n18. Gibt es neben den in § 34 Abs. 4 TKG genannten Aspekten weitere Elemente, die aus\r\nIhrer Sicht Teil der Anzeige durch das Unternehmen mit beträchtlicher Marktmacht\r\nbzw. der Prüfung und Festlegung durch die Bundesnetzagentur sind?\r\nNeben den in § 34 Abs. 4 TKG explizit genannten Aspekten bedarf es aus Sicht des BDEW weitergehender Anforderungen an die Anzeige durch das Unternehmen mit beträchtlicher\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 24\r\nMarktmacht sowie an die Prüfung und Festlegung durch die Bundesnetzagentur. Ein Vorschlag\r\nfür ein nicht-diskriminierendes Migrationskonzept haben wir bereits im einleitenden Teil der\r\nStellungnahmen dargestellt. Im Rahmen der Umsetzung des Konzepts bedarf es eines objektiven Kriteriums für die obligatorische Einleitung der Abschaltung der Kupfernetze. Aus unserer\r\nSicht sollte die Telekom die Abschaltung eines Teils ihres Kupfernetzes einleiten müssen, wenn\r\nein Glasfaser-Zielnetz im Einzugsbereich des jeweiligen Kabelverzweigers hinreichend ausgebaut ist (mindestens 85% Homes Passed) und der jeweilige Zielnetzbetreiber gegenüber der\r\nBundesnetzagentur die Abschaltung begehrt.\r\nDie jeweiligen Zielnetzbetreiber sollten sich verpflichten, die eigenen Vorleistungsprodukte\r\nlangfristig zu fairen, angemessenen und nicht-diskriminierenden Bedingungen anzubieten. Dies\r\nsollte sowohl für die Telekom als auch für alternative Netzbetreiber gelten. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019057","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zum Leitfaden zur Genehmigung von Gewässerthermieprojekten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/6e/602076/Stellungnahme-Gutachten-SG2508140006.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1 / 3\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32 10117 Berlin\r\nTelefon: +49 30 300199-0\r\nwww.bdew.de\r\ninfo@bdew.de\r\nVerband kommunaler Unternehmen e. V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nTelefon:+49 30 58580-0\r\nwww.vku.de\r\ninfo@vku.de\r\nRegistergericht:\r\nAmtsgericht Charlottenburg\r\nRegisternummer:\r\nVR 27941 B\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0\r\nFax +49 30 58580-100\r\nwww.vku.de\r\ninfo@vku.de\r\nVKU ⚫ Invalidenstraße 91 ⚫ 10115 Berlin\r\nDatenschutzerklärung des VKU e.V.\r\nIn Bezug auf die Verarbeitung Ihrer\r\npersonenbezogenen Daten verweisen wir auf unsere Allgemeine Datenschutzerklärung, abrufbar unter\r\nwww.vku.de/privacy. Dort erhalten\r\nSie auch Hinweise zu Ihren Betroffenenrechten. Alternativ senden wir\r\nIhnen die Datenschutzerklärung\r\nauch postalisch zu.\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister\r\ndes Bundes unter der Registernummer: R000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der\r\nGrundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nUmweltministerkonferenz: Beteiligung von Energie- und\r\nWasserwirtschaft am Leitfaden zur Genehmigung von\r\nGewässerthermieprojekten zwingend erforderlich\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nim Rahmen der Umweltministerkonferenz soll nach unserer derzeitigen Kenntnis\r\nkurzfristig ein Leitfaden zur Genehmigung von Gewässerthermieprojekten thematisiert bzw. freigegeben werden. Sollten diese Empfehlungen durch die Genehmigungsbehörden als allumfassender Leitfaden verstanden werden, droht der Hochlauf von Flusswärmepumpen für die Wärmewende im Keim zu ersticken. Der Leitfaden sollte daher auf Basis eines umfassenden Konsultationsprozesses, der insbesondere die energiewirtschaftlichen Aspekte berücksichtigt, überarbeitet werden.\r\nDie Wärmewende ist ein entscheidender Bestandteil der Energiewende. Deutschlandweit arbeiten Energieversorger mit Hochdruck an ihrer Umsetzung, nicht zuletzt\r\nim Kontext der kommunalen Wärmeplanung. Dabei ist die Nutzung erneuerbarer\r\nWärmequellen nicht nur zur Erreichung der Klimaziele notwendig, sondern ermöglicht auch die Unabhängigkeit vom Import fossiler Energieträger und damit eine resilientere Energieversorgung.\r\nDie Gewässerthermie bietet dabei ein enormes Potenzial für die Dekarbonisierung\r\nder Wärmeversorgung. Den Erfolg zeigen bereits umgesetzte Projekte, viele weitere sind bundesweit in Planung.\r\nAn die Mitglieder\r\nder Umweltministerkonferenz\r\n13.05.2025\r\n2 / 3\r\nMit der verstärkten Nutzung gewässerthermischer Quellen (z. B. Flüsse und Seen)\r\ngeraten zunehmend genehmigungs- und wasserrechtliche Fragen in den Fokus. Um\r\nden Hochlauf nicht auszubremsen, müssen zeitnah Leitlinien entwickelt werden,\r\ndie dem Schutz der Gewässerökologie und der energiewirtschaftlichen Umsetzbarkeit gleichermaßen Rechnung tragen.\r\nEs ist grundsätzlich zu begrüßen, dass auf wasserwirtschaftlicher und -rechtlicher\r\nSeite dazu aktuell bereits Prozesse angelaufen sind. Die Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Wasser (LAWA) hat auf ihrer Vollversammlung am 20./21. März in Potsdam den von ihr beauftragten Leitfaden „Grundlagen und Leitlinien für eine ökologisch verträgliche Nutzung von Gewässern zur Wärmegewinnung – Empfehlungen zu\r\nökologischen Anforderungen für Fließgewässer und Seen für den behördlichen Vollzug“ und die dazugehörige Studie beschlossen.\r\nAn dieser Stelle ist jedoch zu betonen, dass die in den Leitlinien ausgesprochenen\r\nEmpfehlungen ausschließlich die ökologischen Belange der Gewässer berücksichtigen und energiewirtschaftliche, -technische, -politische sowie energierechtliche\r\nAspekte nicht einbeziehen! Sollten diese Empfehlungen durch die Genehmigungsbehörden als allumfassender Leitfaden verstanden werden, der als Grundlage für\r\neine bundeseinheitliche Vorgehensweise für den behördlichen Vollzug solcher Gewässerthermieanlagen anerkannt wird, besteht die Gefahr, dass die technisch/wirtschaftliche Umsetzung vieler Projekte unmöglich wird. Wärmetransformationspläne\r\nvieler Kommunen und Versorger stünden in Frage.\r\nUm die Gewässerthermie als wichtigen Baustein für die Wärmewende zu stärken,\r\nsollte dem Leitfaden in bestehender Form durch die Umweltministerkonferenz\r\nnicht zugestimmt werden. Vielmehr muss unter Einbeziehung der für Energie zuständigen Bundes- und Landesministerien ein gemeinsamer Konsultationsprozess\r\nins Leben gerufen werden.\r\nZiel sollte ein praxisnaher, ganzheitlicher Leitfaden für eine bundeseinheitliche\r\nVorgehensweise für den behördlichen Vollzug solcher Anlagen sein, der den Genehmigungsbehörden zur Verfügung gestellt wird und so einen wichtigen Beitrag zur\r\nBeschleunigung von Gewässerthermieprojekten leisten kann.\r\nDie Energiewirtschaft steht mit ihrer Expertise gerne zur Verfügung, um einen entsprechenden gemeinsamen Prozess zur Erarbeitung eines ganzheitlichen Genehmigungsleitfadens zu unterstützen.\r\n3 / 3\r\nDer Energieministerkonferenz geht dieses Schreiben ebenfalls zu.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nKerstin Andreae Ingbert Liebing\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung Hauptgeschäftsführer\r\nMitglied des Präsidiums\r\nBDEW Bundesverband der Verband kommunaler Unternehmen e.V.\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e.V. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019058","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur RED-III-Umsetzung im WindBG, BImSchG, BauGB und WHG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8a/40/602078/Stellungnahme-Gutachten-SG2508140011.pdf","pdfPageCount":20,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 27. Juni 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzur Umsetzung der RED III im\r\nBImSchG, WHG und zur Änderung\r\ndes WaStrG, WindBG und BauGB\r\nRegierungsentwurf für eine Formulierungshilfe vom 24. Juni 2025\r\nSeite 2 von 20\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n2 Anmerkungen zum WindBG............................................................................... 6\r\n2.1 § 1 WindBG (Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses\r\nstreichen)........................................................................................................ 6\r\n2.2 § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher anpassen) ................................... 6\r\n2.3 § 6a Abs. 3 (neu) WindBG (Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen) 7\r\n2.4 § 6b Abs. 3 WindBG-E (Überprüfungsverfahren anpassen)........................... 8\r\n2.5 § 6b Abs. 4 WindBG-E (Genehmigungsfiktion aufnehmen)........................... 8\r\n2.6 § 6b Abs. 5 WindBG-E (Fledermausmaßnahmen anpassen).......................... 8\r\n2.7 § 6b Abs. 6 WindBG-E (keine obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung)...... 9\r\n2.8 § 6b Abs. 7 WindBG-E (Zahlungspflicht bei fehlenden Daten anpassen) .... 10\r\n2.9 § 6b Abs. 8 WindBG-E (Rechtmäßigkeitsvermutung aufnehmen)............... 11\r\n3 Anmerkungen zum BImSchG.............................................................................12\r\n3.1 § 10a Abs. 5 BImSchG-E (elektronische Antragstellung für alle).................. 12\r\n3.2 § 10a Abs. 6 BImSchG-E (Genehmigungsfristen für Repowering nicht\r\nverlängern) ................................................................................................... 12\r\n3.3 § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG (Vereinfachte Typenänderung anpassen).... 13\r\n4 Anmerkungen zum BauGB ................................................................................14\r\n§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB (Außenbereich nicht komplett schließen)........................ 14\r\nSeite 3 von 20\r\n1 Executive Summary\r\nDer Regierungsentwurf für eine Formulierungshilfe für ein „Gesetz zur Umsetzung von Vorgaben der Richtlinie (EU) 2023/2413 für Zulassungsverfahren nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz und dem Wasserhaushaltsgesetz, zur Änderung des Bundeswasserstraßengesetzes, zur\r\nÄnderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes und zur Änderung des Baugesetzbuches“ (im\r\nFolgenden „Gesetzesentwurf“) greift die Gesetzesentwürfe zur Umsetzung der RED III aus der\r\nletzten Legislatur auf. Damit soll kurzfristig zumindest ein Teil der RED III-Richtline national umgesetzt werden.\r\nDer BDEW unterstützt alle Bemühungen den Ausbau von Erneuerbaren Energien Anlagen zu\r\nbeschleunigen. Dringend ist aber immer auch die Beschleunigung des Netzausbaus. Die Umsetzung dieses Teils der RED III muss ebenfalls unverzüglich beschlossen werden. Nur mit\r\nNetzausbau wird auch der EE-Aubau gelingen. Offen ist überdies auch noch die RED III-Umsetzung für Offshore-Wind.\r\n➢ Für die Regelungen zum WHG und WaStrG verweisen wir vollständig auf die BDEW-Stellungnahme zur Umsetzung der RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und\r\nWaStrG vom 9. Oktober 2024.\r\n➢ Die Regelungen zum BImSchG und WindBG bilden nur einen sehr kleinen Teil der RED\r\nIII-Umsetzung für die Windenergie an Land ab. Für diesen Teil gelten unsere Anmerkungen aus der BDEW-Stellungnahme zur Umsetzung RED III Wind an Land, Solar und Speicher vom 26. September.2024 im Wesentlichen fort, auch wenn einzelne Verbesserungen erreicht wurden. In Anbetracht des sehr verkürzten Verfahrens konzentrieren wir\r\nuns vorliegend auf die dringendsten Punkte.\r\n➢ Die vorgeschlagene Regelung im BauGB dient (in Kombination mit der Neufassung des §\r\n1 WindBG) der Steuerung des Windenergieausbaus außerhalb von Windenergiegebieten und dient nicht der RED III-Umsetzung. Auch hier sieht der BDEW dringenden Anpassungsbedarf, um dem Windenergieausbau nicht nachhaltig zu schaden.\r\nSeite 4 von 20\r\nDie insgesamt acht dringendsten Anpassungen am Gesetzentwurf sind nachfolgend kurz dargestellt und noch einmal nach Prioritäten geclustert. Ausführliche Erläuterungen und weitere\r\nAnpassungsbedarfe finden sich unter Ziffer 2 bis 4.\r\nHöchstprioritär:\r\n1. Schlanke Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen (§ 6a Abs. 3 (neu) WindBG)\r\nDringend notwendig ist eine Übergangsregelung für Windenergiegebiete, die nach Mai 2024\r\nausgewiesen wurden. Diese fallen sonst nach Auslaufen der Notfall-VO auf das alte Genehmigungsrecht zurück. Die Gebiete sollten zu Beschleunigungsgebieten werden, um den dortigen\r\nAusbau weiter zu erleichtern und beschleunigen. (Siehe Ziffer 2.3 der Stellungnahme)\r\n2. Genehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern (§ 10a Abs. 6 BImSchG-E)\r\nDie in § 10a Abs. 6 BImSchG-E enthaltene Verfahrensdauer für Repowering durch die allgemeine\r\nVorgabe einer 6-Monatsfrist stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage und praktischen Lage dar. Hier muss klar sein, dass das nur gilt, wenn Vorhaben im förmlichen Verfahren\r\ngenehmigt werden. In der Regel gilt derzeit eine 3-Monatsfrist. (Siehe Ziffer 3.2 der Stellungnahme)\r\n3. Vereinfachte Typenänderung nicht ausbremsen (§ 16b Abs. 7, 8a BImSchG-E)\r\nDer BDEW begrüßt, dass beim vereinfachten Typenwechsel im Hinblick auf die luftverkehrlichen\r\nBelange nachgebessert wird. Allerdings ist die vorgeschlagene Verfahrensdauer von drei Monaten zu lang und die mehrfache Vollständigkeitsprüfung sinnlos. Eine Frist von acht Wochen ab\r\neinmal geprüfter Vollständigkeit muss ausreichend sein. (Siehe Ziffer 3.3 der Stellungnahme)\r\n4. Kein Komplett-Ausschluss im unbeplanten Außenbereich (§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB-E)\r\nDie Neufassung des § 249 Absatz 2 Satz 1 ist abzulehnen. Das für die in § 35 Absatz 3 Nr. 5\r\ngenannten Belange allein ein „Berührtsein“ zu Unzulässigkeit führen soll, ist nicht zielführend.\r\nDamit wird der Windenergieausbau im unbeplanten Außenbereich komplett gestoppt. (Siehe\r\nZiffer 4 der Stellungnahme)\r\nPrioritär:\r\n5. Überragendes öffentliches Interesse nicht einschränken (§ 1 Abs. 2 WindBG-E)\r\nAus Sicht des BDEW ist die Einschränkung des überragenden öffentlichen Interesses ein falsches\r\nZeichen. Denn es ist wichtig, den unbeplanten Außenbereich nicht gänzlich zu schließen, da\r\nnicht sichergestellt ist, dass die Windenergiegebiete in dem Maße tatsächlich bebaubar sind,\r\nSeite 5 von 20\r\nwie dies zur klimaneutralen Energieversorgung notwendig wäre. (Siehe Ziffer 2.1 der Stellungnahme)\r\n\r\n6. Definition Energiespeicher anpassen (§ 2 Nr. 4 WindBG-E)\r\nDie Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort sollte an den Wortlaut der Richtlinie angepasst werden. Die jetzige Formulierung ist zu eng. Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Begrenzung auf den räumlich-funktionalen Zusammenhang birgt Rechtsunsicherheiten\r\nund schränkt den Anwendungsbereich unnötig ein. (Siehe Ziffer 2.2 der Stellungnahme)\r\n7. Genehmigungsfiktion umsetzen (§ 6b Abs. 4 WindBG-E)\r\nDie in der RED III vorgesehene Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten ist noch\r\nnicht im Gesetzesentwurf vorgesehen. Die Fallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde innerhalb der Screening-Frist keine Entscheidung trifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Screening-Frist soll eine Art Bindungswirkung bezogen auf das Umweltrecht eintreten. Das ist dringend nachzuholen. (Siehe Ziffer 2.5 der Stellungnahme)\r\n8. Obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung streichen (§ 6b Abs. 6 WindBG-E)\r\nDer BDEW lehnt die Öffentlichkeitsbeteiligung bei einem negativen Screening ab. Diese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage hinaus, wonach\r\neine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten erst ab 20\r\nWindenergieanlagen erforderlich ist. (Siehe Ziffer 2.7 der Stellungnahme)\r\nSeite 6 von 20\r\n2 Anmerkungen zum WindBG\r\n2.1 § 1 WindBG (Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses streichen)\r\nNach § 1 Abs. 2 WindBG-E wird das überragende öffentliche Interesse bei Flächenzielerreichung mit Blick auf die planungsrechtliche Zulässigkeit nach § 35 Absatz 2 BauGB abgegolten.\r\nDie Regelung ist mit Blick auf den Wunsch, Windenergievorhaben vornehmlich in ausgewiesene Gebiete zu steuern, nachvollziehbar, auch wenn der BDEW nicht dafür eintritt.\r\nAus Sicht des BDEW ist aber weiterhin ein Windenergieausbau außerhalb der Gebiete erforderlich, wenn die Voraussetzungen des § 35 Abs. 2 BauGB vorliegen. Selbst nach dem diese\r\nMöglichkeit prinzipiell bejahenden Urteil des OVG Münster vom 16. Mai 2023 (7 D 423/21.AK)\r\nwäre dies weiterhin auf Sonderkonstellationen mit erheblicher Vorbelastung (BeckRS 2023,\r\n11668, Rn. 43) beschränkt. Es ist es wichtig, den unbeplanten Außenbereich nicht gänzlich zu\r\nschließen, da nicht sichergestellt ist, dass die Windenergiegebiete in dem Maße tatsächlich bebaubar sind, wie dies zur klimaneutralen Energieversorgung notwendig wäre.\r\nDer BDEW regt die Streichung des § 1 Abs. 2 S. 2 WindBG-E an:\r\n(2) (…) Werden die Flächenbeitragswerte nach Maßgabe von § 3 Absatz 1 und 2 erreicht, so\r\nist dem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der Windenergie nach § 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes für Vorhaben, die außerhalb von Windenergiegebieten im Sinne des\r\n§ 2 Nummer 1 liegen, bei der Anwendung des § 35 Absatz 2 des Baugesetzbuchs Rechnung\r\ngetragen. Satz 2 gilt nicht für Vorhaben im Sinne des § 249 Absatz 3 des Baugesetzbuchs.\r\n2.2 § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher anpassen)\r\nDer BDEW plädiert dafür, die Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort an den\r\nWortlaut der Richtlinie anzupassen. Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Begrenzung auf den\r\nräumlich-funktionalen Zusammenhang birgt Rechtsunsicherheiten und schränkt den Anwendungsbereich unnötig ein.\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung des § 2 Nr. 4 WindBG-E vor:\r\nEnergiespeicher am selben Standort: Eine Kombination aus einer Energiespeicheranlage und\r\neiner Anlage zur Erzeugung von erneuerbarer Energie, die an denselben Netzanschlusspunkt\r\nangeschlossen sind; Anlagen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder planfeststellungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer Windenergieanlage an Land oder einer Solarenergieanlage stehen und\r\nSeite 7 von 20\r\ngegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen, wobei Anlagen zur Speicherung\r\nvonWärme mit Bohrung ins Erdreich nicht erfasst sind.“;\r\n2.3 § 6a Abs. 3 (neu) WindBG (Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen)\r\nNeben der im Gesetzesentwurf enthaltenen Lösung für Bestandsbeschleunigungsgebiete ist\r\ndringend eine gesetzliche Regelung erforderlich, die die Verfahrenserleichterungen des geplanten § 6b WindBG-RegE in den seit Mitte 2024 neu ausgewiesenen Windenergiegebieten schnell,\r\nunkompliziert und europarechtskonform anwendbar macht.\r\nEine ausführliche Erläuterung findet sich in der Anlage zur Stellungnahme.\r\nVorgeschlagen wird eine Ergänzung von § 6a WindBG als RED III-konforme Übergangsregelung\r\nfür neue Windenergiegebiete. Alle nach Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete werden\r\ndanach zu Beschleunigungsgebieten, wenn und sobald das jeweilige Gebiet materiell die Anforderungen aus Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III erfüllt. Ob die Anforderungen erfüllt werden, wird\r\nzusätzlich durch den Planungsträger oder die plangenehmigende Behörde überprüft.\r\nDer BDEW schlägt folgende Neuregelung in § 6a Abs. 3 WindBG-E vor:\r\n(3) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 ausgewiesen worden sind, sind Beschleunigungsgebiete im Sinne des Artikels 15c der Richtlinie\r\n(EU) 2018/2001 [Ergänzung Vollzitat der Richtlinie],\r\n1. wenn das Windenergiegebiet den Anforderungen an Beschleunigungsgebiete nach Artikel 15c Absatz 1 und 2 der Richtlinie entspricht und\r\n2. sobald die nach § 5 Absatz 1 zuständige Behörde das Windenergiegebiet durch Feststellung der Anforderungen nach Artikel 15c der Richtlinie als Beschleunigungsgebiet ausgewiesen hat, wobei\r\na. die Regelungen nach § 8 Absätze 1 und 2 und § 9 Absatz 5 des Raumordnungsgesetzes sowie § 2 Absatz 4 und § 13 Absatz 2 und 3 des Baugesetzbuchs entsprechend\r\nanzuwenden sind und\r\nb. die Entscheidung über die Gebietseigenschaft innerhalb von drei Monaten nach Eingang des Antrags einer öffentlichen Stelle oder Person des Privatrechts ergeht, die\r\ndie Anforderungen des Plans zu beachten hat.\r\nSeite 8 von 20\r\n2.4 § 6b Abs. 3 WindBG-E (Überprüfungsverfahren anpassen)\r\nDer BDEW begrüßt, dass im Screening-Verfahren nun auf eindeutige tatsächliche Nachweise\r\nabgestellt wird. Wünschenswert wäre zudem, wenn klargestellt wird, dass nur ausnahmsweise\r\nvon höchstwahrscheinlichen unvorhergesehenen nachteiligen Auswirkungen auszugehen ist.\r\nZudem muss klar sein, dass der Vorhabenträger nur darstellen muss, welche Maßnahmen er\r\nbezogen auf welche Umwelteinwirkungen ergreifen will. Es sind diesbezüglich keine weiteren\r\nUnterlagen und insbesondere keine Wirksamkeitsnachweise beizubringen. Da nunmehr auch\r\ndie Unterlagen für das Überprüfungsverfahren Teil der Vollständigkeit und relevant für das Laufen der Frist nach Satz 7 sind, ist außerdem klarzustellen, dass außer den genannten Unterlagen\r\nkeine zusätzlichen Nachweise beigebracht werden müssen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 3 WindBG-E an:\r\n(3) (…) Ältere Daten dürfen berücksichtigt werden, wenn sie Bestandteil systematisch und fortlaufend aktualisierter behördlicher Fachdatenbanken sind oder im Einzelfall hinreichend validiert wurden. Die Zulassungsbehörde teilt dem Träger des Vorhabens auch schon vor Antragstellung auf Anfrage innerhalb von 14 Tagen mit, welche Daten vorhanden sind. (…) Die Zulassungsbehörde überprüft unter Berücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen\r\nnach Satz 4, ob eindeutige Nachweise vorliegen, dass das Vorhaben bei Durchführung der Maßnahmen nach Satz 4 ausnahmsweise höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene\r\nnachteilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets haben wird (…)\r\n2.5 § 6b Abs. 4 WindBG-E (Genehmigungsfiktion aufnehmen)\r\nDie in der RED III vorgesehene Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten ist noch\r\nnicht im Gesetzesentwurf vorgesehen. Die Fallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde innerhalb der Screening-Frist keine Entscheidung trifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Screening-Frist soll eine Art Bindungswirkung bezogen auf das Umweltrecht eintreten. Der BDEW\r\nplädiert hier für eine 1:1-Umsetzung des Art. 16a Abs. 5 UAbs. 1 S. 1 RED III.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 6b Abs. 4 WindBG-E an:\r\n(4) (…). Trifft die Zulassungsbehörde innerhalb der Frist nach Satz 1 keine Entscheidung darüber, gilt das Vorhaben unter Umweltgesichtspunkten als genehmigt.\r\n2.6 § 6b Abs. 5 WindBG-E (Fledermausmaßnahmen anpassen)\r\nBei den Maßnahmen für Fledermäuse muss eine Anpassung der Abregelung aufgrund des\r\nGondel-Monitorings verpflichtend sein.\r\nSeite 9 von 20\r\n(5) (…) Zum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Verletzung beim Betrieb der Windenergieanlage an Land hat die Zulassungsbehörde stets geeignete Minderungsmaßnahmen in\r\nForm einer Abregelung der Windenergieanlage anzuordnen. Die Zulassungsbehörde kann hat\r\ndie angeordnete Abregelung auf Verlangen des Antragstellers auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Rotorbereich der Windenergieanlage\r\nanzupassen.\r\n2.7 § 6b Abs. 6 WindBG-E (keine obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung)\r\nDer BDEW lehnt die Öffentlichkeitsbeteiligung bei einem negativen Screening ab.\r\nDiese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage hinaus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten\r\nerst ab 20 Windenergieanlagen erforderlich ist (Nr. 1.6.1 der Anlage 1 zur 4. BImSchV). Die vorgeschlagene Regelung ist weder völker- noch unionsrechtlich gefordert.\r\nEntgegen den Andeutungen auf Seite 55 der Entwurfsbegründung fordert die Aarhus-Konvention (AK) gerade keine Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen. Gemäß Art. 6 Abs. 1 a), Abs. 2, Abs. 7 AK ist eine Öffentlichkeitsbeteiligung im weitesten Sinne nur bei Entscheidungen über die in Anhang I aufgeführten Tätigkeiten durchzuführen.\r\nDie Liste der in Art. 6 Abs. 1 a) AK genannten Tätigkeiten erfasst für den Energiebereich u. a.\r\nKernkraftwerke oder Wärmekraftwerke mit einer Feuerungswärmeleistung von mindestens 50\r\nMW. Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien werden dort weder im Allgemeinen noch im Speziellen mit Windenergieanlagen genannt. Folglich sind die Vorschriften\r\nder Aarhus-Konvention über die Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für\r\nWindenergieanlagen gerade nicht anwendbar. Somit kann sich hieraus auch keine Pflicht zur\r\nDurchführung einer Öffentlichkeitsbeteiligung für WEA ergeben.\r\nAuch die RED III trifft keine Regelungen zur Beteiligung der Öffentlichkeit im Zulassungsverfahren. Lediglich in Art. 16b Abs. 5 S. 2 RED III ist geregelt, dass die Entscheidungen nach Satz 1 der\r\nÖffentlichkeit zugänglich gemacht werden. „Entscheidung“ in diesem Sinne ist die in Art. 16b\r\nAbs. 5 S. 1 HS 2 RED III nur für den Fall vorgesehene „Verwaltungsentscheidung“ (= Genehmigung), dass eindeutige Beweise dafür gegeben sind, dass ein bestimmtes Projekt angesichts der\r\nökologischen Sensibilität des Vorhabengebietes höchstwahrscheinlich unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird. Dies entspricht der Sache nach einer öffentlichen Bekanntmachung der Genehmigung gemäß § 10 Abs. 8 BImSchG. Eine solche kann nach geltender\r\nRechtslage auch im vereinfachten Verfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgen.\r\nAuch die Bezugnahme auf den Erwägungsgrund 30 der RED III (Seite 55 der Entwurfsbegründung) ist nicht hilfreich. Zum einen sind Erwägungsgründe – ähnlich wie eine Gesetzes- oder\r\nSeite 10 von 20\r\nEntwurfsbegründung – lediglich zur Auslegung des eigentlichen Normtextes heranzuziehen.\r\nZum anderen lässt sich dem Erwägungsgrund 30 keine konkrete dahingehende Vorgabe entnehmen. Dort heißt es nämlich lediglich, die Mitgliedstaaten „sollten […] geeignete Maßnahmen ergreifen, um die Beteiligung lokaler Gemeinschaften an Projekten […] zu fördern.“ Hieraus\r\ndürfte allenfalls ein Appell abzuleiten sein, Möglichkeiten der finanziellen oder gesellschaftsrechtlichen Beteiligung der Standort- und Nachbargemeinden bzw. der dortigen Bevölkerung\r\nvorzusehen. Soweit Erwägungsgrund 30 darüber hinaus auf die Anwendbarkeit der Aarhus-Konvention hinweist, dürfte dies rein deklaratorisch zu verstehen sein.\r\nDie vorgeschlagene obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung bei negativem Screening-Ergebnis\r\nist also weder völker- noch unionsrechtlich oder nach geltender nationaler Rechtslage gefordert. Sie läuft dem eigentlich intendierten Beschleunigungszweck des Gesetzesentwurfes diametral entgegen. Denn selbst unter Verzicht auf den Erörterungstermin dauern förmliche Genehmigungsverfahren selbst bei optimalem Verlauf mindestens vier Monate länger als vereinfachte (vgl. § 10 Abs. 6a S. 1 BImSchG).1\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 6 WindBG-E an:\r\n(6) Stellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung fest, dass eindeutige Nachweise nach\r\nAbsatz 3 Satz 6 vorliegen, so beteiligt sie im Zulassungsverfahren die Öffentlichkeit entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes mit der Maßgabe, dass\r\nein Erörterungstermin nicht statt-findet. Das Ergebnis der Überprüfung nach Satz 1 ist zu begründen und gemeinsam mit den nach dem jeweiligen Fachrecht erforderlichen Unterlagen\r\nim Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung zur Einsicht auszulegen. Im Zulassungsbescheid\r\nordnet die Zulassungsbehörde im Zulassungsbescheid neben den in Absatz 5 genannten Maßnahmen (…).\r\n2.8 § 6b Abs. 7 WindBG-E (Zahlungspflicht bei fehlenden Daten anpassen)\r\nAuch wenn die im Entwurf vorgenommene Änderung der Zahlungspflicht in jährliche Zahlungen\r\nzu begrüßen ist, ist nach wie vor nicht nachvollziehbar, warum bei fehlenden Daten trotzdem\r\neine Zahlung erfolgen soll. Die RED III sieht das nicht vor. Der BDEW plädiert dafür, die Zahlung\r\nauf 10.000 EUR je Megawatt installierter Leistung herabzusetzen (das sind in etwa die eingesparten Kartierungskosten).\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 7 WindBG-E an:\r\n1 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 19 der der BRDrucksache: 396/24)\r\nSeite 11 von 20\r\n(…)\r\nSofern Soweit keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\n3. für Windenergieanlagen an Land 210.000 Euro je Megawatt installierter Leistung,\r\n4. für Energiespeicheranlagen 60 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher\r\nversiegelten Fläche.\r\nDie Zahlung ist von dem Betreiber der jeweiligen Anlage ab Inbetriebnahme der Anlage als\r\nzweckgebundene Abgabe an den Bund zu leisten. Die Mittel werden vom Bundesministerium\r\nfür Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit bewirtschaftet. Sie sind für Maßnahmen nach § 45d Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes zu verwenden, für die nicht bereits nach anderen Vorschriften eine rechtliche Verpflichtung besteht und die der Sicherung\r\noder Verbesserung des Erhaltungszustandes der durch den Betrieb von Windenergieanlagen an\r\nLand und Energiespeicheranlagen betroffenen Arten dienen.\r\n2.9 § 6b Abs. 8 WindBG-E (Rechtmäßigkeitsvermutung aufnehmen)\r\nNach der RED III ist – unbeschadet des Screenings – bei Einhaltung der Regeln auf Planebene\r\nund bei Durchführung der geeigneten Minderungsmaßnahmen davon auszugehen, dass die\r\nProjekte nicht gegen die in der Richtlinie genannten Bestimmungen verstoßen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6 Abs. 8 WindBG-E an:\r\n(8) Mit der Anordnung von Maßnahmen nach Absatz 5 Satz 1 und 2, von Maßnahmen nach\r\nAbsatz 6 Satz 3 oder 4, oder mit Festsetzung der Zahlung nach Absatz 7 Satz 2 ist davon auszugehen, dass die Errichtung und der Betrieb der Anlage nicht gegen die Vorschriften der §§ 33,\r\n34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes verstoßen; eine weitergehende Prüfung keine über die Überprüfung hinausgehende Prüfung der Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nund des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes ist daher nicht durchzuführen. Eine Ausnahme nach\r\n§ 34 Absatz 3 bis 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder nach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes ist bei der Zulassung des Vorhabens nicht erforderlich. Die Anforderungen nach\r\nsonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt, sofern und soweit die Regelungen\r\ndes Fachrechts neben den Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes anwendbar wären.\r\nSeite 12 von 20\r\n3 Anmerkungen zum BImSchG\r\n3.1 § 10a Abs. 5 BImSchG-E (elektronische Antragstellung für alle)\r\nAlle Genehmigungsverfahren sollen im Sinne des Bund-Länder-Pakts vom November 2023\r\nvollständig und ausschließlich elektronisch geführt werden (insofern wäre eigentlich eine Änderung der § 10 Abs. 1 S. 1 BImSchG und § 2 Abs. 1 S. 1 der 9. BImSchV notwendig). Auch\r\nArt. 16 Abs. 3 S. 7 der RED III fordert die vollständige elektronische Verfahrensführung. Es ist\r\nnicht ersichtlich, warum hiervon in Bezug auf Einwendungen abgewichen werden sollte, zumal\r\ndie RED III keine Regelungen zur Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren enthält. Auch nationales Recht fordert nicht, dass Einwendungen in nicht-elektronischer Form erhoben werden können müssen. Zudem ist in der RED III nicht vorgesehen, dass der Antragsteller einen Zugang zur Übermittlung elektronischer Dokumente zu eröffnen hat. Das ist weniger\r\nein rechtliches als ein praktisches Problem (Stichwort: ELSTER-Zugang).\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10a Abs. 5 BImSchG-E an:\r\n(5) Ab dem 21. November 2025 ist das Genehmigungsverfahren elektronisch durchzuführen. Satz 1 gilt nicht für Personen, die Einwendungen erheben. Der Antragsteller hat einen Zugang für die Übermittlung elektronischer Dokumente und für die elektronische Zustellung zu\r\neröffnen.\r\nIn der Folge muss auch §10 Abs. 7 BImSchG angepasst werden. Dort ist aktuell noch geregelt,\r\ndass der Genehmigungsbescheid schriftlich zu erlassen ist, damit scheiden andere Formen der\r\nErteilung des Verwaltungsaktes aus. Hier sollte schriftlich oder elektronisch stehen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10 Abs. 7 BImSchG an:\r\n(7) Der Genehmigungsbescheid ist schriftlich oder elektronisch zu erlassen, schriftlich zu begründen und dem Antragsteller und den Personen, die Einwendungen erhoben haben, zuzustellen. (…)\r\n3.2 § 10a Abs. 6 BImSchG-E (Genehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern)\r\nDie in § 10a Abs. 6 BImSchG-E enthaltene Verfahrensdauer für Repowering durch die allgemeine Vorgabe einer 6-Monatsfrist stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage dar.\r\nHier muss klar sein, dass das nur gilt, wenn Vorhaben im förmlichen Verfahren genehmigt\r\nwerden, da sonst drei Monate nach § 10 Abs. 6a BImSchG gelten.\r\nSeite 13 von 20\r\nDie Begründungspflicht bei Fristverlängerung sollte an den Wortlaut der Richtlinie angepasst\r\nwerden. (Wortlaut Art. 16a Abs. 2 S. 4 RED III: „Die Mitgliedstaaten unterrichten den Projektträger in aller Klarheit über die außergewöhnlichen Umstände, die diese Verlängerung rechtfertigen.“). Außerdem regt der BDEW an, durch die Ergänzung eines Beispiels aus Art. 16a\r\nAbs. 2 S. 3 RED III klarzustellen, dass die zur Verlängerung führenden Ausnahmegründe in der\r\nNatur des Vorhabens liegen müssen und nicht in der Überforderung/Überlastung der Behörde\r\nbegründet sein dürfen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10a Abs. 6 BImSchG-E an:\r\n(6) Über den Genehmigungsantrag für ein folgendes Vorhaben in einem für ein solches\r\nVorhaben geltenden Beschleunigungsgebiet für erneuerbare Energie nach Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 9a der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 13. Juni 2024 ist unbeschadet kürzerer gesetzlicher Fristen innerhalb einer Frist von sechs Monaten zu entscheiden:\r\n1. ein Vorhaben, das das Repowering einer Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energie\r\nbetrifft,\r\n2. ein Vorhaben, das eine neue Anlage mit einer Stromerzeugungskapazität unter\r\n150 Kilowatt betrifft oder\r\n3. ein Vorhaben, das einen Energiespeicheranlagen am selben Standort nach Artikel 2\r\nUnterabsatz 2 Nummer 44d der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 13. Juni\r\n2024, einschließlich einer Anlage zur Speicherung von Strom oder Wärme, betrifft.\r\nIn durch außergewöhnliche Umstände hinreichend begründeten Fällen – beispielsweise aus\r\nübergeordneten Sicherheitsgründen bei wesentlichen Auswirkungen eines Vorhabens auf\r\ndas Netz – kann die Genehmigungsbehörde die Frist um bis zu drei Monate verlängern. Die\r\nFristverlängerung ist gegenüber dem Antragsteller unter Mitteilung der außergewöhnlichen\r\nUmstände, die diese Verlängerung rechtfertigen, zu begründen.“ Die Mitgliedstaaten unterrichten den Projektträger in aller Klarheit über die außergewöhnlichen Umstände, die diese\r\nVerlängerung rechtfertigen\r\n3.3 § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG (Vereinfachte Typenänderung anpassen)\r\nDer BDEW begrüßt, dass beim vereinfachten Typenwechsel nun auch die militärischen und\r\nluftverkehrlichen Belange im Gesetz adressiert werden. Das hatte der BDEW schon lange gefordert. Allerdings ist die vorgeschlagene Verfahrensdauer für Änderungsgenehmigungsverfahren bei einem vereinfachten Typenwechsel von drei Monaten zu lang und die mehrfache\r\nVollständigkeitsprüfung sinnlos.\r\nDie zwei Monate, die der Luftfahrbehörde in §§ 14 Abs. 1, 12 Abs. 2 S. 2 LuftVG zugebilligt\r\nwerden, betreffen die erstmalige Erteilung einer Genehmigung. Sofern man mit Blick auf die\r\nSeite 14 von 20\r\nvon § 13 BImSchG bewirkte Verfahrenskonzentration § 12 LuftVG überhaupt noch für anwendbar halten will, sollte ihr bei derart geringfügigen Änderungen wie in § 16b Abs 7. S. 3\r\nBImSchG ein Monat genügen. Dann könnte man insgesamt acht Wochen als Frist für die Genehmigungsfiktion festlegen, was gegenüber den aktuell geltenden sechs Wochen eine zumutbare Verschlechterung wäre. Der BDEW schlägt als Kompromiss eine Frist zur Genehmigungsfiktion von maximal acht Wochen und Fristbeginn mit Vollständigkeit der Antragsunterlagen\r\nvor.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG-E an:\r\n(7) (…) Wird der Standort der Anlage um nicht mehr als 8 Meter geändert, die Gesamthöhe\r\num nicht mehr als 20 Meter erhöht und der Rotordurchlauf um nicht mehr als 8 Meter verringert, sind ausschließlich die Vereinbarkeit der Änderungen mit militärischen und luftverkehrlichen Belangen zu prüfen sowie die Anforderungen nach Absatz 8 nachzuweisen und zu prüfen. Unverzüglich nach Eingang der vollständigen Antragsunterlagen hat die Genehmigungsbehörde die für die militärischen und luftverkehrlichen Belange zuständigen Behörden zu beteiligen. Diese Behörden teilen der Genehmigungsbehörde den jeweiligen Zeitpunkt des Eingangs\r\nder vollständigen Antragsunterlagen mit. Die Genehmigungs-behörde teilt den spätesten nach\r\nSatz 5 mitgeteilten Zeitpunkt dem Antragsteller mit. Im Fall der Ergänzung oder Änderung des\r\nAntrags sind die Sätze 5 und 6 ent-sprechend anzuwenden.\r\n(8a) Im Fall von Absatz 7 Satz 3 gilt die Genehmigung einschließlich der Nebenbestimmungen\r\nnach Ablauf von drei Monaten acht Wochen ab Vollständigkeit der Antragsunterlagen dem\r\nspätesten gemäß Ab-satz 7 Satz 6 oder 7 mitgeteilten Zeitpunkt als antragsgemäß geändert,\r\nsofern die Genehmigungsbehörde nicht zuvor über den Antrag entscheidet oder ein Antrag\r\nnach Absatz 5 gestellt wird. § 42a Absatz 3 des Verwaltungsverfahrensgesetzes ist entsprechend anzuwenden.\r\n4 Anmerkungen zum BauGB\r\n§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB (Außenbereich nicht komplett schließen)\r\nDie Neufassung des § 249 Absatz 2 Satz 1 BauGB enthält enge Voraussetzungen für die Zulässigkeit von Windenergievorhaben, die aufgrund der Flächenzielerreichung entprivilegiert sind.\r\nGrundsätzlich nachvollziehbar ist, den Ausbau der Windenergie so zu bündeln, dass er vorwiegend in den dafür ausgewiesenen Gebieten stattfindet. Nicht nachvollziehbar ist hingegen,\r\ndass im Hinblick auf die in § 35 Absatz 3 Nr. 5 genannten Belange allein ein Berührtsein zur\r\nUnzulässigkeit führen soll. Das ist eine wesentliche Verschlechterung im Vergleich zur jetzigen\r\nRechtslage, nach der auf eine Beeinträchtigung der Belange und eine Verunstaltung des Orts-\r\nSeite 15 von 20\r\nund Landschaftsbildes abgestellt wird. Diese Verschärfung führt nicht dazu, dass Windenergieanlagen im Rahmen des § 35 Abs. 2 BauGB nur noch ausnahmsweise zulässig sind, sondern\r\ndazu, dass die Anlagen ausnahmslos unzulässig sind. Denn es wird in der Praxis schwer zu argumentieren sein, dass das Orts- und Landschaftsbild nicht zumindest berührt ist.\r\nZudem ist diese Verschärfung wegen des ohnehin geplanten Wegfalls des überragenden öffentlichen Interesses (siehe § 1 WindBG) auch überflüssig. Denn allein durch die Ergänzung\r\nvon § 1 WindBG ist sichergestellt, dass sich die Windenergie im unbeplanten Außenbereich\r\nnur noch ausnahmsweise durchsetzt.\r\nDer BDEW regt die Streichung, des § 249 Abs. 2 S. 1 BauGB an:\r\nWurde das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichneten Flächenbeitragswerts des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes festgestellt, kann außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes ein in Absatz 1 genanntes Vorhaben nur ausnahmsweise nach § 35 Absatz 2 zugelassen werden, wenn ausgeschlossen ist, dass weder die\r\nin § 35 Absatz 3 Nummer 5 genannten Belange noch das Orts- und Landschaftsbild berührt\r\nsind.\r\nSollte dies nicht durchsetzbar sein, ist mindestens folgende Anpassung vorzunehmen:\r\nWurde das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichneten Flächenbeitragswertes des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes festgestellt, kann außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes ein in Absatz 1 genanntes Vorhaben nur ausnahmsweise nach § 35 Absatz 2 zugelassen werden, wenn ausgeschlossen ist, dass weder die\r\nin § 35 Absatz 3 Satz 1 Nummer 5 genannten Belange noch das Orts- und Landschaftsbild berührt beeinträchtigt sind oder das Orts- und Landschaftsbild verunstaltet wird.\r\nSeite 16 von 20\r\nAnlage\r\nFolgen fehlender RED III-Umsetzung für neue Windenergiegebiete\r\nDer wesentliche Grund für die jüngsten Ausbauerfolge in der Windenergie war die EU-NotfallVO und die deutsche Regelung in § 6 WindBG. Dadurch wurde gewährleistet, dass sowohl Belange des Artenschutzes als auch des EE-Ausbaus adressiert wurden. Die Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED III) führt nun Beschleunigungsgebiete für Windenergie ein (vgl. Art. 15c Abs.\r\n1 u. 2 RED III), mit denen das Erfolgsmodell fortgesetzt werden kann. Im Mai 2024 bereits bestehende Windenergiegebiete wurden durch § 6a Abs. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten\r\nerklärt (Art. 15c Abs. 4 RED III). Im Regierungsentwurf wird für diese Gebiete in § 6b WindBGRegE eine Nachfolgeregelung für die genehmigungsrechtlichen Erleichterungen nach § 6\r\nWindBG geschaffen.\r\nSeit Mai 2024 wurden und werden wegen der Zielvorgaben im WindBG flächendeckend neue\r\nWindenergiegebiete ausgewiesen. Die Gebiete entsprechen größtenteils bereits vollumfänglich\r\nden Anforderungen der RED III für Beschleunigungsgebiete (Art. 15c und 15d RED III). Sofern bei\r\nder Umsetzung der RED III keine Regelung geschaffen wird, durch die die später ausgewiesenen\r\nGebiete zu Beschleunigungsgebieten werden, sind die Vorgaben des geplanten § 6b WindBGRegE dort nicht anwendbar. Die neuen Windenergiegebiete können dann nicht das Potenzial\r\nvon Beschleunigungsgebieten entfalten und die Genehmigungsverfahren drohen erneut am Artenschutz zu scheitern. Die Folge wäre ein regionaler Fadenriss beim Ausbau der Windenergie\r\nund ein Rückfall auf die Stagnationsphase vor 2023. Das betrifft allein bei den in Brandenburg\r\nim Jahr 2024 bereits in Kraft getretenen beiden Regionalplänen 79 Windenergiegebiete, von\r\ndenen nur ein geringer Teil aufgrund einer vorhandenen Bauleitplanung Beschleunigungsgebiete nach § 6a Abs. 1 WindBG sind. Es ist zu erwarten, dass das Problem sich zunehmend verschärfen wird, da bis zum Inkrafttreten der RED III-Umsetzung viele weitere Regionalpläne in\r\nKraft treten werden. So sollen etwa in NRW bis Herbst 2025 alle in Aufstellung befindlichen\r\nRegionalpläne zur Steuerung der Windenergienutzung in Kraft treten.\r\nVor diesem Hintergrund ist jetzt eine gesetzliche Regelung erforderlich, die die Verfahrenserleichterungen des geplanten § 6b WindBG-RegE in den seit Mitte 2024 neu ausgewiesenen\r\nWindenergiegebieten schnell, unkompliziert und europarechtskonform anwendbar macht.\r\nSeite 17 von 20\r\nVorschlag für eine europarechtskonforme RED III-Übergangsregelung\r\nVorgeschlagen wird eine Ergänzung von § 6a WindBG als RED III-konforme Übergangsregelung\r\nfür neue Windenergiegebiete. Alle nach Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete werden\r\ndanach zu Beschleunigungsgebieten, wenn und sobald das jeweilige Gebiet materiell die Anforderungen aus Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III erfüllt. Ob die Anforderungen erfüllt werden, wird\r\nzusätzlich durch den Planträger oder die plangenehmigende Behörde überprüft.\r\nFormulierungsvorschlag für einen neuen § 6a Abs. 3 WindBG-NEU\r\n(3) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 ausgewiesen worden sind, sind Beschleunigungsgebiete im Sinne des Artikels 15c der Richtlinie\r\n(EU) 2018/2001 [Ergänzung Vollzitat der Richtlinie],\r\n3. wenn das Windenergiegebiet den Anforderungen an Beschleunigungsgebiete nach Artikel 15c Absatz 1 und 2 der Richtlinie entspricht und\r\n4. sobald die nach § 5 Absatz 1 zuständige Behörde das Windenergiegebiet durch Feststellung der Anforderungen nach Artikel 15c der Richtlinie als Beschleunigungsgebiet ausgewiesen hat, wobei\r\nc. die Regelungen nach § 8 Absätze 1 und 2 und § 9 Absatz 5 des Raumordnungsgesetzes sowie § 2 Absatz 4 und § 13 Absatz 2 und 3 des Baugesetzbuches entsprechend\r\nanzuwenden sind und\r\nd. die Entscheidung über die Gebietseigenschaft innerhalb von drei Monaten nach Eingang des Antrages einer öffentlichen Stelle oder Person des Privatrechts ergeht, die\r\ndie Anforderungen des Planes zu beachten hat.\r\nNach dem 19. Mai 2024 neu ausgewiesene Windenergiegebiete, § 6a Abs. 3 1. Hs. WindBGNEU\r\nDie vorgeschlagene Regelung des neuen § 6a Abs. 3 WindBG-NEU bezieht sich im sachlichen\r\nAnwendungsbereich auf Windenergiegebiete, die nach dem 19. Mai 2024 ausgewiesen wurden.\r\nDamit betrifft die Regelung in zeitlicher Hinsicht die Gebiete, die nicht unter Art. 15c Abs. 4\r\nRED III fallen. In Deutschland wurden die vorher bestehenden Windenergiegebiete bereits über\r\n§ 6a Abs. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten erklärt.\r\nSeite 18 von 20\r\nAbsicherung der RED-III-Anforderungen an Beschleunigungsgebiete, § 6a Abs. 3 Nr. 1\r\nWIndBG-NEU\r\nDie Regelung stellt durch § 6a Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 WindBG-NEU ausdrücklich sicher, dass nur\r\nsolche Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete anzusehen sind, die den Anforderungen nach Artikel 15c Abs. 1 und 2 RED III entsprechen. Durch die Anforderung einer zwingenden\r\nÜbereinstimmung des Gebietes mit den Anforderungen der RED III – namentlich an Art. 15c\r\nAbs. 1 und 2 RED III – an Beschleunigungsgebiete ist die materielle Entsprechung der Gebietseigenschaft sichergestellt und wird durch die Überprüfung des jeweiligen Planungsträgers bzw.\r\nder plangenehmigenden Behörde nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU zusätzlich abgesichert.\r\nFür neue Windenergiegebiete werden planerisch stets Regeln für Maßnahmen festgelegt sein.2\r\nDie Pflicht zur Festlegung von Maßnahmen auf Planebene ergibt sich für Regionalpläne aus § 8\r\nAbs. 1 und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum ROG und für Bauleitpläne aus §§ 2 Abs. 4, 2a und Anlage 1\r\nNr. 2 lit. c zum BauGB. Die Richtlinie geht bei der Forderung nach Regeln für Maßnahmen (Art.\r\n15c Abs. 1 UAbs. 1 lit. b, 2 RED III) nicht darüber hinaus. Es ist insofern zur Konkretisierung der\r\nRegeln insbesondere zulässig, dass der Plan hinsichtlich der für das Vorhaben anzuordnenden\r\nkonkreten Maßnahmen auf die Zulassungsebene verweist. Dann sind die für die jeweilige Umweltauswirkung maßgeblichen materiell-rechtlichen Anforderungen durch den Vorhabenträger\r\nanzuwenden, z. B. nach § 45b und Anlage 1 zum BNatSchG, wenn er auf Grundlage des Umweltberichtes ein Maßnahmenkonzept vorschlägt, um den im Umweltbericht beschriebenen Umweltauswirkungen zu begegnen.\r\nÜberprüfung der RED-III-Anforderungen an Beschleunigungsgebiete, § 6a Abs. 3 Nr. 2\r\nWindBG-NEU\r\nDie Feststellungsentscheidung nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU zur Ausweisung des jeweiligen Windenergiegebietes als Beschleunigungsgebiet trifft die nach § 5 Abs. 1 WindBG zuständige Behörde. Zuständige Behörde ist damit der Planungsträger und bei Regionalplänen die\r\nplangenehmigende Landesbehörde. Die Überprüfung und Feststellung der Eigenschaft als Beschleunigungsgebiet sichert die Europarechtskonformität formell ab. Dadurch wird Rechtssicherheit geleichermaßen für Genehmigungsbehörden und Planungsträger geschaffen.\r\n2 Zur Veranschaulichung der integrierte Regionalplan Uckermark-Barnim, dessen Umweltbericht und die windenergiegebietsspezfischen Steckbriefe, abrufbar unter: https://uckermark-barnim.de/was-wir-tun/plaene/integrierter-regionalplan-uckermark-barnim-satzung-2024/.\r\nSeite 19 von 20\r\nVerweis auf Regeln zur Strategischen Umweltprüfung und Öffentlichkeitsbeteiligung, § 6a\r\nAbs. 3 Nr. 2 lit. a WindBG-NEU\r\nFür die durch die Ausweisung mittels Feststellung verursachten Umweltauswirkungen gelten\r\nnach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. a WindBG-NEU die Regelungen zur Strategischen Umweltprüfung\r\n(SUP) aus § 8 Abs. 1 und 2 ROG sowie § 2 Abs. 4 BauGB entsprechend. Mit der ursprünglichen\r\nGebietsausweisung wurde bereits eine SUP durchgeführt. Da durch die Feststellung der Eigenschaft als Beschleunigungsgebiet selbst in aller Regel keine Umweltauswirkungen verursacht\r\nwerden, wird die zuständige Behörde in aller Regel nach § 8 Abs. 2 S. 1 ROG bzw. § 2 Abs. 4 S. 5\r\nBauGB zu dem Ergebnis kommen, dass eine erneute SUP in Ermangelung entsprechender Auswirkungen nicht durchzuführen ist. Das hinsichtlich der Entscheidung über die Durchführung\r\neiner SUP bestehende Ermessen dürfte regelmäßig auf null reduziert sein. Außerdem gelten\r\nauch die planerischen Vorgaben für eine vereinfachte Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 9 Abs.\r\n5 ROG und § 13 Abs. 2 f. BauGB entsprechend. Mit der Klarstellung, dass die Regelungen zur\r\nSUP anzuwenden sind, wird ebenfalls die Europarechtskonformität abgesichert. Die Absicherung erfasst dann sogar den Fall, dass nach der RED III auch der Akt zur nachträglichen Ausweisung des Gebietes durch Feststellung der Gebietseigenschaft als Beschleunigungsgebiet einer\r\nSUP bedarf3\r\n. Mit dem zusätzlichen Verweis auf die Regelungen zur vereinfachten Öffentlichkeitsbeteiligung sind auch etwaige Anforderungen der RED III in diese Richtung hinreichend\r\nadressiert (vgl. Art. 15d RED III).\r\nAntragserfordernis, § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU\r\nDie Feststellung der Eigenschaft als Beschleunigungsgebiete erfolgt nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b\r\nWindBG-NEU auf Antrag, um unnötige Feststellungsentscheidungen zu vermeiden. So ist sichergestellt, dass nur die Windenergiegebiete Gegenstand der Prüfung auf ihre Eigenschaft als Beschleunigungsgebiete werden, in denen zeitnah Vorhaben zugelassen werden sollen. Für bereits bebaute Gebiete entfällt damit die Überprüfung. In Anlehnung an § 6 ROG ist der Kreis der\r\nAntragsberechtigten begrenzt. Antragsberechtigt sind öffentliche Stellen oder Personen des Privatrechts, die die Anforderungen des Planes zu beachten haben. Antragsteller können danach\r\ndie Genehmigungsbehörden und natürlich private Träger von Vorhaben sein, deren Standort\r\ninnerhalb des jeweiligen Windenergiegebietes liegen.\r\n3 Die Frage am Rande aufwerfend M. Deutinger/T. Müller/F. Sailer, „Lücke“- Problematik(en) bei der Umsetzung\r\nder Beschleunigungsgebiete, Würzburger Berichte zum Umweltenergierecht Nr. 59 vom 12.06.2025, S. 6.\r\nSeite 20 von 20\r\nLiegt ein Antrag nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU vor, hat die Überprüfung des Windenergiegebietes hinsichtlich der Anforderungen nach Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III innerhalb von\r\ndrei Monaten nach Eingang des Antrages zu erfolgen. Damit wird effektives Verwaltungshandeln gefördert. So ist gewährleistet, dass Genehmigungsverfahren durch eine zeitnahe Entscheidung über die Eigenschaft des Windenergiegebietes als Beschleunigungsgebiet auch tatsächlich beschleunigt werden. Die drei Monate stellen sicher, dass erforderlichenfalls noch eine\r\n(vereinfachte) Öffentlichkeitsbeteiligung zu den Änderungen nach § 9 Abs. 5 ROG bzw. § 13\r\nAbs. 2 f. BauGB durchgeführt werden kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019101","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge für Gigabitstrategie und Glasfaserausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/26/78/603503/Stellungnahme-Gutachten-SG2508180001.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nBDEW-Agenda für nachhaltige Gigabitversorgung\r\nVier Forderungen der Energie- und Wasserwirtschaft an die neue Bundesregierung\r\nAnlässlich der Vereidigung der neuen Bundesregierung aus CDU/CSU und SPD legt der Bundesverband\r\nder Energie- und Wasserwirtschaft vier zentrale Handlungsempfehlungen für den Ausbau und Betrieb\r\nvon Glasfasernetzen und Mobilfunkinfrastruktur vor. Aus Sicht unserer über 2100 Mitgliedsunternehmen, die in den vergangenen Jahren einen Großteil der Glasfasernetze in Deutschland realisiert haben,\r\nsind diese Schritte essenziell, um eine zukunftsfähige und resiliente elektronische Kommunikation zu\r\ngewährleisten. Diese ist für ein digitales Deutschland und das Gelingen der Energiewende unerlässlich.\r\nNeben der bisherigen Förderung des Glasfaserausbaus muss zunehmend die\r\nNachfrage in den Fokus rücken. Anschlussgutscheine sollten auf nationaler und\r\neuropäischer Ebene gefördert werden, um die geringe Quote aktiver Netzanschlüsse zu erhöhen. Das bestehende Glasfaserbereitstellungsentgelt kann zudem ein wichtiges Instrument für einen verstärkten Glasfaserausbau auf der Netzebene 4 sein. Angesichts gestiegener Herstellungskosten ist jedoch eine Erhöhung\r\nerforderlich.\r\nUm die Investitionen in den Glasfaserausbau zu sichern, braucht es eine Lösung\r\nbei dem volkswirtschaftlich schädlichen strategischen Überbau. Darüber hinaus\r\nist eine diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Kupfer-Glas-Migration erforderlich, um zeitnah veraltete Kupfernetze abzuschalten und den zukünftigen Ausbau\r\nanzuregen. Dafür muss auch in zukünftigen europäischen Rechtsrahmen, wie dem\r\nDigital Networks Act, konsequent Marktvielfalt und Chancengleichheit gefördert\r\nwerden. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 30. Juni 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nOptionen zur\r\nNetzkostendämpfung\r\nSeite 2 von 8\r\nIn der neuen Legislatur gilt es, die Energiewende weiter voranzutreiben – aus Gründen der\r\nNachhaltigkeit, der Resilienz und der Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands. Um langfristig den\r\nWirtschaftsstandort zu stärken und Akzeptanz zu sichern, ist der Blick auf die Kosten dabei unabdingbar. Mittel müssen sinnvoll und so effizient wie möglich eingesetzt werden. Darauf weisen verschiedene vorliegende Studien aus dem 1. Halbjahr 2025 richtigerweise hin. Hier kann\r\nund muss die künftige Bundesregierung die richtigen Weichen stellen. Wir brauchen den klaren Blick auf Kosteneffizienz, Systemintegration und Bürokratieabbau. Die Devise muss lauten:\r\nVernünftig planen, effizient umsetzen, Klimaschutz vorantreiben.\r\nEin bedarfsgerechter, schneller und kosteneffizienter Netzausbau ist daher zentral. Investitionen sind notwendig und mit Kosten verbunden, die sich auch in den Netzentgelten niederschlagen werden. Eine Senkung der Netzentgelte gegenüber dem Status Quo ist ohne Stützungsmaßnahmen aus dem Bundeshaushalt nicht zu erwarten. Aber auch die von der Bundesnetzagentur angestoßene Reform der Netzentgelte (AgNeS) könnte mit netzdienlichen Anreizen einen Beitrag leisten, den Anstieg der Netzkosten zu dämpfen. Gleichzeitig stehen Netzbetreiber, Politik und Regulierung gemeinsam in der Verantwortung, die für die Erreichung der\r\nKlimaziele und die sichere Versorgung notwendige Modernisierung und den Ausbau des\r\nStromnetzes kosteneffizient voranzutreiben und dabei die Netzkosten möglichst gering zu halten bzw. zusätzliche Kosten möglichst zu dämpfen. Bei der täglichen Arbeit am Ausbau und an\r\nder Ertüchtigung des Stromnetzes wenden die Netzbetreiber bereits heute eine Vielzahl an\r\nMaßnahmen an, um die Kosten bei Aufrechterhaltung einer hohen Versorgungsqualität zu minimieren.\r\nÜber die bestehenden Maßnahmen hinaus hat der BDEW weitere Spielräume identifiziert,\r\ndie den Anstieg der Netzkosten abdämpfen können, ohne dabei Einschnitte beim Tempo der\r\nNetzmodernisierung und des Netzausbaus in Kauf nehmen zu müssen. Das übergeordnete\r\nZiel beim Fortschreiten der Energiewende muss es sein, die Systemkosten zu mindern. Was\r\nnicht passieren darf, ist ein allgemeines cost-cutting oder ein Sparen an der falschen Stelle.\r\nDie Folge wäre eine schleichende Verschlechterung der Netzqualität – etwa, indem Ersatzinvestitionen nicht getätigt werden oder der Netzausbau verlangsamt wird. Damit dies nicht\r\npassiert, müssen einerseits das regulatorische Anreizsystem wettbewerbsfähig sein und andererseits an den richtigen Stellen zusätzliche Kosten vermieden werden.\r\nDamit diese Kostendämpfungspotenziale gehoben werden können, bedarf es angepasster\r\nrechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Das vorliegende Papier liefert einen\r\nÜberblick über Möglichkeiten, die zur Dämpfung der Netzkosten und zur Anpassung der dafür\r\nnotwendigen Rahmenbedingungen bestehen. Dabei ist klar, dass diese Maßnahmen den Anstieg der Netzkosten aufgrund der erweiterten Versorgungsaufgabe und den steigenden Kosten für Material und Personal nicht werden vollständig kompensieren können. Sie können\r\nSeite 3 von 8\r\naber den Weg zu Effizienzsteigerungen im Gesamtsystem ebnen, um den Anstieg der Netzkosten so gering wie möglich zu halten:\r\n› Eine wesentliche Maßnahme für eine Kostendämpfung beim Netzausbau sind weitere Beschleunigungen bei den Genehmigungsverfahren. Hier wurden in den vergangenen Jahren\r\ninsbesondere auf Höchst- und Hochspannungsebene bereits Fortschritte und Vereinfachungen erreicht. Weitere Schritte sind dennoch notwendig, um sich dem Tempo des EE-Ausbaus annähern zu können. Schnelle und vor allem einheitliche und standardisierte Genehmigungsverfahren sowie eine Vereinfachung des Genehmigungsrechts sind erforderlich,\r\num den Netzausbau auf allen Ebenen zu beschleunigen und operative Aufwände und damit\r\nBürokratie und Kosten der Genehmigungsverfahren zu minimieren. Wichtige Ansatzpunkte\r\nsind Erleichterungen bei der Umweltverträglichkeitsprüfung, wie die Freistellung von der\r\nUVP-Pflicht für weitere Anlagen insbesondere in der Hochspannung (110 kV), oder eine Flexibilisierung und Verringerung von Planfeststellungserfordernissen für solche Anlagen. Der\r\nBDEW hat zahlreiche Vorschläge in seinem Positionspapier „Ausbaubeschleunigung Stromverteilernetz Planungs- und zulassungsrechtliche Vorschläge für einen schnelleren Ausbau\r\ndes Verteilernetzes Strom” unterbreitet. Ein schneller Netzausbau ermöglicht vor allem\r\naber auch, die Kosten des Engpassmanagements/Redispatch auf ein effizientes Maß zu begrenzen.\r\n› Ein wichtiger Hebel zur Beschleunigung ist zudem die konsequente Anwendung und gegebenenfalls Ausweitung der Duldungspflichten gemäß § 11a und § 11b EEG auf alle Flächen.\r\nDie rechtssichere und umfassende Verankerung dieser Duldungspflichten stellt sicher, dass\r\nnotwendige Infrastrukturmaßnahmen zum Netzausbau ohne unnötige Verzögerungen\r\ndurch langwierige Einzelfallprüfungen umgesetzt werden können. Damit wird nicht nur die\r\nPlanungssicherheit erhöht, sondern auch eine deutliche Reduzierung der Verfahrensdauern\r\nund der damit verbundenen Kosten erreicht.\r\n› Gerade im Kontext der Energiewende ist ein umfassender Infrastrukturausbau notwendig.\r\nOhne die Bereitschaft der Bevölkerung, solche Maßnahmen zu dulden, sind diese Projekte\r\nallerdings gefährdet. Daher ist die gesellschaftliche Akzeptanz im Auge zu behalten, die im\r\nErgebnis zu schnellerer Umsetzung, geringerem Verwaltungsaufwand und stärkerer gesellschaftlicher Unterstützung für die Transformationsziele beiträgt.\r\n› Ein zentraler Investitionsbedarf besteht beim Ausbau der Stromverteilnetze darin, den\r\nHochlauf dezentral lokalisierter erneuerbarer Erzeugungskapazitäten und dezentral verorteter Verbraucher netzanschlussseitig zu begleiten. Hinzu kommt für das Höchst- und\r\nHochspannungsnetz die großräumige Verlagerung von Erzeugungsschwerpunkten – vom\r\nWesten und Süden mit konventionellen Kraftwerken in den Norden und Nordosten mit\r\nWindstromerzeugung bzw. Süden mit PV. Entsprechend können Anreize für eine Allokation\r\nSeite 4 von 8\r\nvon neuer EE-Erzeugung und Verbrauch den Netzausbau mit der Einbindung von EE-Erzeugungsanlagen und Verbrauchern auf bundesweiter sowie regionaler Ebene harmonisieren\r\nund zu einer Kostendämpfung beitragen. Hierbei muss weiterhin die gesamtgesellschaftliche Effizienz der Transformation im Mittelpunkt stehen. Um dies zu erreichen, könnten im\r\nersten Schritt Anreize wie Baukostenzuschüsse geschaffen werden, damit neue Großverbraucher und Erzeuger sich schwerpunktmäßig dort ansiedeln, wo die entsprechenden\r\nNetzkapazitäten bestehen bzw. absehbar ausgebaut werden und der Bezug bzw. die Abnahme von Strom standortnah möglich ist. Damit eine solche Synchronisierung praktisch\r\nerfolgen kann, müssen Netzanschlusskapazitäten transparent bekannt sein und gemeinsam\r\ngenutzt werden können. Dies sollte in den Flächenausweisungen und Netzausbauplänen\r\nBerücksichtigung finden. Zudem sollte die gemeinsame Realisierung von PV-Freiflächenanlagen und Windenergieanlagen auf derselben Fläche vereinfacht werden, damit auch tatsächlich eine gemeinsame Nutzung eines Netzanschlusses möglich ist. Der BDEW begrüßt\r\nvor diesem Hintergrund ausdrücklich den Projektstart von SyNEA in Baden-Württemberg,\r\nbei dem die Verzahnung von EE- und Netzausbauprojekten behördlicherseits koordinierend\r\nvorangetrieben wird.\r\n› Durch den beschleunigten Ausbau der Sektorkopplung, z.B. durch Power-to-Heat und\r\nPower-to-Gas, können Strommengen, die die üblichen Verbräuche oder/und Stromnetztransportkapazitäten übersteigen, in andere Infrastruktursysteme eingespeist werden.\r\nErzeugungsnahe Verbräuche in Engpasssituationen könnten von Netzentgelten und/oder\r\nNetzumlagen entlastet werden, wenn sie das Netz dauerhaft entlasten. Hierzu könnte als\r\nBeispiel das Instrument § 13k EnWG „Nutzen statt Abregeln“ vereinfacht und pragmatisch\r\nausgestaltet werden, sodass es auf dieses Ziel einzahlt. Auch andere Flexibilitätsoptionen,\r\nwie Stromspeicher, können durch ökonomische Anreize im Fall einer netzdienlichen Fahrweise zur Entlastung des Stromnetzes beitragen. Geprüft werden sollte zudem, wie eine\r\nbessere Einbindung flexibler Lasten ins Engpassmanagement zu einer effizienteren Engpassbehebung beitragen kann.\r\nDie Ziele der Energiewende lassen sich nur mit sehr hohen Kapazitäten von PV- und Windenergieanlagen erreichen. Daher wird es künftig für eine Übergangszeit immer häufiger\r\nund später in geringerem Maße Abregelungen und Ansteuerungen durch den Netzbetreiber geben. Hinzu kommen Phasen, in denen EE-Anlagen trotz guter Wetterbedingungen\r\nkeinen Strom produzieren, weil die Nachfrage nicht ausreicht und die Preise zu gering sind.\r\nZiel muss dennoch sein, erneuerbar erzeugten Strom so weit wie möglich effizient in das\r\nEnergiesystem zu integrieren.\r\n› Im Bereich der Netzbetriebsmittel können z.B. Freileitungen gegenüber Erdkabeln in Hochspannung oder Höchstspannung erheblich kostengünstiger gebaut werden. Wird unter\r\nSeite 5 von 8\r\nBerücksichtigung des bereits erreichten Planungsfortschritts sowie unter technischen und\r\nwirtschaftlichen sowie städtebaulichen Gesichtspunkten einem Bau von Freileitungen gegenüber Kabeln der Vorzug gegeben, sind mittelfristig Kostendämpfungen bei Netzkosten\r\nund Netzentgelten zu erwarten. Dabei ist eine eindeutige verbindliche Festlegung der technischen Alternative innerhalb eines Vorhabens wichtig. Technische Alternativen („oberirdisch wo möglich, unterirdisch wo nötig“) innerhalb eines Vorhabens sind abzulehnen und\r\nweder kostengünstiger noch technisch umsetzbar. Insbesondere mit Blick auf den künftigen Netzausbau können hier jetzt wichtige Weichen in Richtung Kosteneffizienz gestellt\r\nwerden. An bestehenden Kabelverlegungsvorhaben sollte jedoch aus zeitlichen Aspekten\r\nund Gründen der Effizienz festgehalten werden.\r\n› Technische Weiterentwicklungen können im Stromnetz zu Kosteneinsparungen führen. Ein\r\nBeispiel ist der zunehmende Einsatz von Hochtemperatur-Leiterseilen und Leiterseilmonitoring (LSM), die das Übertragungsvermögen maximieren und eine effizientere Nutzung der\r\nbestehenden Infrastruktur ermöglichen. Solche und andere technische Lösungen zur Kosteneinsparung ohne Qualitätsverluste müssen regulatorisch anerkannt und im besten Fall\r\ngefördert werden.\r\n› Kerngröße für die Netzkosten und die Netzentgelte ist der Ausbauumfang der Stromnetze.\r\nDabei ist es technisch und wirtschaftlich nachweisbar, dass der Netzausbau ad ultimo (also\r\nbis zum letzten potenziell bereitzustellenden Kilowatt) nicht das gesamtsystemische Optimum darstellt. Insbesondere sind Situationen zu vermeiden, in denen die zusätzlichen\r\nNetzkosten den daraus resultierenden Nutzen für den Netznutzer übersteigen. Der Netzausbau sollte auch langfristig durch Flexibilitätsanreize und Engpassmanagement-Maßnahmen ergänzt werden. Auch sollte der regulatorische Rahmen den Netzbetreibern kostengünstigere Alternativen zum Netzausbau ermöglichen, beispielsweise durch Regelungen\r\nfür Anreize zur netzdienlichen Flexibilitätsbereitstellung. Eine bestehende rechtliche Grundlage liefert § 14c EnWG, der zügig gemeinsam mit der Branche mit Leben zu füllen ist.\r\n› Als bereits konkrete Möglichkeit i.d.S. könnte die Spitzenkappung ohne Netzausbauverpflichtung nach § 11 Abs. 2 EnWG zum Regelfall erklärt werden. Verteilnetzbetreiber mit\r\nnennenswerter Erzeugungsleistung könnten so alternativ zum Netzausbau selten vorkommende Einspeisespitzen in gewissem Umfang und gerade in einer Übergangsphase kurativ\r\nabregeln, anstatt das Netz „bis zum letzten Kilowatt“ auszubauen. Auch hier muss unbedingt mit Augenmaß vorgegangen werden. Die gesamte jährliche Abregelungsmenge kann\r\ndabei weiterhin begrenzt werden, z.B. auf drei bis fünf Prozent der jährlichen Einspeisung\r\nje Anlage. Bei der technischen Ausgestaltung ist dabei essenziell, dass die Kappung lediglich\r\ndie Einspeisung ins Netz und nicht die Erzeugungsleistung der Anlagen begrenzt. Dadurch\r\nkönnen Anlagenbetreiber den Eigenverbrauch optimieren und verhindern, dass der\r\nSeite 6 von 8\r\nerzeugte erneuerbare Strom ungenutzt verloren geht. Grundvoraussetzung in der Niederspannung sind auch hierfür ein intelligentes Messystem (iMSys) und eine Steuerbox, sodass\r\nder Smart Meter Rollout ein unerlässlicher Bestandteil für die Netzstabilität und einen kosteneffizienten Netzbetrieb ist. Um die Einspeisesituation und den Netzzustand klarer beurteilen zu können, ist die weitere konsequente Digitalisierung der Verteilnetze erforderlich.\r\n› Netzanschlüsse für die Stromentnahme aus dem Netz werden in der Regel n-1-sicher errichtet. Netzanschlüsse, die stets n-1-sicher geplant sind, sind kostenintensiv. Im Sinne einer technischen, wirtschaftlichen und praktischen Abwägung könnten Netzanschlüsse für\r\nVerbraucher in Absprache mit dem Kunden (und verbunden mit entsprechenden Kosteneinsparungen auf Kundenseite) auch n-0-sicher geplant werden, ausgenommen Netzanschlüsse des Übertragungsnetzes. Abstriche bei der Ausfallsicherheit können hier mit einem Einsparpotenzial einhergehen und in diesem Fall in der Abwägung gerechtfertigt sein,\r\nwenn hierdurch die Nachfrage nach Netzkapazität reduziert wird. Eine optimierte Netzführung und flexible Netzanschlussverträge auf n-0-Basis bieten zusätzliche Flexibilität und\r\nKostenersparnisse. Eine n-0-sichere Netzplanung wäre auch im Interesse bestimmter Abnehmer, bei denen das Netzanschlusstempo wichtiger als die Versorgungssicherheit ist.\r\nDiesem Wunsch zu entsprechen, darf nicht zu Nachteilen in der Regulierung führen. Zudem\r\nist die Höherauslastung der Netze eine wichtige Grundlage, um Netzausbaukosten zu reduzieren und eine effizientere Nutzung der Netze zu ermöglichen. Eine Anpassung der Anwendung des n-1-Kriteriums kann somit Netzausbaubedarfe und damit Kosten und Netzausbauzeiten reduzieren und somit Anschlusszeiten für Projekte reduzieren. Zu beachten\r\nist allerdings, dass eine Öffnung für n-0-sichere Planung sich z.B. auf den SAIDI-Wert und\r\ndamit auf die Gesamtwahrnehmung der Versorgungssicherheit in Deutschland (negativ)\r\nauswirken kann. Daher ist abzuwägen, ob Kosteneinsparungen in diesem Bereich so signifikant sind, dass sie die möglichen negativen Folgewirkungen für die Wahrnehmung der Versorgungssicherheit des Wirtschaftsstandorts Deutschland übersteigen.\r\n› Im Offshore-Wind-Bereich hat der BDEW bereits im Januar 2025 verschiedene Maßnahmen\r\nvorgeschlagen, um die Offshore-Netzausbaukosten zu senken, ohne dabei die Ausbauambitionen maßgeblich einzuschränken. Dazu zählt u.a. ein stärkerer Fokus auf die Erträge und\r\neine geringere Bebauungsdichte bei der Flächenentwicklungsplanung; die Optimierung der\r\nbenötigten Seekabellängen durch häufiger „diagonale“ anstelle von „rechtwinkligen“ Trassenführungen sowie die Führung künftiger Seekabel mit Anlandung in Schleswig-Holstein\r\nüber den nördlichen Teil der AWZ (parallel zur SylWin1-Trasse) anstelle der aktuell vorgesehen Trassierung am Rande des Artillerieschießübungsgebiets (Einsparpotenzial von circa 3\r\nMrd. Euro, siehe Bericht der ÜNB vom 30.04.2025); der Einbezug von Offshore-ElektrolyseHubs zur Steigerung der Kosteneffizienz und Systemintegration beim Ausbau in der Zone 4\r\nSeite 7 von 8\r\nund 5 der AWZ; die Ermöglichung des Weiterbetriebs von Offshore-Windparks und -Netzanbindungssystemen über die ursprüngliche Laufzeit von 25 Jahren hinaus; sowie die\r\nÜberprüfung und Anpassung des ausschließlich in Deutschland existierenden 2 K-Kriterium,\r\num Netzkosten und -Ressourcen zu reduzieren.\r\n› Die Branche arbeitet kontinuierlich an Effizienzpotenzialen, die bereits heute ohne regulatorische oder rechtliche Veränderungen möglich sind. Hier sei das Thema Harmonisierung\r\nund Standardisierung besonders hervorgehoben. So arbeiten zum Beispiel zahlreiche Netzbetreiber zusammen, um ihre Kosten bei Netzbetriebsmitteln zu minimieren. Eine netzbetreiberübergreifende Harmonisierung von Betriebsmitteln kann, sofern dies technisch möglich und sinnvoll ist, Kostensenkungspotenziale heben, da u.a. Vereinheitlichungen zu sinkenden Beschaffungskosten führen und im Alltagsbetrieb weitere effizienzsteigernde Vereinfachungen realisiert werden. Die Harmonisierung von Netzbetriebsmitteln ist eine zentrale Aufgabe der Branche, der sie sich Netzbetreiber und Hersteller bereits angenommen\r\nhaben und gemeinsam vorantreiben. Der BDEW erarbeitet derzeit zudem einen Musterwortlaut für die technischen Anschlussbedingungen in der Mittelspannung und stellt bereits einen Musterwortlaut für die Niederspannung zur Verfügung. Dieser stößt auf weitreichende Akzeptanz.\r\n› Ein weiterer Aspekt, der in der Branche derzeit aktiv ausgestaltet und umgesetzt wird, betriff flexible Netzanschlussvereinbarungen. Der (zeitlich und regional bisher weitgehend nur\r\ndurch energieträgerspezifische Zielsetzungen, Planung und Genehmigung gesteuerte) Ausbaupfad von Windenergie und Photovoltaik sollte im Sinne der Netzdienlichkeit und der Reduzierung der volkswirtschaftlichen Kosten gerade auch mit einem realistischen Blick auf\r\ndie angenommenen Verbrauchsentwicklungen optimiert werden.Da die Erzeugungsprofile\r\nvon Wind- und Solarenergie im Tages- und Jahresverlauf stark komplementär sind, kann ein\r\nausgewogener Einspeisemix die Netznutzung deutlich effizienter gestalten. Der Netzausbau in PV-dominierten Regionen ist darauf ausgerichtet, die typischen Mittagsspitzen der\r\nPhotovoltaik abzuleiten. Diese ausgebaute Infrastruktur bietet jedoch in den übrigen Tagesund Jahreszeiten ungenutzte Netzkapazitäten, die für zusätzlichen Windstrom genutzt werden können. So entstehen wertvolle Synergien für einen netzdienlichen Ausbau erneuerbarer Energien. Die abgestimmte Planung von Wind- und Photovoltaikausbau ist ein wirksames Instrument, um den Anstieg der Netzausbaukosten in Regionen mit starkem Zubau erneuerbarer Energien zu begrenzen. Einen zentralen Ansatzpunkt stellt dabei die gezielte\r\n„Überbauung“ von Netzanschlusskapazitäten insbesondere durch ein Pooling von Windund Solaranlagen dar, wie im Rahmen der Energierechtsnovelle von Februar 2025 rechtlich\r\nbereits angelegt („flexible Netzanschlussvereinbarungen“). Dadurch können bestehende\r\nNetzanschlusskapazitäten künftig effizienter ausgelastet werden. Vorhabenträger für neue\r\nSeite 8 von 8\r\nWind- und PV-Projekte profitieren von Netzanschlüssen, die schneller und zu geringeren\r\nKosten realisiert werden können. Wichtig ist hierbei, dass flexible Netzanschlussvereinbarungen nach 8a EEG und insbesondere Modelle mit Überbauung auf Freiwilligkeit basieren\r\nund nicht zum Ausgangsmodell deklariert werden.\r\n› Nicht zuletzt ist die Digitalisierung der Netze sowie der gesamten Branche ein wesentliches Handlungsfeld, das durch alle Akteure aktiv ausgestaltet werden muss. Es braucht höhere Transparenz von Netzzuständen und stärker digitalisierte Prozesse. Diese können helfen, zielgerichteter Investitionen dahin zu steuern, wo Netzengpässe vorliegen und somit\r\nder Bedarf für Investitionen am dringlichsten ist. Die Digitalisierung ist Voraussetzung auch\r\ndie Netznutzung intelligenter zu gestalten, insbesondere nachfrageseitig und mit Blick auf\r\ndie Hebung des vorhandenen Flexibilitätspotenzials. So können Investitionen vor allem im\r\nVerteilnetz effizienter eingesetzt werden und die spezifischen Netzentgelte gedämpft werden. Es ist aber darauf hinzuweisen, dass für die erforderliche Digitalisierung beim Netzbetreiber auch Kosten anfallen. Insbesondere der Rollout von Smart Meter bildet hier ein\r\nwichtiges Fundament.\r\nFazit: Netzbetreiber handeln verantwortungsvoll und kostenbewusst – für Klimaziele und\r\nVersorgungssicherheit\r\nNetzbetreiber leisten bereits heute mit hoher Eigeninitiative und unter strengen Vorgaben einen entscheidenden Beitrag dazu, die Modernisierung und den Ausbau der Stromnetze effizient und kostenschonend voranzutreiben – ohne Abstriche bei der Versorgungssicherheit.\r\nDie vorliegenden Maßnahmen wurden identifiziert, um den Kostenanstieg zu bremsen. Dafür\r\nbraucht es verlässliche Rahmenbedingungen. Klar ist: Ein Sparen an der falschen Stelle gefährdet Erreichtes – deshalb setzen Netzbetreiber auf Effizienz anstelle des pauschalen Rotstiftes."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-30"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019365","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) zur Einführung von CfDs und Optimierung des Offshore-Rechtsrahmens","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/30/f8/608789/Stellungnahme-Gutachten-SG2508190017.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 9. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nVorschläge zur Novellierung des\r\nWindSeeG und des weiteren\r\nOffshore-Wind-Rechtsrahmens\r\nFür die Steigerung der Investitionssicherheit, Flexibilität und\r\nKosteneffizienz im Offshore-Wind-Ausbau\r\nSeite 2 von 24\r\nInhaltverzeichnis\r\nExecutive Summary..................................................................................................................3\r\n1 Das WindSeeG 2023 ist reformbedürftig ...........................................................................4\r\n2 Umstellung des Investitionsrahmens auf zweiseitige Contracts-for-Difference................5\r\n3 Optimierung des Offshore-Ausbaus zur Steigerung der Kosteneffizienz...........................7\r\n3.1 Reduktion der Bebauungsdichte, Fokus auf Energieerträge und Systemeffizienz ......7\r\n3.2 Grenzüberschreitende Flächenplanung und -Kooperation.........................................8\r\n4 Anpassung des Ausschreibungsdesigns.............................................................................9\r\n4.1 Akteursvielfalt und Skaleneffekte durch auch 1-GW-Flächen in Einklang bringen......9\r\n4.2 Wechsel zwischen den Flächen im Falle dynamischer Gebotsverfahren\r\nermöglichen............................................................................................................10\r\n4.3 Transparenz durch Veröffentlichung der bezuschlagten Gebote bei verdeckten\r\nGebotsverfahren mit qualitativen Kriterien.............................................................11\r\n4.4 Praxistaugliche Überarbeitung der qualitativen Zuschlagskriterien .........................12\r\n5 Realisierungsbedingungen anpassen für mehr Flexibilität beim Ausbau ........................12\r\n5.1 Anpassung der Realisierungsfristen.........................................................................13\r\n5.2 Pragmatische Anpassung der Regelungen zum Zuschlagswiderruf ..........................16\r\n5.3 Einführung einer gleitenden Pönalisierung für zukünftige Projekte .........................16\r\n5.4 Einführung eines Neuausschreibungsmechanismus für den unerwünschten Fall der\r\nNichtrealisierung eines OWP...................................................................................18\r\n6 Weiterbetrieb und verlängerte Laufzeiten ermöglichen .................................................20\r\n6.1 Weiterbetrieb bestehender und in Bau befindlicher Anlagen über ursprüngliche\r\nLaufzeit hinaus ermöglichen....................................................................................20\r\n6.2 Offshore-Windparks zukünftig direkt für 35 Jahre ausschreiben und genehmigen ..22\r\n7 Kombinierte Anschlusskonzepte für Offshore-Elektrolyse ermöglichen .........................23\r\nSeite 3 von 24\r\nExecutive Summary\r\nDer weitere Ausbau der Offshore-Windenergie spielt eine unverzichtbare Rolle in der Energiewende, insbesondere bei der Dekarbonisierung der Industrie, für die Versorgungssicherheit\r\nund den Klimaschutz insgesamt. Um die dafür notwendigen Investitionen in Offshore-Windparks, Offshore-Netzanbindungssysteme, sowie in Häfen- und Lieferkettenkapazitäten im benötigten Umfang weiterhin tätigen zu können, bedarf es aus Sicht des BDEW dringend einer\r\nReform des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) und des weiteren offshore-relevanten\r\nRechtrahmens. Dabei sollten folgende Maßnahmen umgesetzt werden:\r\n› Investitionsrahmen: Marktprämie durch zweiseitige Contracts-for-Difference (CfDs) ersetzen, um Investitionssicherheit zu gewährleisten und Ausschreibungsdesign zu reformieren.\r\n› Optimierung: Leistungsdichte gezielt reduzieren, um Abschattungseffekte zu senken und\r\nVolllaststunden zu erhöhen. Flächenplanung stärker am realen Energieertrag orientieren.\r\n› Europäische Kooperation: Klareres Mandat für konkrete Zusammenarbeit mit den Nachbarländern bei der Flächenplanung einführen. Grenzüberschreitende, radiale Anbindungen\r\nvon Flächen ermöglichen.\r\n› Ausschreibungen: Akteursvielfalt und Skaleneffekte in Einklang bringen, indem auch weiterhin 1-GW-Flächen (mit gemeinsamer Netzanbindung) ausgeschrieben werden.\r\n› Auktionen: Mehr Wechselmöglichkeiten und Transparenz im Verfahren ermöglichen. Qualitative Zuschlagskriterien anpassen.\r\n› Realisierung: Gesetzliche Fristen und Umsetzungsfahrplan praxistauglich machen.\r\n› Pönalisierung: Pflicht-Zuschlagswiderruf abschaffen. Gleitende Pönalisierung und Neuausschreibungsmechanismus einführen.\r\n› Laufzeiten: Weiterbetrieb bestehender Anlagen ermöglichen und neue Anlagen direkt für\r\n35 Jahre genehmigen, um Kosteneffizienz und Umweltverträglichkeit zu steigern.\r\n› Offshore-Elektrolyse: Kombinierte Anschlusskonzepte mit Seekabeln und Pipelines zeitnah\r\ngesetzlich ermöglichen. Die Technologie bei Offshore-Optimierung mitberücksichtigen.\r\nSeite 4 von 24\r\n1 Das WindSeeG 2023 ist reformbedürftig\r\nDas Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-SeeGesetz - WindSeeG) 2023 und der weitere offshore-relevante Rechtsrahmen (etwa die §§ 17d\r\nff. EnWG) müssen grundlegend weiterentwickelt werden, um den heutigen und künftigen Anforderungen des Offshore-Ausbaus gerecht zu werden. Das ursprüngliche WindSeeG aus dem\r\nJahr 2017 sowie dessen umfassende Novellierung im Jahr 2020 konnten zentrale Entwicklungen wie die heutige Systembelastung, die europäische Marktdynamik und neue technologische Optionen noch nicht berücksichtigen. Entsprechend besteht akuter Reformbedarf.\r\nDieser Reformbedarf wird durch neue europäische Vorgaben noch verstärkt, insbesondere\r\ndurch die EU-Strombinnenmarktreform (Verordnung (EU) 2024/1747) und EU-Net Zero Industry Act (NZIA) – Instrumente, die zum Teil andere Prioritäten setzen als das WindSeeG\r\n2023. Ein Abgleich der deutschen Gesetzeslogik mit den europäischen Zielen – etwa grenzüberschreitender Stromnetznutzung, Plattformkooperation und Offshore-Wasserstoffnetze –\r\nist dringend geboten. Die fortschreibende Gestaltung des Rechtsrahmens muss grundsätzlich\r\nunter der Maßgabe erfolgen, Komplexität und Bürokratie zu reduzieren sowie Kosteneffizienz,\r\nInvestitionssicherheit, Akteursvielfalt und Realisierungswahrscheinlichkeit zu stärken.\r\nMit dem geplanten Ausbau auf 70 GW Offshore-Wind bis 2045 leistet die Technologie einen\r\nzentralen Beitrag zur Klimaneutralität. Zugleich steigen mit der beschleunigten Umsetzung von\r\nFlächen, Netzanschlüssen und Umspannwerken, mit den zunehmenden Rohstoffpreisen und\r\nden limitierten Marktkapazitäten der Hersteller die Investitions- und Systemkosten erheblich.\r\nEine rein kapazitätsmengengetriebene Ausbaupolitik birgt das Risiko hoher spezifischer Infrastrukturkosten und sinkender Systemeffizienz. Die zentrale Frage ist daher nicht nur wie viel\r\nOffshore-Wind gebaut wird, sondern wie effizient – technisch, wirtschaftlich und systemisch.\r\nEffizienzorientierte Ausbaupfade sind dabei kein Gegensatz zum Ambitionsniveau, sondern\r\neine notwendige Grundlage für eine wirtschaftlich tragfähige Umsetzung. Mit strategischen\r\nOptimierungsmaßnahmen, wie z.B. die Reduktion der Bebauungsdichte, die Kooperation bei\r\nder Flächenplanung mit unseren Nachbarländern, eine volks- und betriebswirtschaftlich ausgewogen ausgestaltete Überbauung und Spitzenkappung, sowie eine system- und energieträgerübergreifende Planung, inklusive der Option der Offshore-Elektrolyse, können die Ausbauziele erreichbar, volkswirtschaftlich sinnvoll und für Netzkunden sowie die Industrie finanzierbar bleiben.\r\nZugleich sollte die Diskussion um Effizienz und Systemkosten nicht zur Absenkung der politischen Ambition führen: Das kurz- und mittelfristige Ausbauziel muss unabhängig von der gewählten Kennzahl (Leistung, Energieertrag), vom konkreten Standort (AWZ Deutschlands,\r\nNachbarländer) oder der Form des Energieabtransports (Strom, Wasserstoff) verlässlich\r\nSeite 5 von 24\r\nbleiben. Denn Klarheit, Planbarkeit, Kosteneffizienz und Investitionssicherheit sind Grundvoraussetzungen für eine leistungsfähige Offshore-Windindustrie in Deutschland und Europa.\r\n2 Umstellung des Investitionsrahmens auf zweiseitige Contracts-for-Difference\r\nGemäß der EU-Strombinnenmarktverordnung müssen direkte Preisstützungssysteme für Investitionen in Windenergie ab 17. Juli 2027 in Form zweiseitiger Differenzverträge (Contractsfor-Difference, CfDs) oder gleichwertiger Systeme mit Abschöpfungsmechanismus ausgestaltet sein (Art. 19d, Verordnung (EU) 2024/1747). Zugleich läuft die beihilferechtliche Genehmigung des EEG zum 31.12.2026 aus. Die derzeitige existierende gleitende Markprämie muss daher durch ein anderes Investitionsabsicherungsinstrument ersetzt werden.\r\nDer BDEW spricht sich in diesem Zusammenhang für die Einführung zweiseitiger Contractsfor-Difference (CfDs) für den Offshore-Wind-Ausbau aus, ohne dadurch die Möglichkeit eines PPA-finanzierten Ausbau einzuschränken. Die Einführung zweiseitiger CfDs ist aus Sicht\r\ndes BDEW notwendig, um die Investitionssicherheit dauerhaft zu erhalten, die Finanzierungskosten zu senken, wettbewerbsfähige Strompreise zu ermöglichen, sowie das derzeitige, laut\r\nStudien volkswirtschaftlich ineffiziente und risikobehaftete Ausschreibungsdesign (siehe u.a.\r\nenervis & SOW 2025) durch kompetitive CfD-Gebotsverfahren zu ersetzen. Zugleich werden\r\nzweiseitige CfDs auch dazu beitragen, den deutschen Offshore-Wind-Markt im europäischen\r\nVergleich dauerhaft attraktiv zu halten.\r\nMit Blick auf den Erhalt der Investitionssicherheit ist eine Umstellung auf zweiseitige CfDs erforderlich, weil Offshore-Windprojekte mit zunehmenden, schwer prognostizierbaren Preisund Mengenrisiken im Strommarkt konfrontiert sind. Zugleich haben sich die Projektkosten in\r\nden vergangenen Jahren erheblich erhöht. Treiber sind u. a. die allgemeine Inflation, gestiegene Kapitalkosten, Lieferengpässe, Rohstoff- und Versicherungskosten, Fachkräftemangel sowie zunehmender technischer Aufwand durch größere Projektvolumen, Entfernungen zur\r\nKüste, tiefere Standorte und komplexere Infrastruktur. Weitere Mehrkosten können entstehen durch die Einführung von Präqualifikations- und qualitativen Zuschlagskriterien gemäß\r\nNZIA, durch den EU-Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) sowie neue Sicherheitsanforderungen (siehe FEP 2025).\r\nAus Sicht des BDEW wird ein rein marktbasiertes Ausbau-Modell auf Basis von Power Purchase Agreements (PPAs) unter den derzeitigen Bedingungen wahrscheinlich nicht ausreichen,\r\num die Ausbauziele für Offshore-Wind in den kommenden Jahren vollständig zu erreichen und\r\ngleichzeitig die Investitionssicherheit und Akteursvielfalt zu erhalten.\r\nSeite 6 von 24\r\nFür die erfolgreiche Einführung von CfDs ist allerdings deren konkrete Ausgestaltung entscheidend:\r\n› Zweiseitige CfDs für Offshore-Windparks sollten aus Sicht des BDEW perspektivisch produktionsunabhängig ausgestaltet sein und mit einer Dauer von max. 20 Jahren ab Inbetriebnahme der Anlagen ausgeschrieben werden. Wie bereits in der BDEW-Stellungnahme\r\nzum BMWK-Papier „Strommarkt der Zukunft“ ausführlich dargestellt, muss das zukünftige\r\nFörderregime einen markteffizienten Anlageneinsatz anreizen und neue EE-Anlagen systemdienlich allokieren. Produktionsunabhängige Absicherungsinstrumente scheinen dafür\r\nlangfristig besser geeignet als produktionsabhängige. Daher unterstützt der BDEW als zukünftiges Absicherungsinstrument für den Offshore-Wind-Bereich die Wahl eines produktionsunabhängigen „financial CfD“, wie z.B. als Option 4 im BMWK-Papier (2024) dargestellt.\r\n› Dies setzt allerdings zwingend voraus, dass die Methodik der Referenzanlage bzw. des Referenzwerts möglichst einfach, praktikabel, standort- oder anlagenspezifisch und für die Realisierung von Neuanlagen risikoarm ausgestaltet ist. Die genaue Ausgestaltung sollte in\r\nZusammenarbeit mit der Branche erfolgen, um möglichst keine neuen Probleme zu schaffen, und sie sollte auch Abschattungseffekte miteinbeziehen. Die Referenzanlage muss\r\nauch deshalb sorgfältig definiert werden, um sicherzustellen, dass durch die Anwendung\r\nproduktionsunabhängiger CfDs nicht potenziell auch höhere Systemkosten entstehen könnten. Daher sollte in diesem Zusammenhang ein geeignetes Monitoring- und Sanktionierungssystem eingeführt werden.\r\n› Der zweiseitige CfD muss zudem eine geeignete Inflationsindexierung nach einem sektorspezifischem Erzeugerpreisindex oder einen branchenspezifischen Kostenindikator beinhalten, um die Projektentwicklung gegenüber unvorhersehbaren Kostensteigerungen adäquat abzusichern und die Finanzierungsfähigkeit der Projekte sicherzustellen. Angesichts\r\nder Zeitspanne zwischen der Zuschlagserteilung und der tatsächlichen Installation muss der\r\nCfD-Zuschlagswert die tatsächlichen Schwankungen bei Rohstoffpreisen, Inflation und Veränderungen der Materialkosten bis zur Errichtung berücksichtigen. Eine Indexierung am\r\nVerbraucherpreisindex (CPI), wie z.B. teilweise in Großbritannien umgesetzt, ist nur bedingt\r\ngeeignet, da sie nicht die tatsächliche Kostenentwicklung im Offshore-Wind-Sektor abbildet, insbesondere bei Turbinenpreisen, Stahl- und Kupferkosten, Installationsdienstleistungen, Seekabeln, Finanzierungskosten.\r\nTrotz der Umstellung auf CfDs sollte der marktgetriebene Offshore-Wind-Ausbau auch weiterhin erhalten bleiben (siehe auch EU-Strommarktreform). Dies kann z.B. durch die von\r\nAgora Energiewende vorgeschlagene serielle Struktur zur Kombination von zweiseitigen CfDs\r\nmit anteiliger Finanzierung durch PPAs in den Anfangsjahren des Windparks (als Teile eines\r\nSeite 7 von 24\r\nGebots)1\r\n, durch ein Zwei-Säulen-Modell (mit jeweils einer Ausschreibungsrunde für CfD- und\r\nPPA-Finanzierung) oder ein Zwei-Stufen-Modell sichergestellt werden. Die konkrete Ausgestaltung dieser möglichen Varianten sollte in Zusammenarbeit mit der Branche erfolgen.\r\nZudem müssen bei einer Umstellung auf zweiseitige CfDs unbedingt die Auswirkungen sowohl\r\nauf die Finanzierbarkeit der sich in der Entwicklung befindlichen Offshore-Windparks (OWP)\r\nals auch auf die Entwicklung der Offshore-Netzumlage adäquat berücksichtig werden.\r\n3 Optimierung des Offshore-Ausbaus zur Steigerung der Kosteneffizienz\r\nZusätzlich zur notwendigen Anpassung des Offshore-Investitionsrahmens sollte auch die Optimierung des Offshore-Ausbaus vorangetrieben werden, um die Kosteneffizienz zu erhöhen.\r\nDer BDEW hat hierzu gemeinsam mit dem Bundesverband der Windenergie Offshore (BWO)\r\nkonkrete Maßnahmenvorschläge im Januar 2025 veröffentlicht.\r\n3.1 Reduktion der Bebauungsdichte, Fokus auf Energieerträge und Systemeffizienz\r\nUm die Abschattungseffekte innerhalb der deutschen AWZ möglichst gering und die Volllaststunden sowie Kosteneffizienz des Ausbaus möglichst hoch zu halten, sollte die Bebauungsdichte in den noch nicht vergebenen Flächen reduziert werden. Die im Anhang 3 des FEP 2025\r\nvorgeschlagene Leistungsdichte von regelmäßig deutlich unter 10 MW/km² halten wir insbesondere in Zone 4 und 5 derzeit für sachgerecht. Durch eine solche optimierte Planung können die Volllaststunden erhöht und die Stromproduktion in besonders werthaltigen Schwachwindzeiten verbessert werden.\r\nZudem sollten bei der Flächenausweisung die tatsächlich erzielbaren standortspezifischen\r\nEnergieerträge in Terawattstunden stärker gewichtet werden als die reine Nennleistung sowie ein Wechsel auf kostenoptimierte Ertragsziele im WindSeeG geprüft werden. Ein solcher\r\nPerspektivwechsel schafft eine notwendige Voraussetzung für die weitere volkswirtschaftliche\r\nOptimierung der Flächenplanung.\r\n1 Agora Energiewende (2025, S. 30 f): Ein neues Investitionsinstrument für Wind- und Solaranlagen. Wie marktliche Anreize und staatliche Absicherung den Weg in ein klimaneutrales Stromsystem ebnen können.\r\nhttps://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2024/2024-12_DE_Markt%C3%B6ffnender_CfD/AEW_356_Investitionsinstrument_Wind_Solaranlagen_WEB.pdf\r\nSeite 8 von 24\r\n3.2 Grenzüberschreitende Flächenplanung und -Kooperation\r\nUm die Abschattungseffekte zwischen den AWZs der Nord- und Ostseeanrainerstaaten möglichst gering zu halten und „eine erzeugungsoptimale Flächenkulissen zu entwickeln“, wie es\r\nim Koalitionsvertrag 2025 als Ziel genannt wurde, sollten die zuständigen deutschen Behörden\r\nein klareres gesetzliches Mandat für eine frühzeitige, transparente und konkrete Zusammenarbeit mit den Nachbarländern erhalten. Bisher ist die Flächenplanung in Nord- und Ostsee überwiegend national ausgerichtet, mit begrenzter Zusammenarbeit zwischen den Anrainerstaaten. Es besteht aber der Bedarf an einer engeren Kooperation, um grenzüberschreitende negative Effekte zu minimieren und positive zu maximieren. Studien belegen, dass eine\r\nstärkere Zusammenarbeit Abschattungseffekte reduzieren, Seekabellängen einsparen und\r\nUmweltauswirkungen verringern kann (etwa Elia Group, 2024; Offshore TSO Collaboration\r\n2025). Hierzu sollten auch die Vorgaben der Maritime Spatial Directive umfassend umgesetzt\r\nwerden und die Initiativen in den Regionen bzw. Offshore Priority Corridors, u.a. NSEC (OTC)\r\nund BEMIP (BOGI), stärker berücksichtigt werden.\r\nNeben der Kooperation bei der Flächenplanung (und Entwicklung von hybriden Interkonnektoren) sollte die Bundesregierung Gespräche mit den Nachbarländern – insbesondere\r\nmit Dänemark und den Niederlanden (und evtl. auch Norwegen) – über die Möglichkeit der\r\nradialen, grenzüberschreitenden Anbindung von dortigen Flächen aufnehmen bzw. intensivieren sowie die konkrete Umsetzbarkeit prüfen. In den Ländern besteht ein deutlich günstigeres Verhältnis zwischen Offshore-Erzeugungspotenzial und eigenem Energiebedarf als in\r\nDeutschland. Im Falle einer solchen „radialen“ Kooperation könnten die Länder dann – etwa\r\nper Staatsvertrag – von den Ausschreibungserlösen in Deutschland oder anderen Kompensationsformen für die Flächen profitieren. Diese Maßnahme ist weniger komplex als hybride Projekte und sollte diese ergänzen. Durch eine solche Kooperation können Abschattungseffekte\r\nim Nord- und Ostseeraum insgesamt reduziert und die Erträge optimiert werden.\r\nBei der Realisierung der Kooperation sollten die in der dänischen oder niederländischen AWZ\r\nbefindlichen Offshore-Windparks mit unmittelbarem Anschluss an das deutsche Stromnetz auf\r\ndie deutschen Ausbauziele angerechnet werden können, wie bereits nach § 5 Absatz 2 EEG\r\ngrundsätzlich möglich ist. Diese Anrechenbarkeit könnte zudem durch eine Anpassung des § 1\r\nAbs. 2 WindSeeG 2023 konkretisiert werden.\r\nAus Sicht des BDEW sollten alle in Kapitel 3.1 und 3.2 genannten Maßnahmen unter anderem\r\nin § 1 und § 4 des WindSeeG 2023 und etwaige neue Begriffsdefinitionen in § 3 WindSeeG\r\n2023 und entsprechend im EnWG, wo sinnvoll, aufgenommen werden. Zudem sollten die\r\nMaßnahmen in die Fortschreibungen des Flächenentwicklungsplan (FEP) und Netzentwicklungsplan (NEP) einfließen.\r\nSeite 9 von 24\r\n4 Anpassung des Ausschreibungsdesigns\r\n4.1 Akteursvielfalt und Skaleneffekte durch auch 1-GW-Flächen in Einklang bringen\r\nDie Akteursvielfalt im deutschen Offshore-Wind-Sektor ist bisher im Vergleich zu anderen wesentlichen Offshore-Wind-Märkten groß, und auch die Ausschreibungsrunden der Jahre 2023\r\nund 2024 haben insgesamt fünf verschiedene Gewinner hervorgebracht. Diese Vielfalt der Akteure ist sehr wichtig für den Wettbewerb im Sektor und die erfolgreiche Realisierung des\r\nOffshore-Wind-Ausbaus. Sie verteilt das Risiko auf mehrere Schultern und sorgt für mehr Akzeptanz. Daher ist es von großer Bedeutung, dass auch weiterhin mehrere Unternehmen oder\r\nZusammenschlüsse von Unternehmen Zuschläge in den beiden jährlichen Ausschreibungsrunden erhalten können und dass nicht – wie bisher geplant – lediglich zwei Flächen pro Jahr mit\r\njeweils 2 GW ab 2027 vergeben werden.\r\nDaher sollten aus Sicht des BDEW ab 2026 statt ausschließlich 2-GW-Flächen auch 1-GW-Flächen mit geringerer Leistungsdichte und gemeinsamer, zeitlich koordinierter Anbindung an\r\n2-GW-Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) vergeben werden – ohne bestehende Planungen zu beeinträchtigen. Voraussetzung dafür ist, dass diese „kleineren“ Flächen zeitlich koordiniert ausgeschrieben, entwickelt und in Betrieb genommen werden, um eine effiziente Anbindung an und Auslastung der 2-GW-ONAS sicherzustellen. Zudem sollte bei der Umsetzung\r\ndieses Vorschlags ein Umstellungszeitraum berücksichtigt werden, um bereits laufende ONASund OWP-Planungen nicht zu beinträchtigen.\r\nDie Aufteilung des Ausschreibungsvolumens in auch mindestens 1-GW-Flächen bietet im derzeitigen System die Grundlage dafür, dass mehrere Unternehmen oder Konsortien in den jeweiligen Ausschreibungsrunden Flächen erwerben können sowie Akteursvielfalt und Wettbewerb erhalten bleiben. Gleichzeitig sind auch bei 1-GW-Flächen ausreichend Skaleneffekte zu\r\nerwarten. Unter anderem aus diesen Gründen vergeben auch die Niederlande und Dänemark\r\nderzeit vor allem 1-GW-Flächen.\r\nDer BDEW schlägt zur Umsetzung der Maßnahme folgende Anpassungen in § 2a WindSeeG\r\n2023 vor:\r\n„§ 2a Ausschreibungsvolumen, Verteilung auf Gebotstermine\r\n(2) Das Ausschreibungsvolumen nach Absatz 1 wird beginnend mit dem Jahr 2027 grundsätzlich zur Hälfte auf die zentral voruntersuchten Flächen und zur Hälfte auf die nicht zentral voruntersuchten Flächen sowie pro Ausschreibung auf mehrere Flächen verteilt. Die zur\r\nAusschreibung kommenden Flächen sollen dabei grundsätzlich jeweils eine zu installierende\r\nLeistung von 1000500 bis 2000 Megawatt erlauben.“\r\nSeite 10 von 24\r\nGleichzeitig sollte im FEP eine Gleichverteilung des jährlichen Ausschreibungsvolumens bzw.\r\nder Flächen auf die verschiedenen Flächenkategorien angestrebt werden.\r\n4.2 Wechsel zwischen den Flächen im Falle dynamischer Gebotsverfahren ermöglichen\r\nFalls es auch im künftigen Ausschreibungsdesign noch dynamische Gebotsverfahren zur\r\ngleichzeitigen Vergabe mehrerer Flächen gibt, dann sollte zur Steigerung der Effizienz, Flexibilität und des Handlungsspielraums für die Bieter Wechsel zwischen den Flächen ermöglicht\r\nwerden.\r\nMit Bezug auf das bestehende Ausschreibungsdesign plädiert der BDEW dafür, dass das dynamische Gebotsverfahren auf nicht zentral voruntersuchten Flächen dahingehend angepasst\r\nwird, dass Bieter durch die Einführung von „Gebotsrundenpunkten\" zwischen den einzelnen\r\nGebotsrunden zwischen den verfügbaren Flächen wechseln können. Gleichzeitig ist volle\r\nTransparenz über die Anzahl der Bieter und die Gebote in jeder Runde zu gewährleisten. Dieser Mechanismus ist in mehrstufigen Gebotsverfahren und damit unter aktuellen Gegebenheiten nur auf die nicht zentral voruntersuchten Flächen anwendbar.\r\nUm zusätzlich zu einer Zuschlagsbegrenzung die Allokationseffizienz weiter zu steigern, sollte\r\nes Bietern möglich sein, ihre Zahlungsbereitschaft über die gesamte Auktion auszuspielen, unabhängig von der Gebotsentwicklung einzelner, individueller Flächen in der Auktion. Das bedeutet, dass ein Bieter stets nur einen Gebotsrundenpunkt hat, welchen er auf die Fläche \"legen\" kann, auf welche er in der Gebotsrunde zu bieten denkt. In der nächsten Gebotsrunde\r\nkann dieser Punkt für eine andere Fläche verwendet werden, womit der \"Wechsel\" zwischen\r\nFlächen ermöglicht ist. Nutzt ein Bieter den Punkt in einer Runde nicht, scheidet er aus dem\r\nGebotsverfahren aus.\r\nDurch mehr Information für die Bieter (Anzahl und Höhe der Gebote auf allen zur Auktion stehenden Flächen) und größeren Handlungsspielraum (Wechsel der Gebote zwischen den Flächen) wird deren Gebotsverhalten effizienter und damit die Allokationseffizienz gesteigert.\r\nDabei wird die Unsicherheit im Gebotsverfahren reduziert. Zudem wird das Risiko für den sogenannten „Winner‘s Curse“ effektiv begrenzt, während sichergestellt werden kann, dass der\r\nBieter mit der jeweils höchsten Zahlungsbereitschaft bzw. niedrigstem Kostenniveau einen\r\nentsprechenden Zuschlag erhält.\r\nZur Umsetzung der Wechselmöglichkeit in dynamischen Gebotsverfahren fordert der BDEW\r\ndie Einfügung eines neuen Absatzes 5 in § 21 WindSeeG 2023 vor:\r\n„(5) Die Bieter sind berechtigt, im Zuge des Angebotsverfahrens zwischen den angebotenen Flächen zu wechseln.“\r\nSeite 11 von 24\r\nDer bisherige Absatz 5 wird zu einem neuen Absatz 6 in § 21 WindSeeG 2023. Die Nummerierung der darauffolgenden Absätze in § 21 WindSeeG 2023 ist entsprechend anzupassen.\r\n4.3 Transparenz durch Veröffentlichung der bezuschlagten Gebote bei verdeckten Gebotsverfahren mit qualitativen Kriterien\r\nIm derzeitigen Ausschreibungsdesign (für zentral voruntersuchten Flächen) und in möglichen\r\nkünftigen Designs sollten bei verdeckten Gebotsverfahren mit qualitativen Bewertungspunkten/Kriterien die Gebote der Auktionsgewinner im Sinne der Transparenz und des Informationsbedürfnisses aller Marktteilnehmer veröffentlicht werden. Dabei sollten sowohl die Höhe\r\ndes Gebotswerts als auch die Angaben zu qualitativen Kriterien Beachtung finden. Zudem sollten alle teilnehmenden Bieter Informationen zur erreichten Anzahl von Bewertungspunkten\r\nund die Anzahl der Bewertungspunkte des bezuschlagten Bieters zugestellt bekommen.\r\nDer BDEW schlägt daher mit Bezug auf das derzeitige Ausschreibungsdesign vor, einen neuen\r\nAbsatz 1b in § 35 EEG 2023 hinzuzufügen:\r\n„(1) Die Bundesnetzagentur gibt die Zuschläge mit den folgenden Angaben auf ihrer Internetseite bekannt:\r\n[…]\r\n„(1b) Bei Ausschreibungen von zentral voruntersuchten Flächen für Windenergieanlagen\r\nauf See sind zusätzlich die Angaben des finanziellen Gebotes nach § 53 Absatz 1 Satz 1 Nr.\r\n1 Windenergie-auf-See-Gesetz WindSeeG sowie die Angaben nach § 53 Absatz 1 Satz 1\r\nNr. 2 bis 5 Windenergie-auf-See-Gesetz WindSeeG des bezuschlagten Bieters bekannt zu\r\ngeben.“\r\nZudem wäre zu erwägen, einen neuen Satz 2 in § 54 Absatz 1 WindSeeG 2023 einzufügen:\r\n„(1) Die zuständige Stelle führt bei jeder Ausschreibung das folgende Verfahren durch:\r\n1. sie öffnet die fristgerecht eingegangenen Gebote nach dem Gebotstermin,\r\n2. sie prüft die Zulässigkeit der Gebote nach § 51,\r\n3. sie bewertet die Gebote nach § 53,\r\n4. sie sortiert die Gebote entsprechend der erreichten Gesamtpunktzahl nach § 53 in absteigender Reihenfolge, beginnend mit dem Gebot mit der höchsten Bewertungspunktzahl, und\r\n5. sie erteilt spätestens vier Monate nach dem Gebotstermin für die jeweilige Fläche dem\r\nGebot mit der höchsten Bewertungspunktzahl den Zuschlag.\r\nSeite 12 von 24\r\nZusätzlich sind den teilnehmenden Bietern ihre Bewertungspunkte ihrer Angaben zu qualitativen Kriterien für Auktionen auf zentral voruntersuchten Seegebieten bekannt zu geben.\r\nDer Zuschlag wird erteilt unter dem Vorbehalt des Widerrufs nach § 82 Absatz 3 und unter\r\nder auflösenden Bedingung der nicht fristgemäßen Hinterlegung der Sicherheit nach § 52\r\nAbsatz 2 Satz 2.“\r\n4.4 Praxistaugliche Überarbeitung der qualitativen Zuschlagskriterien\r\nDie bislang genutzten qualitativen Kriterien im WindSeeG 2023 ermöglichen keine klare Differenzierung (z.B. Grünstromnutzung oder Gründungstechnologie), sind nicht nutzbar (z.B. grüner Wasserstoff), oder sehr komplex und nicht zielführend (z.B. Azubikriterium). Insgesamt\r\nwird durch die Auswahl der bisherigen, bei zentral voruntersuchten Flächen genutzten, Kriterien das eigentliche Potenzial eines qualitativen Kriterienkatalogs nicht genutzt, da die hier definierten Kriterien keinen wirklichen Beitrag dazu leisten, Offshore-Windparks zu optimieren,\r\nund nur bedingt technische und kommerzielle Entwicklungen anreizen.\r\nDaher sind die bestehenden qualitativen Kriterien im Offshore-Wind-Bereich nach § 53 Absatz 1 WindSeeG 2023 im Rahmen der nationalen Umsetzung des Net-Zero Industry Acts zu\r\nreformieren. Ziel dabei muss es sein, dass die zukünftigen Kriterien (in Form von Präqualifikations- und/oder qualitativen Zuschlagskriterien) eine klare Differenzierung ermöglichen, pragmatisch anwendbar, diskriminierungsfrei und zielführend sind. Zudem müssen die NZIA-Kriterien so umgesetzt werden, dass sie den Offshore-Wind-Ausbau nicht durch zusätzliche Kostensteigerungen, Markteintrittsbarrieren und Unsicherheiten ausbremsen. Es muss bei jedem Kriterium klar definiert werden, welchem weiteren Ziel (Resilienz, Arbeitsplätze, Nachhaltigkeit\r\netc.) es dienen soll und in welcher Weise es geeignet ist, auf dieses Ziel einzuzahlen. Bei der\r\nkonkreten Umsetzung der NZIA-Kriterien sollte die Branche unbedingt mit einbezogen werden, siehe Stellungnahme des BDEW zum NZIA.\r\n5 Realisierungsbedingungen anpassen für mehr Flexibilität beim Ausbau\r\nMit dem Übergang zu Offshore-Windparks von erstmals über 1 bis 2 GW sowie neuen 2-GWONAS steigen die technischen, logistischen und regulatorischen Anforderungen deutlich. Die\r\nRealisierungsbedingungen des WindSeeG 2023 werden dieser neuen Größenordnung nicht gerecht: Sie basieren auf einem Regelungsverständnis kleinerer Projekte und bieten zu wenig\r\nFlexibilität bei Verzögerungen, Lieferabhängigkeiten und komplexen Inbetriebnahmen.\r\nBereits geringfügige Abweichungen führen zu harten Sanktionen, ohne die Realitäten großskaliger Offshore-Projekte angemessen zu berücksichtigen. Ein moderner Rechtsrahmen muss\r\nSeite 13 von 24\r\nmehr Flexibilität zulassen, ohne die Verlässlichkeit der Ausbauplanung zu gefährden – und so\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit nachhaltig stärken. Daher schlägt der BDEW gezielte Anpassungen der Realisierungsfristen, des Zuschlagswiderrufs, der Pönalisierung sowie im unerwünschten Fall einer Projektnichtrealisierung vor.\r\n5.1 Anpassung der Realisierungsfristen\r\nUm die ambitionierten Offshore-Wind-Ausbauziele erreichen zu können, besteht aus Sicht des\r\nBDEW dringender Anpassungsbedarf an den gesetzlichen Vorgaben zu den Realisierungsfristen nach § 81 WindSeeG 2023 und § 17d EnWG.\r\nIm Zuge der letzten WindSeeG-Novelle wurde die Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1\r\nNr. 5 WindSeeG 2023 für die Fertigstellung des Offshore-Windparks (OWP) nach dem verbindlichem Fertigstellungstermin (VFT) der Netzanschlüsse von 18 auf sechs Monate verkürzt.\r\nNach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 WindSeeG 2023 ist der bezuschlagte Bieter verpflichtet, spätestens zum VFT gegenüber der Bundesnetzagentur (BNetzA) den Nachweis zu erbringen, dass\r\ndie technische Betriebsbereitschaft von mind. einer Windenergieanlage (WEA) einschließlich\r\nder zughörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist. Innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin muss nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG 2023 zudem ein Nachweis gegenüber der BNetzA erbracht werden, dass die technische\r\nBetriebsbereitschaft des OWP insgesamt hergestellt worden ist (mindestens zu 95 % der bezuschlagten Gebotsmenge).\r\nDie derzeitigen gesetzlichen Realisierungsfristen stehen einer sinnvollen Umsetzung der notwendigen Zwischenschritte für die rechtzeitige Fertigstellung der zunehmend größer werdenden Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) einerseits sowie der OWPs andererseits aus\r\nden folgenden Gründen entgegen:\r\nBis zum VFT müssen bestimmte Parametrierungstests für das ONAS durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erfolgreich abgeschlossen worden sein, um möglicherweise auftretende\r\nFehler rechtzeitig beheben zu können. Diese Tests sollten unter möglichst realen Bedingungen, inklusive einer gewissen Einspeisung des OWP, durchgeführt werden. Speziell für den\r\nTest der Kühlung der geplanten 2-GW-ONAS ist dabei eine Mindesteinspeisung von 30 % der\r\nWindparks technisch zukünftig notwendig.\r\nAktuell fehlt eine Regelung, die konkrete Inhalte im Realisierungsfahrplan vorsieht. Stattdessen ist es den ÜNB und den OWP-Entwicklern freigestellt, im Rahmen des Realisierungsfahrplans über die Gesetzeslage hinausgehende Regelungen abzustimmen.\r\nAuch wenn dadurch bereits zu einem früheren Zeitpunkt mehr WEA – als derzeit vom Gesetz\r\nvorgesehen – betriebsbereit wären, benötigen die OWP-Entwickler gleichzeitig insgesamt eine\r\nSeite 14 von 24\r\nlängere Frist zur vollständigen Betriebsherstellung des OWP. Es ist das Interesse der Betreiber,\r\nzügig den Windpark in Betrieb nehmen zu können. Allerdings stellt die Frist von sechs Monaten nach dem VFT, der in der Regel am Ende des dritten oder vierten Quartals liegt, angesichts\r\nder gewachsenen Größe der Flächen und der zu installierenden Leistung eine kaum zu bewältigende Herausforderung für die OWP-Betreiber in der zur Verfügung stehenden Zeit dar. Erschwerend kommen die unsicheren Wetterbedingungen in den Wintermonaten und die zunehmende Entfernung zur Küste hinzu. Auch zunehmende Lieferengpässe können ein Risiko\r\nsein. Es reicht bereits der Ausfall, bzw. die Verzögerung eines nachrangigen, nicht direkt durch\r\nden Betreiber kontrollierbaren Nachunternehmers, um durch entsprechende Knock-on-Effekte ungewollte Verzögerungen hervorzurufen. Auch ist es in Zeiten der Verknappung der\r\nLieferkette kein unrealistisches Szenario, dass ein Installationsschiff trotz vereinbarter Vertragsstrafen kurzfristig auf einen wirtschaftlich attraktiveren Auftrag abgezogen wird.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, folgende Vorgaben für den Realisierungsfahrplan in § 17d Abs.\r\n2 EnWG gesetzlich mitaufzunehmen: Die für die Parametrierungstests technisch notwendige\r\nLeistungsschwelle von 30 % der gesamten Leistung des Windparks2\r\nsoll bereits sechs Wochen\r\nvor dem VFT erreicht werden. Dies ist notwendig, da bei größer werdenden ONAS die Inbetriebnahme zunehmend mehr Zeit in Anspruch nimmt. Um diese Leistungsschwelle schon früher erreichen zu können, soll den OWP-Entwicklern im Gegenzug möglichst schon sechs Monate vor dem VFT der Beginn des Kabeleinzugs durch den ÜNB ermöglicht werden. Die Aufnahme dieser notwendigen Vorgaben sollte aus Sicht des BDEW in § 17d Abs. 2 EnWG erfolgen, weil der Realisierungsfahrplan das richtige Instrument ist, solche gegenseitig bedingten\r\nSchritte miteinander abzustimmen, um einen möglichst effizienten und fristgemäßen Netzanschluss gemeinsam zu realisieren. Die Intention der vorgeschlagenen „Soll“-Vorgaben ist es,\r\ndie Planbarkeit im Realisierungsprozess sowohl für OWP- als auch für ONAS-Entwickler im Vergleich zur bisherigen Gesetzeslage deutlich zu stärken, ohne dadurch neue Haftungsgrundlagen für beide Seiten zu schaffen.\r\nGleichzeitig muss in § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG 2023 die Frist zur Fertigstellung des gesamten Windparks von sechs auf zwölf Monate nach dem VFT verlängert werden, so dass die\r\nOWP-Entwickler Rechts- und Investitionssicherheit beim Aufbau des Windparks unter den\r\noben genannten Herausforderungen haben. Mit der Kombination beider Anpassungsvorschläge wird auch gewährleistet, dass es zu keiner ungewollten Verzögerung der Fertigstellung\r\ndes Windparks kommt.\r\n2 Diese Leistungsschwelle basiert auf der CIGRE Norm 697 „Testing and commissioning of VSC HVDC Systems“ in Verbindung\r\nmit den technischen Voraussetzungen von zukünftig geplanten 2-GW-ONAS und -OWPs.\r\nSeite 15 von 24\r\nDieser Vorschlag sollte zum einen durch die Einfügung der folgenden Sätze 5 bis 7 und einer\r\nweiteren Anpassung in § 17d Abs. 2 EnWG umgesetzt werden:\r\n„(2) […] Nach Bekanntmachung der voraussichtlichen Fertigstellungstermine nach Satz 3 hat\r\nder anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit den Betreibern der Windenergieanlage auf See, die gemäß den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\neinen Zuschlag erhalten haben, einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die zeitliche\r\nAbfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See und zur\r\nHerstellung des Netzanschlusses enthält. Der Realisierungsfahrplan soll regeln, dass sechs\r\nWochen vor dem verbindlich gewordenen voraussichtlichen Fertigstellungstermin Windenergieanlagen auf See im Umfang von mindestens 30 % der bezuschlagten Gebotsmenge\r\neinschließlich der dazugehörigen parkinternen Verkabelung sowie der für die Anbindung\r\nan das Netzanbindungssystem notwendigen OWP-Komponenten installiert sein sollen.\r\nDer Realisierungsfahrplan soll auch regeln, dass dem Betreiber der Windenergieanlagen\r\nauf See möglichst sechs Monate vor dem voraussichtlichen Fertigstellungstermin der Beginn des Kabeleinzugs ermöglicht werden soll. Zudem Dabei sind die Fristen zur Realisierung der Windenergieanlage auf See gemäß § 81 des Windenergie-auf-See-Gesetzes und\r\ndie Vorgaben gemäß § 5 Absatz 1 Nummer 4 des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Flächenentwicklungsplan zu berücksichtigen. […]“\r\nDamit verbunden sollte folgende Anpassung des § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG 2023 vorgenommen werden:\r\n„(2) Bezuschlagte Bieter müssen\r\n[…]\r\n5. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu\r\n95 Prozent der bezuschlagten Gebotsmenge entspricht. […]“\r\nZudem sind gleichlautende Änderungen ebenfalls in § 17d Abs. 8 Nr. 3 EnWG für Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer vorzunehmen:\r\n„(8) […] Der Inhaber der Genehmigung für die Errichtung der Windenergieanlagen auf See\r\nmuss\r\n[…]\r\n3. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische\r\nSeite 16 von 24\r\nBetriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist;\r\ndiese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen\r\nmindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.“\r\nDie vorgeschlagenen Änderungen sollten aus Sicht des BDEW ausschließlich in Kombination\r\nmiteinander umgesetzt werden. Zudem sollten diese Änderungen bereits für die im Jahr 2026\r\nausgeschriebenen Flächen greifen, um möglichst schnell zur Entwicklung der 2-GW-ONAS und\r\n-OWPs positiv beizutragen.\r\n5.2 Pragmatische Anpassung der Regelungen zum Zuschlagswiderruf\r\nEntsprechend der aktuellen Regelung des § 82 Abs. 3 WindSeeG 2023 folgt derzeit bei jeglichen Fristüberschreitungen (bspw. beim Finanzierungsnachweise) ein verpflichtender Zuschlagswiderruf. Dies hätte nicht nur für den jeweiligen Projektentwickler drastische Konsequenzen, sondern würde durch erforderliche Neuausschreibungen zu erheblichen Zeitverzögerungen und mithin zum Verfehlen der Erreichung des 2030-Ziels (30 GW) führen.\r\nDie Regelungen in den §§ 81 ff. WindSeeG 2023 über die Realisierungsfristen und Sanktionen\r\nbei Nichteinhaltung für die Entwickler sind derzeit „tagesscharf“. Wenn eine der Fristen um\r\neinen Tag überschritten wird, ist das Projekt zu entziehen. Der BDEW fordert den automatischen Pflicht-Zuschlagsentzug gem. § 82 Abs. 3 WindSeeG 2023 in eine „Kann“-Regelung bzw.\r\nEinzelfallprüfung umzuwandeln.\r\n§ 82 Abs. 3 WindSeeG 2023 sollte daher wie folgt angepasst werden:\r\n„(3) Unbeschadet der Pönale nach den Absätzen 1, 2 und 2a muss kann die Bundesnetzagentur einen Zuschlag widerrufen, wenn der bezuschlagte Bieter eine der folgenden Fristen\r\nnicht einhält:\r\n1. die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 1,\r\n2. die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 2 oder\r\n3. die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 5.\r\nIn den Fällen nach Satz 1 Nummer 3 erfolgt der Widerruf eines Zuschlags in dem Umfang,\r\nder sich aus der Differenz der bezuschlagten Gebotsmenge und der installierten Leistung der\r\nbetriebsbereiten Windenergieanlagen auf See ergibt.“\r\n5.3 Einführung einer gleitenden Pönalisierung für zukünftige Projekte\r\nZusätzlich zum Pflicht-Zuschlagswiderruf werden die Pönalen nach derzeitiger Gesetzeslage\r\nnach § 82 WindSeeG 2023 direkt zur tagesscharfen Frist in vollständiger Höhe fällig. Diese Verfahrensweise steht im Gegensatz zu üblichen Pönalisierungsregeln in privatwirtschaftlichen\r\nSeite 17 von 24\r\nVertragsverhältnissen und auch zur stufenweisen Pönalisierung im § 55 Abs. 1 EEG. Im Gegensatz zu anderen, durch das EEG geförderten Technologien, wo die Pönalisierung vor allem an\r\nden Zeitpunkt der Inbetriebnahme geknüpft ist, sind im WindSeeG 2023 mehrere Meilensteine auf dem Weg zur Projektrealisierung verankert, bei denen ein Zeitverzug nicht gleichbedeutend mit einer späteren Nichtrealisierung ist. Es ist daher nicht ersichtlich, warum beispielsweise bei einem verspäteten Einreichen der Planunterlagen oder einem verspäteten\r\nVorliegen des Finanzierungsnachweises unmittelbar ein vollständiger Verlust der Sicherheitsleistung und des Zuschlages erfolgen muss.\r\nDie aktuelle Regelung betrifft vor allem Entwickler, die Offshore-Windparks bauen möchten,\r\naber aufgrund verschiedener Umstände, wie z.B. Lieferkettenengpässen, Verzögerungen erleben. Schon kleinste Verspätungen werden dann maximal bestraft, was weder fair noch im Interesse der Volkswirtschaft ist, da diese Risiken bereits bei der Gebotsabgabe von den Entwicklern berücksichtigt werden. Die Ausnahmeregelung von Sanktionen in § 83 WindSeeG\r\n2023 kann diese Ungerechtigkeit nicht ausgleichen, da die Anforderungen für Entwickler sehr\r\nhoch sind.\r\nStatt tagesscharfer, vollständig zu leistender Pönalien fordert der BDEW die Einführung einer\r\ngleitenden Ausgestaltung der Pönalien, die der Komplexität der Projekte besser gerecht wird\r\nund verhältnismäßig ist.\r\nWir schlagen vor, dass die Pönalisierung auf Tages- bzw. Wochenbasis über einen Zeitraum\r\nproportional zum jeweiligen Erbringungszeitraum des Meilensteins nach § 81 Abs. 2 WindSeeG 2023 bis zum Erreichen der vollen Pönalenhöhe anwachsen sollte. Eine tage- bzw. wochenweise Erhöhung der Pönale entspricht den Regelungen des allgemeinen Wirtschaftswesen und wird auch in anderen Sektoren bei Bauprojekten angewandt.\r\nDementsprechend sollte § 82 WindSeeG 2023 wie folgt angepasst werden:\r\n„(1) Bezuschlagte Bieter müssen an den regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber\r\neine stufenweise ansteigende Pönale leisten, wenn sie gegen die Fristen nach § 81 Absatz 2\r\nverstoßen.\r\n(2) Die Höhe der Pönale nach § 55 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes entspricht\r\n1. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 1 100 0,5 Prozent der nach §\r\n18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit für jeden Kalendertag, in dem\r\ndie Vorgaben nach § 81 Absatz 2 Nummer 1 nicht eingehalten worden sind,\r\n2. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 2 100 0,5 Prozent der verbleibenden nach § 18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit für jeden\r\nSeite 18 von 24\r\nKalendertag, in dem die Vorgaben nach § 81 Absatz 2 Nummer 2 nicht eingehalten worden sind,\r\n3. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 3 70 1 Prozent der verbleibenden nach § 18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit für jeden Kalendertag, in dem die Vorgaben nach § 81 Absatz 2 Nummer 3 nicht eingehalten worden\r\nsind,\r\n4. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 4 einem Zwölftel der verbleibenden nach § 18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit für jeden Kalendermonat, in dem nicht die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See hergestellt worden ist, und\r\n5. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 5 dem Wert, der sich aus\r\ndem Betrag der verbleibenden nach § 18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der bezuschlagten Gebotsmenge ergibt.“\r\nBeispiel: Bei einer zentral voruntersuchten 1-GW-Fläche, für die eine Sicherheit von 200 Mio.\r\n€ zu hinterlegen ist, würde die vom BDEW vorgeschlagene gleitende Pönalisierung im Falle einer Fristverletzung bei der Einreichung der Antragsunterlagen zur Plangenehmigung (§ 81 Absatz 2 Nr. 1 a WindSeeG) zu einer Pönale von 1 Mio. € pro Tag führen.\r\n5.4 Einführung eines Neuausschreibungsmechanismus für den unerwünschten Fall der\r\nNichtrealisierung eines OWP\r\nNach den derzeitigen Regelungen im WindSeeG 2023 gibt es bisher keinen umfassenden Mechanismus, der bei einem potenziell möglichen Projektabbruch oder Zuschlagsentzug einen\r\nschnellen Übergang der Fläche durch Neuausschreibung an einen anderen Entwickler ermöglicht, um dennoch die Erreichung der Offshore-Ausbauziele sicherzustellen.\r\nDerzeit regeln § 84 und § 85 WindSeeG 2023 nur, dass Zuschläge, Planfeststellungsbeschlüsse\r\noder Plangenehmigungen für Flächen/OWPs auf andere Personen übertragen bzw. veräußert\r\nwerden können, aber dass eine gänzliche Rückgabe von Zuschlägen an die BNetzA nur in sehr\r\neng begrenzten Ausnahmefällen möglich ist.\r\nDaher schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:\r\n› Die Bundesregierung sollte in Zusammenarbeit mit der Branche zeitnah einen konkreten\r\nMechanismus zur schnellen und pragmatischen Projektneuausschreibung/erneuten Bezuschlagung für den Fall einer Nichtrealisierung eines Projekts/eines Zuschlagswiderrufs\r\nSeite 19 von 24\r\nentwickeln, um daraus resultierende Verzögerungen zu minimieren und die Offshore-Ausbauziele dennoch möglichst zeitgemäß einhalten zu können.\r\n› Je nach Zeitpunkt des Projektabbruchs und in Abhängigkeit von der Bekanntgabe des Fertigstellungstermins der Anbindungsleitung sollten BMWE, BNetzA und BSH über die erneute Fristsetzung zur Inbetriebnahme der Anlagen für den neuen Entwickler entscheiden,\r\num eine Verfehlung der Zielvorgaben möglichst klein zu halten. Dabei sollte ein ggf. bereits\r\nverbindlich gewordener Fertigstellungstermin für den Netzanschluss keine negativen Folgen für den neuen Entwickler sowie anschlusspflichtigen ÜNB haben und die entsprechenden Regelungen nach § 81 WindSeeG 2023 und § 17d, e EnWG sollten im Einzelfall angepasst werden.\r\n› Die Neuausschreibung der Fläche sollte möglichst innerhalb von mindestens sechs Monaten nach Projektabbruch/Zuschlagswiderruf im Rahmen eines beschleunigtes Bieterverfahren durch die Bundesnetzagentur erfolgen. Alternativ kann die Fläche zum nächsten geplanten und zeitlich machbaren Auktionstermin hinzugefügt werden. Insofern auch Bietern\r\neine Beteiligung ermöglicht werden soll, die an der ersten Auktion der Fläche nicht teilgenommen haben, müsste eine Vorlaufzeit von mind. 10 Monaten eingeplant werden.\r\n› Für die Neuausschreibung sollten alle potenziellen Bieter umfassende Einsicht in die Voruntersuchungen des ursprünglichen Projektträgers erhalten, sofern diese keine Betriebsund Geschäftsgeheimnisse des Vorhabenträgers enthalten, wie bereits in § 91 WindSeeG\r\n2023 grundsätzlich geregelt ist.\r\n› Der das Projekt zurückgebende Entwickler sollte von einer erneuten Teilnahme an der\r\nAuktion für diese Fläche ausgeschlossen werden. Eine solche Regelung könnte im § 15\r\nWindSeeG 2023 bzw. in den § 34 und § 35 EEG erfolgen.\r\n› Die Sicherheitsleistung bei Projektabbruch/Zuschlagswiderruf sollte trotz des neu einzuführenden Mechanismus dennoch geleistet werden müssen.\r\nZudem sollte für den unerwünschten Fall der Nicht-Realisierung eines Offshore-Windparks\r\nnach Ansicht des BDEW eine eindeutige Rechtslage hergestellt werden, die klarstellt, dass die\r\nbereits geleisteten Zahlungen der Gebotskomponenten nicht zurückgefordert werden dürfen\r\nbzw. die 10 % der Gebote in Form der Meeresnaturschutz- und Fischereikomponenten (§ 58\r\nWindSeeG 2023) auch fällig werden, wenn sie noch nicht gezahlt wurden.\r\nDer BDEW schlägt daher die Einfügung eines neuen Absatzes 4 in § 82 WindSeeG 2023 vor:\r\n„(4) Im Fall der ausbleibenden Realisierung des Offshore-Windparks ist es dem Bieter, der\r\nden Zuschlag erhalten hat, nicht möglich, bereits geleistete Zahlungen für die Gebotskomponenten zurückzufordern.“\r\nSeite 20 von 24\r\nZugleich sollte auch klargestellt werden, dass die geleisteten Zahlungen für die Voruntersuchungen nicht erstattet werden und dass bei einer anschließenden Neuausschreibung keine\r\nKosten für die Voruntersuchungen zu zahlen sind.\r\n6 Weiterbetrieb und verlängerte Laufzeiten ermöglichen\r\nNeben den zuvor genannten Maßnahmen sollte auch die technisch mögliche Laufzeit bestehender und zukünftiger OWPs und ONAS stärker in den Blick genommen werden. Ein koordinierter Weiterbetrieb sowie grundsätzlich längere Betriebszeiträume ermöglichen es, Kosten\r\nund Ressourcen über einen längeren Zeitraum zu verteilen, Rückbauzyklen zu verringern und\r\ndie Umweltverträglichkeit deutlich zu verbessern. Dafür braucht es rechtssichere und frühzeitige gesetzliche, regulatorische sowie handelsrechtliche Anpassungen, um die Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb sowie längere Betriebsdauern zu schaffen.\r\n6.1 Weiterbetrieb bestehender und in Bau befindlicher Anlagen über ursprüngliche Laufzeit\r\nhinaus ermöglichen\r\nDie Genehmigungen der ersten großen Offshore-Windparks laufen ab etwa 2040 aus. Ohne\r\neine anderweitige Festlegung hätte dies einen direkten, ineffizienten Rückbau der einzelnen\r\nOffshore-Windparks zur Folge.\r\nDie Bundesregierung sollte daher die Option des koordinierten Weiterbetriebs der Anlagen\r\ninnerhalb der Cluster frühzeitig prüfen, in ihre Planungen aufnehmen und regulatorisch ermöglichen, um der Branche Planungssicherheit zu bieten. Denn der Weiterbetrieb der Anlagen\r\nkann unter bestimmten technischen und rechtlichen Voraussetzungen möglich sein (Details\r\nsiehe BDEW-Whitepaper 2024) sowie zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen.\r\nEr bietet viel Potenzial, die Kosteneffizienz der Anlagen zu steigern, zusätzliche Netzkosten auf\r\neinen längeren Zeitraum zu verteilen, die Lieferketten, Schiffe und Häfen zu entlasten und die\r\nUmweltbilanz der Anlagen weiter zu verbessern. Zudem kann der koordinierte Weiterbetrieb\r\neine anschließende Zusammenlegung der bisherigen, kleineren Flächen in dann 1 GW- oder 2\r\nGW-Flächen sowie eine dauerhaft effiziente Auslastung bestehender ONAS, an die mehrere\r\nOWP mit unterschiedlichen Laufzeiten angebunden sind, ermöglichen.\r\nEntscheidend für den Erfolg der Weiterbetriebs ist die möglichst frühzeigte Festlegung der\r\nDauer, um Betriebs- und Instandhaltungsstrategien der OWP und ONAS dementsprechend\r\nauslegen und somit die zunehmende Störanfälligkeit der Anlagen adressieren zu können.\r\nUm den Weiterbetrieb auch regulatorisch möglich zu machen, sollte der Gesetzgeber folgende\r\nAspekte adressieren:\r\nSeite 21 von 24\r\n› Aus Sicht des BDEW sollte die Finanzierung des Weiterbetriebs der ONAS frühzeitig sichergestellt werden, um eine langfristige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten.\r\nAuch sollte die Möglichkeit geprüft werden, einen finanziellen Anreiz für die ÜNB zu schaffen, um den Weiterbetrieb der ONAS zu unterstützen. Bisher ist die Anreizregulierung so\r\nausgestaltet, dass ein Weiterbetrieb nach Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer nachteilig gegenüber Neuinvestitionen ist.\r\n› Durch den Weiterbetrieb über 25 Jahre hinaus erhöht sich zweifellos die Wahrscheinlichkeit von Ausfällen der ONAS, wodurch die Verfügbarkeit für die Energieübertragung abnehmen kann. Der BDEW sieht daher die Notwendigkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen für einen etwaigen Weiterbetrieb anzupassen, um die Endverbraucher nicht\r\nmittalbar unverhältnismäßig zu belasten. Dies kann dies beispielsweise durch die Einführung eines Novellierungskontos erreicht werden.\r\n› Das Entschädigungsregime nach § 17 e EnWG ist bei einem Weiterbetrieb von OWP und\r\nNetzanbindung über die ursprüngliche Laufzeit von 25 Jahren hinaus nicht mehr sachgerecht. Der Entschädigungsmechanismus muss daher grundlegend überdacht, angepasst\r\nund ggf. ersetzt werden.\r\n› Wenn OWPs nach 20 Jahren aus der EEG-Vergütung fallen und entsprechend keinen Anspruch mehr auf eine Marktprämie haben, werden diese Parks keine Entschädigungszahlungen bei Störungen gem. § 17e Abs. 1 EnWG erhalten. Der Weiterbetrieb eines OWP ist\r\nunter Umständen mit größeren Investitionen verbunden. Vor dem Hintergrund der erwartbaren positiven Effekte eines Weiterbetriebs sollten auch im Bereich des Entschädigungsregimes Anreize für einen Weiterbetrieb geschaffen werden. So könnte z.B. die Marktprämie\r\nbzw. der zukünftige CfD bis zum Ende der Lebensdauer als Entschädigungsgrundlage fortgeschrieben werden.\r\n› Zur Sicherstellung einer langfristig effizienten Nutzung der Netzinfrastruktur sollte entweder gesetzlich oder auf Genehmigungsebene vorgesehen werden, dass im Zeitraum des\r\nWeiterbetriebs ein zu definierender Mindestanteil der ursprünglich angeschlossenen OWPKapazität weiterhin einspeisen muss. Ausnahmen sollten nur bei nachweislich technischen\r\noder rechtlichen Hinderungsgründen zulässig sein. Die genaue Ausgestaltung dieses Aspekts sollte in enger Zusammenarbeit mit der Branche erarbeitet werden.\r\n› Zudem regt der BDEW an, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC)\r\nveröffentlichte Leitlinie IEC 61400-28 als einheitliche Grundlage/Standard für die technischen Fragestellungen beim BSH in Bezug auf den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen zu etablieren.\r\nSeite 22 von 24\r\n6.2 Offshore-Windparks zukünftig direkt für 35 Jahre ausschreiben und genehmigen\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, Offshore-Windparks sowie Offshore-Netzanbindungssysteme\r\nzukünftig bereits bei Flächenplanung, Ausschreibung und Genehmigung auf eine Betriebsdauer von 35 Jahren auszulegen. Zudem sollte im Rahmen einer solchen Umstellung auch das\r\nderzeitige, auf eine 25-jährige Lebensdauer ausgelegte Entschädigungsregime nach § 17 e\r\nEnWG entsprechend überdacht, angepasst oder ggf. ersetzt werden.\r\nHintergrund der Forderung ist der deutliche Fortschritt im Stand der Technik sowie die gestiegenen Erfahrungswerte über die reale Lebensdauer der Anlagen. Moderne Windenergieanlagentypen sind heute technisch in der Lage, deutlich über die bisher standardmäßig angesetzten 25 Jahre hinaus betrieben zu werden. Typenzertifikate nach internationalen Normen werden bereits für längere Design-Lebensdauern ausgestellt. Internationale Beispiele zeigen, dass\r\nlängere Betriebszeiträume regulatorisch möglich und wirtschaftlich vorteilhaft sind: In den\r\nNiederlanden wird z.B. bereits mit einer Laufzeit von 35 Jahren geplant, im Vereinigten Königreich sogar mit bis zu 50 Jahren.\r\nEin fester regulatorischer Rahmen für eine 35-jährige Betriebsdauer von Offshore-Windparks\r\nbietet im Vergleich zum Status Quo mehrere Vorteile:\r\n› Höhere Kosteneffizienz, da sich Investitionen über einen längeren Zeitraum abschreiben\r\nlassen – das senkt potenziell die Stromgestehungskosten.\r\n› Verteilung der Netzanschlusskosten auf einen erweiterten Betriebszeitraum.\r\n› Ökologische Vorteile: Über einen Zeitraum von z.B. 100 Jahren wären bei 35 Jahren Laufzeit nur drei statt vier Bau- und Rückbauphasen erforderlich – das schont die Umwelt, spart\r\nRessourcen, verbessert die CO₂- und Materialbilanz der Anlagen und reduziert Genehmigungsaufwand.\r\n› Mehr Planungssicherheit für Windpark- und Netzbetreiber, da Betrieb, Wartung und Finanzierung von Anfang an auf eine längere Laufzeit ausgerichtet werden können.\r\n› Entlastung von Lieferketten, Spezialschiffen und Hafeninfrastrukturen, da sich Ausbauzyklen entzerren.\r\nEin regulatorischer Wechsel hin zu 35 Jahren Genehmigungsdauer schafft also nicht nur mehr\r\nInvestitionssicherheit und Kosteneffizienz, sondern unterstützt auch eine noch nachhaltigere\r\nund ökologisch verträglichere Entwicklung der Offshore-Windenergie. Aus Sicht des BDEW\r\nüberwiegen die vielfältigen Vorteile einer längeren Betriebszeit deutlich gegenüber den wenigen Nachteilen (verlängerte Kapitalbindung, verzögerte Neuinvestitionen, längeren Zeitraum für die Ersatzteilvorhaltung bzw. -beschaffung).\r\nSeite 23 von 24\r\nDaher sollte für die Umsetzung einer Betriebszeit von 35 Jahren unter anderem § 69 (7) WindSeeG 2023 entsprechend angepasst werden.\r\nBei der Umsetzung der Maßnahme sollte genügend zeitlicher Vorlauf eingeplant werden, um\r\nalle Assets der Offshore-Netzanbindung mit einer Lebensdauer von 35 Jahren am Markt beschaffen zu können.\r\n7 Kombinierte Anschlusskonzepte für Offshore-Elektrolyse ermöglichen\r\nEine weitere Maßnahme zur Steigerung der Kosteneffizienz, Systemintegration und Resilienz\r\nim Offshore-Ausbau kann die Integration von Offshore-Elektrolyse sein. Der Koalitionsvertrag\r\n2025 sieht diesbezüglich vor, dass im WindSeeG die „hybride Anbindung (Kabel und H2-Pipeline) von Offshore-Windparks“ ermöglicht werden soll.\r\nDer BDEW unterstützt das Vorhaben des Koalitionsvertrags ausdrücklich und fordert die Bundesregierung auf, das Potenzial der Offshore-Elektrolyse basierend auf kombinierten Netzanschlüssen für die Wasserstoffversorgung und für die langfristig mögliche Steigerung der Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau – insbesondere an küstenfernen Standorten – nun\r\nzügig zu erschließen. Voraussetzung dafür ist u.a., dass neben der zeitnahen gesetzlichen Ermöglichung von kombinierten Anschlüssen die Option der Offshore-Elektrolyse auch bei der\r\nlaufenden Optimierung des Offshore-Ausbaus im Rahmen der Fortschreibung des FEP und\r\nNEP adäquat miteinbezogen wird und gewisse Flexibilitäten für die zukünftige Umsetzung von\r\nOffshore-Elektrolyse-Hubs entlang der sich in der Entwicklung befindlichen AquaDuctus-Pipeline als Teil des Wasserstoff-Kernnetzes erhalten bleiben.\r\nDenn Windenergieanlagen auf See verfügen über entscheidende Vorteile zur Erzeugung von\r\ngrünem Wasserstoff: Die hohen Volllaststunden und die vergleichsweise stetige Stromerzeugung der Offshore-Windenergie ermöglichen eine hohe Auslastung und damit einen wirtschaftlichen Betrieb von Elektrolyseuren. Zudem kann der Energieabtransport basierend auf\r\nkombinierten Anschlusskonzepten mit Stromkabeln und H2-Pipelines laut aktuellen Studien\r\n(E-Bridge, 2024; Fraunhofer IEE, 2024; EPICO, 2024) zukünftig deutliche Vorteile im Vergleich\r\nzu reinen Strom- oder H2-Anbindungen von Offshore-Windparks bieten, darunter erhebliche\r\nvolkswirtschaftliche Kosteneinsparungen, höhere Erlöspotenziale und eine bessere Systemintegration der Energiemengen. Die Möglichkeit, zwei Energieformen zu erzeugen, erhöht darüber hinaus Flexibilität und Resilienz des Gesamtenergiesystems. Zudem sind kombinierte Anschlusskonzepte in den anderen Nordseeanrainerstaaten bereits zulässig.\r\nDie aktuellen rechtlichen Rahmenbedingungen im WindSeeG 2023 fokussieren die Nutzung\r\nder Flächen in der AWZ auf die Erzeugung von Strom und sehen daher nur für diese eine\r\nstromseitige Netzanbindung der Anlagen vor, während die Erzeugung von grünem Wasserstoff\r\nSeite 24 von 24\r\nin erster Linie auf „sonstigen Energiegewinnungsbereichen“ (SEN) ohne stromseitigen Netzanschluss erfolgen soll. Dieses Konzept steht dem Markthochlauf der Offshore-Elektrolyse mit\r\nkombinierten Anschlüssen und der europäischen Harmonisierung des regulatorischen Rahmens für die Technologie entgegen.\r\nAus Sicht des BDEW ist daher eine zeitnahe Anpassung des WindSeeG 2023 unter anderem\r\nbzgl. des Anwendungsbereichs für Pipelines (§ 2 Nr. 3), der Begriffsbestimmungen (§ 3) für\r\n„Flächen“, „sonstige Energiegewinnungsbereiche“ und zusätzlich künftig auch für „kombinierte Anschlusskonzepte“ sowie „Transit-Rohrleitung“ und des Zwecks und Gegenstands des\r\nFlächenentwicklungsplans (§ 4 Abs. 3, § 5 Abs. 2a) notwendig. Zudem sollte die Bundesregierung die Aufnahme der Offshore-Elektrolyse in die Zielvorgaben des WindSeeG prüfen.\r\nZugleich ist es erforderlich, rasch die Voraussetzungen für Pilotanlagen zur Demonstration\r\nder Technologie und die gestaffelte Ausschreibung des SEN-1-Bereichs zu schaffen, um den\r\nHochlauf der Technologie schrittweise zu ermöglichen. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 15 \r\nInhalt \r\n \r\n1 Zusammenfassung der zentralen Forderungen des BDEW .................................. 3 \r\n2 Weitere konkrete BDEW-Vorschläge für die WindSeeG-Novelle ......................... 5 \r\n2.1 Offshore-Kooperationsprojekte auf Ausbauziele anrechnen und \r\nLeistungsdichte in der deutschen AWZ reduzieren........................................ 5 \r\n2.2 CfD-basiertes Ausschreibungsdesign für alle Flächen einführen ................... 8 \r\n2.3 Einfache Indexierung der CfDs anhand des europäischen \r\nVerbraucherpreisindex HICP einführen und dem britischen Modell folgen .. 9 \r\n2.4 Mehr Flexibilität zur Anpassung der CfD-Höchstwerte durch die \r\nBundesnetzagentur ermöglichen ................................................................. 12 \r\n2.5 Grenzüberschreitende Transit-Rohrleitungen zum Transport von \r\nWasserstoff ins WindSeeG aufnehmen ........................................................ 13 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Zusammenfassung der zentralen Forderungen des BDEW \r\nDer Ausbau der Offshore-Windenergie spielt unter anderem aufgrund der hohen Volllaststun\r\nden und des systemdienlichen Einspeiseprofils der Anlagen eine unverzichtbare Rolle in der \r\nEnergiewende, insbesondere bei der Dekarbonisierung der Industrie, für die Versorgungssi\r\ncherheit und den Klimaschutz insgesamt. Um die weiteren Investitionen in Offshore-Wind\r\nparks, Offshore-Netzanbindungssysteme, sowie in Lieferketten- und Hafenkapazitäten tätigen, \r\ndie Kosteneffizienz steigern und die nächsten Offshore-Flächen im Jahr 2027 erfolgreich ver\r\ngeben zu können, muss das Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) und der weitere offs\r\nhore-relevante Rechtsrahmen dringend im Jahr 2026 reformiert werden. Die Sicherung einer \r\nkontinuierlichen Auslastung der Offshore-Lieferkette stellt zudem eine wichtige wirtschafts- \r\nund industriepolitische Maßnahme für Deutschland insgesamt und insbesondere die Küsten\r\nländer dar. \r\nAus Sicht des BDEW sollten bei der WindSeeG-Novelle unter anderem folgende Maßnahmen \r\numgesetzt werden:   \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nOffshore-Kooperationsprojekte auf die Ausbauziele anrechnen und für höhere Volllast\r\nstunden die Leistungsdichte auf in der Regel maximal 7 MW/km2 in der deutschen \r\nausschließlichen Wirtschaftszone reduzieren → konkreter Vorschlag siehe Kapitel 2.1. \r\nAusschreibungsdesign basierend auf Contracts-for-Difference (CfDs) für alle in den \r\nkommenden Auktionsrunden zu vergebenden Flächen einführen, ohne dabei durch ge\r\nmischtes „Entweder-oder-Verfahren“ bestehende Risiken fortzusetzen sowie deutschen \r\nSonderweg einzuschlagen → Erläuterung siehe Kapitel 2.2. \r\nEinfache Indexierung der CfDs mindestens anhand des europäischen Verbraucher\r\npreisindexes HICP einführen und somit dem erfolgreichen britischen Modell folgen         \r\n→ konkreter Vorschlag siehe Kapitel 2.3. \r\nMehr Flexibilität für Anpassungen der CfD-Höchstwerte durch die Bundesnetzagentur \r\nermöglichen → konkreter Vorschlag siehe Kapitel 2.4. \r\nRegulatorischen Rahmenbedingungen für den koordinierten Weiterbetrieb von beste\r\nhenden OWPs und -ONAS schaffen, siehe BDEW-Positionspapier 2026 zur Regulatorik \r\nfür Weiterbetrieb. \r\nBetriebszeitraum für zukünftige OWPs und ONAS von 25 auf bis zu 35 Jahre verlängern \r\nund die regulatorischen Rahmenbedingungen entsprechend anpassen, siehe BDEW-Po\r\nsitionspapier 2025, Kapitel 6.2. \r\nSeite 3 von 15 \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nNeuausschreibungsmechanismus für den unerwünschten Fall der Nichtrealisierung ei\r\nnes OWP und gleitende Pönalisierung einführen sowie Pflicht-Zuschlagsentzug ab\r\nschaffen, siehe BDEW-Positionspapier 2025, Kapitel 5.2 – 5.4. \r\nAkteursvielfalt und Skaleneffekte durch 1-Gigawatt- (GW) und 2-GW-Flächen in Ein\r\nklang bringen, siehe BDEW-Positionspapier 2025, Kapitel 4.1. \r\nKombinierte Anschlusskonzepte aus H2-Pipelines und Seekabeln für den perspektivi\r\nschen Hochlauf von Offshore-Elektrolyse in Sonstigen Energiegewinnungsbereichen \r\n(SEN) ermöglichen, siehe BDEW-Stellungnahme zur Marktkonsultation WindSeeG 2025, \r\nKap. 1.2. \r\nGrenzüberschreitende Wasserstoffinfrastrukturen (Transit-Rohrleitungen) ins Wind\r\nSeeG aufnehmen, um die Genehmigung von solchen Projekten zu erleichtern → kon\r\nkreter Vorschlag siehe Kapitel 2.5. \r\nFlächenspezifische Überbauung der Netzanbindungssysteme in volkswirtschaftlich \r\nsinnvollem Maße (siehe Studie von Frontier Economics 2026) einführen und damit ver\r\nbundene betriebswirtschaftliche Kosten durch CfDs absichern, siehe BDEW-Stellung\r\nnahme zur Marktkonsultation WindSeeG 2025, Kap. 1.1. \r\nDie genannten Maßnahmen tragen dazu bei, die Kosteneffizienz und Investitionssicherheit im \r\nOffshore-Wind-Ausbau zu erhöhen. Bei der Umsetzung der Maßnahmen sollten die bestehen\r\nden Ausbauziele im WindSeeG in der Höhe nicht geändert, aber durch europäische Koopera\r\ntion kosteneffizienter erreicht werden.  \r\nZudem sollte die derzeitig für Offshore-Wind zur Verfügung stehende Flächenkulisse im Flä\r\nchenentwicklungsplan (FEP) und Raumordnungsplan (2021) im bisherigen Umfang unbedingt \r\nerhalten bleiben. \r\nSeite 4 von 15 \r\n2 Weitere konkrete BDEW-Vorschläge für die WindSeeG-Novelle \r\n2.1 Offshore-Kooperationsprojekte auf Ausbauziele anrechnen und Leistungsdichte in der \r\ndeutschen AWZ reduzieren  \r\nDie Bundesregierung hat sich gemeinsam mit den anderen Staaten auf dem Nordseegipfel \r\n2026 in Hamburg das Ziel gesetzt, dass 100 GW von insgesamt 300 GW Offshore-Wind-Ausbau \r\nbis 2050 durch grenzüberschreitende hybride und radiale Kooperationsprojekte im Nordsee\r\nraumrealisiert werden sollen. Zudem sollen laut Klimaschutzprogramm 2026 (S. 101) die not\r\nwendigen Maßnahmen getroffen werden, um Offshore-Kooperationsprojekte aus dem Ten\r\nYear Network Development Plan (TYNDP) mit einer zusätzlichen Anschlussleistung von 12 Gi\r\ngawatt an das deutsche Stromnetz zu realisieren und somit den volkswirtschaftlichen Nutzen \r\nzu steigern (siehe auch Ergebnisse der Offshore TSO Collaboration). Des Weiteren soll laut Ko\r\nalitionsvertrag das Abschattungsproblem gelöst werden. \r\nVor diesem Hintergrund fordert der BDEW, dass grenzüberschreitende Offshore-Kooperati\r\nonsprojekte umgesetzt und anteilig auf die bestehenden deutschen Ausbauziele nach dem \r\nWindSeeG angerechnet werden, um die Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau seebe\r\nckenübergreifend zu steigern. Dies sollte sowohl hybride Interkonnektoren-Projekte, sog. \r\n„offshore hybrids“, wie z.B. Bornholm Energy Island, als auch grenzüberschreitend radiale Ko\r\noperationsprojekte, sog. „cross boarder radials“, umfassen. Letztere Projekte mit grenzüber\r\nschreitend radialem, d.h. ausschließlichem, Anschluss an das deutsche Stromnetz sind erst\r\nmals im Rahmen des in der Entwicklung befindliche Netzanbindungssystems OstWind4 von \r\n50Hertz in der Ostsee zwischen Dänemark und Deutschland angedacht (siehe FEP 2025 und \r\nNEP 2025). Die Umsetzung von cross boarder radials mit Anschluss an OstWind 4 könnten da\r\nher als Leuchtturmprojekte dienen, um den regulatorischen und bilateralen vertraglichen Rah\r\nmen für solche Projekte zu erarbeiten. Die Umsetzung von cross boarder radials kann deutlich \r\nweniger komplex sein als offshore hybrids.  \r\nWichtig bei der Anrechenbarkeit von Kooperationsprojekten ist es, dass sie möglichst praktika\r\nbel ausgestaltet wird und es zu keiner (signifikanten) Doppelzählung der angeschlossenen \r\nOWP-Leistung auf die Ziele beider Staaten kommt. Dies sollte in der Gesetzesbegründung zum \r\nWindSeeG erläutert werden. Der BDEW schlägt vor, bei der Anrechnung auf die dem jeweili\r\ngen Land zur Verfügung stehende Netzanschlusskapazität abzustellen. Am Beispiel von Born\r\nholm Energy Island mit 3 Gigawatt (GW) OWP-Erzeugungsleistung würden somit entspre\r\nchend der geplanten Netzanbindungskapazitäten 2 GW auf die deutschen Ausbauziele und 1,2 \r\nGW auf die dänischen Ausbauziele angerechnet.   \r\nIn Zusammenhang mit der Umsetzung und Anrechnung von Kooperationsprojekten sollte die \r\nFlächen- und Netzentwicklungsplanung sich daher nicht mehr rein auf die deutsche AWZ \r\nSeite 5 von 15 \r\nfokussieren, sondern die geplanten grenzüberschreitenden Projekte frühzeitig miteinbezie\r\nhen. Zudem sollte die Leistungsdichte in MW/km2 für zukünftig auszuschreibende Fläche auf \r\nein sinnvolles Maß regulatorisch begrenzt werden, um die Abschattungseffekte möglichst ge\r\nring zu halten und die Volllaststunden sowie Kosteneffizienz zu steigern. Eine Studie des \r\nFraunhofer IWES (2026) zeigt, dass durch die Kombination aus Reduktion der Leistungsdichte \r\nin der deutschen AWZ von durchschnittlich circa 10 MW/km2 (derzeitige Planung) auf durch\r\nschnittlich 6-8 MW/km2 und grenzüberschreitender Anbindung von dänischen und schwedi\r\nschen Flächen aus der Nord- und Ostsee die Erträge des Offshore-Ausbaus (70 GW) um bis zu \r\n13 % gesteigert und die Gesamtkosten um bis zu 11 % gesenkt werden können. \r\nDer BDEW schlägt basierend auf den Ergebnissen der IWES-Studie vor, die Leistungsdichte \r\nfür den weiteren Offshore-Wind-Ausbau in der deutschen AWZ auf in der Regel nicht mehr \r\nals 7 MW/km2 im WindSeeG festzulegen und dies entsprechend im FEP für noch nicht verge\r\nbene Flächen umzusetzen, um in allen Flächen in Zone 4 und 5 mehr als 4.000 Volllaststunden \r\nzu erzielen. Laut der Studie des IWES können durch eine solche Begrenzung der Leistungs\r\ndichte (Szenario 2) im Vergleich zum jetzigen Planungsstand (Basisszenario; durchschnittlichen \r\nLeistungsdichte von circa 10 MW/km2)  \r\n die Volllaststunden um 5 % in Zone 3 und 11 – 15 % in Zone 4 und 5 gesteigert sowie  \r\n die Systemkosten in Euro/kWh um 5 % in Zone 3 und 20-23 % in Zone 4 und 5 gesenkt \r\nwerden. \r\nMit Blick auf die steigende Distanz zur Küste und die damit verbundenen steigenden Netzan\r\nbindungskosten in Zone 4 und 5, ist die Erreichung von mindestens 4.000 Volllaststunden dor\r\ntigen Flächen aus Kosteneffizienzgründen besonders wichtig.  \r\nAlternativ oder zusätzlich zu einer Vorgabe zur Reduktion der Leistungsdichte könnte auch \r\neine Vorgabe bzgl. der zur erreichenden Volllaststunden in der Flächenentwicklungsplanung in \r\n§ 4 WindSeeG aufgenommen werden, um die erwünschte Wirkung zu erzielen.  \r\nZudem sollten die zuständigen Behörden ein konkreteres gesetzliches Mandat bekommen, \r\num bei gemeinsam mit den Nachbarländern „eine erzeugungsoptimale Flächenkulissen zu ent\r\nwickeln“, wie es im Koalitionsvertrag 2025 als Ziel genannt wurde, und somit Abschattungsef\r\nfekte, Umweltauswirkungen und Seekabellängen grenzüberschreitend zu reduzieren. \r\nDaher schlägt der BDEW folgende konkrete Änderungen im WindSeeG vor: \r\n§ 1 Zweck und Ziel des Gesetzes \r\n(2) Ziel dieses Gesetzes ist es, die installierte Leistung von Windenergieanlagen auf See, die \r\nan das Netz angeschlossen werden, auf insgesamt mindestens 30 GW bis zum Jahr 2030, \r\nSeite 6 von 15 \r\nauf insgesamt mindestens 40 Gigawatt bis zum Jahr 2035 und auf insgesamt mindestens 70 \r\nGigawatt bis zum Jahr 2045 zu steigern. In der ausschließlichen Wirtschaftszone eines an\r\nderen Mitgliedstaates oder mehrerer anderer Mitgliedstaaten der Europäischen Union \r\noder des Vereinigten Königreichs oder Norwegens errichtete Windenergieanlagen auf \r\nSee, die direkt oder mittels eines hybriden Interkonnektors an das deutsche Netz ange\r\nschlossen werden, werden auf die Ausbauziele nach Satz 1 entsprechend der Anschluss\r\nkapazität an das deutsche Stromnetz angerechnet. Diese Steigerung soll kosteneffizient \r\nund unter Berücksichtigung der für die Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms \r\nerforderlichen Netzkapazitäten erfolgen. In Zusammenarbeit mit Mitgliedstaaten der Eu\r\nropäischen Union, dem Vereinigten Königreich und Norwegen soll die Errichtung erzeu\r\ngungsoptimaler Flächenkulissen und dazugehöriger Offshore-Anbindungsleitungen in der \r\nNordsee und Ostsee über die Grenzen der einzelnen ausschließlichen Wirtschaftszonen \r\nhinaus ermöglicht werden. […] \r\n§ 4 Zweck des Flächenentwicklungsplans \r\n(2) Für den Ausbau von Windenergieanlagen auf See und der hierfür erforderlichen Offs\r\nhore-Anbindungsleitungen trifft der Flächenentwicklungsplan Festlegungen mit dem Ziel, \r\n1. die Ausbauziele nach § 1 Absatz 2 Satz 1 und 2 zu erreichen, wobei alle Ausbauziele \r\nüberschritten werden dürfen, \r\n2. die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen auf See räumlich geordnet und flächen\r\nsparsam auszubauen, wobei in der Regel eine maximale Leistungsdichte von sieben \r\nMegawatt installierter Stromerzeugungsleistung je Quadratkilometer Fläche einzu\r\nhalten ist, \r\n3. eine geordnete und effiziente Nutzung und Auslastung der Offshore-Anbindungslei\r\ntungen zu gewährleisten und Offshore-Anbindungsleitungen im Gleichlauf mit dem \r\nAusbau der Stromerzeugung aus Windenergieanlagen auf See zu planen, zu errichten, \r\nin Betrieb zu nehmen und zu nutzen sowie \r\n4. Beschleunigungsflächen festzulegen. \r\nAlternativ oder zusätzlich zur Festlegung der maximalen Leistungsdichte ist auch eine Min\r\ndestvorgabe der zu erzielenden Volllaststunden für die Flächenentwicklungsplanung in § 4 \r\nAbs. 2 Nr. 2 WindSeeG vorstellbar:  \r\n2. die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen auf See räumlich geordnet, und flä\r\nchensparsam und mit dem Ziel der Erreichung von mindestens 3.500 Volllaststun\r\nden pro Kalenderjahr auf allen auszuschreibenden Flächen in Zone 3 und mindes\r\ntens 4.000 Volllaststunden pro Kalenderjahr auf allen auszuschreibenden Flächen in \r\nZone 4 und 5 auszubauen, \r\nSeite 7 von 15 \r\n2.2 CfD-basiertes Ausschreibungsdesign für alle Flächen einführen  \r\nAus Sicht des BDEW ist die direkte Vergabe von sachgerecht indexierten zweiseitigen CfDs für \r\ndie auszuschreibenden Flächen kurz- und mittelfristig zwingend notwendig, um die Investiti\r\nonssicherheit und Akteursvielfalt dauerhaft sicherzustellen, die Finanzierungskosten zu sen\r\nken, die Planbarkeit für die Lieferkette zu erhöhen sowie das derzeitige besonders risikobehaf\r\ntete Ausschreibungsdesign zu er setzen. Zugleich werden CfDs auch dazu beitragen, den deut\r\nschen Offshore-Wind-Markt im europäischen und internationalen Vergleich dauerhaft attrak\r\ntiv zu halten. Dies muss bei der Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns unbedingt mitbe\r\ndacht werden. Ein möglicher deutscher Sonderweg kann aufgrund der international aufgestell\r\nten Offshore-Wind-Industrie zu einer Verschiebung von Aktivitäten und Investitionen in an\r\ndere -Märkte mit besseren Konditionen führen und damit die deutschen Ausbauziele gefähr\r\nden.  \r\nDaher sollten aus Sicht des BDEW alle Flächen in den kommenden Auktionsrunden durch ein \r\nrein CfD-basiertes Gebotsverfahren vergeben werden (unabhängig von möglichen, zusätzli\r\nchen PPA-Carve-Out- oder CfD-Opt-Out/Opt-In-Varianten, siehe BDEW-Stellungnahme zur \r\nMarktkonsultation WindSeeG 2025), da es aus unserer Sicht das beste Modell ist, um den \r\nOffshore-Wind-Ausbau kurz- und mittelfristig für alle Seiten planbar, erfolgreich und kostenef\r\nfizient fortzusetzen.  \r\nDas in der BMWE-Marktkonsultation (2025) beschriebene „Entweder-oder-Verfahren“ ist mit \r\nmehr Nachteilen als Vorteilen verbunden: \r\n› \r\nDurch das „Entweder-Oder-Verfahren“ kann nur in begrenztem Umfang ermittelt wer\r\nden, ob ein Projekt tatsächlich rein marktwirtschaftlich realisiert werden kann. Dies \r\nliegt – wie im bestehenden System auch – daran, dass zwischen Ausschreibung und In\r\nvestitionsentscheidung weiterhin drei bis vier Jahre liegen und somit zum Zeitpunkt der \r\nGebotsabgabe für die Bieter größtenteils unklar ist, ob und zu welchen Konditionen die \r\nPPA-Vermarktung erfolgen, die Lieferkette beauftragt und das Projekt finanziert wer\r\nden kann. Somit würden mit dem Verfahren größtenteils die Nachteile aus dem risiko\r\nbehafte Ausschreibungsdesign mit verringerter Realisierungswahrscheinlichkeit fortge\r\nsetzt.  \r\n› \r\nBei der Anwendung des Entweder-oder-Verfahrens würden sehr attraktive Flächen vo\r\nraussichtlich vornehmlich ohne Absicherung vergeben werden und damit ein höheres \r\nRealisierungsrisiko tragen, während weniger attraktive Flächen in der CfD-Runde lan\r\nden. Dies führt zu Fehlanreizen, erhöhten Gesamtkosten und keiner Minimierung des \r\nAbsicherungsbedarf des Staates.  \r\nSeite 8 von 15 \r\n› \r\nZudem kann das Verfahren, das besonders risikobereite Bieter tendenziell stärker be\r\nvorzugt, zu einer starken Konzentration von Marktmacht auf wenige Unternehmen und \r\ndamit zu weniger Wettbewerb, Akteursvielfalt sowie zu Clusterrisiken führen. \r\n2.3 Einfache Indexierung der CfDs anhand des europäischen Verbraucherpreisindex HICP \r\neinführen und dem britischen Modell folgen \r\nDer BDEW fordert, dass mindestens eine einfach umsetzbare Indexierung der CfDs anhand des \r\nbestehenden europäischen Verbraucherpreisindex HICP - Harmonised Index of Consumer \r\nPrices („Euro Area HICP: Overall index excluding tobacco“, Eurostat) vom Zuschlag bis zum \r\nEnde der CfD-Laufzeit eingeführt werden sollte, um die Projekte gegen unbeeinflussbare Risi\r\nken teilweise abzusichern. Eine zu einfache oder gar keine Indexierung würde die technologie\r\nspezifische Kostenstruktur nicht sinnvoll abbilden und ggfs. nicht dem Ziel von mehr Investiti\r\nonssicherheit und niedrigeren CfD-Geboten nutzen. Der HICP stellt hierbei eine pragmatische, \r\neinfache Lösung unter den denkbaren Ausgestaltungsmöglichkeiten dar. Alternativ dazu kann \r\nauch ein passgenau modellierter, sektorspezifischer Index implementiert werden, um die ge\r\nwünschten Effekte der Indexierung noch stärker zu erzielen1 . \r\nDie Indexierung der CfDs stärkt die Realisierungswahrscheinlichkeit, reduziert die Finanzie\r\nrungs- und Stromgestehungskosten und führt somit insgesamt zu niedrigeren staatlichen \r\nFörderkosten als einem Szenario ohne Indexierung, bei dem diese Risiken in die CfD-Gebote \r\neingepreist werden.  \r\nDie Indexierung von Offshore-Wind-CfDs ist im Vergleich zu anderen EE-Technologien beson\r\nders wichtig, weil die Projekte besonders kapitalintensiv sind und außergewöhnlich lange Rea\r\nlisierungszeiträume aufweisen. In Deutschland liegen zwischen Zuschlag und Inbetriebnahme \r\nbisher fünf bis sieben Jahre – deutlich länger als bei Onshore-Wind oder PV. Über diesen Zeit\r\nraum bestehen erhebliche Risiken durch Inflation, steigende Zinsen sowie Kostensteigerungen \r\nin Lieferketten und Installation. Eine Indexierung sichert die realen Erlöse über die Vertrags\r\nlaufzeit teilweise gegen solche unproduktiven Risiken ab und verhindert, dass Inflation zukünf\r\ntige Cashflows entwertet. Dadurch sinken aus Sicht von Banken und Investoren Preis-, Inflati\r\nons- und Refinanzierungsrisiken und somit auch die Kapitalkosten, welche bei Offshore Wind \r\nin der Regel einen erheblichen Anteil der Stromgestehungskosten ausmachen.  \r\n1Einen solchen Vorschlag stellt beispielsweise ein aktuelles Gutachten von Frontier Economics dar. \r\nhttps://www.frontier-economics.com/de/de/nachrichten-einblicke/news/news-article-i22152-contracts-for-dif\r\nference-fuer-offshore-wind-wie-gelingt-eine-wirksame-und-investitionsfreundliche-ausgestaltung/  \r\nSeite 9 von 15 \r\nDie Ausgestaltung der CfD-Indexierung sollte sich am im Vereinigten Königreich etablierten \r\nund erprobten Design orientieren. Dort werden Offshore-Wind-CfDs bereits seit Einführung \r\ndes Systems im Jahr 2013 inflationsindexiert. Die CfD-Absicherung im Vereinigten Königreich \r\nist wie folgt ausgestaltet: \r\n Grundprinzip: Der vertraglich zugesicherte CfD-Preis steuert sich jedes Jahr automatisch \r\nnach der aktuellen Inflation im Vereinigten Königreich. \r\n Datenquelle: Die Anpassung beruht vollständig auf dem offiziellen britischen Verbrau\r\ncherpreisindex für alle Güter (Consumer Price Index, CPI – „all items“) des nationalen \r\nStatistikamtes. \r\n Termin: Die Neuberechnung des CfD-Preises wird fest an jedem ersten April durchge\r\nführt. \r\n Basisjahr: Für ältere CfD(-Verträge) wurde das Basisjahr 2012 als Ausgangspunkt (z.B. \r\n„£73/MWh in 2012 prices“), ab der Auktionsrunde AR7 dient das Jahr 2024 als neue \r\nwirtschaftliche Basis. Mit den festen Basisjahren soll sichergestellt werden, dass Gebote \r\nverschiedener Jahre vergleichbar sind und nicht durch unterschiedliche Inflationsniveaus \r\nverzerrt werden. \r\n Einfache Logik: Der aktuelle CfD-Preis ergibt sich, indem der Zuschlagswert des Basisjah\r\nres mit dem aktuellen Indexwert multipliziert und das Ergebnis durch den Indexwert des \r\nBasisjahres geteilt wird. \r\n Laufzeit: Dieser Inflationsschutz gilt ab der Runde AR7 für die Haupttechnologien (wie \r\nWind und Solar) über die gesamte, neue Vertragslaufzeit von 20 Jahren. \r\nDie Erfahrungen aus dem britischen System zeigen, dass die Indexierung wesentlich zur Bank\r\nability und zu niedrigeren Kapitalkosten beigetragen hat. \r\nDie CfD-Indexierung in Deutschland sollte allerdings nicht anhand eines rein nationalen Ver\r\nbraucherpreisindex erfolgen, da Offshore-Wertschöpfungsketten und Finanzierungsstrukturen \r\nstark europäisch bzw. international geprägt sind. Der HICP bietet demgegenüber einen harmo\r\nnisierten europäischen Inflationsmaßstab und reduziert teilweise das Risiko von Fehlanreizen \r\noder systematischer Unter- bzw. Überkompensationen. Zudem schafft ein europäisch an\r\nschlussfähiger Index mehr Konsistenz mit internationalen Finanzierungs- und Investorenanfor\r\nderungen  \r\nSeite 10 von 15 \r\nDie Anwendung der Indexierung sollte – wie in Großbritannien auch – über den kompletten \r\nZeitraum zwischen dem Zuschlag und Auslaufen der zwanzigjährigen CfD-Absicherung für \r\nden jeweiligen Offshore-Windpark erfolgen, um sowohl die Entwicklungs- und Bauphase als \r\nauch die spätere Betriebsphase gegen Inflationsrisiken größtenteils abzusichern. \r\nFolgende Vorteile/Merkmale hat dieses Indexierungsmodell: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nRegulatorisch erprobte Umsetzbarkeit und internationale Wettbewerbsfähigkeit; \r\nRobuster Hedge gegen allgemeine Inflation, der als Grundlage für ergänzende marktli\r\nche Absicherungen und das Risikomanagement dienen kann;  \r\nHohe Liquidität und Transparenz des Indexes; dies ermöglicht eine gute Anpassungsfä\r\nhigkeit; \r\nObjektive Annahmen führen zu niedrigeren Zuschlagspreisen im Vergleich zu einem \r\nnicht indexierten System, bei dem Inflation im Voraus spekulativ bzw. unter Risikoab\r\nwägungen „eingepreist“ werden muss. Die Zielrenditen der Projekte bleiben dabei un\r\nverändert; die Indexierung dient nicht der Renditeerhöhung, sondern der Absicherung;  \r\nEine ggf. sinkende Risikoprämie ist ein zusätzlicher positiver Effekt;  \r\nDer Verbraucherpreisindex bildet die spezifische Kostenstruktur der (Offshore-) Lieferkette \r\nnur sehr bedingt ab. Kosten- oder Preissteigerungen in diesem Segment werden daher nicht \r\nautomatisch „gewälzt“.  \r\nDer BDEW schlägt daher folgende Umsetzung am Beispiel des WindSeeG 2023 vor:  \r\n§ 20 Zuschlagsverfahren, anzulegender Wert \r\n(2) Der anzulegende Wert ist der Gebotswert des bezuschlagten Gebots., multipliziert mit \r\ndem von der Bundesnetzagentur jährlich veröffentlichten Indexierungsfaktor. \r\n(3) Haben für eine Fläche mehrere Bieter Gebote mit einem Gebotswert von 0 Cent pro \r\nKilowattstunde abgegeben, erteilt die Bundesnetzagentur keinen Zuschlag und führt für \r\ndiese Fläche das dynamische Gebotsverfahren nach § 21 durch. \r\n(3) Die Indexierung erfolgt auf Grundlage des Kalenderjahres der Zuschlagserteilung und \r\nfindet vom Zeitpunkt der Zuschlagserteilung bis zum Ablauf von 20 Jahren nach der Inbe\r\ntriebnahme der Windenergieanlagen auf See Anwendung. \r\n(4) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie wird ermächtigt, durch Rechtsver\r\nordnung die Berechnung, Anwendung und Veröffentlichung des Indexierungsfaktors auf \r\nGrundlage des von Eurostat veröffentlichten Harmonised Index of Consumer Prices (HICP) \r\nfür den Euroraum oder anhand eines sektorspezifischen Index festzulegen.  \r\nSeite 11 von 15 \r\n(5) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie überprüft mindestens alle zwei \r\nJahre die Eignung und Angemessenheit der nach Absatz 4 festgelegten Methodik zur Be\r\nrechnung des Indexierungsfaktors. Dabei sind insbesondere die Entwicklung der Investiti\r\nons-, Betriebs- und Finanzierungskosten von Windenergieanlagen auf See sowie die Errei\r\nchung der Ziele dieses Gesetzes zu berücksichtigen. Sofern erforderlich, passt das Bundes\r\nministerium für Wirtschaft und Energie die Rechtsverordnung nach Absatz 4 an. \r\n2.4 Mehr Flexibilität zur Anpassung der CfD-Höchstwerte durch die Bundesnetzagentur er\r\nmöglichen \r\nDie Erfahrungen aus den britischen CfD-Runden AR5 und AR6 zeigen, dass Offshore-Wind-Aus\r\nschreibungen scheitern können, wenn die Höchstwerte nicht ausreichend an veränderte \r\nMarktbedingungen angepasst werden. In AR5 im Jahr 2023 blieb Offshore-Wind ohne Gebote, \r\nda der Höchstpreis die Preissteigerungen in dem Zeitraum zuvor nicht ausreichen abbildete. \r\nDaher wurde der Höchstwert für Offshore-Wind (fixed-bottom) durch die britische Regierung \r\nfür AR6 im Jahr 2024 kurzfristig von £44/MWh auf £73/MWh (2012er Preise) angehoben – \r\neine reale Erhöhung um rund 66 %. Umgerechnet entspricht dies etwa 68 €/MWh in 2023er \r\nPreisen bzw. 115 €/MWh in 2024er Preisen (inklusive britischer Indexierung anhand des Con\r\nsumer Price Index, CPI). \r\nDas Beispiel verdeutlicht, wie groß der Anpassungsbedarf in volatilen Marktphasen sein kann. \r\nOffshore-Wind reagiert aufgrund hoher Kapitalintensität und langer Entwicklungszeiten be\r\nsonders sensibel auf Inflation, steigende Zinsen sowie Lieferketten- und Installationskosten. \r\nDaher sollte im Rahmen der WindSeeG-Novelle sichergestellt werden, dass die Bundesnetza\r\ngentur die CfD-Höchstwerte kurzfristig und substanziell anpassen kann, um auf Marktentwick\r\nlungen schnell und im Rahmen der beihilferechtlichen Genehmigung reagieren zu können. \r\nEine starre Begrenzung auf lediglich eine Anpassung der Höchstwerte um 10 %, wie bisher in § \r\n19 Abs. 2 WindSeeG 2023 gegeben, ist nicht zielführend. Sie erhöht das Risiko, dass Höchst\r\nwerte die tatsächlichen Projektkosten nicht mehr abbilden und Ausschreibungen unterzeich\r\nnet bleiben oder scheitern. \r\nDer BDEW schlägt daher folgende konkrete Anpassung vor: \r\n§ 19 WindSeeG \r\n(2) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 29 des Energiewirtschaftsgesetzes \r\neinen von Absatz 1 abweichenden Höchstwert unter Berücksichtigung der zum Zeitpunkt der \r\nBekanntmachung bestehenden wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Errichtung und \r\nden Betrieb von Windenergieanlagen auf See sowie des zu erwartenden technologischen \r\nSeite 12 von 15 \r\nFortschritts bestimmen, wenn sich Anhaltspunkte dafür ergeben haben, dass der Höchstwert \r\nunter Berücksichtigung des § 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu hoch oder zu niedrig ist. \r\nDabei darf der neue Höchstwert um nicht mehr als 10 Prozent von dem zum Zeitpunkt der \r\nNeufestlegung geltenden Höchstwert abweichen. \r\n2.5 Grenzüberschreitende Transit-Rohrleitungen zum Transport von Wasserstoff ins Wind\r\nSeeG aufnehmen \r\nWie bereits in der BDEW-Stellungnahme zur Marktkonsultation zur Reform des WindSeeG \r\ndargelegt, bedarf es neben der gesetzlichen Ermöglichung von kombinierten Anschlüssen aus \r\nSeekabeln und H2-Pipeline auch der Aufnahme von grenzüberschreitender Wasserstoffpipe\r\nlineinfrastruktur ins WindSeeG, um eine genehmigungsrechtliche Konkretisierung für die Ent\r\nwicklung Wasserstoffpipelines mit Verbindung zu den geplanten Offshore-Wasserstoff-Infra\r\nstrukturen der Nachbarländer im Nord- und Ostseeraum herbeizufügen (wie bei der AquaDuc\r\ntus-Pipeline zweite Projektephase und der Pipeline HYBHC Baltic Sea Hydrogen Collector ge\r\nplant). Denn bei der Offshore-Pipelineplanung sollte europäisch bzw. vermascht gedacht wer\r\nden, schließlich ist – auch mit Blick auf die notwendigen Importe für Deutschland – eine An\r\nbindung an zukünftige H2-Netze von anderen Nordseeanrainerstaaten denkbar und sinnvoll. \r\nEine Vermaschung von Pipelines in einem Offshore-Verbundnetz kann helfen, Versorgungsi\r\ncherheit, Energieunabhängigkeit und Resilienz durch Redundanz zu steigern.  \r\nZiel der folgenden BDEW-Vorschläge ist es, dass durch eine solche Änderung grenzüberschrei\r\ntenden Wasserstoff-Transit-Rohrleitungen nach dem WindSeeG einfacher genehmigt werden \r\nkönnen als bisher über das Bergbaurecht.  \r\nDer BDEW schlägt daher folgende konkrete Anpassung für das WindSeeG vor: \r\n§ 1 Zweck und Ziel des Gesetzes \r\n(3) Die Errichtung von Windenergieanlagen auf See, und Offshore-Anbindungsleitungen, \r\nsonstigen Energiegewinnungsanlagen zur Erzeugung von Wasserstoff mittels Offshore\r\nElektrolyse, und Leitungen zum Transport von ausschließlich Wasserstoff aus sonstigen \r\nEnergiegewinnungsanlagen sowie mit diesen Leitungen identische oder diese Leitungen \r\nfortführende Transit-Rohrleitungen zum Transport von ausschließlich Wasserstoff liegt im \r\nüberragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. \r\n§ 2 Anwendungsbereich \r\n(1) Dieses Gesetz regelt \r\nSeite 13 von 15 \r\n1. die Fachplanung in der ausschließlichen Wirtschaftszone und, soweit die nachfol\r\ngenden Bestimmungen dies vorsehen, im Küstenmeer und die Voruntersuchung \r\nvon Flächen für die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen auf See, \r\n2. die Ausschreibungen zur wettbewerblichen Ermittlung der Zuschlagsberechtigten \r\nund die Erteilung des Zuschlags für Windenergieanlagen auf See, die nach dem 31. \r\nDezember 2020 in Betrieb genommen werden; das Erneuerbare-Energien-Gesetz \r\nist anzuwenden, soweit dieses Gesetz nichts anderes regelt, \r\n3. die Zulassung, die Errichtung, die Inbetriebnahme und den Betrieb von Windener\r\ngieanlagen auf See, sonstigen Energiegewinnungsanlagen, Offshore-Anbindungslei\r\ntungen und Leitungen oder Kabeln, die Energie oder Energieträger aus Windener\r\ngieanlagen auf See oder sonstigen Energiegewinnungsanlagen aus sonstigen Ener\r\ngiegewinnungsbereichen abführen, darunter fallen auch mit diesen Leitungen \r\nidentische oder diese Leitungen fortführende Transit-Rohrleitungen zum Trans\r\nport von ausschließlich Wasserstoff, jeweils soweit sie nach dem 31. Dezember \r\n2020 in Betrieb genommen werden, und \r\n4. die Ausschreibungen zur wettbewerblichen Ermittlung der Antragsberechtigten für \r\nsonstige Energiegewinnungsbereiche nach § 92. \r\n§ 3 Begriffsbestimmungen \r\nIm Sinn dieses Gesetzes ist oder sind \r\n(…) \r\n6a. „Transit-Rohrleitung“ eine Rohrleitung zum Transport von ausschließlich Wasser\r\nstoff, die vom Festlandsockel oder vom Gebiet eines anderen Staates oder von einem \r\nNetzverknüpfungspunkt an der Außengrenze des Festlandsockels der Bundesrepublik \r\nDeutschland in diesen hineinführt oder diesen durchquert \r\n(Hinzufügung einer neuen Nummer 6a) \r\n§ 65 Geltungsbereich von Teil 4 \r\n(1) Die Bestimmungen dieses Teils sind anzuwenden für die Errichtung, den Betrieb und die \r\nÄnderung von Windenergieanlagen auf See, sonstigen Energiegewinnungsanlagen sowie \r\nOffshore-Anbindungsleitungen, Anlagen zur Übertragung von Strom aus Windenergieanla\r\ngen auf See und Anlagen zur Übertragung von anderen Energieträgern aus Windenergiean\r\nlagen auf See oder aus sonstigen Energiegewinnungsanlagen, darunter fallen auch mit die\r\nsen Anlagen identische oder diese Leitungen fortführende Transit-Rohrleitungen zum \r\nTransport von ausschließlich Wasserstoff, jeweils einschließlich der zur Errichtung und \r\nSeite 14 von 15 \r\nzum Betrieb der Anlagen erforderlichen technischen und baulichen Nebeneinrichtungen \r\n(Einrichtungen), wenn und soweit \r\n1. sie im Bereich der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutsch\r\nland liegen oder \r\n2. sie auf der Hohen See liegen und wenn der Unternehmenssitz des Vorhabenträgers \r\nim Bundesgebiet liegt. \r\n§ 76 Rechtsbehelfe  \r\n(1) Auf Offshore-Anbindungsleitungen, Leitungen zur Übertragung von ausschließlich Was\r\nserstoff aus sonstigen Energiegewinnungsanlagen sowie mit diesen Leitungen identische \r\noder diese Leitungen fortführende Transit-Rohrleitungen zum Transport von ausschließ\r\nlich Wasserstoff ist § 50 Absatz 1 Nummer 6 der Verwaltungsgerichtsordnung anzuwen\r\nden. § 50 Absatz 1 Nummer 6 der Verwaltungsgerichtsordnung ist auch anzuwenden für \r\nauf diese Vorhaben bezogene vorläufige Anordnungen und Veränderungssperren. \r\nSeite 15 von 15 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-29"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-07-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019370","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer Ausnahmeregelung zum Ausschluss von Rückbauverpflichtungen bei Gasnetzen ohne Amortisationsprüfung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/16/b5/612433/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080005.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n\r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tKommunale Wege\t4\r\n3\tPrivate Grundstücke und Wege\t6\r\n4\tAbtrennungskosten des Netzanschlusses nach Kündigung\t7\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nBei der Thematik Rückbau von stillgelegten Leitungen handelt es sich nur um einen von vielen Aspekten, die im Rahmen der Transformation der Gasnetze zukünftig zu lösen sind. Diese weisen starke Interdependenzen auf. Die Ausführungen in diesem Positionspapier beruhen auf den zum Zeitpunkt der Verabschiedung des Positionspapiers geltenden rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen. Es ist zu erwarten, dass sich diese Rahmenbedingungen zukünftig erheblich ändern werden. Vor diesem Hintergrund sind die verabschiedeten Positionen nur als Momentaufnahme zu werten und bei Änderung der rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen zu verifizieren und entsprechend anzupassen. \r\n1\tEinleitung \r\nDer BDEW hat im April 2023 ein Positionspapier mit wichtigen Empfehlungen für die Anpassung des Rechts- und Regulierungsrahmens für die Transformation der Gasnetze hin zu einer langfristigen Treibhausgasneutralität veröffentlicht.\r\nIn diesem Papier hat der BDEW bereits darauf hingewiesen, dass im Sinne der gesamtwirtschaftlichen Effizienz bestehende Strukturen und Vermögenswerte auf einem Transformationspfad so weit wie möglich weitergenutzt und weiterentwickelt, unnötige Kosten vermieden und Lasten sachgerecht und fair verteilt werden können sollten. Die Nutzung bereits vorhandener Infrastruktur garantiert sektorübergreifend Versorgungssicherheit. Sie schafft Klarheit für die Anschlussnehmer und verringert die volkswirtschaftlich anfallenden Transformationskosten. \r\nEs ist daher sicherzustellen, dass der Betrieb von Gasnetzen auch unter den Anforderungen der Transformation langfristig planbar und wirtschaftlich darstellbar ist. Erforderlich ist daher ein Rechts- und Regulierungsrahmen, der die Transformation der Gasnetze ermöglicht. Durch den Abbau bestehender Risiken und Unsicherheiten kann gewährleistet werden, dass es auch zukünftig Interessenten für den Betrieb von Gasnetzen bzw. für den Erwerb von Konzessionen geben wird. Das überarbeitete EU Gas-/Wasserstoffpaket enthält dazu bereits wichtige Vorgaben, die es nun neben weiteren Transformationsregelungen so bald wie möglich in nationales Recht umzusetzen gilt.\r\nDazu gehört neben anderen zentralen Aspekten auch, dass ein etwaiger Rückbau zuvor endgültig stillgelegter Gasleitungen auf ein Mindestmaß beschränkt wird: Überall dort, wo eine Umstellung auf Biomethan oder Wasserstoff nicht möglich ist oder alternative Wärmeversorgungsmöglichkeiten zur Verfügung stehen, wird perspektivisch auch die Stilllegung von Gasleitungen in Betracht zu ziehen sein. Ein flächendeckender anlassloser Rückbau von Gasnetzinfrastrukturen ist dabei zu vermeiden. Damit kann ein wesentlicher Beitrag zur Verringerung künftiger Risiken des Gasnetzbetriebs erbracht und die Attraktivität des Netzbetriebs perspektivisch erhalten werden. \r\nRückbau ist – soweit rechtlich überhaupt erforderlich – in den meisten Fällen technisch nicht notwendig, mit erheblichen Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden und insbesondere aufgrund der hohen Kosten und niedrigen Verfügbarkeiten von Tiefbauarbeiten und der hohen Anzahl an Baumaßnahmen im öffentlichen Bereich volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. \r\nEin Rückbau von nicht mehr genutzter Gasnetzinfrastruktur sollte nur dann erfolgen, wenn er im Einzelfall zwingend notwendig ist, z.B. weil stillgelegte Leitungen den Ausbau anderer Infrastrukturen (z. B. Fernwärme) oder städtebauliche Maßnahmen bzw. andere Nutzungen des privaten Grund und Bodens verhindern. Ein darüberhinausgehender Rückbau ist, mit Blick auf die von den Kommunen, von den Netzbetreibern und den Netznutzern zu tragenden Kosten und die weiteren Auswirkungen der Baumaßnahmen volkswirtschaftlich nicht vertretbar. Daher sollten Leitungen auch nach Stilllegung im Boden verbleiben. \r\nDie Gasnetzbetreiber übernehmen weiterhin Verantwortung als Betreiber leitungsgebundener Infrastruktur. Wenn die technischen Anforderungen (bspw. nach DVGW-Arbeitsblatt) erfüllt sind, sind keine dauerhaften Schäden oder negative Auswirkungen auf die Umwelt zu erwarten. Gasrohre bestehen, wie in Anlage 1 der GasNEV angeführt, aus Materialien, die für lange Lebensdauern ausgelegt sind. Negative Umweltauswirkungen sind bei ordnungsgemäßem Schutz und Versiegelung nicht zu erwarten. Die Thematik des Rückbaus stillgelegter Leitungen betrifft \r\n•\tkommunale Wege und Plätze, über die konzessionsvertragliche Vereinbarungen getroffen wurden (hierzu 2), sowie\r\n•\tprivate Grundstücke, auf denen sich Gasversorgungsleitungen (hierzu 3) befinden, oder\r\n•\tprivate Grundstücke, auf denen sich Gasnetzhausanschlüsse (hierzu 4) befinden. \r\nFür alle Anwendungsfälle sind gesetzliche Klarstellungen erforderlich. \r\n2\tKommunale Wege \r\nDer Umgang mit stillgelegten (Gas-)Verteilerleitungen in öffentlichen Wegen und Grundstücken ist zumeist in Konzessionsverträgen geregelt, wobei die Regelungen bundesweit unterschiedlich ausgeprägt sind und nicht einheitlich gehandhabt werden. \r\nEtwaige Rückbauverpflichtungen waren in der Vergangenheit ggf. im Einzelfall vertretbar, als ohnehin von einem sehr niedrigen Umfang von stillgelegten und rückzubauenden Leitungen ausgegangen werden konnte. Mit der Transformation der Gasnetze, die zur Erreichung der Klimaschutzziele nach dem Klimaschutzgesetz bis 2045 erforderlich sein wird, ändert sich diese Ausgangslage. Zukünftig bedarf es im Zuge der Transformation der Gasnetze gesetzlicher Regelungen für den Umgang mit stillgelegten Gasleitungen, um die volkswirtschaftlichen Kosten möglichst gering zu halten. \r\nDer BDEW spricht sich daher für eine gesetzliche Regelung im EnWG aus, die den Umgang mit stillgelegten Leitungen in kommunalen Wegen bundesweit einheitlich regelt. Es muss gesetzlich verankert werden, dass auch entgegen anderslautenden Vereinbarungen in Wegenutzungs-/ Konzessionsverträgen oder sonstigen Vereinbarungen stillgelegte Leitungen und Anlagen grundsätzlich im Boden verbleiben (keine anlasslose Beseitigungspflicht). \r\nDie Regelung sollte nicht nur für zukünftige, noch abzuschließende Konzessionsverträge gelten. Auch bestehende vertragliche Vereinbarungen sind von der gesetzlichen Vorgabe zu erfassen. \r\nEine entsprechende gesetzliche Vorgabe hätte zudem den Vorteil, dass weitergehende Regelungen zum Rückbau stillgelegter Leitungen jedenfalls ab Wirksamkeit der gesetzlichen Neuregelung nicht mehr in Konzessionsverfahren nach § 46 EnWG abgefordert bzw. im Konzessionsvertrag vereinbart werden. Dies würde weitere Hemmnisse im Rahmen der Bewerbung um Gaskonzessionsverträge abbauen. Aus Sicht des BDEW sind Rückbauverpflichtungen in Gaskonzessionsverträgen bereits heute nicht mehr zeitgemäß und behindern den Gaskonzessionswettbewerb. \r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgenden Formulierungsvorschlag vor. Dieser ist noch an geeigneter Stelle im EnWG zu verankern (z.B. §§ 46 ff. EnWG): \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag \r\nGasversorgungsleitungen und Gasnetzinfrastrukturen in öffentlichen Verkehrswegen können auch nach ihrer Stilllegung dauerhaft unentgeltlich im Boden verbleiben, es sei denn, der Rückbau ist wegen Gefahr für Leib oder Leben oder zur Vermeidung von Umweltschäden erforderlich. \r\nEntgegenstehende Vereinbarungen zu Rückbauverpflichtungen von stillgelegten Gasversorgungsleitungen und Gasnetzinfrastrukturen sind unwirksam.  \r\nEine entsprechende Regelung steht dem Aus- oder Umbau von stillgelegten Leitungen nicht entgegen, soweit dies aus städtebaulichen Belangen (Umbau von Straßen, Verlegung von anderer Infrastruktur wie Fernwärmeleitungen etc.) erforderlich werden sollte. In diesen Fällen wird es aber, anders als in den im Formulierungsvorschlag genannten Fällen, primär um die Folgefrage einer Kostenverteilung im Einzelfall gehen, die verursachergerecht erfolgen muss und vertraglich vereinbart werden kann. \r\n3\tPrivate Grundstücke und Wege \r\nMaßgeblich für Rückbauverpflichtungen sind heute neben den gesetzlichen Regelungen die vertraglichen Vereinbarungen mit Grundstückseigentümern und die im Grundbuch eingetragenen Rechte.  \r\nEin vollständiger Rückbau ist in der Regel technisch nicht notwendig, mit erheblichen Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden und aufgrund der hohen Kosten für Tiefbauarbeiten volkswirtschaftlich nicht tragbar, vgl. Ausführungen oben. Aus diesen Gründen sowie zur Schaffung maximaler Rechtssicherheit sollte eine ausdrückliche und umfassende gesetzliche Duldungspflicht für stillgelegte Gasversorgungsleitungen geschaffen werden.  \r\nEine entsprechende Anpassung kann in § 12 Abs. 4 NDAV und durch eine Ergänzung z.B. in einem § 113d EnWG erfolgen: \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag \r\n§ 12 NDAV Grundstücksbenutzungsrechte \r\n(4) Wird die Anschlussnutzung eingestellt, so hat der Eigentümer die auf seinen Grundstücken befindlichen Einrichtungen noch drei Jahre weiterhin unentgeltlich zu dulden, es sei denn, dass ihm dies im Einzelfall nicht zugemutet werden kann. Dies gilt auch für stillgelegte Einrichtungen. \r\n \r\n§ 113d EnWG - Überleitung von Wegenutzungsrechten auf stillgelegte Erdgasleitungen \r\n(1) Stillgelegte Gasversorgungsleitungen und Einrichtungen sind vom Grundstückseigentümer und sonstigen Nutzungsberechtigten zu dulden, wenn keine Gefahr für Leib oder Leben besteht oder der weitere Verbleib nicht gegen schützenswerte Interessen des Landschafts- und Umweltschutzes verstößt.\r\n(2)\tIst nach bestehenden Gestattungsverträgen, beschränkten persönlichen Dienstbarkeiten oder sonstigen Vereinbarungen, die keine Eintragung einer beschränkten persönlichen Dienstbarkeit vorsehen, für Grundstücke die Errichtung und der Betrieb von Gasversorgungsleitungen und Einrichtungen gestattet, so sind diese so auszulegen, dass diese auch nach ihrer Stilllegung dauernd im Grundstück belassen werden können. Entgegenstehende Vereinbarungen zu anlasslosen Rückbauverpflichtungen von stillgelegten Gasversorgungsleitungen sind unwirksam. \r\n(3)\tAbsätze 1 und 2 gelten nicht, wenn dem Grundstückseigentümer oder einem sonstigen Nutzungsberechtigten der Verbleib nicht zugemutet werden kann.\r\n4\tAbtrennungskosten des Netzanschlusses nach Kündigung\r\nMit der Beendigung des Gasbezuges ist der Gasnetzanschlusses unter Beachtung der anerkannten Regeln der Technik (DVGW G 466-1) vom Gasversorgungsnetz physisch zu trennen, um die dauerhafte Sicherheit der Netzanschlussleitung zu gewährleisten.\r\nNach § 9 Abs. 1 NDAV kann der Netzbetreiber gegenüber dem Anschlussnehmer einen Kostenerstattungsanspruch für die erstmalige Herstellung des Netzanschlusses geltend machen oder wenn Veränderungen am Hausanschluss durch den Anschlussnehmer zur weiteren Nutzung des Anschlusses veranlasst werden. Hintergrund der Regelung ist, dass die individuell entstehenden Kosten im Zusammenhang mit dem Netzanschluss dem Anschlussnehmer verursachungsgerecht zugeordnet werden und nicht auf die Gesamtheit der Gaskunden durch die Netzentgelte umgelegt werden. \r\nDieser Grundsatz der verursachergerechten Kostenzuordnung gilt letztendlich nicht nur für die Aufnahme der Gasversorgung, sondern auch für die Einstellung der Gasversorgung und den ggf. erforderlichen Rückbau des Netzanschlusses. Hierfür kann der Netzbetreiber zwar nach § 9 NDAV ebenfalls Kostenerstattung vom Anschlussnehmer verlangen (Theobald/Kühling/Hartmann/Blumenthal-Barby, Energierecht; NAV § 9 Rn. 15 ff.). Allerdings ist diese Einschätzung nicht unumstritten (siehe nach alter Rechtslage Hempel, in: Hempel/Franke, Recht der Energie- und Wasserversorgung, § 10 AVBEltV Rn. 34). Deshalb sollte in § 9 Abs. 1 NDAV ausdrücklich klargestellt werden, dass die Abtrennungs- und Rückbaukosten für den Netzanschluss vom Anschlussnehmer in gleicher Weise zu tragen sind, wie die erstmaligen Herstellungskosten. \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 9 Abs.1 NDAV - Kostenerstattung für die Herstellung, Änderung und Rückbau des Netzanschlusses\r\n(1) Der Netzbetreiber ist berechtigt, vom Anschlussnehmer die Erstattung der bei wirtschaftlich effizienter Betriebsführung notwendigen Kosten für \r\n1. die Herstellung des Netzanschlusses,\r\n2. die Änderungen des Netzanschlusses, die durch eine Änderung oder Erweiterung der Kundenanlage erforderlich oder aus anderen Gründen vom Anschlussnehmer veranlasst werden,\r\n3. die Abtrennung und Rückbau des Netzanschlusses \r\nzu verlangen. Die Kosten können auf der Grundlage der durchschnittlich für vergleichbare Fälle entstehenden Kosten pauschal berechnet werden. Im Falle einer pauschalierten Kostenberechnung sind Eigenleistungen des Anschlussnehmers angemessen zu berücksichtigen. Die Netzanschlusskosten sind so darzustellen, dass der Anschlussnehmer die Anwendung des pauschalierten Berechnungsverfahrens einfach nachvollziehen kann; wesentliche Berechnungsbestandteile sind auszuweisen.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019371","regulatoryProjectTitle":"Einführung rechtlicher Rahmenbedingungen zur Nutzung passiver Infrastrukturen von Energieversorgern für den Mobilfunkausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9d/a0/608791/Stellungnahme-Gutachten-SG2509010001.pdf","pdfPageCount":23,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bad Honnef, 21.07.2025\r\nWIK-Consult • Bericht\r\nStudie für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW)\r\nBeitrag passiver Netzinfrastrukturen und Liegenschaften von Energieversorgern zur Verbesserung der Mobilfunkversorgung in Deutschland\r\nAutoren:\r\nProf. Dr. Bernd Sörries\r\nDajan Baischew\r\nLars Niedick\r\nImpressum\r\nWIK-Consult GmbH\r\nRhöndorfer Str. 68\r\n53604 Bad Honnef\r\nDeutschland\r\nTel.: +49 2224 9225-0\r\nFax: +49 2224 9225-63\r\nE-Mail: info@wik-consult.com\r\nwww.wik-consult.com\r\nVertretungs- und zeichnungsberechtigte Personen\r\nGeschäftsführung Dr. Cara Schwarz-Schilling (Vorsitzende der Geschäftsführung)\r\nAlex Kalevi Dieke (Kaufmännischer Geschäftsführer)\r\nProkuristen Prof. Dr. Bernd Sörries\r\nDr. Christian Wernick\r\nDr. Lukas Wiewiorra\r\nVorsitzender des Aufsichtsrates Dr. Thomas Solbach\r\nHandelsregister Amtsgericht Siegburg, HRB 7043\r\nSteuer-Nr. 222/5751/0926\r\nUmsatzsteueridentifikations-Nr. DE 329 763 261\r\nStand: Januar 2025\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern I\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Ziel der Studie 1\r\n2 Parameter der Nachfrage nach Mobilfunkstandorten und des Mobilfunkausbaus 2\r\n2.1 Wettbewerbsstrategien, Nachfrage aus dem Endkundenmarkt und Versorgungsauflagen 2\r\n2.2 Prozess des Mobilfunkausbaus 5\r\n2.3 Zwischenfazit 6\r\n3 Berechnung des Nutzungspotenzials passiver Infrastruktur von Energieversorgern für die Verbesserung der Mobilfunkqualität 6\r\n3.1 Auswahl der Daten zur Berechnung des Nutzungspotenzials zur Schließung bestehender Versorgungslücken 7\r\n3.2 Modellierung neuer Mobilfunkstandorte zur Berechnung des Nutzungspotenzials 8\r\n3.3 Ergebnis der Berechnung des konkreten Nutzungspotenzials zweier exemplarischer Energieversorger 9\r\n3.3.1 Nutzungspotenzial zur Schließung weißer Flecken 9\r\n3.3.2 Nutzungspotenzial zur Schließung weißer und grauer Flecken 13\r\n3.3.3 Nutzungspotenzial zur Nachverdichtung in städtischen Gemeinden 16\r\n4 Fazit 17\r\n\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 1\r\n1 Ziel der Studie\r\nDer Mobilfunkausbau in Deutschland entwickelt sich kontinuierlich weiter. Nicht zuletzt durch den voranschreitenden 5G-Netzausbau stieg auch im Jahr 2024 die Anzahl der Funk-Basisstationen weiter an.1 Neben der steigenden Endnutzernachfrage nach mehr Datenvolumen2 sowie zuverlässigeren Verbindungen3 wird der Netzausbau auch durch die jüngsten Versorgungsauflagen im Rahmen der Verlängerung von Frequenznutzungsrechten4 weiter vorangetrieben.\r\nDarauf basierend ergibt sich die Leitfrage der vorliegenden Studie, ob und in welchem Umfang passive Netzinfrastrukturen (z. B. Funkmasten, Strommasten, Windkraftanlagen) und Liegenschaften von Energieversorgern einen Beitrag zur Verbesserung der Mobilfunkversorgung und zur Beschleunigung des Mobilfunkausbaus in Deutschland leisten können.\r\nInsbesondere bereits vorhandene Infrastrukturen könnten helfen, ohne zusätzliche Baumaßnahmen vergleichsweise schnell und kostengünstig weiße und graue Flecken in den Mobilfunknetzen der Mobilfunknetzbetreiber zu schließen. Ebenso könnten sich mit der Nutzung von Liegenschaften die Suchprozesse zur Errichtung neuer Infrastrukturen deutlich verkürzen.\r\nVor dem Hintergrund bestehender Versorgungsauflagen bestünde durch die Nutzung bestehender passiver Infrastrukturen sowie Liegenschaften die Option, die Erfüllung derselben deutlich schneller, ökologisch nachhaltiger und mit geringeren Investitionen umzusetzen. Insoweit wird implizit im Rahmen dieser Studie geprüft, ob die Mobilfunknetzbetreiber aus betriebswirtschaftlichen und regulatorischen Gründen ein\r\n1 Bundesnetzagentur (2025), Jahresbericht Telekommunikation, S. 25, online verfügbar unter https://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Mediathek/Jahresberichte/JB2024TK.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n2 Laut Pressemitteilungen zum Jahresende 2024 der Deutschen Telekom und Vodafone Deutschland, lag der Anstieg im Datenvolumen zwischen 27 und 30 Prozent zum Vorjahr 2023. Siehe, Deutsche Telekom (2025), Das Netze-Jahr 2024: Mobilfunk legt ordentlich zu, Glasfaser boomt, Pressemitteilung vom 18.12.2024, online verfügbar unter https://www.telekom.com/de/medien/medieninformationen/detail/das-netze-jahr-2024-mobilfunk-legt-ordentlich-zu-glasfaser-boomt-1084780 und Vodafone Deutschland (2025), Datenrekorde im Mobilfunk- und Festnetz von Vodafone, Pressemitteilung vom 18.12.2024, online verfügbar unter https://newsroom.vodafone.de/datenrekorde-im-mobilfunk-und-festnetz-von-vodafone, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n3 Siehe, z.B. Verivox (2025), Funklöcher: Drei Viertel der Deutschen sind von Netzproblemen betroffen, online verfügbar unter https://www.verivox.de/handy/nachrichten/funkloecher-drei-viertel-der-deutschen-sind-von-netzproblemen-betroffen-1120664/, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n4 Siehe Bundesnetzagentur (2025), Entscheidung über die Nichtanordnung eines Vergabeverfahrens und Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz sowie eine Entschließung zur späteren Durchführung eines wettbewerblichen Verfahrens, Aktenzeichen BK1-22/001, Stand: 24.03.2025, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Telekommunikation/Unternehmen_Institutionen/Frequenzen/OffentlicheNetze/Mobilfunk/Pr%C3%A4sidentenkammerentscheidung2025.pdf?__blob=publicationFile&v=2, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n2 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nvitales Interesse an der Nutzung der hier betrachten Infrastrukturen und Flächen haben müssten.\r\nDie Erstellung dieser Studie ist dabei ebenso dem Umstand geschuldet, dass allgemein eine Verengung des Marktes bei der Errichtung von Mobilfunkinfrastrukturen zu sehen ist.5 In Deutschland beschränkt sich der Markt im Wesentlichen auf drei Funkturmgesellschaften, wovon zwei dieser Unternehmen noch gesellschaftsrechtlich mit jeweils einem Mobilfunknetzbetreiber bzw. der Muttergesellschaft verbunden sind.\r\nDie Studie zeigt zunächst auf, welche Parameter die Nachfrage nach Mobilfunkstandorten beeinflussen und wie der Prozess des Mobilfunkausbaus in seinen Grundzügen abläuft. Danach wird das Potenzial der passiven Infrastrukturen von Energieversorgern modellhaft quantifiziert, um die eingangs gestellte Frage zu beantworten. Abschließend erfolgen ein Fazit und Handlungsempfehlungen.\r\n2 Parameter der Nachfrage nach Mobilfunkstandorten und des Mobilfunkausbaus\r\nIm Weiteren werden wir zunächst die Parameter betrachten, die die konkrete Nachfrage nach Flächen für neue passive Infrastrukturen und vorhandene passive Netzinfrastrukturen beeinflussen. Danach wird die Frage beantwortet, wie der Prozess der Errichtung von Mobilfunksendeanlagen in seinen Grundzügen ausgestaltet ist.\r\n2.1 Wettbewerbsstrategien, Nachfrage aus dem Endkundenmarkt und Versorgungsauflagen\r\nDie Nachfrage nach Mobilfunkstandorten leitet sich aus der Nachfrage der Endkunden nach mobilen Datendiensten (Nachfrage nach Übertragungskapazitäten) und der Erfüllung von Versorgungsauflagen ab. Ebenfalls spiegeln sich die Wettbewerbsstrategien der einzelnen Mobilfunknetzbetreiber in ihrer Nachfrage nach passiven Netzinfrastrukturen wider. Je höher der Qualitätsanspruch im Sinne einer systemischen und geografischen Verfügbarkeit mobiler Datendienste ist, desto größer ist die Nachfrage nach Mobilfunkstandorten.\r\n5 Dabei sind unter anderem die Akquisitionen der American Tower Corporation zu benennen (siehe, z.B. Telefónica (2025), Telefónica sells Telxius tower division to American Towers Corporation at record multiples for 7.7 billion euros, Pressemitteilung vom 13.01.2021, online verfügbar unter https://www.telefonica.com/en/communication-room/press-room/telefonica-sells-telxius-tower-division-to-american-towers-corporation-at-record-multiples-for-7-7-billion-euros/, zuletzt abgerufen am 09.07.2025. Siehe außerdem, BearingPoint (2024), Eine Branche im Wandel: TowerCos unter Profitabilitätsdruck, online verfügbar unter https://www.bearingpoint.com/de-de/publikationen-and-events/publikationen/eine-branche-im-wandel-towercos-unter-profitabilitaetsdruck/, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 3\r\nDie Mobilfunkabdeckung in Deutschland ist im europäischen Vergleich gut. Bei der Versorgung mit breitbandigen Mobilfunkdiensten – namentlich 4G und 5G – belegt Deutschland laut nutzerbasierten Messungen im EU-Vergleich Rang 6 von 25 (ohne Malta und Zypern).\r\n6 Gemäß des Mobilfunkmonitoring der Bundesnetzagentur, welches die Mobilfunkabdeckung nach Technologien mit Stand Januar 2025 für Deutschland durch theoretische Modellierungen anhand vorhandener Standorte abbildet, verbleiben lediglich 2,1 Prozent der Gesamtfläche Deutschlands als unterversorgt in dem eng verstandenen Sinne, dass weder 4G noch 5G durch mindestens einen Netzbetreiber verfügbar sind. Gemessen an der Anzahl der Haushalte, verbleiben sogar lediglich 0,07 Prozent als unterversorgt in diesem eng verstandenen Sinne.7\r\nSofern jedoch nicht nur die geographische Verfügbarkeit betrachtet wird, sondern die Fähigkeit der Mobilfunknetze, Anwendungen wie Videostreaming, Videoanrufe und Gaming zuverlässig zu unterstützen (systemische Verfügbarkeit), fällt Deutschland laut nutzerbasierten Messungen im EU-Vergleich auf Rang 21 von 25 zurück. Auch bei der durchschnittlichen Downloadgeschwindigkeit zeigt sich Nachholbedarf: In 4G-Netzen erreicht Deutschland lediglich 43,9 Mbit/s und belegt damit Rang 18 von 25. Im 5G-Netz liegt die durchschnittliche Downloadgeschwindigkeit bei 143,5 Mbit/s, was Rang 23 von 25 bedeutet.8 Auch nutzerbasierte Messungen der Bundesnetzagentur weisen vergleichbare Downloadgeschwindigkeiten aus.9\r\nDem gegenüber ist zu beachten, dass die Nachfrage nach Mobilfunkdiensten, die in den letzten Jahren deutlich angestiegen ist, insbesondere in den ländlichen und suburbanen Gebieten Deutschlands bei weitem noch nicht die in den jeweiligen Mobilfunknetzen vorhandenen Übertragungskapazitäten ausschöpft.10 Eine Erhöhung von Übertragungskapazitäten in diesen Flächen wäre betriebswirtschaftlich wenig sinnvoll. Bei einem kontinuierlichen jährlichen Wachstum des Datenvolumens von 20 Prozent darf nicht übersehen werden, dass dies bis 2030 eine Steigerung der heutigen Datennutzung\r\n6 Opensignal (2025), Global Network Excellence Index – EU27 – 4G/5G Availability, online verfügbar unter https://www.opensignal.com/global-network-excellence-index, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n7 Bundesnetzagentur und Bundesministerium für Digitales und Verkehr (2025), Gigabitgrundbuch, Mobilfunkdaten Bund 2025/01, online verfügbar unter https://gigabitgrundbuch.bund.de/GIGA/DE/Downloads_Suche/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n8 Opensignal (2025), Global Network Excellence Index – EU27 – Excellent Consistent Quality, 4G Download Speed und 5G Download Speed, online verfügbar unter https://www.opensignal.com/global-network-excellence-index, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n9 Breitbandmessung (2024), Jahresbericht 2022/23 – Mobile Breitbandanschlüsse, S. 9 (Abbildung 3.1 – rechts). Durch die Betrachtung unterschiedlicher Zeiträume sind die Ergebnisse nicht eins zu eins übertragbar. Im Messzeitraum der Bundesnetzagentur 2022/2023 lag die Median-Downloadgeschwindigkeit bei 25,1 Mbit/s (siehe https://www.breitbandmessung.de/interaktive-darstellung für eine Gesamtübersicht aller Anbieter, zuletzt abgerufen am 09.07.2025).\r\n10 Vgl. WIK-Diskussionsbeitrag Nr. 508, Nachhaltigkeit als Parameter einer ganzheitlichen und vorausschauenden Frequenzregulierung, Dezember 2023, online verfügbar unter https://www.wik.org/fileadmin/user_upload/Unternehmen/Veroeffentlichungen/Diskus/2023/WIK_Diskussionsbeitrag_Nr_508.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n4 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\num das 2,5-Fache bedeutet – und bis 2035 sogar mehr als das Sechsfache.11 Spätestens bis dahin ist eine Verdichtung der Standorte bei gleichbleibendem Frequenzeinsatz notwendig.\r\nUnabhängig von einzelnen Wettbewerbsstrategien der Mobilfunknetzbetreiber und internationalen Vergleichen hat die Bundesnetzagentur mit ihrer jüngsten Entscheidung zur Verlängerung von Frequenznutzungsrechten wieder Impulse für den Mobilfunkausbau gegeben: Im Rahmen der Verlängerung der Frequenznutzungsrechte in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz wurden drei Mobilfunknetzbetreibern folgende Verpflichtungen auferlegt:12\r\n• eine Flächenversorgung von 99,5 Prozent mit mindestens 50 Mbit/s im Download ab 2030 bereitzustellen,\r\n• eine Versorgung von 99 Prozent der Haushalte in dünn besiedelten Gemeinden mit 100 Mbit/s ab 2029 bereitzustellen,\r\n• eine Versorgung aller Bundesstraßen mit mindestens 100 Mbit/s ab 2029 bereitzustellen (die Netzbetreiber wurden bereits 2019 dazu verpflichtet, bis Ende 2022 alle Bundesautobahnen mit mindestens 100 Mbit/s zu versorgen13),\r\n• eine Versorgung aller Landes- und Staatsstraßen, inkl. Binnenwasserstraßen mit mindestens 50 Mbit/s ab 2029 bereitzustellen\r\n• sowie alle Kreisstraßen ab 2030 mit mindestens 50 Mbit/s zu versorgen.\r\nDamit rücken weiße Flecken genauso in den Fokus des weiteren Ausbaus wie Verkehrswege, die nun von drei Mobilfunknetzbetreibern zu versorgen sind. Im Ergebnis wird damit die Nachfrage nach neuen Flächen für Mobilfunkinfrastrukturen sowie passiven Netzinfrastrukturen in den nächsten Jahren nicht nachlassen.\r\n11 Gemäß des Jahresbericht Telekomunikation der Bundesnetzagentur 2024 stieg das gesamte Datenvolumen im Mobilfunk seit 2016 jährlich um durchschnittlich 34 Prozent. Die Annahme eines jährlichen Wachstums von 20 Prozent ist daher eher konservativ zu bewerten. Siehe Bundesnetzagentur, Jahresbericht Telekommunikation 2024, S. 25, online verfügbar unter https://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Mediathek/Jahresberichte/JB2024TK.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n12 Siehe Bundesnetzagentur, Entscheidung über die Nichtanordnung eines Vergabeverfahrens und Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz sowie eine Entschließung zur späteren Durchführung eines wettbewerblichen Verfahrens, Aktenzeichen BK1-22/001, Stand: 24.03.2025, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Telekommunikation/Unternehmen_Institutionen/Frequenzen/OffentlicheNetze/Mobilfunk/Pr%C3%A4sidentenkammerentscheidung2025.pdf?__blob=publicationFile&v=2, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n13 Bundesnetzagentur, Entscheidung der Präsidentenkammer der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen vom 26. November 2018 über die Festlegungen und Regeln im Einzelnen (Vergaberegeln) und über die Festlegungen und Regelungen für die Durchführung des Verfahrens (Auktionsregeln) zur Vergabe von Frequenzen in den Bereichen 2 GHz und 3,6 GHz - Aktenzeichen: BK1-17/001, S.2, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Telekommunikation/Unternehmen_Institutionen/Frequenzen/OffentlicheNetze/Mobilfunk/DrahtloserNetzzugang/Projekt2018/20181126_Auktion2019Entscheidungen_III_IV.pdf?__blob=publicationFile&v=1, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 5\r\nAbschließend sei noch erwähnt, dass die Nachfrage nach Mobilfunkstandorten sich auch aus dem Ersatz von Standorten speist. So kommt es immer wieder vor, dass Mietverträge für Liegenschaften für Mobilfunksendeanlagen gekündigt werden, so dass ein Rückbau und Neubau notwendig werden.\r\n2.2 Prozess des Mobilfunkausbaus\r\nOb die Mobilfunknetzbetreiber in den Flächen, in denen sie noch Versorgungslücken haben oder Übertragungskapazitäten erhöhen wollen, ihre Ausbaupläne auch tatsächlich umsetzen können, hängt von der rechtlichen und praktischen Verfügbarkeit von Flächen und Liegenschaften bzw. der Möglichkeit der Errichtung passiver Netzinfrastrukturen ab. In bebauten Flächen werden in der Regel geeignete Dachstandorte auf Gebäuden gesucht, während insbesondere entlang von Verkehrswegen Flächen für Maststandorte oder vorhandene Masten präferiert werden.\r\nMittels von den Mobilfunknetzbetreibern definierter Suchkreise wird der Prozess zur Errichtung neuer Netzinfrastrukturen gestartet. Dieser Prozess wird von den Funkturmgesellschaften (TowerCompanies) im Auftrag der Mobilfunknetzbetreiber gesteuert und umgesetzt. Traditionell bedienen sich hierbei die Mobilfunknetzbetreiber dreier Funkturmgesellschaften: DFMG, Vantage Towers und ATC, wobei nur letztere gesellschaftsrechtlich vollständig unabhängig von den Mobilfunknetzbetreibern ist. Darüber hinaus offerieren noch weitere Funkturmgesellschaften ihre Dienste.\r\nDas Geschäftsmodell dieser Funkturmgesellschaften sieht den Aufbau, Betrieb und die Instandhaltung der Mobilfunkmast-Infrastruktur vor. Zudem besitzt sie entweder das Grundstück selbst oder verwaltet das Mietverhältnis mit dem Grundstückseigentümer.14 Somit wird die Wertschöpfung innerhalb dieser Unternehmen vor allem durch die Anzahl ihrer Mobilfunkstandorte mit der jeweiligen Infrastruktur getrieben. Jede Funkturmgesellschaft hat demnach ein betriebswirtschaftliches Interesse, die von ihr im Auftrag der Mobilfunknetzbetreiber betriebenen Infrastrukturen zu maximieren.\r\nDie Funkturmgesellschaften suchen im ersten Schritt nach geeigneten Standorten, beispielsweise geeigneten (Dach-)Flächen für die Sendeanlagen. Hier zeigen die Markterfahrungen, dass es sowohl in Ballungsgebieten als auch in ländlichen Räumen verstärkt Schwierigkeiten gibt, neue Standorte zu finden. Die Gründe können dabei sehr unterschiedlich sein: während in den Ballungsgebieten Regelungen im Bereich des Gesundheitsschutzes (Elektromagnetische Felder) bei der Kollokation und bei der Verdichtung von Sendeanlagen zu beachten sind bzw. die Bereitschaft zur Vermietung von Dachflächen teilweise nicht vorhanden ist, gibt es in ländlichen Räumen teilweise\r\n14 Godlovitch et al (2023), Study on the evolution of the competition dynamics of tower and access infrastructure companies not directly providing retail services, Study for BEREC, BoR (23) 206, public version, S. 11f, online verfügbar unter https://www.berec.europa.eu/system/files/2023-12/BoR%20%2823%29%20206_Rev1_Study_towernetco_PUBLIC_0.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025\r\n6 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nhohe Mietpreise für Liegenschaften, die von den Funkturmgesellschaften nicht akzeptiert werden. Des Weiteren steigen die Kosten für einen Mobilfunkstandort, wenn erst die Stromversorgung des neuen Standorts realisiert werden muss. Dies gilt vor allem bei der anstehenden Versorgung weißer Flecken. Bei der Mobilfunkförderung lagen deshalb die Investitionen für neue Mobilfunkinfrastrukturen im Durchschnitt bei 1,14 Mio. Euro.\r\n15\r\nSofern geeignete Standorte in Aussicht stehen, startet die Abstimmung mit den davon betroffenen Kommunen. Sofern diese Abstimmung erfolgreich ist, beginnt die Realisierung des Standorts.\r\n2.3 Zwischenfazit\r\nDer Mobilfunkausbau ist ein komplexer Prozess, der von folgenden Parametern maßgeblich beeinflusst wird:\r\n- Suchkreisen, die Flächen für neue Sendestandorte für die Verbesserung der Mobilfunkversorgung beschreiben\r\n- Vorhandensein geeigneter Flächen für die Errichtung neuer Sendeanlagen\r\n- Kosten der Errichtung neuer Sendeanlage\r\n- Genehmigungsprozesse\r\n- Zeit für die Dauer der Errichtung neuer Sendeanlagen\r\nVor diesem Hintergrund wird im Weiteren geprüft, welchen Beitrag passive Infrastrukturen und Liegenschaften von Energieversorgern für den weiteren Mobilfunkausbau leisten können. Da ihre Infrastrukturen bereits häufig über eine Stromanbindung und teilweise über eine Glasfaseranbindungen verfügen, fielen bei der Nutzung ihrer Infrastrukturen wesentliche Kostenbestandteile gar nicht mehr an. Ebenfalls können vorhandene Infrastrukturen die Dauer der Standortrealisierung deutlich reduzieren.\r\n3 Berechnung des Nutzungspotenzials passiver Infrastruktur von Energieversorgern für die Verbesserung der Mobilfunkqualität\r\nIn diesem Kapitel erfolgt eine konkrete Berechnung des Nutzungspotenzials bestehender Standorte von Energieversorgern. Dabei soll zuerst überprüft werden, inwiefern diese Standorte überhaupt zur Schließung aktueller Versorgungslücken beitragen können.\r\n15 Siehe MIG (2025), Kümmern vor Ort – Häufige Hürden, online verfügbar unter https://netzda-mig.de/kuemmerer-vor-ort, und MIG Pressemittelung vom 17.12.2024, Mobilfunkförderung des Bundes erfolgreich umgesetzt, online verfügbar unter https://netzda-mig.de/presse/details/mobilfunkfoerderung-des-bundes-erfolgreich-umgesetzt, jeweils zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 7\r\nDies erfolgt exemplarisch anhand konkreter Standorte von passiven Infrastrukturen und Liegenschaften zweier beispielhafter Unternehmen.\r\nNeben der Berechnung dieser Standortortpotenziale zur Schließung konkreter Versorgungslücken wird darüber hinaus untersucht, inwiefern Standorte von Energieversorgern für eine Nachverdichtung bzw. für Ersatzstandorte in bereits vollständig versorgten Gebieten genutzt werden können.\r\n3.1 Auswahl der Daten zur Berechnung des Nutzungspotenzials zur Schließung bestehender Versorgungslücken\r\nUm die Berechnung des Nutzungspotenzials bestehender Standorte von Energienetzbetreibern zur Schließung von Versorgungslücken durchzuführen, werden Daten der Bundesnetzagentur über die Mobilfunkversorgung herangezogen.\r\nDie Versorgungsdaten für die aktuell eingesetzten Mobilfunktechnologien 2G, 4G und 5G werden von den vier Mobilfunknetzbetreibern der Bundesnetzagentur gemeldet. Diese Daten werden von der Bundesnetzagentur so veröffentlicht, dass pro 100-mal-100-Meter-Gitterzelle und Technologie die Anzahl der versorgenden Mobilfunknetzbetreiber angegeben wird. Das aktuelle Mobilfunk-Monitoring spiegelt die Mobilfunkversorgung mit dem Stand Januar 2025 wider.16\r\nZum einen werden gänzlich mit mobilem Breitband unversorgte Gebiete untersucht, in denen keiner der etablierten Mobilfunknetzbetreiber 4G oder 5G zur Verfügung stellt (weiße Flecken). Zum anderen werden Gebiete untersucht, in denen maximal zwei Netzbetreiber 4G- und 5G-Dienste anbieten (graue Flecken).\r\nDie Daten der Bundesnetzagentur werden mit Geodaten über Haushalte, öffentliche Straßen, Bahnstrecken sowie Industrie- und Gewerbegebieten verschnitten.17 Ziel ist es, die mit mobilem Breitband unversorgten und unterversorgten Flächen, Haushalte, Straßen, Bahnstrecken und Industrie- und Gewerbegebietsflächen zu ermitteln.\r\nDie so ermittelte Versorgung wird dann mit Inputdaten von zwei Energieversorgern verschnitten. Hierbei wurde geprüft, inwiefern die betrachteten passiven Infrastrukturen und Liegenschaft der ausgewählten Energieversorger diese weißen und grauen Flecken abdecken könnten.\r\n16 Bundesnetzagentur und Bundesministerium für Digitales und Verkehr (2025), Gigabitgrundbuch, Mobilfunkdaten Bund 2025/01, online verfügbar unter https://gigabitgrundbuch.bund.de/GIGA/DE/Downloads_Suche/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n17 Für die Haushaltsdaten und Daten zu öffentlichen Straßen wurden auf Daten von WiGeoGIS, Datenstand 2021, zurückgriffen. Für die Daten zu Bahnstrecken und Industrie- und Gewerbegebieten wurde das Digitale Landschaftsmodell des Bundesamts für Kartografie und Geodäsie, Datenstand 2021, verwendet.\r\n8 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nDie Inputdaten der Energieversorger umfassen Strommasten, Mobilfunk- und Telekommunikationsmasten, Grundstücke, Industrie-, Büro- und Wohngebäude, sowie Windkraftanlagen und Wassertürme. In Summe wurde das Potenzial von 25.000 georeferenzierten Standorten geprüft. Das Versorgungsgebiet beider Energieversorgungsunternehmen entspricht in Summe 16 Prozent der Gesamtfläche der Bundesrepublik Deutschland.\r\n3.2 Modellierung neuer Mobilfunkstandorte zur Berechnung des Nutzungspotenzials\r\nNach der Ermittlung der weißen und grauen Flecken wird im nächsten Schritt geprüft, welche der 25.000 Standorte diese Flächen versorgen könnten, wenn ein Mobilfunknetzbetreiber an diesem Standort aktive Komponenten (z.B. Antennen) anbringt.\r\nDie von einem Standort versorgte Fläche hängt maßgeblich von den eingesetzten Frequenzen und der Topografie ab. Bei den Berechnungen haben wir auf Basis von Markterfahrungen angenommen, dass mit den eingesetzten Frequenzen ein Radius der Funkzelle zwischen 2.200 Metern und 2.800 Metern realisiert werden kann.18 Dabei wird angenommen, dass die Ausbreitungsbedingungen für Mobilfunk in topografisch anspruchsvollen Gebieten (hohe absolute Höhen) schlechter sind als in flachen Regionen. Der gewählte Ausbreitungsradius ist bewusst konservativ angesetzt, um das Potenzial der Standorte nicht zu überschätzen.19\r\nIm Anschluss wird für alle Standorte der beiden Energieversorgungsunternehmen die potenzielle Mobilfunkfunkversorgung ermittelt. Dies erfolgt durch eine geografische Überlagerung dieser potenziellen Abdeckung mit den bestehenden weißen und grauen Flecken.\r\nDa sich die zu versorgenden Flächen teilweise überschneiden – insbesondere bei Strommasten, die nur wenige hundert Meter voneinander entfernt stehen – wird ein iteratives Vorgehen gewählt. Mithilfe eines Optimierungsalgorithmus wird schrittweise für jeden Standort einzeln jeweils der Standort ausgewählt, der die größte noch unterversorgte Fläche abdeckt, ohne bereits versorgte Bereiche zu doppeln.\r\nDieses Vorgehen wird in Abbildung 3-1 verdeutlicht. Für alle potenziellen Standorte wird eine Funkzelle modelliert (linke Abbildung). Die grün eingefärbte Fläche wird vom gelb\r\n18 Ausschlaggebend für die Größe einer Funkzelle ist neben der Topografie die Wahl der eingesetzten Mobilfunkfrequenzen. Siehe, z.B. LTEmobile (2025), 5G-Sender Reichweite mit verschiedenen Frequenzen, online verfügbar unter https://ltemobile.de/5g-sendereichweiten-mit-unterschiedlichen-frequenzen/, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n19 Die Ausbreitungsbedingungen eines Mobilfunkstandortes können neben der Topografie auch durch viele weitere Determinanten beeinflusst werden, die im Einzelnen jedoch im Modell nicht berücksichtigt werden können (z.B. direkt umliegende Vegetation, Felsformationen oder Gebäude, die das Signal stören könnten).\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 9\r\nmarkierten Standort versorgt (mittlere Abbildung). Diese Fläche gilt somit als versorgt und ist in den nachfolgenden Iterationen nicht mehr Teil der Fläche, die versorgt werden muss (rechte Abbildung).\r\nAbbildung 3-1: Darstellung des methodischen Vorgehens zur Suche geeigneter Standorte\r\nQuelle: Eigene Darstellung; Mobilfunkmonitoring Bundesnetzagentur, Datenstand 01.2025; Standortdaten zweier Energieversorgungsunternehmen\r\n3.3 Ergebnis der Berechnung des konkreten Nutzungspotenzials zweier exemplarischer Energieversorger\r\nInsgesamt wurden 113 Standorte identifiziert, die mindestens 1 Quadratkilometer weiße Flecken und 1.008 Standorte identifiziert, die mindestens 1 Quadratkilometer weißer oder grauer Flecken (maximal zwei Netzbetreiber bieten 4G- beziehungsweise 5G-Dienste an) versorgen.\r\nDiese Anzahl der Standorte und versorgter Fläche wurde ins Verhältnis der jeweiligen weißen und grauen Flecken insgesamt in den Versorgungsgebieten der Energieversorger gesetzt.\r\n3.3.1 Nutzungspotenzial zur Schließung weißer Flecken\r\nDie Berechnung des Nutzungspotenzials zur Schließung weißer Flecken soll das Nutzungspotenzial der passiven Infrastruktur für Gebiete angeben, in denen keiner der Mobilfunknetzbetreiber beziehungsweise keiner der oben genannten Funkturmgesellschaften entsprechende Infrastruktur vorzuweisen hat.\r\n10 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nDer bestehenden passiven Infrastruktur der Energieversorgungsunternehmen steht dort somit nur der Neubau von Telekommunikationsinfrastruktur gegenüber. Somit sollte die dortige bestehende Infrastruktur für Mobilfunknetzbetreiber besonders attraktiv sein.\r\nWie in Kapitel 2.1erläutert, ist die Mobilfunkabdeckung in Deutschland insgesamt als gut zu bewerten: Nur 2,1 Prozent der Gesamtfläche gelten als vollständig unversorgt mit mobilem Breitband (weiße Flecken). Ein vergleichbarer Anteil weißer Flecken findet sich auch in der Summe der beiden betrachteten Versorgungsgebiete. Die zusätzlich zu erschließende Fläche ist daher relativ gering, was zu einem entsprechend niedrigen Nutzungspotenzial führt. Dennoch ist es insbesondere im Hinblick auf regulatorische Versorgungsauflagen erforderlich, auch diese verbleibenden Flächen fast vollständig zu schließen.\r\nInsgesamt befinden sich 833 Standorte der beiden Energieversorgungsunternehmen in unmittelbarer Nähe vollständig unversorgter Flächen. Diese 833 Standorte könnten potenziell eine Fläche von rund 400 Quadratkilometern abdecken. Die unversorgten Gebiete sind jedoch teilweise stark fragmentiert, sodass einzelne Standorte in vielen Fällen nur sehr kleine Teilflächen – teils nur wenige Quadratmeter – zusätzlich versorgen würden. In den sehr kleinen Teilflächen erscheint das Errichten eines neuen Mobilfunkstandortes eher unwahrscheinlich.\r\nVon den 833 potenziellen Standorten wurden daher 113 identifiziert, die jeweils mehr als 1 Quadratkilometer unversorgter Fläche abdecken könnten. Aufgrund der vergleichsweise großen Versorgungsleistungen könnten diese Standorte für Mobilfunknetzbetreiber besonders attraktiv sein.\r\nDiese besonders attraktiven 113 potenziellen Standorte könnten zirka 256,5 Quadratkilometern unversorgter Fläche abdecken, was einem Anteil unversorgter Fläche von 22,2 Prozent in den beiden Versorgungsgebieten entspricht. Die zusätzliche Versorgung unversorgter Haushalte läge dabei bei 1.577, was einem Anteil von 18,5 Prozent entspricht. Die zusätzliche prozentuale Versorgung aktuell unversorgter Straßen, Bahnstrecken sowie Industrie- und Gewerbegebieten läge dabei bei 23,0 Prozent, 33,8 Prozent und 51,3 Prozent (siehe Tabelle 3-1).\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 11\r\nTabelle 3-1: Potenzielle zusätzliche Weiße-Flecken-Abdeckung besonders attraktiver Standorte\r\n113 potenzielle Standorte mit mehr als 1 Quadratkilometer\r\nWeißer-Flecken-Abdeckung\r\nModellierte Abdeckung weißer Flecken\r\nWeiße Flecken in beiden Versorgungsgebieten insgesamt\r\nProzentualer Anteil\r\nFläche\r\n256,5 km²\r\n1.157,0 km²\r\n22,2 %\r\nHaushalte\r\n1.577\r\n8.529\r\n18,5 %\r\nStraßen\r\n(davon Fernstraße)\r\n1.355,9 km\r\n(13,3 km)\r\n5.903,0 km\r\n(62,1 km)\r\n23,0 %\r\n(21,4 %)\r\nBahnstrecken\r\n8,0 km\r\n23,4 km\r\n33,8 %\r\nIndustrie- und Gewerbegebiete\r\n10.173 m²\r\n19.840 m²\r\n51,3 %\r\nQuelle: Eigene Berechnungen; Mobilfunkmonitoring Bundesnetzagentur, Datenstand 01.2025; Standortdaten zweier Energieversorgungsunternehmen\r\nHinweis: Die Gesamtfläche der Versorgungsgebiete entspricht zirka 16 Prozent der Gesamtfläche der Bundesrepublik Deutschlands (Landfläche). Der Anteil weißer Flecken im Versorgungsgebiet entspricht in etwa dem des Bundesdurchschnittes.\r\nZwischenfazit weiße Flecken\r\nZur Einordnung dieser Ergebnisse wurden diese zudem in Relation zu optimalen neuen Standorten gesetzt, wie sie ein Mobilfunknetzbetreiber oder eine Funkturmgesellschaft gezielt zum Schließen unversorgter Flächen errichten würde. Die Methodik zur Identifikation dieser optimalen Standorte entspricht der in Kapitel 3.2 beschriebenen Vorgehensweise – mit dem Unterschied, dass nicht bestehende Standorte als Ausgangspunkt für die Abdeckung genutzt werden, sondern sämtliche Flächen in und um weiße Flecken einbezogen werden.20\r\nDurch diese Vorgehensweise wird berechnet, dass insgesamt 113 optimale Standorte eine Fläche von 618 Quadratkilometern abdecken könnten. Die Flächenabdeckung der 113 potenziellen Standorten der Energieversorgungsunternehmen entspricht 41,8 Prozent der optimalen Fläche. Der Neubau dieser 113 Standorte, unter der Annahme der\r\n20 Dies erfolgt unter der strikten Annahme, dass diese Flächen auch tatsächlich für potenzielle Mobilfunkstandorte nutzbar und verfügbar wären, was als eher optimistisch einzuschätzen ist. Das Potenzial der optimalen Standorte wird dadurch tendenziell überschätzt.\r\n12 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nmaximalen Flächenabdeckung mit minimalen Kosten, würde sich daher nur lohnen, wenn die Gesamtkosten maximal 2,4-mal so hoch wären.21\r\nUm eine möglichst realistische Einschätzung potenzieller Investitionen zu erhalten, können öffentlich zugängliche Investitionsdaten herangezogen werden, die im Rahmen der Mobilfunkförderung des Bundes für weiße Flecken veröffentlicht wurden. Dabei lassen sich insbesondere Investitionen in passive Infrastrukturen berücksichtigen, wie sie von der Mobilfunkinfrastrukturgesellschaft (MIG) für alle 267 geförderten Standorte dokumentiert wurden. Diese Standorte befinden sich typischerweise in schwer erschließbaren, ländlichen Gebieten, was in der Regel mit hohen Investitionskosten einhergeht.\r\nDa es sich hierbei um vergleichbare Gebiete handelt (Schließung weißer Flecken), eignen sich diese Werte besonders gut als Vergleichsmaßstab. Für die insgesamt 267 geförderten Standorte wurden im Durchschnitt 1,14 Millionen Euro pro Standort investiert (einschließlich Förder- und Eigenmittel).22\r\nUnter der Maxime der Flächenmaximierung, wie sie durch aktuelle Versorgungsauflagen unterstützt wird, könnten durch die Nutzung bestehender Infrastruktur erhebliche Investitionskosten eingespart werden. In einem kombinierten Ansatz aus neuen und bestehenden Standorten ließen sich weiße Flecken kostenoptimiert und flächendeckend erschließen.\r\nDa es sich bei der Summe der beiden Versorgungsgebiete im Hinblick auf die Fläche weißer Flecken um relativ repräsentative Standorte handelt (etwa zwei Prozent weiße Flecken sowohl in den Versorgungsgebieten als auch bundesweit), könnte allein bei einer 50-prozentigen Nutzung bestehender Infrastruktur etwa 350 Standorte von Energieversorgungsunternehmen verwendet werden. Dies entspräche potenziellen Kosteneinsparungen von nahezu 400 Millionen Euro.23\r\n21 Unsere Berechnungen ergeben, dass 113 optimale Standorte eine Weiße-Flecken-Fläche von 613 km² abdecken könnten, während die 113 Standorte der Energieversorger eine Weiße-Flecken-Fläche von 256,5 km² abdecken. Die Abdeckung durch die Standorte der Energieversorger entspricht somit zirka 41,8 Prozent (256,5 / 613 = 41,8 Prozent) der Fläche der optimalen Standorte. Der Faktor, um mit 113 Standorten 613 km² abdecken zu können, ist somit 1 / 0,418 ≈ 2,4.\r\n22 Siehe Mobilfunkinfrastrukturgesellschaft – Mobilfunkausbau – Mobilfunkförderung - Zuwendungen (2025), online verfügbar unter https://netzda-mig.de/mobilfunkausbau?ext=mig_fundingcalls_fm&idArea=6&tx_migmnexpansion_pi1%5Bcontroller%5D=Area&cHash=c3f093d7e6293418ee4866bfffabea56#result, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n23 Diese vereinfachte Überschlagsrechnung setzt voraus, dass sowohl die Verteilung der weißen Flecken als auch die Verteilung bestehender Standorte von Energienetzbetreibern im Bundesdurchschnitt der exemplarischen Verteilung in den beiden betrachteten Versorgungsgebieten entspricht (113 Standorte × 50 % / 16 % ergibt ca. 350 Standorte bundesweit). Zudem wird angenommen, dass durch die Kombination aus neuen Standorten und bestehenden Standorten von Energienetzbetreibern die Versorgungsauflagen exakt erfüllt, jedoch nicht überschritten werden (d. h. maximal 0,5 Prozent der Fläche Deutschlands dürfen unversorgt bleiben). Darüber hinaus basiert die Berechnung auf der Annahme, dass es sich bei den beispielhaft angenommenen 50 Prozent genutzten Standorten tatsächlich um bestehende Masten handelt – eine Annahme, die durch die vorliegende Zuordnung von Masten zu Grundstücken gestützt wird.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 13\r\nDarüber hinaus könnten beim Netzausbau enorme Zeitersparnisse realisiert werden, wenn statt der Suche nach neuen, verfügbaren und geeigneten Standorten direkt auf einen Pool nutzbarer Standorte zurückgegriffen werden kann. Gerade im Hinblick auf den zeitlichen Horizont zur Erfüllung der Versorgungsauflagen (Flächenversorgung von 99,5 Prozent ab 2030), sollten bestehende passive Infrastrukturen und Grundstücke genutzt werden.\r\n3.3.2 Nutzungspotenzial zur Schließung weißer und grauer Flecken\r\nBei der Schließung grauer Flecken – also Gebiete, in denen bereits mindestens ein Netzbetreiber Versorgung bietet – können ebenfalls bestehende Infrastrukturen von Energienetzbetreibern genutzt werden.\r\nIm Vergleich zu den weißen Flecken besteht hier jedoch ein deutlich größeres Defizit: Insgesamt werden 14,0 Prozent der Fläche Deutschlands von mindestens einem, aber maximal zwei Mobilfunknetzbetreibern mit 4G oder 5G versorgt. Die Gesamtfläche der weißen und grauen Flecken beträgt somit rund 16,1 Prozent (14,0 % graue Flecken plus 2,1 % weiße Flecken).\r\nIm Unterschied zum Ausbau weißer Flecken, bei dem davon auszugehen ist, dass keine passive Infrastruktur vorhanden ist, könnten Mobilfunknetzbetreiber beim Ausbau grauer Flecken auch bestehende passive Infrastruktur von anderen Mobilfunknetzbetreibern beziehungsweise Funkturmgesellschaften mitnutzen.\r\nDiese Mitnutzung bestehender passiver Mobilfunkinfrastruktur setzt jedoch voraus, dass der bereits genutzte Standort auch die Nutzung durch weitere Mobilfunknetzbetreiber zulässt. Besonders bei Dachstandorten in städtischen Gebieten erlauben die Gebäudestatik sowie die verfügbare Dachfläche häufig nur die Installation von Antennentechnik eines einzelnen Mobilfunknetzbetreibers. Darüber hinaus müssen zum Schutz von Personen Grenzwerte elektromagnetischer Strahlung eingehalten werden, die eine Mehrfachnutzung eines bestehenden Standortes einschränken oder ausschließen können.\r\nDer Umstand, dass es in Deutschland siebenmal so viel unterversorgte Fläche (graue Flecken) wie unversorgte Fläche (weiße Flecken) gibt, ist ebenfalls ein Indiz, dass eine Mehrfachnutzung bestehender passiver Mobilfunkinfrastruktur nicht trivial ist.\r\nDaraus lässt sich ableiten, dass auch beim Ausbau grauer Flecken die Nutzung passiver Infrastruktur von Energieversorgungsunternehmen eine erhebliche Bedeutung erlangen könnte.\r\nAnalog zur Betrachtung reiner weißer Flecken wird im Folgenden die potenzielle Abdeckung von weißen und grauen Flecken analysiert. Insgesamt sind 18,5 Prozent der Fläche in beiden Versorgungsgebieten unversorgt oder unterversorgt – ein Wert, der\r\n14 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\netwas über dem Bundesdurchschnitt von 16,1 Prozent liegt. Die exemplarische Betrachtung der zwei Energieversorgungsunternehmen eignet sich dennoch auch für diese Analyse, wenn auch nicht ganz so repräsentativ wie zuvor.\r\nInsgesamt befinden sich 3.085 Standorte der beiden exemplarisch betrachteten Energieversorgungsunternehmen in unmittelbarer Nähe zu unversorgten und unterversorgten Flächen. Diese 3.085 Standorte könnten potenziell eine Fläche von rund 5.000 Quadratkilometern abdecken.\r\nWie bereits bei der Betrachtung reiner weißer Flecken zeigt sich auch hier, dass die unversorgten und unterversorgten Gebiete teilweise stark fragmentiert sind. In vielen Fällen würden einzelne Standorte daher nur sehr kleine Teilflächen zusätzlich versorgen. In solchen Fällen erscheint der Neubau eines Mobilfunkstandorts wie zuvor eher unwahrscheinlich.\r\nVon den 3.085 potenziellen Standorten wurden 1.008 identifiziert, die jeweils mehr als 1 Quadratkilometer unversorgter oder unterversorgter Fläche abdecken könnten. Aufgrund der vergleichsweise großen Versorgungsleistungen könnten diese Standorte für Mobilfunknetzbetreiber besonders attraktiv sein.\r\nDiese besonders attraktiven 1.008 potenziellen Standorte könnten zirka 4.596 Quadratkilometer unversorgter und unterversorgter Fläche abdecken, was einem Anteil von 43,1 Prozent in den beiden Versorgungsgebieten entspricht. Die zusätzliche Versorgung unversorgter und unterversorgter Haushalte läge dabei bei 110.558, was einem Anteil von 48,7 Prozent entspricht. Die zusätzliche prozentuale Versorgung aktuell unversorgter und unterversorgter Straßen, Bahnstrecken sowie Industrie- und Gewerbegebieten läge dabei bei 42,6 Prozent, 50,5 Prozent und 59,8 Prozent (siehe Tabelle 3-2).\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 15\r\nTabelle 3-2: Potenzielle zusätzliche Weiße- und Graue-Flecken-Abdeckung besonders attraktiver Standorte\r\n1.008 potenzielle Standorte mit mehr als 1 Quadratkilometer\r\nWeißer- und Grauer-Flecken-Abdeckung\r\nModellierte Abdeckung weißer und grauer Flecken\r\nWeiße und graue Flecken in beiden Versorgungsgebieten insgesamt\r\nProzentualer Anteil\r\nFläche\r\n4.569,1 km²\r\n10.596,8 km²\r\n43,1 %\r\nHaushalte\r\n110.558\r\n227.207\r\n48,7 %\r\nStraßen\r\n(davon Fernstraße)\r\n21.948,1 km\r\n(423,5 km)\r\n51.507,8 km\r\n(887,6 km)\r\n42,6 %\r\n(47,7 %)\r\nBahnstrecken\r\n200,7 km\r\n397,4 km\r\n50,5 %\r\nIndustrie- und Gewerbegebiete\r\n4,7 km²\r\n7,9 km²\r\n59,8 %\r\nQuelle: Eigene Berechnungen; Mobilfunkmonitoring Bundesnetzagentur, Datenstand 01.2025; Standortdaten zweier Energieversorgungsunternehmen\r\nHinweis: Die Gesamtfläche der Versorgungsgebiete entspricht zirka 16 Prozent der Gesamtfläche der Bundesrepublik Deutschlands (Landfläche). Der Anteil weißer und grauer Flecken im Versorgungsgebiet entspricht mit 18,5 Prozent etwas mehr als dem des Bundesdurchschnittes (16,1 Prozent).\r\nZwischenfazit graue und weiße Flecken\r\nDie große Anzahl attraktiver Standorte der beiden Energieversorgungsunternehmen verdeutlicht den potenziellen Mehrwert, passive Infrastrukturen dieser Unternehmen beim Ausbau der Mobilfunknetze mitzunutzen.\r\nWie die Berechnungen zeigen, könnten mehr als 40 Prozent der weißen und grauen Flecken sowie nahezu 50 Prozent der Haushalte in den betrachteten, repräsentativen Versorgungsgebieten durch die Errichtung von Mobilfunksendeanlagen an bestehenden, nutzbaren Standorten von Energieversorgungsunternehmen abgedeckt werden.\r\nEin expliziter Vergleich zu optimalen Standorten wurde in dieser Analyse nicht erneut vorgenommen, da die Mitnutzung bestehender Mobilfunkstandorte im Rahmen dieser Studie aufgrund fehlender Daten zu Mitnutzungspotenzialen nicht modelliert werden kann.\r\n16 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\n3.3.3 Nutzungspotenzial zur Nachverdichtung in städtischen Gemeinden\r\nAbschließend zur Analyse des Nutzungspotenzials passiver Infrastrukturen der Energieversorgungsunternehmen soll in diesem Kapitel die Nachverdichtung der Mobilfunknetze beleuchtet werden.\r\nWie in Kapitel 2.1erläutert, fällt Deutschland bei der Mobilfunkqualität im europäischen Vergleich zurück. Besonders im städtischen und halbstädtischen Raum, wo vermehrt Kapazitätsfrequenzen (z. B. 3,6 GHz) zum Einsatz kommen werden, ist voraussichtlich eine Nachverdichtung notwendig, um die steigende Nachfrage nach schnellen und zuverlässigen Mobilfunkdiensten bedienen zu können.\r\nDie georeferenzierten Standorte der beiden exemplarisch betrachteten Energieversorgungsunternehmen können auch in dieser Analyse herangezogen werden, um das Potenzial von Energieversorgungsunternehmen zu bewerten.\r\nBesonders in städtischen Gemeinden (Einwohnerdichte größer oder gleich 500 Einwohner pro Quadratkilometer) ist eine hohe Anzahl potenzieller Mobilfunkstandorte vorhanden. In den städtischen Gemeinden, in denen eins der beiden Energieversorgungsunternehmen einen Standort hat, sind im Durchschnitt mehr als 32 potenzielle Mobilfunkstandorte in den jeweiligen Gemeinden vorhanden. Dies entspricht einer durchschnittlichen Standortdichte von 1,1 Standorten pro Quadratkilometer (bzw. 1,4 Standorten pro 1.000 Einwohner).\r\nDieses hohe Standortangebot könnte die Suche nach geeigneten Standorten bei der Nachverdichtung, aber auch bei einem Standortwechsel, erheblich erleichtern. Bezüglich der Verteilung passiver Infrastruktur in städtischen Gemeinden veranschaulicht Abbildung 3-2 das Netz eines Mobilfunknetzbetreibers im Vergleich zur passiven Infrastruktur eines Energieversorgungsunternehmens. Dabei wurden mithilfe einer Nächster-Nachbar-Suche für die tatsächlichen Mobilfunkstandorte die jeweils nächstgelegenen, potenziell nutzbaren Standorte eines Energieversorgungs-unternehmens als Substitute ermittelt. Am Beispiel einer deutschen Großstadt wurden rund 300 reale Mobilfunkstandorte durch etwa 90 Standorte der Energieversorgungsunternehmen ersetzt. Bei einem angenommenen Versorgungsradius von 2.600 Metern ergibt sich in diesem Szenario eine Flächenabdeckung von 99,2 Prozent.\r\nIn besonders dicht besiedelten, innenstädtischen Bereichen wäre für eine ausreichende Netzkapazität eine größere Anzahl an Standorten erforderlich. Das Beispiel zeigt jedoch deutlich, dass eine flächendeckende Versorgung grundsätzlich durch Mitnutzung bestehender passiver Infrastruktur möglich ist und das enorme Potenziale der Mitnutzung neben unversorgten und unterversorgten Gebieten auch in städtischen und halbstädtischen Gemeinden vorliegen.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 17\r\nAbbildung 3-2: Beispielhafte Darstellung einer Gesamtsubstitution eines tatsächlichen Mobilfunknetztes durch passive Infrastruktur eines Energienetzbetreibers in einer deutschen Großstadt\r\nQuelle: Eigene Darstellung; GeoBasis-DE / BKG (2024), EMF-Karte der Bundesnetzagentur (2025) für die Makrostandorte eines Mobilfunknetzbetreibers; Standortdaten eines Energieversorgungsunternehmens. Die Gemeindegrenzen wurden zur Anonymisierung in der Darstellung leicht angepasst.\r\n4 Fazit\r\nEinzelne Mobilfunknetzbetreiber haben im Rahmen des Prozesses zur Verlängerung bestehender Frequenznutzungsrechte die angedachten Versorgungsauflagen der Bundesnetzagentur angesichts der damit verbundenen hohen Kosten als unverhältnismäßig kritisiert.24 Ebenso wurde der zeitliche Horizont zur Erfüllung der Auflagen kritisiert. So argumentierte ein Mobilfunknetzbetreiber, dass „eine verzögerungsfreie Umsetzung von Versorgungsauflagen oftmals auch an der Unterstützung durch Behörden und Kommunen oder Stadtwerke / Energieversorger bei der Grundstücksbereitstellung [abhängt]“ (Telefónica Germany GmbH & Co. OHG\r\n24 Deutsche Telekom AG und Telekom Deutschland GmbH (2024), Stellungnahme zur Konsultation der Bundesnetzagentur zum „Entwurf einer Entscheidung über die Nichtanordnung eines Vergabeverfahrens und Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz sowie einer Entschließung zur späteren Durchführung eines wettbewerblichen Verfahrens“, Juli 2024, öffentliche Fassung, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/Telekommunikation/Breitband/MobilesBreitband/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n18 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\n(2024), S. 26, Absatz 3)25. Oder es wurden die Schwierigkeiten bei der Standortsuche vorgetragen, die die Umsetzung der Auflagen erschweren können.26\r\nDie vorliegende Studie zeigt, dass die vorhandenen Infrastrukturen von Energieversorgern einen Beitrag zur Umsetzung von Versorgungsauflagen leisten können. Dadurch können Kosten eingespart werden und das Anbringen neuer Antennen kann schneller erfolgen. Davon profitieren die Mobilfunknetzbetreiber und schlussendlich auch die Endkunden. Die Mobilfunkversorgung kann sich schneller verbessern.\r\nDie Analyse zeigt, dass mit relativ geringem Aufwand und überschaubaren Kosten über 20 Prozent der reinen weißen Flecken und sogar über 40 Prozent der weißen und grauen Flecken in den Versorgungsgebieten abgedeckt werden könnten. Zumindest was die Fläche der weißen und grauen Flecken innerhalb der betrachteten Versorgungsgebiete angeht, können diese Ergebnisse als repräsentativ für die gesamte Bundesrepublik angesehen werden.\r\nNeben Einsparungen bei Kosten und Zeit spart die Mitnutzung bestehender Infrastruktur natürliche Ressourcen und trägt so zu einem ökologisch nachhaltigen Handeln bei. Trotz eines neu eingeführten überragenden öffentlichen Interesses beim Netzausbau27 könnten so natürliche Ökosysteme vor erneuten Eingriffen geschützt werden. Dies ist hier von besonderer Relevanz, da unversorgte und unterversorgte Gebiete überproportional häufig in besonders schützenswerten Gebieten liegen.\r\nIm Ergebnis müssten die Mobilfunknetzbetreiber aus betriebswirtschaftlichen, ökologischen und regulatorischen Gründen ein vitales Interesse haben, auf Bestandsinfrastrukturen zurückzugreifen.\r\n25 Telefónica Germany GmbH & Co. OHG (2024), Stellungnahme zum Entwurf einer Entscheidung über die Nichtanordnung eines Vergabeverfahrens und Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz sowie einer Entschließung zur späteren Durchführung eines wettbewerblichen Verfahrens der Präsidentenkammer der Bundesnetzagentur, 19. Juli 2024, öffentliche Fassung, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/Telekommunikation/Breitband/MobilesBreitband/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n26 Vodafone GmbH (2024), Stellungnahme zum Konsultationsentwurf einer Entscheidung zur Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1,8 GHz und 2,6 GHz (BK1-22/001), 12. Juli 2024, Nicht-vertrauliche Fassung, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/Telekommunikation/Breitband/MobilesBreitband/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n27 Siehe Deutscher Bundestag, Drucksache 21/319 vom 03.06.2025, Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Telekommunikationsgesetzes und zur Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses für den Ausbau von Telekommunikationsnetzen (TKG-Änderungsgesetz 2025), online verfügbar unter https://dserver.bundestag.de/btd/21/003/2100319.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025. Dieser Entwurf wurde vom Bundestag und Bundesrat am 26.06.2025 in unveränderter Fassung angenommen (Deutscher Bundestag 2025, Bundestag ändert das Telekommunikationsgesetz 2./.3. Lesung, online verfügbar unter https://www.bundestag.de/dokumente/textarchiv/2025/kw23-de-telekommunikationsgesetz-1076002 und Bundesrat, Drucksache 285/25, online verfügbar unter https://www.bundesrat.de/SharedDocs/drucksachen/2025/0201-0300/285-25.pdf?__blob=publicationFile&v=1, zuletzt abgerufen am 09.07.2025).\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 19\r\nDass im Grundsatz eine Zusammenarbeit von Mobilfunknetzbetreibern und Funkturmgesellschaften, die gesellschaftsrechtlich nicht verbunden sind, möglich ist, zeigt die abgeschlossene Mobilfunkförderung des Bundes. Hier haben Funkturmgesellschaften Standorte realisiert, die in der Vergangenheit nicht für den Mobilfunknetzbetreiber tätig wurden.\r\nAls konkrete Handlungsempfehlung ist ein aktiver Austausch zwischen Energieversorgungsunternehmen und Mobilfunknetzbetreibern zu benennen. Im Rahmen eines „Runden Tisches“, unter Einbindung weiterer Akteure aus der öffentlichen Hand auf Kommunal- und Landesebene, die ebenfalls ein hohes Interesse an einem beschleunigten Mobilfunkausbau haben, sollten erste Absichtserklärungen erarbeitet werden.\r\nFür die finale Ausgestaltung der Zusammenarbeit könnte eine unabhängige, koordinierende Stelle eingerichtet werden. Diese Instanz könnte als Vermittlerin zwischen Energieversorgungsunternehmen und Mobilfunknetzbetreibern agieren, indem sie die passiven Infrastrukturen der Energieversorger mit den Suchkreisen für neue Mobilfunkstandorte abgleicht. Diese Funktion könnte beispielsweise die Mobilfunkinfrastrukturgesellschaft (MIG) übernehmen, die sich im Markt bei der Schließung von weißen Flecken etabliert hat.\r\nEin neutraler Vermittler würde die Datensouveränität der jeweiligen Parteien sicherstellen. So würden die Daten der Energieversorgungsunternehmen auf einer geschützten Plattform hinterlegt werden, ohne dass sie vollständig an Mobilfunknetzbetreiber übermittelt werden müssten. Umgekehrt müssten auch die Suchkreise der Mobilfunknetzbetreiber nicht vollständig offengelegt werden, sondern würden nur dann an die Energieversorgungsunternehmen weitergegeben werden, wenn dort tatsächlich geeignete Infrastrukturen vorhanden sind.\r\nSofern es seitens der Mobilfunknetzbetreiber nicht zu einer Prüfung kommt, inwieweit vorhandene passive Infrastrukturen zur Erfüllung von Versorgungsauflagen beitragen können, wäre dies allein auf das betriebswirtschaftliche Interesse der am Markt führenden Funkturmgesellschaften zurückzuführen. Im Fall einer Nichterfüllung von Versorgungsauflagen müsste die Bundesnetzagentur prüfen, ob die im Rahmen dieser Studie exemplarisch betrachteten Infrastrukturen und Liegenschaften hätten Verwendung finden können."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019475","regulatoryProjectTitle":"Ablehnung der Fortführung des EU-Trilogs zur Green Claims Directive","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/73/20/612435/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080001.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nTo the attention of Ambassador Søren Jacobsen, Deputy Permanent Representative, Danish Presidency of the Council of the European Union\r\nSubject: Request to the Council Presidency Not to Resume Discussions on the Green Claims Directive\r\nDear Ambassador Jacobsen, 8 July 2025\r\nthe undersigned associations, representing a significant share of the German economy, continue to follow developments surrounding the Green Claims Directive (GCD) with great concern.\r\nWe welcome the fact that the proposal no longer holds a majority in the European Parliament and the Council, as it would have led to excessive bureaucracy in the Member States—without delivering tangible benefits for either consumers or the environment. For this reason, and for those outlined below, we respectfully urge you, to promote the suspension of the dossier during your presidency.\r\nSymbolic exemptions do not solve real problems The exemption currently under discussion for micro-enterprises would have little to no practical effect. Most micro-enterprises operate in local retail or crafts and do not make complex\r\n2\r\nenvironmental claims. They would hardly be affected—making the exemption largely symbolic. Meanwhile, the significant burden on small and medium-sized enterprises (SMEs) remains unchanged, particularly due to extensive pre-certification obligations and bureaucratic documentation requirements. This undermines efforts toward SME-friendly regulation and sends a damaging signal for the European economic area.\r\nLack of evidence and serious deficiencies in the impact assessment There is still no independent, robust impact assessment specifically for the Green Claims Directive. The Commission merely refers to the impact assessment of the EmpCo Directive, despite both initiatives differing significantly in objectives and regulatory intensity.\r\nKey issues include:\r\n•\r\nThere is no solid evidence proving that pre-certification or communication bans, as foreseen in the GCD, are necessary or effective.\r\n•\r\nThe proposals rely on outdated data from 2020, speculative assumptions, or subjective estimates from market participants with vested interests.\r\n•\r\nCost forecasts for pre-certification are inconsistent, non-transparent, and methodologically questionable.\r\n•\r\nLegal uncertainty persists: Certificates of conformity have no binding effect on courts or authorities.\r\n•\r\nTwo recent court rulings demonstrate that existing legal frameworks, such as the Unfair Commercial Practices Directive (UCPD), are already effective in protecting consumers from unsubstantiated or misleading green claims.\r\nThese weaknesses starkly contradict the principles of the Commission’s \"Better Regulation\" initiative, which calls for legislation to be evidence-based, proportionate, and practical.\r\nSimplified procedure without simplification The so-called \"simplified procedure\" that was under discussion in the trilogue provides no real relief. On the contrary: it is vague, administratively burdensome, and legally uncertain. The conditions for applicability—such as the exclusion of climate-related claims or unclear documentation requirements—severely limit their practical usefulness. Genuine self-declaration is virtually impossible, as the evidence requirements remain extensive and unpredictable.\r\nRelation to the EmpCo Directive The Directive on empowering consumers for the green transition has already introduced a high level of protection against misleading environmental claims and is to be transposed by March 2026. Any additional regulation before assessing its effectiveness would not only be premature but also legally questionable. The GCD represents a deep intrusion into freedom of expression—without sufficient justification for the severity of the interference.\r\nA legally mandated pre-certification—combined with unclear procedures for self-declaration—constitutes an unjustified encroachment on entrepreneurial and commercial freedom of speech. It is neither necessary nor proportionate.\r\nConclusion Given the serious flaws in the concept, data basis, and regulatory architecture of the GCD, we strongly urge you to not continue the trilogue process. An exemption for micro-enterprises is not sufficient to make the directive viable. Instead, it threatens to become a bureaucratic burden that\r\n3\r\ndisproportionately affects the very companies that are vital to the green transition. Moreover, the initiative has lost the political support it requires.\r\nSincerely,\r\nOliver Zander Director General Arbeitgeberverband Gesamtmetall e.V. Transparency Register No: 03004067068-71\r\nProf. Dr. Holger Paesler Managing Director Arbeitsgemeinschaft Privater Rundfunk (APR) Transparency Register No: 97718327188-10\r\nViola Rocher Managing Director EU-Representation Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Transparency Register No: 20457441380-38\r\nHolger Lösch Deputy Director General Bundesverband der Deutschen Industrie e. V. (BDI) Transparency Register No: 1771817758-48\r\nAngelika Wiesgen-Pick Managing Director Bundesverband der Deutschen Spirituosen-Industrie und -Importeure e. V. (BSI) Transparency Register No: 71253121277-71\r\nJulia Rohmann Environmental Protection / Occupational Safety Officer Bundesverband Druck und Medien e. V. Transparency Register No: 239421352786-10\r\nAntonin Finkelnburg Director General Bundesverband Großhandel, Außenhandel, Dienstleistungen (BGA) e. V. Transparency Register No: 185689791629-60\r\nMarcel Winter Head of BVE Brussels Office Bundesvereinigung der Deutschen Ernährungsindustrie e.V. Transparency Register No: 700829026603-04\r\nDaniela Henze Head of Public Affairs and the Berlin Office DDV Deutscher Dialogmarketing Verband e. V. Transparency Register No: 746834522404-78\r\nHolger Eichele Director General Deutscher Brauer-Bund Transparency Register No: 50878746386-39\r\nDr. Daniel Mitrenga Member of the Executive Board | Head of European Policy Department DIE FAMILIENUNTERNEHMER e.V. Transparency Register No: 086648916736-69\r\nGDV – Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e. V. Jörg Asmussen Chief Executive Officer, Member of the Executive Board Transparency Register No: 6437280268-55\r\nDr. Ralf Nöcker Director General Gesamtverband Kommunikationsagenturen GWA e.V.\r\nAntje Gerstein Managing Director Handelsverband Deutschland – HDE e.V. Transparency Register No: 31200871765-41\r\nOliver Wieck Secretary General ICC Germany e. V. Internationale Handelskammer\r\nAnna Hackstein Managing Director Industrieverband Garten e.V. Transparency Register No: 647151635726-29\r\n4\r\nChristoph Minhoff Director General Lebensmittelverband Deutschland e. V. Transparency Register No: 583851318567-80\r\nProf. Dr. Christoph Fiedler Managing Director for European and Media Policy MVFP Medienverband der freien Presse e. V. Transparency Register No: 876509717508-94\r\nDorothee Brakmann General Manager Pharma Deutschland e.V. Transparency Register No: 945120918083-26\r\nDaniela Beaujean Managing Director VAUNET – Verband Privater Medien e. V. Transparency Register No: 530146591621-49\r\nMartin Ruppmann Managing Director Verband Cosmetic Professional e.V. Transparency Register No: 438063816019-93\r\nJürgen Mindel Managing Director Verband der Automobilindustrie e.V. (VDA) Transparency Register No: 9557 4664 768-90\r\nDr. Reiner Münker Executive Member of the Presidium Zentrale zur Bekämpfung unlauteren Wettbewerbs Frankfurt am Main e.V. Transparency Register No: 241125238825-58\r\nDr. Bernd Nauen Director General Zentralverband der deutschen Werbewirtschaft ZAW e.V. Transparency Register No: 12238962750-40\r\nDr. Wolfgang Weber CEO ZVEI e. V. Verband der Elektro- und Digitalindustrie Transparency Register No: 94770746469-09"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019475","regulatoryProjectTitle":"Ablehnung der Fortführung des EU-Trilogs zur Green Claims Directive","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/7b/624008/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300239.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"19. September 2025\r\nKeine Wiederaufnahme der Gespräche zur Green Claims Directive\r\n,\r\nwir beobachten mit Sorge, dass die dänische Ratspräsidentschaft versucht, die Gespräche zur Green Claims Directive (GCD) wiederaufzunehmen und Deutschland für eine Zustimmung im Rat zu gewinnen. Nach unserer Auffassung fehlt hierfür jede inhaltliche Grundlage.\r\nDie GCD stellt eine überflüssige Doppelstruktur dar. Mit der laufenden Umsetzung der EmpCo-Richtlinie wird in den Mitgliedstaaten nach und nach ein umfassendes Regelwerk geschaffen, das irreführende Umweltwerbung adressiert und den Verbraucherschutz stärkt. Bereits heute zeigt sich, dass Gerichte selbst vor Umsetzung der EmpCo-Richtlinie mithilfe des UWG solche Fälle wirksam erfassen können. Zusätzliche Regulierung würde lediglich Doppelstrukturen schaffen und wertvolle Ressourcen binden, ohne erkennbaren Mehrwert.\r\nEtwaige „Kompromisslinien“, etwa eine freiwillige Vorabzertifizierung, können den inhaltlich wie strukturell mangelhaften Entwurf nicht mehr retten. Zertifizierungsstellen und Durchsetzungsbehörden müssten in den Mitgliedstaaten dennoch eingerichtet werden. Zudem ist absehbar, dass auf dieser Grundlage in wenigen Jahren eine verpflichtende Regulierung nachgeschoben würde, die zulasten der KMU ginge, die sich aus finanziellen und organisatorischen Gründen keinen Vorsprung im Wettbewerb sichern konnten.\r\nHinzu kommt, dass zentrale Schwächen des Vorschlags, auf die wir wiederholt hingewiesen haben, bislang nicht ausgeräumt wurden: Eine unabhängige und tragfähige Folgenabschätzung liegt bis heute nicht vor. Die Kommission stützt sich lediglich auf die Arbeiten zur EmpCo-Richtlinie, obwohl\r\nZielsetzung und Eingriffstiefe erheblich differieren. Vorhandene Rechtsinstrumente (wie die UCPD/ das UWG) haben sich bereits als wirksam erwiesen, um irreführende Green Claims zu unterbinden.\r\nWir möchten Sie daher nachdrücklich bitten, sich nicht auf vermeintliche Kompromissvorschläge einzulassen. Deutschland sollte klar bei seiner bisherigen Linie bleiben: Die Green Claims Directive ist weder erforderlich noch sinnvoll und zudem kontraproduktiv, besonders im Hinblick auf die angestrebte Entbürokratisierung.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. www.bdew.de Lobbyregister-Nr. R000888\r\nBDZV - Bundesverband Digitalpublisher und Zeitungsverleger e.V. www.bdzv.de Lobbyregister-Nr. R002036\r\nBundesverband der Deutschen Industrie e. V. (BDI) www.bdi.eu Lobbyregister-Nr. R000534\r\nBundesverband der Deutschen Spirituosen-Industrie und -Importeure e. V. (BSI) www.spirituosen-verband.de Lobbyregister-Nr. R000398\r\nBundesverband Druck und Medien e. V. www.bvdm-online.de Lobbyregister-Nr. R004690\r\nBundesverband Großhandel, Außenhandel, Dienstleistungen (BGA) e. V. www.bga.de Lobbyregister-Nr. R001756\r\nBundesvereinigung der Deutschen Ernährungsindustrie e.V. www.ernaehrungsindustrie.de Lobbyregister-Nr. R000283\r\nDDV Deutscher Dialogmarketing Verband e. V. www.ddv.de Lobbyregister-Nr. R000076\r\nDeutscher Brauer-Bund e.V. www.brauer-bund.de Lobbyregister-Nr. R000424\r\nDIHK | Deutsche Industrie- und Handelskammer www.dihk.de\r\nDIE FAMILIENUNTERNEHMER e.V. www.familienunternehmer.eu Lobbyregister-Nr. R000433\r\nGDV – Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e. V. www.gdv.de Lobbyregister-Nr. R000774\r\nHandelsverband Deutschland - HDE - e.V. www.einzelhandel.de Lobbyregister-Nr. R000479\r\nICC Germany e. V. Internationale Handelskammer www.iccgermany.de Lobbyregister-Nr. R004496\r\nIndustrieverband Garten e.V. www.ivg.org Lobbyregister-Nr. R001198\r\nLebensmittelverband Deutschland e. V. www.lebensmittelverband.de Lobbyregister-Nr. R002050\r\nMarkenverband e.V. www.markenverband.de Lobbyregister-Nr. R000805\r\nMVFP Medienverband der freien Presse e. V. www.mvfp.de Lobbyregister-Nr. R003990\r\nPharma Deutschland e.V. www.pharmadeutschland.de Lobbyregister-Nr. R000739\r\nVAUNET – Verband Privater Medien e. V. www.vau.net Lobbyregister-Nr. R001119\r\nVerband Cosmetic Professional e.V. www.vcp.eu Lobbyregister-Nr. R007254\r\nVerband der Automobilindustrie e.V. (VDA) www.vda.de Lobbyregister-Nr. 001243\r\nWettbewerbszentrale e.V. www.wettbewerbszentrale.de Lobbyregister-Nr. R001184\r\nZentralverband der deutschen Werbewirtschaft ZAW e.V. www.zaw.de Lobbyregister-Nr. R000872\r\nZVEI e. V. Verband der Elektro- und Digitalindustrie www.zvei.org Lobbyregister-Nr. R002101"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz (BMJV)","shortTitle":"BMJV","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019476","regulatoryProjectTitle":"Änderung gesetzlicher Rahmenbedingungen zur Beschleunigung der Energiewende bis 2030","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/51/99/612437/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080002.pdf","pdfPageCount":72,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Fortschritts-\r\nmonitor 2025\r\nEnergiewende\r\n\r\n\r\n\r\nDie Energiewende ist 2024 wieder weiter vorangeschritten. Der Anteil Die Energiewende ist und bleibt eine Mammutauf-\r\n\r\nan Erneuerbaren Energien (EE) am Bruttostromverbrauch ist im Jahr gabe. Mit der neuen Bundesregierung werden 2025 \r\nneue energiepolitische Entscheidungen für die  \r\n\r\n2024 auf 55 % angestiegen, parallel konnten bis einschließlich 2024 Energie- und Klimapolitik getroffen, um den Rahmen \r\n\r\nEmissionsminderungen von 48 % gegenüber 1990 realisiert werden. für einen erfolgreichen Übergang zur Klimaneutra- \r\nlität zu schaffen. \r\n\r\nIn den nächsten Jahren sind weitere Emissionsminderungen in den \r\nSektoren Strom, Wärme und Verkehr erforderlich. Dazu muss der Der Übergang zur Klimaneutralität kann nur mit  \r\n\r\neiner erfolgreichen Umsetzung der Energiewende in \r\nAnteil Erneuerbarer Energien und die Netze weiterhin konsequent aus- Deutschland gelingen. Dazu müssen die Rahmen- \r\n\r\nbedingungen in einem tragfähigen Gesamtkonzept \r\ngebaut werden. so gesetzt werden, dass die Versorgungssicherheit \r\n\r\ndurch eine klare Kraftwerksstrategie und den syn-\r\n\r\nFortschrittsmonitor chronen Ausbau Erneuerbarer Energien mit dem \r\nNetzausbau gewährleistet wird, während gleichzeitig \r\nbezahlbare Preise für Industrie und Verbraucher  \r\nsichergestellt sind. Dabei rückt der markt- und \r\n\r\n2025 netzdienliche Einsatz dezentraler Flexibilitäten wie \r\nSpeicher, Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge  \r\nzunehmend in den Fokus. Daneben sind der Markt-\r\nhochlauf der Wasserstoffwirtschaft und der Aufbau \r\nder Infrastruktur einschließlich der Wasserstoff- \r\nspeicher wichtig.\r\n\r\nDer „Fortschrittsmonitor 2025“ betrachtet in der \r\nvorliegenden Fassung ganzheitlich den Fortschritt \r\nder letzten Jahre in den einzelnen Bereichen, unter-\r\nsucht unter Berücksichtigung der aktuellen Entwick-\r\nlungen verschiedene Aspekte der Energiewende \r\nin Deutschland, einschließlich ihrer volkswirtschaft-\r\nlichen und politischen Dimensionen, und analysiert \r\ndie Zielerreichung.\r\n\r\n\r\n\r\nEnergie- und  Klimaneutrale Management \r\nvolkswirtschaftliche Gase\r\nBetrachtung Seite 25\r\nSeite 6 Summary\r\n\r\nAusbau der erneuerbaren\r\nStromerzeugung\r\nSeite 14\r\n\r\nDie Energiewende ist 2024 wieder weiter vorangeschrit-\r\nEnergienetze Verkehrswende ten. Dies gilt vor allem für den Ausbau der Erneuerbaren \r\nSeite 35 Seite 59 Energien. Dieser ist auch in den nächsten Jahren zu  \r\n\r\nerwarten, jedoch verstärkt unter der Maßgabe einer bes-\r\nseren Abstimmung zwischen dem Ausbau der Erneuer-\r\nbaren Energien und einer Stärkung der Energienetze. \r\nAm Gelingen dieser besseren Abstimmung wird auch die \r\nneue Regierung gemessen werden. Ebenso muss sie \r\ndurch ein neues Strommarktdesign steuerbare Kraft-\r\nwerke und Flexibilitäten anreizen, Kontinuität und Praxis- \r\ntauglichkeit in der Wärmewende gewährleisten und auch \r\nim Verkehr sowie in der Industrie die Elektrifizierung  \r\nvorantreiben. Schließlich muss nach dem Rechtsrahmen \r\nzum Aufbau eines H2-Kernnetzes endlich der Markt- \r\nhochlauf des Wasserstoffs durch unterschiedliche Instru-\r\n\r\nWärmewende mente und Förderungen gelingen.\r\nSeite 50\r\n\r\nFür die einzelnen Bereiche gab es die folgenden \r\nFortschritte\r\n\r\n\r\n\r\nEnergie- und volkswirtschaftliche Ausbau der erneuerbaren Klimaneutrale \r\nBetrachtung, Seite 6 Stromerzeugung, Seite 14 Gase, Seite 25\r\nDie voranschreitende Energiewende erfordert zuneh- Der Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostrom- Die rückläufige Wasserstoffproduktion ohne derzei-\r\nmend ein flexibleres Marktsystem. Neben dem Aus- verbrauch erreichte 2024 mit 55 % erneut ein Niveau tige Substitution durch nachhaltige Produktion steht \r\nund Umbau der Netze und der Dekarbonisierung des oberhalb des EEG-Zielpfades. Allerdings bleibt trotz in einem Widerspruch zum prognostizierten Bedarf \r\nKraftwerksparks rückt auch die Integration dezen- eines dynamischen Zubaus bei PV (+17,0 GW) der von 95–130 TWh 2030, was einen beschleunigten \r\ntraler Flexibilitäten wie Speicher, Wärmepumpen und Windenergieausbau hinter den Zielvorgaben zurück. Kapazitätsausbau oder verstärkte Importe erfordert.  \r\nElektrofahrzeuge in den Fokus. Regulierungs- und  Fortschritte bei Genehmigungen sind erkennbar, Von den angestrebten 10 GW Elektrolysekapazität  \r\nInfrastrukturhürden limitieren noch die Nutzung de-  jedoch bestehen weiterhin erhebliche Hürden. Die bis 2030 sind gegenwärtig nur 1,6 GW gesichert,  \r\nzentraler Flexibilität. Ein zukunftsfähiges Marktde- ungesteuerte Einspeisung erfordert Anpassungen wodurch die Realisierbarkeit des angestrebten Ziels  \r\nsign muss diese Herausforderungen berücksichtigen, zur Sicherung der Netzstabilität, die wachsende Be- gefährdet wird. Eine Optimierung der rechtlichen \r\ndenn eine ins bestehende System eingebettete  deutung von Batteriespeichern für die Netzstabilität Rahmenbedingungen und gezielte Fördermaßnah-\r\ndezentrale Verbrauchs- und Erzeugungssteuerung unterstreicht die Notwendigkeit regulatorischer An- men sind daher von entscheidender Bedeutung, um \r\nkönnte die Systemkosten signifikant senken. passungen und gezielter Maßnahmen, um den Wind- den Markthochlauf zu gewährleisten und Unsicher-\r\n\r\nkraftausbau zu beschleunigen, Genehmigungspro- heiten bezüglich der Marktpreise, der Infrastruktur \r\nzesse zu optimieren und die Netzintegration Erneuer- und des Transports zu beseitigen.\r\nbarer Energien voranzutreiben.\r\n\r\n| 4 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nEnergienetze, Seite 35 Wärmewende, Seite 50 Verkehrswende, Seite 59\r\n\r\nDie Stromnetze werden, flankiert durch den Smart- Der Markt für neu verkaufte Wärmeerzeuger erlebte Der Absatz von E-Autos war im vergangenen Jahr \r\nMeter-Rollout und eine stärkere Digitalisierung, in 2024 einen drastischen Rückgang auf etwa die Hälfte erstmalig rückläufig. Aufgrund nationaler Besonder-\r\nden kommenden Jahren weiter ausgebaut. Aufgrund des Vorjahres. Neben den Vorzieheffekten 2023 war heiten wie des Auslaufens der Förderung entwickelte \r\nbegrenzter Ressourcen ist eine Fokussierung auf die dies auch bedingt durch politische Unsicherheiten  sich der deutsche Markt unterdurchschnittlich, \r\nUmsetzung der Energiewende notwendig. Um deren im Zusammenhang mit dem Gebäudeenergiegesetz. konnte sich aber als eigenständig funktionierender \r\nFinanzierung zu ermöglichen, muss der regulato- Der Bestand an Wärmepumpen hat sich nur marginal Markt etablieren. Trotz des schwächelnden E-Auto-\r\nrische Rahmen langfristig eine angemessene Verzin- erhöht. Während der Anteil Erneuerbarer Energien Marktes setzte sich der Ladesäulenausbau mit  \r\nsung gewährleisten. Zudem wird der Erhalt der Sys- und Abwärme am Wärmeverbrauch zwischen 2019 hohem Tempo fort. Im Bereich der Nutzfahrzeuge ist \r\ntemstabilität immer wichtiger. Für Gasnetze wurden und 2022 langsam anstieg, verharrt die Wärme- ein leichter Rückgang auf niedrigem Niveau zu ver-\r\nerste wichtige Rahmenbedingungen geschaffen,  wende seitdem bei etwa 18 %. Ähnlich verhält es sich zeichnen. Im Langstreckenverkehr wird ein Hochlauf \r\num deren Transformation einzuleiten. Für höhere  mit der Fernwärme, deren Anteil am deutschen  erwartet, sobald die Modellverfügbarkeit zunimmt.\r\nPlanungssicherheit aller ist zügig ein gesicherter Wärmemarkt 2024 bei knapp 10 % stagnierte. Positiv \r\nRechtsrahmen für die Transformation der Gasnetze ist, dass sehr viele Kommunen mit der Wärmeplanung \r\nzu schaffen. bereits begonnen haben.\r\n\r\n| 5 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nEnergie- und  \r\nvolkswirtschaftliche \r\nBetrachtung\r\n■\t In diesem Abschnitt erfolgt ein einleitender Überblick \r\n\r\nzum Stand der Energiewende samt Ausblick.\r\n■\t Energiewirtschaftliche Kennzahlen zur Entwicklung  \r\n\r\nder Treibhausgasemissionen und Anteile Erneuerbarer \r\nEnergien berücksichtigen den bis 2024 erzielten Stand \r\nund die Entwicklung relevanter Rahmenbedingungen.\r\n\r\n■\t Marktentwicklungen, externe Faktoren und die techno- \r\nlogische Entwicklung verändern den Strommarkt und  \r\nerfordern zunehmend mehr Flexibilität im System. Kennzahl\r\n\r\n■\t In der volkswirtschaftlichen Betrachtung wird der Fokus \r\ndaher auf die dezentrale Erzeugung und den Verbrauch Entwicklu\r\n\r\ngelegt.\r\n■\t Die Potenziale zur flexiblen Steuerung sind bei adäquater \r\n\r\nVernetzung auf dieser Ebene enorm und können maß-\r\ngeblich zur System- und Versorgungssicherheit beitragen.\r\n\r\n■\t Die Vernetzung und marktliche Einbindung nimmt zu, \r\nreicht aber noch nicht aus, um die Potenziale schon aus-\r\nreichend zu heben. 1ng der Treibhausgasemissionen nach  \r\n\r\nSektoren gemäß Klimaschutzgesetz (KSG)\t 7\r\n\r\nEntwicklung der Anteile Erneuerbarer Energien  \r\nin den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr\t 8\r\n\r\nZiele der Energiemärkte unter neuen  \r\nHerausforderungen\t 9\r\n\r\nStrommarkt der Zukunft: flexibel in Angebot  \r\nund Nachfrage\t 10\r\n\r\nGrößeres Portfolio haushaltsnaher Flexibilität  \r\nkann Netzbelastung verringern\t 11\r\n\r\nDezentrale Flexibilitäten \r\nVoraussetzungen für Integration\t 12\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 13  \r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nEntwicklung der Treibhausgas- Ambitionierte Ziele\r\nemissionen nach Sektoren  der Energiewende\r\n\r\ngemäß Klimaschutzgesetz (KSG) ■\t Bis 2030 sollen die Treibhausgasemissionen um ins- Ausblick\r\ngesamt 65 % zurückgehen (im Vergleich zu 1990).\r\n\r\n■\t\r\n■\t Bis einschließlich 2024 konnten die Gesamtemissio- In den nächsten Jahren sind weitere Emissionsminde-\r\n\r\nEntwicklung der Treibhausgasemissionen [Mio. t CO2-Äquivalente]] nen um 48 % gegenüber 1990 gemindert werden.  rungen in allen Sektoren erforderlich. Dazu muss der \r\n\r\nIm Vergleich zum Vorjahr 2023 bedeutet dies eine Ver- Anteil Erneuerbarer Energien weiterhin konsequent \r\n42 ausgebaut werden.\r\n\r\n1.200 ringerung der Emissionen um 3,4 %.\r\n85\r\n\r\n■\t Die Energiewirtschaft hat ihre Emissionen 2024 um  \r\n163\r\n\r\n30 18 Mio. t — das entspricht 61 % gegenüber 1990 — \r\n1.000\r\n\r\n72 1990\r\n12 gemindert und damit den überwiegenden Anteil zum \r\n68 Rückgang der gesamten Emissionen beigetragen.  \r\n\r\n210 181\r\n7 Allerdings wurde dieses Ergebnis im Jahr 2024 nicht \r\n\r\n800\r\n150 6\r\n\r\n67 6 6 nur durch den Ausbau Erneuerbarer Energien (EE) \r\n65 64\r\n\r\n167 66 5\r\n5 erreicht, sondern auch durch vermehrte Importe, \r\n\r\n143 164\r\n145 63\r\n\r\n600 278 148 62 deren Emissionen am Erzeugungsort bilanziert werden.\r\n146 65 %\r\n\r\n145\r\n167 122 143 ■\t In den übrigen Sektoren wurden nur geringe Emissions- \r\n\r\n119\r\n184 111 Bis 2030 sollen die Treibhausgasemissionen\r\n\r\n122 4 minderungen oder nahezu unveränderte Emissionen \r\n400 103\r\n\r\n101 56 um insgesamt 65 % zurückgehen.\r\nverzeichnet.\r\n\r\n179 180 164 85\r\n173 153\r\n\r\n475 153 67\r\n\r\n200 391 373\r\n118\r\n\r\n258 246 257\r\n219 203\r\n\r\n185\r\n108\r\n\r\n0\r\n1990 2000 2010 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2030\r\n\r\nKSG-Ziel \r\n\r\nAbfallwirtschaft und  Landwirtschaft Verkehr Gebäude Industrie Energiewirtschaft\r\nSonstiges\r\n\r\njetzt\r\n\r\nQuelle: Umweltbundesamt\r\n\r\n| 7 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nEntwicklung der Anteile  Unterschiedlicher Anteil der  \r\nErneuerbarer Energien in den  Erneuerbaren Energien in Sektoren\r\n\r\nSektoren Strom, Wärme und  ■\t Strom: 2024 deckten Erneuerbare Energien mit einem \r\nAnteil von 55 % erneut mehr als die Hälfte des Brutto-\r\n\r\nVerkehr stromverbrauchs ab. \r\n■\t Wärme: Der Anteil der EE am Endenergieverbrauch lag \r\n\r\nEE-Anteil [%] 2024 bei gut 18 % und ist damit im Vergleich zum Vor-\r\njahr leicht gestiegen.\r\n\r\n60\r\n■\t Verkehr: Der Anteil der EE stagnierte 2024 bei rund  \r\n\r\n55,0 7 %. Im Jahr 2007 lag er noch über 7 %, was auf regu-\r\n(2024)\r\n\r\n50 latorische Vorgaben zur Mindestverwendung von Bio-\r\nkraftstoffen zurückzuführen ist.\r\n\r\n40 Ausblick\r\n■\t In allen drei Sektoren sind weitere Fortschritte not- \r\n\r\n30 wendig, um die Ziele bis 2030 zu erreichen. 55 %\r\n■\t Der Handlungsdruck ist in den Sektoren Wärme und 2024\r\n\r\n20 Verkehr unverändert hoch.\r\n18,1\r\n\r\n(2024)\r\n\r\n10 Der EE-Anteil am  \r\n7,2 Bruttostromverbrauch\r\n\r\n(2024) ist gestiegen \r\n0\r\n\r\n1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020\r\n\r\nStrom Wärme Verkehr\r\n\r\n53 %\r\nQuellen: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (Stand 02/2025); BDEW (Stand 03/2025) 2023\r\n| 8 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nZiele der Energiemärkte unter  Energiemärkte befinden  \r\nneuen Herausforderungen sich im Wandel\r\n\r\nMehrdimensionale Flexibilität — Strommarkt im Wandel —\r\nhohes Steuerungspotenzial Anpassung erforderlich\r\n■\t Die Definition von Flexibilität hängt an vielen Faktoren, ■\t Früher: Die Erzeugung wurde (steuerbar) an die Nach-\r\n\r\nVersorgungs- grundsätzlich geht es aber um die Möglichkeit, alle ver- frage angepasst. Netzausbau und Netzinstand-haltung \r\nsicherheit fügbaren Technologien und Ressourcen zum Austa- folgten den Erzeugungs- und Verbrauchs- \r\n\r\nGeopolitik Dezentralisierung rieren von Verbrauch und Erzeugung einzusetzen und strukturen.\r\nzu steuern. ■\t Status quo: Externe Faktoren wie z. B. der Kohleaus-\r\n\r\n■\t Zeit: Es gilt, ausreichende Ressourcen dauerhaft stieg und der Ausbau der Erneuerbaren Energien trei-\r\nbereitzustellen (langfristig), um jederzeit (kurzfristig) ben den Umbau und die Dekarbonisierung des Erzeu-\r\n\r\nIndustriepolitik Flexibilisierung Erzeugung und Verbrauch auszutarieren. gungsparks weiter voran, ohne dass die Umstellung  \r\n■\t Raum: Bei optimaler räumlicher Verbindung von Erzeu- des Systems hin zur Integration und Nutzung des \r\n\r\ngung und Verbrauch erhöht sich die Kosteneffizienz. dezentralen Verbrauchspotenzials regulatorisch oder \r\nmarktlich abgeschlossen ist.\r\n\r\n■\t Netzdienlich: Speichernutzung, Verbrauchs- und  \r\n\r\nDigitalisierung Marktdesign ■\t\r\nErzeugungsanpassung leisten ihren Beitrag zur Netz- Anforderung: Es bedarf eines ganzheitlichen System-\r\n\r\nIntegration von \r\nEnergiemärkten stabilität. ansatzes, um die Potenziale der Flexibilität konzertiert \r\n\r\nzu nutzen. Die technischen Werkzeuge gibt es meist \r\n■\t Marktlich: Potenzial zur kosteneffizienten, schnellen schon.\r\n\r\nund bedarfsgerechten Einrichtung und Anpassung von \r\nFlexibilitätsprodukten sowie Rahmenbedingungen von \r\nMärkten, um Angebots- und Nachfrageschwankungen Ausblick\r\n\r\nWirtschaft- \r\nlichkeit Nachhaltigkeit auszugleichen.\r\n\r\n■\t Investitionen: Der Fokus der Förderung muss über \r\nErneuerbare Energien hinaus ausgeweitet werden. \r\n\r\n■\t Markt und Regulierung: Das Marktdesign muss lang- \r\nNetzausbau Elektrifizierung fristig tragfähige Konzepte für eine flexible Steuerung \r\n\r\nvon Erzeugung und Verbrauch bieten.\r\nZero Carbon\r\n\r\n■\t Integration von Technologien und Energiemärkten: Die \r\nAnforderungen erfordern eine effiziente Kopplung von \r\nEnergiemärkten (z. B. Wärme, Wasserstoff, Elektrizität).\r\n\r\n| 9 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nStrommarkt der Zukunft: flexibel  Flexibilitäten als zentraler Baustein des \r\nin Angebot und Nachfrage Strommarktes der Zukunft\r\n\r\n(De)zentrale Flexibilitäten — Dezentrale Flexibilisierung — \r\nhohe dezentrale Potenziale Nachfrage im Fokus\r\n\r\nAkteure Flexibilität Kommerzielle Kommerzielle ■\t Steuerbare Kraftwerke und (de)zentrale flexible Erzeu- ■\t Dezentrale Flexibilitäten wie Batteriespeicher, Elek- \r\nVerbraucher Verbraucher\r\n\r\nflexibel gung, z. B. Speicher, Erneuerbare, Electric Vehicles (EVs) troautos und Wärmepumpen spielen eine zunehmend  \r\nunflexibel\r\n\r\netc., beeinflussen einander. Das heißt, fehlende Erzeu- zentrale Rolle in der Energiewende.\r\ngung muss durch andere Flexibilitätspotenziale ausge-\r\n\r\nRegelbare ■\t Schätzungen zufolge kann die Anschlussleistung \r\nSteuerbare Kraftwerke glichen werden, daher sind Verschiebungen zu erwarten. dezentraler Flexibilität bis 2030 um ein Vielfaches \r\nErzeuger ■\t Der Übergang von einer stromnachfragegeführten ansteigen.\r\n\r\nKraftwerkspark\r\nErzeugung zu einem System, in dem variable Erneuer- ■\t Wie flexibel ist flexibel? Technische und ökonomische \r\n\r\nLast- bare Energien Volumenbringer werden, bedeutet einen Faktoren sowie unterschiedliches Nutzungsverhalten \r\nverschiebung Paradigmenwechsel im Stromsystem. begrenzen das realisierbare Potenzial dezentraler Flexi- \r\n\r\n■\t Die Kopplung von Strom-, Wärme- und Verkehrssektor bilitäten.\r\nKommunikation erhöht die Chance zur Nutzung statt Abregelung und \r\n\r\nund steigert die energiesystemische Effizienz. H2-Produk-\r\nSteuerung Flex-\r\n\r\nPlattform tion und Skalenspeichertechnologien übernehmen eine Ausblick\r\nSchlüsselrolle. ■\t Dezentrale Flexibilitäten werden im künftigen Strom-\r\n\r\nKommerzielle system eine Schlüsselrolle übernehmen.\r\nSpeicher Mögliche Maximalpotenziale installierter flexibler Leistung \r\nBESS, H2 bis 2035 [GW] 159 ■\t Ein zukunftsfähiges Strommarktdesign muss das \r\n\r\nEVs\r\nLadepunkte erhebliche Potenzial (dezentraler) Flexibilitäten heben, \r\n\r\n128 das Missing-Money-Problem steuerbarer Kraftwerke \r\nSpeicherung berücksichtigen, und Preissignale wirken lassen und \r\nEinspeisung 99 101\r\n\r\nHaushalte Investitionen in einen breiten Technologiemix attraktiv \r\nVerbraucher und 76 76 Jährliche machen.\r\n\r\nErzeuger 64 Residuale \r\nVariable Höchstlast,\r\nErzeuger Heimspeicher ■\t Eine systemdienliche Integration ist an diverse Voraus-\r\n\r\nca. 70 GW\r\nErneuerbare 32 setzungen geknüpft, und bisherige Herausforderungen \r\n\r\nbei der Integration müssen bewältigt werden.\r\n2\r\n\r\nQuelle: Agora Energiewende, Prognos, Consentec (2022), eigene Annahmen 2025 2030\t 2035\r\n1 Kohlekraft, Gaskraft, Wasserkraft, Bioenergie, Sonstige \r\n2 Elektrolyseure, Großbatteriespeicher Großwärmepumpen Flexible Kraftewerke¹ Zentrale Flexibilität² Dezentrale Flexibilität³\r\n3 Elektrofahrzeuge (Vehicle to Grid), Heimspeicher, Wärmepumpen\r\n\r\n| 10 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nGrößeres Portfolio haushalts- Haushaltsnahe Flexibilität bietet  \r\nnaher Flexibilität kann  viel Potenzial\r\n\r\nNetzbelastung verringern Verbrauch steigt perspektivisch bis 2050 stark an Erzeugung bereits erheblich gestiegen\r\nElektrofahrzeuge bieten zwar durch steuerbare Ladevor- Haushaltsnahe Erzeugung geschieht vor allem durch \r\ngänge und bidirektionales Laden ein größeres Lastver- Photovoltaikanlagen. Deren Verbreitung ist bereits hoch \r\nschiebepotenzial, das jedoch stark von seiner Nutzung und durch Vereinfachungen in der Regulierung, Steige-\r\nund von Ladekapazitäten, -infrastruktur und -profilen  rungen in der technischen Leistungsfähigkeit und sin-\r\n\r\nStromnetz abhängt. Bei einem deutlichen Anstieg der Zulassungs- kende Anschaffungskosten weiter stark angestiegen. Die \r\nzahlen von Elektrofahrzeugen in den nächsten Jahren Zubauziele für 2024 wurden bereits deutlich überschrit-\r\nböte zumindest die vorhandene Masse hohes Potenzial. ten und haushaltsnahe kleinere Erzeugungsanlagen haben \r\n\r\neinen signifikanten Anteil an den gesamten PV-Anlagen.\r\nAuch Wärmepumpen bieten Potenzial zur Lastverschie\r\nbung. Sie optimieren sich in Abhängigkeit des Wärme- Die zunehmende Erzeugung stellt Netzbetreiber aller-\r\n\r\nHeimspeicher bedarfs auf kostengünstige Betriebszeiten. Sie werden  dings vor Herausforderungen. Daher gilt es, das PV- \r\nim Winter recht kontinuierlich betrieben, im Sommer  Potenzial zukünftig sinnvoll (marktlich) zu integrieren,  \r\ndagegen deutlich weniger. Die kommunale Wärmepla- z. B. durch Plattformen, Heimspeicher oder lokale größere \r\nnung bzw. die künftige Politik werden die Verbreitung gemeinsame Speicher. Dann kann das Potenzial der PV-\r\nstark beeinflussen. Anlagen noch effektiver für Flexibilität genutzt werden.\r\n\r\nVerbrauch Erzeugung Speicher als zusätzliches Verbindungselement\r\nHeimspeicher sorgen für eine zeitliche Verschiebung  \r\nvon Erzeugung und Verbrauch innerhalb des Haushalts. \r\n\r\nWärmepumpe Elektro- Bis vor Kurzem noch eher wenig verbreitet, nimmt der  \r\nPhotovoltaik Weitere\r\n\r\nfahrzeuge Einbau von Heimspeichern derzeit rasant Fahrt auf und \r\nwird ein hohes Potenzial zur Flexibilisierung beitragen. \r\n\r\nDie Prognose für 2030 liegt für Heim- und Großbatterie-\r\nspeicher bei über 40 GW installierter Leistung, wobei \r\n\r\nVerbrauch steigt Erzeugung Heimspeicher bisher den Großteil der Leistung ausmachen. \r\nperspektivisch bis 2050 stark an bereits erheblich gestiegen Wie sich der Anteil 2030 gestalten wird, ist noch unklar.\r\n\r\nDas Potenzial hängt auch von der Entwicklung der Batte-\r\nriekosten und -kapazitäten ab. Eine kombinierte Steue-\r\n\r\nQuellen: Für Elektrofahrzeugzulassungen siehe das Kapitel „Verkehrswende“; für die Schätzungen zu Wärmepumpen rung von Verbrauchs-, Erzeugungs- und Speichereinhei-\r\nsiehe das Kapitel „Wärmewende“; für PV und Batteriespeicher siehe das Kapitel „Ausbau der erneuerbaren \r\nStromerzeugung“ ten kann die Effizienz des Systems merklich verbessern. \r\n\r\n| 11 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nDezentrale Flexibilitäten Die ersten Schritte zu mehr Flexibilität \r\nVoraussetzungen für Integration sind erfolgt, weitere sind aber nötig\r\n\r\nAktuelle Situation —  \r\nHerausforderungen Ausblick\r\n■\t Erste Schritte: § 14a EnWG wurde mit dem Ziel  Die systemdienliche Integration dezentraler Flexibilität \r\n\r\nnovelliert, die Verbrauchseinrichtungen steuerbar zu birgt das Potenzial, \r\nAnreizsysteme für ■\t Einführung dynamischer Stromtarife machen. Die nötige Konsequenz sind dynamische  ■\t die Stromsystemkosten und damit auch die Kosten für \r\n\r\nFlexibilitätsanbieter ■\t Überarbeitung der Netzentgeltsystematik Netzentgelte und Stromtarife (Ermöglichung im Jahr Haushalte zu senken,\r\n2025). Bei der Einführung muss allerdings Aufwand ■\t den bestehenden Bedarf an neuen Gas- und H2-Spitzen- \r\nund Nutzen in einem vernünftigen Verhältnis stehen. lastkraftwerken sowie am Netzausbau und die entspre-\r\nDie flächendeckende Umsetzung verzögert sich auf- chenden Kosten nicht über das bereits existierende not- \r\ngrund unzureichender wirtschaftlicher Anreize für den wendige Maß weiter zu steigern.\r\nAusbau einer digitalen Infrastruktur (u. a. Smart-Meter- \r\nRollout). Im Umkehrschluss würde ein Verschleppen der Flexi- \r\n\r\nbilisierung erhebliche volkswirtschaftliche Kosten \r\n■\t Regulatorische Rahmenbedingungen für Netz- ■\t Systemische Digitalisierungspotenziale und, daraus  verursachen.\r\n\r\nAnpassung des betreiber verbessern folgend, ökonomische Potenziale werden (noch) nicht \r\nregulatorischen realisiert.\r\n\r\nRahmens ■\t Energierechtliche Anpassung zur Integration  \r\nkleinerer Flexibilitätsanbieter ■\t Der Mehrwert dezentraler Flexibilitäten wird (noch) \r\n\r\nnicht realisiert.\r\n\r\n■\t Robuste IKT-Systeme, z. B. Gigabitnetze, standar- \r\nTechnische und disierte Prozesse und technische Schnittstellen als  \r\n\r\ndigitale Infrastruktur Voraussetzung für eine effektive Marktkommunikation\r\n■\t Rollout intelligenter Messsysteme, z. B. Smart Meter\r\n\r\n| 12 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG\r\n\r\nEnergie- und volkswirtschaftliche Betrachtung  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse \r\n\r\n■\t Dezentrale Flexibilitäten wie Heimspeicher, Wärmepumpen und ■\t Ein Großteil des theoretischen Flexibilisierungspotenzials bleibt \r\nElektrofahrzeuge wachsen dynamisch, ihre Integration ins Strom- ungenutzt, da wirtschaftliche, technische und regulatorische  \r\nsystem ist noch unzureichend. Hürden die tatsächliche Umsetzbarkeit begrenzen. Treibhausgasemissionen\r\n\r\n■\t Marktmechanismen greifen nicht ausreichend, um Investitionen in ■\t Dezentral verfügbare Flexibilität kann nicht effizient gehandelt  \r\nFlexibilitäten wirtschaftlich attraktiv zu machen — insbesondere und abgerufen werden, da heutige Mechanismen auf zentrale \r\nfehlen klare Preissignale und Anreize. Steuerung ausgelegt sind.\r\n\r\n■\t Technologische Fortschritte sind vorhanden, der Infrastruktur- ■\t Ein zukunftsfähiges Marktdesign muss das Missing-Money- \r\nausbau muss ebenso wie die Digitalisierung des Strommarktes  Problem steuerbarer Kraftwerke berücksichtigen und Investitionen \r\nweiter voranschreiten, um die Nutzung flexibler Lasten optimal zu in dezentrale Flexibilitäten ermöglichen.\r\nermöglichen. Integration variabler Erzeugung \r\n\r\nund Nachfrageanpassung\r\n\r\nGestiegener Bedarf an  \r\nFlexibilität im System \r\n\r\n| 13 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nAusbau der erneuerbaren \r\nStromerzeugung\r\n■\t Energieversorgung und Industrie zählen weiterhin zu den \r\n\r\ngrößten Emittenten von Treibhausgasen in Deutschland.\r\n■\t Der Umbau der Stromerzeugung hin zu klimafreundlichen \r\n\r\nTechnologien wie vor allem Wind und PV sind daher eine \r\nzentrale Voraussetzung für eine erfolgreiche Energie- \r\nwende.\r\n\r\n■\t Ausreichende installierte Kapazitäten bei Speicher- und Kennzahl\r\nKraftwerkstechnologien sind entscheidend, um die  \r\nSystemstabilität in einem Erneuerbaren Energie-System \r\nzu gewährleisten.\r\n\r\n■\t Im Fokus dieses Kapitels stehen zwei zentrale Zielmarken \r\nder Energiepolitik: \r\n— ein Strommix mit 80 % Erneuerbaren Energien bis zum    \r\n   Jahr 2030 \r\n—  der Ausbau von Photovoltaik- und Windkraftanlagen auf \r\n\r\ninsgesamt 630 Gigawatt installierte Leistung bis 2045\r\n\r\n\t 2Ausbau des Anteils der Erneuerbaren Energien  \r\nzur Deckung des Bruttostromverbrauchs\t 15\r\n\r\nAnteil der Erneuerbaren Energien \r\nan der Gesamtstromerzeugung\t 16\t\r\n\r\nInstallierte Leistung bei Erneuerbaren Energien in \r\nder Stromerzeugung\t 17\t\r\n\r\nRechtswirksam ausgewiesene Fläche für  \r\nWindenergie an Land (2 %–Regel)\t 18\r\n\r\nAusschreibungen und Zuschläge für  \r\n■ Zusätzlich wird untersucht, welche politischen Rahmen- Erneuerbare Energien\t 19\r\n\r\nbedingungen derzeit den Ausbau beeinflussen — mit dem \r\nZiel, die aktuelle Entwicklungsgeschwindigkeit und mög- Genehmigungsklimaindex für den Ausbau  \r\n\r\nErneuerbarer Energien 2024\t 20\r\nliche zukünftige Szenarien besser einschätzen zu können.\r\n\r\nDurchschnittliches Anlagenalter und  \r\nprognostiziertes Lebensende gemäß der  \r\ntechnischen Lebensdauer\t 21\r\n\r\nInstallierte Leistung und Kapazität von  \r\nBatteriespeichern in Deutschland\t 22\r\n\r\nVoraussichtliche Entwicklung der steuerbaren  \r\nLeistung\t 23\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 24\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nAusbau des Anteils der  EE-Anteil im Strommarkt\r\nErneuerbaren Energien zur Deckung weiterhin über dem Zielpfad\r\n\r\ndes Bruttostromverbrauchs ■\t EEG-Zielsetzung: Das Gesetz sieht einen Anstieg auf Ausblick\r\nmindestens 80 % Anteil an Erneuerbare Energien im \r\nBruttostromverbrauch bis 2030 vor. ■\t Um die gesetzten Ziele zu erreichen, sind sowohl der \r\n\r\nAusbau des EE-Anteils am Bruttostromverbrauch [%] ■\t Überschreitung des indikativen Zielpfades gemäß  konsequente Ausbau Erneuerbarer Energien als auch \r\n100 EEG: Im Jahr 2024 erreichte der Anteil Erneuerbarer deren Netz- und Systemintegration erforderlich.\r\n\r\n■\t Außerdem sind für die Integration von volatilen Strom-\r\n90 Energien am Bruttostromverbrauch mit 55 % erneut \r\n\r\n2030: mind. 80 % einen Wert, der über dem im indikativen Zielpfad lag. quellen Energiespeicher, Smart Grids, Demand Side \r\n80 \r\n\r\n■\t Die Witterung im Jahr 2024 war von einer unterdurch- Management, Elektrolyseure und der konsequente Netz- \r\nausbau unverzichtbar. \r\n\r\n70 schnittlichen Menge Sonnenstunden und einem vor \r\nallem windschwachen vierten Quartal gekennzeichnet. \r\n\r\n60 Bei durchschnittlichen Witterungsbedingungen wäre \r\n2024: 55 %\r\n\r\n50 eine höhere EE-Quote erreicht worden.\r\n\r\n40 \r\n\r\n30 \r\n\r\n20 \r\n\r\n10 +1,7 %p\r\n0 Zuwachs des \r\n\r\n1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040\r\nEE-Anteils 2024\r\n\r\nAusbau des EE-Anteils zur  Zielpfad EEG 2023\r\nDeckung des Stromverbrauchs\r\n\r\n+6,6 %p\r\nQuellen: BDEW, EEG (2023) Zuwachs des  \r\n| 15 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW EE-Anteils 2023\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nAnteil der Erneuerbaren Energien Der Grünstromanteil am Strommix  \r\nan der Gesamtstromerzeugung steigt etwas langsamer als bisher\r\n\r\nDie Bundesregierung definiert die politischen Ziele am Bruttostromverbrauch. Eine  ■\t Der Anteil Erneuerbarer Energien an der Gesamt- \r\nweitere Kennzahl ist der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Bruttostromerzeugung. stromerzeugung in Deutschland ist seit 2010 infolge \r\nSie umfasst die gesamte in Deutschland erzeugte Strommenge inklusive der exportierten des erheblichen Ausbaus Erneuerbarer Energien um \r\nStrommengen. 40,9 Prozentpunkte gestiegen. Ein Teil dieses Anstiegs \r\n\r\nist jedoch auch auf den Rückgang der Gesamtstromer-\r\nAnteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung [%] zeugung zurückzuführen.\r\n\r\n75,1 ■\t Der Anteil der Erneuerbaren Energien steigt kontinuier-\r\n44,3 54,2 57,7¹ lich; im Vergleich zum Vorjahr ist er um 3,5 Prozent-\r\n\r\n9,9 % p 3,5 % p punkte gestiegen.\r\n10,7 12,5 15,3\r\n\r\n208,0 ■\t In den kommenden Jahren soll nicht nur der Anteil \r\n\r\n17,6 491,9 Erneuerbarer Energien weiter steigen, sondern es  \r\n111,6 ist auch zu erwarten, dass die zunehmende Elektri- \r\n\r\n23,5 TWh\r\n22,7 fizierung in Deutschland die absolute Stromerzeugung \r\n\r\n4,4 deutlich steigern wird. Dies macht eine spürbare Be- \r\n7,7 4,8 schleunigung des Ausbaus unerlässlich.\r\n3,9 5,3\r\n\r\n8,6 26,1\r\n6,1 9,0 26,9 44,1\r\n\r\n4,9\r\n1,4 5,5  Ausblick \r\n\r\n■\t Der Anteil Erneuerbarer Energien wird in den kommen-\r\nden Jahren nicht nur vom Ausbautempo bestimmt; \r\n\r\n49,6 44,4 42,3 2024 auch die wirtschaftliche Entwicklung und der Fortschritt \r\nder Elektrifizierung werden eine entscheidende Rolle \r\nspielen.\r\n\r\n■\t Außerdem werden in den nächsten Jahren viele  \r\nKohlekraftwerke stillgelegt, wodurch der Anteil fossiler \r\n\r\n2022 2023 2024 Stromerzeugung langfristig weiter sinken wird.\r\nPhotovoltaik Wind an Land Wind auf See Biomasse Sonstige Kernenergie Fossil\r\n\r\nQuelle: BDEW (2025) \r\n1 Die dargestellten Werte sind gerundet. Daher können geringe Abweichungen in den Summen auftreten.\r\n\r\n| 16 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nInstallierte Leistung bei Die Photovoltaik ist derzeit  \r\nErneuerbaren Energien in  der Hauptbestandteil des Ausbaus\r\n\r\nder Stromerzeugung ■\t Das EEG verfolgt das ambitionierte Ziel, bis 2045  \r\neine installierte Leistung von 630 GW aus Wind- und  Ausblick \r\nPV-Anlagen zu erreichen. ■\t Um die Zubauziele zu erreichen, ist insbesondere im \r\n\r\nKumulierte installierte Leistung Erneuerbarer Energien [GW] ■\t Zweites Rekordjahr für PV in Folge: 2024 wurde eine Bereich der Windenergie ein beschleunigter Ausbau-\r\nLeistung von 17,0 GW an PV-Anlagen installiert, was tempo notwendig.\r\n\r\n450 das Vorjahresniveau in Bezug auf den Zubau (+15,4 ■\t Aus diesem Grund braucht es weitere Beschleunigung, \r\n400 GW) nochmals übertraf. Damit liegt der Ausbau weiter-\r\n\r\n400 insbesondere in den Planungs- und Genehmigungs- \r\nhin deutlich über dem im EEG festgelegten Ziel. prozessen.\r\n\r\n350\r\n309 ■\t Ausbau der Windenergie verhalten: An Land wurden 215\r\n\r\nZubau Erneuerbarer Energien \r\n300 2024 insgesamt 3,3 GW neue Windleistung errichtet, 2024 vs. Ziel [GW]\r\n\r\netwas weniger als im Vorjahr und deutlich unter dem 115\r\n250 Zielwert. Auf See kamen 0,7 GW hinzu, ebenfalls weit \r\n\r\n215\r\nhinter den angestrebten 3,1 GW. \r\n\r\n200\r\n\r\n157 160 ■\t Positiv hervorzuheben sind die aktuellen Genehmi-\r\n150 gungszahlen sowie die derzeitigen Überzeichnungen 30\r\n\r\n100 115\r\nder Ausschreibungen für Wind an Land.\r\n\r\n100\r\n64 70 ■\t\r\n\r\n40 Um das indikative Ausbauziel zu erreichen, muss der \r\n50 30 Ausbau der Windenergie an Land um den Faktor 3,0 \r\n\r\n9 und der auf See um den Faktor 4,4 gesteigert werden. 20\r\n0\r\n\r\n1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 ■\t Balkonkraftwerke (0,7 GW) und Kleinanlagen³ (5,8 GW) 16,9\r\n\r\ntragen zunehmend zur installierten Gesamtleistung \r\nPhotovoltaik Wind an Land Wind auf See Biomasse¹ bei. Trotz des erfreulichen Zuwachses stellen sie durch \r\nEEG-Ziel PV² EEG-Ziel Wind an Land² EEG-Ziel Wind auf See² ihre ungesteuerte Einspeisung eine Herausforderung 9\r\n\r\n8\r\nfür die Netzbetreiber dar.\r\n\r\n4,9\r\nQuellen: AGEE Stat 2000–2012, BDEW 2013–2024, EEG 2023, BMWK Photovoltaik-Strategie (2023),  3,1 3,5\r\nBMWK Windenergie-an-Land-Strategie (2023)  2,6\r\n1 Ohne biogenen Anteil des Abfalls      0,7\r\n2 Ziele 2030 gemäß EEG 2023 und WindSeeG \r\n3 Kleinanlagen bis zu einer installierten Leistung von 7kW Wind auf See Wind an Land PV Ausbauziel\r\n4 Zubauziel bezogen auf dem im EEG nächsten definierten Zielwert, hier aus dem Jahr 2024 2030\r\n5 Benötigter Bruttozubau pro Jahr um die Zielwerte aus dem Jahr 2030 zu erreichen Zubau im  Indikatives Ø Zubau p.a. bis \r\n\r\nJahr 2024 Zubauziel 2024⁴ Zielwerte 20305\r\n\r\n| 17 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\nWind auf See\r\nWind auf Land\r\n\r\nPV\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nRechtswirksam ausgewiesene  Die Flächenausweisung stagniert  \r\nFläche für Windenergie an  weiterhin über alle Cluster hinweg4\r\n\r\nLand1 (2 %–Regel) ■\t Die rechtwirksam ausgewiesene Fläche für Windener-\r\ngie in Deutschland stagniert seit Jahren. Zwischen \r\n2021 und 2023 bleibt der Anteil bundesweit nahezu \r\nunverändert. Leichte Schwankungen in den Daten sind \r\nhäufig auf unvollständige oder uneinheitliche Quellen \r\n\r\nAktueller Flächenbeitragswert1\r\n\r\n0,2 % 2,0 % in Prozent zur Bundeslandgesamtfläche,  zurückzuführen, was die Vergleichbarkeit erschwert. Flächenbeitragswert [%]\r\nsiehe Karte\r\n\r\n0,5 % ■\t Vor allem die südlichen und östlichen Bundesländer 1,2\r\n\r\nZielwerte 2032 bleiben weit hinter ihren Zielvorgaben zurück.\r\n0,7 % Hohes Ausbaupotenzial: 2,2 % Niedriges Potenzial\r\n\r\n0% Brandenburg, Hessen, Niedersachsen, ■\t Bis 2027 soll eine Fläche von 1,4 % für Windenergie Hohes Potenzial\r\nZielwert1,2 % Rheinland-Pfalz, Sachsen-Anhalt, bereitgestellt werden — bis jetzt sind aber erst 0,9 % \r\n\r\nThüringen 1,0\r\n\r\nerreicht.\r\n0,5 %\r\n\r\n0,8 % Mittleres Ausbaupotenzial: 2,1 % Mittleres Potenzial\r\nMecklenburg-Vorpommern ■\t Die Ausweisung kommt nicht voran: Verzögerungen \r\n\r\n1,5 % resultieren aus langwierigen Planungsverfahren,  0,8\r\n\r\n0,3 % 0,2 % Mittleres Ausbaupotenzial: 2,0 %\r\nSachsen, Schleswig-Holstein rechtlichen Unsicherheiten und Zielkonflikten, insbe-\r\n\r\n1,9 % sondere im Hinblick auf den Artenschutz, militärische \r\nNiedriges Ausbaupotenzial: 1,8 % Interessen, Luftfahrt und Wetterradare. \r\n\r\n1,4 % Baden-Württemberg, Bayern,  0,6\r\nNordrhein-Westfalen, Saarland\r\n\r\nStadtstaaten: 0,5 %  Ausblick \r\n1,8 % 0,7 % Berlin, Bremen, Hamburg\r\n\r\n0,5 % ■\t 0,4\r\nErfüElrlufünlglusnggrasdg3rad3 Insbesondere die nord- und westdeutschen Bundeslän-\r\n\r\nder kommen der 2 %-Regel bei der Ausweisung von  \r\nStadtstaaten\r\n\r\nFlächen für Windenergie an Land deutlich näher als die \r\n0 %%      5500 %     100% %   1140 %% süd- und ostdeutschen Bundesländer. 0,2\r\n\r\n■\t Das „Windenergie-an-Land-Gesetz“ legt fest, dass  \r\nQuelle: EEG Bund-Länder-Kooperationsausschuss (Oktober 2024, Stichtag 31.12.2023)  landesspezifische Abstandsregelungen außer Kraft ge- \r\n1 Berechnung des UBA auf der Basis der Länderberichte und der übermittelten GIS-Daten setzt werden, falls die Flächenziele nicht erreicht 0\r\n2 Für Niedersachsen konnten Überschneidungen zwischen den Planungsebenen aufgrund fehlender GIS-Daten  werden. 2021 2022 2023\r\n   nicht herausgerechnet werden, die ausgewiesenen Flächen werden also möglicherweise überschätzt \r\n3 Berechnet aus Quotienten zwischen Wert vom Stichtag und Zielwert; Werte über 100 % sagen aus, dass der  \r\n   Zielwert bereits überschritten wurde \r\n4 Durchschnittliche rechtswirksam ausgewiesene Fläche je Cluster [%] \r\n\r\n| 18 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nAusschreibungen und Zuschläge Die genehmigten Windenergiemengen  \r\nfür Erneuerbare Energien steigen und erreichen ein Allzeithoch2 \r\n\r\n■\t Die ausgeschriebenen Mengen für Offshore-Windener-\r\n2024 gie haben sich nach einem signifikanten Anstieg im ver-\r\n\r\n  7,3 gangenen Jahr auf hohem Niveau stabilisiert. Gleich-\r\nPhotovoltaik   14,2 zeitig verzeichnen sowohl Onshore-Windenergie als \r\n\r\n  7,3 Genehmigte Windenergiemengen [GW]\r\nauch Photovoltaik im zweiten Jahr in Folge ein starkes \r\n\r\n  12,1\r\nWind an Land   13,4 Wachstum von jeweils knapp 25 %. 12\r\n\r\n  11,0\r\n■\t Positiv ist die Entwicklung im Bereich der Onshore- \r\n\r\n  8,0\r\nWind auf See k.A.¹ Windenergie, bei der sowohl die ausgeschriebenen als \r\n\r\n  8,0 auch die Gebotsmengen gestiegen sind. Während im 10\r\n\r\nvergangenen Jahr nur etwa zwei Drittel der ausge-\r\n2023 schriebenen Kapazitäten bezuschlagt wurden, konnten \r\n\r\n 5,8\r\nPhotovoltaik   13,9 in diesem Jahr deutlich höhere Zuschlagsmengen \r\n\r\n8\r\n  5,8 erzielt werden. Zudem waren die letzten Ausschreibun-\r\n\r\n  9,8 gen für Wind deutlich überzeichnet.\r\nWind an Land   6,5\r\n\r\n  6,4 ■\t Im Vergleich zur Photovoltaik ist das Thema Genehmi-\r\n6\r\n\r\n  8,8 gungen bei Wind an Land eine große Herausforderung. \r\nWind auf See k.A.\r\n\r\n  8,8 Erfreulicherweise ist die Anzahl der Genehmigungen \r\nhier deutlich gestiegen und hat ein Allzeithoch erreicht.\r\n\r\n2022 4\r\n\r\n  4,9\r\nPhotovoltaik   3,1\r\n\r\n  2,9  Ausblick \r\n  4,6\r\n\r\nWind an Land   3,3 ■\t Ausschreibungs- und Zuschlagsmengen steigen  2\r\n\r\n  3,2 weiterhin rapide.\r\n  1,0 ■\t\r\n\r\nWind auf See Angesichts der deutlich erhöhten Zuschlagsmengen ist \r\nk.A.\r\n\r\n  0,2 in den kommenden Jahren ein beschleunigter Ausbau 0\r\nJ F M A M J J A S O N D\r\n\r\nder Erneuerbaren Energien zu erwarten.\r\nAusschreibungsmenge (GW) Gebotsmenge (GW) Zuschlagsmenge (GW) 2023 Bisher schwächstes  Bisher bestes Jahr 2024\r\n\r\nJahr (2017) (2016)\r\n\r\nQuellen: Bundesnetzagentur, FA Wind und Solar (2024) \r\n1 Keine Angaben der Gebotsmengen für Wind auf See verfügbar \r\n2 Windenergieanlagen an Land\r\n\r\n| 19 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nGenehmigungsklimaindex Genehmigungsprozesse zeigen auch  \r\nfür den Ausbau Erneuerbarer 2024 erneut eine positive Entwicklung\r\n\r\nEnergien 2024¹ ■\t Genehmigungsklima weiter im Aufwärtstrend: Auch \r\n2024 verbessert sich der Wert spürbar von 3,3 auf  Ausblick \r\n2,8. Allerdings verlangsamt sich die positive Entwick-\r\n\r\n2,8 ■\t Eine Vereinfachung der Genehmigungsverfahren bleibt \r\n(2024) Moderat (3) 3,3 lung im Vergleich zum starken Sprung des Vorjahres. weiterhin notwendig, um Hindernisse auf kommunaler \r\n\r\n(2023)\r\n■\t Hindernisse bleiben trotz Verbesserung bestehen: Ebene abzubauen und die Kommunen zu stärken.  \r\n\r\nHauptgrund für Verzögerungen bleibt die Unsicherheit Zudem sind Maßnahmen zur Steigerung der Akzeptanz \r\nGut (2) Schlecht (4) bei der Flächenausweisung und im Planungsrecht. der Energiewende vor Ort entscheidend, um den  \r\n\r\nDaneben stellen der Artenschutz sowie das Baurecht Ausbau der Erneuerbaren Energien zu beschleunigen.\r\nund die gemeindliche Unterstützung die größten Hür- ■\t Neben den Genehmigungen rückt das Thema Profi- \r\n\r\n4,4\r\n—0,5 (2022) den dar. Neu hinzu kommt der fehlende Netzanschluss, tabilität stärker in den Fokus. Es wird zukünftig an \r\n\r\nder zunehmend Projekte ausbremst. Bedeutung gewinnen und den Erfolg von Projekten \r\n—1,1\r\n\r\n■\t Kommunale Ebene bleibt Hürde: Trotz verbesserter beeinflussen.\r\nRahmenbedingungen auf Bundesebene kommen  \r\ndiese oft nicht bei den Kommunen an. Lokale Behörden \r\n\r\nSehr gut (1) Sehr schlecht (5)\r\nstellen weiterhin Anforderungen, diese sind nicht aus-\r\nreichend digitalisiert und der Umgang mit neuen recht- \r\nlichen Rahmenbedingungen ist vielerorts unklar.\r\n\r\nSehr gut Gut Moderat\r\n\r\nGenehmigungsprozesse laufen  Genehmigungsprozesse laufen Genehmigungsprozesse sind oft mit \r\nflüssig. Es gibt keine Ablehnung bzw. in weiten Teilen Deutschlands Hindernissen verbunden. Der \r\nVerzögerungen bei Projekten. gut und schnell. Es kommt von Ausbau läuft teils schleppend, teils \r\n\r\nGenehmigungsseite kaum zu gut.\r\nAblehnung bzw. Verzögerungen.\r\n\r\nSchelcht Sehr schlecht\r\n\r\nGenehmigungsprozesse sind ein Der Neubau von PV– und Windanla-\r\nNadelöhr für den Ausbau von  gen wird von Genehmigungsseite \r\nPV– und Windanlagen. Die sehr stark erschwert. Neubauten \r\nGenehmigungsprozesse erschweren sind nur unter größten Mühen \r\nden Ausbau spürbar. möglich.\r\n\r\nQuelle: BDEW \r\n1 Ergebnis einer Befragung von Mitgliedern des BDEW durch den BDEW und EY (2024)\r\n\r\n| 20 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „  \r\nDurchschnittliches Anlagenalter Ein Drittel der heutigen Anlagenkapazität \r\nund prognostiziertes Lebensende erreicht 2034–2037 ihr Lebensende\r\n\r\ngemäß der technischen Lebensdauer ■\t Altersunterschiede zwischen PV und Wind: Während \r\nWindenergieanlagen an Land durchschnittlich 15 Jahre \r\nalt sind und sich somit nur noch fünf Jahre vor dem \r\nprognostizierten Ende ihrer 20-jährigen Lebensdauer \r\nbefinden, sind Photovoltaikanlagen im Schnitt erst  \r\n\r\nDurchschnittliches Anlagenalter\r\nsieben Jahre alt.\r\n\r\nPhotovoltaik Wind an Land Wind auf See\r\n■\t Erneuerung ab 2034: Es wird erwartet, dass zwischen \r\n\r\n15 %   14 %  11 %  2034 und 2037 Anlagen mit einer installierten Leis-\r\n26 %  ≥15, <20 18 %  \r\n\r\n≥15, <20 ≥10, < 15\r\n≥10, <15 ≥20\r\n\r\n2 %  tung von über 49 GW das Ende ihrer Lebensdauer \r\n≥20 erreichen, was circa einem Viertel der 2024 installier-\r\n\r\n21 %   25 %  \r\nØ 7 Jahre ≥10, <15 Ø 15 Jahre  20 %  Ø 8 Jahre <5 ten Leistung entspricht.\r\n\r\n<5\r\n15 %  \t\r\n≥5, <10 64 %  ■ Erhöhte Lebensdauer: Etwa 18 % der Windenergie- \r\n\r\n42 % 27 %  ≥5, <10\r\n<5 anlagen werden über die geplante Betriebsdauer von \r\n\r\n≥5, <10\r\n20 Jahren hinaus genutzt. Der Großteil wird jedoch \r\nplanmäßig nach rund 20 Jahren stillgelegt.\r\n\r\nPrognostiziertes Lebensende gemäß technischer Lebensdauer¹\r\nInstallierte Leistung pro Jahr [GW]  Ausblick \r\n16\r\n\r\n14 ■\t Insbesondere bei der Windenergie an Land steht neben \r\n12 dem weiterhin notwendigen Ausbau der installierten \r\n10 Leistung in den kommenden Jahren auch das Repowe-\r\n\r\n8 ring älterer Anlagen an.  \r\n6\r\n\r\n4 ■\t In den kommenden Jahren wird Repowering \r\n2 zunehmend an Bedeutung gewinnen.\r\n0\r\n\r\n2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044\r\n\r\nPhotovoltaik Wind an Land Wind auf See\r\n\r\nQuelle: Marktstammdatenregister (Auszug 15.01.2025) \r\n1 Lebensdauer PV-Anlagen: 25 Jahre; Lebensdauer Windenergieanlagen: 20 Jahre\r\n\r\n| 21 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nInstallierte Leistung und Heimspeicher machen den Großteil \r\nKapazität von Batteriespeichern der installierten Batterieleistung aus\r\n\r\nin Deutschland¹ ■\t Batteriespeichersysteme tragen zur Flexibilität des Installierte Batterieleistung [GW]\r\n\r\nEnergiesystems bei, indem sie Strom zwischen- \r\n140\r\n\r\nspeichern und bedarfsgerecht einspeisen. Sie stabili-\r\nInstallierte Batteriekapazität [GWh] sieren die Netzfrequenz, reduzieren Abregelungen  \r\n18\t und machen eine noch größere Menge des erzeugten \r\n\r\nerneuerbaren Stroms nutzbar. 120\r\n\r\n16\t\r\n■\t Die Rekordnachfrage von 226 GW an Anschlusska- \r\n\r\n14\t pazität bei den Übertragungsnetzbetreibern ist ein \r\npositives Signal. Allerdings ist die Realisierbarkeit  100\r\n\r\n12\t dieser Projekte schwer abzuschätzen, da sich viele \r\nnoch in einem frühen Entwicklungsstadium befinden.⁴\r\n\r\n10\t\r\n■\t Derzeit machen Heimspeicherbatterien mit 9,2 GW in- 80\r\n\r\n8\t stallierter Leistung den größten Anteil in Deutschland \r\naus, gefolgt von Großspeichern und Gewerbespeichern. \r\n\r\n6\t Allerdings sind Heimspeicher größtenteils noch nicht 60\r\n\r\nansteuerbar, was ihren Nutzen zur Flexibilität begrenzt. \r\n4\t\r\n\r\n2\t  Ausblick 40\r\n\r\n0 ■\t Batteriespeicher spielen in einem erneuerbaren Strom-\r\n2016 2018 2020 2022 2024\r\n\r\nsystem eine zentrale Rolle. Durch Kostenreduktionen \r\n20\r\n\r\ngewinnen sie zunehmend an Bedeutung. Gleichzeitig \r\nGroßspeicher¹ Gewerbespeicher² Heimspeicher3 muss der Regulierungsrahmen sicherstellen, dass Spei-\r\n\r\ncher netzdienlich und systemeffizient agieren.\r\n0\r\n\r\n■\t Perspektivisch können durch Smart Grids, angemes- 2015 2030 2045\r\n\r\nsene Regulierung und virtuelle Kraftwerke vermehrt \r\nQuellen: Marktstammdatenregister (Auszug 11.12.2024), NEP 2037/2045 (2023) Heimspeicher als Flexibilitätsquelle integriert werden.\r\n1 Großspeicher: > 1.000 kWh Installiert Prognose laut  \r\n\r\n(alle Batteriegrößen) Netzentwicklungsplan\r\n2 Gewerbespeicher: 30 bis 1.000 kWh \r\n3 Heimspeicher: bis 30 kWh \r\n4 pv magazine, 2025 \r\n\r\n| 22 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „ \r\nVoraussichtliche Entwicklung der Neue Gaskraftwerke zur  \r\nsteuerbaren Leistung³ Bereitstellung von Flexibilitäten\r\n\r\n■\t Vor allem im Sommer stellen Batteriespeicher die zen-  Ausblick \r\nInstallierte Leistung [GW] trale Flexibilitätsoption dar. Im Sommer in den frühen \r\n\r\nMorgenstunden und am Abend, aber insbesondere in ■\t Damit Gas-/Wasserstoffkraftwerke zur Stabilisierung \r\nDunkelflauten, wenn über längere Zeit kaum Strom aus \r\n\r\n83,6 des Stromsystems beitragen können, ist die Versor\r\n\r\n80 79,1 Zubau erforderlich: KWSG und Kapazitätsmarkt Wind und Sonne verfügbar ist, sichern flexible Kraft gung mit den entsprechenden gasförmigen Brennstof\r\n9,7 werke die Versorgung. fen entscheidend. Mit Blick auf die Klimaneutralität \r\n\r\n9,9 ■\t müssen die Kraftwerke langfristig umrüstbar sein und \r\n70 7,7 67,1 Für deren Absicherung kommen zudem Gas- und pers-\r\n\r\npektivisch Wasserstoffspeichern aufgrund des hohen mit Wasserstoff versorgt werden.\r\n6,9\r\n\r\nLeistungsbedarfs der Kraftwerke eine grundlegende \r\n60 9,7 9,9 ■\t Die Kombination aus Speichertechnologien und diver-\r\n\r\n10,9 Bedeutung zu. sen regelbaren Kraftwerkstypen bleibt entscheidend \r\n5,9 51,9\r\n\r\nfür die Stromsicherheit.\r\n50 ■\t Mit dem Kohleausstieg und dem altersbedingten Rück-\r\n\r\n11,9 10,2 bau von Gaskraftwerken sinkt die installierte Leistung \r\n40 33,5 der bestehenden regelbaren Kraftwerke deutlich — von \r\n\r\n5,2\r\n30,5 83,6 GW (2024) auf voraussichtlich 51,9 GW (2035).³ \r\n\r\n30 9,7 Das entspricht einem Rückgang von rund 40 % und \r\n27,3 erfordert einen Zubau neuer regelbarer Stromer- \r\n\r\n20 zeugungsanlagen.\r\n10,0\r\n\r\n7,5 23,7 ■\t Zur Sicherung der Systemstabilität sah der letzte Ent-\r\n10 wurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) die \r\n\r\n14,8 6,6\r\n13,4 Ausschreibung von 12,5 GW neuer Kapazitäten vor: \r\n\r\n5,6 3,0\r\n0 7,5 GW wasserstofffähige und 5 GW Gaskraftwerke. \r\n\r\n2024 2027 2030 2035 Zudem sollte bis 2028 ein Kapazitätsmechanismus ein-\r\ngeführt werden, dessen Ausgestaltung und zeitliche \r\n\r\nBraunkohle Steinkohle Gas Biomasse gesamt Sonstige² Pumpspeicherwerke³ Umsetzung derzeit allerdings offen ist.\r\n\r\nQuelle: BDEW 2025 \r\n1 Mineralöl, Abfall, Grubengas, sonstige Gase \r\n2 Inklusive der direkt an deutsche Regelzonen angeschlossenen Pumpspeicherwerke in Österreich und Luxemburg \r\n3  Installierte Leistung im Markt; Entwicklung auf der Basis derzeit öffentlich bekannter Neubauprojekte,  \r\n\r\ndes altersbedingten Ausscheidens aus dem Markt und des Kohleausstiegs gemäß aktueller Gesetzeslage\r\n\r\n| 23 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\nAusbau der erneuerbaren Stromerzeugung \r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse Anteil Erneuerbarer Energien zur Deckung des Stromverbrauchs [%]\r\n\r\n■\t Erneuerbare Energien decken 55 % des Stromverbrauchs und ■\t Vereinfachte Genehmigungsverfahren zeigen ihre Wirkung: Der Anteil EE 2024 55\r\nübertreffen damit erneut die im EEG definierten Ausbauziele. Genehmigungsklimaindex verbessert sich erneut signifikant und Soll-Fortschritt 2024 53\r\n\r\n■\t Bei der installierten Leistung Erneuerbarer Energien zeigt sich ein erreicht einen Wert von 2,8. Ziel für 2030 80\r\ndifferenziertes Bild. Dabei bestehen erhebliche Unterschiede zwi- ■\t Das verbesserte Genehmigungsklima spiegelt sich auch in der \r\nschen Photovoltaik- und Windkraftanlagen. Anzahl der genehmigten Windenergieanlagen wider. 2024 war das +25 Prozentpunkte\r\n\r\n■\t Der Zubau von PV-Anlagen übertrifft mit 17 GW deutlich die Aus- Jahr mit den höchsten genehmigten Windenergiemengen jemals. Installierte Leistung Erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung [GW]\r\nbauziele. Trotz dieser erfreulichen Entwicklung sind für die Inte ■\t Die Ausschreibungs- und Gebotsmengen steigen in allen Erneuer- PV-Anlagen\r\ngration des PV-Ausbaus ins Stromsystem zukünftig intelligente bare-Energien-Klassen, was zu einer Erhöhung der Zuschlagsmen-\r\n\r\nIst EE 2024 100\r\nLösungen erforderlich. Damit wird nicht nur das angestrebte Ziel gen führt.\r\nklar übertroffen, sondern sogar der Rekordwert des Vorjahres Soll-Fortschritt 2024 88\r\n\r\n■\t Die rechtswirksame Ausweisung von Flächen für Windenergie\r\nüberboten. Gleichzeitig wird die Netz- und Systemintegration Ziel für 2030 215\r\n\r\nanlagen bleibt weiterhin eine Herausforderung und der Großteil \r\nimmer wichtiger. der Bundesländer wird nach heutigem Stand nicht die für 2027 +134 GW\r\n\r\n■\t Der Ausbau der Windenergie an Land und auf See stagniert weiter- definierten Ziele erreichen. Windenergie an Land\r\nhin und verfehlt die angestrebten Zielvorgaben. Um diese zu errei- Ist EE 2024 64\r\n\r\n■\t Trotz der Fortschritte besteht weiterhin erhebliches Potenzial z ur \r\nchen, müsste der Ausbau in diesem Bereich um den Faktor 3 bis 4 Soll-Fortschritt 2024 69\r\n\r\nVerbesserung, vor allem bei den Planungs- und Genehmigungs- \r\nbeschleunigt werden. verfahren, die den EE-Ausbau bremsen. Ziel für 2030 115\r\n\r\n■\t Zudem ist es entscheidend, die Akzeptanz für die Energiewende +51 GW\r\ndurch gezielte Maßnahmen zu stärken, um lokale Hürden zu Windenerige auf See\r\nüberwinden. Ist EE 2024 9\r\n\r\nSoll-Fortschritt 2024 12\r\nZiel für 2030 30\r\n\r\n+21 GW\r\n| 24 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nKlimaneutrale Gase\r\n■\t Um die Energiewende erfolgreich voranzutreiben, ist die \r\n\r\nSchaffung einer tragfähigen Wasserstoffwirtschaft unver-\r\nzichtbarer Bestandteil.\r\n\r\n■\t Dieses Kapitel untersucht den aktuellen Stand zweier  \r\nzentraler politischer Zielsetzungen im Kontext der  \r\nEnergiewende: \r\n— Aufbau einer Elektrolysekapazität von 10 GW bis 2030  \r\n—  Abdeckung von 50–70 % des bis 2030 prognostizierten \r\n\r\nWasserstoffbedarfs von 95–130 TWh durch Importe\r\n■\t Darüber hinaus werden wesentliche Marktindikatoren wie \r\n\r\ndie Produktionsmengen und die Kosten der Wasserstoff-\r\nerzeugung analysiert.\r\n\r\n■\t Auch Biogas und Biomethan werden aufgrund ihrer Fähig-\r\nkeit zur Bereitstellung von Grundlastenergie eine wichtige \r\nRolle in der Energiewende spielen, weshalb sowohl die \r\nEinspeisung aus Erzeugungsanlagen als auch der interna- Kennzahl\r\ntionale Handel untersucht werden.\r\n\r\n■\t Elektrolyseure und Wasserstoffspeicher können einen \r\nentscheidenden Beitrag zur Flexibilität im Energiesystem \r\nleisten. Dieser wird ebenfalls beleuchtet. 3Wasserstofferzeugung zur Bedarfsdeckung\t 26 \r\n\r\nElektrolysekapazität für klimaneutralen und  \r\ndekarbonisierten Wasserstoff in Deutschland\t 27\r\n\r\nIndikative Wasserstoffgestehungskosten \t 28\r\n\r\nAußenhandel Wasserstoff und Derivate \t 29\t\r\n\r\nEinspeisung aus Biogas-und Biomethananlagen \t 30\r\n\r\nAußenhandel Biomethan \t 31\r\n\r\nFlexibilität des Stromverbrauchs \r\nvon Elektrolyseuren\t 32\r\n\r\nWasserstoffspeicher zur \r\nFlexibilitätsbereitstellung\t 33\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 34\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nWasserstofferzeugung  Erzeugungshochlauf zur zukünftigen \r\nzur Bedarfsdeckung Bedarfsdeckung noch ausstehend\r\n\r\n■\t Erzeugungshochlauf ausstehend: Der erforderliche \r\n130 Ausbau der Produktion von erneuerbaren und kohlen-  Ausblick \r\n\r\nstoffarmen Wasserstoff ist auch im Jahr 2023 noch ■\t In Deutschland steht die Realisierung einer erneuer\r\nnicht ausreichend vorangeschritten. Insbesondere  baren und kohlenstoffarmen Wasserstoffwirtschaft \r\nder notwendige Ersatz von fossilem Wasserstoff durch noch am Anfang.\r\ndie Herstellung von grünem Wasserstoff steht weiter-\r\nhin aus und muss in den kommenden Jahren erst ■\t Aufgrund der anhaltenden Vorherrschaft des grauen \r\numgesetzt werden. Diese Notwendigkeit steht im Kon- Wasserstoffs, der aus Erdgas hergestellt wird, bleibt \r\n\r\n95 der Gaspreis nach wie vor ein maßgeblicher Faktor für \r\nWasserstofferzeugung [TWh] text eines gleichzeitig rückläufigen Produktionsniveaus.\r\n\r\ndie Erzeugungsmengen.\r\n■\t Rückgang der Wasserstoffproduktion: Der deutliche \r\n\r\n■\t Für das Gelingen der Energiewende ist es entscheidend, \r\n—12,4 % p. a.¹ Rückgang setzte sich im vergangenen Jahr fort. Diese \r\n\r\nden Übergang von grauem Wasserstoff und Erdgas zu \r\n48,1 Entwicklung ist vor allem auf den Produktionsrückgang \r\n\r\nin den wasserstoffverbrauchenden oder -erzeugenden erneuerbarem und kohlenstoffarmen Wasserstoff voran-\r\n3,2 0,1\r\n\r\n42,5\r\n2,5 0,2 37,0 +58 zutreiben. Dies erfordert, dass die Industrie mit opti- \r\n\r\nTWh Basisindustrien zurückzuführen, darunter Raffinerien, \r\nAmmoniakerzeugung, Methanolherstellung und Chlor- malen Rahmenbedingungen unterstützt wird, um diese \r\n\r\n2,2 0,2       Voraussichtlicher produktion. Transformation effektiv zu gestalten.\r\n      Bedarf ■\t Grauer Wasserstoff weiterhin vorherrschend: Auch im ■\t Positiv ist, dass im aktuellen Koalitionsvertrag eine füh-\r\n\r\nJahr 2023 bleibt die Erzeugung von grauem Wasser- rende Rolle Deutschlands in einer europäischen Wasser-\r\n44,8 39,8 34,6 stoff die dominierende Methode. Die Wasserstoffer stoffinitiative angestrebt wird.\r\n\r\nzeugung durch Wasserelektrolyse stagniert und auch \r\ndie Erzeugung als Nebenprodukt, z. B. bei der Chlor-\r\nherstellung, bleibt von untergeordneter Bedeutung.\r\n\r\n2021 2022 2023 2030\r\n\r\nFossile Quellen Nebenprodukt Wasserelektrolyse\r\n\r\nQuellen: EWI im Auftrag von E.ON (2024), BMWK (2024) \r\n1 Jährliche Wachstumsrate\r\n\r\n| 26 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nElektrolysekapazität für Zielerreichung von 10 GW Elektrolyse- \r\nklimaneutralen und dekarbonisierten kapazität noch in weiter Ferne\r\n\r\nWasserstoff in Deutschland ■\t Zielsetzung: In ihrer Nationalen Wasserstoffstrategie \r\nhat die vorangegangene Bundesregierung das Ziel  Ausblick \r\nbekräftigt, bis zum Jahr 2030 eine Elektrolysekapa ■\t Obwohl die Zahl der Planungen für Elektrolyseure  \r\n\r\nElektrolysekapazität [GWel] zität von 10 GW zu erreichen. stark gestiegen ist, bleibt der Markt von Unsicherhei-\r\nDie Abbildung zeigt die kumulierte Summe der Kapazität von Elektrolyseprojekten in GWel abhängig vom Jahr der \r\nInbetriebnahme und aufgeteilt nach aktuellem Status des Baufortschritts im Jahr 2024. ■\t Ausbau der Elektrolysekapazität: Im vergangenen Jahr ten geprägt. Nur wenige Projekte haben bisher die end-\r\n\r\nwurde ein Kapazitätszuwachs von rund 0,2 GW ver- gültige Investitionsentscheidungsphase (FID) erreicht, \r\n14\t\r\n\r\n13,0 zeichnet, was eine deutliche Steigerung im Vergleich was auf regulatorische und finanzielle Hürden hinweist.\r\nzur vorherigen Schätzung von 0,09 GW darstellt.  \r\n\r\n12\t ■\t Die Umsetzung konkreter Projekte ist entscheidend, \r\nFür 2025 ist ein weiterer Kapazitätszuwachs von rund um die Ziele der Wasserstoffstrategie zu erreichen und \r\n0,9 GW geplant.\r\n\r\nZiel 2030 den Markthochlauf zu beschleunigen.\r\n10\t\r\n\r\n■\t Ausblick auf 2030: Die aktuellen Planungen sehen  \r\n8,5 ■\t Angesichts der Investitionslücke bei der Wasserstoffer-\r\n\r\nweiterhin eine mögliche Inbetriebnahme von 13 GW \r\n8\t 7,6 zeugung ist klar, dass verstärkte Anstrengungen, aber \r\n\r\nElektrolysekapazität bis 2030 vor. Der Anteil der  vor allem auch ein ermöglichender rechtlicher Rahmen \r\nProjekte in der Konzeptions- und Machbarkeitsphase und Förderung für die erste Hochlaufphase notwendig \r\n\r\n6\t hat sich von 94 % auf 88 % reduziert, während der sind.\r\n4,5 Anteil der Projekte in der Bau- oder endgültigen Inves-\r\n\r\n4\t titionsentscheidungsphase (FID) von 4 % auf 12 % \r\ngestiegen ist. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der \r\n\r\n2,4\r\nAnteil der konkretisierten Vorhaben von 5 % auf 12 % \r\n\r\n2\t\r\n1,2 mehr als verdoppelt. Derzeit ist jedoch nur 1 % der Pro- 12 %\r\n\r\n0,1 0,1 0,1 0,3 jekte tatsächlich in Betrieb, was zeigt, dass der Markt-\r\n0 2024\r\n\r\n2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 hochlauf weiterhin von erheblichen Herausforderungen \r\ngeprägt ist. \r\n\r\nIn Betrieb Final Investment Machbarkeits- Konzept\r\nDecision (FID)/ studie\r\nIm Bau\r\n\r\nAnstieg des Anteils der \r\ngeplanten Anlagenkapazität \r\nfür 2030, für die konkrete \r\n\r\n5 % Investments entschieden \r\nwurden¹\r\n\r\n Quellen: IEA (2024), BMWK (2023) 2023\r\n1 Status: in Betrieb, FID, im Bau\r\n\r\n| 27 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nIndikative Wasserstoff- Herstellung von grünem Wasserstoff  \r\ngestehungskosten bleibt nahezu unverändert teuer\r\n\r\n■\t Kostenvergleich der einzelner Herstellungsmethoden \r\nWasserstoffgestehungskosten [Euro/kg] für Wasserstoff: Die Produktion von grünem Wasser-  Ausblick \r\n15\t stoff ist auch im Jahr 2024 mit deutlich höheren  ■\t Die Bandbreite in den prognostizierten Gestehungs- \r\n\r\nKosten verbunden als die von grauem oder blauem \r\n14\t kosten für grünen Wasserstoff führen zu einer spür- \r\n\r\nWasserstoff. baren Unsicherheit, die sich negativ auf die Inves- \r\n13\t 12,7 ■\t Fortsetzung der Kostenentwicklung: Die Entwicklung titionsbereitschaft für die Entwicklung eines Wasser-\r\n12\t hin zu günstigerem grünen Wasserstoff setzt sich  stoffmarktes auswirkt. \r\n\r\nminimal fort, wobei die Kosten im Jahr 2024 bei knapp  \r\n11\t ■\t Diese Unklarheit erschwert eine verlässliche Einschät-\r\n\r\n7 Euro/kg verbleiben. Sowohl blauer als auch grauer zung der zukünftigen wirtschaftlichen Perspektiven \r\n10\t Wasserstoff zeigen eine Fortsetzung der Entwicklung und hemmt somit den Aufbau eines Marktes.\r\n9\t des Vorjahres und liegen nun jeweils wieder unter dem \r\n\r\nVorjahresniveau. Das Niveau vor dem Anstieg der  ■\t Auf mittlere Sicht besteht die Möglichkeit, dass sich \r\n8\t 7,8\r\n\r\n7,3 7,6 Energiepreise im Jahr 2022 wurde jedoch noch nicht blauer Wasserstoff als pragmatische Übergangslösung \r\n7\t 7,0 7,2 7,0 6,8 wieder erreicht. erweist.\r\n6\t ■\t Zukunftsaussichten für grünen Wasserstoff: Gemäß \r\n\r\n5,2\r\n5\t 4,8 aktuellen Studien wird grüner Wasserstoff bis 2030 für \r\n\r\n4,3 4,4 4,9\r\n4,1 etwa 5 Euro/kg verfügbar sein. Die signifikante Band\r\n\r\n4\t 3,6 3,4 breite der prognostizierten Kosten ist auf eine Reihe \r\n3\t 2,8 2,9 3,5 von Faktoren zurückzuführen, wie die weit auseinan-\r\n\r\nderliegenden Kostenschätzungen für die künftige \r\n2\t 1,7 2,1 \r\n\r\nErzeugung von erneuerbarem Strom sowie die unsi-\r\n1\t chere Entwicklung der Investitionskosten bei den \r\n0\t Elektrolyseuren.\r\n\r\n2020 2021 2022 2023 2024 2030¹\r\n\r\nGrauer Wasserstoff Blauer Wasserstoff Grüner Wasserstoff Durchschnitt\r\n\r\nQuellen: Werte für 2020–2024: Berechnungen EY; Werte für Prognose 2030: Agora Industry (2024),  \r\nFrontier Economics (2023) \r\n1 Berechnung von KWh zu Kilogramm mit Brennwert (39,41 kWh/kg)\r\n\r\n| 28 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nAußenhandel Wasserstoff  Grenzüberschreitender Handel \r\nund Derivate¹ derzeit nur für Wasserstoffderivate \r\n\r\n■\t Geringe Außenhandelsbilanz von Wasserstoff: Die ■\t Ehrgeizige Zielsetzungen zur Erhöhung der Importe: \r\nTWh H2eq. TWh H2eq. TWh H2eq. Außenhandelsbilanz von Wasserstoff ist marginal und Angesichts des hohen Anteils des benötigten Wasser-\r\nAußenhandelsbilanz 2021 Außenhandelsbilanz 2022 Außenhandelsbilanz 2023 die Zahlen sind damit eigentlich vernachlässigbar. stoffs, der aus dem Ausland bezogen werden muss,  \r\n–7,40 –7,56 –7,05 ■\t Außenhandelsdefizit besonders bei Derivaten: Die Was- ist eine Importmenge von etwa 441 TWh Wasserstoff \r\n\r\nserstoffderivate Methanol und Ammoniak dominieren und seiner Derivate bis 2045 vorgesehen.\r\n0,03 0,02 0,02 den Import. Das Handelsdefizit von etwa 7 TWh für \r\n\r\nWasserstoff und dessen Derivate unterstreicht den sig-\r\nnifikanten Anteil an Importen.  Ausblick \r\n\r\n■\t Die Realisierung der notwendigen Infrastruktur für den \r\n630 Wasserstoffimport erfordert parallel zum Ausbau  \r\n\r\nPlan für den Importhochlauf von der Produktionskapazitäten in den potenziellen Export-\r\nblauem und grünem Wasserstoff ländern eine zügige Umsetzung in den kommenden \r\ninklusive Derivaten [TWh]²\r\n\r\n11,11 10,94 10,99 Jahren.\r\n■\t Die Förderinitiative H2Global setzt beim Import von \r\n\r\nWasserstoffderivaten nach Deutschland durch langfris-\r\n0,04 0,05 tige Liefervereinbarungen an. Darüber hinaus sind \r\n\r\n0,04\r\n441 Absicherungs- und Garantieinstrumente für langfristige \r\n\r\nWasserstoffimporte notwendig, um die Bezugsmengen \r\n3,70 3,36 3,91 zu erhöhen.\r\n\r\nEinfuhr Ausfuhr Einfuhr Ausfuhr Einfuhr Ausfuhr\r\n2021¹ 2022¹ 2023¹\r\n\r\nWasserstoff Derivate (Ammoniak und Methanol)\r\n\r\n113\r\n189\r\n\r\n68\r\n\r\n45\r\nQuellen: DESTATIS (2024), BDEW, BMWK (2024) \r\n1 Berechnung von t zu TWh mit Brennwert (39,41 kWh/kg) 2030 2045\r\n2  2030: Importquote 60 % bei einem Wasserstoffbedarf von 113 TWh; 2045: Importquote 70 % bei einem \r\n\r\nWasserstoffbedarf von 630 TWh Eigenproduktion Import\r\n\r\n| 29 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nEinspeisung aus Biogas- und  Der Biogassektor weist eine hohe  \r\nBiomethananlagen Kontinuität auf\r\n\r\n■\t Leichter Rückgang der Strom- und Wärmeerzeugung \r\naus Biogasanlagen: Im Vergleich zum Vorjahr ist die  Ausblick \r\n\r\nEinspeisung aus Biogasanlagen [TWh] Anstieg Biogasanlagen \r\nStromerzeugung aus Biogasanlagen von 2022 auf ■\t Charakteristisch für den Biogassektor wird auch in \r\n\r\n2023 14,3 9.661 Anzahl 2023 leicht zurückgegangen. Im Wärmebereich ist ein Zukunft die Kontinuität der Erzeugung und Einspeisung \r\n28,7 Biogasanlagen 2023 Rückgang von 15,1 TWh auf 14,3 TWh zu verzeichnen. sein.\r\n\r\n+27 ■\t Minimale Zunahme der Biomethaneinspeisungen ins ■\t Die Etablierung geeigneter Rahmenbedingungen ist \r\n20221 15,1 9.634 Anzahl Gasnetz: Im Vergleich zum Vorjahr ist die Einspeisung von entscheidender Bedeutung, um das Wachstum im \r\n\r\n30,5 Biogasanlagen 20221 von Biomethan von 2022 auf 2023 leicht gestiegen, Biogas- und Biomethan-Sektor weiter zu entwickeln.\r\n\r\n+102 was sich anhand einer Zunahme des Werts von 10,4 TWh \r\n■\t\r\n\r\nauf 10,7 TWh ablesen lässt. Für die Biomethaneinspeisung in das Gasnetz  \r\n13,4 9.532 Anzahl erhält die Transformation der Gasnetze zunehmende \r\n\r\n2021 28,2 Biogasanlagen 2021 ■\t Geringer Anstieg von Biogasanlagen: Im Jahr 2023 Bedeutung.\r\nstieg die Zahl der Biogasanlagen von 9.634 auf 9.661, \r\n\r\n■\t Biomethan stellt heute schon eine Möglichkeit zur \r\nWärme Bruttostrom während die Zahl der Biomethananlagen einen Anstieg \r\n\r\nvon 242 auf 248 verzeichnete. Defossilisierung der Gasversorgung dar. Auf diese \r\nWeise kann Biomethan als saisonal und flexibel einsetz-\r\n\r\nEinspeisung Biomethan [TWh] Anstieg Biomethananlagen barer Energieträger einen Beitrag zur Klimaneutralität \r\n\r\n248 Anzahl in regionalen Clustern leisten.\r\n2023 10,7 Biomethananlagen 2023\r\n\r\n+6\r\n2022 10,4 242 Anzahl\r\n\r\nBiomethananlagen 20221\r\n\r\n+4\r\n238 Anzahl\r\n\r\n2021 10,4 Biomethananlagen 2021¹\r\n\r\nQuellen: Umweltbundesamt (2024), Deutsche Energie-Agentur (2023), Fachverband Biogas (2022, 2023) \r\n1 Änderung der Daten zum Vorjahr aufgrund einer Anpassung der Quelle\r\n\r\n| 30 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nAußenhandel Biomethan Der Außenhandel mit Biomethan ist  \r\n\r\nnach wie vor relativ gering\r\nAußenhandelsbilanz Außenhandelsbilanz Außenhandelsbilanz\r\n2021 2022 2023 ■\t Geringe Bedeutung von Biomethan: Trotz gelegentli-\r\n–0,6 TWh 0,05 TWh -0,62 TWh cher Schwankungen im Außenhandel mit Biomethan in  Ausblick \r\n\r\nDeutschland nimmt dieser im Gesamtbild des deut- ■\t Die Außenhandelsbilanz von Biomethan ist durch ein \r\n0,90 schen Energiehandels nach wie vor eine eher periphere leichtes Defizit gekennzeichnet.\r\n\r\nStellung ein.\r\n■\t Der Außenhandel mit Biomethan wird auch in Zukunft \r\n\r\n■\t Handelsbilanzdefizit: Im Jahr 2022 wies die Handelsbi- ein Element für die deutsche Energiewende und den \r\n0,76 lanz noch einen leichten Positivsaldo auf, im Jahr 2023 Gashandel in Europa sein.\r\n\r\njedoch einen deutlichen Negativsaldo. Das Handelsdefi-\r\nzit entspricht etwa dem Niveau des Jahres 2021.\r\n\r\n■\t Handelspartner: Die bedeutendsten Handelspartner für \r\ndie Einfuhr von Biomethan sind Großbritannien und \r\nDänemark. Größter Abnehmer ist die Schweiz, gefolgt \r\nvon den Niederlanden und Österreich. Dänemark\r\n\r\n0,30 Großbritannien\r\n0,25\r\n\r\n0,20\r\n0,76 TWh Einfuhr 0,14 TWh Ausfuhr\r\n\r\n0,14\r\nImporte und Exporte von Deutschland\r\nBiomethan nach und aus \r\nDeutschland im Jahr 2023\r\n\r\n2021 2022 2023\r\n\r\nEinfuhr [TWh] Ausfuhr [TWh] Österreich\r\n\r\nNiederlande\r\n\r\nSchweiz\r\n\r\nQuellen: Deutsche Energie-Agentur (2022, 2023, 2024)\r\n\r\n| 31 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nFlexibilität des Stromverbrauchs Flexibilitätsbereitstellung durch Elektrolyseure \r\nvon Elektrolyseuren wird immer relevanter für das System\r\n\r\n20,1 ■\t Wachsende Rolle der Elektrolyseure: Elektrolyseure \r\nStromverbrauch von Elektrolyseuren [TWh] gewinnen durch technologische Fortschritte und stei-  Ausblick \r\n\r\ngende Wasserstoffnachfrage an Bedeutung. Ihre hohe ■\t Um die für die Jahre 2030 und 2045 prognostizierten \r\nRegelgeschwindigkeit ermöglicht eine effektive Netz- Werte zu erreichen, ist ein signifikanter Ausbau der  \r\nentlastung und die Optimierung der Nutzung Erneuer- installierten Leistung von Elektrolyseuren erforderlich.\r\nbarer Energien. Sie fördern gleichzeitig die Versor-\r\ngungssicherheit und Netzstabilität. ■\t Es muss gezielt in den Ausbau der Elektrolysekapazitä-\r\n\r\nten und in die Entwicklung flexibler Betriebsstrategien \r\n■\t Markt- und netzdienliche Flexibilität: Elektrolyseure investiert werden. Dies erfordert finanzielle Anreize, \r\n\r\nkönnen sowohl markt- als auch netzdienlich agieren. \r\n+861 % regulatorische Anpassungen und die Integration von \r\n\r\nDer Betrieb kann an Preissignale auf dem Strommarkt Elektrolyseuren in den Energiemarkt, um deren Flexibi-\r\n173,5 angepasst werden, sodass sie insbesondere in Zeiten lität wirtschaftlich nutzbar zu machen.\r\n\r\nniedriger Strompreise betrieben werden. Darüber hin-\r\naus tragen sie zur Netzstabilisierung bei, indem sie ■\t Fortschritte in der Regeltechnik und der digitalen Ver-\r\nüberschüssigen Strom aufnehmen oder Lastspitzen netzung sind essenziell, um Elektrolyseure optimal  \r\nreduzieren. zu steuern. Gleichzeitig muss die Wasserstoffnutzung \r\n\r\nin Industrie, Verkehr und Wärme gefördert werden,  \r\n■\t Anstieg der Flexibilitätsbeiträge: Noch leisten Elektro- um die Nachfrage zu sichern und die Sektorkopplung \r\n\r\nlyseure kaum einen Beitrag zur Flexibilität. Bis 2030 voranzutreiben.\r\nwird erwartet, dass 35 % ihres Stromverbrauchs flexi-\r\n\r\n33,2 bel genutzt werden, 2045 soll dieser Anteil auf 89 % \r\nsteigen. Der gesamte Stromverbrauch, der flexibel \r\ngenutzt wird, erhöht sich zwischen 2030 und 2045 vor-\r\n\r\n11,7 aussichtlich um rund 860 %. \r\n18,1\r\n\r\n0,9 6,4\r\n2024 2027 2030 2045\r\n\r\nStromverbrauch flexibel Stromverbrauch Grundlast\r\n\r\nQuellen: Ariadne (2024), Berechnungen EY \r\n1  Annahme voraussichtlich um 2024 und 2027: 4.400 h, 2030: 4.200 h, 2045: 3.700 h; Flexibilitätsbeitrag 2027 \r\n\r\nentspricht Verhältnis von 2030\r\n\r\n| 32 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nWasserstoffspeicher zur  Wasserstoffspeicher können großen  \r\nFlexibilitätsbereitstellung Flexibilitätsbeitrag leisten\r\n\r\n■\t Wasserstoffspeicher können in Zukunft erheblich dazu \r\nWasserstoffspeichervolumen [TWh] beitragen, Energieerzeugung und -verbrauch sowohl  Ausblick \r\n\r\nbei kurzfristigen als auch bei saisonalen Schwankungen ■\t Der künftige Bedarf an Investitionen ist maßgeblich \r\n2050 in Einklang zu bringen, die Netzstabilität zu gewähr- \r\n\r\nExtremwetter1 von der Entwicklung der Wasserstoffproduktion und \r\n28,8 54,9   83,7 leisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Mit \r\n\r\nBasis² 28,8 14,5   43,3 des Wasserstoffimports abhängig, wobei zu berück-\r\ndem zunehmenden Anteil Erneuerbarer Energien im sichtigen ist, dass diese beiden Faktoren wiederum von \r\nStromnetz und einer fortschreitenden Elektrifizierung der Dekarbonisierung und der Umstellung industrieller \r\n\r\n2045 anderer Sektoren kommt auch den Wasserstoffspei- Prozesse von fossilem Erdgas auf Wasserstoff beein-\r\nExtremwetter 24,1 54,9   79,0 chern eine bedeutende Rolle zu, um die Stromversor-\r\n\r\nBasis 24,1 13,1   37,2 flusst werden.\r\ngung auch in der Dunkelflaute sicherzustellen. Damit \r\nsind sie ein wesentliches Element eines resilienten ■\t Die Schaffung geeigneter rechtlicher und finanzieller \r\n\r\n2040 Energiesystems. Rahmenbedingungen ist eine unabdingbare Voraus- \r\nExtremwetter 19,4 54,9   74,3 setzung für die Realisierung und Förderung künftiger \r\n\r\nBasis 19,4 13,1   32,5 ■\t Betrachtung von Szenarien: Das zukünftig zu erwar- Investitionen.\r\ntende Speichervolumen unterliegt verschiedenen  \r\nSzenarien. Im Gegensatz zum Basisszenario spielt der \r\n\r\n2035 Zubau neuer Kavernenspeicher im Extremwetter- \r\nExtremwetter 13,4 8,0   21,4 Investitionskosten bis 2050 für Wasserstoff- \r\n\r\nBasis 13,4   13,4 szenario eine größere Rolle, da hier mit einer langen speicher in verschiedenen Szenarien\r\nDunkelflaute gerechnet wird. Die Umnutzung bestehen-\r\nder Speicher ist in beiden Szenarien ein zentrales \r\n\r\n2030 Element.\r\nExtremwetter 7,3  7,3\r\n\r\nBasis\r\n\r\nKaverne — Umwidmung Kaverne — Neubau Kaverne — Umwidmung Kaverne — Neubau 32,5Mrd. Euro\r\n■\t Investitionskosten: Die Höhe der Investitionskosten,  für das Basis- \r\n\r\ndie für die Speicherung von Wasserstoff in Kavernen szenario\r\nanfallen, hängt in erheblichem Maße von dem zugrunde \r\nliegenden Berechnungsszenario ab. Infolgedessen  \r\nkönnen die Kosten je nach Szenario eine beträchtliche \r\nSpannbreite aufweisen. 64,3Mrd. Euro\r\n\r\nfür das \r\nExtremwetter- \r\nszenario\r\n\r\nQuelle: EWI im Auftrag von RWE (2024) \r\n1 Abbildung eines Wetterjahres mit extremen Verhältnissen und ausgeprägter, überregionaler Dunkelflaute \r\n2 Abbildung eines repräsentativen Wetterjahres zwischen 1982 und 2016\r\n\r\n| 33 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\nKlimaneutrale Gase  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse \r\n\r\n■\t Um den voraussichtlichen Bedarf von rund 95-130 TWh im Jahr ■\t Die signifikante Bandbreite der prognostizierten Kosten ist auf Wasserstofferzeugung und voraussichtlicher Bedarf  \r\n\r\n2030 zu decken, bedarf es eines beschleunigten Zubaus von Pro- eine Reihe von Faktoren zurückzuführen wie die weit auseinander- 2030 in Deutschland [TWh]\r\n\r\nduktionskapazitäten und eines Importhochlaufs. Allerdings ist zu liegenden Kostenschätzungen für die künftige Erzeugung von \r\nberücksichtigen, dass die Erzeugung von grauem Wasserstoff auch erneuerbarem Strom sowie die unsichere Entwicklung der Investi 2023 37\r\n\r\n2023 aufgrund der wirtschaftlichen Entwicklung rückläufig war. tionskosten bei den Elektrolyseuren.\r\n■\t Die angestrebte Elektrolysekapazität von 10 GW im Jahr 2030 ■\t Darüber hinaus sind die notwendigen Strukturen und Förderungen \r\n\r\n2030 95 Voraussichtlicher \r\nerscheint zum gegenwärtigen Zeitpunkt als ehrgeiziges Ziel,  in Bezug auf Infrastruktur, Transport, Speicherung und Import von 130\r\n\r\nBedarf\r\n\r\ndessen Realisierung nicht gewährleistet ist. Obwohl Planungen  Wasserstoff nicht ausreichend gegeben. +58 TWh\r\n\r\nzur Installation einer Leistung von 13 GW bis zum Jahr 2030  ■\t Die Unsicherheiten, die mit Faktoren wie Marktpreis, Transport- \r\nexistieren, befindet sich ein signifikanter Anteil davon noch in  Fossile Quellen Nebenprodukt Wasserelektrolyse\r\n\r\nkapazitäten, Verfügbarkeit von Mengen und regulatorischen  \r\nder Konzept- oder Machbarkeitsphase. Zwischen finanziell abge- Rahmenbedingungen verbunden sind, stellen ein erhebliches \r\nsicherten, im Bau befindlichen und in Betrieb genommenen Pro- Hemmnis für Investitionen in konkrete Wasserstoffprojekte dar.\r\njekten, die etwa 1,6 GW ausmachen, und dem Ziel von 10 GW Elektrolysekapazität in Deutschland [GW]\r\nbesteht demnach eine Diskrepanz von 8,4 GW. ■\t Die Reduzierung von Investitionsrisiken sowie die Beschleunigung \r\n\r\ndes Markthochlaufs für erneuerbaren und kohlenstoffarmen  \r\n■\t Grüner Wasserstoff ist derzeit zwar die teuerste Option, stellt aber Ziel 2030 Ziel 10,0\r\n\r\nWasserstoff Wasserstoff bedingen eine Optimierung der Rahmen-\r\naufgrund seiner Klimaverträglichkeit die nachhaltigste und lang- bedingungen und die Implementierung adäquater Fördermaßnahmen.\r\nfristig sinnvollste Lösung dar. Blauer Wasserstoff ist günstiger und Angekündigte \r\nkann als Übergangstechnologie dienen, bleibt jedoch mit CO-₂ ■\t Nur mit einer gesicherten Nachfrage können Investitionsentschei- Projekte bis 20230 13,0\r\n\r\nEmissionen behaftet. Für beide Versionen wird in den nächsten dungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette getroffen  \r\n+8,4 GW  \r\n\r\nJahren mit einer Erhöhung der Wettbewerbsfähigkeit gerechnet. werden. Dafür braucht es einen kohärenten Förderrahmen und \r\nGrauer Wasserstoff ist aktuell am billigsten, verursacht jedoch Absicherungsmechanismen, welche auch die Zahlungslücke zwi-\r\nhohe Treibhausgasemissionen und muss daher schnellstmöglich schen Angebot und Nachfrage verringern. In Betrieb FID/im Bau Machbarkeits- Konzept\r\n\r\nstudie\r\n\r\ndurch klimafreundlichere Alternativen ersetzt werden.\r\n\r\n| 34 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nEnergienetze\r\nStromnetze\r\n■\t Der Bedarf an Investitionen in die Stromnetze ist weiter-\r\n\r\nhin hoch. \r\n■\t Die Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes setzt wich-\r\n\r\ntige Anpassungen um, damit der Smart-Meter-Rollout an \r\nGeschwindigkeit gewinnen kann. Kennzahl\r\n\r\n■\t Der Fokus liegt zunehmend auch hier auf den Energie- Stromnetze\r\nwendetechnologien und der erforderlichen Sicht- und \r\nSteuerbarkeit dezentraler Einspeiser. \r\n \r\n\r\nGas- und Wasserstoffnetze \r\n■\t Die Transformation bestehender Gasnetze und der Auf-\r\n\r\nbau von Wasserstoffnetzen sind eine große Herausfor- \r\nderung und bedürfen eines passenden rechtlichen, wirt-\r\nschaftlichen und regulatorischen Rahmens.​\r\n\r\n■\t Der regulatorische Rahmen hat sich durch die KANU-\r\n2.0-Regelung an die Herausforderungen der Gasnetze \r\nangenähert. Perspektivisch müssen noch weitere Anpas-\r\nsungen folgen. \r\n\r\n■\t Die EU-Gasbinnenmarktrichtlinie setzt wichtige Rahmen-\r\nbedingungen für die Transformation und muss zügig im  \r\nnationalen Recht bis August 2026 umgesetzt werden. 4Investitionen in die Netzinfrastruktur\t 36\r\n\r\nGenehmigungs- und Planungsverfahren\t  37\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer bis 2032\t 38\r\n\r\nDigitalisierung des Stromnetzes — Anzahl der  \r\nPflichteinbaufälle und Smart-Meter-Rollout\t 39\r\n\r\nNetzentgelte und EK-Zinssätze\t 40\r\n\r\nEE-Ausbau und Netzengpassmanagement\t 41\r\n\r\nVersorgungssicherheit im Stromsektor — SAIDI\t 42\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 43\r\n\r\nGas- und Wasserstoffnetze \r\nEntwicklung der Netzentgelte Gas und der \r\nGasabsatzmengen Haushalte\t 44\r\nVerlauf der Investitionen in das Gasnetz\t 45\r\n\r\nEinfluss von KANU 2.0 auf die kalkulatorischen  \r\nKosten (beispielhafte Kalkulation)\t 46\r\n\r\nVersorgungssicherheit im Gassektor — SAIDI\t 47\r\n\r\nDer Bau des Wasserstoff-Kernnetzes  \r\nhat begonnen\t 48\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 49\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nInvestitionen in Für die Bewältigung der Transformationsaufgabe sind \r\ndie Netzinfrastruktur erhebliche Investitionen in die Stromnetze zu leisten\r\n\r\nInvestitionen in die Netzinfrastruktur VNB und ÜNB ■\t Ein resilientes Energiesystem setzt auf Elektronen, \r\nMoleküle und Sektorkopplung. Die Systementwick-\r\n\r\n[Mio. €]] [TWh]\r\n36.000 600 lungsstrategie und eine integrierte Netzplanung gewin-\r\n\r\nnen an Bedeutung. \r\n30.000 500\r\n\r\n■\t Bei den Stromnetzen steigt durch die zunehmende \r\n24.000 400 Elektrifizierung (Verkehr, Wärme, Industrie) und  \r\n\r\nden weiteren Umbau der Stromerzeugung der Investi- \r\n18.000 300\r\n\r\ntionsbedarf auf allen Netzebenen massiv. \r\n12.000 200 ■\t Neben einer wettbewerbsfähigen Verzinsung ist die \r\n\r\n6.000 100 Verfügbarkeit von Materialien und Fachkräften grund-\r\nlegend. Eine Studie von BDEW und ZVEI zeigt, dass  \r\n\r\n0 0 sich die Bedarfe an Kabeln, Transformatoren usw. mas-\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 (Plan) 2030 (Plan)\r\n\r\nsiv erhöhen werden.\r\nInvestitionen  Investitionen  Stromerzeugung aus \r\nNetzinfrastruktur  Netzinfrastruktur  Erneuerbaren Energien  \r\nVNB [Mio. €] ÜNB [Mio. €] [TWh] Ausblick\r\nStromkreislänge ÜNB [Tsd. km]\r\n\r\n■\t Die anstehenden Investitionen sind eine Herausforde-\r\n50\r\n\r\n45,6 rung. Damit sie gelingen, braucht es eine wettbewerbs-\r\nfähige Verzinsung des eingesetzten Kapitals bei \r\n\r\n40 36,3 37,7 38,4\r\ngleichzeitigem Augenmerk auf kostendämpfende Maß- \r\nnahmen, beispielsweise durch Standardisierung/\r\n\r\n30 Harmonisierung.\r\n\r\n20\r\n\r\n10\r\n\r\n0\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2030 (Plan)\r\n\r\nAusbau der Stromkreislänge ÜNB \r\n\r\nQuellen: Monitoringberichte der Bundesnetzagentur; BDEW\r\n\r\n| 36 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nGenehmigungs- und  Eine Beschleunigung des EnLAG und des  \r\nPlanungsverfahren¹ BBPlG würde den Netzausbau unterstützen\r\n\r\n■\t Das EnLAG hat in den letzten Jahren die Verfahren fast \r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren nach EnLAG² [km] komplett abgeschlossen und die Projekte sind größten-\r\n2.000 teils realisiert.\r\n\r\n■\t BBPIG: Die Verantwortung für die Planfeststellungs- \r\nund Raumordnungsverfahren liegt bei den meisten \r\n\r\n1.170 1.356 1.506 1.532 1.560\r\nAnträgen bei den Bundesländern/der Bundesnetzagen-\r\n\r\n1.000 1.532\r\ntur (länderübergreifende Vorhaben). Die restlichen \r\nVorhaben liegen, wie beim EnLAG, bei den Länderbe- \r\nhörden.\r\n\r\n0\r\n2019 2020 2021 2022 2023        Q2 2024\t\t  Q3 2024 ■\t BBPIG – Die restlichen Vorhaben liegen, wie bei der \r\n\r\n\t EnLAG, bei den Länderbehörden.\r\n\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren nach BBPIG3 [km] ■\t Es gibt lange Wartezeiten bei den Planfeststellungs- \r\nund den Raumordnungsverfahren.\r\n\r\n■\t Die Anzahl der jährlichen genehmigten Anträge steigt \r\n10.000\r\n\r\nseit 2022 an.\r\n5.891 6.235 6.128 7.926\r\n\r\n5.000 Ausblick\r\n■\t Genehmigungs- und Planungsverfahren sollten weiter-\r\n\r\n3.719 hin beschleunigt werden, indem die Wartezeiten im Plan- \r\n1.484 871 1.332\r\n\r\n0 feststellungs- und im Raumordnungsverfahren redu-\r\n2019 2020 2021 2022 2023         Q2 2024\t Q3 2024\r\n\r\nziert werden. \r\nNoch nicht im  Im Raumordnungs- Im Planfeststellungs- Genehmigt bzw. Realisiert\r\nGenehmigungsverfahren verfahren verfahren im Bau\r\n\r\nQuelle: Bundesnetzagentur – Monitoring des Stromnetzausbaus Q3 (2024) \r\n1 Offshore wird hier nicht berücksichtigt \r\n2 EnLAG = Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen \r\n3 BBPIG = Gesetz über den Bundesbedarfsplan\r\n\r\n| 37 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nAnzahl zusätzlicher  Die Integration neuer Netzanschlüsse ist eine große \r\nNetznutzer bis 2030 technische und organisatorische Herausforderung\r\n\r\n■\t Netzanschlüsse, insbesondere für PV, Wallboxen und \r\nAnzahl der PV-Anlagen nach Leistung [Mio. Stück]1\r\n\r\nWärmepumpen, verzeichneten flächendeckend einen Ausblick\r\n10 exponentiellen Zuwachs. ■\t Standardisierung, Digitalisierung und Automatisierung \r\n\r\n■\t Netzbetreiber schliessen Anlagen in Rekordzahl an  gewinnen weiter an Bedeutung. \r\n8\r\n\r\ndas Netz an. Die Integration in das System bleibt eine ■\t Fachkräfte und Bürokratieabbau sind notwendig, um \r\nzunehmende Herausforderung. den Zuwachs zu bewältigen.\r\n\r\n6\r\n■\t Neben einem Abbau von Bürokratie kann eine Stärkung ■\t Der schnelle Ausbau von PV-Anlagen macht deren \r\n\r\nder Zusammenarbeit zwischen Netzbetreibern und In-\r\n4 Steuerung zur Netzintegration notwendig.\r\n\r\nstallateuren einen wichtigen Beitrag zur Bewältigung \r\ndieser Aufgabe leisten. Batteriespeicherkapazität und -leistung2\r\n\r\n2\r\n\r\n■\t Neben der zunehmenden Digitalisierung der Anschluss- GW GWh\r\n\r\nprozesse unterstützt eine Harmonisierung der techni- 100 200\t\r\n0\r\n\r\n2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030\r\nschen Anschlussbedingungen in der Nieder- und in der \r\n\r\n> 500 kW 100—500 kW 25—100 kW 7—25 kW 2—7 kW < 2 kW Mittelspannung die Umsetzung neuer Netzanschlüsse. 80 160\t\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer [Mio. Stück]2 ■\t Bei der Entlastung der Netze können Batteriespeicher \r\n60 120\t\r\n\r\n10 eine große Rolle spielen, wenn das Marktdesign ent-\r\nsprechend angepasst wird.\r\n\r\n40 80\t\r\n8\r\n\r\n20 40\t\r\n6\r\n\r\n0 0\r\n4 2023 B 2037 B 2045\r\n\r\nBatteriespeicherkapazität [GWh]\r\n2\r\n\r\nKleinbatterie- Großbatterie- \r\nspeicher speicher\r\n\r\n0\r\n2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Batteriespeicherleistung [GW]\r\n\r\nWärmepumpen Ladepunke PV-Anlagen Kleinbatterie- Großbatterie- \r\nspeicher speicher\r\n\r\nQuellen: 1 EY-Kalkulationen, 2 Netzentwicklungsplan NEP 2037/2045, Version 2025\r\n\r\n| 38 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nDigitalisierung des Stromnetzes — Die Digitalisierung der Netze wird zentrale  \r\nAnzahl der Pflichteinbaufälle und Aufgabe für Netzbetreiber\r\n\r\nSmart-Meter-Rollout ■\t Die Digitalisierung ermöglicht die Schaffung von \r\nFlexibilitäten. \r\n\r\n■\t Der Rollout von Smart Metern und Steuereinheiten ist \r\nDie Digitalisierung und die Modernisierung sind wichtige Bestandteile des Stromnetzes 2045  \r\n(bestehendes MSBG) [Mio. Stück] ein wichtiges Element der Digitalisierung. \r\n\r\n30 ■\t Die Novelle des MSBG legt den Fokus nunmehr auf \r\n„Netzdienlichkeit“ und inkludiert einen „Steuerungs- \r\nrollout“.\r\n\r\n20\r\n\r\n■\t Mit der Erhöhung der Preisobergrenzen wird ein not-\r\nwendiger Beitrag zur Wirtschaftlichkeit des Rollouts \r\n\r\n10 geleistet.\r\n\r\n0\r\n2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 Ausblick\r\n\r\nPflichteinbaufälle Installierte iMSys \r\n(Rollout) ■\t Durch die fortschreitende Digitalisierung werden \r\n\r\nzunehmend Flexibilitäten systemdienlich erschlossen.\r\n■\t Neben dem Nutzen für die Netzsteuerung ermöglicht \r\n\r\nDie Digitalisierung und Modernisierung sind wichtige Bestandteile des Stromnetzes 2045  \r\n(neue Gesetzgebung) [Mio. Stück] die ausgerollte Smart-Meter-Infrastruktur neue \r\n\r\nGeschäftsmodelle, die zum Beispiel einen Beitrag zum \r\n30 optimierten Ausgleich von Angebot und Nachfrage  \r\n\r\nauf dem Strommarkt leisten können.\r\n20 ■\t Für eine effiziente Transformation des Energiesystems \r\n\r\nmüssen der Netzausbau sowie die Integration von \r\n10 Erneuerbare-Energien-Anlagen und Verbrauchern auf \r\n\r\nbundesweiter und regionaler Ebene besser harmoni-\r\nsiert und koordiniert werden — ohne dabei den Hoch-\r\n\r\n0\r\n2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 lauf der Erneuerbaren Energien zu behindern.\r\n\r\nSmart-Meter-Rollout Pflichteinbaufälle Steuereinheiten Pflichteinbaufälle \r\n(Smart Meter) (Steuereinheit)\r\n\r\nQuelle: EY-Kalkulation Smart-Meter-Rollout\r\n\r\n| 39 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nNetzentgelte und EK-Zinssätze In jedem Cent der Netzentgelte steckt ein Anteil \r\n\r\nan den Investitionen in die Infrastruktur\r\nNetzentgelte [ct/kWh]\r\n\r\n30 %\r\n\r\n■\t Die Energiewende kommt voran und das erfordert ■\t Die Kosten müssen zudem gerecht verteilt werden. \r\nengagierte Investitionen in die Netze. Im Preis für jede Hier ist die BNetzA gefragt. \r\nKilowattstunde Strom steckt dafür ein Anteil. \r\n\r\n8 20 % ■\t Im Dreiklang der energiepolitischen Ziele – Versor-\r\n■\t Gleichzeitig ist es notwendig, das regulatorische gungssicherheit, Bezahlbarkeit/Akzeptanz und Klima-\r\n\r\nAnreizsystem wettbewerbsfähig zu gestalten, damit die neutralität – zeichnet sich ab, dass die Akzeptanz \r\n4 10 % Finanzierung der erforderlichen Investitionen über- zunehmend in den Fokus gerät.\r\n\r\nhaupt erst gelingen kann.\r\n\r\nAusblick\r\n0 Strompreis für Haushaltskunden [ct/kWh]\r\n\r\n2015 2016\t 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 ■\t Aufgrund der kontinuierlich steigenden Versorgungs-\r\n50\r\n\r\nAnteil der Netz- Netzentgelte für Netzentgelte für Netzentgelte für aufgabe ist eine weitere Steigerung der Investitionen \r\nentgelte am Strompreis Haushaltskunden  Gewerbekunden für Industriekunden für \r\nfür Haushalte 50 MWh 24 GWh zu erwarten.\r\n\r\n■\t Durch sachgerechte Rahmenbedingungen in der Regu-\r\nLeitzins und EK-Zinssätze [%] 40\r\n\r\nlierung muss sichergestellt werden, dass das für die \r\nTransformation erforderliche Kapital beschafft werden \r\n\r\n7,5 kann.\r\n30\r\n\r\n5,0 \r\n\r\n20\r\n\r\n2,5 \r\n\r\n0 10\r\n2015 2016\t 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n\r\n28,2 %\r\nEK-Zinssatz < 40 % Altanlagen EK-Zinssatz < 40 % Neuanlagen Leitzins EZB 24,2 %\r\n\r\n0\r\n2020 2021\t 2022 2023 2024\r\n\r\nNetzentgelte Beschaffung,  Mehrwertsteuer Umlagen Stromsteuer\r\ninkl. MSB Vertrieb\r\n\r\nQuellen: Bundesnetzagentur – Monitoringbericht (2024), EZB, BDEW-Strompreisanalyse (2024) Quelle: BDEW-Strompreisanalyse\r\n\r\n| 40 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nEE–Ausbau und  Gegen steigende Kosten für Redispatch helfen  \r\nNetzengpassmanagement nachhaltig nur Netzausbau und Netzmodernisierung\r\n\r\n■\t Ein Großteil der Redispatch-Mengen ist durch Engpässe \r\nKosten für das Netzengpassmanagement [Mio. €] im Übertragungsnetz bedingt. \r\n4.000\r\n\r\n■\t Redispatch-Maßnahmen führen zu hohen Kosten bei \r\nden Übertragungsnetzbetreibern, die über die Netzent-\r\n\r\n3.000\r\ngelte vom Verbraucher gezahlt werden müssen. \r\n\r\n2.000 ■\t Nachdem die Redispatch-Kosten im Jahr 2022 bei rund \r\n2,7 Mrd. Euro lagen, sind sie seither zurückgegangen:  \r\n\r\n1.000 Im Jahr 2023 waren es 2,4 Mrd. Euro und für 2024 \r\nzeichnen sich Kosten in Höhe von 1,5 Mrd. Euro ab  \r\n\r\n0\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 bis (bis Q3 2024 sind es 1,1 Mrd. Euro).\r\n\r\nQ3 2024\r\n\r\n■\t Netzengpassmanagement besteht aus Redispatch, \r\nRedispatch-Kosten Kosten für Kosten für Einsatz von \r\n\r\nCountertrading  Netzreservekraftwerken Countertrading und dem Einsatz von Netzreserve- \r\nkraftwerken.\r\n\r\nJährliche Redispatchmengen [GWh] und jährliche EE-Stromerzeugung [TWh]\r\n\r\n40.000 400 Ausblick\r\n30.000 300 ■\t Netzausbau, die Nutzung von Flexibilitäten und  \r\n\r\nEngpassmanagement sollten gesamtwirtschaftlich \r\n20.000 200 optimiert werden. \r\n\r\n■\t Der erforderliche starke Netzausbau ist notwendig,  \r\n10.000 100 um mittelfristig den Redispatch-Bedarf und damit die \r\n\r\nRedispatch-Kosten zu senken.\r\n0 0\r\n\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Q3 2024\r\n\r\nGesamtmenge  Stromerzeugung aus  \r\nNetzengpassmanagement Erneuerbaren Energien\r\n\r\nQuellen: Bundesnetzagentur — Quartalsbericht Netzengpassmanagement Q4 (2023) \r\nQ3 2024 Daten — SMARD Bundesnetzagentur Q3 (2024)\r\n\r\n| 41 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nVersorgungssicherheit im  Integration der Erneuerbaren Energien ohne  \r\nStromsektor — SAIDI negativen Einfluss auf die Versorgungssicherheit\r\n\r\n■\t Der SAIDI (System Average Interruption Duration ■\t Auch bei steigendem Anteil der Erneuerbaren  \r\nIndex) gibt die durchschnittliche Versorgungsunter- \r\n\r\nEntwicklung des SAIDI-Werts [min] Energien im System konnte das hohe Niveau der \r\nbrechung je angeschlossenem Letztverbraucher  Versorgungssicherheit gehalten werden. \r\ninnerhalb eines Kalenderjahres an. ■\t Es gab einen leichten Anstieg der Versorgungs- \r\n\r\n20 60 ■\t Seit 2006 konnte die Dauer der Versorgungsunterbre- unterbrechungen von 2022 auf 2023, der  \r\nchungen fast halbiert werden. jedoch unter dem langjährigen Durchschnitt von \r\n\r\n14,5 Minuten liegt. Das ist ein Spitzenwert im  \r\neuropäischen Vergleich.\r\n\r\n15 45\r\n\r\n14,5 Vergleich des SAIDI-Werts in der Dachregion [min] \r\n\r\nAusblick\r\n30\r\n\r\n■\t Netzstabilität ist ein positiver Standortfaktor für \r\n10 30 Deutschland. \r\n\r\n25 ■\t Um die hohe Versorgungssicherheit aufrechtzuerhal-\r\nten, müssen (zusätzliche) dezentrale Einspeiseanlagen \r\nsteuerbar gemacht werden.\r\n\r\n5 15 20\r\n\r\n15\r\n\r\n0 0 \r\n2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 12,8\r\n\r\nSAIDI ENWG gesamt  Anteil EE am Bruttostrom- Durchschnittlicher Wert 10\r\n[min/Letztverbraucher] verbrauch [%] SAIDI\r\n\r\n5\r\n\r\n0\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023\r\n\r\nQuelle: Bundesnetzagentur – Kennzahlenentwicklung Strom SAIDI (2023) Deutschland Österreich Schweiz\r\n\r\n| 42 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE\r\n\r\nEnergienetze Stromnetze  \r\nReicht das für die Energiewende? Jährliche notwendige Investitionen in das Stromnetz [Mrd. Euro]\r\n\r\nÜNB\r\n\r\n8,6\r\n\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse 16,4\r\n■\t Noch sind wichtige Eckpfeiler in der Entwicklung, beispielsweise  ■\t Eine wettbewerbsfähige Verzinsung ist grundlegende Vorausset-\r\n\r\ndie Wärmeplanung und ihre Auswirkungen auf die Netzplanung. zung für den notwendigen Netzausbau. Hier müssen im Rahmen VNB\r\n■\t Der Zubau Erneuerbarer Energien und der Zuwachs an Netz des „NEST“-Prozesses noch die richtigen Weichen gestellt werden. \r\n\r\nanschlüssen erreichen weiterhin Rekordwerte. ■\t 10,2\r\nGleichzeitig muss ein Augenmerk auf kostendämpfende Effekte \r\n\r\n■\t Sicher ist: Der Netzausbau wird eine entscheidende Säule der  gelegt werden — beispielsweise mittels Entbürokratisierung und 15,4\r\nEnergiewende bleiben — flankiert durch Digitalisierung. neuer, innovativer Konzepte.\r\n\r\n■\t\r\n■\t Dabei ist die Versorgungsqualität auf hohem Niveau. Angesichts der hohen Herausforderungen und begrenzter  \r\n\r\n2024 Zielwert 2030\r\nRessourcen ist eine klare Fokussierung auf die Themen, die die \r\n\r\n■\t Die kleine EnWG-Novelle hat einen wichtigen Beitrag zur  Energiewende voranbringen, weiterhin notwendig.   \r\nVersorgungssicherheit und zur Wirtschaftlichkeit des Smart- \r\nMeter-Rollouts geleistet.\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer [Mio.]\r\n\r\n2024 +177,6 %\r\n\r\n25,8\r\n\r\n2030\r\n\r\nWärmepumpen Ladepunkte PV-Anlagen\r\n\r\n| 43 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nEntwicklung der Netzentgelte Steigende Netzentgelte Gas trotz  \r\nGas und der Gasabsatzmengen sinkender Eigenkapitalverzinsung\r\n\r\nHaushalte ■\t Die Netzentgelte steigen von 2023 auf 2024 aufgrund \r\nweiter sinkender Absatzmengen und kürzerer Abschrei-  Ausblick\r\nbungsdauern für Neuinvestitionen (KANU 1.0). ■\t In den nächsten Jahren sind weiter steigende Netz- \r\n\r\nNetzentgelte Gas [ct/kWh]\r\n■\t Aufgrund sinkender Beschaffungskosten steigt der entgelte zu erwarten. Grund dafür sind die durch  \r\n\r\n1,5 30 %\r\nAnteil der Netzentgelte am Gaspreis wieder. KANU 2.0 zulässigen degressiven Abschreibungsmög-\r\n\r\nlichkeiten von Bestandsanlagen und die rückläufige  \r\n■\t Wesentlicher Treiber der Endkundenpreise bleibt die Gasabsatzmenge.\r\n\r\n1,0 20 % Beschaffung. \r\n■\t Eine schnellere Refinanzierung bestehender Anlage- \r\n\r\ngüter ist durch degressive Abschreibung möglich.\r\n0,5 10 % Gaspreis für Haushaltskunden [Cent/kWh] und Anteil Netzentgelte [%] ■\t Wenn Netzbetreiber jetzt die Möglichkeit zu degressi-\r\n\r\nven Abschreibungen nutzen, können Netzentgeltstei-\r\n8,4 % gerungen zukünftig geringer ausfallen. \r\n\r\n0 0 \r\n2015 2016\t 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n\r\n15\r\n\r\nNetzentgelte Netzentgelte Netzentgelte Anteil Netzentgelte am  \r\nHaushaltskunden MFH Gewerbekunden Industrie Gaspreis der Haushalte [%]\r\n\r\nGasabsatzmenge [TWh] und Netzentgelte [ct/kWh] Haushalte pro Jahr 15,5 %\r\n350 2,5\r\n\r\n10\r\n\r\n300\r\n2,0\r\n\r\n250\r\n\r\n1,5 24,7 %\r\n200\r\n\r\n5\r\n\r\n150 1,0\r\n\r\n100\r\n0,5\r\n\r\n50\r\n\r\n0\r\n0 0 2020 2021\t 2022 2023 2024\r\n\r\n2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\nBeschaffung, Vertrieb Netzentgelte inkl. MSB Mehrwertsteuer Sonstige Abgaben und \r\n\r\nGasabsatzmenge Haushalt Netzentgelte Haushalte  Umlagen\r\n[TWh] [ct/kWh]\r\n\r\nQuellen: Monitoringbericht (2024), BDEW-Gaspreisanalyse (2024), SMARD (2024)  Quellen: BDEW-Gaspreisanalyse 2024; BDEW-Monitoringbericht 2024\r\n\r\n| 44 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nVerlauf der Investitionen  Die Gesamtinvestitionen sind in den  \r\nin das Gasnetz letzten Jahren zurückgegangen\r\n\r\n■\t Investitionen in das Gasnetz dienen dem Ausbau und \r\nInvestitionen in die Netzinfrastruktur FNB und VNB [Mio. €] der Erneuerung der Netze, um die Versorgungssicher-\r\n\r\nheit weiter zu gewährleisten. \r\n■\t In den Jahren 2019 bis 2023 flossen durchschnittlich \r\n\r\n34 % der Investitionen in die Erneuerung und Instand-\r\n2.500 haltung der Netze und 66 % in den Ausbau.\r\n\r\n1.170 ■\t Bis zu einem geplanten Ausstieg aus der Gasversor-\r\n1.273 gung muss weiterhin die Versorgungssicherheit \r\n\r\n1.488 1.377 gewährleistet sein.\r\n2.000\r\n\r\n■\t Investitionen können daher nicht beliebig reduziert \r\n1.674\r\n\r\nwerden und müssen ggf. hinsichtlich einer zukünftigen \r\n965 Transformation hin zu wasserstofftauglichen Netzen \r\n\r\n1.736 1.445\r\n1.500 1.031 optimiert werden.\r\n\r\n■\t Für Investitionsentscheidungen sind ein verlässlicher \r\nrechtlicher und regulatorischer Rahmen und eine risi-\r\n\r\n1.155 koadäquate Verzinsung des eingebrachten Eigenkapi-\r\n1.112\r\n\r\n1.000 1.020 tals unerlässlich.\r\n1.651\r\n\r\n1.452\r\n1.333 1.376\r\n\r\n1.189  Ausblick\r\n995\r\n\r\n500 970 ■\t Investitionen in den Ausbau und die Erneuerung von \r\n820 Gasnetzen werden zurückgehen. \r\n\r\n679\r\n527 496 470 ■\t Die Kosten für Stilllegung und Rückbau von Netzen \r\n\r\nwerden dort, wo es unbedingt erforderlich ist, steigen.\r\n0\r\n\r\n2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n(Plan)\r\n\r\nInvestitionen Investitionen \r\nNetzinfrastruktur FNB Netzinfrastruktur VNB\r\n\r\nQuelle: Bundesnetzagentur — Monitoringbericht (2024) \r\n\r\n| 45 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nEinfluss von KANU 2.0 auf  KANU 2.0 fördert die Netzentgeltentwicklung  \r\ndie kalkulatorischen Kosten  und ist ein wichtiger Schritt zur Klimaneutralität\r\n\r\n(beispielhafte Kalkulation) ■\t Perspektivisch werden immer weniger Netznutzer vor-\r\nhanden sein, auf die die Netzkosten umgelegt werden \r\nkönnen. Frühzeitigere Abschreibungen entlasten diese Was ist KANU 2.0?\r\n\r\nUse Case: beispielhafter Einfluss der degressiven Abschreibung auf die Entwicklung der kalkulatorischen Nutzer und verteilen die Kosten auf eine jetzt noch \r\nKosten (auf Bestandsanlagen, Reinvestitionen wurden nicht berücksichtigt) hohe Zahl an Endkunden. KANU 2.0 ist ein Beschluss der BNetzA zur  \r\nKalkulatorische Kosten [Mio. Euro] ■\t KANU 2.0 ermöglicht es den Netzbetreibern, durch ein Anpassung von kalkulatorischen Nutzungsdauern \r\n\r\nVorziehen von Abschreibungen die Gaskunden in der und Abschreibungsmodalitäten von Erdgas- \r\nZukunft zu entlasten. leitungsinfrastrukturen. \r\n\r\n6 ■\t Die kalkulatorischen Kosten enthalten einen kalkulato-\r\nDie neue Regelung hilft den Netzbetreibern,  \r\n\r\nrischen Gewinn.\r\nwährend der Transformation einen wirtschaft- \r\nlichen Betrieb der Gasnetze zu gewährleisten. \r\n\r\n Ausblick\r\nBesonderheit: erstmalige Berücksichtigung der \r\n\r\n4 ■\t Die Weiterentwicklung der regulatorischen und recht- Bestandsanlagen.\r\nlichen Rahmenbedingungen ist für die Transformation \r\nder Gasversorgung dringend notwendig.\r\n\r\n■\t Eine effiziente Transformationsplanung und Umset-\r\nzung reduziert die Kosten.\r\n\r\n2\r\n\r\n0\r\n2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045\r\n\r\nKANU 2.0 — lineare KANU 2.0 — degressive Ohne KANU 2.0 \r\nAbschreibung Abschreibung (12 %)\r\n\r\nQuelle: EY-Simulation zum Einfluss von KANU 2.0 \r\nAnnahmen: Reinvestitionsplan nach den Nutzungsdauern unterem Rand der GasNEV; Inflation 3 %; Effizienzwert 75 %, \r\nGewerbesteuerhebesatz 425 %; EK-Zinssätze nach 4. RegP. \r\n\r\n| 46 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nVersorgungssicherheit im  Die Versorgungssicherheit im Gassektor  \r\nGassektor — SAIDI zählt zu den besten in Europa\r\n\r\n■\t Deutschland schneidet weiterhin in Bezug auf die \r\nÜberdurchschnittlich gute SAIDI-Werte trotz angespannten Gasmarktes — Versorgungssicherheit  durchschnittliche Unterbrechungsdauer je Kunde  Ausblick\r\nbleibt gewährleistet (SAIDI) in Europa mit am besten ab. ■\t Die Einhaltung des Zieldreiecks Versorgungssicherheit, \r\nSAIDI gesamt Gas [min/Letztverbraucher] ■\t Der SAIDI-Wert sinkt von 2022 auf 2023 weiter und Bezahlbarkeit und Klimaneutralität muss maßgeblich \r\n\r\nliegt deutlich unter dem langjährigen Durchschnitt. sein für den Transformationsprozess. \r\n4\r\n\r\n■\t Eine integrierte Netzplanung für Gas, Wasserstoff und \r\nStrom ist notwendig für ein resilientes Energiesystem. \r\nDie Systementwicklungsstrategie ist ein erster wichti-\r\nger Schritt in diese Richtung.\r\n\r\n3\r\n\r\n2\r\n\r\nØ 1,54\r\n\r\n1\r\n\r\n0\r\n2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023\r\n\r\nSAIDI gesamt Gas Durchschnitt SAIDI\r\n\r\nQuelle: Bundesnetzagentur – Auswertung Gas (2023) \r\n\r\n| 47 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nDer Bau des Wasserstoff- Erster Meilenstein mit der Genehmigung  \r\nKernnetzes hat begonnen des Wasserstoff-Kernnetzes erreicht \r\n\r\n■\t Der Antrag der Fernleitungsnetzbetreiber zum Bau  \r\nBis 2032 soll das rund 9.000 km lange Wasserstoff-Kernnetz in  des Wasserstoff-Kernnetzes wurde von der Bundes-  Ausblick\r\nBetrieb genommen werden netzagentur am 22.10.2024 genehmigt. ■\t Die Festlegung des Hochlaufentgelts durch die Bundes-\r\n\r\n■\t Mit der Umsetzung des größten Wasserstoffnetzes netzagentur erfolgt im Jahr 2025. \r\n\r\nEuropas treibt Deutschland den Hochlauf der Wasser- ■\t Erste regulatorische Rahmenbedingungen für den \r\nstoffwirtschaft entscheidend voran. Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes werden festgelegt. \r\n\r\n■\t Das Wasserstoff-Kernnetz verbindet Industriezentren, ■\t Planung und Umsetzung einer bedarfsgerechten  \r\nErzeugungsanlagen, Speicher und Importrouten Wasserstoff-Verteilnetz-Infrastruktur sind notwendig, \r\nmiteinander. um die Anbindung von Wasserstoffkunden an das  \r\n\r\nWasserstoffnetz zu gewährleisten.\r\n\r\n   Genehmigtes Wasserstoff-Kernnetz    Investitionen Wasserstoff-Kernnetz\r\n\r\nLeitungen\t\t\t\t    9.040 km Genehmigte Gesamtinvestitionen\t 18,9 Mrd. €\r\n\r\nUmzustellende Leitungen der FNB\t\t  5.062 km\r\n\r\nNeubauleitungen der FNB\t\t\t   3.978 km\r\n\r\nGeplante Einspeisekapazitäten\t\t  101 GW\r\n\r\nGeplante Ausspeisekapazitäten\t\t  87 GW\r\n\r\nUmstellungsleitung Neubauleitung\r\n\r\nQuellen: FNB Gas – Wasserstoffstrategie (2023), BDEW (2024) \r\n\r\n| 48 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE\r\n\r\nEnergienetze Gas- und Wasserstoffnetze  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz [Mrd. €]\r\n\r\n■\t Das Wasserstoff-Kernnetz wurde genehmigt und die Planung im ■\t Die KANU-2.0-Regelung leistet einen positiven Beitrag für die  \r\nOktober 2024 begonnen. Transformation der Gasnetze​. 0\r\n\r\n■\t Mit dem Aufbau der Wasserstoffnetze und zunehmender  ■\t Es braucht nun neben weiterer Transformationsregelungen etwa \r\n18,9\r\n\r\nSektorkopplung gewinnt eine integriere Sicht auf die Netz- zum unbedingt erforderlichen Rückbau und dem Umgang mit  \r\nplanung an Bedeutung. Gaskonzessionen eine zügige Umsetzung der EU-Gasbinnenmarkt-\r\n\r\n■\t Wichtige Eckpfeiler sind noch in der Entwicklung, beispiels- richtlinie — insbesondere der Artikel 38, 56 und 57 —, um den  \r\n\r\nweise die Wärmeplanung und ihre Auswirkungen auf die Trans- Transformationsprozess weiter zu stärken. Leitungslänge des Wasserstoff-Kernnetzes [km]\r\nformation der Gasnetze. ■\t Akzeptanzschaffung und Planungssicherheit für die Transformation \r\n\r\n■\t Erdgas wird mittel- und langfristig eine immer geringere Rolle  der Gasnetze sind eine wichtige politische Aufgabe, die auch im  \r\n\r\nbei der Energieversorgung spielen. Rahmen der kommunalen Wärmeplanung mit berücksichtigt werden 0\r\n\r\nmuss.\r\n■\t Erneuerbare Gase werden zunehmend genutzt werden, jedoch  9.040\r\n\r\n■\t\r\nin deutlich geringerem Umfang als bisher Erdgas. Die tatsächliche Entwicklung von Gas- und Wasserstoffbedarfen  \r\n\r\nist maßgeblich von den politischen Rahmenbedingungen abhängig. \r\n■\t Eine solide Netzplanung wird den Anstieg der Netzentgelte auf  Eine umfassende Netzplanung ersetzt die erforderlichen politi-\r\n\r\n2024 Zielwert 2032\r\nein benötigtes Minimum begrenzen können. schen Maßnahmen nicht.\r\n\r\n| 49 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nWärmewende\r\n■\t Für die Erreichung des Klimaneutralitätsziels ist eine \r\n\r\ngrüne Transformation des Wärmesektors ein zentrales \r\nElement.\r\n\r\n■\t Der hohe Anteil des Wärmesektors (2023: 1.259 TWh)  \r\nam gesamten Endenergieverbrauch (von 2.268 TWh)  \r\nverstärkt die Bedeutung der Wärme für eine erfolgreiche \r\nTransformation.\r\n\r\n■\t Hierfür werden in diesem Kapitel zwei politische Ziele  \r\nfür die Wärmewende analysiert: \r\n— 32 % klimaneutrale Wärme bis 20301 \r\n—  500.000 neue Wärmepumpen pro Jahr ab 2024²  \r\n\r\nbis 2030\r\n■\t Weiterhin werden der Ist-Stand sowie die aktuellen Rah-\r\n\r\nmenbedingungen näher beleuchtet, um abzuschätzen, \r\nwie weit Deutschland von der Zielerreichung entfernt ist \r\nund welche Hindernisse bestehen. Kennzahl\r\n\r\n1 Angestrebtes Ziel Deutschlands nach der Neufassung der europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie\r\n2  Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz — Eckpunktepapier zur Diskussion der Beschleunigung des \t\r\n\r\nWärmepumpenhochlaufs (2022) sowie Integrierter nationaler Energie- und Klimaplan/NECP (August 2024) 5Entwicklung des gesamten Verbrauchs  \r\nErneuerbarer Wärme- und Kälteendenergie\t 51\r\n\r\nEntwicklung der Nettowärmeerzeugung zur  \r\nleitungsgebundenen Fern- und Nahwärme- \r\nversorgung nach Energieträgern\t 52\r\n\r\nMarktentwicklung Wärmeerzeuger\t 53\r\n\r\nEntwicklung des Wärmepumpenbestandes\t 54\r\n\r\nEntwicklung der Anzahl installierter  \r\nHeizwärmepumpen\t 55\r\n\r\nStart der kommunalen Wärmeplanung in  \r\nDeutschland\t 56\r\n\r\nFlexibilität im Wärmemarkt ermöglicht  \r\nEntlastung des Strommarktes\t 57\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 58\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „\r\nEntwicklung des gesamten  Ein überproportional großer Anteil klima- \r\nVerbrauchs Erneuerbarer  neutraler Wärme (80,6 %) wird mit Biomasse erzeugt\r\n\r\nWärme- und Kälteendenergie ■\t Von 2019 bis 2022 war ein kontinuierlicher, jedoch \r\ngeringer Zuwachs des Anteils von Erneuerbaren  \r\nEnergien und Abwärme¹ am Wärmeverbrauch zu \r\nbeobachten.\r\n\r\nErneuerbare Wärme- und Kälteenergie [TWh] ■\t Seit 2023 stagniert der Anteil jedoch.\r\n32,0\r\n\r\n■\t 2024 wurden etwa 206,860 TWh des Gesamtwärme-\r\n250 ,7 18,9 18,9\r\n\r\n16,3 18 marktes von 1.100 TWh mit Erneuerbaren Energien \r\n219,1 und Abwärme² erzeugt. Das entspricht 18,9 %.\r\n\r\n207,0 203,4 206,0\r\n200 ■\t Bei der Erzeugung spielt der Einsatz von Biomasse zur-\r\n\r\nzeit noch eine zentrale Rolle. 80,7 % der erneuerbaren \r\nWärme gehen auf diese begrenzte Ressource zurück.\r\n\r\n150\r\n137,4\r\n\r\n130,4 120,4 120,8\r\n\r\n Ausblick \r\n100\r\n\r\n2,5 2,5 2,1 ■\t Weiterhin bilden das Gebäudeenergiegesetz und das \r\n2,6\r\n\r\n23,1 22,3 22,1 Wärmeplanungsgesetz den Kern für die klimaneutrale \r\n22,4\r\n\r\n50 14,1 Wärmeerzeugung.¹\r\n15,6 15,0 14,3\r\n\r\n,8\r\n9,7 9,1 8\r\n\r\n8,5\r\n1,6 1,8 1,8 1,8\r\n\r\n■\t Gefördert wird die Transformation der Wärmeversor-\r\n17,3 19,9 23,9 27,5\r\n\r\ngung insbesondere durch die Bundesförderung für effi-\r\n8,6 9,7 9,1 8,8\r\n\r\n0\r\n2021 2022 2023 2024 2030 ziente Gebäude (BEG), die Bundesförderung für effizi-\r\n\r\nente Wärmenetze (BEW) und das KWKG.2 Politische \r\nBiogene  Biogene gasförmige Solarthermie Oberflächennahe  Klimaneutraler Anteil¹  \r\nFestbrennstoffe  Brennstoffe Geothermie, Umweltwärme am gesamten End- \r\n\r\n(Wärmepumpen) Unsicherheiten bzgl. der Anforderungen des Gebäude-\r\nenergieverbrauch [%]\r\n\r\nenergiegesetzes (GEG) und der Fördermittelausstat-\r\nBiogene flüssige  Biogener Anteil Tiefe Geothermie Abwärme¹\r\nBrennstoffe des Abfalls tung sollten abgebaut werden, um weitere Stagnation \r\n\r\nzu vermeiden.\r\n■\t Da das Biomassepotenzial begrenzt ist, muss die Nut- 18,9 %\r\n\r\nQuelle: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat): „Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren \r\nEnergien in Deutschland“ (Februar 2025), BDEW–Jahresbericht 2024 zung weiterer Wärmequellen wie etwa die Nutzung von \r\n1 Unvermeidbare Abwärme i.s.d. WPG Wärmepumpen, Solar- und Geothermie oder die Einbin- Anteil Erneuerbarer Energien am \r\n2 Förderung innovativer KWK-Systeme sowie von Biomassenutzung und grünen Gasen dung unvermeidbarer Abwärme ausgebaut werden. Wärmesektor (2024)\r\n| 51 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „\r\nEntwicklung der Nettowärme- Marktanteil der Fernwärme im Jahr 2024  \r\nerzeugung zur leitungsgebundenen  gegenüber den Vorjahren leicht um 0,7 % gesunken\r\n\r\nFern- und Nahwärmeversorgung1  ■\t Im Jahr 2024 wurden 127 TWh Fernwärme erzeugt, \r\n2,3 % weniger als im Vorjahr. Die Anzahl der Fernwärme-  Ausblick \r\n\r\nnach Energieträgern neuanschlüsse stieg 2024 wieder leicht an, lag  ■\t Den Anstieg des EE-Anteils und die Nutzung unver-\r\naber weiterhin deutlich unter dem Wert von 2023. meidbarer Abwärme unterstützt insbesondere das \r\n\r\n■\t Die Anzahl der Fernwärme-Neuanschlüsse stieg im  Wärmeplanungsgesetz.\r\nNettowärmeerzeugung nach Energieträgern [Mrd. kWh] dritten Quartal 2024 wieder leicht an, lag aber weiter- ■\t Damit der EE-Anteil in der leitungsgebundenen Fern- \r\n\r\nhin deutlich unter dem Niveau von 2023.\r\n10,8 10,7 und Nahwärmeversorgung mit höheren Wachstums- \r\n\r\n150\r\n144 10,3 10,0 Anteil der jährlichen Fern-  ■\t Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Energiemix raten voranschreitet, sollte eine angemessene Förder-\r\n\r\n208,77 und Nahwärmeversorgung [%]\r\n17,3 % 134 130 mittelausstattung gewährleistet sein. \r\n\r\n127 der Fernwärme lag im Jahr 2024 unverändert zum \r\nVorjahr bei 19,3 %.\r\n\r\n18,7 %\r\n6,1 % 19,3 % 19,3 %\r\n1,8 % ■\t Zieht man im Sinne des Wärmeplanungsgesetzes \r\n\r\n7,3 %\r\n100 8,4 % 7,8 % 7,6 %\r\n\r\n2,6 % (WPG) zum EE-Anteil den Anteil aus unvermeidbarer \r\n5,9 % 2,0 % 1,5%\r\n\r\n8,7 %\r\n9,1 % 9,1 % Abwärme oder Kombinationen daraus hinzu, lag der \r\n\r\n13,9 % 5,8 % 5,1 % 3,9 % gemeinsame Anteil 2024 dagegen schon bei 36 %. Im \r\n14,3 % 11,5 % 9,6 % bundesweiten Mittel soll dieser kombinierte Anteil ab \r\n\r\n2030 50 % betragen (Ziel nach § 2 Abs. 1 WPG für \r\n50 Wärmenetze).\r\n\r\n46,7 % 49,0 %\r\n42,9 % 45,2 %\r\n\r\n0\r\n2021 2022 2023 2024\r\n\r\nErneuerbare  Übrige konventionelle Braunkohle Erdgas\r\nEnergien Energieträger\r\n\r\nAbwärme Abfall (nicht biogen) Steinkohle Fernwärmeerzeugungsanteil 19,3 %\r\nam Endenergieverbrauch\r\n\r\nDer Anteil der Erneuerbaren Energien an der \r\nQuellen: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat): „Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren Fernwärme stagniert — ohne Abwärme (2024)\r\nEnergien in Deutschland“ (Februar 2025), Destatis und BDEW (2024) \r\n1 Einschließlich Einspeisungen von Industrie und Sonstigen\r\n\r\n| 52 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „  \r\nMarktentwicklung verkaufter  Gasbasierte Wärmeerzeuger bleiben  \r\nWärmeerzeuger meistverkaufte Lösung\r\n\r\n■\t Im Jahr 2024 ist im Vergleich zum Ausnahmejahr 2023 \r\n1.308,5\r\n\r\nAnzahl an jährlich abgesetzten Wärmeerzeugern [Tsd.] eine Reduktion des Absatzes an Wärmepumpen von ca. \r\n54 % zu verzeichnen.\r\n\r\n1200\r\n\r\n■\t Der Absatz aller Heiztechnologien (mit Ausnahme von \r\nÖl) ist etwa im selben Maße eingebrochen.\r\n\r\n1000 980\r\n929 ■\t Damit hat die Geschwindigkeit der Heizungsmoderni-\r\n\r\nsierung im letzten Jahr stark abgenommen.\r\n842\r\n\r\n800 ■\t Gasbasierte Wärmeerzeuger bleiben, wie schon in den \r\n748\r\n\r\n710 712 732\r\n686,5 681 693,5 712,5 letzten Jahren, die meistverkauften Geräte.\r\n\r\n600  Ausblick \r\n■\t Große Unsicherheiten durch die lange politische \r\n\r\n400 Debatte und das Gesetzgebungsverfahren zum GEG \r\nbzw. „Heizungsgesetz“ haben zu einmaligen Vor- \r\nzieheffekten 2023 und dem späteren Einbruch 2024 \r\n\r\n200 geführt.\r\n■\t 2024 ist ein Konsolidierungspfad erkennbar. \r\n\r\n0 ■\t Eine weitere Verunsicherung durch erneute Diskus- \r\n2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n\r\nsionen und eine eingetrübte konjunkturelle Lage  \r\nBiomassekessel Wärmepumpen Ölkessel  Ölkessel  Gaskessel  Gaskessel  bergen die Gefahr einer Stagnation der Heizungsmoder- \r\n\r\n(Heizwert) (Brennwert + NT1) (Heizwert) (Brennwert + NT1)\r\nnisierung. \r\n\r\n■\t Steigende CO2-Kosten und ein attraktiver, verlässlicher \r\nFörderrahmen würden dieser Entwicklung entgegen- \r\nwirken. 50 %\r\n\r\nQuelle: Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie e. V. (2024) Reduktion der verkauften Wärmeerzeuger\r\n1 Niedertemperaturkessel (von 2023 auf 2024)\r\n| 53 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „    \r\nEntwicklung des  Schwacher Anstieg des Wärmepumpen- \r\nWärmepumpenbestandes bestandes 2024 im Vergleich zu 2023\r\n\r\n■\t Der Wärmepumpenbestand steigt von 2023 auf 2024 \r\nKumulierte Anzahl an Wärmepumpen  [Tsd. Stück] 20,7 um ca. 209.000 Wärmepumpenheizungen an, was \r\n\r\n19,0 einem Plus von ca. 10 % im Vergleich zum Vorjahr ent- \r\n2200 spricht.\r\n\r\n■\t Die Wärmepumpe hat mit 65 % im Jahr 2024 den größ-\r\n2000\r\n\r\n15,5 ten Anteil an der Beheizungsstruktur im Wohnungs- \r\nneubau in Deutschland. Im Vergleich dazu beträgt der \r\n\r\n1800\r\n13,4 Anteil im Wohnungsbestand nur 4,4 %.¹ \r\n\r\n12,0\r\n1600\r\n\r\n10,9\r\n10,1\r\n\r\n1400 9,3  Ausblick \r\n8,6\r\n\r\n8,0 ■\t Die fortbestehende Diskussion um das GEG erhöht die \r\n1200 7,4\r\n\r\n6,9 Unsicherheiten für Immobilienbesitzer.\r\n6,3\r\n\r\n5,7\r\n1000 5,1 ■\t Dadurch sind für 2025 weiterhin weniger Heizungs- \r\n\r\n4,0 4,5\r\nmodernisierungen zu erwarten.\r\n\r\n3,4\r\n800 3,0\r\n\r\n2,5\r\n1,7 2,0 2,0 2,0 2,3 2,4 ■\t Hinzu kommen Engpässe aufgrund von Fachkräfteman-\r\n\r\n600 gel, die eine weitere Verzögerung des Wärmepumpen-\r\nausbaus verursachen werden.\r\n\r\n400\r\n\r\n200\r\n\r\n0\r\n1990 2000 2005 2010 2015 2020 2024\r\n\r\nSole-Wasser- Wasser-Wasser- Luft-Wasser- Brauchwasser- Gas- Installierte thermische \r\nWärmepumpen Wärmepumpen Wärmepumpen Wärmepumpen Wärmepumpen Leistung von Wärmepumpen \r\n\r\npro Jahr in GW \r\n\r\nQuelle: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat): „Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren \r\nEnergien in Deutschland“ (Februar 2025) \r\n1 BDEW-Jahresbericht 2024\r\n\r\n| 54 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „  \r\nEntwicklung der Anzahl  Die Dynamik bei neu installierten Wärme- \r\ninstallierter Heizwärmepumpen1 pumpen hat sich 2024 nicht fortgesetzt\r\n\r\n \r\n■\t Die hohe Anzahl neu installierter Wärmepumpen im \r\n\r\nAnzahl installierter Wärmepumpen Jahr 2023 ist auf einen Auftragsstau aus dem Jahr  Ausblick \r\n2022 sowie auf Vorzieheffekte aus dem Jahr 2023 ■\t Die Zahl der bewilligten KfW-Anträge für das BEG steigt \r\n\r\n6 zurückzuführen.\r\nZielwerte zwar wieder langsam an, erreicht mit durchschnittlich \r\n\r\n■\t Die vergangene Dynamik hat sich wie erwartet, 2024 13.961 Anträgen pro Monat im Jahr 2024² aber nicht \r\n4,9 nicht fortgesetzt, weshalb das Erreichen des Ausbau- das Level von 2022 (~ 29.000 Anträge). Es sind da- \r\n\r\n5\r\n\r\nziels von 500.000 Wärmepumpen pro Jahr ab 2024 her keine Steigerungen über das Niveau von 2023 zu \r\n4,4\r\n\r\ngefährdet ist. erwarten.\r\n4 ■\t Es bestehen Unsicherheiten durch den Regierungs-\r\n\r\nZuwachs 500.000 \r\n\r\n172 wechsel und eine unklare Fördermittelausstattung in \r\nWärmepumpen pro Jahr der Zukunft. \r\n\r\n3\r\n\r\n1,9\r\n2 1,7 Tsd.\r\n\r\n1,4 500 500 neu installierte Wärmepumpen¹ (2024)\r\n1,2\r\n\r\n0,9 1,0 339\r\n1\r\n\r\n219\r\n172\r\n\r\n78 109 140\r\n\r\n0\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024 2029 2030\r\n\r\nZuwachsmenge an Kumulierte Anzahl \r\nHeizwärmepumpen pro installierter  \r\nJahr  [Tsd.] Wärmepumpen [Mio.]\r\n\r\nQuellen: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat): „Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren \r\nEnergien in Deutschland“ (Februar 2025) und eigene Berechnungsgrundlage; Werte für 2029 und 2030 entspre-\r\nchen den politischen Zielwerten \r\n1  Exklusive Brauchwasserwärmepumpen \r\n2  BMWK: www.energiewechsel.de/KAENEF/Redaktion/DE/PDF-Anlagen/BEG/beg-antrangszahlen-2024.html\r\n\r\n| 55 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „  \r\nStart der kommunalen  Neun Bundesländer haben bereits die rechtliche  \r\nWärmeplanung in Deutschland Grundlage für die kommunale Wärmeplanung geschaffen\r\n\r\n■\t Am 1. Januar 2024 ist das Wärmeplanungsgesetz in \r\nKraft getreten. Darin werden die Bundesländer ver-  Ausblick \r\npflichtet, die flächendeckende Wärmeplanung für die ■\t Bis zum 30. Juni 2026 müssen alle Kommunen mit \r\nKommunen vorzuschreiben. mehr als 100.000 Einwohnern einen Wärmeplan \r\n\r\n■\t Bis Ende 2024 hatten neun Bundesländer eine landes- vorlegen.\r\nrechtliche Grundlage für die kommunale Wärmepla- ■\t Kommunen mit weniger als 100.000 Einwohnern \r\nnung geschaffen, in sieben Bundesländern ist sie in haben zwei Jahre mehr Zeit, bis zum 30. Juni 2028.\r\nVorbereitung. \r\n\r\n■\t Damit die Wärmeplanung flächendeckend erfolgt und \r\n■\t Mit Stand 31. Dezember 2024 haben nahezu alle (98 %) die Dynamik bei den kleineren Kommunen nicht \r\n\r\nder 238 deutschen Kommunen mit mehr als 45.000 abnimmt, müssen die Länder weiterhin die Kommunen \r\nEinwohnern² bereits mit der Wärmeplanung begonnen unterstützen.\r\noder sie abgeschlossen.\r\n\r\n■\t Über alle Kommunengrößen hinweg hat bereits ein \r\nDrittel der 11.000 Kommunen mit der Wärmeplanung \r\nbegonnen oder sie bereits abgeschlossen.¹\r\n\r\nDie Wärmeplanung kommt voran\r\nStand der kommunalen \r\nWärmeplanung in Kommunen mit \r\nüber 45.000 Einwohnern\r\n\r\n   Keine Information\r\n   In Arbeit\r\n   Abgeschlossen 98 %  Anteil der begonnenen oder \r\n\r\nabgeschlossenen Wärmepläne  \r\nin Kommunen mit über 45.000 \r\nEinwohnern.\r\n\r\nHinweis: Dieser Überblick ist das Ergebnis \r\neiner BDEW-Recherche. Der BDEW über- \r\nnimmt keine Garantie für Vollständigkeit  \r\nund Richtigkeit der Informationen.\r\n\r\nQuelle: Statistisches Bundesamt, BDEW (2024) \r\n1 Kompetenzzentrum Kommunale Wärmewende (KWW)  \r\n2 Abgrenzung 45.000 Einwohner gemäß europäischer Vorgabe EED Art. 25, Abs.6\r\n\r\n| 56 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „  \r\nFlexibilität im Wärmemarkt  Flexibilität ist die Möglichkeit der Anpassung  \r\nermöglicht Entlastung des  von Erzeugung, Last und Speichernutzung\r\n\r\nStrommarktes ■\t In der Regel ist Flexibilität erforderlich, um Angebot \r\nund Nachfrage (besser) zu synchronisieren. Sie kann \r\nmarktlich, netzdienlich oder systemdienlich eingesetzt \r\nwerden.\r\n\r\nStromeinspeisung ■\t Auch die Wärmeerzeugung und die Wärmenachfrage \r\nwerden durch eine hohe Dezentralität gekennzeichnet \r\n\r\nElektrifizierung Erzeugungsanlagen sein. Durch die zunehmende Elektrifizierung großer \r\nTeile der Wärmeerzeugung wirkt sich auch die schiere \r\n\r\ndezentral Komplexität Anzahl der Erzeugungsanlagen und die fluktuierende \r\n\r\nsystemdienlichWärme Stromeinspeisung auf den Wärmebereich aus und wird \r\nzu einem höheren Koordinationsaufwand führen, der \r\n\r\nFlexibilität nur noch mit einem hohen Maß an Automatisierung \r\nbewältigt werden kann.\r\n\r\nKünstliche Intelligenz Nachfrage  Ausblick \r\n■\t Die Komplexität aufseiten der Verbraucher nimmt \r\n\r\nAutomatisierung Verbraucher ebenso zu: Die Elektrifizierung von Mobilität und \r\n\r\nWärmebereich Wärme/Kälte führt zu mehreren Millionen weiterer Ver-\r\nWärmeerzeuger braucher im Strom- und im dezentralen Wärmesystem, \r\n\r\nWärmesysteme deren relativ hoher Bedarf koordiniert und in Einklang \r\ngebracht werden muss. Bei dieser komplexen Auf- \r\ngabe in einem sich stetig wandelnden System eröffnet  \r\nkünstliche Intelligenz einen neuen Lösungsansatz.\r\n\r\n| 57 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\nmarktüblich\r\nAnpassung\r\nFluktuation\r\n\r\nAufwand\r\nKälte\r\n\r\nMobilität\r\n\r\nnetzdienlich\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE\r\n\r\nWärmewende  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse Anteil klimaneutrale Wärme [%]\r\n\r\n■\t Während in den vergangenen Jahren eine stetige Zunahme des EE- ■\t BEG¹ und am GEG² setzen den Rahmen für den Einsatz Erneuer- \r\nAnteils in der Wärmeversorgung verzeichnet wurde, stagnierte die- barer Energien im Wärmesektor und die Steigerung der 18,1\r\nser in den letzten beiden Jahren. Energieeffizienz.\r\n\r\n32,0\r\n■\t Auch unter der Einbeziehung von Abwärme ist für die Erfüllung  ■\t Das WPG³ setzt einen wichtigen Rahmen für die Umsetzung der \r\n\r\nder festgelegten Zielvorgabe jedoch ein beschleunigter Ausbau der kommunalen Wärmeplanung, die insgesamt gut voranschreitet.\r\n+13,9 %-Punkte\r\n\r\nErneuerbaren Energien notwendig. ■\t Die anhaltende Diskussion um das GEG im Zusammenhang mit  \r\n■\t Im Berichtsjahr 2024 konnte nur ein schwacher Anstieg der Instal- dem Regierungswechsel und die Unsicherheit über die Förder- \r\n\r\nlation von Wärmepumpen festgestellt werden. Zwar ist diese Ent- mittelausstattung erschweren die Entscheidungsfindung für Anzahl installierter Wärmepumpen pro Jahr [Tsd.]\r\nwicklung von den Sondereffekten des Jahres 2023 beeinflusst, Immobilienbesitzer.\r\ndoch der Zubau liegt weiterhin deutlich unter dem politischen Ziel ■\t Die notwendige Steigerung der Sanierungsrate wird damit zur  330\r\nvon mindestens 500.000 neu installierten Wärmepumpen pro Jahr. großen Herausforderung für den Wärmesektor.\r\n\r\n■\t Verlässliche gesetzliche Rahmenbedingungen und zielkonforme 500\r\n■\t Die Wärmewende benötigt einen verlässlichen Rahmen und ein \r\n\r\nFörderprogramme sind notwendig, um die Herausforderungen für schlüssiges Gesamtkonzept mit folgenden Elementen: \r\ndie Erreichung der Klimaneutralität in der Wärme zu meistern. 170\r\n\r\n— Bestehende Förderrichtlinien, Gesetze und Verordnungen sollten  \r\n■\t Sowohl die Finanzierung als auch die Bindung von ausreichend \t    kohärent zueinander aufgebaut, einem Wärmewende-Check  \r\n\r\n2024 Zielwert 2030\r\nFachpersonal für den Um- und Ausbau der Fernwärme stellen die       unterzogen und entsprechend weiterentwickelt werden. \r\nUnternehmen vor eine enorm große Herausforderung. —  Um weitere Hindernisse abzubauen, braucht es eine ausbalancierte \r\n\r\n■\t Die Bedeutung und Verbreitung der Fernwärme ist in städtischen AVB-Wärmeverordnung und eine praxistaugliche Aus- \r\n\r\nBallungsräumen und speziell aufgrund der historischen Ent- gestaltung der Wärmelieferverordnung. \r\n\r\nwicklung im Osten Deutschlands besonders hervorzuheben.\r\n1 Bundesförderung für effiziente Gebäude\r\n2 Gebäudeenergiegesetz\r\n3 Wärmeplanungsgesetz\r\n\r\n| 58 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nVerkehrswende\r\n■\t Der Anteil des Verkehrs an den Gesamtemissionen ist seit \r\n\r\n1990 von 13 % auf 22 % (2024) gestiegen. Der Verkehrs- Kennzahl\r\nsektor ist damit der drittgrößte Verursacher von Treibhaus- \r\ngasemissionen.1 Reduzierung der THG-Emissionen \r\n\r\nim Verkehr \r\n■\t Die Emissionen im Verkehr müssen im Vergleich zu 1990 Verteilung der Treibhausgasemissionen im  \r\n\r\n(163 Mio. t CO2-Äquivalent) bis 2030 um fast die Hälfte Verkehrssektor\t 60\r\nauf höchstens 85 Mio. t sinken, um die indikativen Klima-\r\n\r\nEntwicklung der Treibhausgasemissionen im Verkehr\t 61\r\nziele zu erreichen.\r\n\r\n■\t Der von der EU-Kommission veröffentlichte Aktionsplan A6ntriebswende Pkw \r\nfür die europäische Automobilindustrie betont die Relevanz Anzahl und historische Entwicklung des Bestandes  \r\ndes Verkehrssektors bei der Treibhausgas-reduktion und von reinen Elektrofahrzeugen in Deutschland\t 62\r\nschlägt unter anderem Maßnahmen zur Innovationsför- Neuzulassungen von Elektro-Pkw, deren  \r\nderung, Anreizsysteme für Endkonsumenten, Handelsun- Anteil an den Gesamtneuzulassungen und  \r\ngleichgewichte und Ladeinfrastruktur vor. Zielpfad BMWK\t 63\r\n\r\nInstallierte Anzahl und Ladeleistung  \r\nöffentlicher Ladepunkte\t 64\r\n\r\nInstallierte Ladeleistung öffentlicher  \r\nLadepunkte im Vergleich zu den EU–Zielwerten\t 65\r\n\r\nV2G und dessen Beitrag zum Ansatz der  \r\nsteuerbaren Kapazitäten („Flexibilisierung“)\t 66\r\n\r\nAntriebswende Lkw/Nutzfahrzeuge \r\n\r\nAnteil alternativer Antriebe bei  \r\nNutzfahrzeugen über/unter 6 Tonnen\t 67\r\n\r\nNeuzulassungen alternativer Nutzfahrzeuge  \r\nüber 6 Tonnen und deren Anteil\t 68\r\n\r\nAusbau der Ladeinfrastruktur für elektrische  \r\nNutzfahrzeuge\t 69\r\n\r\n1 Umweltbundesamt, Emissionen des Verkehrs (2023) Reicht das für die Energiewende?\t 70  \r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | REDUZIERUNG DER THG–EMISSIONEN IM VERKEHR „  \r\nVerteilung der Treibhausgas- Der Verkehrssektor ist in den letzten Jahren bei der Reduktion \r\nemissionen im Verkehrssektor der THG-Emissionen kaum voran gekommen\r\n\r\n■\t Der Verkehrssektor ist der drittgrößte Verursacher  \r\nvon CO2-Emissionen (22 % der Gesamtemissionen).  Ausblick \r\n\r\n97 %\r\n■\t Um die Klimaziele zu erreichen, müssen die CO2- \r\n\r\n■\t Der Straßenverkehr bleibt der wesentliche Hebel zur \r\n1 % Emissionen im Verkehr bis 2030 gegenüber 1990  Erreichung der Klimaziele im Verkehrssektor und \r\n\r\nhalbiert werden (85 Mio. t CO2).\r\nbedarf entscheidender Maßnahmen zur Reduzierung \r\nvon THG-Emissionen.\r\n\r\n■\t Der Straßenverkehr ist mit 97 % zentraler Faktor für  \r\n29 % die THG-Emissionen des Verkehrssektors. ■\t Zentral sind insbesondere die Elektrifizierung von Pkw \r\n\r\nund schweren Nutzfahrzeugen (Nfz).\r\n■\t Für die Antriebswende sind die Pkw entscheidend  \r\n\r\n2022 Straßenverkehr 2022 (61 % aller THG im Straßenverkehr), u. a. wegen des  \r\nReifegrades von Technologie und Markt.\r\n\r\n9 %\r\n61 % ■\t Lkw verursachen pro Fahrzeug deutlich höhere CO2-₂\r\n\r\nEmissionen als Pkw und stellen daher eine besondere \r\nHerausforderung für die Verkehrswende dar, da ihre \r\nElektrifizierung vor allem aufgrund des höheren Energie- \r\nbedarfs anspruchsvoller ist. Mit immer leistungs- \r\nfähigeren Batterien werden E-Lkw jedoch auch im Fern-\r\nverkehr immer wettbewerbsfähiger. Die Verteilung der \r\n\r\nInländischer Schienenverkehr Pkw Schwere Nfz Emissionen hat sich gegenüber 2021 kaum verändert.\r\nFlugverkehr\r\n\r\nStraßenverkehr Küsten- Leichte Nfz Motorisierte \r\nBinnenschifffahrt Zweiräder\r\n\r\n97 %\r\nAnteil Straßenverkehr an \r\n\r\nQuellen: Agora Energiewende (2025), BMDV Verkehr in Zahlen (2024/2025), Umweltbundesamt (UBA) Gesamtverkehrsemissionen\r\n| 60 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | REDUZIERUNG DER THG–EMISSIONEN IM VERKEHR „  \r\nEntwicklung der Treibhausgas- Die Lücke wächst: politische Neuausrichtung  \r\nemissionen im Verkehr entscheidend für Zielerreichung\r\n\r\n■\t Die THG-Emissionen im Verkehr sinken seit 1990 auf ■\t Es gilt einen klaren Kurs für Zukunftstechnologien zu \r\nJährliche Treibhausgasemissionen [in Mio. t CO2-Äquivalente] einem langsamen Niveau (–0,4 % p. a. 1990–2024). verfolgen und die Politik für Elektromobilität neu aus-\r\n\r\n181\r\n180 ■\t 2024 wurden etwa 143 Mio. t CO2-Äquivalente im  zurichten. Von einer gesteuerten Anschubpolitik zu \r\n\r\n63 —4 —1 +8\r\n1 +13 +19 Straßenverkehr ausgestoßen. Die Stagnation der THG- verlässlichen Rahmenbedingungen für einen wettbe-\r\n\r\n160 Emissionen trotz konjunktureller Schwäche im letzten werbsgetriebenen und innovativen Leitmarkt.\r\n150 150\r\n\r\n146 145 145 147 146\r\n139 143 Jahr lässt vermuten, dass bei stärkerer Verkehrsleis-\r\n\r\nZielerreichungsgrad Zielkorridor 2024\r\n140 133 tung die Emissionen tendenziell sogar steigen dürften.\r\n\r\n+26\r\n125\r\n\r\n120 ■\t Die Lücke zwischen den tatsächlichen Emissionen  \r\n120\r\n\r\n111 und dem indikativen KSG-Zielpfad wächst von Jahr zu \r\nJahr und hat voraussichtlich 2024 den bisherigen \r\n\r\n100\r\nHöchststand erreicht (+18 Mio. t). Laut aktuellen Pro- Soll: –38 Mio. t\r\n\r\n85\r\njektionen könnte die Differenz im Jahr 2030 ca.  Ist: –20 Mio. t 53 %\r\n\r\n80 (zu 1990)\r\n29 Mio. t betragen.\r\n\r\n60\r\n\r\n Ausblick \r\n40 \r\n\r\n■\t Für die Zielerreichung im Jahr 2030 ist eine  \r\n20 deutlich beschleunigte CO2-Reduktion (ca. –9 % p. a.) Zielerreichungsgrad Zielkorridor 2030 (Projektion)\r\n\r\nerforderlich. \r\n0\r\n\r\n1990 2000 2010 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 ■\t Für das Erreichen der CO2-Reduktionsziele im Verkehr \r\nist die Elektrifizierung der zentrale Hebel. Neben einer \r\n\r\nKSG Zielpfad X\r\nIst Abweichung Ist vs. Zielpfad Marktdurchdringung von Elektrofahrzeugen in den \r\n\r\nbreiten Einkommensschichten der Bevölkerung und der Soll: –78 Mio. t\r\nPrognose: –52 Mio. t 67 %\r\n\r\nFortführung des erfolgreichen Ladepunkte-Ausbaus, (zu 1990)\r\nist es von Relevanz die Elektrifizierung auch im öffentli-\r\nchen Nahverkehr und der Logistik voranzutreiben.\r\n\r\nQuellen: Umweltbundesamt (UBA), Emissionsdaten nach KSG (2024) und Treibhausgas-Projektionen 2025\r\n\r\n| 61 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nAnzahl und historische Entwicklung Verlangsamter Hochlauf des Bestandes lässt  \r\ndes Bestandes von reinen Elektro- Zielpfad zunehmend unrealistisch erscheinen\r\n\r\nfahrzeugen in Deutschland ■\t Der Bestand reiner Elektrofahrzeuge ist im Vergleich zu Zielerreichungsgrad\r\n\r\nden Vorjahren nur noch leicht gestiegen (ca. 1,7 Mio. Zielkorridor 2024\r\n\r\nFahrzeuge; +300 Tsd.); der Marktanteil stieg um ca. 0,5 %- \r\nKumulierte Anzahl Fahrzeuge in Deutschland [Mio.] Punkte auf insgesamt 3,4 % am Gesamtbestand.\r\n50\r\n\r\n49,1 49,3\r\n48,5 48,8 ■\t Der vom BMWK ursprünglich definierte Zielpfad wurde \r\n\r\n48,2 damit im Jahr 2024 nur zu etwa 68 % erreicht, was einem \r\n47,7 Ziel:\r\n\r\n15,0 signifikanten Rückgang im Vergleich zum Vorjahr ent-\r\n15 2,5 Mio. 68 %\r\n\r\nspricht (Zielerreichung 2023: 86,5 %).\r\n\r\n Ausblick \r\n■\t Die Einhaltung des Zielpfades aus dem BMWK-Haupt-\r\n\r\n10 szenario würde eine Verdoppelung des Bestandes bis \r\nEnde 2025 voraussetzen (3,8 Mio.) und langfristig \r\neinen Hochlauf von durchschnittlich 2,67 Mio. Fahrzeu- Zielerreichungsgrad\r\ngen pro Jahr bis 2030 erfordern, was den aktuellen Zielkorridor 2030 \r\n\r\nZielkorridor zunehmend unrealistisch erscheinen lässt. 11,3 %\r\n■\t\r\n\r\n5 Die identifizierte Abweichung zwischen dem Zielpfad \r\nund den tatsächlichen Entwicklungen erfordert eine \r\nstärkere Unterstützung bei der wirtschaftlichen Attrak-\r\ntivität der Fahrzeuge, um sicherzustellen, dass die Ziel:\r\n\r\n1,65\r\n1,41 Industrie ihre Ziele erreichen kann und gleichzeitig Pla- 15 Mio.\r\n\r\n1,01\r\n0,14 0,31 0,62 nungssicherheit für Verbraucher gewährleistet wird. \r\n\r\n0\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024 2026 2028 2030\r\n\r\n0,3 0,6 1,3 2,1 2,9 3,4 ca. 30\r\n\r\nAnzahl BEV2 Anzahl Nicht-BEV Anteil BEV am Zielpfad BEV  \r\nGesamtbestand [%] Hauptszenario BMWK +2,67 Mio. BEV p. a. \r\n\r\nErforderlicher Zuwachs \r\nQuellen: KBA-Bestandsdaten jährlich (FZ13, 2024) und vierteljährlich (FZ27, Q3/24), Koalitionsvertrag  \r\nBundesregierung, BMWK Eröffnungsbilanz Klimaschutz (Dezember 2021) des Bestandes pro Jahr\r\n| 62 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nNeuzulassungen von Elektro-Pkw, Erstmalig Rücklauf bei E-Auto-Neuzulassungen \r\nderen Anteil an den Gesamtneu- im Betrachtungszeitraum zu verzeichnen\r\n\r\nzulassungen und Zielpfad BMWK ■\t Das Wachstum der BEV-Neuzulassungen hat sich \r\ngegenüber dem Vorjahr negativ entwickelt. In Summe  Ausblick \r\nwurden im Gesamtjahr etwa 380.000 vollelektrische ■\t Die gesunkenen Zulassungszahlen im Jahr 2024 ent-\r\n\r\nAnzahl an Fahrzeug-Neuzulassungen in Deutschland [Mio.] 85,0 % Fahrzeuge in Deutschland zugelassen. sprechen nicht dem BMWK-Zielpfad und verstärken \r\n■\t Der Anteil der BEV-Zulassungen am Gesamtmarkt ist erforderliche Nachholeffekte. Auf Basis dieser Ent- \r\n\r\num 5 Prozentpunkte auf 13,5 % gesunken und liegt wicklungen erscheint der anvisierte Neuzulassungs- \r\ndamit leicht unter dem Wert von 2021 (13,6 %). Der anteil von 85 % bis 2030 zunehmend unrealistisch.\r\nRückgang in Europa ist mit insgesamt einem Prozent- ■\t Der jüngste EU-Aktionsplan für die europäische Auto-\r\npunkt währenddessen deutlich geringer ausgefallen. mobilindustrie hält zwar weiterhin am Nullemissionsziel \r\n\r\n■\t Das ausbleibende Wachstum beim E-Auto-Absatz resul- für Pkw bis 2035 fest, stellt den Automobilherstellern \r\n50,0 % tiert vor allem aus politischen Unsicherheiten, dem jedoch Flexbilisierungsmöglichkeiten bei den CO2-Flot-\r\n\r\nAuslaufen von Förderungen (v. a. Umweltbonus), einge- tengrenzwerten für die kommenden drei Jahre in \r\nschränkter Modellvielfalt bei gleichzeitig deutlich höhe- Aussicht.\r\nren Anschaffungspreisen und der konjunkturellen Lage. ■\t Die EU-Kommission und auch die neue Bundesregie-\r\n\r\nrung sind deshalb gefordert, Planungssicherheit und  \r\nnotwendige Rahmenbedingungen zu schaffen mit Blick \r\n\r\n1,60 Erforderliches Wachstum der Zulassungen auf die im Jahr 2019 etablierten CO2-Emissionsstan-\r\ngegenüber 2024, um den ursprünglichen  \r\n\r\n17,7 % 18,4 % Zielpfad zu erreichen (ohne Berücksichtigung  2026 dards als gesamteuropäisch verhandeltes zentrales \r\nRegelwerk für die Transformation des Verkehrssektors \r\n\r\n13,6 % 13,5 % der Verschärfungen in den Vorjahren)\r\nzur emissionsfreien Mobilität.​\r\n\r\n6,7 %\r\n0,47 0,52 0,38 2025 ■\t Um das aktuell national negative Momentum bei den \r\n\r\n1,8 % 0,36 Neuzulassungen umzukehren, sind klare politische \r\n0,19\r\n\r\n0,06 Richtungsentscheidungen (z. B. nachhaltige Steueran-\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 reize für E-Autos) unerlässlich.\r\n\r\nAnteil Neuzulassungen Neuzulassungen Neuzulassungen  Zielpfad Anteil Neuzu- Zielpfad Neuzulassungen \r\nvollelektrische Pkw (Ist) vollelektrische Pkw (Ist) vollelektrische Pkw lassungen vollelektrische  vollelektrische Pkw \r\n\r\n(Hauptszenario BMWK) Pkw (Hauptszenario BMWK) (Hauptszenario BMWK) ×4 ×7\r\nQuellen: KBA Neuzulassungen (FZ10) – Neuzulassungen Jahresbilanzen; BMWK Eröffnungsbilanz Klimaschutz; \r\nACEA New Car Registrations (EU 01/25) 2024\r\n| 63 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nInstallierte Anzahl und Lade- Weiterhin starker Ausbau der installierten  \r\nleistung öffentlicher Ladepunkte öffentlichen Ladeleistung auf ca. 8,4 GW\r\n\r\n■\t Ungeachtet des rückläufigen Absatzes von Elektro\r\nInstallierte Ladeleistung an den Ladepunkten [GW]¹ fahrzeugen ist ein fortwährend starker Ausbau   Ausblick \r\n\r\n156.187\r\n8,4 der Ladeinfrastruktur zu beobachten (ca. +32.000 ■\t Der Ausbau des Ladenangebots erfolgt auf Basis der \r\n\r\nLadepunkte). mittelfristigen Marktentwicklung von Elektrofahrzeugen. \r\n■\t Die kumulierte installierte Ladeleistung (Ladeleistung Eine nachhaltende Absatzschwäche bei den Fahrzeugen \r\n\r\n124.590 am Ladepunkt) erreichte bis zum Jahresende 2024 belastet den Ausbau.\r\netwa 8,4 GW. ■\t Für die erfolgreiche Fortsetzung des Ladesäulen- \r\n\r\n6,0\r\n■\t Ultraschnelllader (HPC) haben hierbei den größten ausbaus ist ein erneuter Schwung im Fahrzeugmarkt \r\n\r\nAnteil (67 % der installierten Ladeleistung, 92 % CAGR zentrale Voraussetzung.\r\n2020–2024) und ermöglichen damit ein weiterhin  \r\n\r\n83.634 starkes Wachstum der installierten Ladeleistung und \r\nder durchschnittlichen Ladeleistung pro Ladepunkt  \r\n(ca. 54 kW im Jahr 2024).\r\n\r\n3,4\r\n56.204\r\n\r\n38.345 2,0\r\n\r\n25.730 Durchschnittliche zeitliche Belegungsrate nach Ladeleistung\r\n15.381 1,2\r\n\r\n7.862 0,7 HPC\r\n0,3\r\n\r\n0,1\r\n11,37 %\r\n\r\n2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n\r\nDurchschnittliche Ladeleistung pro Ladepunkt [kW]\r\n\r\n11,2 19,5 26,4 30,3 35,2 40,7 48,6 54,1 DC 13,4 %\r\n9,61 % Durchschnittliche Belegungsrate über \r\n\r\nErrichtete  Installierte Normallade- Installierte Schnelllade- Installierte Ultraschnell- \r\nLadepunkte2 leistung (AC) leistung (DC) ladeleistung (HPC) alle öffentliche Ladestationen (2024)\r\nQuellen: BDEW (2025), Deutscher Bundestag Akt. Zeichen: WD 8-3000-064/22 (2022) AC\r\n1 Summe der installierten Ladeleistung an den Ladepunkten gemäß EU-Verordnung 2023/1804-Begriffs- \r\n    bestimmungen (Ziffer 44) \r\n2 Kumulierte Anzahl öffentlicher Ladepunkte in Deutschland 19,13 %\r\n\r\n| 64 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nInstallierte Ladeleistung Die installierte Ladeleistung wächst stärker,  \r\nöffentlicher Ladepunkte im  als es die EU-Ziele vorsehen\r\n\r\nVergleich zu den EU–Zielwerten ■\t Die EU hat Ladeleistungsziele von 1,3 kW pro BEV und \r\n0,8 kW pro Plug-in Hybrid Electric Vehicle (PHEV) fest-  Ausblick \r\n\r\n19,7¹ gelegt. 2024 wurde die installierte Ladeleistung in ■\t Es ist wichtig, dass der Ausbau des Ladeangebots und \r\nInstallierte Ladeleistung an den Ladepunkten [GW] Deutschland auf 8,4 GW ausgebaut, fast dreimal so viel der Fahrzeughochlauf möglichst synchron erfolgt, \r\n\r\nwie die entsprechende EU-Vorgabe von 2,9 GW. damit Kundenbedarfe und Wirtschaftlichkeit Hand in \r\n■\t Die Ladeinfrastruktur wächst 2024 in Deutschland Hand gehen.\r\n\r\ndeutlich schneller als der prognostizierte Bedarf für ■\t Eine vereinfachte Flächenvergabe könnte den Hochlauf \r\nBEV und PHEV. des Ausbaus besser unterstützen als eine Neuauflage \r\n\r\n■\t Der Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur hat  schwerfälliger staatlicher Förderprogramme.\r\nsich nach dem Auslaufen der entsprechenden Förder-\r\nprogramme unvermindert fortgesetzt.\r\n\r\n8,4\r\n\r\n6,0 5,5 GW\r\nÜberschreitung der EU-Zielwerte \r\n\r\n3,4 in 2024.\r\n2,9\r\n\r\n2,0 2,6\r\n\r\n1,2 1,6\r\n\r\n0,1 0,3 0,7 1,0\r\n\r\n0,1 0,1 0,2 0,5\r\n2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030\r\n\r\nInstallierte kumulierte Benötigte Benötigte Künftiger Bedarf Ladeleistung BEV \r\nLadeleistung² Ladeleistung BEV Ladeleistung PHEV und PHEV nach EU-Ziel³ \r\n\r\nnach EU-Ziel nach EU-Ziel (BMWK-Zielpfad)\r\n\r\nQuellen: Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur, KBA-Bestandsmonitor, Verordnung (EU) 2023/1804 (2023) \r\n1 Bei Erreichung von 15 % BEV am Gesamtbestand kann eine Ausnahmeregelung der Zielwerte beantragt werden \r\n2 Summe der installierten Ladeleistung an den Ladepunkten gemäß EU-Verordnung 2023/1804-Begriffs- \r\n   bestimmungen (Ziffer 44) \r\n3 Benötigte Ladeleistung in Deutschland [GW]\r\n\r\n| 65 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nVehicle-to-Grid (V2G) —  Bidirektionales Laden – attraktiver Mehrwert \r\nzusätzliche Flexibilitätsoption  für Elektromobilist:innen und zusätzliche \r\n\r\nFlexibilitätsoption für das Energiesystem\r\nfür das Energiesystem\r\n\r\n■\t Vehicle-to-Grid (V2G) erlaubt BEV, Energie ins öffent ■\t Neben der Marktdurchdringung von Smart-Metern, ist \r\n309.953 liche Stromnetz einzuspeisen, wenn alle technischen vor allem die Verfügbarkeit nicht-proprietärer, inter-\r\n\r\nund regulatorischen Voraussetzungen erfüllt sind. operabler technischer Lösungen vom Fahrzeug, über \r\nden Ladepunkt, das Energiemanagementsystem bis  \r\n\r\n263.861 15,5 ■\t Der Anteil bidirektionalfähiger Fahrzeuge (BiDis)  \r\nbei den BEV stieg von 18,7 % im Jahr 2023 leicht auf hin zum Netzanschlusspunkt erforderlich. Dies setzt \r\n\r\n18,8 % im Jahr 2024. zudem allgemein nutzbare Batteriedaten und eine \r\nstandardisierte Kommunikation auf der gesamten  \r\n\r\n12,5 ■\t Die aktuelle Marktdurchdringung der für die V2G- Strecke vom Fahrzeug bis ins Backend des Flexibili- \r\nTechnologie förderlichen Smart-Meter lag bei ca. 1,1 % tätsdienstleisters — gegebenenfalls  unter Einbindung \r\n\r\n10,2 (2023). der Anschlussnetzbetreiber — voraus.\r\n149.164\r\n\r\n7,5  Ausblick \r\n■\t Die derzeit ungenutzten V2G-Speicherkapazitäten \r\n\r\n4,9 könnten jede Nacht über 4 Mio. Haushalte versorgen.⁴\r\n■\t Fahrzeugseitig ist mit einem schnell wachsenden Anteil \r\n\r\n14,7 18,7 18,8 1,1 %\r\nvon zukünftigen Modellen mit bidirektionaler Lade\r\n\r\n1,6 Smart-Meter- \r\n0,2 fähigkeit zu rechnen, sodass der Anteil am BEV-Gesamt- Marktdurchdringung\r\n\r\n0,5 bestand schnell steigen dürfte. 2023\r\n2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030\r\n\r\n■\t Die größten Hürden beim Markthochlauf von V2G liegt \r\nAnteil BiDis am  Smart-Meter- Prognostizierter Smart- Bidirektionalfähige ​ neben dem Angang rechtlicher und technischer Hand-\r\nGesamtbestand BEV [%] Rollout [Mio.] Meter-Rollout [Mio.] Fahrzeuge (BiDi’s)²\r\n\r\nlungsbedarfe im fehlenden diskriminierungsfreien \r\nQuellen: Bundesnetzagentur, Monitoringbericht (2024); BMWK (FAQ); E.ON, Pressemitteilung (10/2024); BDEW, Zugriff auf Fahrzeugdaten.\r\nPositionspapier (2023); ADAC, Das Elektroauto als Stromspeicher (2024), KBA FZ 2 (2022—2023); KBA FZ 27 ISO\r\n(2022—2024) \r\n1 Hochrechnung basierend auf FZ 10 und FZ 2.4. BEV mit einer Akkukapazität von mindestens 77 kWh; potenziell      15118-20\r\n   verfügbare Kapazität = Hochrechnung Bestand × durchschnittliche Kapazität (68 kWh) × Akkukapazität für  Verabschiedete Norm regelt Kommunikation \r\n   Bidrektionalität (60 %) \r\n2 Exklusive V2D, V2L und V2H (Anwendungsfälle sind voraussichtlich früher möglich, jedoch ohne Beitrag nur zur     zwischen E-Auto und Ladeeinrichtung\r\n   Netzstabilisierung/Flexibilität) \r\n3 Anzahl Haushalte = potenziell verfügbare Kapazität (12,6 GWh) ÷ durchschnittlicher Verbrauch eines deutschen \r\n   Haushaltes von 17:30 bis 5:30 Uhr (3,12 kWh gemäß E.ON)\r\n\r\n| 66 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE LKW/NUTZFAHRZEUGE „   \r\nAnteil alternativer Antriebe bei  Batterieelektrischer Antrieb bei leichten Nutzfahrzeugen eindeutig \r\nNutzfahrzeugen über/unter 6 Tonnen dominierend, bei schweren Nutzfahrzeugen diversifizierterer Antriebs-\r\n\r\nmix, vollelektrischer Antrieb jedoch mit stärkstem Wachstum\r\n\r\n■\t Die Anzahl der alternativ angetriebenen Nutzfahrzeu-\r\nNutzfahrzeuge unter 6 t [Tsd.]¹ gen (Nfz) unter 6 Tonnen hat sich von 2019 bis 2024  Ausblick \r\n140 2,9 % 3,4 % 3,7 % mehr als verdoppelt. Die durchschnittliche jährliche ■\t\r\n\r\n1,8 % 2,0 % 2,4 % Das Klimaschutzprogramm der Bundesregierung aus \r\n1\r\n\r\n120 0 11 Wachstumsrate im Bestand beträgt etwa 19 % (2019– dem Jahr 2019 sieht vor, dass bis 2030 etwa ein  \r\n12\r\n\r\n24 2024), wodurch der Anteil am Gesamtbestand insge-\r\n100 0 Drittel der Fahrleistung im schweren Straßengüterver-\r\n\r\n12 24 samt etwa 3,7 % erreicht (2024).\r\n80 kehr elektrisch abgewickelt wird.\r\n\r\n0\r\n13 22\r\n\r\n0 ■\t\r\n60 Die Anzahl der alternativ angetriebenen Nfz über  \r\n\r\n13 ■\t Mit dem aktuellen Bestand von ca. 3.300 schweren \r\n0 21\r\n\r\n13 90\r\n18 79 6 Tonnen ist von 2019 bis 2024 nahezu um den Faktor \r\n\r\n40 E-Lkw wäre für eine Zielerreichung von einem Drittel \r\n16 61 6 gestiegen. Der Anteil am Gesamtmarkt über sämt-\r\n\r\n20 43 am Gesamtbestand (191.995) ein jährlicher Zuwachs \r\n32\r\n\r\n24 liche Antriebsarten konnte auf 2,8 % gesteigert werden. von durchschnittlich ca. 38.000 E-Lkw erforderlich.\r\n0 0 0 0 1 0 2 0 2 0 3 1 3\r\n\r\n2019 2020 2021 2022 2023     2024P¹ ■\t Die Durchdringung batterieelektrischer Fahrzeuge \r\ninnerhalb der alternativen Antriebe ist bei den höheren \r\n\r\nNutzfahrzeuge über 6 t [Tsd.]² Nutzlasten über 6 Tonnen zwar gesteigen, aber weiter-\r\nhin deutlich geringer (ca. 20 %) als bei den kleineren \r\n\r\n18 5 % 2,8 % Nutzlasten (ca. 70 %). +42 %\r\n16 0,5 % 0,8 % 1,3 % 2,0 % 2,\r\n\r\n0,2 Durchschnittliche jährliche Wachstumsrate \r\n14 0\r\n\r\n6,2 Nutzfahrzeuge über 6 Tonnen mit alternativem \r\n12\r\n\r\n0 5,3 Antrieb (2019—2024)\r\n10 0\r\n\r\n8 4,6 0 3,3\r\n0 2,1\r\n\r\n6 0\r\n3,1 1,4\r\n\r\n4 0 0\r\n0 0,8\r\n\r\n2,0 3,6 4,6 5,3\r\n\r\n2 0,1 1,4 0,1 0,4 2,3\r\n0,3 0,6 1,0\r\n\r\n0 0,6 0,6 0,8 1,3 1,5 1,4\r\n2019 2020 2021 2022 2023     2024P¹\r\n\r\nAnteil am Gas (CNG) Gas (LPG) Vollelektrisch Sonstige,  PHEV Hybrid (ohne PHEV)\r\nGesamtbestand inklusive Fuel Cell\r\n\r\nQuellen: KBA-Zulassungsstatistik: FZ8, FZ14, FZ28, Pressemitteilung der Bundesregierung (2021)  \r\n1 Aufteilung der Gewichtsklassen (Nutzlast) basierend auf KBA Angaben; Fahrzeuge über 6 Tonnen inklusive     \r\n   Kraftomnibusse und Sattelzugmaschinen \r\n2 Hochrechnung auf der Basis von KBA FZ8, FZ14, FZ28\r\n\r\n| 67 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE LKW/NUTZFAHRZEUGE „  \r\nNeuzulassungen von Nutzfahr- Starkes Wachstum aufgrund wachsender Modellpalette,  \r\nzeugen mit alternativem Antrieb  verschärften Flottengrenzwerten und steigender Kundennachfrage  \r\n\r\nvor allem bei vollelektrischen Nutzfahrzeugen zu erwarten\r\nüber 6 Tonnen und deren Anteil\r\n\r\n■\t Die Neuzulassungen von alternativ angetriebenen 2024\r\nAnzahl Neuzulassungen von Nutzfahrzeugen mit alternativem Antrieb über 6 t [Tsd.]1 Nutzfahrzeugen über 6 Tonnen sind 2024 gegenüber \r\n\r\n2023 um etwa 11 % gesunken.\r\n6\r\n\r\n7,3 % ■\t Trotz sinkender Gesamtzulassungen konnte der Markt-\r\n6,0 % 5,8 % anteil über sämtliche Antriebsarten hinweg bei etwa \r\n\r\n5,7 % 5,8 %\r\n5 5,8 % gehalten werden.\r\n\r\n■\t Vollelektrisch angetriebene Nutzfahrzeuge repräsen- +35 %\r\n0 tieren im Jahr 2024 mit ca. 1.300 Fahrzeugen knapp Durchschnittliche jährliche Wachstumsrate \r\n\r\n4 0\r\ndie stärkste Antriebsart unter den Neuzulassungen mit bei den Zulassungen vollelektrischer Nutz- \r\n\r\n1,1 0,1 alternativen Antrieben und konnten somit auch hier \r\n1,7 fahrzeuge über 6 Tonnen\r\n\r\n2,2 % 0 0 das Vorjahresniveau halten.\r\n3\r\n\r\n0 1,2\r\n1,2\r\n\r\n1,2 0\r\n1,3 0\r\n\r\n0,6  Ausblick \r\n2 0\r\n\r\n0\r\n0,4 2020\r\n\r\n0 0,8 1,3 ■\t Trotz des weiterhin vergleichsweise geringen Marktan-\r\nteils alternativer Antriebe bei schweren Nutzfahrzeu-\r\n\r\n0,8 1,4\r\n1 1,2 gen (im Vergleich zu Pkw) ist mit einem Aufwärtstrend \r\n\r\n1,4\r\n0\r\n\r\n0,2 1,1\r\n1,0 vor allem im Segment der batterieelektrischen Fahr-\r\n\r\n0,5\r\n0,4 0,5 zeuge zu rechnen.\r\n\r\n0,2 0,3\r\n0 0,2 0\r\n\r\n2019 2020 2021 2022 2023     2024P² ■\t VVor allem durch die in 2025 in Kraft tretenden ver-\r\nschärften Flottengrenzwerte, einer zunehmend breite-\r\n\r\nAnteil an den PHEV Gas (CNG) Gas (LPG) Vollelektrisch Hybrid (ohne PHEV) Sonstige, inkl. \r\nGesamtzulassungen Fuel Cell ren Modellpalette, sowie  steigenden Kundenanforde-\r\n\r\nrung nach emissionsfreier Transportabwicklung ist mit \r\neinem starken Anstieg der Zulassungen insbesondere \r\n\r\nQuelle: KBA-Zulassungsstatistik: FZ8, FZ14, FZ28 \r\n1 Aufteilung der Gewichtsklassen basierend auf KBA Angaben; Fahrzeuge über 6 Tonnen inklusive Kraftomnibusse  im vollelektrischen Segment zu rechnen.\r\n   und Sattelzugmaschine \r\n2 Hochrechnung auf der Basis von KBA FZ8, FZ14, FZ28\r\n\r\n| 68 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE LKW/NUTZFAHRZEUGE „  \r\nAusbau der Ladeinfrastruktur  Der Ausbau von Ladeparks für E-Lkw hat bereits begonnen; \r\nfür elektrische Nutzfahrzeuge es zeichnet sich eine hohe Marktdynamik ab\r\n\r\n■\t Es zeichnen sich unterschiedliche Anwendungsfälle \r\nzum Laden vollelektrischer Lkw ab, die sich nah an den \r\n\r\nLkw laden (vorwiegend über Nacht) im  jeweiligen Fahrprofilen orientieren.\r\nDepot Abstell-Depot, um bei Fahrtbeginn mit  \r\n\r\n■\t\r\nmaximaler Reichweite zu starten. Vor allem für geringere Routenlängen wird die Möglich-\r\n\r\nkeit zum Depotladen von entscheidender Bedeutung sein.\r\n■\t Die öffentliche Lkw-Ladeinfrastruktur weißt bereits \r\n\r\nheute über 260 verfügbare Ladepunkte vor (darunter \r\n< 50 kW < 1.000 kW erste reine Lkw Ladeparks), die sich bereits im Real- \r\n\r\n67 betrieb als praxistauglich erweisen konnten.\r\n■\t Die von der AFIR formulierten Ziele für EU Staaten \r\n\r\nLadestandorte sehen die Bereitstellung von öffentlichen, reinen Lkw-\r\n\r\nÖffentlich Elektrische Lkw werden im öffentlichen Raum Lademöglichkeiten mindestens alle 60—100 km vor.\r\n\r\n“unterwegs” geladen (z.B. Autobahn Rastplatz), um vor allem \r\nlange Strecken abdecken zu können. Lenkpause  Ausblick \r\n\r\nÜbernacht\r\n\r\n264 ■\t Es gibt mehrere Akteure, die neue Ladekonzepte für \r\nE-Lkw in den Markt bringen.\r\n\r\n< 50 kW < 1.000 kW\r\nLadepunkte ■\t Staatliche Ladehub-Programme können wegen der \r\n\r\nMonopolposition des Bundes an der Autobahn zu \r\neinem “crowding out” privater Ladeangebote führen.¹\r\n\r\nElektrische Lkw nutzen die Gelegenheit,  \r\nBe- und Ent- um während der Be- und Entladevorgänge \r\nladestationen zusätzliche  Energie zu laden.\r\n\r\nQuellen: NLL “Lkw-LadeinfrastrukturMONITORING” (Stand 31.12.2024); Pressemitteilungen BMDV, BMWK < 50 kW < 1.000 kW\r\n1 Inspire (Verbund von Ladepunktbetreibern; unter anderem IONITY, Fastned, EME Go, EnBW) reicht offizielle  \r\n   Beschwerde gegen das ausgeschriebene deutschlandweite Lkw-Schnellladenetz ein\r\n\r\n| 69 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE \r\n\r\nVerkehrswende  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse Treibhausgasemissionen im Verkehr  \r\n\r\n[Mio. t CO2-Äquivalente]\r\n■\t Die Reduktion der Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor ■\t Um das derzeit — von Unsicherheit und konjunktureller Lage getrie-\r\n\r\nmacht im Vergleich zu anderen Sektoren eher kleine Fortschritte bene — negative Momentum im E-Auto-Markt umzukehren, sind 144\r\nund weicht zunehmend von den angestrebten Zielvorgaben ab. klare politische Richtungsentscheidungen und ein weiterer Ausbau \r\n\r\n■\t Im vergangenen Jahr war beim Absatz von Elektrofahrzeugen  der Modellpalette erforderlich. 85\r\nerstmals ein Rückgang im Betrachtungszeitraum zu verzeichnen, ■\t V2G verspricht einen großen Beitrag zur Netzflexibilisierung, ist \r\nwodurch der Zielpfad erneut verfehlt wurde. jedoch noch durch unzureichende technische und regulatorische 59\r\n\r\n■\t Auch im Bereich der alternativ angetriebenen Nutzfahrzeuge ist  Voraussetzungen in der Anwendung begrenzt. Bestand rein elektrischer Pkw [Mio.]\r\neine Stagnation in den Zulassungen zu verzeichnen, allerdings auf ■\t Der weiterhin starke Ausbau der Ladeinfrastruktur sollte nicht  \r\neinem ohnehin noch vergleichweise geringen Niveau. als gegeben angesehen, sondern unter Berücksichtigung der Nach- 1,7\r\n\r\n■\t Trotz der Herausforderungen in den Fahrzeugzulassungen schreitet frageentwicklung kritisch beobachtet werden; eine Entbürokra- 15,0\r\nder Ausbau der Ladeinfrastruktur weiter zügig voran, mit über tisierung beim Ausbau kann den Hochlauf langfristig stabilisieren.\r\n\r\n30.000 errichteten Ladepunkten und einer installierten Ladeleis- ■\t Beim Aufbau der E-Lkw-Ladeinfrastruktur ist die Fokussierung auf 13,3\r\ntung an den Ladepunkten von insgesamt etwa 8,4 GW. eine verlässliche und an den Fahrprofilen ausgerichtete Abdeckung \r\n\r\nentscheidend. Der geplante Ausbau entlang der Bundesautobahnen Installierte Ladeleistung [GW] \r\n■\t Auch der Ausbau der E-Lkw-Ladeinfrastruktur ist weiter in den  \r\n\r\npolitischen Fokus gerückt und soll laut BMDV/BMWK-Zielbild bis sollte marktorientiert und über eine Ausschreibung der Nutzung \r\n\r\n2030 auf über 350 Standorte wachsen. der bundeseigenen Flächen erfolgen. 8,4\r\n\r\n19,7\r\n\r\n11,3\r\n2024 Zielwert 2030\r\n\r\n| 70 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nIhre Ansprechpartner:innen\r\n\r\nMitautor:innen\r\nBDEW EY\r\nChristian Bantle Markus Benter-Lynch\r\nDr. Ruth Brand-Schock Veit Böckers\r\nJakob Brinkmann Niklas Brunner\r\nIlka Gitzbrecht Pascal Fischer\r\n\r\nKerstin Andreae Metin Fidan Lars Grothe Björn Heubner\r\n\r\nVorsitzende Partner Carlotta Irrgang Jan Kircher\r\nder Hauptgeschäftsführung Rouven Kelling Thomas Krohn\r\nund Mitglied des Präsidiums Vera Klöpfer Aaron Neuville\r\n\r\nThomas Herkner Marlon Overbeck\r\nTelefon +49 30 300199 1000 Telefon +49 30 25471 21379 Martin Schebesta Ferdinand Pavel\r\nkerstin.andreae@bdew.de metin.fidan@de.ey.com\r\n\r\nTilman Schwencke Nicolas Maximilian Rek\r\n\r\nBDEW Bundesverband der EY Consulting GmbH Jannis Speckmann Björn Schaubel\r\n\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e. V. Friedrichstraße 140 Robert Spanheimer Jan Frederik Sieper\r\nReinhardtstraße 32 10117 Berlin Dr. Martin Stark Sohia-Laurel von Berg\r\n10117 Berlin Dr. Elmar Stracke Constantin Wirschke\r\n\r\nIngram Täschner Sandra Winnik \r\nChristopher Troost\r\nPaul Leon Wagner\r\nJakob Weißinger\r\nEvelin Wieckowski\r\nJonas Wiggers \r\nDr. Jan Witt\r\n \r\n\r\n| 71 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nEY  |  Building a better working world „EY“ und „wir“ beziehen sich auf die globale Organisation oder ein oder mehrere \r\nMitgliedsunternehmen von Ernst & Young Global Limited, von denen jedes eine \r\neigene juristische Person ist. Ernst & Young Global Limited ist eine Gesellschaft mit \r\n\r\nWir setzen uns für eine besser funktionierende Welt ein, indem beschränkter Haftung nach englischem Recht und erbringt keine Leistungen für Kun-\r\nwir neue Werte für Kunden, Mitarbeitende, die Gesellschaft  den. Informationen darüber, wie EY personenbezogene Daten erhebt und verarbeitet, \r\nund den Planeten schaffen und gleichzeitig das Vertrauen in die sowie eine Beschreibung der Rechte, die Einzelpersonen gemäß der Datenschutzge-\r\nKapitalmärkte stärken. setzgebung haben, sind unter ey.com/privacy verfügbar. Weitere Informationen über \r\n\r\nunsere Organisation finden Sie unter ey.com.\r\n\r\nMithilfe von Daten, KI und fortschrittlicher Technologie unter-\r\n© 2025 EY Consulting GmbH\r\n\r\nstützen unsere Teams ihre Kunden dabei, gemeinsam die Zukunft All Rights Reserved.\r\nmit Zuversicht zu gestalten und Antworten auf die drängendsten \r\nFragen von heute und morgen zu finden. SRE 2502-002\r\n\r\nED None\r\nUnsere Teams bieten ein breit gefächertes Dienstleistungs- Diese Präsentation ist lediglich als allgemeine, unverbindliche Information gedacht und kann daher nicht \r\nspektrum in den Bereichen Assurance, Consulting, Tax sowie als Ersatz für eine detaillierte Recherche oder eine fachkundige Beratung oder Auskunft dienen. Es  \r\n\r\nbesteht kein Anspruch auf sachliche Richtigkeit, Vollständigkeit und/oder Aktualität. Jegliche Haftung \r\nStrategy and Transactions an. Unterstützt durch fundiertes  seitens der EY Consutlting GmbH und/oder anderer Mitgliedsunternehmen der globalen EY-Organisation \r\n\r\nwird ausgeschlossen.\r\nBranchenwissen, ein global verbundenes, multidisziplinäres \r\nNetzwerk und vielfältige Ökosystem-Partner bieten unsere Teams ey.com/de\r\nDienstleistungen in mehr als 150 Ländern und Regionen an.\r\n \r\nAll in to shape the future with confidence."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019477","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer gesetzlichen Nachfolgeregelung zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3f/10/612439/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080006.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 30. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nUmsetzung eines effizienten An-schlusses von Biogasaufbereitungs-anlagen an Gasversorgungsnetze\r\nSeite 2 von 14\r\nInhalt\r\n1 Ausgangssituation ............................................................................................. 3\r\n2 Forderung des BDEW zur Umsetzung eines effizienten Anschlusses von Biogasaufbereitungsanlagen an Gasversorgungsnetze ........................................ 4\r\n3 Rechtlicher Hintergrund ..................................................................................... 5\r\n4 Netzwirtschaftlicher Hintergrund: Biomethancluster .......................................... 7\r\n4.1 Vorteile von Biogasanlagencluster ................................................................. 7\r\n4.2 Bewertung der wirtschaftlichen Effizienz eines Biomethananlagen- oder Clusteranschlusses .......................................................................................... 8\r\n5 Hintergrund: Methodischer Ansatz zur Ermittlung des Schwellenwertes und Plankosten......................................................................................................... 9\r\n5.1 Schwellenwert ................................................................................................ 9\r\n5.2 Plankostenansatz .......................................................................................... 11\r\nSeite 3 von 14\r\n1 Ausgangssituation\r\nBiogas und Biomethan sind erneuerbare Energieträger, die im Gegensatz zu Wind- und Solar-energie auch bei Flauten und bedecktem Himmel verfügbar sind. Sie sind unter Beachtung der Gasbeschaffenheit speicherbar und damit saisonal und flexibel in allen Sektoren einsetzbar. Der Energieträger ist somit ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Kli-maschutzziele zu erreichen. Unter anderem stellt Biomethan heute schon eine Möglichkeit zur Defossilisierung der Gasversorgung dar. Der Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz und die Einspeisung von Biomethan trägt dazu bei, den Anteil an erneuerbaren und kohlenstoffar-men Gasen zu steigern. Gleichzeitig ist die Nutzung bestehender Infrastruktur durch den An-schluss an das Gasnetz mit Kosten verbunden.\r\nAnschlussbegehren für die Einspeisung von zu Biomethan aufbereitetem Biogas können in ein Spannungsverhältnis mit der Transformation des Gasnetzes und der wirtschaftlichen Effizienz des Netzbetriebs treten. So ist die Weiterentwicklung der Gasnetzinfrastruktur Gegenstand aktueller Planungen. Voraussichtlich wird es zu starken regionalen Unterschieden in der Ent-wicklung kommen, die sich auch auf den Netzanschluss in den jeweiligen Regionen auswirken werden. Der BDEW hat deshalb in seinem Diskussionspapier „Weiterentwicklung der Biome-thaneinspeisung in Gasnetze“ vom 19. März 2024 Vorschläge entwickelt, welche dieses Span-nungsverhältnis auflösen sollen. Das Papier ist auch Ausgangspunkt für eine gutachterliche Kosten-Nutzen-Analyse, die dem vorliegenden Papier zu Grunde liegt.\r\nDie bisherigen gesetzlichen Regelungen sowohl zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungs-anlagen an das Gasversorgungsnetz als auch zur Einspeisung von Biomethan treten mit der ge-samten Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) am 31. Dezember 2025 außer Kraft.1 Parallel dazu müssen die Vorgaben des Gasbinnenmarktpakets, die auch spezifische Vorgaben für Bio-gas enthalten, in nationales Recht umgesetzt werden. Während die Fragen der Einspeisung bereits von der BNetzA in dem (noch nicht abgeschlossenen) Festlegungsverfahren in Sachen Zugangsregelungen für Biogas – (ZuBio) aufgegriffen wurden, stehen die notwendigen Rege-lungen zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen noch aus.\r\n1 Art 15 Abs. 6 des Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 22. Dezember 2023 (BGBl 2023, Teil I, Nr. 405 vom 28. Dezember 2023).\r\nSeite 4 von 14\r\nGrüne Moleküle wie Biogas sind für die Energiewende notwendig. Notwendige Investitionen bei Nutzung bestehender Infrastruktur können nur bei entsprechender Rechtsklarheit reali-siert werden. Der BDEW positioniert sich in diesem Papier dazu, wie eine effiziente und zu-kunftsfähige Lösung entwickelt werden kann. Dies beinhaltet den rechtlichen Rahmen auf na-tionaler Ebene (Kapitel 2), um die gesamtwirtschaftliche Kosteneffizienz der Einspeisung von Biomethan aus an das Gasversorgungsnetz angeschlossenen Biogasaufbereitungsanlagen si-cherzustellen. Im Weiteren werden die rechtlichen Rahmenbedingungen (Kapitel 3) sowie die netzwirtschaftliche Argumentation zum Anreiz von Anlagenclustern bei Kleinstanlagen (Kapitel 5) und eine Methode zur Bestimmung eines Schwellenwertes (Kapitel 6) erläutert.\r\n2 Forderung des BDEW zur Umsetzung eines effizienten Anschlusses von Biogasauf-bereitungsanlagen an Gasversorgungsnetze\r\nÜbergeordnetes Ziel der RL 2024/1788 Art. 1 ist der gemeinsame „Rahmen für die Dekarboni-sierung […], um zur Erreichung der Klima- und Energieziele der Union beizutragen“. Zur Sicher-stellung dieser Ziele wird in Art. 30 auf den Marktzugang für erneuerbare Gase und dabei ins-besondere auf Wasserstoff und Biomethan verwiesen. Die Gasnetzbetreiber haben dement-sprechend nach Art. 20 Gas-VO auch verbindliche Kapazitäten für erneuerbares Gas zu ge-währleisten.\r\nDer Zugang von Biomethan erfordert aber auch klare Regelungen zum Netzanschluss von Bio-gasaufbereitungsanlagen. Grundsätzlich können die Mitgliedstaaten nach Art. 41 Abs. 1 Satz 3 und Art. 45 Satz 3 Gas-RL dem Anschluss von Erzeugungsanlagen für Biomethan einen Vorrang einräumen. Ob die Bundesregierung die derzeitigen, in der GasNZV festgelegten Privilegien zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen fortführen wird, ist derzeit noch nicht be-kannt. Offen ist aber auch, wie sich die Einräumung des Vorrangs auf die Umsetzung der übri-gen Vorgaben des Gasbinnenmarktpakets und weiterer europarechtlicher Vorgaben in natio-nales Recht auswirkt. Der BDEW setzt sich dafür ein, eine Nachfolgeregelung für den Netzan-schluss zeitnah umzusetzen und gesetzlich zu regeln. Die allgemeinen Regelungen zum Netz-anschluss, die nach dem Auslaufen der bisherigen Regelungen greifen, lassen gegenüber dem Status quo Regelungslücken, die ausgestaltet werden müssen.\r\nUngeachtet dieser Vorfrage muss aus Sicht des BDEW sichergestellt sein:\r\n➢\r\ndass bei der Ausgestaltung des nationalen Rechtsrahmens die Kostentragung eindeu-tig geklärt ist. Die Netzbetreiber können anteilige Kosten für den Netzanschluss nur dann weiterhin tragen, wenn sie diese auch an ihre Kunden weitergeben können. Be-währt hat sich in der Vergangenheit die Umlage der „Biogas-Kosten“. Hieran sollte festgehalten werden.\r\nSeite 5 von 14\r\n➢\r\ndass nur solche Kosten umgelegt werden können, die aus einem gesamtwirtschaftlich effizienten Netzanschluss resultieren. Die wirtschaftliche Effizienz wird dabei von der Bundesnetzagentur unter Beteiligung von Netzbetreibern, Biomethanproduzenten als auch Biomethankunden in einem Festlegungsverfahren definiert.\r\n➢\r\ndass Netzanschlüsse vom Netzbetreiber zu realisieren sind, wenn die Anschlusskosten, unterteilt in Capex- und Opex-Kosten, gekoppelt an eine feste Abschreibungsdauer, unterhalb eines noch festzulegenden Schwellenwertes liegen. Die Kostenteilung zwi-schen Netzbetreiber und Netzanschlussbegehrende soll dann der bisherigen Regelung folgen. Eine prozentuale Kostenaufteilung (wie bisher 25%/75%) sollte allerdings unab-hängig von der Länge der Anschlüsse gelten. Die bisherigen Differenzierungen bei 1 km und 10 km führen zu Fehlanreizen. Die Nennleistung wird im Netzanschlussvertrag ver-bindlich geregelt.\r\n➢\r\ndass, wenn die Anschlusskosten über dem Schwellenwert liegen, der Anschlussnehmer die Mehrkosten für Investitions- und Betriebskosten, die über die Kosten des effizien-ten Anschlusses hinausgehen, vollständig trägt.\r\n➢\r\ndass die Option der Fortführung der Vor-Ort-Verstromung als wirtschaftliche Alterna-tive erhalten bleibt oder eine Verstromung und Einspeisung parallel bzw. wechselnd ermöglicht wird. Der BDEW setzt sich deshalb für eine Novellierung des EEG ein.\r\n3 Rechtlicher Hintergrund\r\nRechtlich sind die BDEW-Forderungen mit den europäischen Vorgaben konsistent.\r\n•\r\nNach Art. 58 Abs. 1 Gas-RL sehen die Mitgliedstaaten einen Regulierungsrahmen für Biomethanerzeugungsanlagen vor, der die Anschlussentgelte und -kosten, die durch den Anschluss an die Fernleitungs- oder Verteilernetze entstehen, regelt. Mit diesem Regulierungsrahmen soll unter anderem sichergestellt werden, dass die Grundsätze der Transparenz und der Nichtdiskriminierung, das Erfordernis stabiler Finanzierungs-rahmen für bestehende Investitionen, die Fortschritte bei der Einführung von erneuer-barem Gas – wozu Biomethan laut Begriffsbestimmung in Art. 2 Nr. 2 Gas-RL zählt – und kohlenstoffarmem Gas in dem betreffenden Mitgliedstaat und – sofern zweckmä-ßig – bestehende alternative Fördermechanismen für die verstärkte Nutzung von er-neuerbarem oder kohlenstoffarmem Gas berücksichtigt werden.\r\n•\r\nNach Art. 58 Abs. 2 Gas-RL können die Regulierungsbehörden bei der Festlegung oder Genehmigung der Tarife oder der von den Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern anzuwendenden Methoden die Kosten und Investitionen berücksichtigen, die bei den Netzbetreibern bei der Erfüllung ihrer Verpflichtungen angefallen sind und die nicht direkt aus den Anschlussgebühren und -kosten gedeckt werden, soweit die Kosten\r\nSeite 6 von 14\r\ndenen eines effizienten und strukturell vergleichbaren regulierten Betreibers entspre-\r\nchen.\r\n•\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber sind gemäß Art. 41 Abs. 2 Gas-RL und die Verteilernetz-betreiber nach Art. 44 Abs. 8 Gas-RL nicht berechtigt, „wirtschaftlich vertretbare und technisch zu bewältigende Anträge“ auf Anschluss einer Erzeugungsanlage für erneu-erbares Gas und für kohlenstoffarmes Gas abzulehnen. Eine Ablehnung ist aber dann möglich, soweit die in Art. 38 Gas-RL vorgesehenen Gründe für eine Verweigerung des Anschlusses vorliegen.\r\n•\r\nGrundsätzlich ist erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen der Zugang zur Infrastruk-tur nach Art. 30 der Gas-RL zu gewährleisten. Art. 38 Gas-RL beinhaltet mit Verweis auf die Art. 20 und 36 Gas-VO Ausnahmen hiervon, bei deren Vorliegen der Zugang zum Erdgasnetz sowie der Netzausbau verweigert werden darf. So wird in Art. 20 Abs. 2 Satz 1 Gas-VO und Art. 36 Abs. 2 Satz 1 Gas-VO die Möglichkeit für Fernleitungsnetz-betreiber bzw. Verteilernetzbetreiber beschrieben, „Alternativen zu Investitionen in die Rückspeisung“ zu entwickeln, z. B. Lösungen mithilfe intelligenter Netze oder den An-schluss an die Netze anderer Netzbetreiber, einschließlich des direkten Anschlusses von Erzeugungsanlagen für erneuerbares Gas und kohlenstoffarmes Gas an das Fern-leitungsnetz.\r\n•\r\nDaneben regelt Art. 38 Abs. 4 Gas-RL, dass die Mitgliedstaaten „sicherstellen“, dass es den Fernleitungsnetzbetreibern und den Verteilernetzbetreibern erlaubt ist, den gene-rellen Anspruch auf Netzzugang und Netzanschluss zu verweigern, oder auch den Nut-zern von Erdgasnetzen den Netzanschluss zu trennen, insbesondere um die Umsetzung des Ziels der Klimaneutralität sicherzustellen, sofern\r\no\r\nim Netzentwicklungsplan die Stilllegung des Fernleitungsnetzes oder relevanter Teile davon vorgesehen ist,\r\no\r\ndie zuständige nationale Behörde den Plan für die Netzstilllegung gemäß Art. 57 Abs. 3 Gas-RL gebilligt hat,\r\no\r\nder betreffende Verteilernetzbetreiber, der von der Vorlage eines Netzstillle-gungsplans befreit ist, die zuständige nationale Behörde über die Stilllegung des Verteilernetzes oder von Teilen dieses Netzes unterrichtet hat.\r\n•\r\nArt. 38 Abs. 5 Gas-RL regelt im Weiteren, dass Mitgliedstaaten, die eine entspre-chende Verweigerung (oder Trennung) vom Netz erlauben, einen Regelungsrahmen hierfür festlegen sollen, der auf objektiven, transparenten und nichtdiskriminierenden Kriterien beruht, die von der Regulierungsbehörde unter Berücksichtigung der Interes-sen der Betroffenen, der bestehenden Anforderungen zur Verringerung oder Umstel-lung des Verbrauchs von Erdgas und der einschlägigen Pläne zur Wärme- und Kältever-sorgung festgelegt werden.\r\nSeite 7 von 14\r\nWeder in der Richtlinie noch in der Verordnung finden sich nähere Ausführungen dazu, wo die Grenzen der wirtschaftlichen Effizienz liegen. Der Begriff ist damit in der nationalen Umset-zung der europäischen Vorgaben auslegungsbedürftig. Daher muss dieser Begriff vom Gesetz-geber im Sinne der RL 2024/1788 Art. 1 definiert werden. Dabei sollten neben den energie-wirtschaftlichen Aspekten der Bezahlbarkeit und Versorgungssicherheit auch weitere volks-wirtschaftlichen sowie haushaltsrelevante Aspekte berücksichtigt werden. Um einen „wirt-schaftlich effizienten“ Betrieb der Gasnetzinfrastruktur zu gewährleisten, ist der Anschluss von Biogasaufbereitungsanlagen so fortzuentwickeln, dass sowohl für Netzbetreiber als auch für Anschlussnehmer Planungs- und Investitionssicherheit gegeben ist. Die Wirtschaftlichkeit und die Nachhaltigkeit des Netzbetriebs müssen als Bestandteile der Netzanschlussprüfung inte-griert werden. Dabei sind neben den Fragen der Kostentragung auch Fragen zur wirtschaftli-chen Optimierung von Anschlussbegehren zu erörtern.\r\n➔\r\nDer BDEW erläutert im Folgenden einen Ansatz, wie die wirtschaftliche Effizienz von Netzanschlüssen erreicht werden könnte.\r\n4 Netzwirtschaftlicher Hintergrund: Biomethancluster\r\nDamit eine kosteneffiziente und volkswirtschaftlich sinnvolle Integration von Biomethananla-gen im Energiesystem gelingen kann, schlägt der BDEW einen methodischen Ansatz zur Be-stimmung eines Schwellenwertes vor. Insbesondere bei kleinen Biogasanlagen soll dieser eine Clusterung anreizen. Dem liegt die Annahme zu Grunde, dass auf Grund von Skaleneffekten der Anschluss von kleinen Biogasanlagen an das Gasnetz wirtschaftlich ineffizienter ist als bei größeren Anlagen. Erfüllt eine einzelne Anlage die vorgeschlagenen Effizienzkriterien, muss diese weiterhin angeschlossen werden.\r\n4.1 Vorteile von Biogasanlagencluster\r\nBiogasanlagencluster, also der Zusammenschluss mehrerer Biogasanlagen über eine Rohbio-gasleitung zu einer zentralen Biogasaufbereitungsanlage, aus der in das Erdgasnetz einge-speist wird, können vielfältige Vorteile bieten.\r\nEine Clusterung bringt in den meisten Fällen für Einspeiser, Netzbetreiber und Netznutzer Kos-tensenkungen, da Kosten für eine Aufbereitungs- sowie Einspeiseanlage nur einmal anfallen und zudem die Einspeisemenge erhöht werden kann und sich dadurch die spezifischen Investi-tions- und Betriebskosten der Aufbereitungsanlage verringern. Gleichzeitig erhöhen sich die Investitionskosten für den Einspeiser von Biomethan aufgrund der Investitions- und Betriebs-kosten der erforderlichen Rohbiogas-Infrastruktur. Des Weiteren ergeben sich komplexe Fra-gen zur Nachweisführung Nachhaltigkeit für Biogas und Biomethan. Die Clusterung kann also dazu beitragen, die gesamtwirtschaftliche Effizienz der Einspeisung zu erhöhen. Dieser\r\nSeite 8 von 14\r\nZusammenhang fließt in die vom BDEW in Kapitel 6 vorgeschlagene Methodik zur Bestimmung eines Schwellenwerts ein.\r\nEin zentraler Standort für die Biogasaufbereitung erleichtert die Standortsuche für einen Netz-anschluss. Produktionsbedingte Schwankungen in der Rohgasqualität werden durch die Ver-mischung von Biogas verschiedener Anlagen gedämpft, was zu einer stabileren Gaszusammen-setzung führt. Die stabile Lieferung von Biogas wird durch die Teilnahme vieler Anlagenbetrei-ber sichergestellt. Größer dimensionierte Aufbereitungsanlagen können zudem mit geringe-rem Aufwand, im Vergleich zu Einzelanlagen, auf Druckebenen einspeisen, wo noch längerfris-tig eine überregionale Verteilung möglich sein wird.\r\nDie volks- sowie betriebswirtschaftlichen Vorteile einer Clusterung von Biogasanlagen wurde bereits in diversen Studien belegt. Beispielsweise hat das DVGW-Projekt ENEVEG ausgehend von der geographischen Verteilung des Biogasanlagenbestands, dem heutigen Gasnetz und unter Berücksichtigung der Verlegungskosten für Rohbiogasleitungen, die gesamtwirtschaftli-che Kosteneffizienz einer Clusterung analysiert. 2 Das Verbundprojekt BGA-Cluster hat bei-spielhaft in drei Regionen die Anlagenzusammenfassung analysiert und belegt ebenfalls die wirtschaftliche Effizienz einer Bündelung von Biogasanlagen zur Einspeisung aus Sicht der An-lagenbetreiber.3\r\n4.2 Bewertung der wirtschaftlichen Effizienz eines Biomethananlagen- oder Clusteran-schlusses\r\nUm die wirtschaftliche Effizienz eines Anschlusses an das Erdgasnetz zu beurteilen, kommen zwei Ansätze infrage: eine Mindesteinspeisemenge oder ein spezifischer Schwellenwert. Dies ist für die Wirtschaftlichkeit zentral, weil bei der Biogasaufbereitung und -einspeisung erhebli-che Skaleneffekte bestehen.\r\nDer BDEW hält eine starre allgemein gültige Mindesteinspeisemenge für nicht zielführend, da eine solche insbesondere im ländlichen Raum aufgrund des geringen örtlichen und saisonalen Gasverbrauchs zu Konflikten mit der Kapazität des Gasverteilernetzes führen kann. Stattdes-sen fordert der BDEW einen Schwellenwert, welcher die spezifischen Investitions- und Be-triebskosten (in €/ m³/h) des Netzbetreibers für den Anschluss berücksichtigt. Die\r\n2 DVGW e.V.: G 202114 ENEVEG\r\n3 DVGW EBI Website: BGA-Cluster (dvgw-ebi.de)\r\nSeite 9 von 14\r\ngesamtwirtschaftliche Effizienz konkretisiert sich hier also als das Verhältnis von Investitions- und Betriebskosten für den Netzanschluss zur Einspeiseleistung.\r\nIm Folgenden wird die vom BDEW entwickelte Methodik erläutert, mit der die Kostenauf-stellungen der Netzbetreiber für den Netzanschluss nachvollziehbar und vergleichbar er-stellt werden können und wie die Kostenobergrenze festgelegt werden kann.\r\n5 Hintergrund: Methodischer Ansatz zur Ermittlung des Schwellenwertes und Plan-kosten\r\nDer BDEW hat eine Steuerungsgruppe eingesetzt, die sich aus Vertreterinnen und Vertretern von Netzbetreibern – sowohl Verteilnetzbetreibern (VNB) als auch Fernleitungsnetzbetreibern (FNB) – sowie von Biogasanlagenbetreibern zusammensetzt. Ziel dieser Arbeitsgruppe war es, eine einheitliche Methodik zu entwickeln, mit der die Kostenaufstellungen der Netzbetreiber für Biogaseinspeiseanlagen nachvollziehbar und vergleichbar ermittelt werden können sowie der Schwellenwert festgelegt werden kann.\r\nAuf Grundlage der in der Steuerungsgruppe erarbeiteten Methodik wurde ein Kurzgutachten durch das Beratungsunternehmen Baringa erstellt. Im Rahmen dieses Gutachtens wurde die Methodik mithilfe realer Daten getestet. Dazu wurden von sieben Netzbetreibern zu 60 beste-henden sowie geplanten Biogaseinspeiseanlagen zur Verfügung gestellte Daten genutzt.\r\nDie Ergebnisse des Kurzgutachtens zeigen auf, dass der gewählte methodische Ansatz grund-sätzlich zu plausiblen und nachvollziehbaren Ergebnissen führt. Jedoch sollte beachtet wer-den, dass es aufgrund der begrenzten Stichprobe keine verallgemeinerbare Datengrundlage darstellt. Beim Gutachten wurden die CO2-Vermeidungskosten unter Einbezug der spezifi-schen THG-Bilanz von Biomethan sowie dessen Rolle zur Reduzierung der Importabhängigkeit von fossilen Brennstoffen nicht berücksichtigt.\r\n5.1 Schwellenwert\r\nDie vom BDEW entwickelte Methodik zur Berechnung eines Schwellenwerts für netzbetreiber-seitige Anschlusskosten basiert auf der Annahme, dass ein Gesamtkostenminimum in Abhän-gigkeit von der Größe eines Biomethanclusters/Anlage identifiziert werden kann. Ziel ist es, jene Cluster- bzw. Anlagengröße zu ermitteln, bei der die spezifischen Gesamtkosten (in €/m³/h) minimal ausfallen.\r\nZur Ermittlung dieses Minimums gilt es vier zentrale Kostenkomponenten in die Analyse einzu-beziehen:\r\n1.\r\nNetzbetreiber-Kapitalkosten (z. B. Investitionen in Einspeiseanlagen und Netzanschluss)\r\nSeite 10 von 14\r\n2.\r\nNetzbetreiber-Betriebskosten\r\n3.\r\nKapitalkosten der Biogasaufbereitungsanlage (BGAA)\r\n4.\r\nKapitalkosten des Rohbiogasleitungsnetzes (RBGN)\r\nAuf Seiten der Biogasaufbereitung und des Rohbiogasnetzes werden bei dieser Herangehens-weise ausschließlich Kostenarten berücksichtigt, deren spezifische Höhe in Abhängigkeit von der Clustergröße variieren. Dabei gilt die Annahme, dass die Biogaserzeugungsanlagen bereits vorhanden sind und lediglich die Größe des Clusters – also die zu bündelnde Einspeiseleistung – die variable Planungsgröße darstellt.\r\nNicht berücksichtigt werden daher:\r\n•\r\nKosten der Rohbiogaserzeugung\r\n•\r\nBetriebskosten der Biogasaufbereitungsanlage, da diese überwiegend variable Ener-giekosten betreffen, die nicht von der Einspeiseleistung abhängen\r\n•\r\nKapitalkosten von Rohbiogas-Übergabestationen\r\n•\r\nCO2-Vermeidungskosten bzw. THG-Minderung durch den Einsatz von Biomethan\r\nDer Schwellenwert wurde als Minimum der spezifischen Gesamtkosten definiert. Diese erge-ben sich aus der Summe aller betrachteten Komponenten:\r\n•\r\nNetzbetreiber-Kapital- und Betriebskosten\r\n•\r\nKapitalkosten der BGAA\r\n•\r\nKapitalkosten des RBGN\r\nSeite 11 von 14\r\nAbbildung 1 Schematische Darstellung des Gesamtkostenminimums\r\nBei der Modellierung zeigt sich, dass mit steigender Clustergröße die spezifischen Kosten für die Biogaseinspeiseanlage und die Biogasaufbereitungsanlage sinken – bedingt durch Skalen-effekte. Gleichzeitig steigen jedoch die Kosten für das Rohbiogasleitungsnetz an, da längere Transportstrecken erforderlich werden. Die Methodik zielt daher darauf ab, den wirtschaftlich optimalen Punkt zu identifizieren, an dem sich diese Effekte ausgleichen und die spezifischen Gesamtkosten am niedrigsten sind.\r\nDer Schwellenwert stellt die netzseitig anfallenden Kosten dar, die an diesem gesamtwirt-schaftlichen Optimum anfallen. Aufgrund der begrenzten Datengrundlage kann die obige Dar-stellung nur grob indizieren in welchem Bereich ein Schwellenwert liegen könnte.\r\n5.2 Plankostenansatz\r\nUm zu prüfen, ob der Anschluss einer Biomethananlage oder eines Biomethanclusters an das Erdgasnetz den geltenden Schwellenwert überschreitet, wird eine Art „Kostenvoranschlag“ des Netzbetreibers benötigt. Damit die angesetzten Anschlusskosten nachvollziehbar und transparent sind, schlägt der BDEW die Anwendung eines Plankostenansatzes vor.\r\nDieser Ansatz sieht vor, dass für alle notwendigen technischen Komponenten sowie die zuge-hörigen Betriebskosten des Gasnetzanschlusses sogenannte Plankosten festgelegt werden – beispielsweise auf Basis von Durchschnittswerten marktüblicher Preise. Diese Plankosten\r\nSeite 12 von 14\r\nsollen von der Bundesnetzagentur (BNetzA) in einem offiziellen Kostenkatalog veröffentlicht und jährlich aktualisiert werden.\r\nAuf Grundlage dieses Katalogs erstellt der Netzbetreiber eine Aufstellung der für den konkre-ten Anschluss erforderlichen technischen Komponenten unter Berücksichtigung der örtlichen Gegebenheiten. Mit Hilfe der Plankosten werden daraus die voraussichtlichen Investitions- und Betriebskosten berechnet.\r\nDabei ist stets die wirtschaftlich günstigste Variante, also jene mit den niedrigsten Gesamt-kosten über die geplante Laufzeit (Summe aus Investitions- und Betriebskosten), dem An-schlussnehmer vorzuschlagen und der zuständigen Behörde vorzulegen.\r\nIm Rahmen der Arbeit der Steuerungsgruppe wurden beim BDEW 18 technische Komponen-ten definiert (siehe Tabelle 1).\r\nTabelle 1 Technische Komponenten des Netzanschlusses # Technische Komponente\r\n1\r\nAnschlussplanung, Baustelleneinrichtung, Abnahmen, Grundstückssicherung, Baustellenüber-wachung\r\n2\r\nAllgemeine Anlagen des Netzanschlusses (Messanlagen zur Überwachung G260/G262 (2007), Modulierende Fackel und Überwachung G685, Zähler für geeichte Messung der Abrechnungs- und bilanzierungsrelevanten Messwerte nach G68, Gasdruckregler, Absperrarmaturen, An-schlusspunkt/Einrichtung für Gasmischung und Durchflussregulierung, Gasrückströmsicherung, Blitzschutz, etc.)\r\n3\r\nSauerstoffentzugsanlage\r\n4\r\nKonditionierung mit Flüssiggas inklusive Messung\r\n5\r\nKonditionierung mit Luft oder Stickstoff\r\n6\r\nVerdichter\r\n7\r\nOdorierung\r\n8\r\nAnschlussleitung (Anbindeleitung und Rückspeiseleitung) <=1 bar\r\n9\r\nAnschlussleitung (Anbindeleitung und Rückspeiseleitung) >1 bis 16 bar\r\n10\r\nAnschlussleitung (Anbindeleitung und Rückspeiseleitung) >16 bar\r\n11\r\nVerdichter für Rückspeisung\r\nSeite 13 von 14\r\nLiegt der Fall vor, dass die Kosten für den Anschluss oberhalb der festgelegten Kostenober-grenze liegen, stehen dem Anschlussbegehrenden weitere Möglichkeiten offen, um die wirt-schaftliche Effizienz seines Projektes zu steigern.\r\nSo können gesamtwirtschaftliche Vorteile entstehen, wenn der Anschlussnehmer die Errich-tung kostentreibender Anlagen übernimmt. Im Gegensatz zu Netzbetreibern muss der An-schlussnehmer aufgrund seiner Unternehmensgröße meist keine europaweite Ausschreibung vornehmen.\r\nSofern die Druckbereitstellung durch den Anschlussnehmer in Dienstleistung für den Netzbe-treiber erbracht wird, erhält der Anschlussnehmer die anteiligen Betriebs- und Investitions-kosten über ein Dienstleistungsentgelt vom Netzbetreiber vergütet. Die Kosten für dieses Dienstleistungsentgelt, werden beim Plankostenansatz berücksichtigt.\r\nWeiterhin besteht die Möglichkeit eines netzbetreiberübergreifenden Variantenvergleichs. Grundsätzlich kommen bei einem Anschlussbegehren für eine Biogasanlage meist mehrere Netzbetreiber für einen Anschluss in Betracht. Auf Basis des Plankostenansatzes kann vergli-chen werden, bei welchem der infrage kommenden Netzbetreiber der Anschluss der Anlage oder des Clusters am günstigsten zu realisieren wäre.\r\nGrundsätzlich sollte gelten, dass das Anschlussbegehren bei demjenigen Netzbetreiber gestellt werden muss, der am nächsten zum geplanten Standort liegt. Dieser ist dann Verfahrensfüh-rer und beantragt ggf. Anschlussprüfungen in angrenzenden Netzen, wenn er Anhaltspunkte dafür hat, dass eine Anschlusslösung von angrenzenden Netzbetreibern günstiger bewerkstel-ligt werden kann. # Technische Komponente\r\n12\r\nRohrleitung zum vorgelagerten Netz/benachbarten Netz <=1 bar\r\n13\r\nRohrleitung zum vorgelagerten Netz/benachbarten Netz >1 bis 16 bar\r\n14\r\nRohrleitung zum vorgelagerten Netz/benachbarten Netz >16 bar\r\n15\r\nDeodorierung\r\n16\r\nZusätzliche Mess-, Regel und Zähleranlagen für Rückspeisung\r\n17\r\nZusätzliche Mess-, Regel und Zähleranlagen für Verbindung benachbartes Netz\r\n18\r\nErweiterung Brennwert-Rekonstruktionssystem (REKO-System)\r\nSeite 14 von 14\r\nWird trotz der genannten Möglichkeiten der Kostensenkung der Schwellenwert überschritten, trägt der Anschlussnehmer die Mehrkosten für Invest- und Betriebskosten, die über die Kos-ten des effizienten Anschlusses hinausgehen, vollständig.\r\nHierbei ist zu beachten, dass mit Einführung des Schwellenwertes auch die vom Anschlussneh-mer beantragte Nennleistung, auf Basis dessen der Schwellenwert berechnet wird, im Netzan-schlussvertrag verbindlicher geregelt werden muss, um einen potenziellen Missbrauch der Be-rechnungsmethodik auszuschließen. Dies könnte zum Beispiel dadurch gelöst werden, dass im Jahresdurchschnitt 85 % der Nennleistung erreicht werden muss."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019478","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines sektorspezifischen Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c1/ea/612441/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080007.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 12. August 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nEinmal melden – vielfach nutzen: Vorschlag zur Einführung des Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 13\r\nInhalt\r\nAbkürzungsverzeichnis ........................................................................................................ 3\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 4\r\n2 Politischer und rechtlicher Rahmen – Relevanz für die Energiewirtschaft............ 5\r\n3 Analyse des Status quo im Energiesektor ........................................................... 5\r\n3.1 Heterogene Akteurslandschaft....................................................................... 6\r\n3.2 Typische Mehrfachmeldungen ....................................................................... 6\r\n3.3 Unterschiedliche Erhebungspfade und Datenformate .................................. 8\r\n3.4 Auswirkungen auf Unternehmen und Verwaltung ........................................ 8\r\n3.5 Zwischenfazit .................................................................................................. 8\r\n4 Once-Only-Prinzip in der Energiewirtschaft: Konzept und Zielbild ....................... 9\r\n5 Umsetzungsvorschlag für die Energiewirtschaft ................................................ 10\r\n5.1 Pilotierbare Anwendungsbereiche mit hoher Skalierbarkeit ....................... 10\r\n5.2 Technische und organisatorische Umsetzung mit NOOTS ........................... 11\r\n5.3 Rechtliche Voraussetzungen für ein sektorspezifisches Once-Only-Prinzip 11\r\n5.4 Steuerung und Einbindung relevanter Akteure ........................................... 12\r\n5.5 Bewertung .................................................................................................... 12\r\n6 Fazit und Ausblick ............................................................................................. 12\r\nSeite 3 von 13\r\nAbkürzungsverzeichnis\r\nBAFA Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle\r\nBBSR Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung\r\nBDSG Bundesdatenschutzgesetz\r\nBLE Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung\r\nBMDS Bundesministerium für Digitales und Staatsmodernisierung\r\nBMF Bundesministerium der Finanzen\r\nBMI Bundesministerium des Innern\r\nBMUV Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicher-heit\r\nBMWE Bundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\nBNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisen-bahnen\r\nBStatG Bundesstatistikgesetz\r\nDSGVO Datenschutz-Grundverordnung\r\nDestatis Statistisches Bundesamt\r\nEDL-G Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen\r\nEEG Erneuerbare-Energien-Gesetz\r\nEVS Einkommens- und Verbrauchsstichprobe\r\nEnWG Energiewirtschaftsgesetz\r\nLStatÄmter Statistische Landesämter\r\nMaStR Marktstammdatenregister\r\nMsbG Messstellenbetriebsgesetz\r\nNOOTS Nationales Once-Only-Technical-System\r\nOOP Once-Only-Prinzip\r\nPTB Physikalisch-Technische Bundesanstalt\r\nRegMoG Registermodernisierungsgesetz\r\nSDG-VO Verordnung (EU) 2018/1724 zum Single Digital Gateway\r\nTOOP The Once-Only Principle Project (EU-Forschungsprojekt)\r\nUBA Umweltbundesamt\r\nSeite 4 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie Energiewende ist eines der größten Transformationsprojekte unserer Zeit – wirtschaftlich, technologisch, gesellschaftlich und administrativ. Die Energiewirtschaft trägt zur Dekarbonisie-rung, zur Ertüchtigung der Netze und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit bei. Je-doch sehen sich gerade diese Unternehmen mit einer besonders hohen bürokratischen Last konfrontiert: Sie müssen aktuell über 1.050 Informationspflichten erfüllen. Für den gesamten Sektor der Energiewirtschaft beträgt der Erfüllungsaufwand zur Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben ca. 8,2 Mrd. €, wobei ganze 1,5 Mrd. € als Bürokratiekosten auf die Erfüllung von Informationspflichten entfallen.1\r\nDabei werden von der Energiewirtschaft regelmäßig identische oder vergleichbare Daten viel-fach an verschiedene Behörden übermittelt: So melden Netzbetreiber, Energieversorger, Anla-genbetreiber oder Energiedienstleister technische und wirtschaftliche Daten u. a. an die Bun-desnetzagentur (BNetzA), das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA), die sta-tistischen Ämter von Bund und Ländern sowie das Umweltbundesamt (UBA). Diese Mehrfach-meldungen sind nicht nur ineffizient, sondern führen auch zu Inkonsistenzen in der Datenba-sis, erhöhen den Koordinationsaufwand und verlangsamen datenbasierte Entscheidungen auf politischer und behördlicher Ebene.\r\nDas in der EU für bestimmte Bereiche geltende2 Once-Only-Prinzip (OOP) adressiert genau diese Thematik: Daten sollen von Unternehmen nur einmal an staatliche Stellen übermittelt werden müssen, auch wenn sie von mehreren Institutionen benötigt werden. Der Koalitions-vertrag 2025 greift dies auf und strebt im Rahmen des OOP ein grundsätzliches Doppelerhe-bungsverbot und Verpflichtungen zum Datenaustausch innerhalb der Verwaltung an. Dazu ge-hören auch zentrale digitale Plattformen und ein Moratorium für neue Statistikpflichten.3\r\nDieses Diskussionspapier skizziert die Voraussetzungen, Potenziale und konkreten Umset-zungsansätze für ein Once-Only-Prinzip in der Energiewirtschaft. Es zeigt anhand konkreter Datenfelder, wo heute unnötige Mehrfachmeldungen erfolgen, welche Akteure betroffen sind\r\n1 Vgl. Seelinger, A. (2024): Bürokratiekosten durch Informationspflichten für die Energiewirtschaft: Zunehmende Belastungen“, in EW – Magazin für die Energiewirtschaft, 2. Aufl.\r\n2 Vgl. EU-Verordnung 2018/1724 des europäischen Parlaments und des Rates über die Einrichtung eines einheitli-chen digitalen Zugangstors zu Informationen, Verfahren, Hilfs- und Problemlösungsdiensten und zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 1024/2012; TOOP-Projekt im Rahmen des EU-Forschungsprogramms Horizon 2020.\r\n3 Vgl. Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD (2025), S. 65.\r\nSeite 5 von 13\r\nund wie eine effizientere Aufgabenteilung zwischen „Datenhaltern“ und „Datenverwertern“ möglich wäre. Ziel ist es, einen praxisnahen Impuls für Politik und Verwaltung zu setzen, um die Grundlage für ein modernes, nutzerorientiertes und effizientes Datenökosystem im Ener-giesektor zu legen.\r\n2 Politischer und rechtlicher Rahmen – Relevanz für die Energiewirtschaft\r\nIn Deutschland bildet das 2021 in Kraft getretene Registermodernisierungsgesetz (RegMoG) den zentralen rechtlichen Ankerpunkt. Es sieht vor, dass Register verknüpft werden, sodass Daten zwischen Behörden rechtssicher austauschbar werden. Im Mai 2025 wurde zudem der sogenannte NOOTS-Staatsvertrag (Nationales Once-Only Technical System) durch das Bun-deskabinett verabschiedet, der die technische Infrastruktur für verwaltungsübergreifenden Datenaustausch zwischen Bund und Ländern bereitstellt. Beide Regelungen zielen auf eine systematische Datenvernetzung im Sinne des OOP.4\r\nTrotz dieser Fortschritte existieren bislang keine sektorspezifischen Vorgaben zur Umsetzung des Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft. Vielmehr bleibt es der Praxis der Behörden überlassen, ob und wie sie Daten kooperativ nutzen. Gleichzeitig unterliegen energiewirt-schaftliche Akteure zahlreichen branchenspezifischen Meldepflichten, etwa nach dem Ener-giewirtschaftsgesetz (EnWG), dem Gesetz über Energiedienstleistungen (EDL-G), dem Erneuer-bare-Energien-Gesetz (EEG) oder dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG). Dies führt zu Paral-lelmeldungen bei verschiedensten Behörden (BNetzA, BAFA, Destatis etc.), obwohl vielfach ähnliche oder identische Informationen abgefragt werden.\r\nEin sektorspezifischer Rahmen für die Anwendung des Once-Only-Prinzips in der Energiewirt-schaft bietet eine große Chance und sollte vorangetrieben werden. Aufbauend auf den euro-päischen Vorgaben, den rechtlichen Grundlagen der Registermodernisierung und den struktu-rellen Datenbedarfen der Energiewende wäre es politisch und technisch machbar, ein koordi-niertes OOP-Modell für diesen Bereich zu entwickeln.\r\n3 Analyse des Status quo im Energiesektor\r\nDie energiewirtschaftliche Datenlandschaft in Deutschland ist geprägt von einer Vielzahl insti-tutioneller Zuständigkeiten, parallelen Erhebungen und sektoralen Berichtspflichten. Für\r\n4 Vgl. Pressemitteilung des BMDS 5/2025: Bundesregierung beschließt Grundlage für „Once only“.\r\nSeite 6 von 13\r\nUnternehmen bedeutet das: Ähnliche oder sogar identische Informationen müssen an unter-schiedliche Behörden übermittelt werden – teils in unterschiedlicher Form, zu unterschiedli-chen Zeitpunkten und nach unterschiedlichen gesetzlichen Grundlagen bzw. Festlegungen. Eine konsolidierte Datenstrategie, die bestehende Meldeprozesse zwischen Behörden koordi-niert oder bündelt, fehlt bislang weitgehend.\r\n3.1 Heterogene Akteurslandschaft\r\nIn der Praxis erhebt eine Vielzahl von Bundes- und Landesinstitutionen energierelevante Da-ten. Dazu zählen unter anderem:\r\n•\r\ndie Bundesnetzagentur (BNetzA) als Marktaufsichts- und Regulierungsbehörde,\r\n•\r\ndie Statistischen Ämter von Bund und Ländern (z. B. Destatis) als Träger amtlicher Sta-tistik,\r\n•\r\ndas Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) als Vollzugsstelle für zahl-reiche Energie- und Effizienzförderprogramme,\r\n•\r\ndas Umweltbundeamt (UBA), insbesondere zur Erhebung von Emissionen und Um-weltdaten,\r\n•\r\nsowie weitere Akteure wie z.B. Bundeskartellamt (BKartA), Hauptzollämter, Finanzauf-sicht, Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE), Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE), Physikalisch-Technische Bundesanstalt (PTB) oder das Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung (BBSR).\r\nDiese Institutionen verfolgen unterschiedliche Datenziele – von Marktüberwachung über Emissionsberichterstattung bis hin zur Förderstatistik –, greifen jedoch vielfach auf dieselben Informationen zu. Zu nennen wären hier insbesondere: Verbrauchswerte, Erzeugungsdaten, Anlageneigenschaften, Netzinformationen oder Preisbestandteile.\r\n3.2 Typische Mehrfachmeldungen\r\nEin zentrales Problemfeld sind Daten, die mehrfach erhoben werden, obwohl sie bereits ver-fügbar wären. Beispiele hierfür:\r\n•\r\nStromverbrauch: wird netzseitig von der BNetzA über die Netzbetreiber erhoben, gleichzeitig aber im Rahmen der Energiestatistik von Destatis über Versorger oder Letztverbraucher abgefragt.\r\n•\r\nEE-Anlagendaten: liegen vollständig im Marktstammdatenregister (MaStR), werden aber in Förderprogrammen (z. B. BEG) erneut abgefragt.\r\nSeite 7 von 13\r\n•\r\nEnergieaudits: müssen gemäß §8 EDL-G an das BAFA gemeldet werden, obwohl rele-vante Energiekennzahlen in anderen Statistiken bereits vorliegen könnten.\r\n•\r\nStrom- und Gaspreise: werden sowohl im Monitoringbericht der BNetzA als auch im Verbraucherpreisindex von Destatis erfasst – mit unterschiedlichen Methodenzugän-gen.\r\nStrukturelle Überschneidungen in den Meldepflichten verschiedener Institutionen führen zu redundanter Datenerfassung, vermeidbarem administrativem Aufwand und steigenden Büro-kratiekosten bei den Unternehmen. Die nachfolgende Tabelle zeigt beispielhaft die Schnitt-stellen in der Datenerhebung zwischen BNetzA und amtlicher Statistik.\r\nThemenfeld\r\nBNetzA (Regulierungslogik)\r\nDestatis/LStatÄmter\r\n(Statistiklogik)\r\nSchnittmenge\r\n1. Strom- und Gasverbrauch\r\nVerbrauchsdaten über Netz-last und Liefervolumen (von Netzbetreibern)\r\nErhebung über Unternehmen, Haushalte, Energieversorger (amtliche Statistik nach EnStatG)\r\nJa, z. B. Stromver-brauch Haushalte/In-dustrie\r\n2. Stromerzeu-gung (konven-tionell/EE)\r\nEinspeisedaten aus Markt-stammdatenregister, EEG-Zahlungen, Netzbilanzierung\r\nProduktionsstatistik nach Ener-gieträgern, jährliche Stromerzeu-gung je Bundesland\r\nJa, ähnliche Daten-basis – unterschiedli-che Aggregation\r\n3. Netzdaten (Leitungslän-gen etc.)\r\nMeldungen der Netzbetrei-ber (Monitoringbericht)\r\nInfrastrukturdaten (teilweise im Rahmen von Fachstatistiken)\r\nTeilweise – Desta-tis seltener\r\n4. Energie-preise\r\nRegulierte Netzentgelte, Mo-nitoring von Endkundenprei-sen durch BNetzA\r\nVerbraucherpreisstatistik, Erhe-bung von Preisbestandteilen (z. B. EVS)\r\nJa, aber mit ande-rer Granularität\r\n5. Marktstruk-tur (Versorger, Netzbetreiber)\r\nRegisterdaten (z. B. Anzahl Netzbetreiber, Bilanzkreis-verantwortliche)\r\nUnternehmensstrukturstatistik, Energieversorgungsunternehmen nach Tätigkeit\r\nJa, z. B. Anzahl und Typen von Energiever-sorgern\r\n6. Energieeffi-zienz im End-verbrauch\r\nIndirekt über Smart-Meter-Rollout und Digitalisierungs-vorgaben\r\nDirekt durch Haushaltsbefragun-gen, z. B. Gebäudeheizungen\r\nTeilweise – unter-schiedliche Detailtiefe\r\nSeite 8 von 13\r\n3.3 Unterschiedliche Erhebungspfade und Datenformate\r\nEin weiteres strukturelles Problem liegt in der fehlenden Interoperabilität der Datenerhebun-gen:\r\n•\r\nDie BNetzA nutzt weitgehend digitale Meldeformate (z. B. Excel-Vorlagen, Portale, API-Projekte), jedoch eigenständig definierte Datenstrukturen.\r\n•\r\nStatistische Ämter erheben Daten nach festen, methodisch geprüften Vorgaben (z. B. Energieerhebungsbögen, Unternehmensstatistik), häufig mit gesetzlich standardisier-ten Zeitreihen.\r\n•\r\nDas BAFA wiederum greift auf förderspezifische Fachverfahren zurück, bei denen technische Antragsdaten in Verwaltungsdatenbanken abgelegt werden – oft ohne standardisierte Exportoptionen für andere Behörden.\r\nEine vereinheitlichte, föderal und ressortübergreifend abgestimmte Dateninfrastruktur fehlt bislang, obwohl die zugrundeliegenden Datenelemente vielfach identisch sind.\r\n3.4 Auswirkungen auf Unternehmen und Verwaltung\r\nFür Unternehmen – insbesondere Energieversorger, Netzbetreiber und Anlagenbetreiber – re-sultieren daraus folgende Belastungen:\r\n•\r\nDoppelte Meldungen mit teilweiser Abweichung in der Definition derselben Kennzahl, verbunden mit zusätzlichem personellem und finanziellem Aufwand,\r\n•\r\nHoher Dokumentations- und Prüfaufwand bei Anträgen, Prüfungen und Rückfragen, der erhebliche interne Ressourcen bindet und Kosten verursacht,\r\n•\r\nErhöhter Abstimmungsaufwand mit externen Dienstleistern, Fachbehörden und Prüfinstanzen – häufig mit kostenintensiven Folgeprozessen.\r\nFür die Verwaltung bedeutet dies wiederum:\r\n•\r\nAufwand für redundante Datenerhebungen, Qualitätssicherung und Abgleiche,\r\n•\r\nMedienbrüche und Insellösungen zwischen Fachverfahren,\r\n•\r\nbegrenzte Nachnutzbarkeit vorhandener Daten in der Politikfolgenabschätzung.\r\n3.5 Zwischenfazit\r\nDie Analyse zeigt: Es bestehen heute strukturelle und inhaltliche Redundanzen bei der Erhe-bung energiewirtschaftlicher Daten in Deutschland. Diese entstehen nicht primär durch\r\nSeite 9 von 13\r\nschlechte Verwaltungspraxis, sondern durch institutionelle Trennung von Datenverantwort-lichkeiten, fehlende technische Infrastruktur zur gemeinsamen Datennutzung und unzu-reichende rechtliche Grundlagen für koordinierte Verfahren. Das Once-Only-Prinzip bietet an dieser Stelle einen praktikablen Lösungsansatz zur Entlastung aller Beteiligten – bei gleichzeiti-ger Verbesserung von Datenqualität und Effizienz.\r\n4 Once-Only-Prinzip in der Energiewirtschaft: Konzept und Zielbild\r\nDas Ziel des OOP ist es, die Melde- und Bürokratiekosten für Wirtschaft und Verwaltung spür-bar zu senken, ohne auf valide und aktuelle Informationen zu verzichten. In der digitalen Energiewirtschaft, die auf belastbaren Datenströmen basiert, ist dieses Prinzip nicht nur sinn-voll – es ist systemisch notwendig. In der Energiewirtschaft könnte ein funktionierendes OOP-Modell eine Vielzahl von Meldestrukturen bündeln und vereinfachen. Dafür wäre ein System denkbar, bei dem bestimmte Behörden als „Datenhalter“ fungieren und andere Institutionen gezielt „Lesezugriff“ auf bereits gemeldete Daten erhalten – ohne dass Unternehmen selbst erneut aktiv werden müssen.\r\nBeispielhafte Zielstruktur:\r\nRolle\r\nInstitution (Beispiel)\r\nFunktion\r\nDatenhalter\r\nBNetzA, BAFA, Förderstellen\r\nPrimäre Datensammlung (z. B. Audits, Anlagen)\r\nDatennutzer\r\nDestatis, BMWE, UBA\r\nStatistik, Emissionsberichte, Evaluation\r\nKoordination\r\nDigitale Energiedatenplatt-form / NOOTS\r\nSchnittstellenbetrieb, Gover-nance\r\nRechtsrahmen\r\nGesetzgeber (BStatG, EnWG, RegMoG)\r\nErlaubt und begrenzt be-hördliche Nachnutzung\r\nEin solches System würde idealerweise auf bestehenden Infrastrukturen (z. B. dem MaStR oder NOOTS) aufbauen und durch einen klaren Rechtsrahmen flankiert werden.\r\nDie Vorteile eines Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft liegen auf der Hand:\r\n•\r\nEntlastung von Unternehmen: Weniger redundante Meldepflichten und Formulare.\r\nSeite 10 von 13\r\n•\r\nEffizienzsteigerung in der Verwaltung: Bessere Datenverfügbarkeit, schnellere Bear-beitungszeiten.\r\n•\r\nHöhere Datenqualität: Weniger Übertragungsfehler, konsistentere Datenstände.\r\n•\r\nBessere Politiksteuerung: Schnellere Auswertungen, bessere Evidenzbasis für energie- und klimapolitische Entscheidungen.\r\nDabei ist das OOP kein Selbstzweck, sondern ein Mittel zur Verwaltungsmodernisierung im Dienst der Energiewende: Weniger Bürokratie, mehr Wirkung.\r\nDas Once-Only-Prinzip bedeutet nicht, dass Daten „offen“ oder „frei zugänglich“ sind. Viel-mehr geht es um einen kontrollierten, zweckgebundenen Datentransfer zwischen Behörden, der:\r\n•\r\ndatenschutzrechtlich korrekt umgesetzt ist (z. B. DSGVO, Registermodernisierungsge-setz),\r\n•\r\ntechnisch abgesichert ist (z. B. über NOOTS oder föderale IT-Infrastrukturen),\r\n•\r\nund gesetzlich legitimiert ist (z. B. durch Anpassungen im BStatG oder EnWG).\r\n5 Umsetzungsvorschlag für die Energiewirtschaft\r\nUm das Once-Only-Prinzip wirkungsvoll in der Energiewirtschaft zu etablieren, braucht es mehr als technische Infrastruktur – notwendig ist ein pragmatisches, stufenweises Umset-zungsmodell, das bestehende Strukturen nutzt, klare Zuständigkeiten schafft und rechtliche sowie organisatorische Voraussetzungen berücksichtigt. Die folgende Skizze zeigt auf, wie ein sektorspezifisches OOP-Umfeld unter Verwendung vorhandener Ressourcen und Systeme auf-gebaut werden kann – zunächst pilothaft, dann skalierbar.\r\n5.1 Pilotierbare Anwendungsbereiche mit hoher Skalierbarkeit\r\nFür eine erfolgreiche Einführung empfiehlt sich ein schrittweiser Einstieg über klar abgrenz-bare Pilotdatenfelder mit hoher Skalierbarkeit. Drei Beispiele:\r\na) Energieverbrauchs- und Erzeugungsdaten\r\n•\r\nHeute: Meldung an BNetzA (Marktmonitoring) und an Destatis (amtliche Statistik)\r\n•\r\nVorschlag: Einmalige Erfassung und Speicherung der Netzbetreiberdaten auf zentraler Datenplattform → gezielter Zugriff durch Statistikämter auf zentral gespeicherte Daten\r\nSeite 11 von 13\r\nb) Energieaudits nach § 8 EDL-G\r\n•\r\nHeute: Meldepflicht gegenüber BAFA, zusätzlich Verwendung in Programmen und Eva-luation\r\n•\r\nVorschlag: Zugriff durch UBA und BMWE über NOOTS zur Erstellung von Wirkungsana-lysen\r\nc) Anlagen- und Förderdaten\r\n•\r\nHeute: Registrierung im Marktstammdatenregister + Förderanträge (BAFA, KfW)\r\n•\r\nVorschlag: Automatisierter Abgleich zwischen MaStR und Förderportalen\r\n5.2 Technische und organisatorische Umsetzung mit NOOTS\r\nDie Umsetzung erfolgt technisch über das NOOTS, das folgende Funktionen übernimmt:\r\n•\r\nSichere Schnittstellenbereitstellung zwischen Daten haltenden und Daten nutzenden Behörden,\r\n•\r\nVerwaltung von Zugriffsrechten, Protokollierung und Zweckbindung,\r\n•\r\nVerknüpfung dezentraler Datenquellen auf Basis einheitlicher Identifikatoren (z. B. Steuer-ID, MaStR-ID),\r\n•\r\nFöderale Anschlussfähigkeit für Landes- und Kommunalverwaltungen.\r\nErgänzend könnten Energiedatenplattformen des BMWE eine koordinierende Rolle bei der Harmonisierung von Datendefinitionen und sektorübergreifender Nutzung einneh-men.\r\n5.3 Rechtliche Voraussetzungen für ein sektorspezifisches Once-Only-Prinzip\r\nDamit das OOP rechtssicher und effizient funktioniert, sind gezielte gesetzliche Anpassun-gen erforderlich:\r\n•\r\nEnWG und EDL-G: Einführung von Regelungen zur Nachnutzung technischer Unterneh-mensdaten durch dritte Behörden.\r\n•\r\nBStatG: Erweiterung um ein kontrolliertes behördeninternes Datenzugriffsrecht auf bereits erhobene Inhalte.\r\n•\r\nRegistermodernisierungsgesetz: Integration energierelevanter Fachregister (z. B. MaStR, Förderregister) in den Identifikatorenrahmen.\r\nSeite 12 von 13\r\n•\r\nDSGVO/BDSG: Sicherstellung von Datenschutzkonformität, Transparenz und Betroffe-nenrechten beim behördlichen Datenabruf.\r\nEin Rechtsrahmen nach diesem Modell würde Datenhoheit, Zweckbindung und Schutz sensibler Inhalte sichern, zugleich aber den administrativen Aufwand erheblich reduzie-ren.\r\n5.4 Steuerung und Einbindung relevanter Akteure\r\nZur operativen Umsetzung braucht es eine institutionelle Rahmung:\r\n•\r\nInterministerielle Steuerung: Koordination zwischen BMDS, BMWE, BMUV und ggf. BMF.\r\n•\r\nFacharbeitskreise: Einbindung der Behörden mit Melde- und Auswertungsverantwor-tung (BNetzA, BAFA, Destatis, UBA).\r\n•\r\nPraxisdialog mit Unternehmen: Beteiligung von Verbänden, Netzbetreibern, Versor-gern und Dienstleistern zur Machbarkeit und Akzeptanzsicherung.\r\n•\r\nPilotprojekte: Praktische Erprobung in Modellregionen oder mit ausgewählten Wert-schöpfungstufen (z. B. kommunale Wärmeplanung, EEG-Anlagen).\r\nDie Steuerung muss zugleich strategisch (gesetzgeberisch), technisch (infrastrukturbezo-gen) und fachlich (datenspezifisch) agieren, um das OOP wirksam zu implementieren.\r\n5.5 Bewertung\r\nMit einem fokussierten, datengestützten Umsetzungsansatz ist es möglich, das Once-Only-Prinzip in der Energiewirtschaft Schritt für Schritt zu etablieren. Über Pilotbereiche, eine klare Rollenverteilung und die Nutzung von NOOTS als technisches Rückgrat lassen sich sichtbare Effizienzgewinne erzielen – bei gleichzeitig hoher Datenqualität und geringer Meldebelas-tung für Unternehmen. Entscheidend ist nun, die politischen und rechtlichen Weichen für eine koordinierte Nachnutzung vorhandener Daten zu stellen.\r\n6 Fazit und Ausblick\r\nDie Energiewirtschaft ist ein datenintensiver Sektor – und zugleich ein Schlüsselbereich der deutschen Verwaltungsmodernisierung. Der Status quo ist geprägt von parallelen\r\nSeite 13 von 13\r\nMeldewegen, fragmentierten IT-Strukturen und mehrfach erhobenen Datenbeständen, die sowohl für Unternehmen als auch für Behörden unnötigen Aufwand und Intransparenz erzeu-gen. Das Once-Only-Prinzip bietet hier einen hochwirksamen Lösungsansatz: Daten sollen künftig nur einmal erhoben und anschließend kontrolliert von anderen Behörden nachge-nutzt werden können – rechtssicher, zweckgebunden und technisch interoperabel.\r\nDas Diskussionspapier hat gezeigt:\r\n•\r\nEs bestehen klare inhaltliche Schnittmengen zwischen den Datenerhebungen u.a. von Behörden wie BNetzA, BAFA, Destatis und UBA.\r\n•\r\nDie notwendigen technischen und rechtlichen Grundlagen für eine Umsetzung liegen mit dem Registermodernisierungsgesetz und NOOTS bereits in Reichweite.\r\n•\r\nEs gibt praxisnahe Pilotbereiche, mit denen das OOP sektorbezogen und schrittweise etabliert werden kann – ohne auf zentrale Datenhoheit oder Datenschutzstandards zu verzichten.\r\nEin sektorales Once-Only-Modell für die Energiewirtschaft würde nicht nur die Meldebelas-tung für Unternehmen und die damit verbundenen Kosten deutlich reduzieren, sondern auch die Qualität und Konsistenz politischer Entscheidungsgrundlagen erhöhen. Zusätzlich können die freigewordenen Kapazitäten der Transformation zugutekommen. Die Energie-wende braucht valide, aktuelle und konsolidierte Daten – und sie braucht eine digitale Verwal-tung, die diese Daten effizient nutzt.\r\nDamit das Once-Only-Prinzip Realität wird, bedarf es jetzt:\r\n•\r\neines politischen Impulses zur Priorisierung auf Ministerialebene,\r\n•\r\neiner interbehördlichen Vereinbarung zur Pilotierung konkreter Datenströme und\r\n•\r\neines klaren Zeitplans zur Rechtsanpassung, IT-Integration und Einbindung relevanter Akteure.\r\nDeutschland hat mit NOOTS und bestehenden Fachsystemen die strukturelle Grundlage – sie muss nun vernetzt, abgestimmt und politisch getragen werden. Außerdem ist anzustreben, dass auch andere Sektoren mit komplexen Informationspflichten in das Once-Only-Modell Schritt für Schritt integriert werden. Die Energiewirtschaft kann hier als Blaupause herangezo-gen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019479","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der Fachkräftepolitik im Energiewirtschaftssektor","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/11/39/612443/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080013.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nBDEW-Analyse: Fachkräftesicherung in der Energiewirtschaft\r\nVersionsnummer: 1.1\r\nSeite 2 von 4\r\nDas Wichtigste1 auf einen Blick\r\n› Die Energiebranche ist fundamental für die Wirtschaft in Deutschland, gewährleistet Versorgungssicherheit, ermöglicht Dekarbonisierung und schafft die Grundlagen für In-novation und Wirtschaftswachstum.\r\n› Angesichts ihrer gesellschaftlichen Verantwortung und ihres Versorgungsauftrags kann sie anders als andere Branchen ihre Aktivitäten weder zurückfahren noch in die Zukunft oder ins Ausland verlagern, um auf Personalknappheit zu reagieren.\r\n› Der Fachkräftemangel stellt sowohl den Ausbau als auch die Digitalisierung der Energie-infrastruktur vor Herausforderungen und damit die Energiewende als Ganzes.\r\n› Fachkräftesicherung heißt, Resilienz und Kosteneffizienz in der Energiewirtschaft zu för-dern.\r\n› Die vorhandenen Fachkräfte müssen für das Wesentliche eingesetzt werden: 18,84 Millionen Stunden werden jährlich für Bürokratie aufgewendet.\r\n› Fachkräftegewinnung braucht es vor allem im Bereich technische Planung und Betrieb sowie in der IT. Berufs- und Meisterqualifikationen werden in der Energiewirtschaft be-sonders dringend gesucht.\r\n› Zentrale Handlungsfelder (Maßnahmen ab Seite 3):\r\n• Praxisnahe Bildungsgänge in IT und Technik fördern\r\n• Weiterbildungs- und Qualifizierungsmöglichkeiten ausweiten\r\n• Fachkräfteeinwanderung erleichtern\r\n1 Die vollständige Ergebnispräsentation sowie alle Details zur zugrundeliegenden Methodik unserer beiden Studien finden Sie auf unserer Website unter: BDEW-Umfrage 2025 Ergebnis-bericht und Executive Summary sowie BDEW-Kurzumfrage 2024.\r\nSeite 3 von 4\r\nFachkräftemangel in der Energiewirtschaft\r\nSchon heute sieht sich die Energiewirtschaft über alle Unternehmensgrößen, Regionen und Geschäftsfelder hinweg mit dem Fachkräftemangel konfrontiert:\r\n›\r\nDrei Viertel der Unternehmen sehen in ihm ein wesentliches Risiko für die Umsetzung der Energiewende.\r\n›\r\nBis zu 65 Prozent der Unternehmen erwarten durch ihn deutliche Kostensteigerungen.\r\n›\r\nOffene Stellen werden 2026 voraussichtlich 1,5-mal so lange unbesetzt bleiben wie noch im vergangenen Jahr. Schon jetzt bleiben Stellen in der Energiebranche durchschnittlich vier bis sechs Monate vakant.\r\nWährend der demographische Wandel als Hauptursache genannt wird, bilden steigende Kom-petenzanforderungen und Komplexität ebenfalls einen zentralen Treiber des Fachkräfteman-gels in der Energiewirtschaft. Für beide Faktoren erwarten Unternehmen eine weitere Ver-schärfung der heutigen Situation.\r\nDabei fehlen speziell in den technisch-operativen Bereichen (Planung, Betrieb) und der IT praxisnah ausgebildete Fachkräfte und entsprechende Kompetenzen. Ihre Verfügbarkeit wie-derherzustellen und sicherzustellen ist in zweifacher Sicht essenziell:\r\n1. Versierte Fachkräfte und die Verfügbarkeit von Schlüsselkompetenzen vor Ort bilden ei-nen Resilienz-Pfeiler der deutschen Energiewirtschaft. Nur, wenn entsprechende Kompe-tenzen in Deutschland vorhanden sind, kann ein potenzieller Ausfall im Ausland vorgela-gerter Partnerunternehmen entlang der Dienstleistungskette kompensiert werden.\r\n2. Die Fachkräfteverfügbarkeit ermöglicht zudem die kosteneffiziente Transformation und die Digitalisierung unserer Energieversorgung. Nur die entsprechenden Fachkräfte kön-nen Smart Meter einbauen oder KI-Lösungen entwickeln und schließlich implementieren.\r\nEs sind vor allem berufs- und meisterqualifizierte Fachkräfte, die dringend in den Unterneh-men benötigt werden. 68 Prozent der Unternehmen sehen laut der 2024er Erhebung den größten Fachkräftebedarf bei Ausbildungsberufen, 59 Prozent bei Meistern. Erst danach fol-gen Master-/Diplomabschlüsse sowie Bachelorabschlüsse mit 45 respektive 38 Prozent. Aller-dings sind beruflich geprägte Bildungswege überlastet, unterfinanziert und Fachkräften aus dem Ausland schwer zugänglich. Diese Hürden gilt es abzubauen und entsprechende Bil-dungswege aktiv zu fördern. Auch Weiterbildungen stellen hier einen wichtigen Hebel zur Be-gegnung des Fachkräftemangels dar.\r\nZudem müssen bei der Fachkräfte-Zuwanderung Hürden abgebaut werden. Vor allem Büro-kratie erschwert die Integration internationaler Fachkräfte in die deutsche Energiebranche.\r\nSeite 4 von 4\r\nPolitische Maßnahmen zur Fachkräftesicherung in der Energiewirtschaft\r\n›\r\nPraxisnahe Bildungsgänge fördern\r\n•\r\nTechnisch-operative und digitale Kompetenzen gezielt auf- und ausbauen – bspw. durch Förderprogramme und einen bundeseinheitlichen Rahmen für Qualifizierungspartner-schaften, die überregionale Kooperationen stärken und Hochschulen stärker einbinden\r\n•\r\nStärkerer Fokus von staatlicher Förderung für Berufseinstieg, Ausbildung und Umschu-lung für Rollen der Energiewirtschaft und weitergehende Standardisierungen von Aus-bildungsinhalten (z. B. durch eine zentrale Grundausbildung)\r\n•\r\nQualifikationen an der Schnittstelle von Technik und Digitalisierung fördern, etwa durch anwendungsbezogene Weiterbildungen\r\n›\r\nWeiterbildungen und Qualifizierungen optimieren und ausbauen\r\n•\r\nMeister- und Technikerlaufbahnen stärken, insbesondere durch den Ausbau von Ausbil-dungskapazitäten etwa an Meisterschulen zur Verkürzung der zum Teil mehrjährigen Wartezeiten sowie eine weitergehende Harmonisierung der vermittelten Kompetenzen\r\n•\r\nBerufliche Weiterbildung muss praxisnah, berufsbegleitend und flexibel gestaltbar sein, vor allem für Quereinsteiger und Beschäftigte mit Weiterbildungsbedarf\r\n•\r\nNachwuchsprogramme in Kooperation mit Schulen, Berufsschulen und Hochschulen ge-zielt fördern und überregionale Formate stärken\r\n›\r\nFachkräfteeinwanderung erleichtern, bürokratische Hürden abbauen\r\n•\r\nVisaverfahren und die Anerkennung von Berufsabschlüssen für ausländische Fachkräfte vereinfachen, digitalisieren und bundesweit einheitlich ausgestalten\r\n•\r\nWohnraumbereitstellung, Sprachförderung und soziale Integration als festen Bestand-teil von Fachkräfteeinwanderungsprogrammen verankern\r\n•\r\nLänderübergreifende Koordination und zentrale Anlaufstellen schaffen, um Unterneh-men bei der Integration internationaler Fachkräfte aktiv zu unterstützen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Arbeit und Soziales (BMAS)","shortTitle":"BMAS","url":"https://www.bmas.de/DE/Startseite/start.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019480","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Nachweispflicht bei Gasimporten im EU-Gesetz zum Phase-Out russischer Erdgasimporte","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f6/d7/612445/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080014.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Juni 2026 sowie für langfristige Lieferverträge spätestens ab\r\nAnfang 2028. Ergänzend zu diesen Verboten werden umfangreiche Informationspflichten für\r\nGasimporteure eingeführt durch Artikel 7, der eine Meldepflicht gegenüber den nationalen\r\nZollbehörden vorsieht. Insbesondere für Gaslieferungen über bestimmte Interconnection\r\nPoints (IP), bei denen ein besonderes Risiko für Gas russischen Ursprungs gesehen wird, fallen\r\nNachweispflichten an.\r\n2 Herausforderungen durch die Nachweispflicht\r\nDer Gesetzesvorschlag führt zu erheblichen praktischen und rechtlichen Herausforderungen\r\nfür die betroffenen Marktakteure verbunden mit einem hohen zusätzlichen administrativen\r\nAufwand. Einerseits werden den Importeuren vielfältige Berichts- und Nachweispflichten auferlegt\r\nfür Pipeline- und LNG-Importe, andererseits enthält der Gesetzesentwurf keine eindeutige\r\nDefinition von direkten und indirekten Gasimporten. Bei Pipeline-Importen über Drittstaaten\r\nwie die Türkei oder Serbien müssen Unternehmen künftig nachweisen, dass das gelieferte\r\nGas nicht aus Russland stammt. In Artikel 7 Absatz 4 wird bei einer Reihe von IPs grundsätzlich\r\nangenommen, dass das Gas russischen Ursprungs ist, sofern kein gegenteiliger Nachweis erbracht\r\nwird. Damit liegt die Beweislast bei den Importeuren. Bislang bleibt unklar, wie dieser\r\npositive Nachweis konkret ausgestaltet sein soll. Zudem sind Nachweise für Importeure von\r\nSeite 2 von 3\r\nPipeline-Gas im Falle der Kontrahierung von Gas am virtuellen Handelspunkt unmöglich zu er-bringen. Das kontrahierte Gas wird in der Pipeline mit anderen Gasmengen gemischt und die Herkunft kann nicht mehr identifiziert werden. Hier müssen zwingend praktikable Lösungen entwickelt und rechtssicher im Gesetz umgesetzt werden.\r\nAuch wer rechtlich als Importeur gilt, ist nicht eindeutig definiert. Damit ist unklar, inwiefern nun alle europäischen Gasimporteure nach Artikel 7 Absatz 1 einen Nachweis zum Ursprung des Gases über die komplette Lieferkette erbringen müssen, auch wenn das Erdgas nicht über einen IP aus Artikel 7 Absatz 4 importiert wurde. Es ist beispielsweise bei Artikel 7 Absatz 1 un-klar, wie ein Nachweis zu erbringen ist bei einer russischen LNG-Lieferung, welche per Schiff nach Libyen geliefert und anschließend per Pipeline in Europa importiert wird. Angesichts der kurzen Umsetzungsfrist der Regulierung bis Ende des Jahres, ist es essenziell, dass diese Un-klarheiten schnellstmöglich aufgeklärt werden und eine klare Definition von Rechten und Pflichten der betroffenen Marktakteure im Gesetz aufgenommen wird. Aufgrund der beschrie-benen Unklarheiten besteht zudem das Risiko, dass das Gesetz zu einem umfassenderen Ver-bot von importiertem Gas führen könnte, als von der EU-Kommission anvisiert oder beabsich-tigt, wenn Importeure nicht in der Lage sind, die erforderlichen Informationen vorzulegen.\r\nHinzu kommt, dass die Einhaltung der Nachweispflichten durch nationale Zollbehörden über-wacht werden soll, ohne dass ein europaweites harmonisiertes Prüfverfahren vorgesehen ist. Eine physische Rückverfolgbarkeit von Molekülen ist bei Erdgas nicht möglich. Trotzdem könnte der Entwurf eine Herkunftsbestätigung auf dieser Ebene verlangen, um den Beweis von nicht-russischem Erdgas zu erbringen. Unternehmen, die auf flexible Handelswege angewiesen sind, sehen sich dadurch mit erheblichen Unsicherheiten konfrontiert. Der Abschluss neuer Verträge ab dem 1. Januar 2026 würde durch den Gesetzesvorschlag zwar nicht verhindert, je-doch durch Artikel 7 Absatz 1 und Absatz 4 deutlich erschwert werden. Bestehende Verträge könnten regulatorische Unsicherheit erfahren, wenn der Positivnachweis aufgrund seiner Komplexität nicht lückenlos erbracht werden kann. Gerade europäische Binnenstaaten wie Ös-terreich, die Slowakei oder Ungarn sind auf eine Vielzahl an Bezugspunkten angewiesen. Ohne praktikable Übergangsregelungen droht der Marktzugang für Importeure mit komplexen Lie-ferketten eingeschränkt zu werden. Dies gilt insbesondere für LNG-Lieferungen, bei denen Zwi-schenstopps und Mischungen unterschiedlicher Herkunftsländer üblich sind.\r\n3 Ausblick\r\nEnergieimporte aus Russland auslaufen zu lassen, ist ein politischer Schritt, um Geldflüsse aus der EU in ein Land zu beenden, das seit über drei Jahren einen Angriffskrieg führt. Die Gasver-sorgung in Deutschland und Europa ist dadurch nicht gefährdet. Ohnehin muss aufgrund der veränderten geopolitischen Weltlage die Diversifizierung der Gasversorgung weiter vorange-trieben werden. Die Restmengen, die heute noch aus Russland in die EU geliefert werden,\r\nSeite 3 von 3\r\nmüssen nun aus anderen Ländern bezogen werden. Hier steht Deutschland und die EU aller-dings im internationalen Wettbewerb. Deswegen muss es weiterhin Ziel sein, Konzentrationsri-siken und einseitige Abhängigkeiten von einzelnen Lieferländern zu vermeiden, um Produkti-ons- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ausgleichen zu können.\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft ist es erforderlich, dass die Nachweispflichten eindeutig, pra-xistauglich und unbürokratisch ausgestaltet werden. Zudem sollte Rechtssicherheit und Prakti-kabilität für alle betroffenen Marktakteure durch das Gesetz gewährleistet werden. Wir schla-gen erstens deswegen vor, die Möglichkeit zu prüfen, eine Positivliste von Ländern einzufüh-ren, bei denen ein russischer Ursprung ausgeschlossen werden kann, da diese eigene Import-verbote von russischem Gas durchsetzen. Zweitens sollte es Ziel sein, in der Nachweissystema-tik für indirekte Importe, Ausweichverhalten, z.B. durch die Einbindung weiterer Zwischen-händler oder zu diesem Zweck gegründete bzw. umfunktionierte SVPs (special purpose vehic-les), zu identifizieren und von Beginn an zu verhindern. Zusammen mit einer De-minimis Rege-lung, welche eine Nachweispflicht nur ab bestimmten Mengen verlangt, würde gewährleistet werden, dass für den Großteil des importierten Erdgases, der jetzt schon nicht-russischem Ur-sprungs ist, keine zusätzlichen Nachweispflichten entstünden. Es ist zentral, rechtliche Sicher-heit in Bezug auf Lieferungen aus den USA, Norwegen und anderen Ländern zu schaffen und zudem die Komplexität der Anforderungen einzuschränken. Dazu würden diese Vorschläge dienen. Zudem bedarf es einer engen Abstimmung zwischen Zollbehörden, Kommission und Marktteilnehmern, um praktikable Kontrollmechanismen zu etablieren. Da durch die Metha-nemissionsverordnung ähnliche Vorgaben an Importeure gestellt werden und diese vom BAFA bearbeitet werden, wäre zur Bürokratieentlastung eine Umsetzung der Zollbehörden mit dem BAFA zu begrüßen.\r\nUm eine ausreichende und wettbewerbsfähige Versorgung mit Gas sicherzustellen, müssen zü-gig die Rahmenbedingungen verbessert und die Planungssicherheit u.a. für die langfristige Be-schaffung erhöht werden. Angesichts der geopolitisch hohen Unwägbarkeiten bedarf es so-wohl funktionierender internationaler Märkte als auch bestehender und neuer Partnerschaf-ten. Aufgabe der EU und ihrer Mitgliedstaaten ist es, diese verlässlichen und klaren Rahmen- und Ausgangsbedingungen für einen funktionierenden Markt und Wettbewerb zu schaffen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019481","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur Zielerreichung der 80 %-EE-Quote bis 2030 gemäß EEG und Stromverbrauchsszenarien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1d/80/612447/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080017.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1 Stromerzeugung\r\nInstallierte\r\nLeistung\r\n31.12.2024\r\nin GW\r\nZiel 2030 in\r\nGW (EEG)\r\nNotwendiger Nettozubau\r\npro Jahr zur Erreichung\r\nder Ziele in GW\r\nBruttozubau in GW\r\nStromerzeugung\r\nin TWh im Jahr\r\n2024\r\n2022 2023 2024\r\nWind an\r\nLand\r\n63,6 115,0 8,6 2,4 3,6 3,3 111,6\r\nWind\r\nOffshore\r\n9,2 30,0 3,5 0,3 0,3 0,7 26,1\r\nPV 100,2 215,0 19,1 7,6 15,4 17,3 75,1\r\nLauf- und\r\nSpeicherwasser\r\n5,6 21,4\r\nBiomasse &\r\nsonstige EE\r\n9,7 49,9\r\nSUMME 284,1\r\n2 Stromverbrauch\r\n2022\r\n(BDEWStatistik)\r\n2023\r\n(BDEWStatistik)\r\n2024\r\n(BDEWStatistik)\r\n2030\r\n(aus dem\r\nEEG)\r\n2030\r\n(von UBA,\r\nProjektionsbericht,\r\n2025)\r\n2030\r\n(von Agora,\r\n2025)\r\n2030\r\n(aus BMWK,\r\nLangfristszenarien,\r\n2024)\r\nBruttostromverbrauch\r\nin TWh\r\n540,9 512,1 517,7 750 652-657 609-708 742-768\r\nLetztverbrauch/\r\nNettostromverbrauch\r\nin TWh1\r\n482,7 459,6 466,1\r\nDavon Industrie 211,7 201,1 204,0\r\nDavon Haushalte 135,2 131,1 132,3\r\nDavon Sonstige\r\n(Gewerbe, Handel,\r\nDienstleistungen)\r\n121,7 112,3 114,1\r\nDavon Verkehr\r\n(Fahrstrom)\r\n14,1 15,1 15,7\r\n1 Letztverbrauch/Nettostromverbrauch gibt an was tatsächlich von Endverbrauchern verbraucht wird, der Bruttostromverbrauch umfasst zusätzlich Verluste und Eigenverbrauche\r\nder Kraftwerke.\r\n3 Überlegungen zur zukünftigen Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und Netzeinspeisung\r\nbis 2030\r\nZur Abschätzung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE) im Jahr 2030 sind zwei Faktoren\r\nentscheidend: Der EE-Ausbaupfad und die Entwicklung der Volllaststunden. In den letzten Jahren konnten\r\ntatsächliche jährliche Volllaststunden bei Photovoltaik (PV) zwischen 817 h und 951 h, bei Wind an\r\nLand zwischen 1.763 h und 1.988 h, bei Wind auf See zwischen 2.853 h und 3.220 h erreicht werden.2\r\nDiese berechneten Volllaststunden liegen niedriger als manche Berechnungen zum theoretischen Potential,\r\ninsbesondere weil in der Realität auftretende netz- oder marktbedingte Abregelungen zu einer geringeren\r\nErzeugung führen. Aber auch nicht ideale Standorte bzw. Verschattung können zu niedrigeren\r\nVolllaststunden führen. Volllaststunden sind ein Maß, um die tatsächlich erfolgte Stromerzeugung pro\r\ninstallierte Leistung vergleichbar zu machen.3\r\nUnter der Annahme, dass historische Volllaststunden und die EE-Ausbauziele erreicht werden, kann\r\neine EE-Erzeugung für 2030 von 512 bis 575 TWh berechnet werden. An dieser Stelle wird somit ein\r\ndeutlich geringerer Wert im Durchschnitt angenommen als der festgelegte Richtwert von 600 TWh in\r\n§ 4a EEG.\r\nEs muss zudem berücksichtigt werden, dass die abgeschätzte zukünftige EE-Stromerzeugung (512-575\r\nTWh) aufgrund folgender Faktoren geringer ausfallen kann.\r\n1. Volllaststunden könnten sinken, wenn:\r\n› der Netzausbau sich verzögert,\r\n dann können netzbedingte Abregelungen zunehmen.\r\n› Flexibilitäten nicht ausreichend/zügig/an der richtigen Stelle entstehen,\r\n dann können marktgetriebene Abschaltungen steigen aufgrund niedriger Preise zu Zeiten von hoher\r\nEE-Stromeinspeisung.\r\n› EE-Anlagen an weniger optimalen Standorten errichtet werden oder Verschattungseffekte zum Tragen\r\nkommen.\r\n2. Die EE-Ausbauziele nach § 4 EEG 2023 sowie § 1 Abs. 2 WindSeeG könnten nicht erreicht werden,\r\nwenn\r\n› sich Netzanschlüsse von Offshore-Windparks verzögern,\r\n› das Tempo des Ausbaus von Wind an Land sich nicht deutlich steigert,\r\n› die Dynamik des Photovoltaik-Ausbaus einbricht.\r\n2 Siehe Deep Dive Berechnungslogik und Die Energieversorgung 2024 – Aktualisierte Fassung\r\n3 Die Anzahl der jährlichen Volllaststunden gibt an, für wie viele Stunden eine Anlage bei maximaler Leistung laufen müsste, um die im Jahr produzierte Strommenge zu\r\nerzeugen – unabhängig davon, wie die tatsächliche Auslastung der Anlage zu spezifischen Stunden in dem Jahr war. Die theoretische maximale Anzahl der Volllaststunden\r\nbeträgt 8760 h, wenn die Anlage wirklich an jedem der 365 Tage 24 h lang bei voller Leistung erzeugte.\r\n4 Überlegungen zur Entwicklung des Stromverbrauchs bis 20304\r\nEine Abschätzung des Stromverbrauchs für das Jahr 2030 ist aus aktueller Sicht schwierig. Unabhängig\r\ndavon ist aber klar: Industrie, Gebäudebeheizung und -kühlung und Verkehr müssen deutlich elektrifiziert\r\nwerden, um Klimaneutralität zu erreichen. Diese Entwicklung verläuft aktuell langsamer als einst\r\nprognostiziert. Für Klimaneutralität 2045 braucht es hier jedoch gezielte regulatorische Anreize. Diese\r\nsind auch entscheidend für den Stromverbrauch bis 2030. Die folgenden Zahlen zeigen daher nur beispielhaft\r\ndie Größenordnung – ihre Entwicklung hängt stark von politischen Rahmenbedingungen und\r\nWirtschaftswachstum ab, eine präzise Prognose ist derzeit nicht möglich.\r\nElektrifizierung der Industrie/Konjunkturelle Entwicklungen:\r\n› Basierend auf den Langfristszenarien 2024 könnten zum aktuellen Stromverbrauch in der Industrie bis\r\n2030 weitere 40 bis 69 TWh hinzukommen.\r\n› Entwicklung schwer abschätzbar, da die Wirtschaftlichkeit von Elektrifizierungsprojekten stark abhängt\r\nvom Verhältnis des relevanten Gas- und Strompreisniveaus sowie von der konjunkturellen Entwicklung.\r\n› Begonnene Elektrifizierungsprojekte werden bislang fortgeführt. Elektrifizierung des Verkehrssektors:\r\n› Bis 2030 19 bis 34 TWh zusätzlich (Agora, 2025) bei Fortsetzung der aktuellen Entwicklung;\r\nfrühere Annahme: 49 bis 52 TWh laut Langfristszenarien.\r\n› 1 Mio. E-Autos haben einen jährlichen Strombedarf von ca. 2,7 TWh – Stand zum 1. Juli 2024: gut\r\n1,5 Mio. E-Autos. (Electrive/ KBA, 2024).\r\nElektrifizierung des Wärmesektors:\r\n› Bis 2030: 17 bis 29 TWh zusätzlich zum Verbrauch 2024 (Agora, 2025).\r\n› 2024: 9 TWh Verbrauch durch Wärmepumpen (BEE, 2025).\r\n› Wärmepumpe verbraucht auf 100 qm Wohnfläche ca. 2.700 bis 4.200 kWh pro Jahr. Bei bspw.\r\n1 Mio. Wärmepumpen wären das dann circa 3,2 TWh Stromverbrauch (MVV, 2025).\r\nRechenzentren:\r\n› 6 bis 15 TWh zusätzlich (Gutachten im Auftrag des BMWK 2025).\r\n› Aktueller Strombedarf von Rechenzentren in Deutschland: ca. 20 TWh/Jahr.\r\nElektrolyseure:\r\n› 17 bis 50 TWh zusätzlich (Agora, 2025).\r\n› 1 GW Elektrolyseur mit bspw. 4.500 Volllaststunden verbraucht 4,5 TWh im Jahr.\r\nEffizienzgewinne können den Stromverbrauch weniger stark ansteigen lassen. Mit steigendem Letztverbrauch\r\nsteigen auch Stromverluste und Eigenverbrauch der Kraftwerke, dadurch steigt wiederum der\r\nBruttostromverbrauch. Addiert man die exemplarischen Werte kommt man auf einen groben Rahmen\r\nvon ca. 620 TWh bis 720 TWh Strombedarf für das Jahr 2030.\r\n4 (1) Agora (2025), Erneuerbare Energien senken Strompreise unabhängig von der Nachfrage\r\n(2) Stand und Entwicklung des Rechenzentrumsstandorts Deutschland\r\n(3) BMWK (2024), Langfristszenarien | Langfristszenarien\r\n(4) UBA (2025), Treibhausgas-Projektionen 2025 für Deutschland (Projektionsbericht 2025) | Umweltbundesamt\r\n(5) MVV (2025), MVV | Wissenswertes über den Stromverbrauch von Wärmepumpen\r\n(6) BEE (2025), 20250311_BEE_Studie_Entwicklung_des_Stromverbrauchs.pdf\r\n(7) Electrive (2024), Über 1,5 Millionen Elektroautos auf deutschen Straßen unterwegs - electrive.net\r\n5 Überlegung zur angestrebten 80 % EE-Quote und dem EE-Ausbau\r\nAuf Basis der bisherigen Annahmen im EEG wären für die Erreichung des Ziels, bis 2030 einen Anteil von\r\n80 % Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu erreichen, rund 600 TWh EE- Strom erforderlich.\r\nWerden die Ausbauziele aus EEG und WindSeeG erreicht und die durchschnittlichen Volllaststunden der\r\nletzten Jahre fortgeschrieben, könnten im Jahr 2030 jedoch nur etwa 512 TWh bis 575 TWh EE-Stromerzeugung\r\nrealisiert werden. Geht man von der Annahme der vorherigen Bundesregierung eines Bruttostromverbrauchs\r\nvon 750 TWh im Jahr 2030 aus, entspräche dies einem EE-Anteil von 68 % bis\r\n77 %. Bei einem deutlich niedrigeren Stromverbrauch, etwa 620 TWh, läge der Anteil bei 83 % bis 93 %.\r\nAllerdings gilt: Werden die EE-Ausbauziele nicht vollständig erreicht, etwa im Bereich der Offshore-\r\nWindenergie, oder sinken die Volllaststunden durch die genannten Faktoren, dann sind auch Szenarien\r\nmit einem niedrigeren Anteil Erneuerbarer Energien realistisch – selbst bei reduziertem Stromverbrauch.\r\nWenn bis 2030 die bisherigen EE-Ausbauziele tatsächlich erreicht werden, wird bei konservativen Annahmen\r\nzur Volllaststundenzahl die EE-Quote von 80% selbst bei einem geringeren Stromverbrauch\r\nwie z. B. 620 TWh nur knapp erfüllt. Der aktuelle Ausbaupfad beschreibt somit eine „sowieso“-Notwendigkeit,\r\ndie auch bei einem angenommenen Bruttostromverbrauch von (auch deutlich) unter 750 TWh\r\nverfolgt werden muss.\r\n6 Deep Dive Berechnungslogik\r\nFür Wind und PV werden die Ziele als installierte Leistung angenommen abzüglich des halben Zubaus,\r\nder für 2030 angenommen wird. Mit dieser Leistung werden die historischen Volllaststunden multipliziert.\r\nDie historischen Volllaststunden wurden für 2022, 2023, 2024 und einmal im Mittel für die letzten\r\n10 Jahre berechnet. Der jeweils schlechteste Wert wurde als untere Grenze und der beste Wert als\r\nobere Grenze festgelegt. Für die anderen EE-Technologien wird die mittlere Erzeugung von 2022-2024\r\nangenommen, weil hier nur geringfügig Zubau abzusehen ist."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019482","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Methodikfestlegung der 5. Regulierungsperiode im Rahmen des NEST-Prozesses","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/b1/612449/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080018.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nDie Netzbetreiber sind und bleiben zentrale Akteure der Energiewende – sie stehen zu ihrer Verantwortung und sind bereit, ihren Beitrag zum Gelingen der Transformation des Energie-systems zu leisten. Dazu brauchen Sie allerdings die richtigen Rahmenbedingungen:\r\n›\r\nDer NEST-Prozess darf nicht dazu führen, Netzbetreibern regulatorisch Mittel zu entzie-hen, die dringend für die anstehenden Aufgaben der Energiewende benötigt werden.\r\n›\r\nLangfristig und strukturell negativ wirkende NEST-Effekte dürfen nicht mit temporären und selektiven Kompensationsmechanismen „schöngerechnet“ werden.\r\n›\r\nDer Zweijahresverzug beim VPI/Xgen ist methodisch falsch und führt zu systematischen Unterdeckungen der Betriebskosten (OPEX), da die nominellen Kosten des Netzbetriebs – wie auch in anderen Wirtschaftsbereichen – im Regelfall steigen. Wenn die Methodik schon verändert wird (Wegfall des VPI auf CAPEX), muss dies auch konsequent gemacht werden, und der Zeitverzug beseitigt werden.\r\n›\r\nDie Netzbetreiber stehen zu den Anforderungen eines effizienten Netzbetriebs. Methodi-sche Anpassungen beim Effizienzvergleich dürfen aber nicht dazu führen, dass effiziente Kosten nicht mehr anerkannt werden und die Erreichbarkeit der Effizienzziele gefährdet wird. Die wissenschaftlich nicht begründbare Abschaffung zentraler Sicherheitsmechanis-men im Effizienzvergleich führt systemimmanente Unsicherheiten und individuelle Risiken für Netzbetreiber ein und senkt die Robustheit des Effizienzvergleichs.\r\n›\r\nDie 5. Regulierungsperiode ist eine Übergangsperiode. Weitreichende methodische me-thodische Änderungen sollten erst nach vollumfassender Quantifizierung der NEST-Ände-rungen und nach einer Übergangszeit mit anschließender Prüfung erfolgen.\r\n›\r\nDer OPEX-Aufschlag muss unbefristet und auch für VNB im vereinfachten Verfahren ein-geführt werden.\r\n›\r\nDie Behandlung getätigter Ausgaben (Kostenanerkennung) ist losgelöst vom Eigenkapital-zins zu betrachten: Dringend erforderliche Zinsverbesserungen dürfen nicht durch NEST-Nachteile bei der Kostenanerkennung wirtschaftlich abgeschöpft werden. Unabhängig da-von ist klar, dass die heutige EK-Zins-Methodik dringend so angepasst werden muss, dass ein international wettbewerbsfähiger EK-Zins festgelegt werden kann.\r\n›\r\nDie Eigenkapitalverzinsung deutscher Netzbetreiber liegt derzeit im europäischen Ver-gleich am unteren Rand. Kapitalgeber erwarten jedoch deutlich höhere und planbare Ren-diten. Um beides abzusichern, müssen die Vorschläge des BNetzA Gutachters zur Plausibili-sierung und zu den Länderportfolien aufgegriffen werden. Der Maßstab ist eindeutig: Die\r\nBerlin, 11.08.2025\r\nNEST-Prozess gefährdet Investitions- und Leistungsfä-higkeit der Netzbetreiber\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 2\r\nNEST-Prozess gefährdet Investitions- und Leistungsfähigkeit der Netzbetreiber\r\nMethodenfestlegung\r\nmuss einen EK-Zins Korridor aufzeigen, der den Anforderungen des Kapitalmarktes genügt.\r\n›\r\nFremdkapitalseitig braucht es eine dynamische Anpassung des Zinssatzes an das jeweilige Marktniveau durch eine rollierende Anpassung. Zu diesem Vorschlag hatte die BNetzA bis zuletzt Offenheit signalisiert. Nun will die BNetzA überraschend einen 7-jährigen kalkulato-rischen Durchschnittszins einführen und die FK-Nebenkosten nicht mehr anerkennen. Mit dieser starren Berechnungsmethodik laufen die Netzbetreiber Gefahr, ihre Kosten nicht mehr decken zu können, wenn der tatsächliche FK-Zins im Markt höher ist. Das ist das fal-sche Signal.\r\nHintergrund\r\nSeit dem 2. Februar 2024 arbeitet die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Rahmen des NEST-Pro-zesses („Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.“) an einer Neuaufstellung des Regulierungs-rahmens für Netzbetreiber. Ausgangspunkt ist das Urteil des Europäischen Gerichtshofs vom 2. September 2021 zur Unabhängigkeit der BNetzA. Im Januar 2025 hat die BNetzA in einem Zwischenstand veröffentlicht, welche Anpassungen in der Regulierungsmethodik erfolgen sol-len. Würden diese Anpassungen in Festlegungen umgesetzt, käme es nach Berechnung des BDEW gegenüber der vierten Regulierungsperiode zu einer Reduktion der Kostenerstattung für VNB in Höhe von 2,4 Mrd. EUR, und das nur in einer Regulierungsperiode. Dies entspricht Einbußen von 30-50 Prozent gemessen an den Erträgen aus der Eigenkapitalverzinsung.\r\nNeueste Analysen des verbändeübergreifenden BMT-Datenpool-Begleitgremiums zum BNetzA Zwischenstand zum Sommer zeigen auf, dass die BNetzA die Negativ-Effekte der Methodenän-derungen für Stromnetzbetreiber noch deutlicher unterschätzt hat als bisher angenommen. So könnten die Erlösobergrenzen der Stromnetzbetreiber im Schnitt um weitere 2,3% sinken.\r\nDieses Geld steht dann nicht mehr den Netzbetreibern zur Verfügung und schwächt Ihre In-vestitions- und Leistungsfähigkeit. Gleichzeitig liegt allein für den Zeitraum 2023-2030 für die Strom- und Gas-VNB das geschätzte erforderliche Investitionsvolumen bei 140 Mrd. EUR.\r\nIn der BNetzA--Abschätzung wird ein sich positiv auswirkender OPEX-Aufschlag und eine Me-thodikveränderung bei der EK-Verzinsung gegengerechnet. Der OPEX-Aufschlag gilt allerdings nur für VNB-Strom im Regelverfahren, nicht aber für VNB-Strom im vereinfachten Verfahren oder für Gas-VNB.VNB. Zudem entfällt der OPEX-Aufschlag für alle ab der sechsten Regulie-rungsperiode. Damit bleibt weiterhin bestehen, dass sich die NEST-Anpassungen für eine große Mehrheit der Netzbetreiber in der 5. Regulierungsperiode und für alle Netzbetreiber ab der 6. Regulierungsperiode stark negativ auswirken. Dies ist umso mehr gegeben, als dass die BNetzA weiterhin an Streichungen von Positionen innerhalb der nicht beeinflussbaren Kosten festhält."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-08-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019487","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur nationalen Umsetzung der RED III in Raumordnungs- und Bauplanungsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8f/4c/612561/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080021.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen.\r\nDas Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen.\r\nSie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes,\r\nüber 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in\r\nDeutschland.\r\nVermerk\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nSeite 1 von 5\r\nBewertung Ausschussfassung der wesentlichen ÄA zur RED III -Umsetzung im BImschG,\r\nWHG, WaStrG und BauGB\r\nWährend die Möglichkeit der Umwandlung von Windenergiegebieten in Beschleunigungsgebiete,\r\neiner Vorgabe aus der RED III, aufgenommen und sehr positiv bewertet wird, wurde\r\ndurch die Änderung des Raumordnungsgesetzes (ROG) ein gravierender Umstand geschaffen.\r\n1 Problem\r\nDie Umwandlung bereits ausgewiesener Windenergiegebiete in „Beschleunigungsgebiete“ erfordert\r\nin der Praxis lediglich geringfügige Änderungen der bestehenden Pläne. Im Wesentlichen\r\nbeschränkt sich der inhaltliche Aufwand auf die Festlegung von Regeln für Minderungsmaßnahmen,\r\nsoweit diese erforderlich sind.\r\nIm aktuellen Gesetzentwurf zu § 28 Abs. 5 und 7 ROG-E (§ 245f Abs. 3 BauGB-E) ist jedoch\r\nein vollständiges erneutes Planverfahren für diese Umwandlung vorgesehen, dass weder in\r\nDauer noch Umfang eingeschränkt wird. Dies führt zu erheblichen Doppelprüfungen und bindet\r\nunnötig Kapazitäten vor Ort.\r\nZudem droht, dass Kompromiss, die vor Ort im Rahmen der – häufig Jahre in Anspruch nehmenden\r\n– Planaufstellung für Windenergiegebiete gefunden wurden, wieder aufgerollt werden\r\nund der soziale Frieden gefährdet wird, obwohl zusätzliche Umweltbelastungen minimal\r\nsind und die Allgemeinheit durch verkürzte Genehmigungsverfahren und frühere finanzielle\r\nBeteiligung der Gemeinden profitiert.\r\n2 Lösung\r\nEinführung klarer, europarechtskonformer Leitplanken für die nachträgliche Ausweisung zu\r\nBeschleunigungsgebieten. Innerhalb dieser Vorgaben kann die Ausweisung zu Beschleunigungsgebieten\r\nschnell, zielgerichtet und rechtssicher erfolgen, ohne dass der gesamte Raumordnungsplan\r\nerneut geprüft werden muss.\r\nSeite 2 von 5\r\nFormulierungsvorschlag zur Anpassung von § 28 Abs. 5 und Abs. 7 ROG-E [Änderungen in fett][1]\r\n(5) Die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die Aufstellung von Regeln für Minde-rungsmaßnahmen erfolgt im Rahmen des Planaufstellungsverfahrens zur Festlegung der Vorranggebiete für Windenergie. Wurden die Planaufstellungsverfahren vor dem … [einset-zen: Datum des Inkrafttretens nach Artikel 8] förmlich eingeleitet und war zu dem Zeitpunkt bereits eine Beteiligung nach § 9 Absatz 2 und 3 durchgeführt, kann die erforderliche Aus-weisung von Beschleunigungsgebieten und die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaß-nahmen ausnahmsweise in einem nachfolgenden, innerhalb von drei Monaten nach dem Inkrafttreten des Plans förmlich einzuleitenden und innerhalb von sechs Monaten abzu-schließenden separaten Planungsverfahren erfolgen; in diesem Fall sind § 7 Absatz 5, die §§ 8, 9 Absatz 5, die §§ 10 und 11 für Raumordnungspläne entsprechend und mit der Maß-gabe anzuwenden, dass\r\n1.\r\ndas Planungsverfahren auf die Änderungen durch Ausweisung als Beschleunigungs-gebiet und die Aufstellung etwaig noch fehlender Regeln für Minderungsmaßnah-men beschränkt ist,\r\n2.\r\ndavon auszugehen ist, dass die Änderungen des Raumordnungsplans Umweltaus-wirkungen vermeiden oder verringern und in der Regel keine zusätzlichen erhebli-chen Umweltauswirkungen nach § 8 Absatz 2 verursachen und\r\n3.\r\nbei der Beteiligung nach § 9 Absatz 2 jeweils ein Monat als Dauer der Veröffentli-chung und als Frist zur Stellungnahme angemessen ist.\r\n(6) … .\r\n(7) Für Vorranggebiete für Windenergie, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 und vor dem … [einsetzen: Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 8] ausgewiesen worden sind, gelten die Absätze 2 bis 6 entsprechend, wobei die Frist für die Einleitung des Planungsverfahrens nach Absatz 5 mit Ablauf des … [einsetzen: Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 8] beginnt.\r\n[1] Der Vorschlag adressiert die angesichts der Ausweisungspraxis der Länder die wichtigere Regelung im ROG und sollte entsprechend auch für § 245f Abs. 3 BauGB-E implementiert werden.\r\nSeite 3 von 5\r\n3\r\nErläuterung der Leitplanken\r\nIn § 28 Abs. 5 Satz 2 ROG-E sollte die Möglichkeit der nachträglichen Anpassung von Plänen auf solche Fälle beschränkt werden, in denen die Planung bereits weit fortgeschritten ist. Dadurch wird der Planungsaufwand deutlich reduziert. Eine erneute Planung wäre dann nur erforder-lich, wenn die Öffentlichkeit ausschließlich aufgrund der Umstellung der Planung auf Beschleu-nigungsgebiete erneut beteiligt werden müsste.\r\nZudem sind eindeutige Regelungen zum Beginn der Frist für die Einleitung des Planänderungs-verfahrens notwendig. In § 28 Abs. 5 Satz 2 ROG-E wird der Fristbeginn an das Inkrafttreten des jeweiligen Plans geknüpft. Für bereits wirksame Pläne ist in § 28 Abs. 7 ROG-E klarzustel-len, dass die Frist mit dem Inkrafttreten des Gesetzes beginnt.\r\nDarüber hinaus schlagen wir konkrete Leitplanken für die Anforderungen an die Änderung von Plänen nach legt § 28 Abs. 5 Satz 2 ROG-E vor:\r\n•\r\nNr. 1: Das Änderungsverfahren ist auf die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet sowie auf etwa erforderliche ergänzende Festlegungen zu beschränken. Dadurch wird sicher-gestellt, dass nicht der gesamte Plan erneut geprüft wird. Die Prüfungen dürfen nur sol-che Aspekte betreffen, die unmittelbar mit der Ausweisung als Beschleunigungsgebiet zusammenhängen.\r\n•\r\nNr. 2: Die Ergänzung der Regelung stellt klar, dass im Regelfall nicht von erheblichen Umweltauswirkungen auszugehen ist. Damit wird gewährleistet, dass die nachträgliche Ausweisung von Beschleunigungsgebieten, die für sich genommen keine nachteiligen Auswirkungen hat, nur einen vertretbaren Begründungsaufwand erfordert.\r\n•\r\nNr. 3: Aufgrund des begrenzten Anpassungsbedarfs und der geringen Umweltauswir-kungen werden angemessene Fristen für die Beteiligung der Öffentlichkeit und der Be-hörden festgelegt. Ähnlich wie bei Änderungen von Planentwürfen im laufenden Auf-stellungsverfahren ist es sachgerecht und effizient, die Abläufe und Fristen zur Beteili-gung zu straffen.\r\nDarüber hinaus möchten wir weitere Anmerkungen zum Bekanntgewordenen Änderungsan-trag machen:\r\n(1)\r\nWesentliches Element der Ergänzungen sind Regelungen zur Ausweisung von Beschleu-nigungsgebieten. Diese fehlten bisher im Gesetzentwurf. Die Änderungsanträge sehen jetzt eine Lösung für die Ausweisung als Beschleunigungsgebiete der nach dem 19. Mai 2024 ausgewiesenen Windeignungsgebiete vor, was ausdrücklich zu begrüßen ist. Hier\r\nSeite 4 von 5\r\nsollte aber entsprechend dem Vorschlag des BDEW jedenfalls die Möglichkeit aufge-\r\nnommen werden, dass diese Gebiete – bei Vorliegen der Voraussetzungen – auch auf Antrag des Vorhabenträgers ausgewiesen werden müssen. (Siehe hierzu die BDEW-Stellungnahme zur Umsetzung der RED III im BImSchG, WHG und zur Änderung des WaStrG, WindBG und BauGB vom 28.06.2025)\r\n(2)\r\nEs ist insgesamt zudem zu begrüßen, dass diese planungsrechtliche Umsetzung der RED III mitangegangen wird.\r\nAllerdings: Die Regelungen entsprechen weitgehend den bereits durch die Vorgängerregierung vorgeschlagenen Regelungen zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten. Bereits diese Re-gelungen waren teilweise gegenüber der RED III überschießend. Die in den Änderungsanträgen enthaltenen Regelungen gehen teilweise noch weiter darüber hinaus. Die Kritik des BDEW an dieser nationalen überschießenden Umsetzung bleibt insofern bestehen.\r\nBeispielhaft kann hier die Auflistung der für eine Ausweisung von Beschleunigungsgebieten ausgeschlossenen Gebieten genannt werden. Unionsrechtlich erforderlich wäre es lediglich, Natura-2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Hauptvogelzugrouten und Meeressäuger Haupt-zugrouten auszuschließen. Der Ausschluss anderer Gebiete setzt voraus, dass erhebliche Um-weltauswirkungen zu erwarten sind. Die ist mit geeigneten und verhältnismäßigen Instrumen-ten und Datensätzen zu ermitteln. Dieser Ermittlung wird der pauschale Ausschluss von Gebie-ten mit landesweit bedeutsamen Vorkommen europäischer Vogelarten oder streng geschütz-ter Arten gem. § 249 Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E nicht gerecht.\r\nWeitere Beispiele sind der BDEW-Stellungnahme zum Regierungsentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solar-energie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort (BT-Drucksachen 20/12785, 20/13253 vom 15. Juni 2024) zu entnehmen.\r\n(3)\r\nEinige zusätzliche Anmerkungen zu den wichtigsten Änderungsanträgen im Einzelnen:\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 2 (Ergänzung des § 5b Abs. 2b BauGB-E):\r\nDass zur Ausweisung von Konzentrationszonen gem. § 35 Abs. 3 S. 3 BauGB sachliche Teilflä-chennutzungspläne aufgestellt werden können, ist bereits heute möglich und allgemein aner-kannt. Dies mit räumlichen Teilflächennutzungsplänen zu verbinden, erscheint aber im Hinblick auf die gesamträumliche Steuerungswirkung einer Konzentrationszonenplanung fragwürdig. Die Erwähnung des § 249 Abs. 2 BauGB ist irreführend, denn die Entprivilegierung von WEA ist gem. § 249 Abs. 2 S. 3 BauGB gesetzliche Folge der Feststellung der Erreichung der Flächen-ziele, d.h. kann gerade nicht durch einen Plan herbeigeführt werden. Der Verweis auf § 249c\r\nSeite 5 von 5\r\nAbs. 1 BauGB-E ist hingegen sinnvoll, da es die Ausweisung von Beschleunigungsgebieten er-leichtert.\r\nHier wäre die folgende Formulierung vorzugswürdig: „(2b) Für die Zwecke des § 35 Absatz 3 Satz 3, des § 249 Absatz 2 und des § 249c Absatz 1 können sachliche Teilflächennutzungspläne aufgestellt werden; sie können auch für Teile des Gemeindegebiets aufgestellt werden.“\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 3 (kommunale Positivplanung, § 245e Abs. 5 BauGB-E): Zu begrüßen, Zielab-weichungsverfahren wird überflüssig.\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 4 b) (Ausweisung in Aufstellung befindlicher oder zwischen dem 19. Mai 2024 und dem Inkrafttreten des Gesetzes ausgewiesener Windenergiegebiete als Be-schleunigungsgebiete, § 245f Abs. 2 S. 3 BauGB-E):\r\nDiese Regelung greift zwar die Branchenforderung einer Regelung für die nach dem 19. Mai 2024 (vgl. § 6a WindBG) ausgewiesenen Windenergiegebiete auf. Es ist aber zweifelhaft, ob das „sind […] auszuweisen“ für die in Aufstellung befindliche Gebiete unionsrechtskonform ist (siehe dazu Stellungnahme SUER zum Entwurf der vergangenen Legislaturperiode). Außerdem greift die Regelung zur nachträglichen „Umwidmung“ der bereits ausgewiesenen Gebiete („in-nerhalb von drei Monaten“) das wichtige Anliegen nicht auf, wonach ein Vorhabenträger die Einleitung dieses Verfahrens beantragen kann (siehe BDEW-Stellungnahme). Die Formulierung „einzuleitenden“ spricht zwar dafür, dass der Planungsträger das Verfahren einleiten muss. Ob das aber rein praktisch zuverlässig erfolgen wird, ist zweifelhaft. Der BDEW hat hierzu einen Formulierungsvorschlag vorgelegt, der gegenüber der vorliegenden Fassung vorzugswürdig ist.\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 5 (Mitgezogene Privilegierung von Speichern): Das Kriterium des räumlich-funktionalen Zusammenhangs in § 249 Abs. 6a Nr. 2 BauGB-E bleibt nach wie vor hinter Art. 2 Nr. 44d RED III zurück, der denselben Netzanschlusspunkt genügen lässt.\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 6 (Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete in FNP): Grundsätzlich zu be-grüßen\r\n•\r\nArt. 7 Nr. 4 (Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete in Regionalplänen): Grundsätz-lich zu begrüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019488","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur Ausgestaltung eines regulatorischen Rahmens für H2-Importinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/08/8f/612563/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080023.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 21. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nLNG-Terminals im Wandel: Bau-steine einer Importinfrastruktur für Wasserstoff und seine Derivate\r\nMaßnahmen bis 2030\r\nVersionsnummer: 1.5\r\nSeite 2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Zielsetzung ................................................................................. 3\r\n2 Ausgangslage und Handlungsbedarf ................................................................... 3\r\n3 Anforderungen der Mitgliedsunternehmen ........................................................ 5\r\n4 Hochlauf der Wasserstoffimporte: Voraussetzungen und Erfolgsfaktoren ........... 7\r\n5 Politische und regulatorische Empfehlungen ...................................................... 9\r\n6 Fazit: Transformationspfade gemeinsam gestalten ............................................ 10\r\nSeite 3 von 11\r\n1 Einleitung und Zielsetzung\r\nLNG-Terminals sichern kurzfristig die Versorgung mit Erdgas und bilden zugleich den infra-strukturellen Grundstein für die künftige Einfuhr klimaneutraler Energieträger. Trotz beste-hender Unsicherheiten ist mit Blick in die Zukunft klar, dass die Terminals perspektivisch so weiterentwickelt werden müssen, dass sie in der Lage sind, effizient Wasserstoff und dessen Derivate wie Ammoniak, Methanol oder synthetisches Methan aufzunehmen, umzuschlagen und weiterzuleiten. Neben der Wasserstoff- und Derivateinfrastruktur ist auch der frühzeitige Vorhalt von Kapazitäten für CO₂-Handling – insbesondere im Kontext von CCS (Carbon Capture and Storage) – notwendig, um eine integrierte, zukunftsfähige Importstruktur zu schaffen. Nur so kann Deutschland auch langfristig eine sichere, klimaneutrale und möglichst kosteneffizi-ente Energieversorgung gewährleisten. Auch nach 2044 müssen Importe von Bio-LNG oder synthetischem LNG möglich bleiben, wenn sich diese etabliert haben. Ebenso könnte der Wei-terbetrieb der LNG-Terminals auch eine zentrale Rolle spielen, wenn in Deutschland Erdgas für die Produktion von blauem oder türkisem Wasserstoff genutzt wird.\r\nGleichzeitig steht Deutschland heute mit einer noch jungen LNG-Infrastruktur an einem strate-gischen Wendepunkt. Die Frage ist nicht, ob, sondern wie diese Infrastruktur für den Import klimaneutraler Moleküle transformiert werden kann. Dieses Diskussionspapier des BDEW skiz-ziert die wichtigsten Anforderungen, Erfolgsfaktoren und politische Rahmenbedingungen für den Umbau der Gasimportterminals und gibt Handlungsempfehlungen für den zügigen Hoch-lauf von Wasserstoffimporten mit einem Schwerpunkt auf den bis 2030 notwendigen Maß-nahmen.\r\nDas Marktumfeld für Wasserstoff-Importprojekte ist in den vergangenen 12 Monaten weiter herausfordernd geblieben. In der Folge verzögern sich wichtige Projekte, wurden ausgesetzt oder sogar völlig gestoppt. Angesichts der positiven politischen Entscheidungen zum Wasser-stoffkernnetz auf der einen und dem fortwährenden Bedarf in der Industrie auf der anderen Seite, ist es zwingend erforderlich, alle verfügbaren Importoptionen und -infrastrukturen zu berücksichtigen, um den Hochlauf voranzutreiben und das Kernnetz zu befüllen. Die Regie-rungsparteien betonen im Koalitionsvertrag, dass Deutschland Energieimportland bleiben wird und die notwendige Infrastruktur für Importe von Wasserstoff und seinen Derivaten konse-quent ausgebaut werden soll.\r\n2 Ausgangslage und Handlungsbedarf\r\nMit dem Aufbau von LNG-Importkapazitäten reagierte Deutschland kurzfristig auf die Gaskrise infolge des Ukraine-Kriegs. Deutschland hat aktuell schwimmende LNG-Terminals an den Standorten Brunsbüttel, Mukran, Wilhelmshaven; stationäre Terminals entstehen an den Standorten Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Stade. Ende 2025 können ca. 30 Mrd. m3 Gas\r\nSeite 4 von 11\r\nimportiert werden, mit Fertigstellung der stationären Terminals ab 2028 über 50 Mrd. m3. Für die Versorgung Deutschlands sind aber auch die bereits seit längerem bestehenden LNG-Ter-minals in den Nachbarländern, insbesondere in Belgien, den Niederlanden und Frankreich, wichtig. Dabei ist zu unterstreichen, dass Deutschland auch nach dem russischen Lieferstopp, ein wichtiges Transitland bleibt. Die Importkapazitäten werden schon jetzt zur sicheren Gas-versorgung insbesondere der zentraleuropäischen Nachbarländer genutzt.\r\nDie vorhandene oder im Bau befindliche LNG-Importinfrastruktur kann hierbei effizient für den Einstieg in den Import von Wasserstoff genutzt werden.\r\nEinige der schwimmenden LNG-Terminals sind technisch hybrid einsetzbar und erlauben be-reits vor 2030 eine kurzfristige Umstellung auf den parallelen Import von LNG- und Ammoniak (umwandelbar in Wasserstoff, wenn ein entsprechendes Cracking-Modul installiert wird). Diese technologische Option war zum Zeitpunkt des Beschlusses des in Kraft getretenen LNG-Beschleunigungsgesetzes (LNGG) nicht bekannt. Nun sollte diese Importoption in Bezug auf eine Weiternutzung angesichts der sich abzeichnenden Verzögerungen beim Wasserstoff-hochlauf re-evaluiert werden. Damit müsste auch die im Gesetz vorgesehene statische Kopp-lung des Weiterbetriebs der schwimmenden LNG-Anlagen an die Inbetriebnahme eines land-basierten LNG-Terminals gegebenenfalls aufgelöst bzw. angepasst werden.\r\nTechnisch gesehen ist der Umbau bzw. der Aufbau landbasierter Anlagen auf andere Energie-träger anspruchsvoll, aber machbar. Je nach Molekültyp – etwa verflüssigter Wasserstoff, Ammoniak, Methanol oder flüssige organische Wasserstoffträger (LOHC) – unterscheiden sich Anforderungen an Lagerung, Transport, Sicherheitskonzepte und Anschlussinfrastrukturen er-heblich. Die Nutzung bestehender Standorte bietet dabei Chancen: Sie verfügen über logisti-sche Anbindungen, industrielle Nähe, Genehmigungen und Expertise. Dennoch braucht es um-fangreiche Investitionen und neue Betriebskonzepte.\r\nAus gesamtwirtschaftlicher Sicht kann es sinnvoll sein, an Standorten Anlagen für den Import unterschiedlicher Derivate parallel zu betreiben. LNG-Importanlagen (schwimmend und land-basiert) können zum Teil auch dauerhaft für den Import von e-LNG aus erneuerbaren Quellen notwendig sein. Eine zu enge Auslegung der Umstellungspflicht ist also nicht zielführend.\r\nDie Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate der Bundesregierung geht von einem nationalen Bedarf an Wasserstoff und dessen Derivaten in Höhe von 95 bis 130 TWh bis 2030 aus. 50 bis 70 % (45 bis 90 TWh) sollen importiert werden. Der Einstieg in den Aufbau ge-eigneter Importstrukturen muss daher mit einem Maßnahmenpaket für die Zeit bis 2030 hin-terlegt werden.\r\nDas LNG-Beschleunigungsgesetz befristet ferner Genehmigungen für LNG-Anlagen zum 31. Dezember 2043. Ein Weiterbetreib von LNG-Terminals ist nur möglich, wenn sie für klimaneut-ralen Wasserstoff und dessen Derivate genutzt werden. Die Gaswirtschaft unterstützt dieses\r\nSeite 5 von 11\r\nklare Bekenntnis zum Umstieg auf Moleküle aus erneuerbaren Quellen. Es ist aber wichtig, dass die politischen Rahmenbedingungen die richtigen wirtschaftlichen Anreize setzen. Termi-nals beherbergen wichtige Anlagenelemente auch für das klimaneutrale Energiesystem. Der Ansatz muss also eher sein, an der Stelle den notwendigen Spielraum zu schaffen, statt über die befristete Betriebsgenehmigung für Infrastrukturen den Ausstieg aus den fossilen Energie-trägern hebeln zu wollen. Eine zu kurze Amortisationsdauer verteuert nämlich die Nutzung der Infrastruktur erheblich und erschwert Investitionen in die notwendige Transformation hin zu Wasserstoff und dessen Derivaten.\r\nVersorgungssicherheit muss dauerhaft ein strategisches Ziel der Importstrategie sein. Dazu ge-hört auch, dass parallel zum Ausbau des Pipelineimports von Wasserstoff, ausreichende Kapa-zitäten in schwimmenden und landbasierten Terminals für den flexiblen Schiffstransport aus allen Weltregionen im Ordnungsrahmen angereizt wird. Die Importe von Derivaten über den Seeweg werden deutlich früher erwartet als z.B. über den Süd- und Südwestkorridor. Landba-sierte und schwimmende Terminals können dabei komplementär genutzt werden. Letztere er-möglichen die schnellstmögliche Bereitstellung von grundlastfähigem Wasserstoff. Sie sind kurzfristig verfügbar, mobil einsetzbar und benötigen im Vergleich zu landseitiger Infrastruktur deutlich weniger Planungs- und Bauzeit. Somit können sie das noch junge Kernnetz bedarfsge-recht befüllen, das absehbar zu Beginn ohne nennenswerte Speicherkapazitäten auskommen muss. Diversifizierte Importquellen insgesamt stärken die Markteffizienz und reduzieren Ab-hängigkeiten von einem einzigen Lieferland oder bestimmtem Exportregionen. Und genauso wie die Importinfrastruktur heute die sichere Gasversorgung der zentraleuropäischen Nach-barländer gewährleistet, wird diese Importinfrastruktur Deutschland im Wasserstoffmarkt-hochlauf ebenfalls zur wichtigen Drehscheibe werden lassen.\r\n3 Anforderungen der Mitgliedsunternehmen\r\nFür die Mitgliedsunternehmen des BDEW, insbesondere die Infrastrukturbetreiber und Im-porteure, stehen vier zentrale Anforderungen im Vordergrund:\r\n1. Planungssicherheit und Investitionsklarheit\r\nInvestitionen in neue schwimmende und landbasierte Terminaltechnologien, Tanklager, Ver-flüssigungsanlagen, Cracker und/oder Anbindungen an das künftige Wasserstoffnetz erfordern langfristige, verlässliche Rahmenbedingungen. Noch dominiert Unsicherheit hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffderivate. Aktuelle Forschungsergebnisse untermauern Trends und Zukunftserwartungen, können aber auch noch keine abschließenden Antworten geben.1 Besonders in den Anfangsjahren ist es deshalb wichtig, dass Staatshilfen bzw. Garan-tien die Risiken für Investoren senken.\r\nSeite 6 von 11\r\nZur Planungssicherheit gehören auch politische Entscheidungen bei wirtschaftlichen Zielkon-flikten: So besteht zum Beispiel für konventionellen Ammoniak bereits heute ein Markt. Hier gilt es zwischen der wirtschaftlich vorteilhaften direkten Substitution herkömmlichen Ammo-niaks durch das Wasserstoffderivat und der Entwicklung einer Crackerinfrastruktur sowie der Auslastung des initialen Wasserstoffkernnetzes abzuwägen.\r\nBereits bestehende Importlieferketten für Ammoniak in Rostock und Brunsbüttel sollten in der Planung berücksichtigt werden. Dies stellt auch eine regulatorische Herausforderung dar, da bestehende Rechtsrahmen bislang vor allem auf klassische Energieunternehmen ausgerich-tet sind – für die Einbindung von Akteuren außerhalb der Energiebranche, etwa aus Industrie, Logistik oder Chemie ist der regulatorische Rahmen der Energiebranche eine Herausforde-rung.\r\nAuch strukturelle Fragen gilt es zu klären: Aufgrund hoher Skaleneffekte scheinen sehr große Cracker von Vorteil zu sein, die Ammoniak aus mehreren Terminalstandorten aufnehmen. Cra-cker sollten deshalb Open Access basierten Zugang haben. Im Land verteilte Crackerstandorte bieten auch genehmigungsrechtlich erhebliche Herausforderungen, insbesondere in dicht be-siedelten Gebieten. Weiter dürften zentrale Standorte eine deutlich effizientere Realisierung der Verdichterinfrastruktur ermöglichen.\r\n2. Investitionsanreize für Erstkunden und Infrastrukturbeteiligte\r\nUm den Aufbau von Wasserstoffimportinfrastruktur zu beschleunigen, ist die frühzeitige Ein-bindung sogenannter Launching Customers und Co-Investing Customers von zentraler Bedeu-tung. Diese Akteure übernehmen signifikante unternehmerische Risiken und können durch langfristige Abnahmeverträge oder direkte Mitinvestitionen zur Finanzierung und Stabilisie-rung der Projekte beitragen. Ein entsprechender regulatorischer Rahmen würde Marktein-trittshürden für Pioniere senken und so gezielt den Hochlauf fördern. Vorbilder wie der nie-derländische Ordnungsrahmen zeigen: Differenzierte Vertragsbedingungen für Erstnutzer und Mitinvestoren – etwa günstigere Tarife oder längere Laufzeiten – können unter bestimmten Voraussetzungen objektiv gerechtfertigt und investitionsfördernd sein. Solche Regelungen sollten auch im deutschen Kontext ausdrücklich rechtlich ermöglicht werden2.\r\n3. Rechtliche Leitplanken\r\nViele zentrale Fragen sind derzeit ungeklärt: Wie werden Ammoniak- oder Methanolimporte rechtlich bewertet? Wie können bestehende rechtliche und regulatorische Rahmenbedingun-gen für Erdgas auf neue Moleküle übertragen oder angepasst werden? Welchen Anpassungs-bedarf gibt es in der europäischen und nationalen Regulierung von Wasserstoff-Importtermi-nals? Aus Sicht der Gasbranche sind zum Beispiel feste, frei zuordenbare Kapazitäten ohne Restriktionen zu bevorzugen. Bei Rabatten auf Netzentgelte, die dem Wasserstoffhochlauf dienen, sollte es eine Gleichbehandlung von Importen mit inländischer Erzeugung geben. Die\r\nSeite 7 von 11\r\nUnternehmen fordern eine zügige Klärung technischer Normen, Sicherheitsstandards und Ge-nehmigungsverfahren. Ansatzpunkt zur weiteren Ausgestaltung des Ordnungsrahmens für die H2-Importinfrastruktur könnte national die noch ausstehende Umsetzung der Regelungen des Zugangs Dritter zu Wasserstoffimportterminals aus der EU-Richtlinie Gas und Wasserstoff sein (Artikel 36).\r\nOffene Fragen gibt es auch bei Genehmigungen und Standorten von Ammoniak-Crackern: Was sind die wirtschaftlichsten Lösungen bei der Standortwahl und Skalierung von Crackern? Wie wird der Betrieb organisiert? Es müssen Anreize geschaffen werden, damit Investitionen in die Transformation stattfinden – durch gezielte Förderprogramme, stabile Marktbedingungen und transparente Zielpfade. Auch sind klare, einheitliche Regelungen zum Zugang und zur Nutzung von Terminals und Crackern notwendig, insbesondere wenn der Betrieb durch mehrere Unter-nehmen durchgeführt werden sollte. Wie kann das Marktdesign für Cracker ausgestaltet wer-den, damit die Anlagen interessant für Investoren sind? Auch die Möglichkeiten der Terminal-nutzung ohne Crackernutzung muss Berücksichtigung finden.\r\n4. Priorisierung der Technologien und Flexibilität\r\nEs ist noch nicht absehbar, welche Derivate in welchen Mengen gehandelt werden. Dennoch ist bei der Entwicklung der Terminals schon jetzt eine Priorisierung notwendig. Eine Technolo-gieoffenheit für verschiedene Derivate ist nur sehr begrenzt möglich. Bereits in der Genehmi-gung sind Festlegungen zu Produkten und Stoffen bei vielen Anlagenteilen unvermeidbar. Der-zeit wird ein großer Teil der Projekte vorrangig für den Import von erneuerbarem oder kohlen-stoffarmem Ammoniak geplant, daher sollte hier die Priorität gesetzt werden.\r\n4 Hochlauf der Wasserstoffimporte: Voraussetzungen und Erfolgsfaktoren\r\nDer erfolgreiche Hochlauf der Wasserstoffimporte hängt von einer Vielzahl ineinandergreifen-der Faktoren ab:\r\nInfrastrukturumbau\r\nTerminals müssen für alternative Moleküle ausgerüstet werden – etwa durch kryogene Anla-gen für flüssigen Wasserstoff, Drucktanklager für LOHC oder sichere Handlingsysteme für Am-moniak. Auch Hafenzufahrten, Bahnsysteme, Pipelineanschlüsse und Anlandungspunkte müs-sen angepasst oder neu errichtet werden. Die größte Herausforderung im Umbau liegt darin, dass die Anlagen nur bedingt umgerüstet werden können. Hauptsächlich kann die Hafeninfra-struktur (Hafenkai, Anlegestellen) wiederverwendet werden. Produktspezifische Teile der heu-tigen Importterminals, insbesondere für LNG, sind nur eingeschränkt für den Wasserstoffim-port nutzbar. In einigen Fällen, wie bei FSRUs, ist jedoch eine Umrüstung grundsätzlich mög-lich. Auch ein paralleler Betrieb mit verschiedenen Energieträgern könnte technisch machbar\r\nSeite 8 von 11\r\nsein, bringt jedoch zusätzliche Herausforderungen in Bezug auf Sicherheit, Logistik und Wirt-schaftlichkeit mit sich. Daher sollte die Option zur Umrüstung bestehender Anlagen zwar be-rücksichtigt werden, der Fokus aber gleichzeitig auch auf der Entwicklung neuer, speziell für Wasserstoff und dessen Derivate ausgelegter, schwimmender und landbasierter Terminals lie-gen. Da die neuen Energieträger eine geringere volumetrische Energiedichte verglichen mit Erdgas haben, wird eine erheblich größere Speicherkapazität notwendig sein. Wenn außer-dem die Wirtschaft länger Erdgas benötigt, läuft die Nutzung der LNG-Terminals ggf. nicht schon 2035/40 aus. Es sollte also auch ein Szenario dafür geben, dass parallel zu den LNG-Ter-minals Importe von Wasserstoff/Derivaten an den Terminals möglich ist.\r\nImportverträge und internationale Partnerschaften\r\nWasserstoffimporte benötigen langfristige Abnahmeverträge und strategische Partnerschaf-ten mit Exportländern bei hinreichender Diversifizierung. Anders als bei LNG gibt es bei Was-serstoff und seinen Derivaten aktuell noch Risikopositionen entlang der gesamten Wertschöp-fungskette. Abnahmeverträge, Charterverträge wie auch Kapazitätsbuchungen in Infrastruktu-ren müssen für die Projektfinanzierung langfristig sein. Aber aufgrund der Unsicherheiten ba-sierend auf Preis und Menge kann die Industrie keine verbindlichen Verträge eingehen. Eine Bindung für kleinere Mengen über einen mittelfristigen Zeitraum wäre eher denkbar. Deshalb braucht es Importeure/ Midstreamer, die größere Mengen für den Markt aggregieren und langfristige Abnahmeverpflichtung eingehen. Diese bräuchten dann eine Absicherung über Garantieinstrumente.3 Mehrere Staaten entlang eines Importkorridors in die EU könnten sich dieses Risiko teilen. Politische Unterstützung bei der Anbahnung solcher Beziehungen – etwa durch Wasserstoffallianzen oder Kooperationsabkommen – ist ebenso entscheidend wie fi-nanzielle Absicherungsinstrumente (z. B. CfD Mechanismen oder die Weiterentwicklung von H2Global). Zusätzliche Risiken ergeben sich, sollte ein Teil der Wertschöpfungskette nicht rechtzeitig zur Verfügung stehen und die finanziellen Verpflichtungen für vorhandene Kompo-nenten eintreten ohne entsprechende Einnahmen aufgrund von Projektverzögerungen in an-deren Assets.\r\nZertifizierung und Nachhaltigkeitsstandards\r\nDer Handel mit kohlenstoffarmem und grünem Wasserstoff erfordert verlässliche Herkunfts-nachweise und Nachhaltigkeitszertifikate. Besonders im Wasserstoffhochlauf ist es wichtig, dass die grünen Moleküle getrennt von Zertifikaten gehandelt werden können. Somit können sich auch Industrien ohne Netzanbindung am Beschaffungsprozess beteiligen. Die Mitglieds-unternehmen fordern europaweit einheitliche Regeln, idealerweise harmonisiert mit globalen Standards, um die Importfähigkeit sicherzustellen.\r\nSeite 9 von 11\r\nNetzanbindung\r\nDie Integration der Importterminals in das entstehende Wasserstoffkernnetz ist bereits ange-legt. Die Planungen sind auf hohe Transportkapazitäten ausgelegt, auch um Pipelinelieferun-gen von Wasserstoff aufzunehmen. Hierbei ist sicherzustellen, dass der Marktzugang über frei zuordenbare Kapazität (fFZK) gewährleistet ist.\r\n5 Politische und regulatorische Empfehlungen\r\nDie Transformation der Gasimportterminals gelingt nur mit politischer Flankierung und ganz-heitlichen Strukturentscheidungen:\r\n•\r\nErarbeitung eines „Masterplans Wasserstoffimportterminals“ unter Berücksichtigung von schwimmenden und landbasierten Terminaloptionen mit Zeithorizonten, Investiti-onsbedarfen, Zuständigkeitsverteilungen und politischer Koordination. Der Aufbau ei-nes Handelskorridors vom Produzenten über Importinfrastrukturen und Speichern bis hin zum Abnehmer sollte möglichst bald etabliert werden. Eine länderübergreifende Kooperation (z.B. Deutschland, Belgien, Niederlanden, Frankreich und Polen sowie den zentraleuropäischen Staaten Tschechien, Slowakei und Österreich) wäre konstruktiv. Wie in der Gaswirtschaft könnten Midstreamer Mengen aggregieren und an kleinere Abnehmer aus verschiedenen interessierten Industrien effizient vermarkten (Keramik, Glas, …).\r\nTeil des Masterplans muss eine stärkere Eingrenzung der möglichen Energieträger bzw. Derivate sein. Für die Bezahlbarkeit der Infrastruktur ist es unerlässlich, zeitnah her-auszuarbeiten, was wirtschaftlich die geeignetste Technologie ist. Förderprogramme sollten sich an der Verringerung der CO2-Emissionen ausrichten, ein begleitender Ord-nungsrahmen aber insbesondere in einer frühen technologischen Entwicklungsphase die erforderlichen Alternativen mitsamt der Infrastruktur anreizen. Das Ergebnis techno-ökonomischer Analysen sollte in einer Überarbeitung des LNG-Beschleuni-gungsgesetzes berücksichtigt werden.\r\n•\r\nAuswertung der Erfahrungen aus dem LNG-Beschleunigungsgesetz für rasche Geneh-migungsverfahren (etwa durch bundeseinheitliche Standards, zentrale Ansprechpart-ner, Fristenregelungen) und zügige Verabschiedung eines Wasserstoffbeschleunigungs-gesetzes4. Die gesamte Importinfrastruktur (schwimmend und landbasiert) muss im Gesetz bereits mit abgedeckt werden. Es ist eine großzügige, zukunftssichere Ausle-gung der Importinfrastruktur und der Gasnetzkapazitäten notwendig.\r\nSeite 10 von 11\r\n•\r\nErweiterung bestehender Förderinstrumente (z. B. Bundesförderung Terminalinfra-struktur, IPCEI-H2, CfD-Mechanismen): Hier ist der konkrete Bezug zu Terminalinfra-strukturen wichtig. Beispielsweise, wie kann ein CfD Mechanismus so entwickelt wer-den, dass er die Bezugsmengen für eine Infrastruktur unterstützt, die selbst mehr oder weniger als \"Umschlagsort\" dient? Auch hier ist wieder eine Kooperation mit den Nie-derlanden erwähnenswert. Beide Regierungen könnten sich vorerst auf einen Import-korridor einigen (Seeweg) und mit politischer Unterstützung die Verbindung zu ande-ren Ländern (Kanada, Spanien, Oman, Saudi-Arabien und Brasilien) herstellen.\r\n•\r\nFörderliche Rahmenbedingungen für Pioniere und Infrastrukturbeteiligte schaffen: Die Möglichkeit, für Erstnutzer und (Mit-)Investoren differenzierte Vertragsbedingungen zu ermöglichen, sollte explizit in den Rahmenbedingungen verankert werden. Dies schafft Investitionsanreize, reduziert Risiken für die ersten Marktteilnehmer und er-leichtert den wirtschaftlichen Hochlauf neuer Importinfrastrukturen.\r\n•\r\nKlare Regeln für Wasserstoffderivate im Ordnungsrahmen definieren (Netzentgelte, Bilanzierung, Sicherheitsvorgaben).\r\n•\r\nAbnahme für die H2-Importinfrastruktur sichern: Rechtlich-regulatorische Unsicherhei-ten entlang der H2-Wertschöpfungskette und damit für den H2-Kunden müssen identi-fiziert und offene Fragestellungen geklärt werden (z.B. Netzanschluss, Transport- und Haftungsfragen im H2-Kernnetz).\r\nDer Ordnungsrahmen sollte Anreize dafür schaffen, dass Derivate in Wasserstoff umgewan-delt und dann in das Netz eingespeist werden. Derivate sollten nicht vollständig direkt genutzt werden (Dünger, Schiffsverkehr). Es gilt auch die Befüllung des Wasserstoffkernnetzes abzusi-chern.\r\n6 Fazit: Transformationspfade gemeinsam gestalten\r\nDie deutschen schwimmenden und landbasierten Gasimportterminals haben das Potenzial, zu zentralen Knotenpunkten einer europäischen Wasserstoffwirtschaft zu werden – wenn die Weichen jetzt richtiggestellt werden. Der Umbau ist machbar, wirtschaftlich sinnvoll und kli-mapolitisch notwendig. Klar fokussierte technologische Terminal-Konzepte, unter Berücksich-tigung von Nachfrageprognosen für Derivate/H2 und der Aufbau des Kernnetzes sind essenzi-ell für die Wirtschaftlichkeit. Zugleich ist eine enge Zusammenarbeit mit den Importterminals in den Nachbarländern notwendig, um Synergien zu heben, Doppelstrukturen zu vermeiden und eine europäisch abgestimmte Infrastrukturentwicklung zu ermöglichen. Die bestehende und im Bau befindliche LNG-Importinfrastruktur kann dabei effizient als Ausgangspunkt für den Einstieg in den Import von Wasserstoff und seinen Derivaten genutzt werden – vorausge-setzt, sie wird frühzeitig entsprechend weiterentwickelt.\r\nSeite 11 von 11\r\nNur im Schulterschluss lässt sich diese Transformation erfolgreich gestalten. Die Gasinfrastruk-tur von heute ist der Wasserstoff-Hub von morgen – wenn wir jetzt entschlossen handeln.\r\n1 Vgl. z.B. LNG2Hydrogen – TransHyDE Project: Making LNG Terminals Suitable for Hydrogen-based Energy Carriers - Fraunhofer ISE\r\n2 Link zur niederländischen Regulierungsbehörde: ACM publishes explanation of new rules re-garding third-party access to hydrogen terminals\r\n3 Zur Rolle der aggregierenden Importeure hat der BDEW ein weiteres Positionspapier veröf-fentlicht.\r\n4 BDEW-Stellungnahme zum Entwurf aus der letzten Legislaturperiode: BDEW_Stellung-nahme_Entwurf_eines_Wasserstoff-beschleunigungsgesetzes.pdf"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019489","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines europäischen Rahmens zur ausschließlichen lizenzfreien Nutzung des oberen 6-GHz-Bands","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/dd/2a/612565/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080024.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Gemeinsame Position von BREKO, BDEW und VKU zur Entwurfsstellungnahme der RSPG zur langfristigen Vision für das obere 6-GHz-Band.\r\nDer Bundesverband Breitbandkommunikation e.V. (BREKO), der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) und der Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) begrüßen die Bemühungen der Radio Spectrum Policy Group (RSPG), – als Beratungsgremium der Europäischen Kommission – die Frage der künftigen Zuweisung des oberen 6-Gigahertz-Bands (GHz) aus verschiedenen Perspektiven zu analysieren, und schätzen die Möglichkeit, den Entwurf einer Stellungnahme zur langfristigen Vision für das obere 6-GHz-Band vom 17. Juni 2025 kommentieren zu können.\r\nAuch wenn die RSPG eine leichte Präferenz für eine Aufteilung des Frequenzbands mit einer Zuweisung von 160 MHz für WLAN erkennen lässt, sehen wir dringenden Handlungsbedarf, auf die große Bedeutung des oberen 6-GHz-Bands insbesondere für Haushalte, Schulen, Universitäten, Unternehmen und Behörden hinzuweisen, die auf Festnetze angewiesen sind. Besonders da im Entwurf sogar eine Option mit einer Zuteilung von 0 Megahertz (MHz) für Wi-Fi in Betracht gezogen wurde.\r\nDie mehr als 2400 in BREKO, BDEW und VKU organisierten Unternehmen investieren jährlich mehrere Milliarden Euro, um die genannten Haushalte und Einrichtungen mit Gigabit-Geschwindigkeiten zu versorgen und so die Grundlage für die Digitalisierung Deutschlands zu schaffen. Daher fordern wir die RSPG und die Europäische Kommission auf, den tatsächlichen Frequenzbedarf ernst zu nehmen und nicht nur einen Teil, sondern das gesamte obere 6-GHz-Band (6425–7125 MHz) für die lizenzfreie Nutzung bereitzustellen. Nur dies ermöglicht moderne, zukunftssichere drahtlose Technologien wie Wi-Fi 6E und Wi-Fi 7.\r\nDieser Schritt ist entscheidend, um die Ziele der EU-Digitalstrategie („Europe’s Digital Decade“) zu erreichen, die nicht nur eine flächendeckende Netzabdeckung, sondern auch eine hohe Netzqualität fordern. Glasfasernetze bieten zuverlässige Hochgeschwindigkeitsverbindungen mit niedriger Latenz – ihre Vorteile können jedoch nur dann voll ausgeschöpft werden, wenn sie mit ebenso leistungsfähigem WLAN in Innenräumen kombiniert werden. Ohne schnelle und stabile drahtlose Konnektivität können die Vorteile von Glasfaseranschlüssen sowie die gegenwärtigen und zukünftigen Bedürfnisse von Endkunden und -kundinnen nicht umfassend genutzt werden.\r\nEine wesentliche technische Voraussetzung für die vollständige Leistungsfähigkeit von Wi-Fi 7 ist die Verfügbarkeit von mindestens einem, idealerweise mehreren zusammenhängenden 320-MHz-Kanälen. Nur das vollständige 1200-MHz-Spektrum des\r\n6-GHz-Bands (5925–7125 MHz) bietet ausreichend Bandbreite für solch weite, sich nicht überlappende Kanäle. Diese sind entscheidend, um die von Wi-Fi 7 versprochenen Multi-Gigabit-Geschwindigkeiten, geringe Latenz und hohe Effizienz zu erreichen.\r\nMit Blick auf die Zukunft zeigen Studien, dass für eine vollständige Gebäudeabdeckung und eine leistungsfähige unternehmensweite Versorgung in dichten urbanen Räumen noch mehr Spektrum benötigt wird – nämlich mindestens zehn 160-MHz-Kanäle, was 1600 MHz erfordern würde. Daran zeigt sich, dass WiFi nicht nur das gesamte obere 6 GHz-Band braucht. Darüber hinaus erscheint es sinnvoll, das 1200-MHz-Band jetzt zu sichern, um sowohl den aktuellen als auch den zukünftigen Bedarf decken zu können. 1 Eine Fragmentierung des Bands oder eine Einschränkung des Zugangs würde die Leistungsfähigkeit der nächsten WLAN-Generation erheblich beeinträchtigen und den Nutzen von hochleistungsfähigen Glasfasernetzen deutlich schmälern. Gegenwart und Zukunft müssen in dieselbe Richtung führen.\r\nDiese Notwendigkeit wird durch die aktuellen Trends in der Datennutzung noch verstärkt: Im Jahr 2023 wurden 98 Prozent des Datenverkehrs in Deutschland über Festnetze übertragen2. Der Datenverbrauch steigt darüber hinaus jährlich um durchschnittlich 21 Prozent3. Diese Zahlen verdeutlichen die zunehmende Abhängigkeit von Festnetzen und die wachsende Bedeutung leistungsfähiger WLAN-Verbindungen als zentrales Element digitaler Dienste und Anwendungen in privaten Haushalten und Unternehmen.\r\nAlternative Netzbetreiber, die für über 60 Prozent des FTTH-Ausbaus in Deutschland verantwortlich sind, sind auf leistungsstarkes WLAN in Innenräumen angewiesen, um wettbewerbsfähige Dienste anbieten und Kundenerwartungen erfüllen zu können. Der uneingeschränkte lizenzfreie Zugang zum oberen 6-GHz-Band würde den infrastrukturbasierten Wettbewerb stärken, kosteneffiziente Innovation fördern und den Zugang zu Konnektivität der nächsten Generation ermöglichen – ohne zusätzliche regulatorische oder finanzielle Belastungen.\r\nBREKO, BDEW und VKU lehnen die Einführung lizenzierter mobiler Dienste (IMT) im oberen 6-GHz-Band ab. Derzeit besteht kein nachgewiesener Bedarf für zusätzliches\r\n1 WiFi Spectrum Requirements, Plum Consulting, 18th March 2024, p. 4 : „Europe’s current five 160 MHz channels can only support gigabit coverage to approximately 50-60% of residential building area. To ensure whole-building coverage, a minimum of ten channels is necessary. Therefore, Wi-Fi access to the 6.425-7.125 GHz is imperative to support current and future generations of Wi-Fi in Europe.“; A Quantification of 5 GHz Unlicensed Band Spectrum Needs”, Qualcomm Technologies, Inc (2016,\r\nrevised 2023)\r\n2 Bundesnetzagentur, Annual Report: Telecommunications and Broadband Market Data 2023\r\n3 FTTH Council Europe, Market Panorama 2024\r\nlizenziertes Spektrum in diesem Bereich. Die exklusive Zuweisung an Mobilfunknetzbetreiber würde bestehende Marktmacht weiter festigen und den gesellschaftlich breiten Zugang zu diesem Spektrum einschränken. Ein solcher Schritt würde die Flexibilität verringern, den Wettbewerb schwächen und letztlich den Fortschritt hin zu einer glasfaserbasierten digitalen Wirtschaft deutlich verzögern, die notwendig ist, um die globale Wettbewerbsfähigkeit der EU zu stärken. Mobilfunkanbieter verfügen bereits über ausreichend alternatives Spektrum, einschließlich Mittel- und Hochfrequenzbänder, die sich für 5G und zukünftige 6G-Anwendungen eignen. Studien zeigen, dass das Potenzial der derzeit genutzten mobilen Frequenzspektren noch nicht ausgeschöpft sind und zusätzlicher Kapazitätsbedarf gedeckt werden kann, ohne das obere 6-GHz-Band in Anspruch zu nehmen4.\r\nEine Freigabe des oberen 6-GHz-Bands für Mobilfunkanbieter würde den Wettbewerb verzerren – insbesondere zulasten von reinen Glasfaseranbietern, die auf störungsfreies WLAN angewiesen sind, um hochwertige Dienste zu erbringen. Mobilfunkanbieter, die sowohl im Festnetz- als auch im Mobilfunkmarkt tätig sind, könnten daraus einen strukturellen Wettbewerbsvorteil ziehen. Die ausschließliche Nutzung des Bands für WLAN schafft faire Wettbewerbsbedingungen und fördert einen vielfältigen und wettbewerbsorientierten Breitbandmarkt.\r\nMehrere führende Digitalnationen – darunter die USA, Japan, Südkorea und Kanada – haben das gesamte 6-GHz-Band bereits für die lizenzfreie Nutzung freigegeben. Diese Entscheidungen wurden durch die Notwendigkeit getrieben, innovative Anwendungen wie Augmented Reality, Videokonferenzen und hochdichte drahtlose Umgebungen zu unterstützen. Die EU läuft Gefahr, in Bezug auf digitale Wettbewerbsfähigkeit und digitale Souveränität zurückzufallen, sollte sie diesem Beispiel nicht folgen.\r\nObwohl BREKO, BDEW und VKU das Ziel einer effizienten Frequenznutzung ausdrücklich unterstützen, müssen wir darauf hinweisen, dass eine Hortung von Spektren ein wesentliches Hindernis für dessen Erreichung darstellt. Dies steht auch im Einklang mit den erwähnten Studien, die auf eine Unterauslastung des derzeitigen mobilen Spektrums hinweisen. In Deutschland ist beispielsweise das Prinzip „use it or lose it“ gesetzlich verankert und erlaubt den Entzug ungenutzter Frequenzen. Dennoch halten Mobilfunkanbieter weiterhin wertvolle Spektren zurück, die ursprünglich für WLAN vorgesehen waren, inzwischen aber durch das verlangsamte Wachstum des\r\n4 Aetha (2023), The frequency situation in Germany ahead of the upcoming frequency allocation 2024/2025.\r\nmobilen Datenverkehrs nicht mehr benötigt werden. Diese Praxis schränkt den Zugang zu Frequenzen für andere, insbesondere für die WLAN-Nutzung im 6-GHz-Bereich, erheblich ein.\r\nWLAN bietet zudem erhebliche Vorteile in Bezug auf Energieeffizienz und Nachhaltigkeit im Vergleich zu Mobilfunknetzen. Die Förderung von Wi-Fi durch den Zugang zu lizenzfreiem Spektrum trägt zur Erreichung der Klima- und Umweltziele der EU bei, indem sie den Energieverbrauch digitaler Infrastrukturen reduziert.\r\nWir fordern daher die Europäische Kommission nachdrücklich auf, eine klare und zukunftsweisende Entscheidung zu treffen: Das gesamte obere 6-GHz-Band sollte für die lizenzfreie Nutzung ausgewiesen werden – zur Sicherung der digitalen Wettbewerbsfähigkeit Europas in herausfordernden Zeiten, zur Maximierung des Nutzens der Glasfaserinfrastruktur und insbesondere zur Gewährleistung eines schnellen, zuverlässigen und zukunftssicheren drahtlosen Zugangs für Bürgerinnen, Bürger und Unternehmen.\r\nÜber die Unterzeichner:\r\nDer BREKO (Bundesverband Breitbandkommunikation e.V.) vertritt über 500 Unternehmen, darunter mehr als 260 Netzbetreiber, die für über 60 % der Glasfaserabdeckung in Deutschland verantwortlich sind.\r\nDer BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.) vertritt über 2000 Energie- und Wasserversorger aller Größen. Diese Unternehmen spielen seit Jahren eine Schlüsselrolle beim Ausbau von Glasfaserinfrastruktur, da sie – auch über Tochter- und Schwesterunternehmen – flächendeckend in Netze investieren und diese betreiben.\r\nDer VKU (Verband kommunaler Unternehmen e.V.) vertritt über 1.601 kommunale Versorgungsunternehmen und öffentliche Unternehmen, von denen viele in Glasfasernetze investieren und diese betreiben, um die regionale digitale Infrastruktur zu stärken."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019491","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines investitionsfreundlichen EU-Rechtsrahmens für digitale Netze (Digital Networks Act)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/65/e7/612567/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080025.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 11. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzum Call for Evidence der EU-Kommission zum Digital Net-works Act\r\nTransparenzregister-Nr.: 20457441380-38\r\nSeite 2 von 6\r\nEinleitung\r\nDie Europäische Kommission plant mit dem Digital Networks Act (DNA) den EU-Rechtsrahmen für elektronische Kommunikation grundsätzlich zu überarbeiten. Der Zugang zu sicherem, nach-haltigem und gigabitfähigem Internet ist eine Grundvoraussetzung, um die Digitalisierung vo-ranzutreiben und Wettbewerbsfähigkeit sicherzustellen. Hierfür sollen bestehende Regelungen und Berichtspflichten vereinfacht, Frequenzvergabeverfahren und Zugangsbedingungen simpli-fiziert und harmonisiert sowie Wettbewerbsbedingungen verbessert werden.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hat sich bereits im Rahmen der Konsultation zum Weißbuch der EU-Kommission „Wie können wir den Bedarf an digitaler Infra-struktur in Europa decken?“ beteiligt. Die Mitgliedsunternehmen des BDEW haben in den ver-gangenen Jahren den Glasfaserausbau stark vorangetrieben – oftmals dort, wo es für die großen Telekommunikationsunternehmen lange Zeit nicht ausreichend attraktiv war. Als Teil der alter-nativen Netzbetreiber haben sie bis Ende 2024 61 Prozent des Glasfaserausbaus in Deutschland realisiert.\r\nWir begrüßen die Ambition der EU-Kommission, mit dem DNA die digitale Infrastruktur Europas zukunftssicher zu gestalten. Die Stärkung von Investitionen, Effizienz und Resilienz ist ein wich-tiges Ziel. Entscheidend ist jedoch, dass neue Maßnahmen investitionsfreundlich, praxisnah und an nationale Besonderheiten angepasst, gestaltet werden. Wettbewerb, Marktvielfalt und Kenntnisse über regionale Gegebenheiten sind Grundvoraussetzungen des erfolgreichen Glas-faserausbaus, die durch eventuell überambitionierte Vereinheitlichung und Marktkonsolidie-rungsbestrebungen nicht gefährdet werden dürfen. Der DNA sollte daher auf klare Regeln set-zen, die durch nationale Regierungen und Regulierungsbehörden flexibel an die Stärken der be-stehenden Marktstrukturen angepasst werden können.\r\nVereinfachung und Harmonisierung des Rechtsrahmens\r\nDie Kommission plant, bestehende Berichtspflichten, um bis zu 50 % zu reduzieren, unnötige regulatorische Auflagen abzubauen und verschiedene Rechtsinstrumente – wie etwa die EECC, die BEREC-Verordnung und die Open-Internet-Verordnung – in einem einheitlichen Rechtsrah-men zusammenzuführen. Zudem soll ein einheitlicherer Genehmigungsrahmen geschaffen wer-den, der insbesondere grenzüberschreitende Aktivitäten erleichtert.\r\nDer BDEW begrüßt das Ziel, die derzeit bestehenden umfangreichen Berichtspflichten kritisch zu überprüfen und zu kürzen. Ziel sollte es sein, den erheblichen bürokratischen Aufwand, der derzeit für Mitgliedsunternehmen besteht, abzubauen. Vereinfachte Genehmigungsprozesse – insbesondere, wenn diese zu echten Beschleunigungen führen – sind ebenfalls zu begrüßen. Allerdings sollten hierbei nationale Marktstrukturen und Besonderheiten berücksichtigt\r\nSeite 3 von 6\r\nwerden. In Deutschland bestehen regional verschiedene Versorgungsgrade, Ausbauprozesse und Marktstrukturen. Eine pauschale Veränderung der Antrags- und Genehmigungsprozesse könnte zu Unsicherheiten und somit weiteren Verzögerungen beim Netzausbau führen. Daher sollte der DNA in Form einer Richtlinie ausgestaltet werden, die den Mitgliedstaaten Spielraum zur nationalen Umsetzung lässt, statt starr durch eine Verordnung auf einheitliche Lösungen zu drängen.\r\nSollte sich die EU-Kommission durch grenzüberschreitende Ausbauaktivitäten Skaleneffekte beim Glasfaserausbau versprechen, bezweifeln wir diese Annahme. Tiefbaukosten sind nicht mengenabhängig und daher nicht skalierbar. Entscheidend sind vielmehr Kenntnisse lokaler Be-sonderheiten, regionale Verbindungen, eine effiziente Beschaffung und Bewirtschaftung von Tiefbauressourcen und eine schnelle Nutzung der Netze über Open Access.\r\nFrequenzpolitik und Spektrumsverwaltung\r\nEin zentrales Anliegen der Kommission ist es, die Vergabe und Nutzung von Frequenzen effizi-enter zu gestalten. Hierzu zählen etwa die Stärkung von Peer-Review-Verfahren, die Einführung einheitlicher Verfahren und Bedingungen zur Frequenzvergabe, längere Lizenzlaufzeiten und flexible Genehmigungsmodelle, beispielsweise für Spektrumsteilung. Außerdem sollen Impulse für die Einführung von 6G und eine fairere Regelung des Zugangs zum EU-Markt für Satelliten-netzwerke gesetzt werden.\r\nDer BDEW befürwortet Maßnahmen, die eine effiziente und technologieoffene Nutzung von Frequenzen ermöglichen. Dabei ist es jedoch wichtig, dass neben der internationalen Wettbe-werbsfähigkeit besonders der Wettbewerb innerhalb des Binnenmarktes gestärkt wird.\r\nDer DNA sollte dabei insbesondere der zunehmenden Konvergenz von Fest- und Mobilfunknet-zen (FMC) Rechnung tragen. Privat- und Geschäftskunden verlangen zunehmend integrierte und zuverlässige Dienste aus einer Hand. Die Gesetzgebung muss mit dieser Marktentwicklung Schritt halten. Während Festnetzbetreiber verpflichtet sind, den Zugang zu ihren Netzen zu fai-ren Bedingungen zu gewähren, gilt eine solche Verpflichtung bislang nicht für Mobilfunknetze. Die Regelungslücke ermöglicht es Mobilfunknetzbetreibern, den Wettbewerb einzuschränken und den FMC-Markt zu dominieren – mit negativen Folgen für Preise und Innovationsdynamik. Um dieses Ungleichgewicht aufzulösen, sollte die EU einen fairen und regulierten Zugang zu Mobilfunknetzen auf der Vorleistungsebene einführen – analog zur Regelung im Festnetzbe-reich im Rahmen der Gigabit-Infrastrukturverordnung. Dies würde es mehr Betreibern ermög-lichen, grenzüberschreitende Dienste anzubieten und den europäischen Binnenmarkt zu stär-ken. Gleiche regulatorische Bedingungen sind eine wesentliche Voraussetzung für fairen Wett-bewerb und die Bereitstellung hochwertiger digitaler Produkte für Verbraucherinnen und Ver-braucher in ganz Europa.\r\nSeite 4 von 6\r\nDie Öffnung des 6-GHz-Bandes für WLAN-Nutzung – wie sie etwa in den USA erfolgt ist – wäre ein wichtiger Schritt, um den Mehrwert vorhandener Glasfaserinfrastruktur für die Bürgerinnen und Bürger zu steigern. Gleichzeitig sollte eine Hortung von Spektren dringend vermieden wer-den. Um dies zu vermeiden, sollte konsequent das „use it or lose it“-Prinzip angewandt werden, das sich bereits im deutschen Recht als wirksam erwiesen hat. Die EU-Kommission sollte gleich-zeitig keine einseitige Aufwertung weniger Akteure durch exklusive oder strategisch gestaltete Frequenznutzungsrechte ermöglichen.\r\nWettbewerbsgleichheit und Marktstruktur\r\nMit dem DNA will die Kommission gleiche Wettbewerbsbedingungen für alle Marktteilnehmer schaffen. Dazu gehören Vorschläge zur Förderung der Kooperation im Konnektivitätsökosystem und eine Klärung der Open-Internet-Regeln im Hinblick auf neue, innovative Dienste.\r\nVor dem Hintergrund der immer wiederkehrenden Diskussion zur einseitigen Förderung von European Champions spricht sich der BDEW ausdrücklich gegen Maßnahmen aus, die zu einer strukturellen Marktkonzentration führen könnten. Die Telekommunikationslandschaft in Deutschland ist vielfältig, mit vielen kleineren und mittleren Unternehmen. Diese Marktvielfalt ist kein Hindernis, sondern ein entscheidender Treiber für den Gigabitausbau, denn diese Un-ternehmen fördern Innovationen, verbraucherfreundliche Preise und einen schnellen Infra-strukturausbau. Der Versuch, über eine flexiblere Fusionspolitik Skaleneffekte zu erzeugen, birgt aus Sicht des BDEW erhebliche Risiken für Wettbewerb und Investitionsanreize. Die Kom-mission sollte daher darauf achten, keine strukturellen Wettbewerbsverzerrungen zu fördern und stets die Verhältnismäßigkeit neuer Maßnahmen zu prüfen.\r\nZugangsregulierung und Kupferabschaltung\r\nDie EU-Kommission überlegt, das derzeitige System der ex-ante-Regulierung bei den Zugangs-bedingungen auf nationaler Ebene in Richtung einer ex-post-Regulierung abzuändern. Daher soll nur als Schutzmaßnahme in den Markt eingegriffen werden. Eine Schwächung der ex-ante-Regulierung lehnt der BDEW ab, da diesem Signal eine falsche Vorstellung der derzeitigen Marktverhältnisse – besonders in Deutschland – zugrunde liegt. Eine Regulierung des markt-mächtigen Unternehmens ist für Deutschland weiterhin zwingend erforderlich, da andernfalls kein fairer Wettbewerb sichergestellt werden kann.\r\nDarüber hinaus diskutiert die EU-Kommission die Möglichkeit eines harmonisierten Vorleis-tungszugangsprodukts mit europaweit definierten technischen Eigenschaften einzuführen. Die-ses soll als Standardmaßnahme gegenüber marktmächtigen Betreibern eingesetzt werden kön-nen.\r\nSeite 5 von 6\r\nDer BDEW gibt zu bedenken, dass eine mögliche Harmonisierung von Vorleistungsprodukten ausschließlich die aktive Ebene umfassen und allenfalls ergänzend zu nationalen Abhilfemaß-nahmen gelten sollte. Virtuelle Vorleistungsprodukte können die Investitionssicherheit erhöhen und fördern die Nachhaltigkeit von elektronischen Kommunikationsnetzen, da passive Infra-strukturen nicht überflüssigerweise mehrfach bereitgestellt werden. Erwägungen zum Zugangs-anspruch auf der passiven Ebene lehnen wir hingegen ab, da dieser die Geschäftsmodelle der Erstausbauer gefährden würde. Zudem sind technische Rahmenbedingungen oft standortspe-zifisch: Ein einheitlicher technischer EU-Standard wäre weder sachgerecht noch umsetzbar.\r\nZudem sollen mit dem DNA proaktive Maßnahmen zur Förderung der Kupferabschaltung ergrif-fen werden. Der BDEW unterstützt das Ziel einer schnellen Kupfer-Glas-Migration. Ein starrer EU-weiter Termin für die Abschaltung von Kupfer, ist in der Praxis allerdings nicht realisierbar, da der Glasfaserausbau in vielen Mitgliedsstaaten nicht (bis z.B. 2030) das nötige Ausbauniveau erreicht haben wird. Es sollte ein flexibler Rahmen mit klaren Kriterien festgelegt werden, der national angepasst und durch die NRAs umgesetzt wird. Die Kupfer-Glas-Migration darf dabei nicht zu einem strategischen Instrument marktbeherrschender Anbieter werden. Der BDEW fordert die Einführung eines Rechtsrahmens durch die EU, der die Abschaltung des Kupfernet-zes vorschreibt, wenn in der gleichen Region eine Glasfaserinfrastruktur vorhanden ist. Gleich-zeitig sollte die EU den nationalen Regulierungsbehörden die Möglichkeit geben, den Rechts-rahmen an die lokalen Gegebenheiten anzupassen, um strategische Abschaltungen und Markt-verzerrungen zu vermeiden.\r\nGovernance und Rolle europäischer Institutionen\r\nDie Kommission schlägt vor, die Kompetenzen von BEREC, der RSPG und weiteren EU-Instituti-onen zu erweitern, um die Umsetzung von Maßnahmen stärker koordinieren und steuern zu können.\r\nDer BDEW erkennt den Bedarf an besserer Abstimmung auf EU-Ebene. Klar definierte Zustän-digkeiten sind dabei von hoher Bedeutung. Die Erfahrungen aus der bisherigen Umsetzung zei-gen, dass zusätzliche institutionelle Aufgaben nur dann sinnvoll sind, wenn sie nicht neuen bü-rokratischen Mehraufwand schaffen – für Unternehmen und Institutionen. Die Kommission sollte sich auf Maßnahmen konzentrieren, die gezielt Mehrwert schaffen. Gleiches gilt für Maß-nahmen in den Bereichen der Nachhaltigkeit und Netzsicherheit.\r\nSeite 6 von 6\r\nAnsprechpartner\r\nRichard Kaufmann\r\nFachgebietsleiter Digitale Infrastruktur und Telekommunikation\r\nTelefon: +49 30 300199-1676\r\nE-Mail: richard.kaufmann@bdew.de\r\nSandra Olbrechts\r\nFachgebietsleiterin EU-Wasserrecht,\r\nDigitalisierung und Breitband\r\nTelefon: +32 2 774-5119\r\nE-Mail: sandra.olbrechts@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019491","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines investitionsfreundlichen EU-Rechtsrahmens für digitale Netze (Digital Networks Act)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7e/10/762067/Stellungnahme-Gutachten-SG2606170021.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":" \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nBerlin, 9. April 2026 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32 \r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n \r\nStellungnahme \r\n \r\n \r\n \r\nzur Verordnung über digitale Netze (Digital Networks \r\nAct) \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n1 Executive Summary \r\nKupfer Glas-Migration \r\n• Der strukturierte Ansatz einer gebietsweisen Kupfer-Glas-Migration entlang objektiver Krite\r\nrien inklusive nationaler Spielräume wird begrüßt. Allerdings sollten die „Transition-to\r\nFibre“-Pläne deutlich früher als 31.10.2029 vorgelegt und verbindliche Vorgaben zur diskri\r\nminierungsfreien Abschaltung, wie ein allgemeines Initiativrecht getroffen werden. \r\n• Der Migrationsprozess soll nicht erst bei 95 %, sondern 85 % „Homes Passed“ initiiert werden \r\nkönnen, um eine schnelle Migration sicherzustellen. Fristen sollten phasenfähig sein und \r\nAusnahmen eng begrenzt bleiben. \r\n• Für die Umsetzung sind klare Rollen, eine verbindliche Kooperationspflicht mit Glasfaser\r\nZielnetzbetreibern, die Einbindung von Zugriffsanfragenden sowie ein Diskriminierungsver\r\nbot und wirksame Durchsetzung gegen Verzögerungen erforderlich. \r\nSingle Passport-Verfahren \r\n• Durch das Single Passport-Verfahren ist eine administrative Entlastung beim Markteintritt \r\nmöglich, aber nur bei praxistauglichen, vollständigen BEREC-Templates; nationale Ergänzun\r\ngen müssen in begründeten Ausnahmefällen zulässig bleiben, um effektive Aufsicht zu si\r\nchern. \r\nZugangs- und SMP-Regulierung \r\n• Die Beibehaltung der ex-ante-Regulierung für Unternehmen mit signifikanter Marktmacht \r\nwird ausdrücklich begrüßt. Allerdings darf die neue Zugangsauflage bis hin zu passiven Net\r\nzelementen im Fall von regionalen Glasfaser-Monopolen nur klar begründet, strikt verhält\r\nnismäßig und als ultima ratio erfolgen, um Glasfaser-Investitionen nicht zu entwerten. \r\nSpektrum \r\n• Sehr lange Laufzeiten und automatische Verlängerungen dürfen Knappheit nicht verfestigen. \r\n„Use it or share it“ Sharing-Anordnungen sowie Sekundärmarktmechanismen müssen so \r\nkonkretisiert werden, dass sie als verlässlicher Zugangspfad für Dritte funktionieren. \r\nUniversaldienst \r\n• Bisher vage Definitionen sowie Unterstützungsinstrumente müssen klar operationalisiert \r\nwerden und technologieneutral umsetzbar bleiben. \r\nGovernance-Strukturen \r\n• Eine stärkere EU-Koordination sollte nur erfolgen, wenn sie Doppelbürokratie vermeidet und \r\nAufgaben strikt auf Register-, Template- und Koordinationsfunktionen begrenzt. \r\nSeite 2 von 8 \r\n2 Einführung \r\nDie Europäische Kommission hat am 22. Januar 2026 ihren Legislativvorschlag für den Digital \r\nNetworks Act (DNA) vorgelegt, mit dem ein zukünftiger Rechtsrahmen für moderne elektroni\r\nsche Kommunikation in der Europäischen Union gelegt werden soll. Insbesondere Investitionen \r\nin fortschrittliche und resiliente digitale Infrastruktursollen sollen dabei gefördert werden. Vo\r\nrausgegangen war im Februar 2024 das Weißbuch „Wie kann der Bedarf an digitalen Infrastruk\r\nturen in Europa bewältigt werden?“ sowie ein Call for Evidence im Juni 2025 zum Digital Net\r\nworks Act. Der BDEW hatte sich an beiden Konsultationen mit umfangreichen Stellungnahmen \r\nbeteiligt. \r\nEin leistungsfähiges Glasfaser- und Mobilfunknetz sind essenziell für ein wettbewerbsfähiges \r\nund innovatives Europa. Die Mitgliedsunternehmen des BDEW haben deshalb den Ausbau der \r\nnachhaltigen Gigabitnetze stetig vorangetrieben – oftmals auch dort, wo es für große Telekom\r\nmunikationsunternehmen lange Zeit nicht ausreichend attraktiv war. Somit sorgen sie nicht nur \r\nfür verlässliche Konnektivität von Bürgerinnen und Bürgern, sondern bauen auch eine zuverläs\r\nsige digitale Infrastruktur für eine erfolgreiche Energiewende. Aufgrund dieses Engagements für \r\nein digitales Europa ist es nun für diese Mitgliedsunternehmen zentral, dass Investitionen auch \r\nzukünftig gesichert sind und der weitere Ausbau schnellstmöglich voranschreiten kann. Der \r\nDNA legt hierfür einen wesentlichen Grundstein. \r\nDer BDEW begrüßt, dass der DNA einen strukturierten Reformrahmen für den TK-Binnenmarkt \r\nvorlegt und zentrale Forderungen der alternativen Netzbetreiber aufgreift. Mit der Kupfer-Glas\r\nMigration wird ein kriterienbasierter Umstellungsmechanismus für regionale Abschaltungen \r\nvorgeschlagen, der die Transparenz und Planbarkeit für den Wechsel von veralteten Kupfer- zu \r\nzukunftssicheren Glasfaserleitungen erhöht. Positiv ist zudem, dass die Kommission an der ex\r\nante-Regulierung bei erheblicher Marktmacht festhält und damit einen wirksamen Ordnungs\r\nrahmen für Wettbewerb und Marktaufsicht bestätigt. \r\nDer DNA sollte dabei die Vielfalt des Telekommunikationsmarkts in den Mitgliedstaaten abbil\r\nden und fördern. Der neue Rechtsrahmen sollte nicht zu einer Re-Monopolisierung beitragen, \r\nsondern langfristig Wettbewerb, Investitionen und Innovationen absichern. Nur ein vielfältiger \r\nund wettbewerbsorientierter Markt gewährleistet faire Angebote und Preise für Endkunden \r\nund stärkt zugleich die digitale Souveränität Europas. \r\nHierbei sollte an zentralen Punkten eine Nachschärfung des Legislativvorschlags erfolgen. Die \r\nKupferabschaltung muss früher und klarer operationalisiert werden (inkl. diskriminierungsfreier \r\nMigration und wirksamer Durchsetzung), ohne Investitionsanreize zu schwächen. Beim Single \r\nPassport hängt der Nutzen stark von praxistauglichen Templates und ausreichender nationaler \r\nAufsicht ab. Spektrumregelungen dürfen Zugangshürden für Nicht-Inhaber nicht verfestigen, \r\nSeite 3 von 8 \r\nund beim Universaldienst müssen bisher vage Definitionen so präzisiert werden, dass die nötige \r\nFinanzierung und Bezahlbarkeit abgesichert werden kann. \r\n3 Diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration im europäischen Rechtsrahmen absi\r\nchern \r\nDie EU-Kommission schlägt mit dem Digital Networks Act vor, Kupfernetze regional schrittweise \r\nabzuschalten und die elektronische Kommunikation auf zukunftsfähige Glasfasernetze zu mig\r\nrieren. Der BDEW begrüßt den Ansatz eines strukturierten, kriterienbasierten Rahmens für eine \r\ngeordnete Kupfer-Glas-Migration. Positiv ist insbesondere die Einführung geografischer Kupfer\r\nabschaltgebiete (CSO areas), deren Abgrenzung und regelmäßige Aktualisierung durch die nati\r\nonalen Regulierungsbehörden Transparenz und Planbarkeit für Endkunden und Marktakteure \r\nschaffen; auch die angekündigten Leitlinien zur Gebietskulisse können eine zügige Umsetzung \r\nunterstützen. \r\nEbenso zu begrüßen ist die vorgesehene Einführung nationaler „Transition-to-Fibre“-Pläne, die \r\neine an den jeweiligen nationalen Marktgegebenheiten ausgerichtete Migrationsstrategie er\r\nmöglichen. Aus Sicht des BDEW sollten diese Pläne jedoch deutlich früher als zum 31. Oktober \r\n2029 vorgelegt werden und verbindliche Elemente zur Sicherstellung einer diskriminierungs\r\nfreien Abschaltung enthalten. \r\nDie „Sustainability Conditions“ sowie die Grundlogik einer verbindlichen Mandatierung bei er\r\nfüllten Kriterien sind grundsätzlich geeignet, Kupferabschaltungen transparent zu steuern und \r\neinen dauerhaften Parallelbetrieb zu vermeiden. Der formale Migrationsprozess sollte jedoch \r\nnicht erst beginnen, wenn in einem CSO-Gebiet Glasfaser bei mindestens 95 % der Haushalte \r\n„in unmittelbarer Nähe“ mit angemessenem Aufwand und Kosten angeschlossen werden kann. \r\nZur Sicherstellung eines schnellen Übergangs sollten die regionalen Migrationsprozesse bereits \r\nfrüher gestartet werden. \r\nHierfür eignet sich ein geordneter Prozess, bei dem eine Initiierung bzw. Mandatierung der Kup\r\nferabschaltung bereits bei 85 % „Homes Passed“ (unter den gleichen Bedingungen) stattfinden \r\nsollte. Anschließend können die erforderlichen Vorbereitungsschritte für die Abschaltung ein\r\ngeleitet werden, etwa die Aktivierung von Hausanschlüssen, ein Vermarktungsstopp für Kup\r\nferangebote sowie Kommunikationsmaßnahmen. Die verbindliche Abschaltung sollte anschlie\r\nßend erfolgen, sobald die maßgeblichen Voraussetzungen erfüllt sind und eine sehr hohe Glas\r\nfaserverfügbarkeit sichergestellt ist. Sollten einzelne Haushalte oder Unternehmen nicht wirt\r\nschaftlich an das Glasfasernetz angeschlossen werden können, sind technologieneutrale Ersatz\r\nlösungen vorzusehen, ohne dass ein dauerhafter Kupferweiterbetrieb zum Regelfall wird. \r\nSeite 4 von 8 \r\nDie Pflicht zur Erstellung von Kupfer-Abschaltplänen ist ein wesentlicher Baustein für eine ge\r\nordnete Umsetzung. Allerdings besteht ein Klarstellungsbedarf bei Rollen und Verantwortlich\r\nkeiten. Der Kupfernetzbetreiber muss für Abschaltung und Migration seines Netzes verantwort\r\nlich bleiben. Gleichzeitig ist eine verbindliche Kooperationspflicht mit den ausbauenden Glasfa\r\nser-Zielnetzbetreibern sowie die Einbindung von Zugriffsanfragenden erforderlich (z. B. Daten, \r\nZeitpläne, Prozessschnittstellen, Migrationsunterstützung). Darüber hinaus sollte sichergestellt \r\nwerden, dass auch alternative Betreiber das Recht erhalten, die Einleitung des Migrationspro\r\nzesses zu beantragen oder anzustoßen, wenn die objektiven Voraussetzungen im jeweiligen \r\nKupferabschaltgebiet erfüllt sind. Der Plan sollte zudem ausdrücklich Anforderungen einer dis\r\nkriminierungsfreien Migration enthalten. \r\nDamit die Transition-Mechanik nicht durch strategisches Verhalten ausgebremst wird, sollten \r\nAufsicht und Durchsetzung im DNA klar und wirksam ausgestaltet sein. Es ist ein klares Diskri\r\nminierungsverbot zu verankern. Strategische Verzögerungen oder diskriminierende Ausgestal\r\ntung von Migration/Wholesale-Prozessen müssen von der Regulierungsbehörde adressiert und \r\nunterbunden werden können. Dazu gehört auch, dass alternative Betreiber die Möglichkeit er\r\nhalten, bei Vorliegen der objektiven Kriterien die Einleitung des Prozesses gegenüber der zu\r\nständigen Regulierungsbehörde anzuregen. \r\n4 Chancen neuer Markteintritte für alternative Netzbetreiber heben \r\nDer BDEW sieht im vorgesehenen „Single Passport“-Ansatz sowohl Chancen als auch Risiken. \r\nPositiv ist, dass ein EU-weit stärker harmonisiertes Anzeigeverfahren administrative Hürden bei \r\ngrenzüberschreitender Tätigkeit reduzieren und damit Markteintritte sowie die Skalierung von \r\nAngeboten erleichtern kann. Gleichzeitig ist jedoch zweifelhaft, ob die Skaleneffekte, die durch \r\ndas Instrument geschaffen werden, tatsächlich einen substanziellen Beitrag zur Beschleunigung \r\ndes Glasfaserausbaus in bislang unterversorgten Regionen leisten können. Das Single Passport\r\nVerfahren kann zwar administrative Hürden bei den grenzüberschreitenden Tätigkeiten redu\r\nzieren, es adressiert jedoch nicht die zentralen Engpässe des Glasfaserausbaus vor Ort (insbe\r\nsondere Tiefbaukapazitäten, Personal, Baustellenkoordination und lokale Verfahren). Aus \r\nBDEW-Sicht sollte daher sichergestellt werden, dass der „Single Passport“ nicht zu einer Absen\r\nkung national erforderlicher Informations- und Steuerungsmöglichkeiten führt, sondern in ein \r\nGesamtpaket eingebettet wird, das den Ausbau vor Ort tatsächlich adressiert. \r\nGleichwohl kann eine Harmonisierung der Verfahren indirekt positive Effekte entfalten, wenn \r\nsie die EU-weite Nachfrage nach leistungsfähigen Anschlüssen stärkt und so höhere Take-up\r\nRaten ermöglicht. Steigende Nachfrage verbessert die Wirtschaftlichkeit von Glasfaserausbau\r\nprojekten und kann Skaleneffekte unterstützen – auch für Energie- und Wasserunternehmen, \r\ndie in Deutschland Glasfaser ausbauen. \r\nSeite 5 von 8 \r\nZeitgleich ist das Potenzial einer Entbürokratisierung für Markteintritte abhängig von der kon\r\nkreten Ausgestaltung. Wenn zusätzliche nationale Unterlagenanforderungen grundsätzlich aus\r\ngeschlossen werden, muss das verbindliche BEREC-Template die für Aufsicht und Marktbe\r\nobachtung tatsächlich erforderliche Mindestinformationen vollständig, praxistauglich und in \r\nhinreichender Detailtiefe abbilden. Andernfalls drohen Informationsdefizite, die eine effektive \r\nnationale Aufsicht erschweren. Um einen effektiven Wettbewerb sicherstellen zu können, sollte \r\neine vollständige Unzulässigkeit nationaler Ergänzungen nur insoweit gelten, als die EU-Stan\r\ndards nachweislich alle für die Durchsetzung und Kontrolle notwendigen Informationen abde\r\ncken. In begründeten Ausnahmefällen sollten nationale Ergänzungen weiterhin möglich sein. \r\n5 Wettbewerb und Investitionen im Glasfasermarkt schützen \r\nDie EU-Kommission hält im Entwurf des Digital Networks Act an der ex-ante-Regulierung für \r\nUnternehmen mit erheblicher Marktmacht fest. Eine Abschwächung dieses Instruments hatte \r\nder BDEW strikt abgelehnt, da sie die wirksame Marktregulierung spürbar geschwächt hätte. \r\nDer DNA bestätigt damit, dass nationale Regulierungsbehörden nach Marktanalyse weiterhin \r\nverhältnismäßige Verpflichtungen auferlegen können und dabei stufenweise den am wenigsten \r\neingriffsintensiven Ansatz wählen. Für den deutschen Festnetzmarkt bleibt ein wirksamer Re\r\ngulierungsrahmen zentral, um auch künftig auf Marktverfestigungen reagieren zu können – un\r\nabhängig davon, welcher Anbieter im jeweiligen Markt Marktmacht aufweist. \r\nGleichzeitig muss der neue Rechtsrahmen Investitionsanreize für den Glasfaserausbau schüt\r\nzen. Anderenfalls besteht das Risiko, dass Maßnahmen bereits vor in Kraft treten abschrecken \r\nund so den weiteren Roll-out verlangsamen. Daher dürfen Eingriffe eigenfinanzierte Infrastruk\r\ntur nicht entwerten und müssen insbesondere dort, wo Zugangspflichten bis hin zu passiven \r\nNetzelementen ermöglicht werden, klar begründet, strikt verhältnismäßig und lediglich ein ul\r\ntima ratio sein. Preis- und Kostenpflichten sind so auszugestalten, dass angemessene Renditen \r\nund weitere Ausbauinvestitionen nicht gefährdet werden. \r\nBesonders im Zuge der Kupfer-Glas-Migration ist ein effektiver Wettbewerbsschutz zentral: Der \r\nDNA muss sicherstellen, dass Vorleistungskunden und Endkunden geordnet und diskriminie\r\nrungsfrei auf Glasfaser migrieren können und bestehende wettbewerbliche Strukturen nicht \r\ndurch den Switch-off beeinträchtigt werden. \r\n6 Effiziente Spektrumnutzung ohne Hürden für nicht-Inhaber \r\nDer Digital Networks Act enthält umfangreiche Vorschläge zur effizienteren Nutzung von Funk\r\nspektrum, insbesondere durch eine stärkere EU-weite Koordinierung und strategische Planung, \r\nSeite 6 von 8 \r\ninvestitionsorientierte Vergaberegeln inklusive sehr langer Laufzeiten und Verlängerungsme\r\nchanismen sowie Instrumente zur besseren Auslastung knapper Frequenzressourcen. \r\nDer BDEW bewertet die spektrumbezogenen Ansätze des DNA-Entwurfs aus Sicht von Unter\r\nnehmen ohne eigene Frequenzen ambivalent. Zwar sind EU-weite Strategien/Roadmaps sowie \r\ndas Prinzip einer stärkeren Auslastung und Teilbarkeit von Spektrum grundsätzlich geeignet, \r\nPlanbarkeit zu erhöhen. Gleichzeitig besteht jedoch die Gefahr, dass sehr lange bzw. faktisch \r\nunbegrenzte Nutzungsrechte und (quasi) automatische Verlängerungen die Spektrumknapp\r\nheit verfestigen und damit den Zugang für Nicht-Inhaber weiter erschweren. Damit der DNA \r\ntatsächlich Wettbewerb und Innovation im Binnenmarkt stärkt, müssen „use it or share it“-Re\r\ngeln, Sharing-Anordnungen und Sekundärmarktmechanismen so konkretisiert werden, dass sie \r\nfür Dritte einen verlässlichen und praktisch nutzbaren Zugangspfad darstellen und nicht ledig\r\nlich theoretische Auffanginstrumente bleiben. Anderenfalls profitieren vor allem bestehende \r\nFrequenzinhaber, während neue Anbieter und konvergente Geschäftsmodelle strukturell be\r\nnachteiligt bleiben. \r\n7 Universaldienste zielgerichtet umsetzen \r\nDer Digital Networks Act modernisiert den Universaldienst, indem er ein Recht auf einen er\r\nschwinglichen und adäquaten Internetzugang sowie Sprachdienste am festen Standort vorsieht \r\nund dies durch BEREC-Leitlinien, ein Monitoring der Endkundenpreise und gezielte Unterstüt\r\nzungsmaßnahmen insbesondere für Haushalte mit geringem Einkommen oder besonderen Be\r\ndürfnissen flankiert. Der BDEW bewertet die Universaldienst-Pläne des DNA-Entwurfs grund\r\nsätzlich als wichtigen Beitrag zur digitalen Teilhabe, sieht jedoch wesentliche Umsetzungsrisi\r\nken, sofern zentrale Begriffe und Instrumente nicht klar operationalisiert werden. Insbesondere \r\ndie Auslegung der Begriffe „adequate“ und „affordable“ sowie die konkrete Ausgestaltung ge\r\nzielter Unterstützungsmaßnahmen (Low-Income/Sonderbedarfe) müssen so präzisiert werden, \r\ndass sie europaweit vergleichbar sind, gleichzeitig aber nationale Finanzierungssysteme und be\r\nwährte Förderlogiken nicht unterlaufen. \r\nDer BDEW fordert daher, dass Bezahlbarkeit nicht primär über pauschale Preisinterventionen, \r\nsondern vorrangig über zielgenaue, nachfrageseitige und beihilferechtskonforme Instrumente \r\n(z. B. Anschluss-/Konnektivitätsgutscheine) sichergestellt wird und dass solche Instrumente an \r\nMindestanforderungen geknüpft werden, die den EU-Konnektivitätszielen entsprechen. Zu\r\ngleich sollte ausdrücklich klargestellt werden, dass Universaldienst technologieneutral zu erfül\r\nlen ist und in dünn besiedelten Regionen auch alternative Technologien zulässig sind, sofern \r\nLeistungs- und Qualitätsstandards erfüllt werden; andernfalls drohen Fehlanreize, ineffiziente \r\nMittelverwendung und Verzögerungen beim flächendeckenden Gigabit-Ausbau. \r\nSeite 7 von 8 \r\n8 Governance-Strukturen bürokratiearm ausgestalten \r\nDer BDEW erkennt den Bedarf an einer besseren Abstimmung und Kohärenz der Regulierung \r\nauf EU-Ebene an und begrüßt grundsätzlich das Ziel, Verfahren zu harmonisieren und die Um\r\nsetzung zu koordinieren. Eine Stärkung von BEREC sowie die geplante Neuausrichtung des BE\r\nREC-Office zum „Office for Digital Networks (ODN)“ können Mehrwert schaffen, sofern sie zu \r\nklareren, effizienteren und einheitlicheren Prozessen führen. Entscheidend ist jedoch, dass die \r\nGovernance-Reform klare Zuständigkeiten, Verantwortlichkeiten und Abgrenzungen zwischen \r\nEU-Ebene und nationalen Regulierungsbehörden festschreibt und keine zusätzlichen Berichts\r\npflichten, parallelen Prüfstrukturen oder doppelte Verfahrensschritte erzeugt. \r\nAus BDEW-Sicht sollte der Ausbau neuer Governance-Strukturen daher strikt am Grundsatz „Va\r\nlue-added only“ ausgerichtet werden: EU-weite Aufgaben sind auf solche Funktionen zu be\r\ngrenzen, die tatsächlich Skaleneffekte und Einheitlichkeit bringen (z. B. zentrale Register-, \r\nTemplate- und Koordinationsaufgaben), während die Durchsetzung und Ausgestaltung vor Ort \r\nweiterhin effizient bei den national zuständigen Stellen verbleiben sollte. Gleiches gilt für neue \r\nQuerschnittsanforderungen – etwa zu Nachhaltigkeit und Netzsicherheit: Diese sollten über klar \r\ndefinierte, verhältnismäßige Vorgaben umgesetzt werden und dürfen weder zu neuen bürokra\r\ntischen Lasten noch zu Unklarheiten über Zuständigkeiten führen. \r\nSeite 8 von 8 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019493","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung der Nachweispflichten bei Gasimporten im EU-Gesetzgebungsvorhaben zum Phase-Out russischer Erdgasimporte","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/18/612569/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080027.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Vermerk\r\nSeite 1 von 3\r\nHerausforderungen durch die Nachweispflicht für Gasimporte im Vorschlag der EUKommission\r\nzum Phase-Out russischer Erdgasimporte\r\n17.07.2025\r\nVerteiler: EP, BMWE\r\n1 Einleitung\r\nAm 17. Juni 2025 veröffentlichte die EU-Kommission einen Gesetzesvorschlag zum Phase-Out\r\nvon russischen Erdgasimporten sowie zur Verbesserung der Überwachung potenzieller Energieabhängigkeiten.\r\nDieser Gesetzesvorschlag wurde neben weiteren Vorschlägen am 6. Mai\r\n2025 seitens der EU-Kommission in der Roadmap zum Phase-Out von russischen Energieimporten\r\nangekündigt (s. BDEW-News) mit dem Ziel, die Importe von Erdgas aus der Russischen\r\nFöderation schrittweise bis spätestens 1. Januar 2028 vollständig zu beenden. Der Entwurf\r\nsieht ein Importverbot für neue Gasverträge ab dem 1. Januar 2026 vor, für bestehende kurzfristige\r\nLieferverträge ab dem 17. Juni 2026 sowie für langfristige Lieferverträge spätestens ab\r\nAnfang 2028. Ergänzend zu diesen Verboten werden umfangreiche Informationspflichten für\r\nGasimporteure eingeführt durch Artikel 7, der eine Meldepflicht gegenüber den nationalen\r\nZollbehörden vorsieht. Insbesondere für Gaslieferungen über bestimmte Interconnection\r\nPoints (IP), bei denen ein besonderes Risiko für Gas russischen Ursprungs gesehen wird, fallen\r\nNachweispflichten an.\r\n2 Herausforderungen durch die Nachweispflicht\r\nDer Gesetzesvorschlag führt zu erheblichen praktischen und rechtlichen Herausforderungen\r\nfür die betroffenen Marktakteure verbunden mit einem hohen zusätzlichen administrativen\r\nAufwand. Einerseits werden den Importeuren vielfältige Berichts- und Nachweispflichten auferlegt\r\nfür Pipeline- und LNG-Importe, andererseits enthält der Gesetzesentwurf keine eindeutige\r\nDefinition von direkten und indirekten Gasimporten. Bei Pipeline-Importen über Drittstaaten\r\nwie die Türkei oder Serbien müssen Unternehmen künftig nachweisen, dass das gelieferte\r\nGas nicht aus Russland stammt. In Artikel 7 Absatz 4 wird bei einer Reihe von IPs grundsätzlich\r\nangenommen, dass das Gas russischen Ursprungs ist, sofern kein gegenteiliger Nachweis erbracht\r\nwird. Damit liegt die Beweislast bei den Importeuren. Bislang bleibt unklar, wie dieser\r\npositive Nachweis konkret ausgestaltet sein soll. Zudem sind Nachweise für Importeure von\r\nSeite 2 von 3\r\nPipeline-Gas im Falle der Kontrahierung von Gas am virtuellen Handelspunkt unmöglich zu er-bringen. Das kontrahierte Gas wird in der Pipeline mit anderen Gasmengen gemischt und die Herkunft kann nicht mehr identifiziert werden. Hier müssen zwingend praktikable Lösungen entwickelt und rechtssicher im Gesetz umgesetzt werden.\r\nAuch wer rechtlich als Importeur gilt, ist nicht eindeutig definiert. Damit ist unklar, inwiefern nun alle europäischen Gasimporteure nach Artikel 7 Absatz 1 einen Nachweis zum Ursprung des Gases über die komplette Lieferkette erbringen müssen, auch wenn das Erdgas nicht über einen IP aus Artikel 7 Absatz 4 importiert wurde. Es ist beispielsweise bei Artikel 7 Absatz 1 un-klar, wie ein Nachweis zu erbringen ist bei einer russischen LNG-Lieferung, welche per Schiff nach Libyen geliefert und anschließend per Pipeline in Europa importiert wird. Angesichts der kurzen Umsetzungsfrist der Regulierung bis Ende des Jahres, ist es essenziell, dass diese Un-klarheiten schnellstmöglich aufgeklärt werden und eine klare Definition von Rechten und Pflichten der betroffenen Marktakteure im Gesetz aufgenommen wird. Aufgrund der beschrie-benen Unklarheiten besteht zudem das Risiko, dass das Gesetz zu einem umfassenderen Ver-bot von importiertem Gas führen könnte, als von der EU-Kommission anvisiert oder beabsich-tigt, wenn Importeure nicht in der Lage sind, die erforderlichen Informationen vorzulegen.\r\nHinzu kommt, dass die Einhaltung der Nachweispflichten durch nationale Zollbehörden über-wacht werden soll, ohne dass ein europaweites harmonisiertes Prüfverfahren vorgesehen ist. Eine physische Rückverfolgbarkeit von Molekülen ist bei Erdgas nicht möglich. Trotzdem könnte der Entwurf eine Herkunftsbestätigung auf dieser Ebene verlangen, um den Beweis von nicht-russischem Erdgas zu erbringen. Unternehmen, die auf flexible Handelswege angewiesen sind, sehen sich dadurch mit erheblichen Unsicherheiten konfrontiert. Der Abschluss neuer Verträge ab dem 1. Januar 2026 würde durch den Gesetzesvorschlag zwar nicht verhindert, je-doch durch Artikel 7 Absatz 1 und Absatz 4 deutlich erschwert werden. Bestehende Verträge könnten regulatorische Unsicherheit erfahren, wenn der Positivnachweis aufgrund seiner Komplexität nicht lückenlos erbracht werden kann. Gerade europäische Binnenstaaten wie Ös-terreich, die Slowakei oder Ungarn sind auf eine Vielzahl an Bezugspunkten angewiesen. Ohne praktikable Übergangsregelungen droht der Marktzugang für Importeure mit komplexen Lie-ferketten eingeschränkt zu werden. Dies gilt insbesondere für LNG-Lieferungen, bei denen Zwi-schenstopps und Mischungen unterschiedlicher Herkunftsländer üblich sind.\r\n3 Ausblick\r\nEnergieimporte aus Russland auslaufen zu lassen, ist ein politischer Schritt, um Geldflüsse aus der EU in ein Land zu beenden, das seit über drei Jahren einen Angriffskrieg führt. Die Gasver-sorgung in Deutschland und Europa ist dadurch nicht gefährdet. Ohnehin muss aufgrund der veränderten geopolitischen Weltlage die Diversifizierung der Gasversorgung weiter vorange-trieben werden. Die Restmengen, die heute noch aus Russland in die EU geliefert werden,\r\nSeite 3 von 3\r\nmüssen nun aus anderen Ländern bezogen werden. Hier steht Deutschland und die EU aller-dings im internationalen Wettbewerb. Deswegen muss es weiterhin Ziel sein, Konzentrationsri-siken und einseitige Abhängigkeiten von einzelnen Lieferländern zu vermeiden, um Produkti-ons- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ausgleichen zu können.\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft ist es erforderlich, dass die Nachweispflichten eindeutig, pra-xistauglich und unbürokratisch ausgestaltet werden. Zudem sollte Rechtssicherheit und Prakti-kabilität für alle betroffenen Marktakteure durch das Gesetz gewährleistet werden. Wir schla-gen erstens deswegen vor, die Möglichkeit zu prüfen, eine Positivliste von Ländern einzufüh-ren, bei denen ein russischer Ursprung ausgeschlossen werden kann, da diese eigene Import-verbote von russischem Gas durchsetzen. Zweitens sollte es Ziel sein, in der Nachweissystema-tik für indirekte Importe, Ausweichverhalten, z.B. durch die Einbindung weiterer Zwischen-händler oder zu diesem Zweck gegründete bzw. umfunktionierte SVPs (special purpose vehic-les), zu identifizieren und von Beginn an zu verhindern. Zusammen mit einer De-minimis Rege-lung, welche eine Nachweispflicht nur ab bestimmten Mengen verlangt, würde gewährleistet werden, dass für den Großteil des importierten Erdgases, der jetzt schon nicht-russischem Ur-sprungs ist, keine zusätzlichen Nachweispflichten entstünden. Es ist zentral, rechtliche Sicher-heit in Bezug auf Lieferungen aus den USA, Norwegen und anderen Ländern zu schaffen und zudem die Komplexität der Anforderungen einzuschränken. Dazu würden diese Vorschläge dienen. Zudem bedarf es einer engen Abstimmung zwischen Zollbehörden, Kommission und Marktteilnehmern, um praktikable Kontrollmechanismen zu etablieren. Da durch die Metha-nemissionsverordnung ähnliche Vorgaben an Importeure gestellt werden und diese vom BAFA bearbeitet werden, wäre zur Bürokratieentlastung eine Umsetzung der Zollbehörden mit dem BAFA zu begrüßen.\r\nUm eine ausreichende und wettbewerbsfähige Versorgung mit Gas sicherzustellen, müssen zü-gig die Rahmenbedingungen verbessert und die Planungssicherheit u.a. für die langfristige Be-schaffung erhöht werden. Angesichts der geopolitisch hohen Unwägbarkeiten bedarf es so-wohl funktionierender internationaler Märkte als auch bestehender und neuer Partnerschaf-ten. Aufgabe der EU und ihrer Mitgliedstaaten ist es, diese verlässlichen und klaren Rahmen- und Ausgangsbedingungen für einen funktionierenden Markt und Wettbewerb zu schaffen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019498","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Resilienzprinzips im Energiewirtschaftsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/57/0b/612571/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080029.pdf","pdfPageCount":29,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 28. August 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nResilienz im Energiesektor: Handlungsfelder\r\nund -bedarfe\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 2 von 29\r\nInhalt\r\n1 Ausgangssituation ............................................................................................. 3\r\n2 Resilienz im Energiesektor umfassend betrachten .............................................. 4\r\n3 Schutz Kritischer Infrastrukturen ........................................................................ 8\r\n4 Resilienz eines auf erneuerbaren Energien basierenden Stromsystems.............. 12\r\n5 Produktion und Lieferketten von sauberen Technologien, Komponenten und kritischen Rohstoffen ........................................................................................ 15\r\n6 Resilienz im Bereich gasförmiger Energieträger ................................................. 20\r\n7 Klimaresilienz des Energiesektors ..................................................................... 24\r\n8 Finanzielle, gesamtwirtschaftliche und gesellschaftliche Aspekte ...................... 27\r\n9 Ausblick ............................................................................................................ 29\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 3 von 29\r\n1 Ausgangssituation\r\nSpätestens seit der Energiekrise infolge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine ist die hohe Bedeutung von Resilienz des europäischen und deutschen Energiesystems in Politik, Wirtschaft und Gesellschaft umfassend deutlich geworden. Während die Energiekrise dank der gemeinsamen Anstrengung der Europäischen Union (EU), der Bundesregierung, Unterneh-men sowie Bürgerinnen und Bürgern erfolgreich bewältigt wurde und die Abhängigkeit von russischen Energieträgern in Deutschland und vielen, wenn auch noch nicht allen, EU- Mitgliedstaaten signifikant verringert bis überwunden wurde, wird die Resilienz des Energie-sektors in seinen vielen Facetten auch weiterhin einen herausragenden Stellenwert behalten.\r\nResilienz muss breit gedacht werden: Sicherheitspolitische Herausforderungen und die neuen geopolitischen und geoökonomischen Realitäten sind ebenso zu berücksichtigen wie der zunehmend rasant fortschreitende Klimawandel mit seinen physischen und gesellschaftli-chen Auswirkungen. Nicht zuletzt sind gesellschaftliche Akzeptanz und Widerstandsfähigkeit die Basis von Resilienz. Wie die Nationale Sicherheitsstrategie (2023) festgehalten hat, sind unsere Wirtschaft und Gesellschaft komplexen Bedrohungen ausgesetzt, zu welchen hybride Angriffe, wie Cyberangriffe, Sabotage und Spionage, auf die Kritischen Infrastrukturen (KRITIS) gehören. Zugleich zählen Energieinfrastrukturen zu den wichtigsten und schützenswertesten KRITIS-Bereichen, da von ihnen weitere KRITIS wie z. B. Kommunikationsnetze, Wasser- und Abwasserversorgung oder die Gesundheitsversorgung abhängen.\r\nGleichzeitig werden Deutschland und die EU auch in Zukunft auf Importe von insbesondere gasförmigen Energieträgern angewiesen sein, womit diverse Lieferkettenrisiken einhergehen können. Dabei tragen Gas- und perspektivisch Wasserstoffspeicher wesentlich zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Importabhängigkeit und Lieferkettenrisiken beste-hen ebenso für die Importe von Energiewendetechnologien und (IT-)Komponenten, die zu ei-nem großen Teil nicht in Deutschland und der EU produziert werden, sowie die Versorgung mit kritischen Rohstoffen, die für die Herstellung von sauberen Technologien unabdingbar sind. Die ausgeprägte Multipolarität und gestiegene Instabilität der globalen Welt(un)ord-nung führt zu geopolitischen Machtkonkurrenzen und geoökonomischem Wettbewerb um Wertschöpfung. Sichtbar wird dies nicht nur im Krieg Russlands gegen die Ukraine, sondern auch in zunehmenden Konflikten um Einflusssphären und in der wachsenden wirtschaftlichen Dominanz Chinas. Mit dem Wegfall der USA als Garant der liberalen Weltordnung und der Un-berechenbarkeit der US-Politik, darunter der protektionistischen Zoll- und Handelspolitik, schwindet eine Hauptgrundlage unseres Wachstums und Wohlstands.\r\nDie Auswirkungen der Transformation hin zu mehr Erneuerbaren Energien, darunter die damit einhergehende stärkere Dezentralität sowie Dargebotsabhängigkeit und steigende\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 4 von 29\r\nAnforderungen an die Energienetze, wie auch sich daraus ableitende Optionen für ein erhöh-tes Maß an Eigenversorgung, müssen bei der Betrachtung der Resilienz des Energiesystems ebenso berücksichtigt werden. Gleichzeitig bleibt das Spannungsverhältnis zwischen Bedar-fen und Kostenstrukturen und damit Wettbewerbsfähigkeit ein Abwägungsprozess.\r\nMit diesem Diskussionspapier regt der BDEW die politische und gesellschaftliche Erörterung wirtschaftlicher, systemischer und operativer Aspekte für ein resilientes Energiesystem an und stellt die Forderungen der Energiewirtschaft für die Stärkung der Resilienz in einzelnen Berei-chen des Energiesystems auf. Es stellt einen Debattenbeitrag dar, der verschiedene Stränge der energiewirtschaftlichen Resilienz zusammenbringt, die bislang noch zu häufig losgelöst voneinander betrachtet werden. Dabei werden sowohl die nationale als auch die europäische Dimension in den Blick genommen. Es richtet sich an Entscheidungsträger/innen in zuständi-gen Ministerien und Behörden, den parlamentarischen Raum sowie wirtschaftliche und zivil-gesellschaftliche Akteure, die sich mit dem Thema Resilienz auseinandersetzen.\r\n2 Resilienz im Energiesektor umfassend betrachten\r\nDefinition, Zielsetzung und Merkmale von Resilienz\r\nResilienz kann definiert werden als die Fähigkeit des Energiesystems, auf externe Ereignisse wie Schocks und Krisen in einer Weise zu reagieren, dass die Versorgungssicherheit aufrecht-erhalten wird, möglichst schnell zum Ursprungszustand zurückzukehren bzw. sich in Richtung eines neuen, stabileren Zustands anzupassen. Dabei steht auch die Frage im Mittelpunkt, wie robust das System als Ganzes bleibt, wenn einzelne seiner Bestandteile betroffen sind. Beson-ders kritisch können Situationen werden, wenn Interdependenzen zwischen Teilsystemen zu Kaskadeneffekten führen, die die Versorgungssicherheit und Stabilität des Gesamtenergiesys-tems gefährden. Ein Schock ist ein plötzliches, unerwartetes Ereignis (z. B. ein Stopp von Ener-gielieferungen oder eine großflächige Störung wichtiger Infrastruktur bspw. durch Überflu-tung) mit kurzfristiger, aber potenziell starker Auswirkung, das eine schnelle Reaktion erfor-dert. Eine Krise ist eine länger andauernde, tiefgreifende Störung eines Systems, die mit an-haltender Unsicherheit und strukturellen Herausforderungen verbunden ist (z. B. verschärfte hybride Angriffslage).\r\nVersorgungssicherheit – als Teil des energiepolitischen Dreiecks – ist die übergreifende Ziel-setzung von Resilienz. Sie ist gegeben, wenn das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf jederzeit sichergestellt werden kann. Davon unberührt bleibt die Tatsache, dass Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit als die beiden anderen Elemente des energiepoliti-schen Dreiecks immer auch essenzieller Teil energiepolitischer Abwägungen sein müssen. Das gewünschte Absicherungsniveau festzulegen, ist eine staatliche Aufgabe. Dabei ist nicht nur\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 5 von 29\r\nmit Blick auf Redundanz der Grundsatz n-11, sondern auch die Nutzung unterschiedlicher Energieträger und deren Einbettung und Rolle in unterschiedlichen Wertschöpfungsnetzwer-ken zu berücksichtigen. Im Bereich der Stromnetze sind Erzeugungs- und Netzadäquanz sowie Systemstabilität für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit erforderlich. Die nachge-fragte Strommenge muss jederzeit durch entsprechende Erzeugungsleistung und das Vorhan-densein der notwendigen Transportkapazität bedient werden können. Die Systemstabilität umfasst die Einhaltung aller technischen und betrieblichen Grenzwerte während des Normal-betriebs sowie die Fähigkeit, nach dem Auftritt einer Störung zuverlässig zum Normalbetrieb zurückzukehren. Wesentliche Voraussetzung hierfür ist die Bereitstellung der erforderlichen Systemdienstleistungen, wie die Schwarzstartfähigkeit von Einspeisern und Batteriespeichern. Hierfür bedarf es ebenfalls einer dezidierten, hochverfügbaren und schwarzfallfesten Kommu-nikationsinfrastruktur, die auch bei Ausfall der öffentlichen Telekommunikationsnetze intakt bleibt und eine kontinuierliche Steuerung und Überwachung der Netze sowie die Kommunika-tion mit Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen gewährleistet. Die Energiewirtschaft hat hier die notwendigen Voraussetzungen durch den Aufbau eines Kommunikationsnetzes auf Basis der Nutzung der 450 MHz-Frequenz bereits geschaffen.\r\nAls übergeordneter Zweck von Resilienz kann strategische Souveränität angesehen werden, das heißt, die Fähigkeit, eigene – nationale oder europäische – Interessen zu definieren und gemäß diesen zu handeln, ohne dabei übermäßig von externen Akteuren abhängig und dadurch in seiner Handlungsfähigkeit eingeschränkt zu sein.\r\nResiliente Systeme zeichnen sich durch Absorptionsfähigkeit, Wiederherstellungsfähigkeit und Anpassungsfähigkeit aus. Absorptionsfähigkeit bezeichnet die Fähigkeit zur Aufrechter-haltung der Systemkontinuität bei einer Störung. Wiederherstellungsfähigkeit ist die Fähigkeit, die Funktionsleistung nach einer Störung wiederherzustellen und die Auswirkungen rückgän-gig zu machen. Anpassungsfähigkeit bezeichnet die Fähigkeit des Systems, sich langfristig an-zupassen und zu lernen; hierzu können Prozesse und Strukturen verändert oder neue Instru-mente eingeführt werden. Resilienzfaktoren wie Flexibilität, Vorbereitungsfähigkeit, Antizipa-tionsvermögen oder graduelle Erweiterbarkeit können gleichermaßen die Absorptionsfähig-keit, Wiederherstellungsfähigkeit und Anpassungsfähigkeit eines Systems erhöhen.\r\n1 Das (n-1)-Kriterium bezeichnet den Grundsatz, dass beim Ausfall einer Komponente durch Redundanzen der Ausfall des gesamten Systems verhindert wird. Das (n-1)-Kriterium ist ein Grundsatz der deutschen Netzplanung und sorgt für die hohe Netzsicherheit. Die (n-1)-Regel muss bei maximaler Auslastung gegeben sein.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 6 von 29\r\nGrundprinzipien eines resilienten Energiesystems\r\nFür Maßnahmen, die auf die Stärkung von Resilienz abzielen, sind aus der Perspektive der Energiewirtschaft eine Reihe von Grundprinzipien anzuwenden. Dazu gehören:\r\n›\r\nDer Dreiklang aus 1) Vorsorge für mögliche Schocks und Krisen; 2) Vorbereitung auf effek-tive Krisenbewältigung, auch bei unvorhersehbaren Ereignissen; 3) kontinuierliche Analyse und Monitoring. Hierzu gehört auch die Entwicklung und fortlaufende Verbesserung von Risikominderungs- und Resilienzstrategien.\r\n›\r\nKlarheit bei einzelnen Maßnahmen, wieviel Verantwortung Verbraucherinnen und Ver-braucher, Unternehmen und der Staat jeweils tragen. Unternehmen können nur jene Risi-ken tragen, die ihren wirtschaftlichen Fortbestand nicht gefährden bzw. die versicherbar sind. Den Unternehmen dürfen keine Aufgaben übertragen werden, die eine Verschiebung des staatlichen Gewaltmonopols bedeuten würden.\r\n›\r\nDas Verständnis, dass Resilienz im Rahmen der jeweiligen Rollen in der geteilten Verant-wortung der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten und ihrer zuständigen Behörden sowie der EU liegt. Dieses dreistufige System – 1) Energieunternehmen; 2) Mitgliedstaaten (inklusive Länder und Kommunen in ihren jeweiligen Zuständigkeiten); 3) EU – sollte weiter gestärkt werden. Darüber hinaus sollten sich auch die Bürgerinnen und Bürger durch Vor-sorge auf unerwartete Ereignisse vorbereiten, denn Resilienz ist eine Gesellschaftsaufgabe.\r\n›\r\nDie zentrale Bedeutung der europäischen Dimension. Resilienz sollte zusammen mit der Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts, aber auch mit europäischer Industrie-, Handels- und Sicherheitspolitik gedacht werden. Ein kohärenter europäischer Rahmen mit einheitli-chen Mindeststandards, Definitionen, Vorkehrungen zu Krisenvorsorge und -management wie auch zur Klimafolgenanpassung, sowie handels-, industrie- und außenpolitischer Beglei-tung ist positiv und wichtig.2 Auch die Koordinierung mit Nachbarstaaten ist essenziell.\r\n›\r\nDas Prinzip, marktliche Mechanismen (mit Ausnahme staatlich regulierter Bereiche) so lange wie möglich aufrecht zu erhalten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen. Preise sind, gerade auch in Krisen, ein wichtiges Steuerungsinstrument. In den Bereichen, in welchen es staatlich gesetzter Anreize bedarf, um das gewünschte Ni-veau von Versorgungssicherheit zu erreichen, sind diese, entsprechend befristet, so auszu-gestalten, dass Fehlanreize vermieden werden.\r\n2 Siehe BDEW-Positionspapier „Zur Evaluierung des EU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit, Konsultation der Europäischen Kom-mission vom 3. September 2024” (https://www.bdew.de/media/documents/BDEW-Grundpositionen_zur_EU-Kons_Energiesicher-heit_20241126_final-dt_oA.pdf).\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 7 von 29\r\n›\r\nRegelungen, Instrumente und Maßnahmen müssen umsetzbar sein. Wichtig ist, dass alle Beteiligten diese kennen, ihre Verantwortlichkeiten verstehen und anwenden können.\r\nResilienz in einzelnen Bereichen des Energiesystems und Synergien\r\nUnter Beachtung der oben genannten Grundprinzipien sind Resilienzmaßnahmen in den ein-zelnen Bereichen des Energiesystems jeweils spezifisch auszugestalten. Aus BDEW-Sicht lassen sich folgende Bereiche identifizieren:\r\n›\r\nAuf Erneuerbaren Energien basierendes Stromsystem, inklusive der Stromerzeugungsanla-gen, Stromnetze und Speicher.\r\n›\r\nVersorgung mit gasförmigen Energieträgern: Für einen Zeitraum mit Gas/LNG, zudem mit Biomethan und perspektivisch mit Wasserstoff und seinen Derivaten, einschließlich Im-porte und heimischer Erzeugung, Gas- und perspektivisch Wasserstoffnetze und -speicher.\r\n›\r\nProduktion, Verfügbarkeit und Lieferketten von Energiewendetechnologien, (IT-)Kompo-nenten und kritischen Rohstoffen, die für die Herstellung von sauberen Technologien not-wendig sind.\r\n›\r\nSchutz Kritischer Infrastrukturen (KRITIS) vor physischen Angriffen, Cyberangriffen und Sa-botage.\r\n›\r\nKlimaresilienz von Energieanlagen und -infrastrukturen.\r\nSchnittstellen, Zusammenhänge und Abhängigkeiten zwischen den einzelnen Bereichen, da-runter in Form von Sektorkopplung, Energieträgerkopplung (Strom/Wasserstoff) und komple-mentären Infrastrukturen sind dabei unbedingt zu berücksichtigen. Auch eine resiliente Ver-sorgung mit Raffinerieprodukten wie Diesel, Kerosin und anderen ist von Bedeutung – insbe-sondere im Krisen- und Verteidigungsfall. Zukünftig umfasst dies ausdrücklich auch stromba-sierte synthetische Kraftstoffe (E-Fuels) als relevante Komponente der Dekarbonisierung. Da-neben gibt es eine Reihe von gesamtwirtschaftlichen, finanziellen und gesellschaftlichen As-pekten, die von Relevanz für die Resilienz des Energiesektors sind. Entscheidend für die Be-stimmung der ggf. notwendigen Handlungsbedarfe ist auch ein gemeinsamer Szenariorah-men, der beschreibt, welche Ausprägungen mögliche Herausforderungen in welchem Zeitrah-men und mit welcher Wahrscheinlichkeit annehmen können. Hier sollte explizit auf die bereits vorliegenden bzw. permanent weiterentwickelten Arbeiten zurückgegriffen werden. Wo wei-tergehende Szenarien benötigt werden, sollte dies in einem breit abgestimmten Angang erar-beitet werden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 8 von 29\r\n3 Schutz Kritischer Infrastrukturen\r\nBestehende Anforderungen an den Schutz Kritischer Infrastrukturen (KRITIS) – der Informati-onssicherheit, Business Continuity Management und physische Sicherheit umfasst – zahlen schon heute vor allem auf die Wiederherstellungsfähigkeit und Anpassungsfähigkeit im Rah-men spezifischer Risikobehandlungen ein und damit auf zwei wesentliche Resilienzfähigkeiten. Grundlage hierfür sind Risikominderungsstrategien. Allerdings beziehen sich Risikominde-rungsstrategien auf konkrete vorhersehbare Risiken, während Resilienzstrategien darauf ab-zielen, ein System so zu stärken, dass dieses auch auf unerwartete Ereignisse flexibel reagie-ren und in seiner Gesamtheit funktionsfähig bleiben kann, wenn Teilsysteme ausfallen. Kom-binierte Strategien erzielen dabei zur Stärkung von Absorptionsfähigkeit, Wiederherstellungs-fähigkeit und Anpassungsfähigkeit von Systemen die besten Ergebnisse. Aufgrund der Dynami-sierung klimabezogener sowie sicherheitspolitischer Ereignisse ist jedoch davon auszugehen, dass der Prognosewert konkreter Risikoszenarien abnehmen kann. Deshalb sollte künftig den Ansätzen von Resilienzstrategien eine größere Bedeutung beigemessen werden. Dieser Para-digmenwechsel von der Sicherheit hin zur Resilienz zeichnet sich schon heute ab – unter an-derem durch die Pflicht zur Berücksichtigung des All-Gefahren-Ansatzes gemäß EU-Richtlinien zum Schutz Kritischer Infrastrukturen (CER-RL) und der NIS-2-Richtlinie (NIS-2-RL). Business Continuity Management (BCM) bildet dabei eine geeignete Grundlage zur Identifikation und\r\nResilienz im Energiesystem umfassend betrachten\r\n›\r\nEin resilientes Energiesystem ist eine wichtige Grundlage der strategischen Souveränität von Deutschland und Europa.\r\n›\r\nVersorgungssicherheit ist die übergreifende Zielsetzung eines resilienten Energiesys-tems. Resiliente Systeme sind durch Absorptionsfähigkeit, Wiederherstellungsfähigkeit und Anpassungsfähigkeit gekennzeichnet.\r\n›\r\nZu den Grundprinzipien von Resilienz gehören der Dreiklang aus Vorsorge, Vorbereitung auf Krisenbewältigung und Monitoring; eine klare Aufteilung von Verantwortlichkeiten zwischen der EU-Ebene, nationaler, Länder- und kommunaler Ebene sowie zwischen Staat, Unternehmen und Verbraucher/innen; sowie die längstmögliche Aufrechterhal-tung von Marktmechanismen (außer in staatlich regulierten Bereichen).\r\n›\r\nInterdependenzen zwischen Teilbereichen des Energiesystems in Form von Sektorkopp-lung, Energieträgerkopplung und komplementären Infrastrukturen müssen stärker in den Blick genommen werden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 9 von 29\r\nUmsetzung von Resilienzstrategien und -maßnahmen. Die Energiewirtschaft ist in der BCM-Anwendung in weiten Teilen bereits gut aufgestellt.\r\nVor diesem Hintergrund lässt sich eine Reihe von Handlungsempfehlungen für einen Fähig-keitsaufwuchs bei der Resilienz von KRITIS identifizieren:\r\n›\r\nStärkung der Zusammenarbeit zwischen Staat und Wirtschaft: Ein vertrauensvoller und bidirektionaler Informationsaustausch muss vor dem Hintergrund der sicherheitspoliti-schen Lage zwischen der Bundeswehr, Sicherheitsbehörden, relevanten Bundesbehörden und der Wirtschaft durch geeignete Strukturen verstetigt werden. Er muss durch die Mög-lichkeit zur Sicherheitsüberprüfung von Geheimnisträgern der Branchenverbände und der Wirtschaftsunternehmen im Rahmen einer Novellierung der Sicherheitsüberprüfungsfest-stellungsverordnung sowie die Möglichkeit zur freiwilligen Überprüfung der Vertrauens-würdigkeit von Mitarbeitenden, die in sicherheitsrelevanten Unternehmensbereichen tätig sind, abgesichert werden. Bei der Zusammenarbeit von Staat und Wirtschaft sollte auf den guten Erfahrungen im Bereich der Cybersicherheit aufgebaut werden. Formate wie die öf-fentlich-private Unabhängige Partnerschaft UP KRITIS leisten einen großen Beitrag zur Si-cherheit und Resilienz. Eine flächendeckende, schwarzfallfeste Krisen- und Notfallkommu-nikation muss zudem stärker in den Fokus gerückt werden. Hier sollten auch die Feuerweh-ren und das Technische Hilfswerk in den Dialog eingebunden werden, die über wertvolles Know-How in den Bereichen Gefahrenabwehr und Krisenbewältigung verfügen.\r\n›\r\nLagebewusstsein und eine multi-dimensionale Lagebilderstellung sind wichtige Vorausset-zungen für die Resilienz in KRITIS. Aktuell sind diese noch nicht ausreichend gegeben. Hier-bei sollte auch im Sinne einer antizipierenden Lagebildbewertung der Informationsraum Berücksichtigung finden, damit Muster hybrider Strategien sichtbar gemacht werden kön-nen. Dabei kommt auch der Nutzung von Open-Source-Intelligence und künstlicher Intelli-genz eine wichtige Rolle zu. Insbesondere sollte der Bund unter Einbeziehung der Energie- und Wasserwirtschaft zeitnah die rechtlichen, technischen und finanziellen Voraussetzun-gen für eine effektive Detektion von Drohnen schaffen. Diese müssen systematisch in Lage-bildern abgebildet werden können. Zur Absicherung betriebsinterner Daten muss in den Unternehmen selbst das Bewusstsein für den Umgang mit sensiblen Informationen und Da-ten intern sowie extern geschärft und an die neue Bedrohungslage asymmetrischer Kon-flikte angepasst werden; dies schließt auch das Thema Personal und Zugang zu kritischen Unternehmensräumen bzw. -bereichen ein.\r\n›\r\nDie behördlichen Zuständigkeiten sind zurzeit nicht geeignet, um ein reibungsloses Krisen-management, insbesondere bei Offshore-Infrastrukturen, zu ermöglichen. Klare behördli-che Zuständigkeiten sowie Vereinheitlichung von Nachweisen leisten einen Beitrag zur\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 10 von 29\r\nStärkung der Resilienz\r\nvon KRITIS. Dies sollte insbesondere bei der aufeinander abge-stimmten Umsetzung der NIS-2- und CER-Richtlinie berücksichtigt werden.\r\n›\r\nZudem stellen die zunehmenden bürokratischen Belastungen beim KRITIS-Schutz eine Her-ausforderung dar, nicht zuletzt, weil die knappe Ressource Sicherheitspersonal durch admi-nistrative Aufgaben gegenüber teilweise unterschiedlichen Behörden gebunden wird. Büro-kratieabbau und Vereinfachungen sind daher dringend erforderlich. Parallel braucht es in den Unternehmen weitere Ressourcen für den Kompetenzaufbau, darunter zur Cyber-Risi-kokompetenz. Eine bürokratiearme Umsetzung des KRITIS-Dachgesetzes muss so schnell wie möglich erfolgen.\r\n›\r\nMit Blick auf die hybride Lage und eine resiliente Gesamtverteidigung müssen für die Energie- und Wasserwirtschaft geeignete Regelungen und Voraussetzungen für die Finan-zierung von neuen Schutzsystemen und nicht-beeinflussbaren Kosten geschaffen werden. Die Infrastrukturen der Energie- und Wasserversorgung sind für die Bundeswehr und ihre Verbündeten im Rahmen des Host Nation Supports, des Operationsplans Deutschland und für die Produktion der Sicherheits- und Verteidigungsindustrie essenziell.\r\n›\r\nZum Schutz der KRITIS sollten Anpassungen im europäischen Recht und im nationalen Recht hinsichtlich der Veröffentlichung von Daten sowie der Beteiligung der Öffentlichkeit vorgenommen werden. Netzbetreiber sind verpflichtet, umfangreiche Stamm- und Bewe-gungsdaten über Transparenzplattformen (z. B. BNetzA-Marktstammdatenregister) sowie geobasierte Infrastrukturdaten im Rahmen von Planfeststellungs- und Netzentwicklungs-verfahren öffentlich zugänglich zu machen. Diese veröffentlichungspflichtigen Daten kön-nen für die Vorbereitung und Planung von Sabotagehandlungen durch Dritte genutzt wer-den. Die Veröffentlichung von Stamm- und Bewegungsdaten stellt daher ein nicht zu unter-schätzendes Risiko dar.\r\nIT-Sicherheit, kritische IT-Komponenten und ganzheitliche Cybersicherheit für Anlagen und Netze\r\nEin europäischer Rahmen für IT-Sicherheit ist von zentraler Bedeutung. Der Cyber Resilience Act schafft die Grundlage für einheitliche europäische Anforderungen und Zertifizierungsver-fahren, die Hersteller verbindlich erfüllen müssen. Europaweit geltende Standards sind essen-ziell, um Vertrauen in die IT-Sicherheit digitaler Komponenten herstellerunabhängig zu si-chern und geopolitisch motivierte Risiken zu minimieren. Die Anforderungen an IT-Sicherheit dürfen dabei nicht isoliert betrachtet werden. Es geht auch um strategische Resilienz und das Vertrauen gegenüber Herstellern: Etwa bei der Frage, ob Hersteller aus Drittstaaten gezielt\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 11 von 29\r\nEinfluss auf Betrieb und Wartung nehmen könnten. Handelspolitische Regelungen und Über-einkünfte, insbesondere mit China wie auch den USA, müssen diese Risiken adressieren.\r\nIn den letzten Monaten haben sich Diskussionen rund um Sicherheitsrisiken im Zusammenhang mit PV-Wechselrichtern, die von chinesischen Servern kontrolliert werden, insbesondere mit Blick auf mögliche Gefahren von Cyberangriffen auf Anlagen und Netze, intensiviert. Um solche Risiken zu adressieren, sind einheitliche Cyber- und Produktsicherheitsstandards auf EU-Ebene sinnvoll, müssen aber auch übergreifend hin zur strategischen Resilienz im Umgang mit Herstel-lern entwickelt werden. Insbesondere mittlere und kleinere Energieversorgungsunternehmen haben Herausforderungen, die Sicherheit von Komponenten zu beurteilen und brauchen klare, zentrale Regelungen, die einen verlässlichen Rahmen bieten. Grundsätzlich ist zu beobachten, dass im Markt für vernetzte Komponenten wie PV-Wechselrichter verschiedene Hersteller aktiv sind, darunter auch europäische und deutsche Unternehmen. Die tatsächliche Marktdurchdrin-gung ist nur schwer exakt zu beziffern. Eine fundierte und differenzierte Betrachtung ist ent-scheidend, um reale Abhängigkeiten richtig einzuordnen und zu adressieren.\r\nAuf der Seite der Energienetze und kritischer Energieanlagen haben sich die IT-Sicherheitska-taloge der BNetzA, die aktuell überarbeitet und vereinheitlicht werden, bewährt. Für einen der Digitalisierung und der Energiewende gewachsenen sicheren Netzbetrieb kann es nicht al-lein um die IT-Sicherheit einzelner Produkte und Dienstleistungen gehen. Es ist wichtig, die Be-trachtung nicht nur auf einen abgegrenzten Bereich der IT-Sicherheit zu reduzieren, sondern IT-Prozesse und Informationssicherheit vor dem Hintergrund von netz- und anlagenbetriebli-chen Aspekten sowie organisatorischen und personellen Abläufen ganzheitlich zu betrachten, einschließlich der digitalen und der analogen Prozesse in den Versorgungsunternehmen. Die Energiewirtschaft setzt sich dafür ein, dass im Rahmen der Umsetzung der NIS-2-Richtlinie auch Dienstleister und Lieferanten unter die IT-Sicherheitskataloge fallen, sofern sie poten-ziell Einfluss auf den sicheren Netz- und Anlagenbetrieb haben. Zudem sollte bei den Nach-weisen gegenüber der BNetzA und dem BSI eine Vereinheitlichung der Anforderungen erfol-gen. Das ist zentral für den Abbau von Bürokratie, der nicht nur ein Kostenfaktor, sondern auch Chance für die Sicherheit darstellt.\r\nSchutz Kritischer Infrastrukturen\r\n›\r\nDie Zusammenarbeit zwischen der Bundeswehr, Sicherheitsbehörden, relevanten Bun-desbehörden und der Wirtschaft muss gestärkt werden. Es braucht u. a. die Möglichkeit zur Sicherheitsüberprüfung von Geheimnisträgern von Branchenverbänden und Unter-nehmen.\r\n›\r\nDie multi-dimensionale Lagebilderstellung muss deutlich verbessert werden. Es braucht rechtliche, technische und finanzielle Voraussetzungen für eine effektive Detektion von Drohnen. Der Informationsraum muss Berücksichtigung finden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 12 von 29\r\n4 Resilienz eines auf erneuerbaren Energien basierenden Stromsystems\r\nDie erneuerbaren Energien liefern im künftigen Energiesystem den Grundbaustein der klima-neutralen Energieversorgung. Die Transformation der Stromerzeugung hin zu erneuerbaren Energiequellen hat das Potenzial, die Resilienz des Energiesystems als Ganzes zu erhöhen – auch wenn es hier keinen Automatismus gibt. Ein Grund dafür ist die zunehmende Dezentrali-tät der Stromversorgung, wodurch Ausfälle einzelner Anlagen, bspw. aufgrund von Cyberan-griffen oder Sabotage, geringere Auswirkungen haben, als das bei wenigen großen Kraftwer-ken der Fall ist (auch wenn Dezentralität auch Herausforderungen, wie die Notwendigkeit ei-nes flächendeckenden Smart-Meter-Ausbaus, mit sich bringt). Es ist essenziell, dass der aktu-ell festgelegte Ausbaupfad der erneuerbaren Energien beibehalten wird. Wichtig ist dabei, den Ausbau erneuerbarer Energien und des Stromnetzes noch besser in Einklang zu bringen und sich stärker am Ertrag und an den Kosten für die Systemintegration zu orientieren.\r\nGleichzeitig steigt der Bedarf an digitaler Koordinierung und Steuerung von Angebot und Nachfrage, den es in den kommenden Jahren gesichert zu decken gilt. Die Stromerzeugung muss auch in Wind- und Solarmangelzeiten sichergestellt sein, in Zukunft, spätestens ab 2038, ohne Kohlekraftwerke. Dafür ist essenziell, dass ausreichend gesicherte Leistung vorhanden ist. Die Ausschreibungen für neue (wasserstofffähige) Gaskraftwerke (wie auch Biomethan-kraftwerke) in Deutschland müssen daher so schnell wie möglich erfolgen. In diesem Zusam-menhang spielt auch die Kraft-Wärme-Kopplung eine wichtige Rolle. Ab spätestens 2028 ist zum Zweck der Versorgungssicherheit und Resilienz im Strombereich die Einführung eines\r\n›\r\nKlare behördliche Zuständigkeiten, Vereinheitlichung und Vereinfachung bei Nachwei-sen sowie Bürokratieabbau sind notwendig. Dies ist insbesondere bei der Umsetzung von NIS2- und CER-Richtlinien zu berücksichtigen.\r\n›\r\nEs müssen geeignete Regelungen für die Finanzierung von neuen Schutzsystemen und nicht-beeinflussbaren Kosten geschaffen werden.\r\n›\r\nEuropaweit geltende Standards für die IT-Sicherheit digitaler Komponenten sind essen-ziell. Anforderungen an IT-Sicherheit dürfen nicht isoliert betrachtet werden, sondern müssen Teil von handelspolitischen Übereinkünften sein.\r\n›\r\nIT-Prozesse und Informationssicherheit müssen im Zusammenspiel mit betrieblichen und organisatorischen Abläufen ganzheitlich betrachtet werden. Im Rahmen der Umset-zung der NIS2-Richtlinie sollten auch Dienstleister unter IT-Sicherheitskataloge fallen.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 13 von 29\r\nKapazitätsmarkts erforderlich.3 Darüber hinaus müssen Flexibilitäten, die das Netz und das gesamte Energiesystem stabilisieren und Kosten senken können, wie Speichertechnologien, z. B. Batterie-, Gas-, Wasserstoff-, Wärmespeicher und Pumpspeicherwerke, und Technolo-gien der Sektorenkopplung systemisch mitgedacht und durch kluge Marktmechanismen an netzdienlichen Standorten angereizt werden. Eine Beschleunigung der Digitalisierung ist not-wendig.\r\nNicht zuletzt stellt der Umbau der Erzeugung hin zu einem dezentralen, klimaneutralen Sys-tem die Stromnetze vor große Herausforderung. Dies betrifft zum einen den notwendigen Netzausbau. Zum anderen müssen jederzeit die notwendigen Systemdienstleistungen zur Verfügung stehen, um die Systemstabilität auch in Zukunft zu gewährleisten. Systemdienst-leistungen, wie die Schwarzstartfähigkeit von Einspeisern und Batteriespeichern, sind eben-falls erforderlich, um nach einer Störung die Versorgung wiederherstellen zu können. Stabile und sichere Stromnetze spielen eine Schlüsselrolle für die Resilienz der Stromversorgung und sind das Rückgrat der Energiewende. Angesichts zunehmender Extremwetterereignisse, Cy-berrisiken und volatiler Lastflüsse durch erneuerbare Energien steigen die Anforderungen an robuste und adaptive Netzstrukturen stark. Auch in einem sich wandelnden Stromsystem mit steigenden Anteilen der erneuerbaren Energien sind Netzplanung und -betrieb weiterhin so zu gestalten, dass die Versorgung zu jeder Zeit gesichert ist. Hier bedarf es eines systemischen, koordinierten Vorgehens, das Netze, Erzeugung und Lasten in einer integrierten Netzplanung unter Einbezug der Potenziale der erneuerbaren Energien zusammenbringt. Es ist richtig, dass die Systemeffizienz beim Ausbau von erneuerbaren Energien und Stromnetzen zunehmend in den Fokus gerückt ist. Diese darf zugleich nicht auf Kosten der Systemsicherheit und -integra-tion und des notwendigen Netzausbaus gehen. Die Netze müssen nicht nur gegen physische und Cyber-Bedrohungen geschützt, sondern auch an Klimaveränderungen angepasst werden. Insbesondere Starkregenereignisse sowie (durch Dürre und Hitze begünstigte) Brände stellen neue Herausforderungen an die Netzinfrastruktur dar. Um die Netze zu wappnen, benötigen die Netzbetreiber die entsprechenden finanziellen Ressourcen. Wichtig ist ein international wettbewerbsfähiger regulatorischer Rahmen mit einer für Investoren auskömmlichen regula-torischen Verzinsung und Sicherstellung einer adäquaten Abbildung der laufenden Kosten.\r\n3 Siehe BDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“ (https://www.bdew.de/service/stellungnahmen/bdew-stellungnahme-zum-bmwk-papier-strommarktdesign-der-zukunft/).\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 14 von 29\r\nDas von der EU-Kommission Ende 2025 vorgesehene europäische „Grids Package”, das neben Strom- und Gasinfrastruktur auch Maßnahmen für eine Wasserstoff-Infrastruktur, Offshore-Netze und Projekte von gegenseitigem Interesse (PCIs) mit EU-Anrainerstaaten umfasst, kann hier wichtige Akzente setzen. Europäische Interkonnektoren spielen eine zentrale Rolle für die deutsche und europäische Versorgungssicherheit und damit für die Energieresilienz. Eine starke Vernetzung ermöglicht einen effizienten Energieaustausch, insbesondere bei Versor-gungsengpässen, und hilft, regionale Überkapazitäten auszugleichen. Das erhöht die Stabilität, Anpassungsfähigkeit und Flexibilität des gesamten europäischen Stromsystems und trägt zur Erreichung der Klimaziele bei, da Interkonnektoren eine optimale Nutzung sauberer Energie-quellen unterstützen. Gut ausgebaute Strominterkonnektoren fördern den innereuropäischen Energiehandel, was die Abhängigkeiten von außereuropäischen Energieimporten verringern kann. Der BDEW begrüßt daher auf europäischer Ebene einen weiterhin beschleunigten Aus-bau von Interkonnektoren.\r\nResilienz eines auf Erneuerbaren Energien basierenden Stromsystems\r\n›\r\nDie Transformation des Energiesystems hin zu erneuerbaren Energien hat, unter ande-rem durch eine stärkere Dezentralität der Versorgung, das Potenzial, die Resilienz zu er-höhen.\r\n›\r\nDer aktuelle Ausbaupfad der erneuerbaren Energien muss beibehalten werden, mit ei-ner stärkeren Orientierung am Ertrag und einer engeren Verzahnung mit dem Netzaus-bau. Es bedarf eines systemischen Vorgehens, das Netze, Erzeugung in einer integrier-ten Planung zusammenbringt.\r\n›\r\nEs muss für ausreichend gesicherte Leistung gesorgt werden, unter anderem durch neue (wasserstofffähige) Gaskraftwerke.\r\n›\r\nFlexibilitäten müssen systemisch mitgedacht und durch kluge Marktmechanismen an-gereizt werden.\r\n›\r\nStromnetze können auch mit vollständig erneuerbarer Einspeisung sicher betrieben werden, soweit ausreichend Systemdienstleistungen zur Verfügung stehen. Hierzu braucht es praxistaugliche technische Mindestanforderungen und effiziente Marktin-strumente.\r\n›\r\nDer Ausbau von europäischen Interkonnektoren muss weiter beschleunigt werden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 15 von 29\r\n5 Produktion und Lieferketten von sauberen Technologien, Komponenten und kritischen Rohstoffen\r\nDie Stärkung der Produktion von sauberen Technologien und (IT-)Komponenten für Energie-wendetechnologien in Deutschland und der EU gehört zu den zentralen Aufgabenfeldern für die Stärkung der Resilienz der Energiewende. Ein starker europäischer Clean Tech-Sektor ist als eine der wichtigsten Zukunftsindustrien zudem ein Kernbaustein für die globale Wettbe-werbsfähigkeit, Innovationskraft und Technologieführerschaft der EU.\r\nZu starke einseitige Abhängigkeiten in den Lieferketten bergen – neben außen- und sicher-heitspolitischen Risiken – Risiken für den Verlauf der Energiewende, einschließlich Preisrisi-ken bei monopolartigen Strukturen und Ausfallrisiken aufgrund von z. B. geopolitischen Ent-wicklungen. Wo es möglich ist, müssen einseitige Abhängigkeiten verhindert oder signifikant reduziert werden. Allerdings muss anerkannt werden, dass die Möglichkeiten der Diversifizie-rung bei bestimmten Technologien, Komponenten und kritischen Rohstoffen aktuell bzw. auf kurz- oder mittelfristige Sicht nur stark begrenzt sind (z. B. PV, einige Seltene Erden). In solchen Fällen müssen die bestehenden Abhängigkeiten zumindest von strategischen Risiko-management- und Resilienzstrategien sowie kontinuierlichem Monitoring begleitet und auf langfristige Sicht die Bemühungen intensiviert werden, sich diversifizierter bzw. unabhängiger aufzustellen.\r\nDie Verabschiedung des Net Zero Industry Acts (NZIA) sowie der Delegierten Rechtsakte zu seiner Umsetzung war ein notwendiger und wichtiger politischer Schritt zur Stärkung von eu-ropäischen Produktionskapazitäten von Netto-Null-Technologien. Der NZIA verfolgt das Ziel, dass die EU bis 2030 40 % ihres jährlichen Bedarfs an Netto-Null-Technologien aus eigener Produktion bereitstellen kann. Allerdings fördert diese Gesetzgebung in der konkreten Ausge-staltung weitere Komplexität im Ausschreibungsdesign, was genau beobachtet und ggf. über-arbeitet werden muss. Zudem können der Erhalt und der Aus- und Wiederaufbau von Produk-tionsstandorten für saubere Technologien nicht allein durch regulatorische Maßnahmen wie NZIA-Kriterien erreicht werden. Hier sind zusätzlich langfristige finanzielle Anreize sowie stra-tegische und übergreifende Ansätze notwendig. Im Sinne der langfristigen Planungs- und In-vestitionssicherheit für Unternehmen und Industrien braucht es zudem klare und pragmati-sche Zielsetzungen im Bereich Klima und für den Ausbau der erneuerbaren Energien, darunter für das Jahr 2040, und das verbindliche politische Bekenntnis, diese einzuhalten. Durch maß-stabsgerechte Maßnahmen wie Investitionsabsicherungsinstrumente, Kreditprogramme, Son-derabschreibungen, Steuererleichterungen und direkte Förderung auf EU- sowie nationaler Ebene muss sichergestellt werden, dass der Beitrag zur Resilienz nicht allein durch Unterneh-men der Energiewirtschaft getragen, sondern als gesamtgesellschaftliche Aufgabe EU-weit für alle strategisch wichtigen Wirtschaftsbereiche wahrgenommen wird.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 16 von 29\r\nDer Ausbau eines effektiven Recyclings und die Schaffung von Reparaturfähigkeit stellen ei-nen essenziellen Beitrag zur Resilienz dar. Wichtig sind unter anderem die Schaffung eines er-möglichenden Rechtsrahmens und die Bildung von Industrieallianzen. Dies würde es erlauben, Rohstoffe im europäischen Wirtschaftsraum zu behalten sowie die Gesamtenergie- und Klimabilanz weiter verbessern.\r\nPhotovoltaik\r\nDie globale PV-Industrie hat in den letzten beiden Jahrzehnten, ursprünglich angefacht durch das deutsche EEG, einen Entwicklungs- und Konzentrationsprozess durchlaufen, bei dem es China durch konsequente produktionsseitige Förderung und Hochskalierung gelungen ist, den PV-Sektor zu monopolisieren. Die deutsche und europäische Solarindustrie hat nur noch äu-ßerst geringe Kapazitäten. Die sinkenden Kosten der PV-Module sind zwar ein wichtiger Be-schleuniger für die globale Energiewende und deren Kostendegression. Aufgrund der hohen Gefahr politischer Instrumentalisierung und der großen Bedeutung von Technologiekompe-tenz auf diesem Gebiet sollte aber dennoch das strategische Ziel einer solaren Wertschöp-fungskette in Europa aufrechterhalten werden. Angesichts der chinesischen Marktdominanz und protektionistischer Markteingriffe in unter anderem den USA und Indien sind eine realisti-sche Einschätzung der Möglichkeiten von Förderungen und deren klare, zweckgebundene Ziel-definition wichtig. Hier ist rasches Handeln angezeigt, um die noch verbleibende europäische Solarbranche sowie technologische Spitzenkompetenz nicht vollständig zu verlieren.\r\nSolange die EU und die Mitgliedstaaten nicht ausreichend wirksame industriepolitische Maß-nahmen, darunter finanzielle Anreize, schaffen, um die Produktionskapazität innerhalb der EU wieder aufzubauen und wettbewerbsfähig zu machen, gibt es wenig realistische Alternativen, als weiterhin zu einem überwiegenden Teil auf PV-Module von Anbietern aus China zurück-greifen zu müssen. Wenn die Resilienzanforderungen aus dem NZIA als Präqualifikationskrite-rien umgesetzt werden, gibt es ein bedeutendes Risiko, dass die Ausschreibungen im PV-Be-reich kurz- und mittelfristig nicht ausreichend Bieterinteresse hervorrufen werden. Die NZIA-Resilienzanforderungen setzen eine diversifiziertere Lieferkette voraus. Diese Voraussetzung ist in der derzeitigen Marktsituation jedoch nicht erfüllt.\r\nWindenergie\r\nIm Bereich der Onshore- und Offshore-Windenergie existieren umfangreiche europäische Produktionskapazitäten, die derzeit zum Teil substanziell ausgebaut werden. Die existieren-den und sich im Aufbau befindlichen europäischen Kapazitäten für die Produktion von Haupt-komponenten (z. B. Rotorblätter, Gondel, Turm) werden den erwarteten europäischen\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 17 von 29\r\nWindenergieausbau bis ca. Anfang der 2030er Jahre vollständig abdecken können. Danach wird eine signifikante Lücke zwischen europäischem Angebot und wesentlich höherer europäi-scher Nachfrage erwartet. Aufgrund der hohen Wettbewerbsfähigkeit staatlich subventionier-ter chinesischer Hersteller, die enorme Überkapazitäten aufgebaut haben und relevante Kos-tenvorteile anbieten können, sowie der mittel- und langfristig sehr hohen Nachfrage nach Windenergieanlagen in Europa ist die wachsende Marktmacht Chinas im Bereich Windener-gie in Europa ohne weitere Maßnahmen kaum zu verhindern. Für den Erhalt und den Ausbau der europäischen Herstellungskapazitäten sind kontinuierliche, planbare Ausbaupfade über einen mittelfristigen Zeitraum von mindestens fünf bis sieben Jahren unerlässlich. Zudem muss der Aufbau von Lieferketten für kritische Rohstoffe und Produktionslinien durch adä-quate Anreiz- und Investitionssicherungsinstrumente staatlich unterstützt und zugleich expli-ziter Teil der Unternehmensstrategien von einkaufenden Unternehmen werden.\r\nIm Bereich der Windenergie gibt es derzeit insbesondere eine ausgeprägte Abhängigkeit im Bereich der Permanentmagnete und der dafür notwendigen Seltenen Erden. Viele moderne Windturbinen, insbesondere solche mit Direktantrieb, verwenden Permanentmagnete, die seltene Erden wie Neodym und Dysprosium enthalten. China spielt eine dominierende Rolle in der Produktion und Verarbeitung Seltener Erden. Laut World Bank-Daten bezieht die EU über 90 % der Permanentmagnete aus China. Diese Konzentration birgt Risiken für die Preisstabili-tät und Versorgungssicherheit. Zudem können in den nächsten 5 bis 10 Jahren Abhängigkei-ten bei weiteren Windkraftkomponenten entstehen:\r\n›\r\nBei Windenergieanlagen in Deutschland dominieren Hybridtürme und Stahlrohrtürme, für welche Stahlprodukte benötigt werden. Europa verfügt zwar über eine starke Stahlindust-rie, jedoch ist hochqualitativer Stahl für Windanlagen teils knapp und teuer. Hier gibt es eine Notwendigkeit, Strategien zur Diversifizierung der Bezugsquellen und zur weiteren Stärkung der eigenen Stahl- und Turmproduktion zu entwickeln, Allianzen zu bilden, um Stahlverfügbarkeit sicherzustellen, und zugleich auf die Innovationskraft der heimischen Industrie hinsichtlich neuer Werkstoffe zu setzen.\r\n›\r\nRotorblätter: Für den Bau von Rotorblättern werden verschiedene Materialien benötigt, darunter insbesondere Epoxid- oder Polyesterharze sowie Glasfasern (GFK) oder Kohlen-stofffasern (CFK). Typische Herkunftsländer für Epoxid- oder Polyesterharze sind China, Indien und die USA. Ein großer Anteil der Kohlenstofffasern wird aus Japan, Südkorea und den USA importiert. Auch hier ist eine vorausschauende Diversifizierung und proaktives Ri-sikomanagement mit Blick auf Lieferbeziehungen durch die Unternehmen erforderlich.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 18 von 29\r\nStromnetze\r\nNeben Kapital und Fachkräften braucht es zum Erhalt und Ausbau Stromnetzinfrastruktur große Mengen an Material: Allein im Verteilnetz entspricht der geplante Zubau zwischen 50 und 80 Prozent der aktuell verbauten Betriebsmittel. Bereits heute machen die Netzbetreiber auf bestehende und sich verschärfende Lieferengpässe aufmerksam. Die Hersteller sind welt-weit tätig und mit einer stark gestiegenen Nachfrage konfrontiert.\r\nDie Produktionskapazitäten in Europa müssen ausgebaut werden, um dem steigenden Bedarf gerecht zu werden. Bei den Investitionsentscheidungen der Hersteller spielt Planungssicher-heit eine herausragende Rolle. Die Investitionen erfolgen nur in einem verlässlichen regulato-risch-politischen Rahmen und im Vertrauen auf grundlegende Weichenstellungen auf dem Weg zur Klimaneutralität. Neben dem Ausbau und Erhalt von Fertigungskapazitäten in Europa trägt auch die Sicherung der notwendigen Lieferketten zur Resilienz bei. Neben der Förderung von Herstellungskapazitäten in Europa sind auch Anreize für eine stärkere Bedienung des eu-ropäischen Marktes durch die Hersteller wichtig.\r\nKritische Rohstoffe für saubere Technologien\r\nNeben der Windindustrie ist die Produktion vieler anderer sauberer Technologien – darunter Batterien, PV-Module, Brennstoffzellen und Elektrolyseure – von mineralischen Rohstoffen abhängig, die aufgrund ihrer hohen strategischen Bedeutung, seltenen Vorkommens sowie zum Teil extrem hoher Konzentration ihrer Gewinnung und Verarbeitung in einzelnen Ländern von der EU als kritisch eingestuft wurden. Dazu gehören, um nur einige Beispiele zu nennen, Lithium, Nickel, Kobalt, Iridium oder Seltene Erden. Andere wichtige mineralische Rohstoffe, wie z. B. Kupfer, sind von der EU als potenziell kritisch eingestuft.4 Mit dem Wachstum des Clean-Tech-Sektors wird die Nachfrage nach kritischen Rohstoffen perspektivisch weiter stei-gen, während der Diversifizierungsgrad der entsprechenden globalen Lieferketten mit Blick sowohl auf die Gewinnung als auch Verarbeitung aktuell stagniert bzw. laut einigen Analysen sogar abnimmt. Für Seltene Erden liegen derzeit 91 % der globalen Weiterverarbeitungskapa-zitäten in China, für Graphit beträgt dieser Anteil 95 %, für Kobalt 78 % und für Lithium 70 %.5 Gleichzeitig steigt die Zahl der weltweiten Exportbeschränkungen für kritische Rohstoffe. Beispiele sind chinesische Exportrestriktionen für Gallium, Germanium und Antimon im\r\n4 Für eine vertiefte Diskussion siehe BDEW-Diskussionspapier „Resilienz der Lieferketten für Rohstoffe, Energiewendetechnologien und -kom-ponenten in der Energiewirtschaft“ (Resilienz der Lieferketten für Rohstoffe, Energiewendetechnologien und -komponenten in der Energie-wirtschaft).\r\n5 Siehe Executive summary – Global Critical Minerals Outlook 2025 – Analysis - IEA und Overview of outlook for key minerals – Global Critical Minerals Outlook 2025 – Analysis - IEA.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 19 von 29\r\nDezember 2024 und weitere Beschränkungen im ersten Halbjahr 2025 für unter anderem Sel-tene Erden und Kobalt. Dies schafft eine Marktsituation, die von hohen Risiken von Angebots-schocks und Lieferkettenunterbrechungen geprägt ist, was mit Risiken für Preisstabilität, Wettbewerbsfähigkeit von Industrien, Versorgungssicherheit mit sauberen Technologien und damit für den Erfolg und die Geschwindigkeit der Energiewende einhergeht.\r\nUm diese Situation zu adressieren ist ein Dreiklang aus dem Ausbau der europäischen Förder- und Weiterverarbeitungskapazitäten, der Diversifizierung von Lieferketten, inkl. Erweiterung von internationalen Rohstoffkooperationen auf Augenhöhe, sowie der Stärkung des Recyc-lings erforderlich. Wichtig ist zudem das Vorantreiben von Forschung und Entwicklung zu al-ternativen Produktionsmethoden von sauberen Technologien, die weniger auf kritische Roh-stoffe angewiesen sind. Mit dem Critical Raw Materials Act (CRMA) hat die EU begonnen, diese Aufgabenfelder zu adressieren. Positiv ist die kürzlich erfolgte Identifizierung von 47 strategischen Projekten unter dem CRMA sowie die Ankündigung im Clean Industrial Deal, ein EU-Zentrum für kritische Rohstoffe für gemeinsame Käufe und die Verwaltung strategischer Vorräte einzurichten. Begrüßenswert ist das Vorhaben der EU-KOM, mit der EU Stockpiling Strategy die europäische Kooperation bei der strategischen Bevorratung zu stärken. Wichtig sind auch finanzielle Unterstützungsmechanismen. Der nationale Rohstofffonds muss mit weiteren Mitteln ausgestattet werden. Im Bereich der Kreislauffähigkeit und des Recyclings von kritischen Rohstoffen gilt es, schnell konkrete Fortschritte zu erzielen: Aktuell befinden sich laut IEA-Daten rund zwei Drittel der globalen Batterierecycling-Kapazitäten in China.\r\nProduktion und Lieferketten von sauberen Technologien und kritischen Rohstoffen\r\n›\r\nDie Stärkung der Produktion von sauberen Technologien und (IT-)Komponenten für Energiewendetechnologien in der EU und in Deutschland gehört zu den zentralen Auf-gabenfeldern für die Stärkung der Resilienz der Energiewende.\r\n›\r\nZu starke einseitige Abhängigkeiten in Lieferketten bergen Risiken für den Verlauf der Energiewende (u.a. Preis-, Ausfallrisiken). Wo es möglich ist, müssen einseitige Abhän-gigkeiten verhindert oder signifikant reduziert werden. Allerdings muss auch die Tatsa-che anerkannt werden, dass die Möglichkeiten der Diversifizierung bei bestimmten Komponenten und kritischen Rohstoffen aktuell nur äußerst begrenzt gegeben sind.\r\n›\r\nDer Ausbau eines effektiven Recyclings muss mit Nachdruck weiterverfolgt werden.\r\n›\r\nDas strategische Ziel einer solaren Wertschöpfungskette in Europa sollte aufrechterhal-ten werden.\r\n›\r\nAus ökonomischen, ökologischen und Resilienzgesichtspunkten braucht es dringend eine weitere Stärkung der europäischen Windindustrie. Erforderlich sind planbare Aus-baupfade sowie Anreize und staatliche Investitionssicherungsinstrumente für den Auf-bau von Lieferketten für kritische Rohstoffe und Komponenten.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 20 von 29\r\n6 Resilienz im Bereich gasförmiger Energieträger\r\nBei der Transformation hin zu Klimaneutralität wird Deutschland, neben dem Ausbau der er-neuerbaren Energien, auf Moleküle als Partner der erneuerbaren Energien in der Stromerzeu-gung angewiesen sein – für einen Zeitraum auf Erdgas und LNG, zudem Biomethan und Bio-LNG sowie Wasserstoff. Die Transformation hin zu Klimaneutralität wird nur erfolgreich sein, wenn das Strom- und das Molekülsystem komplementär und integriert gedacht werden. Die Nutzung einer möglichst breiten Palette an Energieträgern und Technologien auf dem Weg zur Klimaneutralität erhöht die Resilienz, da dies Handlungsmöglichkeiten und in Krisenfällen Ausweichmöglichkeiten erweitert. Im Bereich Moleküle wird Deutschland – sowie auch die EU als Ganzes – auf Importe aus Drittstaaten angewiesen sein. Hier gilt es, Fehler aus der Ver-gangenheit in Form einer übermäßigen Konzentration auf einen Lieferanten, nicht zu wieder-holen und ein aktives Risiko- und Resilienzmanagement mit Blick auf Lieferbeziehungen und Importabhängigkeiten zu betreiben. Hinsichtlich der Resilienz und europäischen Energiesou-veränität können auch die heimische Produktion von Wasserstoff sowie die Erzeugung von Offshore-Wasserstoff in der Nord- und Ostsee einen Beitrag leisten.\r\nErdgas und LNG\r\nGemeinsam mit politischen Akteuren haben Energieunternehmen einen großen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa infolge des russischen An-griffskriegs gegen die Ukraine in den vergangenen drei Jahren erfolgreich auf ein neues Funda-ment gestellt werden konnte. Es wurden in kurzer Zeit Lieferbeziehungen zu neuen Gasliefer-ländern aufgebaut, Vereinbarungen erweitert und LNG-Terminals und die notwendigen Anbin-dungsleitungen errichtet. Auch in Zukunft muss eine diversifizierte Gasversorgung angestrebt werden, um Konzentrationsrisiken bei einzelnen Lieferanten und Herkunftsländern zu ver-meiden, sowie die Gasversorgung mit einem Mix an verschiedenen Instrumenten abgesichert werden. Für die Absicherung sind auch Infrastrukturen und ausreichende Kapazitäten zentral.\r\n›\r\nVorausschauende Diversifizierung und proaktives Management von Lieferbeziehungen müssen Teil von Unternehmensstrategien sein.\r\n›\r\nMit Blick auf kritische Rohstoffe gilt es, den Dreiklang aus heimischer Förderung, Diver-sifizierung von Lieferbeziehungen und Verbesserung des Recyclings, wie er im EU Criti-cal Raw Materials Act verankert ist, rasch und ambitioniert mit Leben zu füllen. Wichtig sind Beschaffungsallianzen, strategische Bevorratung und geeignete Finanzierungsme-chanismen.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 21 von 29\r\nBesondere Bedeutung kommt Gasspeichern zu, um Produktions- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ohne Kompromittierung der Versorgungssicherheit auszugleichen. Unabhängig von der Auslastungssituation der LNG-Im-portterminals können saisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen über-wiegend durch Speicher ausgeglichen werden. Dadurch tragen Gasspeicher wesentlich zur Stabilisierung und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisen-zeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten. Ebenso wichtig bleiben die Instandhaltung, Optimierung und der Ausbau von Gasnetzen.\r\nWie bei der Stromversorgung spielen auch der europäische Energiebinnenmarkt und die Zu-sammenarbeit in Europa sowie mit verlässlichen außereuropäischen Partnern eine wichtige Rolle. Im Jahr 2024 kam knapp die Hälfte des in Deutschland verbrauchten Erdgases mit einer hohen Zuverlässigkeit aus Norwegen. Von Bedeutung in den kommenden Jahren wird auch die kürzlich geschlossene Vereinbarung der EU mit den USA sein, nach der die EU anstrebt, bis zum Ende der Amtszeit von Präsident Donald Trump US-Energie im Wert von 750 Mrd. Dollar zu erwerben, mit Fokus auf LNG, Öl und Kernbrennstoffe. Dies kann der Schließung der Lücke bei EU-Gasimporten dienen, die durch die Umsetzung des Gesetzesvorschlags der EU-KOM zum Phase-Out von russischen Erdgasimporten voraussichtlich entstehen wird. Es könnte da-mit das Konzentrationsrisiko steigen, allerdings muss betont werden, dass den Handelsunter-nehmen von staatlicher Seite nicht vorgeschrieben werden kann, welche Mengen von wel-chen Lieferanten bezogen werden müssen. Partnerschaften mit weiteren Gaslieferanten aus verschiedenen Ländern erscheinen zur Risikostreuung sinnvoll. Daneben ist es bei der Umset-zung des Phase-outs von russischen Erdgasimporten wichtig, die Handhabbarkeit für Unter-nehmen zu gewährleisten.\r\nGeopolitische Entwicklungen prägen die Gasmärkte entscheidend mit. Dennoch muss die Handlungsmaxime sein, im Sinne der effizienten Ausgestaltung der Gasversorgung den Gas-handel den Unternehmen zu überlassen. Dabei braucht es zwischen der Politik und den Un-ternehmen einen gemeinsamen strategischen Ausblick und realistische Gasnachfrageszena-rien, verbunden mit einem verlässlichen Commitment zu Erdgas und LNG als Energieträger für den Zeitraum bis zur vollständigen Klimaneutralität 2045.6 Das dient der Anerkennung von europäischen Importeuren als langfristige Partner. Dies ist wichtig für den Abschluss langfris-tiger Lieferverträge. Darüber hinaus sind verlässliche Rahmenbedingungen und Planungssi-cherheit für eine erfolgreiche marktliche Beschaffung von Gas/LNG unabdingbar.\r\n6 Verknüpft mit der Nutzung von Carbon Capture Utilisation and Storage (CCU/S) kann Erdgas auch über 2045 hinaus einen Beitrag zu einem resilienten Energiesystem leisten.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 22 von 29\r\nWasserstoff\r\nFür das Erreichen der Klimaneutralität werden grüne und kohlenstoffarme Moleküle, insbe-sondere Wasserstoff und seine Derivate, eine zentrale Rolle spielen. Der Aufbau einer Wasser-stoffwirtschaft eröffnet darüber hinaus das Potenzial, einen wichtigen Beitrag zur Steigerung der europäischen Innovationsfähigkeit und Technologieführerschaft sowie zur Resilienz zu leisten. Wasserstoff und seine Technologien können jene komplexen Wertschöpfungsketten modernisieren, die für Europas Wirtschaftskraft stehen. Bei H2-Importen besteht im Vergleich zu Gas/LNG das Potenzial einer viel breiteren Diversifizierung der Herkunftsländer und Liefe-ranten mit Akteuren aus Ländern wie beispielsweise Indien, Brasilien und weiteren südameri-kanischen sowie nordafrikanischen Ländern. Auch die heimische Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse, wie auch die Erzeugung von Offshore-Wasserstoff in der Nord- und Ostsee, kann einen Beitrag dazu leisten, die Abhängigkeit von außereuropäischen Produzenten zu ver-kleinern. Wasserstoff kann bei Bedarf flexibel eingesetzt werden und damit beispielsweise in der Stromerzeugung eine wichtige Rolle spielen. Kombinierte Anschlusskonzepte aus Seeka-beln und Pipeline, die sowohl an das Übertragungsnetz und das Wasserstofftransportnetz an-geschlossen sind, können zudem die Marktintegration der Offshore-Windenergie vertiefen und erhöhen die Flexibilität und Kosteneffizienz des gesamten Energieversorgungssystems.\r\nDer Hochlauf muss europäisch gedacht werden. Ein großer Teil der relevanten regulatori-schen Rahmenbedingungen wird auf EU-Ebene gesetzt. Diese müssen, insbesondere in den Delegierten Rechtsakten für RFNBO sowie kohlenstoffarmen Wasserstoff, pragmatisch und ambitioniert sowie technologieneutral ausgestaltet werden – hier besteht dringender Anpas-sungsbedarf.7 Deutschland kommt beim europäischen Hochlauf eine Schlüsselrolle zu. Bereits für den Gastransport ist Deutschland jahrzehntelang die Drehscheibe innerhalb der EU gewe-sen. Auch zukünftig kann Deutschland nicht nur als Verbrauchs-, sondern auch als Transitland für Wasserstoff fungieren. Wichtig dabei ist, dass während der Transformation hin zu Was-serstoff die Gasversorgungssicherheit gewährleistet werden muss, darunter mit zusätzlichen Investitionen. Um politische Durchschlagskraft von EU-Mitgliedstaaten, die den H2-Hochlauf ambitioniert vorantreiben wollen, zu bündeln, und Fortschritte bei Regulatorik, Handel und Zertifizierung, dem Aufbau des H2-Backbones, sich anschließender Importkorridore sowie Im-portinfrastrukturen zu erreichen, hat der BDEW im Rahmen eines breiten Bündnisses von Ver-bänden aus der Energiewirtschaft eine europäische Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten vorgeschlagen.8\r\n7 Siehe BDEW-Positionspapier „Anpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff“ (https://www.bdew.de/service/stellungnahmen/rfnbo-konformer-wasserstoff/).\r\n8 Siehe Impulspapier von BDEW, DVGW, DWV, en2X, figawa, FNB GAS, Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, Hydrogen Europe, VCI, VDA, VDMA, VIK, VKU, Wirtschaftsvereinigung Stahl „Eine europäische Wasserstoff-Allianz“ (Impulspapier_Europäische_H2-Allianz_final_1.pdf).\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 23 von 29\r\nDer Aufbau der Infrastruktur und der Anstieg der Nachfrage sind Voraussetzungen für die Entwicklung eines liquiden Marktes. Auf nationaler Ebene ist neben dem Ausbau des Kernnet-zes die Schaffung eines Verteilnetzes und die Intensivierung der Nachfrage von hoher Rele-vanz. Eine kundenorientierte Versorgung funktioniert nicht ohne Speicher. Wasserstoffunter-grundspeicher sind die physikalische, im Inland potenziell in großem Umfang verfügbare, zum Teil auch regionale, Flexibilitätsquelle. Lange Vorlaufzeiten sowie mangelnde Planungs- und Investitionssicherheit führen jedoch zu einer Investitionslücke. Um den Aufbau (Umrüs-tung/Neubau) von Wasserstoffspeicheranlagen zu ermöglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedingungen schnell geschaffen werden. Der Markthochlauf kann zudem nur gelin-gen, wenn Handel und Vertriebe ihr etabliertes Know-How in Portfoliobildung, Fristentransfor-mation und Risikomanagement für Beschaffung und Versorgung mit Wasserstoff anwenden können. Es braucht staatliche Absicherungsmechanismen, die auch von Midstreamern ge-nutzt werden können.9\r\nBiomethan\r\nAuch Biomethan ist ein zentraler Baustein für die Resilienz des Energiesystems. Als erneuerba-rer, speicherbarer und netzkompatibler Energieträger kann Biomethan flexibel in bestehen-den Gasinfrastrukturen genutzt werden und trägt damit zur Versorgungssicherheit bei. Die heimische Erzeugung von Biomethan reduziert Importabhängigkeiten und die dezentrale Er-zeugung in ländlichen Regionen stärkt die regionale Energieautonomie. Darüber hinaus bietet Biomethan durch seine vielfältigen Einsatzmöglichkeiten – etwa in der Strom- und Wärmeer-zeugung, im Verkehrssektor oder in der Industrie – eine hohe systemische Flexibilität und sek-torübergreifende Nutzbarkeit. Gerade im Kontext der Transformation hin zu einer wasser-stoffbasierten Energieversorgung kommt Biomethan zusätzlich eine strategische Brückenfunk-tion zu. Als zentrales Transitland im europäischen Gasnetz verfügt Deutschland über eine hochentwickelte Infrastruktur mit grenzüberschreitenden Verbindungen zu zahlreichen EU-Mitgliedstaaten. Diese Rolle kann strategisch genutzt werden, um Biomethanströme aus und in Nachbarländer zu koordinieren und als Drehscheibe für erneuerbare Gase zu fungieren. Um das volle Potenzial von Biomethan für die Resilienz der Energieversorgung zu heben, sind fol-gende Schritte notwendig: Politische Anerkennung als Resilienzfaktor, Förderung der Einspei-seinfrastruktur und der Umwidmung bestehender Biogasanlagen, Koordination mit EU-Nach-barn und die Integration von Biomethan in die europäische Gasnetzplanung.\r\n9 Siehe BDEW-Positionspapier „Zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer“ (https://www.bdew.de/energie/po-sitonspapier-gas-importeure-midstreamer-transformation/).\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 24 von 29\r\n7 Klimaresilienz des Energiesektors\r\nKlimaresilienz bezeichnet die Fähigkeit, auf den Klimawandel und damit zusammenhängende Ereignisse widerstandsfähig zu reagieren, d. h. in einer Weise, dass die Versorgungssicherheit aufrechterhalten werden kann und das Gesamtenergiesystem sich rasch davon erholen bzw. sich daran anpassen kann. Dies umfasst sowohl die unmittelbare Betroffenheit von Infra-strukturen durch klimatische Veränderungen als auch mittelbare Effekte durch eine verän-derte Energienachfrage. Grundsätzlich sehen sich potenziell sämtliche Technologien der Ener-gieerzeugung und -transports mit Klimarisiken konfrontiert (s. Tabelle unten). Die durch den Klimawandel potenziell veränderte Energienachfrage ist aus Sicht der Energieversorgung Chance und Herausforderung zugleich. So steht beispielsweise einer ggf. verringerten Wärme-nachfrage im Winter ein erhöhter Strombedarf für Kühlzwecke in den Sommermonaten entge-gen. Auch die veränderte, zunehmend dezentrale Struktur der Energieerzeugung verändert die Anfälligkeit für Klimarisiken: Einerseits vergrößert die Vielfalt der Erzeugungsanlagen das potenzielle Gesamtspektrum an relevanten Risiken im Vergleich zu dem weniger zentraler Kraftwerke. Andererseits wird es unwahrscheinlicher, dass sämtliche Anlagen gleichzeitig oder gleichermaßen betroffen sind. Analog zur Frage nach der Betroffenheit stellt sich auch die nach der zuständigen Ebene der Verantwortung. Der Schutz der einzelnen Anlage oder deren Anpassung an geänderte Umstände liegt in der Zuständigkeit des Betreibers. Vorsorgemaß-nahmen zum Schutz von menschlicher Gesundheit und Umwelt sowie weitere Vorkehrungen zur Milderung von Klimarisken sind schon heute regelmäßig Gegenstand der Genehmigungs-verfahren. Jedoch können die Genehmigungen lange zurückliegen und die Risikosituation sich\r\nResilienz im Bereich gasförmiger Energieträger\r\n›\r\nDie Gas- und LNG-Versorgung muss weiter diversifiziert werden, um Konzentrationsrisi-ken zu vermeiden, sowie mit einem Mix an verschiedenen Instrumenten abgesichert werden. Dazu trägt auch Biomethan bei. Eine besondere Bedeutung für die sichere Ver-sorgung kommt Gasspeichern zu.\r\n›\r\nDer Gashandel muss den Unternehmen überlassen werden. Für die Anerkennung von europäischen Importeuren als langfristige Partner braucht es ein verlässliches politi-sches Commitment zu Erdgas und LNG als Energieträger für den Zeitraum bis zur voll-ständigen Klimaneutralität 2045.\r\n›\r\nDer Wasserstoffhochlauf kann durch eine viel breitere Diversifizierung von Lieferanten aus verschiedenen Herkunftsländern und die heimische Erzeugung (sowie Offshore-Elektrolyse) einen wichtigen Beitrag zur Resilienz leisten. Der Hochlauf muss europäisch und national mit hoher Priorität dringend vorangebracht werden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 25 von 29\r\nangesichts des Tempos des Klimawandels weiterentwickelt haben. Hier ist es wichtig, evtl. auf-tretenden neuen Risiken frühzeitig zu begegnen. Dafür braucht es einen entsprechenden Kompetenzaufbau. Als sinnvoller Ansatz für die Unternehmensebene erscheint, Investitionen bereits in der Planungsphase systematisch auf Klimarisiken zu prüfen. Die Betrachtung der In-teraktion der unterschiedlichen betroffenen Infrastrukturen und deren Auswirkung auf das Gesamtenergiesystem übersteigt den Aufgabenhorizont eines einzelnen Wirtschaftsakteurs. Diese Aufgabe wäre Teil der Überwachung der Versorgungssicherheit und sollte daher viel-mehr bei einer oder mehreren staatlichen oder übergeordneten Stellen liegen.\r\nTabelle 1: Beispiele von Klimarisiken und Auswirkungen auf Energieinfrastrukturen\r\nRisikotyp\r\nUrsache (klimatischer Treiber)\r\nMögliche Auswirkungen\r\nÜberflutungsrisiko\r\nMeeresspiegelanstieg, extreme Nieder-schläge\r\nSchäden an Solaranlagen, Umspann-werken, Transformatoren durch Über-flutung oder ausgelöste Bodenerosion\r\nWassermangel, Nied-rigwasser in Flüssen und Reservoiren\r\nDürre, Hitzewellen, veränderte Nieder-schlagsmengen, Abschmelzen der Glet-scher\r\nReduzierte Leistung von Wasserkraft-werken und Elektrolyseuren, erhöhter Instandhaltungsaufwand bei Speicher-kraftwerken.\r\nWaldbrandrisiko\r\nDürre, Hitzewellen, Trockenheit\r\nStromausfall, Leitungsentzündung\r\nHitzestress\r\nSteigende Umgebungstemperaturen\r\nÜberhitzung von Geräten, verringerte Übertragungseffizienz von Energielei-tungen, reduzierte Lebensdauer von Leistungselektronik\r\nZunahme von Extrem-wetterereignissen\r\nAtmosphärische Erwärmung, höhere Luft-feuchtigkeit\r\nSchadenszunahme, Kostensteigerung für Elementarschadenversicherungen\r\nRückgang der Haltbar-keit\r\nSalzwassereintritt, Korrosion durch Feuch-tigkeit\r\nBeschleunigter Materialverschleiß bei Energieanlagen\r\nRisiko systemischen Versagens\r\nEintritt von extremen Klimaereignissen in Verbindung mit Abhängigkeiten im Ener-giesystem\r\nKaskadierende Netzfehler, städtischer Versorgungsausfall, wirtschaftliche Störungen\r\nRisiko durch Da-ten/Prognosen\r\nUnsicherheiten in Modellen und lokalen Projektionen\r\nFehlangepasste Investitionen in Infra-struktur; ungenaue Einsatzplanung\r\nDas Bundes-Klimaanpassungsgesetz (KAnG) von 2023 verpflichtet die Bundesregierung, eine vorsorgende Klimaanpassungsstrategie und eine Klimarisikoanalyse zu erarbeiten. In diesem\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 26 von 29\r\nRahmen wurde die Deutsche Anpassungsstrategie an den Klimawandel10 im Dezember 2024 beschlossen. Sie enthält eine Vielzahl von messbaren Zielen in verschiedenen Aktionsfel-dern, die bis 2030 bzw. 2050 zu erreichen sind. Allerdings wird das Handlungsfeld „Energie-wirtschaft“ bislang nicht abgedeckt, da die Klimawirkungs- und Risikoanalyse des Umwelt-bundesamtes11 aus dem Jahr 2021 das Risiko mittelfristig als relativ gering einschätzte. Erst kommende Fortschreibungen sollen den Bereich näher betrachten. Diese Situation ist ange-sichts der deutlich fühlbaren Zunahme klimabedingter Wetterereignisse in Deutschland unbe-dingt zu überprüfen.\r\nDas Thema Klimaresilienz ist auch aus europäischer Perspektive zu betrachten. Klimarisiken betreffen nicht nur sämtliche Mitgliedsstaaten, sondern haben häufig auch grenzüberschrei-tende Auswirkungen. Im besten Fall werden sie europäisch und gemeinsam adressiert. Eine einheitliche Wahrnehmung und Bewertung der Situation müssen dabei weiter gestärkt wer-den. Der BDEW begrüßt ausdrücklich die Initiative der EU-Kommission, einen integrierten eu-ropäischen Rahmen für Klimaresilienz und -risikomanagement zu schaffen, einschließlich ge-meinsamer Klimareferenzszenarien, harmonisierter Risikoanalysen auf EU-, nationaler und re-gionaler Ebene und der Stärkung von Planungskapazitäten. Ausgangspunkt weiterer Schritte könnte ein aktuelles Lagebild der relevanten Klimarisiken für die mittel- bis langfristige Versor-gungssicherheit in den verschiedenen europäischen Regionen sein.\r\n10 Siehe https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Klimaanpassung/das_2024_strategie_bf.pdf.\r\n11 Siehe https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikationen/kwra2021_teilbericht_zusammenfas-sung_bf_211027_0.pdf.\r\nKlimaresilienz des Energiesektors\r\n›\r\nDie Klimaresilienz des Energiesektors ist zum jetzigen Zeitpunkt noch unzureichend Ge-genstand politischer Strategien und gesellschaftlicher Aufmerksamkeit.\r\n›\r\nDie zunehmend dezentrale Struktur der Energieversorgung verändert die Anfälligkeit für Klimarisiken.\r\n›\r\nDer Schutz einzelner Anlagen vor klimatischen Ereignissen liegt in der Zuständigkeit der Betreiber. Hier braucht es weiteren Kompetenzaufbau. Die Interaktion verschiedener betroffener Infrastrukturen in Krisenfällen unterliegt dem staatlich zu überwachenden Bereich der Versorgungssicherheit.\r\n›\r\nKlimarisiken sollten europäisch adressiert werden. Der BDEW begrüßt die Initiative der EU-Kommission, einen integrierten europäischen Rahmen für Klimaresilienz und -risiko-management zu schaffen.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 27 von 29\r\n8 Finanzielle, gesamtwirtschaftliche und gesellschaftliche Aspekte\r\nOb es sich um die Diversifizierung von Lieferketten in Richtung mehr europäischer Produktion, den Aufbau von sicheren (IT- und OT-)Systemen oder die Verbesserung des KRITIS-Schutzes handelt – die Stärkung von Resilienz ist mit zusätzlichen Kosten verbunden, die der Staat, die Gesellschaft und die wirtschaftlichen Akteure zu tragen bereit sein müssen. Vor dem Hinter-grund insbesondere der volatilen und herausfordernden geopolitischen Lage, hybrider Angriffe sowie perspektivisch zunehmender Klimarisiken müssen Kostenabwägungen in Verbindung mit Resilienz und das Kosten-Nutzen-Verhältnis im politischen und gesellschaftlichen Raum offen und transparent dargelegt werden. Dabei sind die Chancen der Transformation in Richtung Kli-maneutralität für die Stärkung der Resilienz zu betonen. Gleichzeitig ist das Verständnis wichtig, dass Resilienz nicht mit hundertprozentiger Sicherheit gleichzusetzen ist.\r\nDer Finanzierungsbedarf für die Energiewende ist immens – laut BDEW/EY-Fortschrittsmoni-tor 2024 rund 720 Milliarden Euro bis 2030. Während einige Maßnahmen im Sinne der Resili-enz, wie z. B. weiterer Ausbau der erneuerbaren Energien und Infrastrukturausbau, in diesen Zahlen enthalten sind, sind es andere Resilienz-Maßnahmen noch nicht. Viele Resilienzmaß-nahmen (z. B. Netzverstärkung, redundante IT-Systeme) sind teuer, ohne dass direkte Erlöse entstehen. Konkrete Förderinstrumente, insbesondere auch für kommunale Resilienzmaßnah-men, fehlen aktuell. Für die Energiewirtschaft, die einen wesentlichen Teil dieser Investitionen trägt, sind verlässliche Rahmenbedingungen und Planungssicherheit von höchster Relevanz. Eine resiliente Energiewende wird nur dann gelingen, wenn sie nicht nur technisch machbar, sondern auch ökonomisch tragfähig gestaltet wird. Um die notwendige Investitionsdynamik in der Breite sicherzustellen, braucht es ein zielgerichtetes und differenziertes Instrumentenset: Staatliche Unterstützungsmaßnahmen – wie öffentliche Zuschüsse, Förderkredite, Garantien oder Beteiligungsmodelle – bleiben ebenso erforderlich wie flankierende Maßnahmen zur Ei-gen- wie auch Fremdkapitalstärkung und zur Schaffung tragfähiger Mischfinanzierungsmo-delle. Der jeweilige nationale Rahmen muss eine im internationalen Vergleich wettbewerbsfä-hige Verzinsung der Investitionen sicherstellen, um die notwendigen finanziellen Ressourcen zu mobilisieren.\r\nResilienz und die gesellschaftliche Akzeptanz der Energietransformation sind eng miteinander verknüpft. Zum einen ist gesellschaftliche Akzeptanz eine Grundlage für den Erfolg der Ener-giewende, die ohne gesellschaftliche Unterstützung politisch nicht nachhaltig umgesetzt wer-den kann. Zum anderen kann eine Argumentation, die Resilienz-Aspekte betont, die Akzeptanz für die Energiewende erhöhen. So können beispielsweise Projekte, die mit konkreter Verbes-serung der lokalen Klimaresilienz begründet werden, unter Umständen auf mehr lokale Unter-stützung hoffen. Die Energiewirtschaft steht zudem im Fokus von Desinformationskampag-nen. Es ist daher zentral, bei Resilienzstrategien den Informationsraum mitzuberücksichtigen\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 28 von 29\r\nund Desinformationskampagnen proaktiv entgegenzuwirken. Schließlich hat der Blackout auf der Iberischen Halbinsel im positiven Sinne gezeigt, dass die Anpassungsfähigkeit der Bevöl-kerung bei Versorgungsengpässen selbst als Faktor berücksichtigt werden muss, wenn es um die Bewertung der Resilienz geht. Nicht jeder Versorgungsausfall muss auch zwangsläufig so-fort zum Erliegen des gesellschaftlichen oderwirtschaftlichen Lebens führen, sondern kann durch logistische und kognitive Vorbereitung der Bevölkerung in seinen Folgen erheblich ge-dämpft werden. Der Blick nach Schweden oder Finnland zeigt, dass der kognitiven Vorberei-tung dort eine Schlüsselrolle zur Stärkung der gesellschaftlichen Resilienz zugemessen wird. Ferner sollte die Rolle kommunaler und regionaler Energieversorger als Kommunikatoren und Vertrauensakteure in Resilienz- und Sicherheitsfragen gestärkt werden. Dazu gehören Mittel für Aufklärung, Notfallkommunikation und digitale Beteiligungsformate.\r\nDie wirtschaftliche Stärke und Wettbewerbsfähigkeit der Standorte Deutschland und Europa sind weitere Faktoren, die von Bedeutung dafür sind, ob das Energiesystem resilient aufge-stellt werden kann. Hier sind mehrere Wirkungsmechanismen von Bedeutung, darunter die Fähigkeit, ein starker, innovativer und konkurrenzfähiger Standort für die Produktion von sauberen Technologien zu bleiben, die Attraktivität des Investitionsumfelds, die durch die gesamtwirtschaftliche Lage geprägt wird, sowie die Verfügbarkeit von öffentlichen Mitteln. Ein damit verbundener Faktor ist das Angebot an qualifizierten Fachkräften. Wichtig ist auch ein Rechtsrahmen, der es zulässt, flexibel auf Krisensituationen zu reagieren – etwa durch die Etablierung von Ausnahmetatbeständen für den Krisenfall.\r\nFinanzielle, gesamtwirtschaftliche und gesellschaftliche Aspekte\r\n›\r\nResilienz gibt es nicht zum Null-Tarif. Kosten-Nutzen-Abwägungen müssen transparent unter Einbezug aller relevanter Akteure erfolgen. Resilienz ist nicht mit hundertprozen-tiger Sicherheit gleichzusetzen.\r\n›\r\nDie Kosten für Resilienz kommen zum ohnehin immensen Finanzierungsbedarf der Ener-giewende hinzu. Es braucht ein differenziertes Instrumentenset mit staatlichen Unter-stützungsmaßnahmen sowie flankierenden Maßnahmen zur Eigen- und Fremdkapital-stärkung sowie zur Schaffung tragfähiger Mischfinanzierungsmodelle.\r\n›\r\nGesellschaftliche Akzeptanz ist Bestandteil von Resilienz. Dabei ist auch die Anpassungs-fähigkeit der Bevölkerung bei Versorgungsengpässen ein wichtiger Faktor.\r\n›\r\nFür die Resilienz des Energiesystems sind Wirtschaftskraft und Wettbewerbsfähigkeit von Bedeutung, einschließlich der damit verbundenen Fähigkeit, ein konkurrenzfähiger Standort für die Produktion von sauberen Technologien zu bleiben, der Attraktivität des Investitionsumfelds sowie der Verfügbarkeit von öffentlichen Mitteln. Auch die Verfüg-barkeit von qualifizierten Fachkräften ist von zentraler Bedeutung.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 29 von 29\r\n9 Ausblick\r\nDie Resilienz des deutschen und europäischen Energiesystems wird in den kommenden Jahren angesichts der volatilen geopolitischen Lage, der sich verschärfenden Auswirkungen des Kli-mawandels und fortschreitender Transformation für die Politik, die Wirtschaft und die Gesell-schaft an Bedeutung gewinnen. Um Resilienz erfolgreich zu stärken, braucht es akteurs-, sek-tor- und themenübergreifende Herangehensweisen. Dazu gehören eine engere Kooperation und vertrauensvolle Partnerschaften zwischen Unternehmen sowie Verbänden und der Re-gierung und weiteren staatlichen Stellen auf nationaler Ebene sowie den europäischen Institu-tionen. Zivilgesellschaftliche Akteure und die Bevölkerung müssen eingebunden werden, und Analysen sowie Szenarienplanung als Grundlage für Risiko- und Resilienzstrategien müssen in enger Kooperation mit der Wissenschaft erfolgen. Innerhalb von Verwaltungen auf nationaler und europäischer Ebene muss noch stärker ressort- und bereichsübergreifend gearbeitet werden, um die Zusammenhänge und Abhängigkeiten zwischen den Teilbereichen des Ener-giesystems und den angrenzenden Bereichen, wie z. B. der Versorgung mit kritischen Rohstof-fen, umfassend berücksichtigen zu können.\r\nDie Erarbeitung einer übergreifenden Resilienzstrategie für das Energiesystem auf Seiten der Bundesregierung, in enger Zusammenarbeit mit allen betroffenen Akteuren, als strategisches Leitdokument wäre zu begrüßen. Dabei muss unbedingt auf bereits gesetzten Leitplanken un-ter anderem in den CER- und NIS2-Richtlinien, aufgebaut werden. Die EU-Kommission hat im Aktionsplan für erschwingliche Energie einen Legislativvorschlag zur Überarbeitung des der-zeitigen EU-Rechtsrahmens für Energieversorgungssicherheit für Anfang 2026 angekündigt. Die deutsche Energiewirtschaft wird diesen Prozess eng begleiten und sich mit Expertise aus der Praxis einbringen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019499","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung im Telekommunikationsgesetz (TKG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ec/93/612573/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080030.pdf","pdfPageCount":17,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 29. August 2025\r\nStellungnahme\r\nzu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG und zur Ver-besserung der telekommunikations-rechtlichen Rahmenbedingungen für den TK-Netzausbau\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nEinleitung\r\nDas Bundesministerium für Digitales und Staatsmodernisierung (BMDS) hat am 17. Juli 2025 ein Eckpunktepapier zur Änderung des Telekommunikationsgesetzes (TKG) veröffentlicht. Ziel ist es, den Ausbau von Glasfaser- und Mobilfunkinfrastrukturen – insbesondere auf den Netzebe-nen 3 und 4 – weiter zu beschleunigen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßt die frühzeitige Einbindung in den Gesetzgebungsprozess und bittet um Berück-sichtigung der nachfolgenden Stellungnahme.\r\nDie BDEW-Mitgliedsunternehmen haben den Glasfaserausbau seit Jahren vielerorts stark vo-rangetrieben, insbesondere auch dort wo die großen Telekommunikationsunternehmen weit-gehend untätig geblieben sind. Als Teil der alternativen Netzbetreiber haben sie bis Ende 2024 61 Prozent des Glasfaserausbaus in Deutschland realisiert. Ziel des neuen Gesetzes muss es nun sein, Investitionssicherheit für alle im Glasfaserausbau beteiligten Unternehmen (wie Stadt-werke oder Energie- und Wasserversorger) zu gewährleisten und faire Wettbewerbsbedingun-gen zu schaffen.\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die im Eckpunktepapier des BMDS vorgesehenen Anpassun-gen des TKG zur weiteren Beschleunigung des Glasfaser- und Mobilfunkausbaus. Allerdings müssen sich die Vorschläge – insbesondere im Rahmen der Umsetzung der Gigabit-Infrastruk-turverordnung (GIA) - stärker an den Vorgaben des Koalitionsvertrages messen lassen und so unbürokratisch wie möglich ausgestaltet werden. Die Zielsetzung der Regierung bürokratische Überfüllung bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht zu vermeiden sowie Datener-hebungen und -meldungen für Unternehmen zu reduzieren ist bisher nur zum Teil erkennbar. Um eine praxisnahe Ausgestaltung der GIA-Vorgaben sicherzustellen, sollten Versagungsoptio-nen beim Zugang zu physischer Infrastruktur ausgeweitet und die Übermittlung sicherheitskri-tischer Infrastrukturdaten eingeschränkt werden.\r\nBeim Ausbau der Netzebene 4 unterstützt der BDEW die Zielrichtung des BMDS. Essenziell sind ein diskriminierungsfreier Zugang, praxisgerechte Fristen, geringe Bürokratie und finanzielle An-reize, z. B. durch ein kostendeckendes Glasfaserbereitstellungsentgelt. Auch Maßnahmen zur Nachfrageförderung – etwa durch Informationskampagnen – sind erforderlich.\r\nDie geplanten Beschleunigungsmaßnahmen für die Genehmigungs- und Anzeigeverfahren in Bezug auf die Antrags- und Genehmigungsfristen sowie bei geringfügigen baulichen Maßnah-men finden breite Zustimmung. Zentral ist die Frage bezüglich einer möglichen Priorisierung von Stromanschlüssen für Mobilfunkmasten, die der BDEW entschieden ablehnt, da dies unnö-tige Doppelregelungen und rechtliche Unsicherheiten schaffen würde.\r\nAbschließend sind auch mögliche Erweiterungen der Transparenzpflichten im Infrastrukturatlas kritisch zu sehen, da der Schutz kritischer Infrastruktur hierdurch beeinträchtigt wird, ohne dass\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nein Mehrwert geschaffen wird. Aufgrund der sicherheitspolitischen Lage sollte mindestens ein verbessertes Sicherheits- und Zugriffskonzept im TKG verankert werden.\r\nIm Folgenden finden Sie die ausführliche Positionierung des BDEW zu dem Eckpunktepapier des BMDS:\r\n1 Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung\r\nDie Gigabit-Infrastrukturverordnung wurde 2024 durch die Europäische Union beschlossen und hat die Kostensenkungs-Richtlinie abgelöst. Zentrales Anliegen des GIA ist die europaweite För-derung des schnellen und kosteneffizienten Ausbaus von Netzen mit hoher Kapazität. Aus dem Inkrafttreten der Verordnung auf der nationalen Ebenen ergeben sich eine Reihe von Anpas-sungen des nationalen Rechtsrahmens (inkl. der zugewiesenen Gestaltungskompetenzen der Mitgliedsstaaten).\r\nDer BDEW hatte sich bereits im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens für die Zielstellung des GIA ausgesprochen. Die Förderung eines schnelleren und kosteneffizienten Ausbaus ist aus-drücklich zu begrüßen. Änderungen des nationalen Rechts durch das Inkrafttreten des GIA müs-sen sich allerdings an den politischen Vorgaben des Koalitionsvertrages messen lassen, wonach bei der Umsetzung des europäischen in nationales Recht keine bürokratische Überfüllung statt-finden soll. Durch die Kleinteiligkeit der Vorgaben und besonders der zusätzlichen Datenliefe-rungspflichten an den Baustellenatlas sehen wir dies als nicht gegeben an.\r\nAuch wenn einige Regelungen auf eine Beschleunigung des Ausbaus abzielen, sollte ein beson-deres Augenmerk darauf liegen, dass keine negativen Eingriffe in den Wettbewerb entstehen.\r\n1.1 Schutz von Wettbewerb und Investitionen bei der Umsetzung der Option zur Versagung des Zugangs zu physischer Infrastruktur\r\nDer BDEW begrüßt, dass das BMDS die in Art. 3 Abs. 6 GIA gegebene Möglichkeit zur Versagung des Zugangs zu physischen Infrastrukturen im TKG umsetzen will. Die Option wurde als Sonder-regelung in die europäische Gesetzgebung aufgenommen, um den Anforderungen des deut-schen TK-Marktes gerecht zu werden. Es ist daher nur folgerichtig, dass die Regelung in das TKG übernommen werden soll. Darüber hinaus begrüßt der BDEW, dass im GIA die Trinkwasserinf-rastruktur bereits von einer Mitnutzung ausgenommen wurde, um die erforderlichen qualitati-ven und hygienischen Anforderungen sicherzustellen.\r\nUnternehmen sollten unter bestimmten Bedingungen das Recht haben, den Zugang zu ihrer physischen Infrastruktur zu verweigern. Ohne sachgerechte Ablehnungsgründe für Mitnut-zungsansprüche besteht das Risiko, dass volkswirtschaftlich nicht sinnvolle Doppelausbauten\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\ngefördert werden. Dies würde den Glasfaserausbau in Deutschland erheblich gefährden. Getä-tigte Investitionen der erstausbauenden Unternehmen würden anderenfalls entwertet werden.\r\nDie derzeitigen Ausnahmeregelungen des Art. 3 Abs. 6 GIA bestimmen, dass Eigentümer physi-scher Infrastruktur den Zugang zu bestimmten physischen Infrastrukturen nur verweigern kön-nen, wenn vom selben Netzbetreiber tragfähige Alternativen für den diskriminierungsfreien of-fenen aktiven Zugang zu Gigabitnetzen auf Vorleistungsebene bereitgestellt werden. Zudem knüpft sich die Vorgabe an die Bedingung, dass das Aufbauprojekt des antragstellenden Betrei-bers das gleiche Gebiet abdecken muss.\r\nNach Auffassung des BDEW ist diese Regelung zu eng gefasst und greift in einigen wichtigen Anwendungsfällen nicht. Fälle, bei denen ein Open Access-Produkt nicht von dem Besitzer der Infrastruktur – aber zum Beispiel von einem Schwesterunternehmen angeboten werden kann – werden derzeit von der Regelung ausgenommen und stellen keine ausreichenden Ableh-nungsgründe dar.\r\nDer BDEW fordert daher eine Erweiterung der Ausnahmegründe, um einen volkswirtschaftlich nicht sinnvollen Doppelausbau nicht unnötig zu fördern. Das BMDS sollte sich auch auf europä-ischer Ebene dafür einsetzen, dass die Ausnahmeregelung weiter gefasst wird. Die Bedingungen des Art. 3 Abs. 6 GIA wonach die tragfähige Alternative von demselben Netzbetreiber angebo-ten werden muss, sollte gestrichen werden.\r\n1.2 Bürokratischen Mehraufwand bei den Transparenzvorgaben zu geplanten Bauarbeiten begrenzen\r\nBei der Umsetzung des Art. 4 Abs. 1 GIA bezüglich der Einrichtung einer Umsetzung der Trans-parenzvorgaben zu geplanten Bauarbeiten, plant das BMDS nicht einen zentralen Baustellenat-las bei der Bundesnetzagentur einzurichten, sondern eine Nutzung der in den verschiedenen Bundesländern bereits bestehenden digitalen Lösungen zu ermöglichen.\r\nGrundsätzlich sieht der BDEW selten einen Mehrwert bei der Koordinierung des Glasfaseraus-baus mit anderen Baumaßnahmen anderer Infrastrukturbetreiber. Dies verzögert zumeist nur die Prozesse und rechnet sich betriebswirtschaftlich nicht. Dies ergibt sich aus den spezifischen Vorgaben beim Ausbau einzelner Infrastrukturen, da diese jeweils eine andere Grabenlänge und -tiefe voraussetzen, die für den Ausbau von Glasfaser nicht notwendig sind. Zudem muss immer die zeitliche Komponente zusammenpassen, um in der Lage sein zu können, einen potenziellen Mehrwert heben zu können.\r\nIn Bezug auf die Umsetzung der europäischen Vorgaben, gibt der BDEW zu bedenken, dass ein Baustellenatlas in jeglicher Form einen bedeutenden bürokratischen Mehraufwand für Unter-nehmen darstellt. Das Beibehalten der vorhandenen digitalen Plattformen der Bundesländer\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nbietet jedoch nur einen geringen Vorteil: Verbesserter Schutz von kritischen Infrastrukturen durch dezentrale Datenhaltung, Planungskontinuität bei ausbauenden Unternehmen und ge-ringere Kosten, da keine neue Datenplattform auf Bundesebene geschaffen werden muss. Gleichzeitig hindern die föderalen Unterschiede der Plattformen und Vorgaben bei der Daten-erhebung den bundeslandübergreifenden Ausbau.\r\nDeshalb sollten die Vorgaben über zu liefernde Infrastrukturdaten bundeslandübergreifend harmonisiert werden, um zusätzlichen Bürokratieaufwand zu vermeiden. Die Vorgaben sollten dabei Aspekte der Datenqualität sowie der Aktualität beinhalten.\r\n1.3 Anpassungen von Datenlieferungspflichten bei der Umsetzung der zentralen Informati-onsplattform\r\nBei der Adaption der rechtlichen Vorgaben des GIA bezüglich der zentralen Informationsplatt-form plant das BMDS den Kreis der Einsichtnahmeberechtigten nach den bestehenden TKG-Regelungen beizubehalten. Über die Informationen bezüglich der Bauauskunft des Art. 4 Abs. 1 GIA hinausgehend, sollen weitere Informationen über die tatsächliche Verfügbarkeit der physi-schen Infrastrukturen, unbeschaltete Glasfaserkabel und Richtfunkstrecken in den Infrastruktu-ratlas (ISA) aufgenommen werden.\r\nDer BDEW hinterfragt die generelle Ausrichtung der Datenlieferungspflichten. Zunächst muss hier erneut die Zielsetzung des Koalitionsvertrages benannt werden: Keine bürokratische Über-erfüllung bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht und Datenerhebungen und Mel-dungen für Unternehmen werden reduziert. Eine Übererfüllung der europäischen Vorgaben er-zeugt den gegenteiligen Effekt. Die Zusatzlieferung sollten daher nicht in das TKG aufgenommen werden.\r\nDarüber hinaus sollten die Datenlieferungspflichten an den ISA aufgrund des Schutzes kritischer Infrastrukturen neu ausgerichtet werden – dieser ist durch anlasslose Datensammlung und -speicherung an einer zentralen Stelle nicht ausreichend gewährleistet. Aufgrund der sicher-heitspolitischen Lage seit dem Angriff Russlands auf die Ukraine im Jahr 2022 sollte das Sicher-heits- und Datenlieferungskonzept für den ISA überarbeitet und derzeitige Zugriffsrechte kri-tisch evaluiert werden1.\r\n1 Eine ausführliche Positionierung zu den notwendigen Änderungen an dem ISA aus Sicht des BDEW finden Sie im Abschnitt 4.\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nDie zentrale Speicherung und Übermittlung sensibler Infrastrukturdaten birgt Sicherheitsrisiken und sollte daher nur bei konkretem Anlass und nach den Datenschutzprinzipien erfolgen. Über-mittlungsvorgänge und Zugriffsrechte sind auf das Notwendigste zu beschränken. In der Praxis erfolgt die Weitergabe aktueller, relevanter Informationen bei Bedarf durch die Infrastruktur-betreiber unter Einhaltung hoher Sicherheitsstandards. Ein Gigabit-Grundbuch mit vorrecher-chierten Daten birgt hingegen ein unverhältnismäßig hohes Sicherheitsrisiko bei nur geringem Mehrwert an Transparenz.\r\n2 Regelungen zu Ausbau und Mitnutzung der gebäudeinternen Netzinfrastruktur (Verkabelung)\r\nAngesichts des fortschreitenden Ausbaus von Glasfasernetzen plant das BMDS, nun auch die Errichtung von Glasfaserinfrastruktur innerhalb von Gebäuden (Netzebene 4) gezielt zu fördern. Der BDEW sieht weitere gesetzgeberische Anreize als unerlässlich an, um den flächendecken-den Zugang zu Glasfasernetzen bis 2030 sicherzustellen. Ein diskriminierungsfreier Wettbewerb auf der Netzebene 4 sollte dabei dringend sichergestellt sein.\r\nAus den Eckpunkten geht derzeit jedoch nicht eindeutig hervor, auf welcher (kostenbasierten) Berechnungsmethode die einzelnen angegebenen Beträge für das Glasfaserbereitstellungs- und Mitnutzungsentgelt beruhen. Gleiches gilt bei der Frage, ob die Beträge bedarfsgerecht ermittelt wurden. Zudem sollte insgesamt eine wirtschaftliche Gleichstellung mit dem im Rah-men des § 145 TKG festgelegten Entgelten gewährleistet werden.\r\nNeben regulatorischen Anpassungen kommt insbesondere der Förderung der Endkundennach-frage eine zentrale Rolle zu. Die Vorteile und künftigen Einsatzmöglichkeiten von Glasfaseran-schlüssen sollten stärker kommuniziert werden, um die Nachfrage nachhaltig zu steigern. Eine bundesweit koordinierte Informationskampagne könnte hierbei ein wirkungsvoller Bestandteil der Gesamtstrategie sein.\r\n2.1 Glasfaserbereitstellungsentgelt kostendeckend ausgestalten\r\nNach Einschätzungen der BDEW-Mitglieder kann das Glasfaserbereitstellungsentgelt (nach § 72 TKG) ein wichtiges Instrument darstellen, um Anreize für den weiteren NE4-Ausbau zu schaffen. Die derzeitig angesetzten Kostenstrukturen sind jedoch aufgrund der gestiegenen Herstellungs-kosten nicht mehr sachgerecht. Durch die zu niedrigen Beträge findet das Glasfaserbereitstel-lungsentgelt in der Praxis wenig Anwendung. Darüber hinaus sollte das Instrument stärker ent-bürokratisiert werden, um stärker genutzt werden zu können.\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Erhöhung der umlagefähigen Kosten auf 960 € brutto und die Verlängerung der Wirksamkeit des Glasfaserbereitstellungsentgelt bis 2032. Beide Maßnah-men könnten maßgeblich zur Kostendeckung beitragen.\r\nJedoch ist fraglich, mit welcher Berechnungsmethode der neue Betrag festgelegt wurde und wie das entsprechende Berechnungsmodell eine fortlaufende Kostendeckung auch im Falle wei-terer Verlängerungen des Glasfaserbereitstellungsentgelts gewährleistet. Zudem sollte eine Aufhebung der Begrenzung bis 2032 stattfinden, da das Instrument auch nach diesem Zeitraum von Relevanz sein wird.\r\nAllerdings funktioniert das Instrument in der Praxis nur, wenn es von allen ausbauenden Unter-nehmen genutzt wird. Bauen einzelne Unternehmen ohne Glasfaserbereitstellungsentgelt aus, müssen diese Kosten nicht auf die Nebenkosten umgelegt werden. Wettbewerber werden dadurch bei der Auftragsvergabe benachteiligt, falls der Ausbau mit dem Bereitstellungsentgelt finanziert werden sollte.\r\nHinzu kommt, dass der Betreiber eines öffentlichen Telekommunikationsnetzes keine finanzi-elle Kompensation für Kosten erhält, die ihm im Zusammenhang mit dem Anschluss eines An-bieters von TK-Diensten entstanden sind. Hierauf wird im Eckpunktepapier des BMDS zurecht hingewiesen. Die Kosten für den jeweiligen Aufwand können jedoch von Fall zu Fall stark vari-ieren. Die Begrenzung eines neuen einheitlichen Zugangsentgeltes auf 60 Euro netto ist daher abzulehnen – die Berechnungsmethode zur Festlegung der Höhe des Betrages ist nicht nach-vollziehbar. Es braucht auch eine Klarstellung, ob es sich bei den 60 EUR um ein einmaliges Ent-gelt für eine Zugangsvereinbarung mit im Zweifel unbestimmter Laufzeit handelt.\r\nAlternativ sollte eine Bestimmung in das TKG eingeführt werden, wonach der Betreiber des öf-fentlichen Telekommunikationsnetzes verpflichtet wird, auf Anfrage einen Nachweis über die tatsächlich angefallenen Kosten vorzulegen. Auf dieser Grundlage könnte eine individuelle Kos-tenerstattung erfolgen.\r\n2.2 Recht auf Vollausbau muss zu einer tatsächlichen Beschleunigung und nicht Sanktions-system führen\r\nDas BMDS erwägt im Rahmen des Eckpunktepapiers, über § 11 Abs. 4 GIA hinaus, ein Recht auf Vollausbau zu schaffen, das an verschiedene Voraussetzungen geknüpft werden soll. Der BDEW begrüßt grundsätzlich eine erleichterte Möglichkeit zum Vollausbau. Die bisher übliche Frag-mentierung durch den Anschluss einzelner Wohneinheiten verzögert den Ausbau auf der Netz-ebene 4 erheblich und verursacht zusätzliche Kosten für die ausbauenden Unternehmen. Auch für Eigentümer und Mieter ist der sukzessive Ausbau nachteilig, da er zu mehrfachen Bauarbei-ten und doppeltem Infrastrukturaufwand führt.\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nDie vorgesehenen Voraussetzungen – Abschluss eines Endkundenvertrags, Zustimmung des Ge-bäudeeigentümers und die Errichtung einer vollständigen Glasfaserinfrastruktur – halten wir für sachgerecht.\r\nKritisch sehen wir jedoch die vorgesehene Ausbaufrist von neun Monaten. Im Eckpunktepapier wird nicht definiert, ab welchem Zeitpunkt diese Frist beginnt (z. B. ab Anfrage des Mieters beim TK-Netzbetreiber oder ab Zustimmung des Eigentümers für den Ausbau). Abhängig von den Vo-raussetzungen für den Start der Frist ist fraglich, ob eine Ausbaufrist von neun Monaten im Regelfall ausreichend ist.\r\nBeim Planungs- und Ausbauprozess kann es zu erheblichen unvorhersehbaren Verzögerungen kommen. Beispiele hierfür sind die schwere Erreichbarkeit oder ausbleibende Rückmeldungen der Wohnungseigentümer. Diese extern verursachten Verzögerungen lassen sich nicht verläss-lich kalkulieren, sodass die Einhaltung der Frist nicht in jedem Fall gewährleistet werden kann. Extern erzeugte Verzögerungen sollten daher nicht als Sanktion auf das ausbauende Unterneh-men zurückfallen.\r\nHinsichtlich einer möglichen Grundrechtsbetroffenheit von Gebäudeeigentümerinnen und -ei-gentümern erachtet der BDEW die vorgesehenen Maßnahmen als verhältnismäßig, um einen zügigen und diskriminierungsfreien Zugang der Endverbraucherinnen und Endverbraucher zum Glasfasernetz sicherzustellen.\r\n2.3 Investitionsschutz in die NE3 und NE4-Netze durch Zugangsverweigerungsrecht sicher-stellen\r\nDer BDEW unterstützt grundsätzlich das Ziel, Investitionen in die NE3- und NE4-Netze zu schüt-zen. Ein befristetes Zugangsverweigerungsrecht kann hierzu ein geeignetes Instrument sein. Al-lerdings ist darauf zu achten, dass die Dauer dieses Schutzzeitraums über die marktübliche Min-destvertragslaufzeit von zwei Jahren deutlich hinausgeht – nur so entsteht ein echter Investiti-onsanreiz für ausbauende Unternehmen. Eine zu kurze Frist würde keinen effektiven Schutz bieten und somit das Ausbauengagement potenziell schwächen.\r\n2.4 Überregulierung bei der Ausgestaltung des Mitnutzungsentgelts vermeiden\r\nDas BMDS schlägt vor, das Mitnutzungsentgelt als Refinanzierungsmöglichkeit für Ausbau auf der Netzebene 4 anzupassen. Eine ex-ante Entgeltregulierung für die Mitnutzungsentgelte wird jedoch vom BDEW klar abgelehnt. Eine solche Maßnahme würde zu einer übermäßigen Regu-lierung führen, da bereits heute mit dem bestehenden Streitbeilegungsverfahren und der Mög-lichkeit der Entgeltfestlegung durch die Bundesnetzagentur ein funktionierender und diszipli-nierender Mechanismus besteht. Das Mitnutzungsentgelt sollte daher nicht ohne Not von der bisherigen freien Verhandlungslösung abweichen. Für die Refinanzierung des Netzausbaus und\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\neine nachhaltige Beteiligung alternativer Netzbetreiber sind wirtschaftlich angemessene und frei verhandelbare Bedingungen unerlässlich.\r\n2.5 Einheitliche technische Standards für den NE4-Ausbau begrüßenswert\r\nDer BDEW begrüßt die Einführung verbindlicher Mindeststandards gemäß Art. 10 Abs. 4 und 5 GIA ausdrücklich. Einheitliche technische Anforderungen können wesentlich zur Effizienz beim Ausbau und Betrieb gebäudeinterner Glasfaserinfrastrukturen beitragen und gleichzeitig sicher-stellen, dass allen Anbietern ein diskriminierungsfreier Netzzugang in gleicher Qualität ermög-licht wird. Auch aus Sicht der Endnutzer ist eine moderne, zukunftssichere Gebäudeinfrastruk-tur von zentralem Interesse. Ein subjektives Recht auf entsprechende Ausstattung würde den Ausbau der Netzebene 4 zusätzlich fördern und die Nachfrage nach leistungsfähigen Glasfaser-anschlüssen stärken.\r\n3 Genehmigungsverfahren vereinfachen und Netzausbau beschleunigen\r\nDer BDEW begrüßt die Zielsetzung des BMDS durch das geplante Änderungspaket die Rahmen-bedingungen für den weiteren Netzausbau anzupassen, um eine weitere Beschleunigung der Ausbaudynamik zu ermöglichen. Besonders hervorzuheben ist hierbei die Einführung des über-ragenden öffentlichen Interesses durch das TKG-Änderungsgesetz 2025. Die Regelung hat be-reits beim Ausbau Erneuerbarer Energien deutliche Beschleunigungen erzeugt – das Momen-tum kann nun auf den Ausbau im Telekommunikationsbereich übertragen werden. Neben den rechtlichen Implikationen wird durch den Beschluss ein positives „psychologisches“ Zeichen für den weiteren Ausbau gigabitfähiger Konnektivität gesetzt.\r\nEs lässt sich festhalten, dass eine Vielzahl der nun vorgebrachten Vorschläge bereits Teil des in der letzten Legislaturperiode diskutierten TK-NABEG waren, die der BDEW zu einem Großteil begrüßt hatte. Nun gilt es, die Beschleunigungsmaßnahmen tatsächlich konsequent umzuset-zen.\r\n3.1 Ergänzende Anzeigeverfahren können bei richtiger Ausgestaltung Unternehmen entlas-ten und Ausbaudynamik fördern\r\nDer BDEW begrüßt, dass ergänzend zu dem Genehmigungsverfahren der wegerechtlichen Zu-stimmung, ein Anzeigeverfahren, zur Entlastung von TK-Unternehmen und Behörden geschaf-fen werden soll. Unserer Ansicht nach ist jedoch die konkrete Ausgestaltung der zu bestimmen-den Kriterien für Tiefbauunternehmen entscheidend. Im Zuge der Verlegungsarbeiten werden bereits jetzt häufig Schäden an Kabeln und Leitungen der bestehenden Infrastruktur festge-stellt, da Qualitätsstandards bei den Verkehrssicherungspflichten (Leitungsauskunft, Hand-schachtung, Suchschlitze bei Horizontalbohrverfahren) nicht eingehalten werden.\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nBei der Festlegung der Kriterien für zugelassene fachkundige Tiefbauunternehmen sollte auf bestehende Standards und Rechtsprechung zurückgegriffen werden. Der BDEW verweist des-halb auf die Anforderungen der DGUV (Deutsche Gesetzliche Unfallversicherung) Vorschrift 103-017 (ehemals BGI 759) \"Schutzmaßnahmen bei Erdarbeiten in der Nähe erdverlegter Kabel und Rohrleitungen\". Mindeststandards sollten sich zudem aus der Handreichung „Glasfaser-netze – Qualitätssicherung bei der Errichtung von Gigabitnetzen“ des BMDS ergeben. Darüber hinaus können folgende Informationen zur Orientierung dienen:\r\n• Merkblatt der BG Bau: C 472 (Erdverlegte Leitungen Kabelschutzanweisungen der Lei-tungsbetreiber\r\n• DVGW-Hinweis GW 315 (Hinweise für Maßnahmen zum Schutz von Versorgungsanla-gen bei Bauarbeiten)\r\n• DIN 18222 zum Trenching-, Fräs- und Pflugverfahren zur Legung von Leerrohrinfrastruk-turen und Glasfaserkabeln für Telekommunikationsnetze\r\nTK-Netzbetreiber sollten unmittelbar nach der Ausbauentscheidung die Planungen für den Glas-faserausbau – wie sie auch bereits der Gemeinde bzw. dem Straßenbaulastträger vorgelegt wurden – allen relevanten Versorgungsunternehmen übersenden und eine Leitungsauskunft einholen. Die jeweils zuständigen Ansprechpartner sind in der Regel den Kommunen, Tiefbau-unternehmen und deren Dienstleistern bekannt.\r\nDer BDEW unterstützt die Überlegung des BMDS, dem Wegebaulastträger erweiterte Eingriffs-befugnisse schon in der Bauphase zur Verfügung zu stellen.\r\n3.2 Verkürzte Genehmigungsfristen konsequent umsetzen\r\nLangwierige Genehmigungsverfahren stellen eine der größten Hindernisse für einen schnellen Glasfaser- und Mobilfunkausbau dar. Die Antragsstellung und Genehmigung für den Ausbau von Gigabitnetzen sollen nach Plänen des BMDS vonseiten des Straßenbaulastträgers bzw. der zu-ständigen Verkehrsbehörde beschleunigt werden.\r\nDer BDEW befürwortet die in § 127 Abs. 3 Satz 1 TKG geplante Verkürzung der wegerechtlichen Zustimmung (Eintritt der Genehmigungsfiktion) von drei auf zwei Monate. Es sollte zusätzlich eine Fristverkürzung bei Unvollständigkeit der Antragsunterlagen erfolgen, um den richtigen Beschleunigungsimpuls zusätzlich zu stärken.\r\nKritisch sehen wir hingegen die Verlängerung der Zustimmungsfristen im Falle von Schwierig-keiten von einem auf zwei Monate. Diese Regelung konterkariert die angestrebten Beschleuni-gungsmaßnahmen. Eine Beibehaltung der einmonatigen Frist ist – insbesondere vor dem Hin-tergrund der zunehmenden Nutzung des OZG-Breitbandportals zur digitalen Antragstellung – verhältnismäßig und würde zu einer weiteren Beschleunigung der Verfahren beitragen.\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nDie Zustimmungsfiktion gem. § 127 Abs. 3 Satz 1 TKG kann unter den derzeit vorgesehenen Regelungen ihre Wirkung nicht vollumfänglich entfalten. In der Praxis beginnen Tiefbauunter-nehmen häufig nicht mit den Bauarbeiten, wenn keine offizielle Bescheinigung über die Geneh-migung vorliegt. Ein Verweis auf die rechtliche Regelung ist ebenfalls ungenügend. Daher sollte der Antragsteller eine schriftliche Bestätigung über den Eintritt der Fiktion vom zuständigen Wegebaulastträger erhalten.\r\n3.3 Regelungsbeispiele für geringfügige bauliche Maßnahmen weiter fassen\r\nDie Einführung von Regelungsbeispielen für geringfügige bauliche Maßnahmen, die anschlie-ßend ohne zusätzliche Genehmigung durchgeführt werden können, ist positiv zu bewerten. Die Regelungsbeispiele könnten den Ausbau weiter beschleunigen und zur bürgerfreundlichen Um-setzung von Ausbaumaßnahmen beitragen.\r\nDas BMDS hat richtig erkannt, dass das bisherige Verfahren für geringfügige bauliche Maßnah-men anhand von Verwaltungsvorschriften, die von jeweiligen Wegebaulastträgern erlassen werden in der Praxis keine Anwendungen finden. Der Verweis auf Verwaltungsvorschriften nach § 127 Abs. 4 S. 1 sollte im Rahmen des späteren geänderten TKG auch gestrichen werden.\r\nNeben der Errichtung von Hausstichen, bauliche Maßnahmen von begrenzter Größe auf Geh-wegen oder in Seitenbereichen – die in der Praxis nur einen kleinen Teil der Gesamtbaumaß-nahmen eines Glasfaserausbauprojektes darstellen, sollten weitere geringfügige Baumaßnah-men im TKG ergänzt werden. Denkbar wären aus Sicht des BDEW folgende weitere Regelungs-beispiele:\r\n• Bauliche Maßnahmen von einer Dauer von bis zu 5 Arbeitstagen\r\n• Bauliche Maßnahmen zur Anbindung eines Neubaugebietes mit maximal 10 Gebäuden\r\n• Errichtung von Gräben für Hauszuführungen sowie für die Instandhaltung, für Querun-gen und Legungen\r\n• Bauliche Maßnahme der Errichtung eines Versorgungsschachtes\r\nDie Auflistung von Regelbeispielen sollte dabei keinen abschließenden Charakter haben, son-dern bei Bedarf ergänzt werden können.\r\nNeben der Ergänzung der Liste von Regelungsbeispielen, sollte eine möglichst kurze Frist zur Aufforderung einer Antragsstellung gewählt werden. Durch die derzeitige Frist von einem Mo-nat kann die Regelung keine echte Beschleunigung herbeiführen. Der BDEW schlägt eine Frist von 5 Werktagen vor, die dem Ziel der Maßnahme Rechnung tragen würde. Die Frist im Zusam-menhang mit unvollständigen Anträgen sollte ebenfalls maximal 5 Werktage betragen.\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\n3.4 Regelung zu prioritärer Stromanbindung von Mobilfunkmasten im TKG schafft Doppel-regelungen und ist keine Lösung für begrenzte Netzkapazitäten\r\nDas BMDS schlägt im Eckpunktepapier vor, sich für eine Priorisierung von Mobilfunkmasten beim Stromnetzanschluss einzusetzen. Eine entsprechende Regelung soll Eingang in die neue Fassung des TKG finden. Der BDEW lehnt dieses Ansinnen vor dem Hintergrund geltender ener-gierechtlicher Vorgaben ab.\r\nDas Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) unterscheidet hinsichtlich des Netzanschlusses nicht zwi-schen verschiedenen Gruppen von Anschlussnehmern. Anlagen zum Letztverbrauch, zur Spei-cherung elektrischer Energie sowie nachgelagerte Netzbetreiber mit eigener Versorgungsauf-gabe sind grundsätzlich gleichberechtigt zu behandeln.\r\n§ 17 EnWG sieht keine absolute Gleichbehandlungspflicht vor: Im Rahmen des Gebots diskrimi-nierungsfreien Handels ist es dem Netzbetreiber möglich, zwischen verschiedenen Gruppen von Anschlusspetenten zu differenzieren, wenn und soweit es hierfür einen sachlich gerecht-fertig-ten Grund gibt. Ein sachlicher Grund kann sich z. B. aus § 11 Abs. 1 Satz 1 EnWG ergeben, der die Netzbetreiber dazu verpflichtet, den Betrieb, die Optimierung und den Ausbau des Netzes an den Erfordernissen im Verkehrs-, Wärme-, Industrie- und Strombereich auszurichten, um Treibhausgasneutralität zu ermöglichen. Aus der Erfüllung dieser Verpflichtung kann sich bei-spielsweise ein sachlicher Grund für eine Differenzierung zwischen Anschlussvor-haben erge-ben, soweit bzw. in dem Umfang, in dem derartige Vorhaben beispielsweise in der Netzplanung berücksichtigt sind.\r\nDie zentrale Herausforderung beim Netzanschluss von Mobilfunkmasten besteht vielmehr da-rin, dass sowohl die Herstellungs- als auch die Betriebskosten der oft überlangen Netzanschluss-leitungen die Grenze der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit überschreiten und sich dar-aus ein Kostenstreit zwischen Netzbetreiber und dem TK-Unternehmen entwickeln kann.\r\nBei TK-Unternehmen ist der Kostenfaktor für Errichtung und Betrieb infolge der oft beträchtli-chen Leitungslängen entscheidend. Problematisch sind regelmäßig solche Funkmasten, die sich im bauplanungsrechtlichen Außenbereich befinden und z.T. kilometerlange Netzanschlüsse mit eigens errichteten Trafostationen benötigen. Damit verbunden sind erhöhte Anschluss- und Be-triebskosten der Verteilnetzbetreiber, an denen TK-Unternehmen sich angemessen beteiligen müssen.\r\nHier ist zu beachten, dass die Netzanschlussherstellung teilweise in der Einzelfallbetrachtung wirtschaftlich nicht zumutbar ist, wenn über die Erstattung der notwendigen Anschlusskosten hinaus die tatsächlichen Kosten des Netzbetreibers in einem krassen Missverhältnis zu den durch Netzentgelte und Baukostenzuschüsse zu erwirtschaftenden Erlösen stehen. Die zu er-wartenden Betriebskosten der Anschlussleitung umfassen den Aufwand für die nachstehenden\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nTätigkeiten und können je nach Trassenverlauf stark schwanken: u.a. Wartung, Unterhaltung, Folgekosten (z.B. Kosten der Leitungssicherung/-Umlegung im Falle von Straßenbaumaßnah-men), Entstörung, Kosten für Wegerechte, Bahnkreuzungen.\r\nNach geltender Rechtslage haben TK-Unternehmen nach §§ 17 und 18 EnWG einen Anspruch auf die Herstellung eines Netzanschlusses zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedin-gungen. Allerdings gibt diese rechtliche Grundlage – wie dargelegt – auch vor, dass keine Prio-risierung einzelner Anschlussnachfrager stattfinden darf.\r\nVorgaben zur priorisierenden Stromnetzanschlüssen im TKG würde eine Doppelregelung er-zeugen, durch die bürokratischer Mehraufwand und rechtlichen Unsicherheiten für Energieun-ternehmen entstehen. Insofern besteht auch aus tatsächlichen Gründen kein Bedarf für eine zusätzliche Regelung im TKG und eine Priorisierung sollte nicht im TKG aufgenommen werden.\r\nNetzkapazitäten sind bereits heute ein begrenztes Gut. Die Bevorzugung von Mobilfunkmasten bei Netzanschlüssen würde andere dringend benötigte Anwendungen – etwa Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur für Elektromobilität oder Rechenzentren – stark und unverhältnismäßig be-nachteiligen.\r\nPriorisierungsentscheidungen sollten daher auf Grundlage energiepolitischer Gesamtziele ge-troffen werden. Hier braucht es neue Konzepte und Verfahren wie flexible Netzanschluss-ver-einbarungen gemäß § 17 Abs. 2b EnWG, um diskriminierungsfrei mit Anschlussanfragen umzu-gehen. Der Gesetzgeber könnte zudem weitere Vorgaben zur Flexibilisierung des Netzanschlus-ses schaffen, die alle Stromanschlussbegehren gleichermaßen fördern. Dies sind jedoch ener-gie- statt digitalpolitische Fragestellungen – betreffende Fragen sollten daher nicht im TKG fest-gelegt werden.\r\nEine Lösung des Problems sieht der BDEW in einer angemessenen Beteiligung der Tower Com-panies an den Herstellungs- und laufenden Betriebskosten, wodurch die wirtschaftliche Zumut-barkeit der oft überlangen Netzanschlüsse ermöglicht wird.\r\n3.5 Kommentierung weiterer angestrebter Beschleunigungsmaßnahmen des BMDS\r\n• Eine rechtliche Klarstellung zu den unnötigen Aufbruchgenehmigungen befürwortet der BDEW, da wir in dieser eine Möglichkeit für weitere Ausbaubeschleunigungen und Bü-rokratieabbau sehen.\r\n• Den Vorschlag, die Ermächtigung zum Erlass von Nebenbestimmungen zur wegerechtli-chen Zustimmung gem. § 127 Abs. 8 TKG klarer zu fassen, sehen wir kritisch, da dies eine de facto Ausweitung der Möglichkeit für Nebenbestimmungen bedeuten würde. Dies würde Ausbauprozesse unnötigerweise verlängern und zusätzlichen Koordinierungsauf-wand zwischen dem ausbauenden Unternehmen und Wegebaulastträger schaffen.\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\n3.6 Weitere Vorschläge zur Beschleunigung des Ausbaus von Gigabitnetzen\r\n• Der BDEW sieht in der konsequenten Umsetzung der Digitalisierung der Antrags- und Genehmigungsverfahren eines der größten Potenziale zur Beschleunigung des Glasfa-ser- und Mobilfunkausbaus. Die Erwartungen bleiben hier deutlich hinter dem Anspruch zurück, bundesweit und flächendeckend digitale Verfahren zu ermöglichen. Daher sollte ein Rechtsanspruch auf die digitale Antragsstellung im TKG verankert werden. Dies würde beispielsweise die beschleunigte Umsetzung des OZG-Breitbandportals sicher-stellen. Bundesweit sollte dabei das OZG-Breitbandportal als zentrale elektronische Schnittstelle angewendet werden.\r\n• Der BDEW sieht in der Mitnutzung von Bestandsinfrastruktur und Liegenschaften von Energieversorgungsunternehmen ein erhebliches Beschleunigungspotenzial für den weiteren Mobilfunkausbau, indem Anlagen mit Mobilfunkantennen ausgestattet wer-den. Hierdurch könnten weiße und graue Flecken systematisch geschlossen werden. Eine Studie von WIK-Consult vom Juli 2025 verdeutlicht, dass durch die Mitnutzung be-stehender Infrastrukturen von Energieversorgern rund 20 % der weißen sowie 40 % der weißen und grauen Flecken in Deutschland kosteneffizient geschlossen werden könn-ten. 400 Mio. € an Ausbaukosten könnten eingespart werden – diese Mittel müssten anderenfalls aus dem öffentlichen Haushalt bereitgestellt werden2.\r\nDerzeit bestehen allerdings wesentliche Hürden, die einem kooperativen Infrastruktur-ausbau im Wege stehen. Im TKG sollte daher ein regulatorisches Instrument aufgenom-men werden, das Mobilfunknetzbetreiber bzw. Tower Companies zur Prüfung verfügba-rer Alternativstandorte verpflichtet. Durch ein Prüfgebot sollte, bei der Beantragung neuer Mobilfunkmasten, eine dokumentierte Prüfung bestehender Infrastrukturen Be-standteil des Genehmigungsverfahrens sein. Bauämter sollten bei Vorliegen zumutbarer Mitnutzungsoptionen die Möglichkeit erhalten, Anträge abzulehnen.\r\nDarüber hinaus braucht es eine koordinierende Vermittlungsstelle, die Suchkreise der Mobilfunknetzbetreiber mit verfügbaren Bestandsinfrastrukturen abgleicht. Um keine kritischen geschäftlichen Informationen teilen zu müssen, könnte dieser Austausch ano-nymisiert stattfinden. Die Mobilfunkinfrastrukturgesellschaft (MIG) könnte als geeig-nete Organisation diesen Matching-Prozess zukünftig übernehmen.\r\n2 WIK-Consult (2025): Beitrag passiver Infrastrukturen von Energieversorgern zur Mobilfunkversorgung: WIK - Wissenschaftliches Institut für Infrastruktur und Kommunikationsdienste GmbH\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\n4 Umsetzung weitere Anpassungen durch das TKG-Änderungspaket\r\nNeben den angesprochenen Beschleunigungsmaßnahmen will das BMDS weitere Änderungen des TKG durchführen.\r\n4.1 Änderungen beim Gigabit-Grundbuchs mit Sicherheits- und Zugriffskonzept im TKG ver-binden\r\nBei der Etablierung des Gigabit-Grundbuch als einheitliches Informationsportal – wie es der GIA vorsieht – sollte aus Sicht des BDEW notwendigen Anpassungen beim Sicherheits- und Zugriffs-konzept durchgeführt werden. Aufgrund der sicherheitspolitischen Lage müssen neue Transpa-renzvorschriften zwingend mit Sicherheitsregelungen Hand in Hand gehen, da anderenfalls das Risiko von physischen Angriffen auf kritische Infrastrukturen unnötig steigt. Der Status quo ist aus Sicht des BDEW nicht tragbar und sollte zügig durch neue Regelungen im TKG verbessert werden. Darüber hinaus stellen neue Transparenzvorgaben für das Gigabit-Grundbuch immer eine erhebliche bürokratische Belastung für Unternehmen dar, ohne einen sinnvollen Mehr-wert zu schaffen.\r\nEin neues Sicherheits- und Zugriffskonzept sollte sich an einer strikten Anwendung des „Need to Know“-Prinzips orientieren. Lediglich in wenigen Fällen ist es für andere Netzbetreiber sowie für Behörden notwendig, die exakte geografische Lage von Telekommunikationsnetzen zu ken-nen. In den relevanten Fällen könnte der Austausch von Daten bilateral zwischen den Beteilig-ten auf Basis professioneller Übertragungs- und Speichermethoden und unter Wahrung der Vertraulichkeit stattfinden. Hierdurch entfällt die Notwendigkeit einer zentralen Speicherung sensibler Daten.\r\nDarüber hinaus sollten Ausnahmeregelungen für Datenlieferungen nach § 79 Abs. 3 TKG für ver-schiedene Infrastrukturkategorien eingeführt werden:\r\n1. Kritische Infrastrukturen werden derzeit unzureichend geschützt. Denn Infrastrukturen, die zur Funktionsfähigkeit von kritischer Infrastruktur notwendig sind, sind derzeit nicht von Datenlieferungen ausgenommen, obwohl diese nachweislich schutzbedürftig sind. Unzureichende Ausnahmeregelungen von der Datenlieferungspflicht resultieren aus der Notwendigkeit, dass Infrastrukturen alle drei in § 79 Abs. 3 Nummer 3 TKG genannten Kriterien erfüllen müssen. Jedoch kann auch eine Sabotage elektronischer Kommunika-tionsnetze zu erheblichen Schäden führen, falls diese zur Steuerung kritischer Infrastruk-tur genutzt werden.\r\n2. Eine Begrenzung eines bürokratischen Mehraufwands könnte zudem erzielt werden, in-dem Infrastrukturbetreiber zukünftig lediglich Geoinformationsdaten zuliefern müss-ten, wenn die jeweiligen Infrastrukturen auch für den weiteren Netzausbau genutzt wer-den kann. Derzeit werden eine Vielzahl von Daten zu unterschiedlichen Infrastrukturen\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\ngeliefert, bei denen eine Mitnutzung aufgrund technischer Spezifikationen von vornhe-rein ausgeschlossen ist. In diesen Fällen sollte das BMDS ebenfalls eine Ausnahme von Datenlieferpflichten vorsehen.\r\n4.2 Schutz kritischer Infrastruktur durch Ausnahmen bei Datenerhebung und -nutzung\r\nTrotz der Ausnahmemöglichkeit von Datenlieferungspflichten an den ISA nach § 79 Absatz 3 Nummer 3 TKG, müssen kritische Daten immer erst an die Bundesnetzagentur geliefert werden. Bei Cyberangriffen stellen die zentral gespeicherten Daten eine erhebliche Angriffsfläche dar. Eine Klassifizierung als kritische Infrastruktur reicht derzeit nicht für eine Ausnahme von Daten-lieferungspflichten (nach § 79 Absatz 3 Nummer 3 TKG aus). Neben den sicherheitspolitischen Bedenken führt dies auch zu einem unverhältnismäßigen bürokratischen Mehraufwand für Un-ternehmen. Daher sollte das BMDS an dieser Stelle erneut die Zielsetzungen des Koalitionsver-trages auf den ISA und Gigabit-Grundbuch übertragen.\r\nUm der veränderten sicherheitspolitischen Lage Rechnung zu tragen, sollten Geoinformations-daten (nach 136 Absatz 3 TKG und § 153 Absatz 3 TKG) zu elektronischen Netzen – sowie ande-rer kritischer Infrastruktur – nicht mehr über das Gigabit-Grundbuch, sondern über Kontaktper-sonen der zuständigen Unternehmen angefragt werden. Die Bereitstellung von Kontaktinfor-mationen einer Ansprechperson sind für Unternehmen, die eine Mitnutzung passiver Infra-struktur oder die Koordinierung von Bauarbeiten anstreben, ausreichend. In der Praxis ist für diese Vorhaben die Kontaktaufnahme ohnehin erforderlich, da die direkt übermittelten Daten aktueller oder konkreter sind als die im Gigabit-Grundbuch hinterlegten Informationen. Das in der Informationssicherheit wesentliche „Need to Know“-Prinzip erfordert hier, dass das Gigabit-Grundbuch statt als behördliche Speicherung als behördliche Vermittlung verstanden wird.\r\nDie Eigentümer oder Betreiber der nutzbaren Infrastruktur geben auf Nachfrage Informationen an Interessenten heraus und halten dabei hohe Sicherheitsstandards ein. Die Bereitstellung von vorrecherchierten Informationen im Rahmen des Gigabit-Grundbuchs bietet daher gegenüber dem hohen Sicherheitsrisiko einen geringen Transparenzvorteil.\r\n4.3 Frequenzausstattung der Bundeswehr nicht auf Kosten der Frequenzzuteilung für kriti-sche Infrastruktur\r\nDen BDEW-Mitgliedsunternehmen ist es wichtig, dass durch die angestrebte Gewährleistung einer bedarfsgerechten Frequenzausstattung der Bundeswehr unter keinen Umständen das 450 MHz-Band für kritische Infrastrukturen in der Energie- und Wasserwirtschaft beeinträchtigt wird. Anderenfalls kann eine schwarzfallsichere Kommunikation nicht sichergestellt werden. Da beide Vorhaben das gleiche Ziel verfolgen – die Resilienz Deutschlands im Krisenfall – wäre es kontraproduktiv, die erfolgte Frequenzzuteilung für die 450connect zu beeinträchtigen.\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\n4.4 Diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration durch Eckpunktepapier sicherstellen\r\nIm letzten Abschnitt des Eckpunktepapiers des BMDS wird das verbraucher- und wettbewerbs-freundliche Migrationskonzept angekündigt, das durch den Koalitionsvertrag in Ausblick gestellt wurde. Eine ausführliche Kommentierung des dazugehörigen Eckpunktepapiers finden Sie in der dazugehörigen gesonderten Stellungnahme des BDEW.\r\nAn dieser Stelle lässt sich jedoch verdeutlichen, dass der BDEW ausdrücklich das Ziel des BMDS unterstützt, die VDSL-Anschlüsse in den kommenden Jahren durch die zukunftssichere und nachhaltige Glasfasertechnologie zu ersetzen. Diese Kupfer-Glas-Migration muss jedoch vor al-lem geordnet und diskriminierungsfrei stattfinden. Ein einseitiges Initiativrecht zur Abschaltung der Kupfernetze birgt das Risiko eines strategischen Missbrauchs durch das marktmächtige Un-ternehmen.\r\nDas dezidierte Eckpunktepapier sollte daher einen Rahmen für objektive und transparente Kri-terien für die Kupferabschaltung in Gebieten mit ausgebauter Glasfaserinfrastruktur ausweisen. Diese Kriterien sollten später von der BNetzA ausformuliert werden. Werden diese Kriterien in einem Ausbaugebiet erfüllt, sollte jeder Netzbetreiber einen Antrag auf Migration stellen kön-nen. Nach einer anschließenden Prüfung durch die BNetzA, ist das Kupfernetz auf die neue Glas-fasertechnologie in einem angemessenen Zeitraum zu migrieren."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019990","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum § 41 BSIG im Rahmen des NIS2UmsuCG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5e/87/622723/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300087.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der Interessenvertretung\r\nlegt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.\r\neu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national:\r\nR000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.600 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche Unternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/\r\nAbwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit rund 309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und\r\nmehr als 17 Milliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen:\r\nStrom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser 88 Prozent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden\r\nTag 31.500 Tonnen Abfall und hat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes. Immer mehr\r\nMitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen investieren pro Jahr über 912 Millionen Euro. Künftig wollen 90 Prozent der kommunalen\r\nUnternehmen den Mobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten. Zahlen Daten Fakten 2024\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für heute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen:\r\nhttps://www.vku.de/vku-positionen/\r\nBerlin, 10. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nPositionen des BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft und VKU Verband kommunaler Unternehmen zum § 41 BSIG:\r\nDie Untersagung des Einsatzes kritischer Komponen-ten in der Energiebranche und die Risiken der aktuel-len Ausgestaltung für Versorgungssicherheit, Energie-wende, Digitalisierung und Wirtschaftlichkeit\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Die Sicherheit der kritischen Energieinfrastruktur praxiswirksam gestalten .................... 4\r\n1.1 Geopolitischer Kontext .............................................................................................. 4\r\n1.2 Schaffung von Prüfverfahren und Anzeigepflicht gemäß § 9b BSIG mit Fokus auf 5G-Technologie .......................................................................................................... 5\r\n1.3 Duldungswirkung der BSIG-Regelung erzeugt Rechtsunsicherheit, steigende Energiekosten drohen ................................................................................................ 6\r\n1.4 § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG: Massive Ausweitung des Geltungsbereiches gegenüber TK-Sektor.................................................................................................. 6\r\n2 Hauptbedenken der Energiebranche bzgl. §41 BSIG ....................................................... 6\r\n3 Zusammenfassung möglicher Auswirkungen auf die deutsche Energiewirtschaft ............ 7\r\n3.1 Rückwirkendes Verbot bereits eingesetzter Komponenten (§ 41 Abs. 4 BSIG) ........ 7\r\n3.2 Anzeigeverfahren (§ 41 Abs. 1–3 BSIG) ..................................................................... 8\r\n3.3 Hemmnis für Netzausbau und Digitalisierung ........................................................... 8\r\n3.4 Systemische Risiken durch Oligopole und Ersatzbeschaffung ................................... 8\r\n3.5 Praktische Umsetzbarkeit .......................................................................................... 8\r\n3.6 Weiter steigende Energiepreise ................................................................................. 8\r\n4 Handlungsempfehlungen an die Politik .......................................................................... 9\r\n4.1 Verfahren abschaffen oder mindestens vereinfachen .............................................. 9\r\n4.2 Bestandsschutz sicherstellen ..................................................................................... 9\r\n4.3 Übergangs- und Klarstellungsregelungen schaffen ................................................... 9\r\n5 Fazit ............................................................................................................................. 9\r\nSeite 3 von 10\r\nManagement Summary: Abhängigkeiten verringern & Energiesicherheit wirksam stärken, Gesetzesanpassung im §41 BSIG mit praktikablen Lösungen gestalten\r\nUnser Ziel: Abhängigkeiten bei kritischen IT-Komponenten verringern und dabei die Versorgungssicher-heit nicht gefährden.\r\nAnzeigepflicht und Prüfverfahren gem. § 9b BSIG bzw. § 41 BSIG (NIS2UmsuCG) schaffen jedoch Rechts- und Planungsunsicherheiten und beeinflussen Netzausbau und Versorgungssicherheit. Für die Bereit-stellung kritischer Funktionen muss die Verfügbarkeit kritischer IT-Komponenten gewährleistet werden können.\r\nDas Kernproblem…\r\n…liegt in einem für den Sektor Energie ungeeigneten Verfahren: Übernahme eines Verfahrens aus der Telekommunikationsbranche (5G), das nicht auf die Energiebranche übertragbar ist:\r\n•\r\nWenige Lieferanten mit Bezug auf eine spezifische Technologie (TK) gegenüber unterschiedlichs-ten technischen Komponenten mit tausenden Lieferanten (Energie)\r\n•\r\nVier Netzbetreiber betroffen (TK), aber Hunderte KRITIS-Betreiber (Energie)\r\n•\r\nKomponenten bei einer Technologie (5G-Netzwerktechnik) zu ersetzen (TK) --> viele tausende Komponenten in sehr unterschiedlichen, technischen Zusammenhängen (Energie)\r\nDies führt zu…\r\n…einem hohen Bürokratieaufwand: Mehrere Prüfverfahren pro Projekt → Verzögerungen.\r\n… Kostensteigerung: Anpassung von Beschaffungsprozessen, Rückstellungen, Rückbau von Komponen-ten → höhere Energiekosten für Bürger, Industrie und Gewerbe sowie Gefährdung der Wettbewerbsfä-higkeit des Energie-Standortes Deutschland.\r\n… Gefahr für Versorgungssicherheit: Hemmnisse für Netzausbau und Digitalisierung durch Verknappung und Verteuerung wesentlicher Komponenten.\r\nDaher ist jetzt notwendig…\r\n… die Anzeigepflicht und das Prüfverfahren gem. §9b BSIG / §41 BSIG zu streichen.\r\n… oder mindestens auf die spezifischen Voraussetzungen der Energiewirtschaft anzupassen: schnelle und klare Prüfprozesse mit der Branche entwickeln, Rechtssicherheit für Vergabe- und Wettbewerbs-verfahren schaffen und Ausbau von Komponenten durch risikobasierten Einsatz von Mitigationsmaß-nahmen ersetzen.\r\nSeite 4 von 10\r\n1 Die Sicherheit der kritischen Energieinfrastruktur praxiswirksam gestalten\r\nMit dem § 41 BSIG im Rahmen des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes (NIS2Um-suCG) soll der Einsatz kritischer IT-Komponenten insbesondere von nicht-vertrauenswürdigen Herstel-lern aus Drittstaaten untersagt werden können.\r\nDie Energiebranche erkennt die sicherheitspolitische Zielsetzung ausdrücklich an. Jedoch ist klarzu-stellen, dass erhebliche negative Auswirkungen der aktuellen Ausgestaltung auf Versorgungssicher-heit, Innovationskraft und Wirtschaftlichkeit zu erwarten sind, die in Verbindung mit der aktuellen Festlegung der Liste kritischer Funktionen gemäß § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG und dem darin darge-legten Zeitplan entstehen. Zudem sollte sich die Maßnahmen zur Bewältigung aktueller Herausforde-rungen unbedingt am gesamteuropäischen Kontext und an den europäischen Regulierungen orientie-ren.\r\nDiese Position wird im weiteren Text hergeleitet und ausgeführt.\r\n1.1 Geopolitischer Kontext\r\nDie Versorgungssicherheit der Zukunft geht schon heute mit hohen Bedarfen bei Digitalisierung und IT einher: Energiewende und der dafür notwendige Netzausbau helfen so dabei, die Energieversorgung klimafreundlich und ohne geopolitische Abhängigkeiten von fossilen Energieträgern zu sichern. Wie in allen anderen Sektoren auch, die über hohe Digitalisierungsbedarfe verfügen, bestehen gleichwohl hohe Abhängigkeiten bei IT-Komponenten von Herstellern aus Drittstaaten. Dafür entscheidende Drittstaaten wie die Volksrepublik China sind dabei für Deutschland und die EU zugleich wichtiger Partner, Wettbe-werber und zunehmend auch systemische Rivalen. Insbesondere die Volksrepublik China ist zu einem wichtigen Handelspartner für kostengünstige Energiewende- und IT-Komponenten geworden, ohne den der wirtschaftliche Hochlauf der Erneuerbaren kaum möglich gewesen wäre. Die geopolitische Zeiten-wende führt nun aber auch zu einer Neubewertung der Abhängigkeiten bei kritischen Komponenten für IT und Energiewende insbesondere von der Volksrepublik China.\r\nDer russische Angriffskrieg gegen die Ukraine hat deutlich gemacht, welche Folgen eine Abhängigkeit haben kann, wenn Partnerschaften einer Rivalität weichen. Um einer potenziellen Erpressbarkeit Deutschlands im Kontext seiner Versorgungssicherheit aufgrund der Abhängigkeit bei IT-Komponenten begegnen zu können, sollten die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen für eine Diversifizie-rung und Stärkung der industriellen Basis in Europa geschaffen werden.\r\nDie Abhängigkeiten bei IT- und Energiewende-Komponenten sowie Rohstoffen sind mittelfristig aber aus Sicht des BDEW und des VKU durch Diversifizierung und dem Aufbau heimischer Industriekapazitäten nicht hinreichend zu verringern. Hier ist eine besonnene und ausgewogene Wahl geeigneter rechtlicher sowie politischer Instrumente zur Verringerung der Abhängigkeiten unter Berücksichtigung der handels-politischen Realitäten zwingend erforderlich.\r\nSeite 5 von 10\r\n1.2 Schaffung von Prüfverfahren und Anzeigepflicht gemäß § 9b BSIG mit Fokus auf 5G-Technologie\r\nDie Einführung des § 9b BSIG er-folgte ursprünglich vor dem Hin-tergrund der Diskussion um die technologische Souveränität und der befürchteten technologi-schen Abhängigkeit von wenigen Herstellern bei der Spitzentech-nologie 5G.\r\nMit dem § 9b BSIG wurde des-halb die gesetzliche Grundlage dafür geschaffen, dass der Be-trieb von 5G-Komponenten be-stimmter Hersteller durch das Bundesministerium des Inneren (BMI) immer dann untersagt werden kann, wenn Erkenntnisse zu den betroffenen Herstellern vorliegen, die den sicheren Be-trieb der 5G-Komponenten in-frage stellen lassen könnten.\r\nIm Rahmen des konkreten Prüfverfahrens übermitteln die betroffenen Betreiber Kritischer Infrastruktu-ren dem BMI Listen kritischer IT-Komponenten, die im Rahmen des Netz- oder Anlagenbetriebs zum Einsatz kommen sollen. Nach Einreichung hat das BMI zwei Monate Zeit, den Einsatz dieser IT-Kompo-nenten zu prüfen. Sofern IT-Komponenten im Rahmen der Prüfung beanstandet werden und ein ab-schließendes Ergebnis über die Untersagung noch nicht vorliegt, wird der betroffene Betreiber darüber informiert und das Verfahren jeweils um zwei Monate bis zur abschließenden Klärung verlängert.\r\nWenn ein abschließendes Ergebnis über die Untersagung innerhalb von zwei Monaten vorliegt, wird der betroffene Betreiber über die Untersagung des Einsatzes der kritischen IT-Komponenten informiert. Wenn innerhalb von zwei Monaten aber keine Informationen über einen bestimmten Hersteller vorlie-gen, die eine Untersagung des Einsatzes der kritischen IT-Komponenten rechtfertigen würden, erfolgt keine Meldung an den betroffenen Betreiber.\r\nSeite 6 von 10\r\n1.3 Duldungswirkung der BSIG-Regelung erzeugt Rechtsunsicherheit, steigende Energiekosten dro-hen\r\nDer § 9b BSIG bzw. der neue § 41 BSIG entfaltet lediglich Duldungswirkung. Sofern also neue Erkennt-nisse über einen Hersteller vorliegen, kann auch nachträglich der Weiterbetrieb jederzeit durch das BMI untersagt werden. Insbesondere vor dem Hintergrund der für Netzausbau und Energiewende entschei-denden Planungs- und Investitionssicherheit ist die Duldungswirkung eine große Herausforderung für die Energiewirtschaft. Das Fehlen eines Bestandsschutzes bei kritischen IT-Komponenten könnte im schlimmsten Fall dazu führen, dass die Unternehmen der Energiewirtschaft erhebliche finanzielle Rück-stellungen bilden müssen.\r\n1.4 § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG: Massive Ausweitung des Geltungsbereiches gegenüber TK-Sektor\r\nIm Gegensatz zur Bestimmung im Sektor Telekommunikation nach § 109 Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 TKG, dessen Geltungsbereich bisher auf die 5G-Netze von vier Telekommunikationsnetzbetreibern beschränkt blieb, weitet der § 11 Abs. 1g EnWG diesen Geltungsbereich für den Sektor Energie erheblich aus. Nun sind anstatt vier Telekommunikationsnetzbetreiber alle Betreiber von Netzen nach IT-Sicherheitskatalogs ge-mäß § 11 Abs. 1a EnWG, die zugleich unter die Versorgungsgrade der BSI-KritisV fallen, sowie alle Be-treiber von kritischen Erzeugungsanlagen gemäß § 11 Abs. 1b EnWG verpflichtet, dem BMI den Einsatz kritischer IT-Komponenten zu melden.\r\nVor diesem Hintergrund konfrontiert der § 11 Abs.1g EnWG das bestehende Prüfverfahren somit mit einer Aufgabe, für die es nicht konzipiert wurde, weil das BMI in Zukunft die Meldungen zu kritischen IT-Komponenten hunderter KRITIS-Betreiber des Sektors Energie bearbeiten müsste. Gerade aber die Be-wertung der Vertrauenswürdigkeit eines Herstellers wird sich als eine ressourcenintensive Herausforde-rung darstellen, weil der großen und heterogenen Akteurslandschaft der KRITIS-Betreiber im Sektor Energie und insbesondere im Bereich der Erzeugung eine ebenso heterogene wie kleinteilige Lieferan-tenlandschaft gegenübersteht.\r\nDurch die umfängliche, pauschale Betrachtung über alle Spannungsebenen bei allen Netzbetreibern oder auch über alle Erzeugungsanlagen, ohne differenzierende Kritikalitätsbetrachtung für Energiever-sorgung/Systemrelevanz in Summe, fehlt hier eine Fokussierung auf die relevanten Risiken und/oder auch auf die gegebenenfalls zentral kritischen Komponenten.\r\n2 Hauptbedenken der Energiebranche bzgl. §41 BSIG\r\nBDEW und VKU weisen mit Nachdruck darauf hin, dass ein rückwirkendes Verbot bereits eingesetzter kritischer Komponenten die nachfolgenden aufgeführten, erheblichen Risiken und wirtschaftliche Belas-tungen für Betreiber kritischer Infrastrukturen mit sich bringt. Die beabsichtigten Sicherheitsgewinne im\r\nSeite 7 von 10\r\nUmgang mit kritischen Komponenten müssen daher sorgfältig gegen die potenziell entstehenden Folge-kosten und systemischen Auswirkungen, insbesondere auch auf die Versorgungssicherheit, abgewogen und ins Verhältnis gesetzt werden.\r\n•\r\nMarktabhängigkeiten und Wettbewerbsverzerrungen:\r\nIm Bereich besonders spezialisierter kritischer Komponenten besteht in vielen Fällen ein faktisches Oli-gopol mit sehr begrenzter Anbieteranzahl. Ein pauschales oder rückwirkendes Verbot kann zu massiven Beschaffungsengpässen, Lieferverzögerungen und erheblichen Preissteigerungen führen – mit unmittel-baren Auswirkungen auf Versorgungssicherheit, Ausbauprojekte und letztlich die Strom- und Energie-preise für Endkunden. Oligopole weniger Anbieter sind zudem aus einer systemischen Sicherheitsper-spektive selbst als Klumpenrisiko für die Verfügbarkeit von kritischen Komponenten zu bewerten.\r\n•\r\nFinanzielle und betriebswirtschaftliche Risiken:\r\nEin rückwirkendes Verbot von Komponenten, die zum Zeitpunkt der Beschaffung rechtskonform einge-setzt wurden, führt zu einer erheblichen Rechts- und Investitionsunsicherheit. Betreiber müssten gege-benenfalls Rückstellungen für mögliche Untersagungen bilden, mit der Folge erheblicher bilanzieller Be-lastungen und Projektverzögerungen. Zusätzlich entstehen hohe Folgekosten für Ausbau, Ersatz und Neuplanung bestehender Anlagen.\r\n•\r\nIT-/OT-Sicherheitsarchitektur und Integrationsaufwand:\r\nDie betroffenen Komponenten sind regelmäßig tief in bestehende IT- und OT-Strukturen integriert. Ein Austausch erfordert nicht nur den physischen Ersatz der Hardware, sondern auch die vollständige si-cherheitstechnische Neuintegration in bestehende Sicherheitsverfahren, einschließlich Systemintegra-tion und Anlernverfahren (SzA), Risikoanalysen, Anomalieerkennungsverfahren und laufende Betriebs-prozesse. Dies bindet personelle und finanzielle Ressourcen, die an anderer Stelle für operative Sicher-heitsmaßnahmen fehlen würden und somit der Intention der Regelung entgegenstehen.\r\n3 Zusammenfassung möglicher Auswirkungen auf die deutsche Energiewirtschaft\r\n3.1 Rückwirkendes Verbot bereits eingesetzter Komponenten (§ 41 Abs. 4 BSIG)\r\nEin rückwirkender Rückbau von Komponenten birgt gravierende Risiken:\r\n•\r\nVersorgungssicherheit: Physisch und organisatorisch tief integrierte Komponenten lassen sich nicht kurzfristig ersetzen.\r\n•\r\nMarktabhängigkeit: In vielen Segmenten bestehen faktisch Oligopole. Alternativen sind zeitlich, technisch oder wirtschaftlich nicht verfügbar.\r\n•\r\nKostenrisiken: Enorme Investitionsunsicherheit und drohende Projektverzögerungen gefährden Netz- und Anlagenprojekte, insbesondere im Kontext der Energiewende.\r\nSeite 8 von 10\r\n3.2 Anzeigeverfahren (§ 41 Abs. 1–3 BSIG)\r\nDas vorgesehene Anzeigeverfahren erzeugt einen unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand:\r\n•\r\nHoher Aufwand: Jährlich hunderttausende Verwaltungsakte allein im Energiesektor.\r\n•\r\nUnklare Entscheidungsgrundlage: Entscheidungen des BMI erfolgen auf Basis politischer und formaler Kriterien, nicht auf Basis der sicherheitstechnischen Prüfung durch Betreiber.\r\n•\r\nGeringer Sicherheitsgewinn: Kein erkennbarer Mehrwert gegenüber alternativen Instrumenten wie Ausschluss- oder Positivlisten.\r\n3.3 Hemmnis für Netzausbau und Digitalisierung\r\n•\r\nVerzögerung von Projekten zur Digitalisierung und zum Netzausbau um Monate.\r\n•\r\nBeschaffungsprozesse müssen aufwendig angepasst werden.\r\n•\r\nErhöhung von Netzentgelten und Energiepreisen infolge ineffizienter Verfahren.\r\n3.4 Systemische Risiken durch Oligopole und Ersatzbeschaffung\r\n•\r\nEinseitige Marktverengung durch vorsorglichen Ausschluss potenziell „unsicherer“ Anbieter, was wiederum ein Sicherheitsrisiko in der Lieferkette darstellt.\r\n•\r\nInnovationshemmnis durch Einschränkungen im Technologiewettbewerb.\r\n•\r\nRechtliche Unsicherheiten und Klagemöglichkeiten ausgeschlossener Hersteller bei unklaren Ab-grenzungen zu weiteren Regulierungen wie z.B. der Sektorenverordnung oder europäischen Re-gulierungen\r\n3.5 Praktische Umsetzbarkeit\r\n•\r\nDas BMI wird Schwierigkeiten bekommen, realistisch tausende Komponentenmeldungen pro Jahr zeitnah zu prüfen was zu Verzögerungen führt.\r\n•\r\nIn Turnkey-Projekten ist eine Bewertung von Teilkomponenten oft gar nicht möglich.\r\n3.6 Weiter steigende Energiepreise\r\n•\r\nsofern Funktionen und Komponenten nicht einheitlich im europäischen Energieverbundsystem untersagt werden und Verbote nur in Deutschland gelten, werden die jeweiligen dadurch aus-gelösten Transformationskosten dazu führen, dass die Netzbetreiberentgelte weiter stark stei-gen und sich vor allem die Energiepreise für Endkunden im europäischen Wettbewerb nicht mehr wettbewerbsfähig sein können.\r\nSeite 9 von 10\r\n4 Handlungsempfehlungen an die Politik\r\n4.1 Verfahren abschaffen oder mindestens vereinfachen\r\n•\r\nPetitum: Prüfung unter Einbeziehung der Branche vor Einführung, ob Verfahren den angestreb-ten Zielen dienlich ist.\r\n•\r\nAnsonsten:\r\no\r\nErsetzen des Anzeigeverfahrens durch eine Blacklist nicht vertrauenswürdiger Herstel-ler.\r\no\r\nAlternativ: Aufbau einer Whitelist vertrauenswürdiger Hersteller (mit freiwilliger Prü-fung).\r\no\r\nVerzicht auf Anzeige bei Upgrades/Updates bereits eingesetzter Komponenten.\r\no\r\nKeine Anzeige für Hersteller aus Deutschland, EU und NATO.\r\n4.2 Bestandsschutz sicherstellen\r\n•\r\nKeine rückwirkende Anwendung ohne zwingende Sicherheitsbegründung.\r\n•\r\nRisikobasierte Einzel-Prüfung statt pauschaler Rückbaupflicht.\r\n•\r\nMitigationsmaßnahmen vorrangig prüfen. Sind alternative Hersteller verfügbar?\r\n•\r\nEntschädigungs- und Finanzierungsregelungen für Rückbauanordnungen schaffen.\r\n4.3 Übergangs- und Klarstellungsregelungen schaffen\r\n•\r\nEinführung praktikabler Übergangsfristen.\r\n•\r\nKlare Definition, was als „kritische Komponente“ gilt, idealerweise durch Branchenverbände.\r\n•\r\nHarmonisierung mit europäischen Standards: In der EU zugelassene Komponenten sollen grundsätzlich auch in Deutschland einsetzbar sein.\r\n5 Fazit\r\nDie Energiewirtschaft unterstützt die Zielrichtung des Gesetzes zur Stärkung der Cybersicherheit. Die aktuelle Ausgestaltung des § 41 BSIG konterkariert jedoch dieses Ziel durch übermäßige Bürokratie, Un-sicherheiten und Risiken für Versorgung und Innovation. Es braucht pragmatische, rechtssichere und wirtschaftlich tragfähige Lösungen etwa durch Blacklists, Bestandsschutz und risikobasierte Prüfverfah-ren.\r\nDamit die deutsche Energiewirtschaft, auch im Kontext des europäischen Wettbewerbes, hier keine be-hördliche Einzelentscheidung für den deutschen Markt festlegt, mit der Wirkung von weiter steigenden Strompreisen, muss hier ein einheitlich europäisches Verfahren umgesetzt werden. Insbesondere unter der Betrachtung der Abhängigkeiten im europäischen Verbundnetz.\r\nSeite 10 von 10\r\n➢\r\nBDEW und VKU fordern daher den Paragrafen in der aktuellen Ausgestaltung zu streichen oder die ausgewiesenen Anpassungen unter Einbeziehung der Branche zu überarbeiten.\r\nNur so kann Cybersicherheit gestärkt werden, ohne die Energieversorgung und die Wettbewerbsfähig-keit der Energiewirtschaft in Europa zu gefährden. BDEW und VKU stehen als Spitzenverbände der deut-schen Versorgerlandschaft sehr gerne für weitere inhaltliche Ausführungen und Austausche zur Thema-tik Schutz kritischer Infrastrukturen zur Verfügung."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019991","regulatoryProjectTitle":"Reformvorschläge zum WindSeeG und zur Ausscheibungssystematik für Offshore-Wind im Rahmen der RED III","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f4/5b/622725/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300092.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 10. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nVorschläge für Maßnahmen nach der Offshore-Wind-Aus-schreibung ohne Gebote im August 2025\r\nMit dem Ziel der Risikoreduzierung und erfolgreichen Fortset-zung der Offshore-Wind-Ausschreibungen in 2026\r\nVersionsnummer:\r\nSeite 2 von 5\r\n1 Hintergrund und Schlussfolgerungen\r\nDie Hauptgründe für das Ausbleiben der Gebote im August 2025 und die starke Reduktion der Anzahl der Gebote im Juni 2025 sind die stark gestiegenen Risiken für Projektentwickler auf-grund von zunehmenden Strom- und PPA-Marktunsicherheiten in Kombination mit erhöhten Projekt- und Kapitalkosten in Folge von u.a. Lieferkettenengpässen und geopolitischen Span-nungen. In einem rein marktbasierten Ausschreibungsmodell – wie es derzeit besteht – sind die allgemeinen Marktbedingungen der entscheidende Faktor für Gebote. Daher sind auch Maßnahmen zur Stärkung des PPA-Markts sowie der Lieferketten-, Hafen- und Schiffskapazitä-ten von zentraler Bedeutung und sollten zügig umgesetzt werden.\r\nAllerdings wird aus Sicht des BDEW das bestehende Ausschreibungsmodell der letzten Jahre aufgrund der genannten Risiken allein nicht mehr ausreichen, um die Investitionssicherheit und Akteursvielfalt zu erhalten, die Ausbauziele zu erreichen und die Lieferkettenkapazitäten und Arbeitsplätze in der Branche weiter auszubauen.\r\nNur eine umfassende Reform des Offshore-Wind-Rechtsrahmens – einschließlich der Einfüh-rung zweiseitiger, inflationsindexierter CfDs und weiterer Maßnahmen (siehe BDEW-Positi-onspapier) – in Kombination mit einer Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans (FEP) für geringere Leistungsdichten (von deutlich unter 10 MW/km²) kann sicherstellen, dass kom-mende Ausschreibungen erfolgreich sind, die Kosteneffizienz steigt und die Akzeptanz für Offshore-Wind durch hohe Volllaststunden erhalten bleibt.\r\nDemgegenüber verbliebe selbst bei einer kurzfristigen Umsetzung aller vorgeschlagenen, aus Sicht des BDEW „unkritischen“ De-Risking-Maßnahmen (siehe Kapitel 1.2) ein voraussichtlich erhebliches Risiko, dass die bisher für 2026 geplanten Ausschreibungen nach dem bisherigen System nicht erfolgreich sein werden. Grund dafür ist, dass alle diskutierten kurzfristigen Maßnahmen aus unserer Sicht nur sehr eingeschränkt zum derzeit erforderlichen „De-Risking“ beitragen können.\r\nDaher schlägt der BDEW die im folgenden Kapitel (1.1) beschriebenen nächsten Schritte vor, um den Offshore-Wind-Ausbau in Deutschland erfolgreich und ohne große Verzögerungen fortzusetzen.\r\n1.1 Investitions- und Rechtsrahmen umfassend bis Mitte 2026 reformieren und nächste Ausschreibungsrunden auf Ende 2026 verschieben.\r\nAus Sicht des BDEW ist es klar, dass die zuvor genannten übergreifenden Herausforderungen und Risiken nur durch eine umfassende Reform des WindSeeG und des Weiteren Offshore-Rechtsrahmens mit Blick auf die Investitions-, Ausschreibungs- und Realisierungsbedingungen angemessen und zukunftssicher adressiert werden können. Zudem sollten Anpassungen u.a.\r\nSeite 3 von 5\r\nbezüglich der Leistungsdichten bei der Fortschreibung des FEP erfolgen, um die Kosteneffizi-enz und Akzeptanz sicherzustellen. Wir haben hierzu im Juli 2025 konkrete Maßnahmen vor-geschlagen, die noch vor den Veröffentlichungen der nächsten Ausschreibungen umgesetzt werden sollten, um die Flächen erfolgreich vergeben zu können.\r\nWir schlagen hierzu folgende nächste Schritte vor:\r\n1.\r\nNächste Gebotstermine auf Q4 2026 (und Q1 2027) verschieben: Die für 2026 geplan-ten Ausschreibungen sollten zeitnah im Rahmen der nationalen Umsetzung der RED III (Juni und August) auf einen Gebotstermin im vierten Quartal 2026 (November/Dezem-ber) verschoben werden. Zusätzlich könnte ein zweiter Gebotstermin im Frühjahr 2027 vorgesehen werden, insbesondere für Flächen, auf denen die NZIA-Kriterien ange-wandt werden sollen. Durch die Verschiebungen der Gebotstermine sollten dann auch die voraussichtlichen Inbetriebnahmetermine entsprechend in Absprache mit den ÜNB angepasst werden. Zudem sollte bei der Aufteilung der Auktionsvolumina stehts si-chergestellt werden, dass große Ausbauspitzen in wenigen Monaten/Jahren vermie-den werden, da sich dies negativ auf die Kosten der Projekte auswirken würde.\r\n2.\r\nUmfassende WindSeeG-Reform bis Mitte 2026 umsetzen: Aufbauend auf der Termin-verschiebung sollte das WindSeeG bis Mitte 2026 grundlegend reformiert (siehe BDEW-Positionspapier) und der Flächenentwicklungsplan für u.a. geringere Leistungs-dichten bestmöglich in einem beschleunigten Verfahren fortgeschrieben werden. Die WindSeeG-Reform sollte sich an den Vorgaben der EU-Strombinnenmarktverordnung (hinsichtlich zweiseitiger Absicherungsinstrumente) und dem neuen Beihilferahmen CISAF orientieren, um eine beihilferechtliche Genehmigung zügig zu ermöglichen.\r\n3.\r\nNächste Flächenauktionen in Q4/2026 (und Q1/2027): Nach Abschluss und beihilfe-rechtlicher Genehmigung der WindSeeG-Reform sollte im Juli/August 2026 Ausschrei-bungen nach dem neuen System für das vierte Quartal 2026 mit mindestens viermona-tiger Vorbereitungszeit bekanntgegeben werden. Zudem sollte ggf. eine weiterer Ge-botstermin für das erste Quartal 2027 angedacht werden, um genügend Vorberei-tungszeit für eine Flächenvergabe nach den komplexen NZIA-Kriterien zu ermöglichen.\r\nVorschlag für einen möglichen Zeitplan:\r\n\r\nSeptember 2025: Veröffentlichung und kurze Konsultation eines Eckpunktepapiers zur Reform des WindSeeG\r\n\r\nOktober – November 2025: Veröffentlichung und Konsultation eines Referenten-entwurfs zur Reform\r\n\r\nDezember 2025: Verabschiedung des Regierungsentwurfs im Kabinett\r\nSeite 4 von 5\r\n\r\nJanuar – März 2026: Bundestagsbefassung und -Beschluss der Reform\r\n\r\nBis Juni 2026: Beihilferechtliche Genehmigung durch EU-Kommission (basierend auf Vorababstimmung und CISAF-Konformität)\r\n\r\nJuli / August 2026: Bekanntmachung der nächsten Offshore-Wind-Ausschreibun-gen\r\n\r\nNovember/Dezember 2026: Gebotstermin für die für 2026 geplanten Flächen oder Teilvolumen und Rest in Q1 2027, insbesondere wenn bei den Flächen erstmals die NZIA-Kriterien angewendet werden sollen.\r\nAus Sicht des BDEW hätte ein solches Vorgehen mehrere Vorteile:\r\n›\r\nMöglichst hohe Aussichten auf erfolgreiche Offshore-Wind-Ausschreibungen in Q4/2026 bei gleichzeitiger Kontinuität bzgl. der jährlichen Vergabe von Flächen, um die Ausbauziele nach 2030 erreichen zu können und die Planbarkeit für die Lieferketten, die Vermeidung eines Fadenrisses und die Attraktivität des deutschen Offshore-Marktes im internationalen Vergleich sicherzustellen.\r\n›\r\nMöglichkeit der kongruenten und parallelen Fortschreibung des Offshore-Wind-Rechtsrah-mens (WindSeeG, EnWG), des Flächenentwicklungsplans (FEP) und des Netzentwicklungs-plans, um die notwendigen Änderungen bestmöglich aufeinander abstimmen zu können.\r\n›\r\nMöglichkeit der Einhaltung der Umsetzungsfristen des Net-Zero-Industry-Acts (NZIA) und der EU-Strombinnenmarktverordnung bei den nächste Offshore-Wind-Ausschreibungen (Ende 2026).\r\nAufgrund dieser Vorteile und der verbleibenden großen Risiken bei kurzfristigen Maßnahmen sollte aus Sicht des BDEW das in diesem Kapitel vorgeschlagene Vorgehen unbedingt Priorität haben.\r\n1.2 Mögliche kurzfristige De-Risking-Maßnahmen\r\nZusätzlich zu der vorgeschlagenen Verschiebung der Ausschreibungstermine im Jahr 2026 und zügigen Umsetzung der umfassenden WindSeeG-Reform (siehe Kapitel 1.1) könnten aus Sicht des BDEW die im Folgenden beschriebenen De-Risking-Maßnahmen kurzfristig im Rahmen der nationalen Umsetzung der RED III für noch nicht vergebene Flächen umgesetzt werden. Wir weisen dabei aber ausdrücklich auf das erhebliche Risiko hin, dass diese Maßnahmen allein – ohne Umstellung des Investitionsrahmens und Anpassung der Leistungsdichten – nicht ausrei-chen könnten, um die Flächen nach dem derzeitigen System im Jahr 2026 erfolgreich zu verge-ben.\r\nSeite 5 von 5\r\nAus Sicht des BDEW könnten folgende Maßnahmen kurzfristig umgesetzt werden:\r\n1.\r\nRealisierungsfristen nach § 81 WindSeeG 2023 und § 17d EnWG pragmatisch anpassen, um eine fristgerechte Fertigstellung der größeren Windparks und Netzanbindungssys-teme aus technischer und planerischer Sicht zu erleichtern. Zum konkreten, zwischen OWP-Entwicklern und ÜNB abgestimmten BDEW-Vorschlag siehe BDEW-Positionspa-pier 2025, Kap. 5.1).\r\n2.\r\nPflicht-Zuschlagswiderruf durch Kann-Regelung mit Ermessenspielraum ersetzen; glei-tenden Pönalisierung einführen. Konkrete Vorschläge siehe BDEW-Positionspapier 2025, Kap. 5.2 – 5.3).\r\n3.\r\nVerschiebung der Inbetriebnahmetermine für die Flächen N-10.1 und N-10.2 von 2031 bzw. 2030 um circa ein Jahr auf 2032 bzw. 2031 in Zusammenarbeit mit den ÜNB prü-fen, um genügend Zeit für deren Entwicklung nach erneuter Ausschreibung zu geben und die Lieferketten in den Jahren 2030/2031 potenziell zu entlasten. Dabei sollten aber unbedingt die effiziente Auslastung der ONAS sowie die Auswirkungen eines neuen Fertigstellungszeitraums auf die europäischen Lieferkettenkapazitäten beachtet werden.\r\n4.\r\nReduktion der Leistungsdichte in den Flächen prüfen, ohne dabei Änderungen an den Standorten, Trassenverläufen und der Auslastung der sich in der Entwicklung befindli-chen ONAS vorzunehmen. Dabei sollten unverhältnismäßige negative Effekte auf an-dere Flächen/Bereiche in der Nähe vermieden werden.\r\n5.\r\nUmsetzung der RED III-Vorgaben zu erneuerbaren Kraftstoffen nichtbiologischen Ur-sprungs (RFNBO) für Verkehr (siehe BDEW-Stellungnahme 2025) und Industrie, um durch eine Stärkung der industriellen Nachfrage nach grünem H2 und Grünstrom auch die ökonomischen Rahmenbedingungen für marktlichen Zubau von Offshore-Windener-gie zu verbessern.\r\nAnsprechpartner\r\nJakob Eckardt\r\nFachgebietsleiter Offshore-Wind, Geschäftsbe-reich Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300199-1320\r\njakob.eckardt@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019992","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines EU-Klimazwischenziels für 2040 in der Verordnung (EU) 2021/1119","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/90/0d/622727/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300109.pdf","pdfPageCount":19,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 18. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nZum Vorschlag der EU-Kommission zur Änderung der Verordnung (EU) 2021/1119 („EU Climate Law“) und Einführung eines Zwischenziels für die Treibhausgasminderung für das Jahr 2040\r\nVorschlag der EU-Kommission vom 2. Juli 2025\r\nSeite 2 von 19\r\nInhalt\r\n1 Einführung ......................................................................................................... 3\r\n2 Zusammenfassung ............................................................................................. 3\r\n3 Stellungnahme des BDEW .................................................................................. 5\r\n3.1 Zu Artikel 4 Abs. 3: Verbindliche Klimazielvorgabe der Union für 2040 ........ 5\r\n3.2 Zu Artikel 4 Absatz 4: Leitlinien für die Überprüfung der einschlägigen Rechtsvorschriften der Union durch die EU-Kommission ............................ 10\r\n3.2.1 Leitlinie a): Beitrag hochwertiger internationaler Gutschriften .................. 10\r\n3.2.2 Leitlinie b): Rolle dauerhafter Entnahmen in der EU im Rahmen des EU-ETS ...................................................................................................................... 12\r\n3.2.3 Leitlinie c): Flexibilität über die verschiedenen Sektoren hinweg ............... 14\r\n3.2.4 Leitlinie d): Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030 .............................................................................................................. 15\r\n3.3 Anhang 1: Zielpfad der EU für Klimaneutralität und Klimazielarchitektur für 2040 .............................................................................................................. 17\r\n3.4 Anhang 2: Vergleich der in der Folgenabschätzung der EU-Kommission untersuchten Optionen ................................................................................ 18\r\nSeite 3 von 19\r\n1 Einführung\r\nDie Europäische Kommission hat am 2. Juli 2025 den Vorschlag für eine Verordnung zur Ände-rung der Verordnung (EU) 2021/1119 zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der Klimaneutralität vorgelegt. Der Vorschlag sieht insbesondere für das „Europäische Klimage-setz“ die Festlegung eines Klimazwischenziels für 2040 in Höhe von 90 Prozent gegenüber 1990 vor, um das Tempo für die EU-weite Verringerung der Netto-Treibhausgasemissionen vorzugeben. Die Festlegung eines Ziels für 2040 soll Investoren und Unternehmen in der EU-Vorhersehbarkeit und ein klares Signal für den erforderlichen Übergangspfad setzen, um un-ternehmerische Entscheidungen voranzutreiben und private Investitionen zu mobilisieren.\r\nDer Legislativvorschlag formuliert zudem eine Reihe von Leitlinien für die Überprüfung der einschlägigen Rechtsvorschriften der Union für den Zeitraum nach 2030 durch die EU-Kom-mission sowie für die Ableitung von Maßnahmen, welche auf Grundlage einer detaillierten Folgenabschätzung getroffen werden müssen, um das 2040-Ziel und das Ziel der Klimaneutra-lität bis 2050 zu erreichen. Die Kommission wird voraussichtlich ab 2026 sukzessive Vorschläge für die konkrete Umsetzung der Zielarchitektur nach 2030 vorlegen.\r\nDer Bundesverband der Energiewirtschaft – BDEW e.V. vertritt die Interessen von mehr als 2000 Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft in Deutschland.\r\n2 Zusammenfassung\r\n›\r\nDer BDEW unterstützt die bestehenden europäischen Klimaschutzziele und befürwortet grundsätzlich die Einführung eines verbindlichen Unionsziels für 2040 als Gemein-schaftsaufgabe in Europa. In jedem Fall muss die Zielfestlegung in Zusammenhang mit dem bestehenden und zukünftigen Maßnahmenrahmen gesetzt werden, um die Mach-barkeit sicherstellen zu können. Zu berücksichtigen ist, dass wichtige Parameter der EU-Klimaschutzarchitektur noch offen sind bzw. gesichert werden müssen wie insbeson-dere die Rahmenbedingungen für die Einführung des ETS 2, die weitere Ausgestaltung des ETS 1 und auch die Wirksamkeit und Anwendungsbereich des CBAM, damit sicher-gestellt wird, dass Carbon Leakage wirksam verhindert und insbesondere die besondere Situation der energieintensiven Industrie berücksichtigt wird. Erst in diesem Zusam-menhang kann eine Zielfestlegung erfolgen.\r\nSeite 4 von 19\r\n›\r\nFür das Gelingen der weiteren Transformation ist vor allem der ermöglichende Maß-nahmenrahmen, einschließlich entsprechender beihilferechtlicher Entscheidungen, maßgeblich. Der Fokus muss auf Maßnahmen sowie Planungs- und Investitionssicher-heit nicht auf Zieldiskussionen gerichtet sein. Dazu müssen insbesondere angesichts der veränderten geopolitischen und geoökonomischen Ausgangsbedingungen im Rahmen eines „EU-weiten Level-Playing-Fields“ Wettbewerbsfähigkeit, Standortsicherung ebenso wie strategische Resilienz und Versorgungssicherheit sichergestellt werden.\r\n›\r\nFür den BDEW ist Ausgangspunkt das deutsche Klimaschutzgesetz mit seiner Zielvor-gabe von -88 Prozent bis 2040 (ohne Senken und Flexibilitäten). Entscheidend ist, dass für Deutschland im Rahmen der EU-Lastenverteilung keine stärkere Belastung als beim deutschen Klimaziel erfolgt. Ein ab 2030 linear auf 2050 zulaufender Minderungspfad (77,5 Prozent) läge deutlich unter dem bisherigen Zielpfad Deutschlands.\r\n›\r\nDie Diskussion um das Zwischenziel 2040 darf nicht dazu führen, dass die EU-Kommis-sion und Mitgliedstaaten in ihren Anstrengungen bei der Umsetzung des Fit For 55-Pa-ketes nachlassen.\r\n›\r\nDer BDEW begrüßt die begrenzte Anrechenbarkeit internationaler Gutschriften über einen linearen Hochlauf bis zum Jahr 2040, gefolgt von einem linearen Auslaufen nach 2040 unter den Voraussetzungen einer fairen Allokation der Nutzung über alle Sektoren und Mitgliedstaaten, die Anwendung anspruchsvoller Kriterien für die Hochwertigkeit sowie die Beschränkung der Nutzung als „ultima ratio“ (Sicherheitsnetz) für die ex post Absicherung der Klimaschutzziele.\r\n›\r\nDauerhafte zertifizierte CO₂-Entnahmen aus EU-Projekten sollten frühzeitig unter Be-achtung des Schutzes der Wasserressourcen in das EU-ETS einbezogen werden.\r\n›\r\nEs müssen zusätzliche flankierende Maßnahmen zur CO2-Preisdämpfung und Entlas-tung vulnerabler Gruppen für das ETS 2 vorgesehen werden. Insbesondere sollte die Marktstabilitätsreserve für das ETS 2 über das Jahr 2031 hinaus fortgeführt werden.\r\n›\r\nDie Europäische Klimaschutzverordnung (ESR) sollte nach 2030 nicht in der bestehen-den Form mit einzelspezifischen Mitgliedstaatenvorgaben fortgeführt werden.\r\nSeite 5 von 19\r\n3 Stellungnahme des BDEW\r\n3.1 Zu Artikel 4 Abs. 3: Verbindliche Klimazielvorgabe der Union für 2040\r\nDie Verordnung (EU) 2021/1119 („EU Climate Law“) enthält im Hinblick auf die Verwirklichung des Ziels der Klimaneutralität bis 2050 in Artikel 4 Abs. 3 den Auftrag für die EU-Kommission, in 2025 einen Legislativvorschlag auf der Grundlage einer ausführlichen Folgenabschätzung vorzulegen, um diese Verordnung dahingehend zu ändern, dass ein Klimaziel der Union für 2040 darin aufgenommen wird. Unter Berücksichtigung des Gutachtens des Europäischen Wissenschaftlichen Beirats für Klimawandel und auf der Grundlage einer im Februar 2024 vor-gelegten Folgenabschätzung schlägt die EU-Kommission als verbindliche Klimazielvorgabe der Union für 2040 die Senkung der Nettotreibhausgasemissionen um 90 Prozent gegenüber 1990 vor. Der sich hieraus ergebende Zielpfad ist in Anlage 1 (Kapitel 3.3) dargestellt.\r\nIn der Folgenabschätzung zur Mitteilung über das Klimaziel für 2040 wurden drei Optionen mit unterschiedlicher Ambition untersucht (siehe Kapitel 3.4, Anlage 2). Die EU-Kommission präferiert in der Bewertung die Option 3 mit der höchsten Ambition, um die EU-Wirtschaft bis 2050 klimaneutral zu machen. Das von der Kommission empfohlene Ziel von 90 Prozent liegt hierbei an der unteren Grenze von Option 3 (90 – 95 Prozent) und an der oberen Grenze von Option 2 (85 – 90 Prozent Verringerung). Die Weiterverfolgung der Option 1 (linearer Re-duktionspfad 2030 – 2050) wird von der Kommission nicht empfohlen.\r\nDie zusätzliche Emissionsreduktion in Option 3 wird überwiegend durch die stärkere Nutzung und Anrechnung von technischen Kohlenstoffsenken (einschließlich Negativemissionen) in der Energiewirtschaft und Industrie erreicht. In der Industrie kommen zudem Wasserstoff und teilweise auch E-Fuels stärker zum Einsatz. Im Verkehr wird die zusätzliche Emissionsreduk-tion durch einen verstärkten Einsatz von E-Fuels im Straßenverkehr und im internationalen Flug- und Seeverkehr erzielt. Im Gebäudesektor werden für die zusätzliche Emissionsreduk-tion insbesondere ein verstärkter Einsatz von Wärmepumpen und etwas höhere Sanierungsra-ten vorgesehen. Für die Bereiche Landwirtschaft, Abfallwirtschaft und natürliche Senken werden keine wesentlichen zusätzlichen Minderungsbeiträge angenommen.\r\nDie EU-weite Bewertung der aktuellen endgültigen nationalen Energie- und Klimapläne zeigt, dass die EU auf einem guten Weg sei, um die Netto-Treibhausgasemissionen bis 2030 um rund 54 Prozent gegenüber dem Stand von 1990 zu senken, wenn die Mitgliedstaaten bestehende und geplante nationale Maßnahmen und EU-Vorgaben vollständig umsetzen.\r\nDie vollständige Umsetzung des Fit-for-55-Paketes für 2030 ist eine wichtige Voraussetzung dafür, dass die EU auf Kurs bleibt, um das Ziel für 2040 auf dem Weg zur Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen. Hierbei sind Anstrengungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen in allen Sektoren und eine Verbesserung der Entnahmen erforderlich.\r\nSeite 6 von 19\r\nAls wichtige Voraussetzungen für die Zielerreichung benennt der Entwurf in der Begründung und den Erwägungsgründen eine Reihe weiterer entscheidender „Enabler“:\r\n\r\nDas Energiesystem EU-weit ist bis 2040 zu dekarbonisieren.\r\n\r\nDie Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie ist zu stärken und gleiche Wettbewerbsbedingungen mit internationalen Partnern sind zu gewährleisten.\r\n\r\nEin effizientes und bürokratiearmes CO2-Grenzausgleichssystem (CBAM) ist voranzu-treiben, welches das Risiko der Verlagerung von CO2-Emissionen für europäische Er-zeuger und Ausführer von CBAM-Waren verringert.\r\n\r\nEinen neuen Rahmen für staatliche Beihilfen für den Deal für eine saubere Industrie, ist einschließlich der Einrichtung einer „Bank zur Dekarbonisierung der Industrie“ einzuführen.\r\n\r\nDer Zugang zu erschwinglicher sauberer Energie ist zu gewährleisten. Dabei ist ein großer Schwerpunkt auf einen gerechten Übergang, bei dem niemand zurückgelas-sen wird, zu legen, u. a. durch Einrichtung eines Klima-Sozialfonds, um finanziell schwächere Personen und Kleinstunternehmen bei der Energie- und Verkehrswende zu unterstützen.\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nDer BDEW unterstützt die bestehenden europäischen Klimaschutzziele und befürwortet grundsätzlich die Einführung eines verbindlichen Unionsziels für 2040 als Gemeinschaftsauf-gabe in Europa.\r\nIn jedem Fall muss die Zielfestlegung in Zusammenhang mit dem bestehenden und zukünfti-gen Maßnahmenrahmen gesetzt werden, um die Machbarkeit sicherstellen zu können. Zu be-rücksichtigen ist, dass wichtige Parameter der EU-Klimaschutzarchitektur noch offen sind bzw. gesichert werden müssen wie insbesondere die Rahmenbedingungen für die Einführung des ETS 2, die weitere Ausgestaltung des ETS 1 und auch die Wirksamkeit und Anwendungsbereich des CBAM, damit sichergestellt wird, dass Carbon Leakage wirksam verhindert und die beson-dere Situation der energieintensiven Industrie berücksichtigt wird. Erst in diesem Zusammen-hang kann eine Zielfestlegung erfolgen.\r\nFür das Gelingen der weiteren Transformation ist vor allem der ermöglichende Maßnahmen-rahmen, einschließlich entsprechender beihilferechtlicher Entscheidungen, maßgeblich. Der Fokus muss auf Maßnahmen sowie Planungs- und Investitionssicherheit, nicht auf Zieldiskussi-onen gerichtet sein. Dazu müssen insbesondere angesichts der veränderten geopolitischen\r\nSeite 7 von 19\r\nund geoökonomischen Ausgangsbedingungen Wettbewerbsfähigkeit, Standortsicherung ebenso wie strategische Resilienz und Versorgungssicherheit sichergestellt werden.\r\nDie Diskussion um das Zwischenziel 2040 darf allerdings nicht dazu führen, dass die EU-Kom-mission und Mitgliedstaaten in ihren Anstrengungen bei der Umsetzung des Fit For 55-Paketes nachlassen. Wichtige Parameter der EU-Klimaschutzarchitektur wie u.a. ETS 2, ein funktionie-render Carbon Leakage Schutz, inklusive eines wirksamen CBAM, aber auch die weitere Ausge-staltung des ETS 1, müssen so sichergestellt werden, dass Wettbewerbsfähigkeit und Leistbar-keit seitens der Bürger gewährleistet sind. Bevor neue Instrumente, Vorschriften und Maß-nahmen für die mittel- bis langfristige Zielerreichung ergriffen werden, müssen prioritär Ziel-erreichung und Einhaltung der Vorgaben für 2030 sichergestellt, ein spürbarer Bürokratieab-bau, die Ziele des Clean Industrial Deals und soziale Ausgleichsmaßnahmen sowie der Zugang zu erschwinglicher Energie für Privathaushalte auf den Weg gebracht werden.\r\nDie Deutsche Energiewirtschaft ist auf dem nationalen Zielpfad und wird nach den aktuellen Projektionen der Bundesregierung ihr nationales Sektorziel für 2030 absehbar erreichen. Für die nächsten Schritte benötigt sie stabile und verlässliche Rahmenbedingungen für Investiti-onssicherheit. Dazu gehören auch flankierende Maßnahmen, um in der Transformationsphase das energiewirtschaftliche Dreieck auszubalancieren (siehe unten).\r\nDie in der Folgenabschätzung untersuchte Option 2 und das für 2040 von der EU-Kommission vorgeschlagene Unionsziel für 2040 in Höhe von 90 Prozent auf Grundlage von Option 3 ent-sprechen beide in etwa dem Ambitionsniveau des nationalen Ziels des Bundes-Klimaschutzge-setzes für 2040 (88 Prozent Reduktion der Bruttoemissionen bis 2040 gegenüber 1990). Es liegt damit zwar deutlich über dem linearen Pfad zwischen den Zielen 2030 und 2050, der ei-nem Wert von 77,5 Prozent in 2040 entspräche. Gleichzeitig ermöglicht ein solcher Pfad eine Diskussion zu Anreizen, um die kosteneffiziente Reduzierungsschritte bis 2040 zu beschleuni-gen, um zugleich zusätzliche Zeit für die Zielerreichung der verbleibenden proportional teure-ren zehn Prozent bis zur Klimaneutralität zu erhalten.\r\nGleichzeitig ist entscheidend, dass in Zeiten von geopolitischen Unsicherheiten und verstärk-ten isolationistischen Tendenzen einseitige Belastungen der heimischen Industrie vermieden werden sollten. Berücksichtigung von Wettbewerbsfähigkeit und Stärkung von Standortbedin-gungen, Sicherung strategischer Resilienz und Versorgungssicherheit sind ebenso entschei-dend wie die Ermöglichung von Leistbarkeit für Bürgerinnen und Bürger.\r\nDie ambitionierte Treibhausgasreduktion um 90 Prozent lässt sich laut Folgenabschätzung nur über eine erhebliche Ausweitung der Nutzung von technischen Kohlenstoffsenken erreichen. Die Nutzung technischer und natürlicher Kohlenstoffsenken soll im Jahr 2040 zum Ausgleich von rund 50 Prozent der verbleibenden Bruttoemissionen führen. Die Annahmen der EU-\r\nSeite 8 von 19\r\nKommission zur Nutzung von Senken gehen damit weit über die Diskussionen und Ziele in Deutschland für die Nutzung von Senken im Inland hinaus.\r\nBei Anrechnung internationaler Gutschriften im vorgeschlagenen Umfang von drei Prozent-punkten auf das Zieljahr 2040 entspricht der Kommissionsvorschlag im Hinblick auf die inländi-sche Minderung der Option 2 der Folgenabschätzung.\r\nFür den BDEW ist Ausgangspunkt das deutsche Klimaschutzgesetz mit seiner Zielvorgabe von -88 Prozent bis 2040 (ohne Senken und internationale Flexibilitäten). Entscheidend ist, dass für Deutschland im Rahmen der EU-Lastenverteilung keine stärkere Belastung die Folge ist als es das nationale Bundes-Klimaschutzgesetz bereits festschreibt. Der Erhalt und die Stärkung der industriellen Wettbewerbsfähigkeit muss dabei ein zentraler Parameter sein. Das bedeutet auch, dass es keinesfalls zu einer weiteren Verschiebung von Emissionsminde-rungsanforderungen auf die ETS 1 -Sektoren mangels Zielerfüllung anderer Sektoren kom-men darf.\r\nEin ab 2030 linear auf 2050 zulaufender Minderungspfad (77,5 Prozent) läge deutlich unter dem bisherigen Zielpfad Deutschlands. Ein ambitionierterer Zielpfad bis 2040 und danach ein flacherer bis 2050, statt eines geradlinigen Zielpfads von 2030 auf 2050, müsste im Lichte der Erreichbarkeit in den einzelnen Sektoren gesetzt werden.\r\nUm die von der EU-Kommission untersuchte bzw. vorgeschlagene äußerst ambitionierte Sen-kung der EU-Nettotreibhausgasemission um 85 bis 90 Prozent (gemäß Optionen 2 und 3) bis 2040 gegenüber 1990 zu ermöglichen, müssen daher über die im Kommissionsvorschlag vor-gesehenen Leitlinien des Art. 4 Abs. 3 hinaus weitere wichtige systemische Voraussetzungen erfüllt werden:\r\n\r\nIm Sinne einer Stärkung der Standortbedingungen sind ein investitionsfreundliches Rahmenwerk, Bürokratieabbau, schnellere Genehmigungsverfahren und Maßnah-men zum Erhalt der globalen Wettbewerbsfähigkeit der EU-Ökonomie erforderlich. Der CBAM hat bisher nicht den Nachweis erbracht, dass er die europäische Industrie effektiv vor Carbon Leakage schützen kann. Damit Investitionen in CO₂-Minderung und CO₂-Abscheidung wirtschaftlich tragfähig werden, muss der CBAM gegenüber möglichen Manipulationen, etwa durch Handelspraktiken einzelner Staaten wie China, widerstandsfähig sein und innerhalb der EU zuverlässig und einheitlich grei-fen. Andernfalls besteht die Gefahr, dass CO₂-intensive Industrien wie Zement, Stahl oder Chemie ihre Produktion in Länder mit geringeren Klimaschutzauflagen verla-gern, was zu einer reinen Verschiebung der Emissionen statt zu ihrer tatsächlichen Reduktion führen würde.\r\nSeite 9 von 19\r\n\r\nBei der Überprüfung des Rechtsrahmens müssen Kosteneffizienz, Erschwinglichkeit von Energie, Versorgungssicherheit und Technologieneutralität noch stärker als in der Vergangenheit im Mittelpunkt stehen.\r\n\r\nDie geplante „Bank zur Dekarbonisierung der Industrie“ muss nach angemessenen Kriterien abgesichert und vorrangig auf die industriellen Sektoren und Aktivitäten ausgerichtet werden, die am schwersten zu dekarbonisieren sind, um den Übergang zur Klimaneutralität zu beschleunigen und die Emissionsreduzierung zu maximieren.\r\n\r\nMögliche Engpässe bei Rohstoffen, Arbeitskräften und Investitionsgütern sowie Ver-zögerungen des Markthochlaufs innovativer Technologien müssen angemessen be-rücksichtigt werden.\r\n\r\nEs muss ein weiterer entschlossener Ausbau erneuerbarer Energien in allen Mitglied-staaten erfolgen.\r\n\r\nDer Hochlauf von Märkten für erneuerbaren Wasserstoff und kohlenstoffarme Gase sowie von Technologien zur Kohlenstoffentnahme und dauerhaften Speicherung oder stofflicher Nutzung muss deutlich vor 2040 gelingen. Mit den aktuellen gesetzli-chen Regelungen zu RFNBOs wird dies nicht im Ansatz gelingen. Der aktuelle Rechts-rahmen bremst den Hochlauf und bedarf dringend der Überarbeitung.\r\n\r\nFür die Zielerreichung und den Erhalt der Versorgungssicherheit ist der Aufbau, Er-halt und Ausbau der Energienetze und -speicher, die Vorhaltung von steuerbaren Flexibilitäten für das Stromnetz sowie der grenzüberschreitende Aufbau eines Was-serstoffkernnetzes und eines CO2-Sammelnetzes, einschließlich „umgewidmeter“ be-stehender Infrastruktur, unabdingbar.\r\n\r\nEs ist eine deutliche Verstärkung der Sektorkopplung durch Elektrifizierung des End-energieverbrauchs bzw. Wärmeverbrauches mittels Wärmepumpen sowie Ausbau leitungsgebundener dekarbonisierter Wärmeversorgung erforderlich. Es darf jedoch nicht erwartet werden, dass der Gebäudesektor bis zum Jahr 2040 bereits vollstän-dig dekarbonisiert oder klimaneutral werden kann.\r\n\r\nEs müssen Leitmärkte für erneuerbare und kohlenstoffarme Energie- und Industrie-produkte entwickelt werden.\r\n\r\nEs besteht die Notwendigkeit, natürliche Kohlenstoffsenken langfristig zu erhalten, zu bewirtschaften und zu verbessern, die biologische Vielfalt zu schützen und wie-derherzustellen, die Luftqualität weiter zu verbessern sowie den Schutz der Wasser-ressourcen zu gewährleisten.\r\nSeite 10 von 19\r\n\r\nDie in das Climate Law neu aufgenommenen Leitlinien a - d sind nach der Maßgabe der im Folgenden beschriebenen Sachverhalte anzupassen bzw. umzusetzen.\r\n3.2 Zu Artikel 4 Absatz 4: Leitlinien für die Überprüfung der einschlägigen Rechtsvorschrif-ten der Union durch die EU-Kommission\r\n3.2.1 Leitlinie a): Beitrag hochwertiger internationaler Gutschriften\r\nDie Leitlinie sieht ab 2036 einen begrenzten Beitrag hochwertiger internationaler Gutschriften gemäß Artikel 6 des Übereinkommens von Paris zum Ziel für 2040, in Höhe von 3 Prozent der Nettoemissionen der EU im Jahr 1990, zur Unterstützung der EU und von Drittländern vor. Die vorgesehene Begrenzung entspricht einer Menge von ca. 140 Mio. t CO2, die auf der Grund-lage eines linearen Zielpfads verbucht werden sollen.\r\nDie Herkunft, die Qualitätskriterien und andere Bedingungen für den Erwerb und die Verwen-dung solcher Gutschriften sollen in nachgelagerten Rechtsvorschriften der Union, in denen so-lide und hohe Integritätskriterien und -standards sowie Bedingungen hinsichtlich der Her-kunft, des Zeitplans und der Verwendung dieser Gutschriften festgelegt werden. Dabei sollen diese internationalen Gutschriften gemäß den Erwägungsgründen für die Einhaltung der Vor-schriften auf dem CO2-Markt der EU keine Rolle spielen. Hierbei ist noch unklar, welche CO2-Märkte hier gemeint sind (EU-ETS 1 und/oder EU-ETS 2, weitere (freiwillige) CO2-Märkte).\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nVor dem Hintergrund der negativen Erfahrung mit JI- und CDM-Projekten im Rahmen des EU-Emissionshandels bietet Artikel 6 des Pariser Abkommens eine geeignete Grundlage für einen neuen Anlauf bei der Nutzung hochwertiger Gutschriften. Ausgehend von der Beschlusslage der COP 29 und der daran anknüpfenden weiteren Ausarbeitung der Umsetzungsregeln im Rahmen der internationalen Verhandlungen kann eine signifikante europäische Nachfrage den entscheidenden Hebel für den Hochlauf eines solchen internationalen Kohlenstoffmarktes ins-besondere für hochwertige Senkenzertifikate bilden. Die Leitlinie der Verordnung bedarf je-doch weiterer Konkretisierung im Hinblick auf das geplante Budget, den Zeitverlauf und die Nutzung der Gutschriften.\r\nHinsichtlich des insgesamt zur Verfügung stehenden Gutschriftenbudget bedarf es der Klar-stellung in der Leitlinie, ob das 3-Prozent-Kriterium einmalig für das Jahr 2040 (ca. 140 Mio. t CO2), linear hochlaufend über den Zeitraum 2036 – 2040 (ca. 350 Mio. t CO2) oder jährlich über den Zeitraum 2036 – 2040 (ca. 700 Mio. t CO2) anzuwenden ist.\r\nSeite 11 von 19\r\nDer BDEW begrüßt die Eröffnung der Anrechenbarkeit internationaler Gutschriften unter den folgenden Voraussetzungen:\r\n\r\nEine Anrechnung sollte nicht nur über den Zeitraum 2036 – 2040, sondern auch über 2040 hinaus zur Absicherung des Pfades hin zum Klimaneutralitätsziel vorgesehen werden. Der BDEW spricht sich in diesem Zusammenhang für einen linearen Hoch-lauf der Anrechenbarkeit bis zum Jahr 2040, gefolgt von einem linearen Auslaufen nach 2040 bis zum Jahr der Klimaneutralität aus.\r\n\r\nGleichzeitig sollte sichergestellt werden, dass die Einbindung von Gutschriften nicht dazu führt, dass eingeschlagene Transformationspfade in der Industrie hin zu Was-serstoff in Frage gestellt, verlangsamt oder anderweitig beeinträchtigt werden.\r\n\r\nEs ist eine faire Allokation des Beitrags bzw. der Nutzung über alle Sektoren und Mitgliedstaaten einschließlich CO2-Märkte sowie Land-, Abfall- und Abwasserwirt-schaft vorzunehmen.\r\n\r\nAls mögliche Kriterien für die Hochwertigkeit sollte für dauerhafte Kohlenstoffsen-ken als Mindestanforderung die Einhaltung des europäischen Zertifizierungsrahmens (CRCF) gefordert werden. Für Emissionsreduktionen sollten die „Do not significantly harm (DNSH)“-Kriterien der EU-Taxonomie beachtet werden. Es sollten nur neue zu-sätzliche Gutschriften und keine verbleibenden Restkontingente aus dem CDM-Me-chanismus genutzt werden. Zudem sollten keine internationalen Gutschriften aus Projekten der Kernkraft oder großen Wasserkraft bezogen werden.\r\n\r\nDie Nutzung internationaler Projektgutschriften durch die EU-Kommission oder die Mitgliedstaaten sollte als „ultima ratio“ erst nach Ausschöpfen aller inländischen Flexibilitäten ermöglicht werden („Sicherheitsnetz“).\r\n\r\nBei der Überprüfung, Nachjustierung und Umsetzung der einschlägigen Rechtsvor-schriften und europäischen Klimaschutzinstrumente sollte keine ex-ante Berücksich-tigung des möglichen Beitrags internationaler Projektgutschriften erfolgen.\r\n\r\nIn Ergänzung hierzu sind stabile Energiepartnerschaften zur Verwirklichung bilatera-ler Projekte erforderlich (z. B. im Gas- und Wasserstoffsektor).\r\n\r\nDie Nutzung von internationalen Gutschriften zur Erfüllung der Abgabeverpflichtung im europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS) zum Ausgleich schwer vermeid-barer Restemissionen sollte nicht von vorneherein im Climate Law ausgeschlossen\r\nSeite 12 von 19\r\nwerden, sondern ergebnisoffen\r\nim Rahmen der anstehenden Überarbeitung der Emissionshandelsrichtlinie (Richtlinie 2003/87/EG) geprüft werden.\r\n3.2.2 Leitlinie b): Rolle dauerhafter Entnahmen in der EU im Rahmen des EU-ETS\r\nIm Rahmen der Überarbeitung der Richtlinie 2003/87/EG im Jahr 2026 beabsichtigt die EU-Kommission vorzuschlagen, dauerhafte CO2-Entnahmen in der EU in das EU-ETS aufzunehmen, um Restemissionen aus schwer zu dekarbonisierenden Sektoren auszugleichen.\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nAus Sicht des BDEW ist die weitreichende Nutzung naturbedingter und industrieller Kohlen-stoffsenken unabdingbarer Bestandteil einer umfassenden Strategie zum Erreichen des EU-Ziels der Klimaneutralität bis spätestens 2050 und negativer Emissionen danach.\r\nIn der Gesamtschau bleiben die Vermeidung von Treibhausgasemissionen sowie der Ausbau der natürlichen Senken die obersten Prioritäten auf dem Weg in eine klimaneutrale Zukunft. Natürliche und technische Senken sind erforderlich zur Erreichung der Klimaschutzziele, dür-fen jedoch das Ambitionsniveau der Vermeidung von Emissionen nicht mindern. Diese Priori-sierung darf zugleich nicht als zeitliche Abfolge missverstanden werden. Investitionen in Car-bon-Management-Maßnahmen und die Etablierung einer CO2-Transportinfrastruktur müssen schnellstmöglich initiiert und parallel zu anderen Klimaschutzmaßnahmen vorangetrieben werden, damit sie ihren notwendigen Beitrag zur Klimaneutralität rechtzeitig leisten können.\r\nDie Verabschiedung des einheitlichen Zertifizierungsrahmens Ende 2024 ist wesentliche Vo-raussetzung für eine transparente und verlässliche Überwachung, Berichterstattung und Über-prüfung der vorübergehend oder dauerhaft entfernten Kohlenstoffmengen. Darüber hinaus sorgt der Rahmen für Vergleichbarkeit und Wettbewerb zwischen verschiedenen Lösungen für die CO2-Entnahmetätigkeiten auf den CO2-Märkten und ermöglicht einen EU-weiten Handel mit Entnahmezertifikaten sowie eine Nutzung durch Mitgliedstaaten und Unternehmen im Rahmen des EU-Emissionshandels.\r\nAufgrund der jährlich sinkenden Emissionsobergrenzen kann unter der derzeitigen Rechtslage davon ausgegangen werden, dass ab etwa dem Jahr 2040 keine neuen Emissionszertifikate für den Emissionshandel für ortsfeste Anlagen (ETS1) und ab etwa 2045 für den Brennstoffemissi-onshandel (ETS2) mehr ausgegeben werden.\r\nDas schrumpfende Cap und die abnehmende Liquidität auf dem Kohlenstoffmarkt können die Funktionsweise des Kohlenstoffmarktes und die Preisstabilität für den Kauf der\r\nSeite 13 von 19\r\nEmissionszertifikate beeinträchtigen. Vor diesem Hintergrund sollten ETS-Unternehmen CO₂-Entnahmezertifikate zur Erfüllung ihrer Verpflichtungen nutzen dürfen, um damit Anreize für Investitionen in Technologien zur CO₂-Entnahme zu setzen, deren Umsetzung einen entspre-chenden zeitlichen Vorlauf erfordert.\r\nDaher sollten schnellstmöglich ausschließlich dauerhafte CO₂-Entnahmen gemäß dem Car-bon Removal Certification Framework (CRCF) in das EU-ETS einbezogen werden.\r\nDie Nutzung von CO2-Entnahmeeinheiten aus industriellen CO2-Entnahmetätigkeiten sollte zum Ausgleich von nicht oder nur schwer vermeidbaren Emissionen im Rahmen des EU-Emis-sionshandels zugelassen werden. Damit können den Anlagenbetreibern vor dem Hintergrund des schnellen Abschmelzens der Emissionsobergrenzen neue Perspektiven und Geschäftsmo-delle auf dem Pfad zur Klimaneutralität eröffnet, die integrierte stoffliche Nutzung von Koh-lenstoff bzw. CO2 an den Standorten befördert und die für eine verlässliche CO2-Preisbildung erforderliche Liquidität im Markt geschaffen werden.\r\nZu diesem Zweck müssen CO2-Entnahmeeinheiten übertragbar und EU-weit handelbar sein sowie auf Antrag des Inhabers in Emissionsberechtigungen umgetauscht werden. Doppelan-rechnung in unterschiedlichen Ländern sowie Doppelzählung von Zertifikaten bei der Erfüllung von Abgabepflichten müssen durch ein EU-Register und Anpassungen der nationalen und un-ternehmerischen Treibhausgasinventare vermieden werden.\r\nNegative Emissionen werden sich in der Marktanlaufphase allerdings nicht ausschließlich über den CO₂-Preis finanzieren können. Es ist eine zusätzliche finanzielle Unterstützung (z. B. über CCfDs) erforderlich, um die Lernkurven zu beschleunigen und den Aufbau der notwendigen Infrastruktur anzustoßen. Hierbei ist ein transparenter CO₂-Marktpreis für Entnahmen ent-scheidend für die Nutzung von CCfDs als Finanzierungsinstrument.\r\nBei der Finanzierung der Infrastruktur muss dafür gesorgt werden, dass die ersten angeschlos-senen Betriebe nicht übermäßig für den Transport belastet werden. Es bedarf gezielter Maß-nahmen zur Verringerung von Investitionsrisiken beim Aufbau der benötigten Infrastruktur.\r\nBei allen Aspekten muss der Schutz der Wasserressourcen unter allen Bedingungen sicherge-stellt werden. In Deutschland ist aufgrund der dichten Besiedlung, der Schutzwürdigkeit der Trinkwasserressourcen sowie tektonischer und seismischer Bedenken nur die Offshore-Spei-cherung von CO2 zu betrachten. Lagerstätten für die dauerhafte unterirdische Onshore-Spei-cherung von CO2 sind für Deutschland nicht zu berücksichtigen.\r\nSeite 14 von 19\r\n3.2.3 Leitlinie c): Flexibilität über die verschiedenen Sektoren hinweg\r\nBei der Überarbeitung des Rechtsrahmens soll die EU-Kommission eine größere Flexibilität über die verschiedenen Sektoren hinweg berücksichtigen, um die Verwirklichung der Klima-schutzziele auf kosteneffiziente Weise zu unterstützen.\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nDer BDEW spricht sich für die gezielte Fortsetzung bzw. zusätzliche Aufnahme von Flexibilitä-ten in das EU-ETS aus. Die Flexibilitäten müssen jedoch strikt regelbasiert und für die Markt Teilnehmer transparent und vorhersehbar ausgestaltet werden.\r\nAls mögliche Elemente für eine gezielte Weiterentwicklung und kosteneffiziente Erreichung der Minderungsziele kommen insbesondere in Frage:\r\n\r\nEs sollten zusätzliche flankierende Maßnahmen zur Entlastung vulnerabler Gruppen für das ETS2 vorgesehen werden.\r\n\r\nDie Marktstabilitätsreserve für das ETS2 sollte über das Jahr 2031 hinaus fortge-führt und frühzeitige Versteigerungen schon ab 2026 durchgeführt werden.\r\n\r\nDie perspektivische Zusammenführung von ETS1 und ETS2 sollte geprüft werden. Der BDEW lehnt eine kurzfristige Einbeziehung der Bereiche Gebäude und Verkehr in das ETS1 ab. Diese würde voraussichtlich zu sehr viel höheren CO2-Zertifikatspreisen führen, was sich in erster Linie auf die bereits im ETS1 erfassten Sektoren auswirken würde. Für die neu erfassten Sektoren hingegen, hätte dies aufgrund der unter-schiedlichen Preiselastizitäten und Vermeidungskosten das Risiko, dass dort Anstren-gungen zur THG-Minderung schwächer ausfallen würden als bei separat formulier-ten Zielen für diese Bereiche. Für Industrieunternehmen würde sich zudem durch ge-stiegene Zertifikatspreise die Gefahr des Carbon Leakage erhöhen. Langfristiges Ziel (post 2030) sollte allerdings eine sektorübergreifende, europäische Lösung zur mög-lichst einheitlichen CO2-Bepreisung angestrebt werden. Der Zeitpunkt der Zusam-menführung sollte in Abhängigkeit der zu erwartenden Angleichung der CO2-Vermei-dungskosten bestimmt werden.\r\n\r\nDarüber hinaus sollte die EU-Kommission ihre Anstrengungen für ein Linking mit vergleichbaren „Cap & Trade“ Systemen anderer Länder und Regionen (z. B. Groß-britannien) im Einklang mit Artikel 25 der ETS-Richtlinie deutlich verstärken.\r\nSeite 15 von 19\r\n\r\nIm EU-ETS ist die Nutzung von Emissions- und Senkenzertifikaten aus Nicht-EU-Staa-ten, die Teil des ETS sind (z. B. Norwegen, Island) und aus Ländern und Regionen mit Linking-Abkommen (z. B. Schweiz und ggf. künftig Großbritannien) zu ermöglichen.\r\nDarüber hinaus sollte auch für die nicht von der CO2-Bepreisung erfassten Bereiche ein effizi-entes Sicherstellen des indikativen EU-Zielpfades und der verbindlichen EU-Ziele durch die Nutzung von Flexibilitäten durch Kommission und Mitgliedstaaten eingeräumt werden:\r\n\r\nDie Vorwegnahme oder Übertragung von Minderung auf nachfolgende Jahre für ei-nen noch zu definierenden Verpflichtungszeitraum (z. B. in Fünfjahresscheiben).\r\n\r\nDie Einrichtung einer Reserve von internationalen Gutschriften als Sicherheitsnetz für die Zielerfüllung (siehe Punkt a) ).\r\n\r\nFalls die europäische Klimaschutzverordnung (Verordnung (EU) 2018/842 - ESR) und die LULUCF-Verordnung (Verordnung (EU) 2018/841) für die Zeit nach 2030 fortge-führt werden: Verknüpfung von land- und forstwirtschaftlicher Emissionsminderung mit LULUCF-Senken (siehe Art. 7 ESR und Art. 12 LULUCF). Das Fortführen dieser Fle-xibilitäten bei der Zielerreichung post 2030 wäre sinnvoll, da insbesondere in Verbin-dung mit den erforderlichen Minderungsmaßnahmen und strukturellen Maßnahmen in der Landwirtschaft die Nutzung von land- und forstwirtschaftlichen Senkenprojek-ten mögliche Synergien bilden kann.\r\nDie Anrechnung natürlicher Kohlenstoffsenken auf die Klimaschutzziele der Union und der Mitgliedstaaten bedarf eines verlässlichen Rahmenwerks für die Bilanzierung und entschlosse-ner Programme der Mitgliedstaaten zum Erhalt, Ausbau und Bewirtschaftung, wobei auch die möglichen zunehmenden Auswirkungen des Klimawandels (verlängerte Trockenperioden, mehr Überschwemmungen, intensivere Stürme und weitere Extremwetterereignisse etc.) und mögliche Effekte auf die Wasserwirtschaft mitbedacht werden müssen.\r\n3.2.4 Leitlinie d): Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030\r\nDie Leitlinie sieht vor, dass Kosteneffizienz und Solidarität als Teil der Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030 unter Berücksichtigung der jeweiligen nationalen Gegebenheiten bei der Fortführung der EU-Klimaschutzverordnung (Effort Sharing Regulation - ESR) zu berücksichtigen sind.\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nSeite 16 von 19\r\nAus Sicht des BDEW sollte die ESR nach 2030 nicht in der bestehenden Form mit einzelspezi-fischen Mitgliedstaatenvorgaben fortgeführt werden.\r\nSollte eine Fortführung der bestehenden Systematik dennoch erfolgen, so sind folgende As-pekte für die Zeit nach 2030 zwingend zu berücksichtigen:\r\n\r\nEs darf keine automatische „proportionale“ Fortschreibung der Mitgliedstaatenziele der ESR für 2030 bis 2040 zu Lasten Deutschlands (anhand des Kriteriums BIP per Ca-pita) erfolgen.\r\n\r\nEs ist eine Neubewertung der Vermeidungskosten und –potenziale in den Mitglied-staaten und des Konzepts von „Kosteneffizienz und Solidarität“ nach geltender ESR für die Zeit nach 2030 erforderlich.\r\n\r\nEs darf keine Fortführung der Flexibilitätsmöglichkeit für bestimmte Mitgliedstaaten nach Verringerung von EU-ETS-Zertifikaten (Art. 6 ESR) zu Lasten Deutschlands und der vom EU-ETS erfassten Aktivitäten vorgesehen werden.\r\n\r\nVom ETS2 erfasste Brennstoffemissionen sind aus dem ESR-Anwendungsbereich (un-ter Berücksichtigung des nationalen Opt-in weiterer Emissionen in den EU-ETS) her-auszunehmen.\r\n\r\nDer Brennstoffeinsatz in landwirtschaftlichen Feuerungsanlagen sollte EU-weit in das ETS2 aufgenommen werden.\r\n\r\nEs ist ein kohärenter EU-weiter Ansatz zur Emissionsminderung in der Abfallwirt-schaft (einschließlich Abfallverbrennung) ohne Carbon-Leakage-Risiko und Fehlanrei-zen für Deponierung erforderlich.\r\n\r\nAnstelle einer „residualen ESR“ sollten die nicht von der EU-weiten CO2-Bepreisung erfassten Emissionen verstärkt über komplementäre EU-weite Instrumente adres-siert werden (Technische Standards, Agrarpolitik, Kreislaufwirtschaft etc.).\r\nSeite 17 von 19\r\n3.3 Anhang 1: Zielpfad der EU für Klimaneutralität und Klimazielarchitektur für 2040\r\nAbbildung 1: Zielpfad der EU für das Erreichen der Klimaneutralität 2050\r\nAbbildung 2: EU-Klimazielarchitektur und Instrumente in 2040\r\nSeite 18 von 19\r\n3.4 Anhang 2: Vergleich der in der Folgenabschätzung der EU-Kommission untersuchten Op-tionen\r\nParameter\r\nOption 1\r\nOption 2\r\nOption 3\r\nJahr 2040\r\nLineare Trajektorie (EU Klimagesetz)\r\nFit for 55 (zzgl. RePo-werEU)\r\nZusätzliche Maßnah-men\r\nNetto-THG-Minde-rung (geg. 1990)\r\n-78%\r\n(75 – 80%)\r\n-88%\r\n(85 – 90%)\r\n-92%\r\n(90 – 95%)\r\nBrutto-THG-Minde-rung (geg. 1990)\r\n-74%\r\n-82%\r\n-85%\r\nBudget 2031-2050 (Mrd. t CO2eq)\r\n21 GT\r\nBis zu 18 GT\r\nBis zu 16 GT\r\nErforderliche THG-Minderung bis zur Kli-maneutralität\r\n50% der Anstren-gungen bis 2040 über 2031-2050\r\n66% der Anstrengun-gen bis 2040 über Zeitraum 2031-2050\r\n75% der Anstrengun-gen bis 2040 über Zeitraum 2031-2050\r\nJährliche Minderung\r\n2031-2040: -2,2%\r\n2041-2050: -2,2%\r\n2031-2040: -2,8%\r\n2041-2050: -1,5%\r\n2031-2040: -3,3%\r\n2041-2050: -1,0%\r\nBrutto THG-Emission in 2040\r\n1273 Mio. t\r\n912 Mio. t\r\n748 Mio. t\r\nBeitrag technischer & natürlicher Senken\r\n-220 Mio. t\r\n-365 Mio. t\r\n-392 Mio. t\r\nNetto THG-Emission in 2040\r\n1051 Mio. t\r\n548 Mio. t\r\n356 Mio. t\r\nEE-Anteil am Brutto-Endenergieverbrauch\r\n65%\r\n72%\r\n75%\r\nVerringerung End-energieverbrauch\r\n-34% geg. 2015\r\n-34% geg. 2015\r\n-35% geg. 2015\r\nSeite 19 von 19\r\nAnsprechpartner/Ansprechpartnerin\r\nDr.-Ing. Martin Ruhrberg\r\nFachgebietsleiter Luftreinhaltung und Klima-schutz\r\nTel.: 030-300199-1518\r\nMartin.ruhrberg@bdew.de\r\nDustin Kich\r\nBDEW EU-Vertretung\r\n+32 2 774 5111\r\nDustin.Kich@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020069","regulatoryProjectTitle":"Einführung gezielter regulatorischer Anreize zur Flexibilitätsbereitstellung im Wasserstoffsystem","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/af/624010/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300240.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 10. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nFlexibilitätsquellen im Wasserstoffsystem\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Begriffliche und systemische Einordnung ........................................................... 4\r\n3 Schnittstellen zu Strom- und Wärmesystem ....................................................... 5\r\n4 Quellen und Bereitsteller von Flexibilität ........................................................... 6\r\n5 Zeitliche Entwicklung und Relevanz in der Clusterphase ..................................... 7\r\n6 Aktuelle Herausforderungen und notwendige Rahmenbedingungen .................. 8\r\n7 Fazit .................................................................................................................. 8\r\nSeite 3 von 9\r\n1 Einleitung\r\nWasserstoff wird eine Schlüsselrolle in der Dekarbonisierung von Industrie und Energiewirt-schaft spielen, da er Erneuerbare Energien speicherbar und damit verlässlich nutzbar macht. Durch die Möglichkeit, Energie in großen Mengen über längere Zeiträume zu speichern, kön-nen Versorgungslücken bei schwankender Wind- und Solarstromproduktion ausgeglichen wer-den. Die sichere Stromversorgung in einem zunehmend auf Erneuerbaren Energien basieren-den Energiesystem braucht Wasserstoff - und insbesondere Wasserstoffkraftwerke und -spei-cher - um auch die Dunkelflaute abzusichern. Die zukünftig benötigte sichere Bandlieferung von Wasserstoff für die Industrie kann in der ersten Phase des Hochlaufs nur durch sicher ver-fügbare große Flexibilitäten ermöglicht werden. So schafft Wasserstoff die Grundlage, volatile grüne Energie flexibel verfügbar zu machen und sektorenübergreifend einzusetzen.\r\nDamit Wasserstoff diese Rolle erfüllen kann, ist jedoch auch innerhalb des Wasserstoffsystems ein hohes Maß an Flexibilität erforderlich. Kurzfristige Lastwechsel, mittelfristige Schwankun-gen und saisonale Unterschiede prägen Erzeugung, Transport und Nutzung von Wasserstoff. Um eine bedarfsgerechte und sichere Versorgung zu gewährleisten, braucht es somit Flexibili-tätsquellen - insbesondere, um durch ein bedarfsgerechtes Angebot den Hochlauf des Was-serstoffmarktes zu ermöglichen sowie einen stabilen Netzbetrieb sicherzustellen, der die Grundvoraussetzung für einen funktionierenden Wasserstoffmarkt bildet.\r\nDieses Grundsatzpapier definiert und kategorisiert Flexibilitäten, beschreibt den spezifischen Bedarf im Wasserstoffsystem und formuliert Empfehlungen für Politik, Regulierung und Marktakteure. Dabei wird vor allem auf die speziellen Herausforderungen während des not-wendigen Markthochlaufs eingegangen. Das Papier ergänzt damit die vom BDEW formulierten Leitsätze und Kernforderungen für den Wasserstoffhochlauf, welche Technologieoffenheit, Systemintegration und Investitionssicherheit betonen, die den entstehenden Wasserstoff-markt flankieren müssen.\r\nSeite 4 von 9\r\n2 Begriffliche und systemische Einordnung\r\nFlexibilität im Energiesystem ist grundsätzlich die Veränderung von Einspeisung oder Ent-nahme als Reaktion auf ein externes Signal (z.B. Preissignale oder eine Aktivierung durch den Marktgebietsverantwortlichen)1.\r\nFlexibilitätsquellen im Wasserstoffbereich sind dadurch gekennzeichnet, dass sie die Fähigkeit besitzen, Angebot und Nachfrage von Wasserstoff dynamisch und bedarfsgerecht aneinander anzupassen. Ziel ist es, effizient auf Schwankungen in Wasserstoffproduktion und -nutzung zu reagieren. Sie unterstützen die Integration Erneuerbarer Energien, die Sektorkopplung sowie das gesamte Energiesystem und leisten daher einen entscheidenden Beitrag zur Versorgungs-sicherheit und Systemstabilität. Regelenergie hat dabei eine besondere Bedeutung inne. Durch die kurzfristige Bereitstellung von Flexibilität gewährleistet sie einen sicheren Betrieb des Wasserstoffnetzes und bildet damit die Basis eines funktionierenden Wasserstoffmarkts.\r\nZu unterscheiden sind daher folgende zeitliche Kategorien:\r\n›\r\nKurzfristige Flexibilität: Minuten bis wenige Stunden, vor allem relevant für Netzbetrieb und Regelenergie.\r\n›\r\nMittelfristige Flexibilität: Tage bis wenige Wochen, entscheidend zur Glättung meteorolo-gisch bedingter Produktionsschwankungen.\r\n›\r\nLangfristige Flexibilität: Saisonaler Ausgleich, z. B. zwischen Sommerüberproduktion und winterlicher Nachfrage.\r\nAktuelle Herausforderung ist, dass sich der Wasserstoffmarkt erst in der Entstehung befindet. Er verfügt daher über deutlich weniger flexible Ressourcen als das etablierte Erdgasnetz. Zu-dem unterscheidet sich Wasserstoff durch eine geringere Energiedichte im Vergleich zum Erd-gas (Faktor 3-4 geringer) mit dem Resultat, dass auch das Ausgleichspotenzial im Netz, wie z.B. der Leitungspuffer der Netzbetreiber (Linepack), deutlich geringer ist. Das notwendige Spei-cher- und Ausgleichspotenzial muss daher aus den ans Netz angeschlossenen, entsprechend dimensionierten Speichern oder anderen Flexibilitätsquellen kommen. Mit wachsender Spei-cherinfrastruktur und zunehmender Digitalisierung werden künftig große\r\n1 In Analogie zum Stromsektor und der Diskussion zum Demand-Side-Management ist darüber hinaus die Unter-scheidung wichtig, ob eine Reduktion der Entnahme (Flexibilität als Lastsenkung) durch eine spätere Entnahme-erhöhung nachgeholt werden muss oder nicht (Nachholeffekt).\r\nSeite 5 von 9\r\nFlexibilitätskapazitäten verfügbar sein. Dennoch bleiben die Flexibilitätsbandbreiten im Was-serstoffnetz, die sich aus der aktuell in Erarbeitung befindlichen Logik der grünen Zone2 erge-ben (BNetzA-Festlegung WasABi), langfristig kleiner als im Erdgasnetz. Umso wichtiger ist es, bereits jetzt geeignete Anreize zur Flexibilitätsbereitstellung durch die Marktakteure für die Clusterphase (s. Kapitel 5) sowie die Phase des deutschlandweiten Marktgebietes zu schaffen. Hinzu kommt, dass Planungs-, Genehmigungs- und Bauphasen für einige Quellen mehrere Jahre in Anspruch nehmen werden.\r\n3 Schnittstellen zu Strom- und Wärmesystem\r\nWasserstoff ist in mehrfacher Hinsicht mit anderen Energiesektoren verbunden. Besonders relevant ist die Schnittstelle zum Stromsystem. Wasserstofferzeuger - vor allem, aber nicht ausschließlich Elektrolyseure - koppeln die Systeme: Sie arbeiten als flexible Lasten, sofern Strombezugsvorgaben die Fahrweise nicht einschränken. Bis zur Erreichung eines erneuerba-ren Anteils von 90 Prozent im Marktgebiet bleibt das Betriebsprofil von Erzeugungsanlagen für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs) stark von regulatorischen Krite-rien abhängig. Mit steigender Durchdringung volatiler Einspeiser wie Elektrolyseuren, die ab-hängig vom Dargebot Erneuerbarer Energien Wasserstoff erzeugen, entsteht ein zusätzlicher Bedarf an Flexibilität im Wasserstoffsystem. Wasserstoffspeicher können hier doppelt wirken: als Quelle von zusätzlichen Molekülen bei Unterdeckung und als Senke für Überschüsse. In Zeiten von Überschussstrom dienen Elektrolyseure als Senken, in Dunkelflauten können Was-serstoffspeicher als Quelle zur Rückverstromung zur Verfügung stehen, bspw. in Kraftwerken oder KWK-Anlagen. Flexibilität im Wasserstoffsystem kann somit entscheidend zur Integration Erneuerbarer Energien in allen Sektoren beitragen und eine entscheidende Rolle bei der Siche-rung der Stabilität im Stromnetz einnehmen. Redispatch-Maßnahmen sind ein bewährtes In-strument, um Netzengpässe zu managen und kurzfristig Stabilität sicherzustellen. Eine allei-nige Betrachtung von Redispatch-Maßnahmen greift in der Komplexität des Systems dabei zu kurz. Vielmehr ist ein Business Case notwendig, der auch weitere Flexibilitätsdienste ermög-licht.\r\n2 In der Festlegung zum Wasserstoff Ausgleichs- und Bilanzierungsmodell (WasABi) der Bundesnetzagentur be-schreibt die grüne Zone einen stabilen Zustand des Netzes. Wenn der Netzzustand innerhalb dieser grünen Zone liegt, sind keine Ausgleichsmaßnahmen oder Anreize im Wasserstoff-Marktgebiet erforderlich.\r\nSeite 6 von 9\r\nDie tatsächliche Ausgestaltung der Wärmewende und der Anteil von Wasserstoff in der Bereit-stellung von Gebäudewärme ist noch ungewiss und in Fachkreisen nicht abschließend erör-tert. Für eine echte sektorübergreifende Optimierung braucht es datenbasierte Schnittstellen, klare Bilanzierungsregeln und ökonomische Signale, die Lastverschiebungen zwischen Strom-, Gas- und Wärmesystem steuern.\r\n4 Quellen und Bereitsteller von Flexibilität\r\nIm zukünftigen Wasserstoffsystem können unterschiedliche Akteure Flexibilitätsquellen be-reitstellen. Zu den Flexibilitätsquellen zählen bei Betrachtung des deutschlandweiten Markt-gebietes Wasserstoffspeicher, vor allem Kavernen- aber auch Poren- sowie Röhrenspeicher, Wasserstofferzeugungsanlagen wie Elektrolyseure oder Dampfreformierungsanlagen, Grenz-übergangspunkte, Importterminals, Ammoniakcracker und Industrieunternehmen mit flexib-len Bedarfen sowie Rückverstromungseinheiten (u.a. Wasserstoffkraftwerke). Die Flexibilitäts-quellen unterscheiden sich stark in ihren Eigenschaften, die für die Flexibilitätsbereitstellung relevant sind. Hier zu nennen sind bspw. ihre voraussichtliche mengenmäßige und geographi-sche Verfügbarkeit, der Zeitpunkt, ab wann die Option dem System tatsächlich zur Verfügung stehen wird sowie die technischen Einschränkungen und betrieblichen Möglichkeiten der Quelle im Bedarfsfall einer Flexibilitätsbereitstellung. Zudem ist die Unterscheidung von einer Lastreduktion und einer Lastverschiebung bei einer Flexibilitätsbereitstellung entscheidend. Technisch können Elektrolyseure bspw. ihre Last in Sekunden anpassen, auch wenn dies je nach Ausmaß der Lastanpassung mit Risiken behaftet sein kann. Betriebswirtschaftlich lohnt sich diese Flexibilität nur, wenn Strom- und Wasserstoffpreise entsprechende Signale geben. Hinzu kommen die bereits erwähnten regulatorisch indizierten Einschränkungen bei der Pro-duktion von RFNBOs. Wasserstoffimporte über Terminals oder Pipelines bieten mittel- und langfristige Spielräume, erfordern jedoch eine koordinierte Netzplanung.\r\nDer heutige Einsatz von Speicheranlagen im Erdgas resultiert in wesentlichen Teilen aus hohen saisonalen Speicherbedarfen, begründet durch die Heizperiode. Der Speicher-/Flexibilitätsbe-darf im zukünftigen Wasserstoffmarkt wird sich aufgrund der neuen Kundenstruktur (höherer Industrieanteil, fluktuierende Einspeisung von Elektrolyseuren, geringerer Raumwärmeanteil) deutlich kurzfristiger entwickeln. Es werden Speichersysteme benötigt, die agil und flexibel Wasserstoff bereitstellen können. Hierfür sind Kavernenspeicher besonders geeignet, wobei auch Porenspeicher v.a. für die saisonale Speicherung eine bedeutende Rolle spielen. Hinzu-kommt, dass die benötigte sichere Bandlieferung für die Industrie in der ersten Phase des Hochlaufs im Wesentlichen durch Speicher unterstützt werden kann.\r\nSeite 7 von 9\r\nAuf der anderen Seite können Importterminals durch die stabile Einspeisung von Wasserstoff-mengen in das Wasserstoffsystem einen wichtigen Beitrag dazu leisten, Flexibilitätsbedarfe auf der Nachfrageseite zu reduzieren. Deutschland wird weiterhin ein Energieimporteur blei-ben. Importe tragen somit nicht nur zu einer Diversifizierung der Energiebeschaffung und -ver-sorgung bei und reduzieren die Abhängigkeit von Energielieferanten aus dem außereuropäi-schen Ausland, sondern helfen bei der Stabilisierung des Energiesystems. Es ist demnach zwin-gend erforderlich, parallel die Grundlagen und Voraussetzungen für den Import von Wasser-stoff und seinen Derivaten weiterentwickelt werden. Hier würde eine Europäische Wasser-stoff-Allianz wichtige gemeinsame Arbeit leisten können.\r\nDie diversen Unterschiede der Quellen machen deutlich: Die Bewertung der Flexibilitätspoten-ziale muss technologieoffen und systemisch erfolgen. Ein besonderes Augenmerk liegt auf der Frage, in welchen Phasen des Hochlaufs welche Flexibilitätsquellen technisch und wirtschaft-lich verfügbar sind.\r\n5 Zeitliche Entwicklung und Relevanz in der Clusterphase\r\nWie bereits beschrieben steigen die Flexibilitätsbedarfe aber auch die Flexibilitätspotenziale im System mit zunehmender Zahl von Einspeisern und Verbrauchern, in der Hochlaufphase sind die Quellen jedoch noch begrenzt. Die wenig vermaschten, kleineren Netzsysteme/Clus-ter sind zu Beginn tendenziell durch eine direkte Lieferbeziehung geprägt. Zudem ist in der Aufbauphase des Kernnetzes davon auszugehen, dass im Zeitverlauf ein nur sehr begrenzter Regelenergiemarkt existiert. Darüber hinaus werden sich die Regelenergieoptionen in den Clustern voraussichtlich sehr unterschiedlich entwickeln. Dies stellt besondere Anforderungen an die Systemplanung. Cluster sollten deshalb im Rahmen des Möglichen bereits zu Beginn be-rücksichtigen, dass sie möglichst viele Flexibilitätsoptionen beinhalten. Um Perspektiven und Anreize für die Bereitstellung von Flexibilitäten zu bieten sowie den Markthochlauf zu fördern, sollten die Mechanismen zur Flexibilitätsbeschaffung von Anfang an möglichst marktbasiert ausgestaltet werden.\r\nWasserstoffspeicher stellen eine wichtige Flexibilitätsoption dar. In den Clustern, in denen Speicherkapazitäten zunächst nicht ausreichend vorhanden sind, werden in einem begrenzten Umfang Alternativen gefunden werden müssen. Ein Austausch über Herausforderungen und Rahmenbedingungen zwischen Bilanzkreisverantwortlichen/Händlern, Speicherbetreibern, Betreibern anderer Flexibilitätsquellen und Netzbetreibern wäre in diesem Zusammenhang sinnvoll.\r\nSeite 8 von 9\r\n6 Aktuelle Herausforderungen und notwendige Rahmenbedingungen\r\nKurzfristig bestehen wesentliche Herausforderungen im Flexibilitätsmarkt für Wasserstoff. Die verfügbare Flexibilitätsmenge ist absehbar knapp. Ohne gezielte Ausbaudynamik bei Spei-chern, intelligent gesteuerten Elektrolyseuren und flexiblen Verbrauchern droht eine struktu-relle Unterdeckung. Cluster mit wenigen Akteuren bieten nur begrenzte Ausgleichsmöglichkei-ten. Flexibilitätsquellen, wie beispielsweise industrielle Lastverschiebung oder Kurzzeitspei-cher mögen technisch machbar sein, drohen aber ohne entsprechende Marktanreize wirt-schaftlich nicht aktiviert zu werden. Zudem ist der regulatorische Rahmen für viele potenzielle Anbieter noch unklar, z.B. bzgl. der Teilnahme am Regelenergiemarkt. Untergrundspeicher mit Speichervolumen von mehreren TWh bieten hohes Flexibilitätspotenzial, benötigen jedoch hohe Anfangsinvestitionen und lange Vorlaufzeiten für Planung, Genehmigung, Bau und Inbe-triebnahme. Um die notwendige Flexibilität rechtzeitig verfügbar zu machen, müssen heute die richtigen Investitionssignale und -anreize gesetzt werden. Hinzu kommt, dass die Pro-dukte, mit denen die Flexibilitätsquellen aktiviert werden können, noch nicht ausgestaltet sind und wesentliche Regularien fehlen. Hier müssen Preissignale entstehen, sodass Betreiber von Quellen ein betriebswirtschaftliches Interesse an der Bereitstellung der Flexibilität für das Sys-tem haben. Dazu gehören verlässliche Erlösperspektiven, regulatorische Planungssicherheit sowie pragmatisch ausgestaltete Regulierung und die gezielte Förderung von Speicherinfra-struktur mit langfristiger Wirkung.\r\n7 Fazit\r\nEs ist festzuhalten, dass in der Hochlaufphase des Wasserstoffsystems Flexibilitätsquellen, wie z.B. Wasserstoffspeicher sowie flexible Einspeiser oder Abnehmer im Wasserstoffsystem, be-grenzt sein werden. Das Flexibilitätsangebot im heutigen Erdgassystem ist für Wasserstoff da-her nicht ansatzweise vergleichbar. Die unterschiedlichen Clusterentwicklungen bereiten zu-sätzliche Schwierigkeiten, da zum Teil ganz unterschiedliche Anforderungen bei der Bereitstel-lung und der Abnahme von Flexibilitäten bestehen.\r\nDie Verfügbarkeit und Bereitstellung von Flexibilität ist dennoch ein zentraler Erfolgsfaktor für den Markthochlauf von Wasserstoff und die Sektorkopplung: Flexibilitätsquellen im Wasser-stoffsystem ermöglichen die Integration volatiler Erzeugung, gleichen regionale Ungleichge-wichte aus und stabilisieren das Gesamtsystem mit besonderen Vorteilen für die Stabilität des Stromsystems. Der Handlungsbedarf ist klar: Bereits heute müssen regulatorische, marktliche und infrastrukturelle Voraussetzungen geschaffen werden, die einen effizienten Einsatz von Flexibilität in ausreichendem Maße ermöglicht. Wasserstoffuntergrundspeicher als zwin-gende, systembildende Voraussetzung für einen Wasserstoffmarkt, Elektrolyseure und flexible Verbraucher benötigen Planungssicherheit und wirtschaftliche Anreize. Gleichzeitig muss der\r\nSeite 9 von 9\r\nOrdnungs- und Regulierungsrahmen klar definieren, wie Flexibilität systemdienlich aktiviert und vergütet werden kann. Nur durch ein koordiniertes Vorgehen von Politik, Regulierung und Wirtschaft lässt sich das Potenzial von Wasserstoff als flexibler Energieträger erschließen und im Sinne des gesamten Energiesystems optimieren."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020070","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/94/df/624012/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300246.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW · Reinhardtstraße 32 · 10117 Berlin\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nHauptgeschäftsführung\r\nKerstin Andreae (Vorsitzende)\r\nAndrees Gentzsch\r\nDr. Kirsten Westphal\r\nMartin Weyand\r\nUSt-IdNr: DE 814902527\r\nAmtsgericht Charlottenburg\r\nVR 26587 B\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nBelgien\r\nBankverbindung\r\nBerliner Volksbank\r\nIBAN: DE80 1009 0000 8848 0410 00\r\nBIC: BEVODEBB\r\nSeite 1 von 3\r\nFollow-Up zur Sondersitzung des Beirats am 17. September 2025\r\nSehr geehrte Mitglieder des Beirats, sehr geehrte Teilnehmerinnen und\r\nTeilnehmer der Sondersitzung des Beirats,\r\nam 17. September 2025 hatten BDEW und VKU die Gelegenheit, ihre Sicht\r\nauf den NEST-Prozess in der Sondersitzung des Beirats vorzustellen. Wir\r\nwissen, dass das nicht selbstverständlich ist, und sind dankbar für diese\r\nMöglichkeit. Die Präsentation haben wir diesem Schreiben nochmal beigelegt.\r\nIm Rahmen der produktiven Diskussion wurden wir gebeten, insbesondere\r\ndie Werte und die Herleitung der präsentierten Berechnung näher\r\ndarzustellen, als es in dem zehnminütigen Vortrag möglich war. Dem kommen\r\nwir gerne nach. Wir haben in dem beiliegenden Dokument zudem\r\nauch die im Rahmen der Beiratssitzung gestellten und noch offen gebliebenen\r\nFragen aufgenommen und – soweit möglich – beantwortet.\r\nDie Branche teilt das Ziel, die Energiewende kosteneffizient und versorgungssicher\r\nzu gestalten. Gleichzeitig muss die Leistungs- und Investitionsfähigkeit\r\nder Netzbetreiber erhalten bleiben. Diesen Zielen werden die\r\nvorliegenden Festlegungsentwürfe nicht gerecht.\r\nDie Aufgabe ist groß. Unsere zentralen Anliegen und Sorgen konnten in\r\nden letzten Wochen trotz Austausch mit der BNetzA nicht ausgeräumt\r\nwerden:\r\nBeirat der Bundesnetzagentur\r\nTeilnehmerinnen und Teilnehmer der Sondersitzung\r\nBerlin, 24. September 2025\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nMitglied des Präsidiums\r\nTelefon: +49 30 300 199-1000\r\nTelefax: +49 30 300 199-3000\r\nkerstin.andreae@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 3\r\n1. Der NEST-Prozess darf nicht dazu führen, Netzbetreibern regulatorisch\r\nMittel zu entziehen, die dringend für die anstehenden Aufgaben der\r\nEnergiewende benötigt werden.\r\n2. Der Betriebskosten-Faktor (OPEX-Aufschlag) muss nicht nur für Strom\r\nVNB im regulären Verfahren, sondern für alle Netzbetreiber gelten.\r\nAuch die Gasnetzbetreiber und die 600 Verteilnetzbetreiber im Vereinfachten\r\nVerfahren setzen die Energiewende durch Transformation und\r\nNetzanschlüsse vor Ort um und brauchen dafür die Mittel.\r\n3. Für den Fremdkapitalzins braucht es eine dynamische Anpassung des\r\nZinssatzes an das jeweilige Marktniveau. Der Vorschlag eines historisch\r\nfixierten 7-Jahresdurchschnitts sorgt dafür, dass Netzbetreiber\r\naufgrund höherer Finanzierungskosten am Markt für jeden Euro aufgenommenes\r\nFremdkapital die entstehenden Kostenunterdeckungen\r\nquerfinanzieren müssen.\r\n4. Der Entfall von Sicherheitsmechanismen im Effizienzvergleich der\r\nNetzbetreiber destabilisiert die Effizienzwertberechnung und macht\r\nsie weniger robust. Die gesetzlich verankerte Erreichbarkeit eines Effizienzwertes\r\nvon 100 Prozent ist nicht mehr gegeben. Es braucht einen\r\nEffizienzvergleich der gerichtsfest alle als effizient deklarierten Kosten\r\nanerkennt.\r\n5. Der Zweijahresverzug beim VPI/Xgen ist methodisch falsch und führt\r\nzu systematischen Unterdeckungen der Betriebskosten, da die Kosten\r\ndes Netzbetriebs in den nächsten Jahrzehnten des Aus- und Umbaus\r\nder Netze gesichert steigen.\r\nMit NEST wird der Regulierungsrahmen für den Betrieb, Erhalt und Ausbau\r\nder Netzinfrastruktur in Deutschland und das Gelingen der Energiewende\r\ngesetzt. Als Branche sind wir stets um maximale Transparenz bemüht.\r\nKeinesfalls darf es zu Entscheidungen kommen, wenn die Folgen\r\nnicht ausreichend geprüft wurden.\r\nWenn Sie Fragen haben, zögern Sie daher bitte nicht, mit den Kolleginnen\r\nund Kollegen beim BDEW und VKU Kontakt aufzunehmen.\r\nSeite 3 von 3\r\nIm Namen der beteiligten Verbände verbleiben wir,\r\nmit freundlichen Grüßen\r\nKerstin Andreae Andrees Gentzsch\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung Mitglied der Hauptgeschäftsführung\r\nund Mitglied des Präsidiums\r\nAnlagen\r\n› Präsentation BDEW/VKU zur Beiratssitzung am 17. September 2025\r\n› BDEW/VKU Nachtrag zur Beiratssitzung am 17. September 2025\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020070","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2f/5c/624014/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300247.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Nachtrag zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur vom 17.09.2025\r\n24.09.2025\r\nIn der Beiratssitzung vom 17. September 2025 haben wir als Vertreter der Netzbetreiber in\r\nDeutschland dargestellt, wie sich die Vorschläge der BNetzA zur Änderung des Regulierungsrahmens\r\nmassiv negativ auf die Investitionsfähigkeit der Netzbetreiber auswirken. Aufgrund\r\nder Kürze der zur Verfügung stehenden Zeit (10 Minuten) konnten wir die Berechnungsgrundlage\r\nnicht näher darstellen. Dem Wunsch des Beirats, die Zahlen im Nachgang näher zu erläutern,\r\nkommen wir mit den nachfolgenden Ausführungen daher sehr gerne nach.\r\n1 Berechnung der NEST-Effekte (aus der Beiratssitzung vom 17.09.)\r\nZentrales Schaubild zur Veranschaulichung der Effekte ist die folgende Darstellung, die sich in\r\nzwei Teile gliedert: Links sind die von der BNetzA berechneten Effekte dargestellt (Tabelle 1),\r\nrechts die weitergehenden Berechnungen der Branche (Tabelle 2).\r\nZu den Werten: Der Darstellung der BNetzA folgend, werden die Veränderungen prozentual\r\nmit Bezug zur Erlösobergrenze ausgewiesen. Die Erlösobergrenze jedes einzelnen Netzbetreibers\r\nwird auf der Grundlage der geltenden Regulierungsmethodik und den tatsächlichen Kosten\r\neines Netzbetreibers zuzüglich der zugestandenen Verzinsung des eingesetzten Kapitals\r\nermittelt. Die Regulierungsbehörden prüfen und genehmigen die beantragte Erlösobergrenze.\r\nAus der genehmigten Erlösobergrenze bilden die Netzbetreiber ihre Netzentgelte.\r\nSeite 2\r\nIm Ergebnis zeigt die Veränderung der Erlösobergrenzen deshalb die Veränderungen v.a. aus Sicht der Netzkunden. Für die Netzbetreiber und die Investoren sind dagegen die Auswirkun-gen auf die Erträge aus der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung deutlich aussagekräftiger. Im Ergebnis ist die Bezugsgröße aber nicht relevant. Denn beide Bezüge führen zu dem glei-chen Ergebnis:\r\nDen Netzbetreibern werden durch die Methodenänderungen Mittel von -5 bis -7 Milliarden Euro/Regulierungsperiode entzogen. Dieses Geld steht nicht mehr für die Netzmodernisierung und die Energiewende zur Verfügung.\r\n1.1 BNetzA-Berechnung\r\nEOG (ohne KA dnb - alt)\r\nBNetzA Berechnung Mai 2025\r\nVerzinsung (EK,FK kalk GeWSt) mit Übergangsregelung\r\n0,3%\r\nStrukturelle Änderungen EK-Zinssatz - arithmetisches Mit-tel (+0,6%)\r\n1,2%\r\nVerkürzung Abbaupfad auf 3 Jahre\r\n-0,3%\r\nEffizienzwert (Bo Methoden, MW Kosten, ohne Skalie-rung)\r\n-0,8%\r\nEffizienzbonus\r\n-0,1%\r\nVPI-PF (nur CAPEX Auswirkungen)\r\n-0,7%\r\nBereinigung VPI-PF bei volatilen Kosten - Verlustenergie\r\n-0,2%\r\nBKZ Zinsbonus\r\n0,2%\r\nAbzug Umbuchung AiB\r\n-0,2%\r\nOPEX Anpassung1\r\n2,4%\r\nEOG (ohne KA dnb) nach Änderungen NEST\r\n1,7%\r\nIn Tabelle 1 sind die von der BNetzA im Mai 2025 errechneten und mit der Branche besproche-nen Auswirkungen von NEST dargestellt. Diese Zahlen sind von der Behörde transparent veröf-fentlicht und können gemeinsam mit den Kommentierungen des BDEW auf der Internetseite der BNetzA eingesehen werden (Link). Diese Zahlen konnte die Branche mithilfe eigener Rech-nungen weitgehend bestätigen. Nur die Zahl zur Auswirkung der OPEX-Anpassungen (rot her-vorgehoben) konnte nicht nachgerechnet oder bestätigt werden, da die relevanten Eckpunkte der verwendeten Methodik nicht bekannt waren und noch heute nicht sind.\r\n1.2 Berechnung weitergehender Effekte durch die Verbände\r\nTabelle 2 wurde von den Verbänden erstellt. Sie beinhaltet weitere Effekte, die von der BNetzA nicht berechnet bzw. berücksichtigt wurden. Sie basieren auf den weitergehenden Be-rechnung durch den Gutachter Polynomics (veröffentlicht auf BNetzA-Seite) zu den\r\nSeite 3\r\nAuswirkungen der Veränderungen beim Effizienzvergleich sowie auf weiteren Effekten, die nach Mai 2025 bekannt geworden sind. Auf diese neuen Effekte soll im Folgenden eingegan-gen werden.\r\nEOG (ohne KA dnb) nach Änderungen NEST\r\n1,7%\r\nFehlende Effekte\r\nEffekt Anpassung Schwellenwerte Vereinfacher im de-stabilisierten Effizienzvergleich\r\n-2,3%\r\nEntfall Korrektur Wagniszuschlag EK-Zins (0,48%)\r\n-1,0%\r\nUnterdeckung FK-Zins 5. RP\r\n-2,1%\r\nEOG VNB Strom reguläres Verfahren\r\n-3,7%\r\nKeine OPEX-Anpassung NB Strom vereinfachtes Verfah-ren / NB Gas\r\n-2,4%\r\nEOG VNB Strom vereinfachtes Verfahren\r\n-6,1%\r\nKein BKZ Zinsbonus NB Gas\r\n-0,2%\r\nEOG VNB Gas und FNB Gas\r\n-6,3%\r\n2 Einordnung der Grobabschätzung NEST der BNetzA\r\n2.1 OPEX-Anpassung\r\nMaßgeblicher Treiber für das von der BNetzA dargestellte positive Ergebnis in Tabelle 1 ist die für die 5. Regulierungsperiode geplante OPEX-Anpassung bei den Stromnetzbetreibern.\r\nDie Branche kann die angesetzten 2,4% für die OPEX-Anpassung nicht validieren, da weder die Inputdaten noch die Methodik klar ist. So kann der neue Mechanismus nur ausreichende Wirkung entfalten, wenn z.B.\r\n›\r\nauf Schwellenwerte verzichtet wird und\r\n›\r\nPlan-Werte zur Anwendung kommen.\r\nBei der Bewertung dieser Zahl ist zudem zu berücksichtigen, dass der OPEX-Aufschlag nur für die Verteilnetzbetreiber (VNB) Strom im regulären Verfahren gilt, nicht für die 600 VNB im Strom im vereinfachten Verfahren und nicht für die Gasnetzbetreiber.\r\nAls Nachtrag wurde uns zugetragen, dass die BNetzA ihre angesetzten 2,4% auf 2% reduziert hat. Da wir weder die Grundlagen der Erstberechnung kennen noch zu der Korrektur offizielle Informationen vorliegen, können wir die Zahl weiterhin nicht bestätigen.\r\nIm Gegenteil nährt die deutliche Korrektur der Zahl Zweifel, ob die Folgen der geplanten OPEX-Methodik hinreichend klar gerechnet sind und wie belastbar die seitens der Behörde für die Netzbetreiber als positiv gewertete Größe ist. Allein diese Veränderung reduziert die\r\nSeite 4\r\nErlösobergrenzen um weitere 0,4 Prozent, d.h. um rund 400 Millionen Euro in einer Regulie-rungsperiode.\r\nDie dauerhaften strukturellen Verschlechterungen sind dagegen belastbar. Aufgrund der nur einmaligen (nur 5. Regulierungsperiode) und der selektiven Wirkung (nur Strom -Verteilnetz-betreiber im regulären Verfahren) sowie der fehlenden Belastbarkeit der Wirkung, darf der Ef-fekt nicht in die Gesamtbetrachtung einbezogen werden. Ohne diesen Effekt, wäre das Ergeb-nis schon nach eigener Berechnung der BNetzA für alle Netzbetreiber negativ.\r\n3 Berechnung bisher fehlender struktureller Effekte\r\nAus Sicht der Branche ist die Bewertung der BNetzA aus dem Mai 2025 nicht vollständig. Einige Aspekte wurden nicht bzw. nur unvollständig berücksichtigt. Somit hat keine vollständige Be-trachtung der strukturellen NEST-Effekte stattgefunden und ist auch nicht vom wissenschaftli-chen Beirat der BNetzA (WAR) vorgenommen worden.\r\nUm die Auswirkungen der Vorschläge auf die Netzbetreiber vollständig zu erfassen, hat der BDEW seine Grobabschätzung aus dem Mai 2025 anhand von Unternehmensdaten weiterent-wickelt und um die bisher nicht berücksichtigten Effekte ergänzt. Diese Weiterentwicklung der Gesamtrechnung ist in Tabelle 2 dargestellt und folgt der der BNetzA am 07. Mai vorgestellten Vorgehensweise (Link).\r\n3.1 Wirkung weiterer Netzbetreiber im destabilisierten Effizienzvergleich (-2,3 Prozent EOG)\r\nDer Effekt von -2,3 % auf die EOG ergibt sich aus der geplanten zusätzlichen Teilnahme von 29 Stromverteilnetzbetreibern im regulären Verfahren des Effizienzvergleichs. Der Grund hierfür liegt in der angestrebten Änderung des Zulassungskriteriums für das Vereinfachte Verfahren. Der Effekt wirkt zusätzlich zu den bereits in der Tabelle der BNetzA (Tabelle 1) berücksichtig-ten Erlösrückgängen von -1,2% im Effizienzvergleich (-0,3% Abbaupfadverkürzung zzgl. -0,8% Entfall von Sicherheitsmechanismen für die Effizienzwertberechnung und -0,1% Entfall des Effi-zienzbonus).\r\nIm Rahmen eines Expertenaustausches zum Effizienzvergleich mit der BNetzA am 14. Juli 2025 stellte der Gutachter Polynomics diese Negativeffekte ausführlich vor. Die Analysen sind auf der Homepage der BNetzA öffentlich zugänglich (Link).\r\nDiese zusätzlichen negativen Effekte wurden robust berechnet. Wir haben auf Basis der Daten der 4. Regulierungsperiode die Teilnahme von 29 neuen Netzbetreibern am regulären Effizi-enz-Benchmarking Verfahren simuliert mit öffentlich zugänglichen Parametern und fundierten gutachterlichen Schätzungen. Sämtliche Werte haben wir der BNetzA zur Verfügung gestellt.\r\nSeite 5\r\nWie kommt es zu der massiven Verschlechterung der Durchschnittseffizienz? Aufgrund der geringeren Effizienz weniger zum Effizienzvergleich neu hinzukommenden Netzbetreiber, ergibt sich in der SFA (Stochastic Frontier Analysis/Stochastische Effizienz-grenzenanalyse1) ein Negativeffekt („Sogwirkung“), welcher zu einer Verschlechterung der Effizienzwerte für alle übrigen Netzbetreiber führt. Dieser Effekt ist rein methodisch be-dingt. 188 VNB erhalten in der SFA niedrigere Effizienzwerte im Vergleich zum Status Quo im derzeitigen Regulierungsrahmen. Die unteren 20% der VNB verlieren im Schnitt 7,3%-Punkte und einige sogar bis zu 12%-Punkte ihrer rechnerischen Effizienz. Die massive Effizienzwert-verschlechterung ist dabei nicht etwa auf tatsächliche Kostensteigerungen bzw. Ineffizien-zen zurückzuführen, sondern ausschließlich auf die geplanten methodischen Änderungen der BNetzA. Dieser Effekt wurde seitens der BNetzA nicht berücksichtigt. Zudem können die Effekte zukünftig noch größer ausfallen: Der Anreiz, ins Regelverfahren zu wechseln, steigt mit NEST, da es im Vereinfachten Verfahren kein OPEX-Element geben soll. Durch die fehlende OPEX-Anpassung im vereinfachten Verfahren könnten, unabhängig vom Schwellenwert, noch weitere Teilnehmer in das reguläre Verfahren wechseln und den Effizienzvergleich zum Nachteil aller beeinflussen. Mit der Hinzunahme weiterer Kostenposi-tionen in den Effizienzvergleich (z.B. mit dem Redispatch, Personalzusatzkosten) entstehen weitere (potenziell negativ wirkende) Unsicherheiten für Netzbetreiber im Effizienzver-gleich. Dieser Effekt wurde bislang nicht einberechnet. Kann die BNetzA diesen Effekt bestätigen? Die BNetzA vertrat in der Beiratssitzung die Meinung, dass dieser Effekt durch ein neu zu de-finierendes Benchmarking-Modell gelöst würde. Diese Aussage kann von uns nicht bestätigt werden, da die BNetzA bisher keine Berechnungen oder Analysen zum Einfluss von neuen Teilnehmern aus dem vereinfachten Verfahren veröffentlicht hat. Der von der Branche nachgewiesene negative SFA-Effekt („Sogwirkung“) und damit das sig-nifikante Absinken der Effizienzwerte wird nicht durch eine simple Anpassung der Modellpa-rameter zu beheben sein. Die Ergebnisse von Polynomics haben gezeigt, dass der negative Einfluss nicht auf die Größe oder Anzahl der neuen Teilnehmer zurückzuführen ist, sondern\r\n1 Die Stochastic Frontier Analysis (SFA) ist ein statistisches Verfahren, das in der Anreizregulierung eingesetzt wird, um die Effizienz von Netzbetreibern zu vergleichen. Dabei wird eine theoretische Effizienzgrenze geschätzt. Abweichungen von dieser Grenze werden in einen ineffizienzbedingten Anteil und zufällige externe Einflüsse zer-legt. Auf dieser Basis lassen sich die individuellen Effizienzwerte der Netzbetreiber bestimmen, die wiederum in die Festlegung der Erlösobergrenzen eingehen.\r\nSeite 6\r\nauf die Kostenstrukturen einiger (nicht aller!) neuen Teilnehmer. Diese Ineffizienz ist von der Parameterwahl unabhängig. Auch wenn in Einzelfällen eine Parameteränderung eine Ver-besserung des Effizienzwertes zur Folge haben kann, ist stark anzuzweifeln, dass der Effekt „wegparametriert“ werden kann.\r\nSind Effizienzwerte von 100% weiterhin erreichbar? BDEW/ VKU: Durch den Entfall der SFA-Skalierung wären in dieser Methode Effizienzwerte von 100% nicht mehr erreichbar. Das lässt sich eindeutig sagen. Auch Netzbetreiber mit stark unterschiedlichen Kostenbasen TOTEX und sTOTEX könnten in der Methode DEA künf-tig nur noch schwer einen Effizienzwert von 100% erreichen, da nunmehr der Mittelwert aus beiden Kostenbasen herangezogen werden soll. Wir halten dies für gesetzeswidrig, da jeder Netzbetreiber eine 100% Effizienz erreichen können muss.\r\nLösungsvorschlag:\r\nDie Wirkungen der verschiedenen Eingriffe in die Methodik der Effizienzwertermittlung sind massiv und bewirken eine erhebliche Verunsicherung der Netzbetreiber. Selbst die effizientes-ten Netzbetreiber müssen mit Nachteilen rechnen, die Wirkweise der neuen Methodik ist höchst unsicher. Es sollte ein Weg gefunden werden, um ein robustes Effizienzvergleichsver-fahren sicherzustellen. Wir schlagen vor, dass es zunächst bei der derzeitigen Systematik bleibt und BNetzA und Branche im Jahr 2026 gemeinsam an der Entwicklung einer metho-disch robusten Gesamtsystematik für die zukünftige Ausgestaltung des Effizienzvergleichs-verfahrens arbeiten. Der derzeitige Vorschlag zur Weiterentwicklung ist nicht adäquat und wird den zukünftigen Anforderungen nicht gerecht.\r\n3.2 Wegfall der Korrektur des Wagniszuschlags aus der 4. Regulierungsperiode (-1,0% EOG)\r\nIn der Festlegung des EK-Zins 2021 wurde nach dem Konsultationsverfahren für die 4. Regulie-rungsperiode der Wagniszuschlag um 0,48% erhöht. Diese Korrektur ist in den Vorschlägen der BNetzA nicht enthalten und wirkt damit für die Berechnung des Gesamteffekts negativ. Die Nichtgewährung neutralisiert weitgehend die von der BNetzA durch die Umstellung auf das arithmetische Mittel erwarteten Positiveffekte. Der Effekt wird auf -1 % der EOG geschätzt. Bezieht man die Positiveffekte der von der BNetzA gerechneten Umstellung auf das arithmeti-sche Mittel mit ein, verbleiben statt der 1,2 Prozent nur noch 0,2 Prozent Verbesserung bei der EK-Zins Veränderung.\r\nSeite 7\r\nWie hoch sollte die Eigenkapital-Verzinsung für die Netzbetreiber sein und wo stehen wir im internationalen Vergleich? Am Ende muss die regulatorische EK-Verzinsung sich daran bemessen, ob sie international wettbewerbsfähig ist. Der europäische Rechnungshof hat bereits jetzt darauf hingewiesen, dass Deutschland hier im europäischen Vergleich Schlusslicht ist (vgl. NERA-Darstellungen aus BNetzA Expertenaustausch vom 9. Mai 2025, Link).\r\nKann die BNetzA den Effekt aus der Korrektur des Wagniszuschlages bestätigen? Die BNetzA hat im Beiratstermin bestätigt, dass die BNetzA nicht beabsichtigt, die Korrektur des Wagniszuschlages methodisch-strukturell erneut zu gewähren. Damit bestätigt die Be-hörde, dass dieser Negativeffekt (entgegen ihrer eigenen Darstellung) in die Gesamtbetrach-tung einzubeziehen ist.\r\n3.3 Systematische Unterdeckung beim FK-Zins durch die Umstellung bei der Ermittlung des FK-Zinssatzes (-2,1% EOG)\r\nFür die Branche kam der Vorschlag der Behörde, dass der kalkulatorische Fremdkapitalzins (FK-Zins) für Bestandsinvestitionen mithilfe eines historisch fixierten 7-Jahresdurchschnitts ohne Dynamisierung während der Regulierungsperiode berechnet werden soll, völlig überraschend.\r\nSeite 8\r\nIn keinem der vielen Fachdialoge zu dem Themenkomplex wurde diese Option mit der Branche erörtert. Die Regulierungsbehörde berechnet den Zinssatz jetzt als 7-Jahresdurchschnitt statt - wie bislang im NEST-Prozess kommuniziert - über 5 Jahre. Durch diese Vorgehensweise wer-den die Niedrigzins-Jahre 2020 und 2021 (unter 0,7 %) einbezogen und fallen stark ins Ge-wicht. Warum ergibt sich eine Verschlechterung um 2,1 % bezogen auf die EOG? Die von der Branche berechneten 2,1 % Erlösrückgänge bezogen auf die Erlösobergrenzen ergeben sich konkret aus dem Unterschied zwischen dem 5- und dem 7-Jahresdurchschnitt der Zinsreihe „10y EUR Utilities BBB“. Der aktuelle Wert von 3,7% wurde hierfür bis ins Jahr 2026 fortgeschrieben. Beim 7-Jahresdurchschnitt gehen damit zwei Jahre mit außergewöhn-lich niedrigen Zinssätzen (2020: 0,67%, 2021: 0,56%) in die Berechnung ein. Die geschätzte Verschlechterung i.H.v. -2,1 % errechnet sich auf Basis einer geschätzten Regulated Asset Base der VNB Strom im Jahr 2026 von ca. 65 Mrd. EUR und dem pauschalen FK-Anteil im WACC i.H.v. 60 %. Wird der Fremdkapitalzins in 2027 - wie von der BNetzA vorgeschlagen - auf Basis eines 7-Jahresdurchschnitts festgelegt, ergibt sich, bedingt durch die übermäßig starke Gewichtung der Niedrigzinsjahre (hier 2/7, das entspricht rund 30%), ein regulatorisch zugestandener FK-Zins von etwa 2,7 %. Dieser liegt klar unter den tatsächlichen Finanzierungskosten am Markt und würde zu einer strukturellen Unterdeckung von mindestens 1 % führen – die Unter-nehmen müssten diese Lücke aus der zugestandenen Eigenkapitalverzinsung ausgleichen. Im Ergebnis würde sich eine Verschlechterung von rund 2 Mrd. € für die Branche über die 5. RP ergeben. Eine Festlegung in 2026 würde die Finanzierungslücke sogar noch deutlich vergrößern, da der FK-Zins dann nur bei rd. 2,3% liegen würde.\r\nNachfolgendes Bild verdeutlicht die Ermittlung der Zinssätze:\r\nSeite 9\r\nLösungsvorschlag:\r\nBNetzA und die Netzbetreiber haben sich im Rahmen des NEST-Prozess bei der Einführung des pauschalierten Verzinsungskonzeptes (WACC) darauf verständigt, die Fremdkapitalkosten wäh-rend der Regulierungsperiode bestmöglich gemäß ihrer Entwicklung an den Finanzmärkten ab-zubilden. Bereits im bisherigen Regulierungssystem wurden die effizienten FK-Kosten über die Kostenprüfung immer in voller Höhe anerkannt. Die im Rahmen der Kostenprüfung genehmig-ten Zinssätze spiegelten damit immer einen Mischzinssatz im Finanzierungsportfolio der Netz-betreiber wider, so dass eine Kostendeckung erreichbar war. Wichtig ist zu wissen, dass Netz-betreiber die Finanzierung von Bestandsanlagen rollierend immer wieder neu vereinbaren. Im Jahr der Refinanzierung gilt deshalb der jeweils aktuell zu erzielende Marktzinssatz. Um sicher-zustellen, dass die regulatorische Kostenanerkennung der Entwicklung möglichst gerecht wird, müssen die Fremdkapitalkosten während der Regulierungsperiode dynamisiert werden, so dass in einem rollierenden Durchschnitt die tatsächliche Entwicklung der Fremdkapitalkosten Jahr für Jahr abgebildet wird. Ein solcher Anpassungsmechanismus ist für Regulierungsbehör-den und Netzbetreiber einfach umsetzbar und eine faire Lösung für die Netznutzer, da die Fremdkapitalkosten gemäß ihrer Marktentwicklung eingepreist und auch entsprechende Zins-senkungen unmittelbar an die Kunden weitergegeben werden. Ausgangsbasis für die im An-schluss erfolgende Dynamisierung sollte bei der Systemumstellung in der 5. Regulierungsperi-ode - wie zuvor bereits erläutert - die Ermittlung der Fremdkapitalkosten über einen 5-jähri-gen-Durchschnittszeitraum bilden.\r\n3.4 Strom-Verteilernetzbetreiber im Vereinfachen Verfahren\r\nVNB Strom im Vereinfachten Verfahren sollen nach den Vorschlägen der BNetzA – ebenso wie die Gasnetzbetreiber – nicht den einmaligen OPEX-Aufschlag nutzen können. Für die 5. Regu-lierungsperiode belaufen sich die Negativeffekte für diese Netzbetreibergruppe auf -6,1% (be-zogen auf die EOG). Die Argumentation der BNetzA, Unternehmen im Vereinfachten Verfahren seien nicht im Effizienzvergleich und der OPEX-Faktor sei daher auszusetzen, erscheint unver-hältnismäßig. Vereinfachungen können zu einem sachgerechteren Ergebnis als keine Berück-sichtigung. Wie lässt sich der OPEX-Aufschlag für Netzbetreiber aus dem Vereinfachten Verfahren ein-fach umsetzen? Ein OPEX-Aufschlag für Netzbetreiber aus dem Vereinfachten Verfahren ist einfach umzuset-zen. So könnte die Abgabe relevanter Daten einerseits freiwillig sein. Andererseits sind für den OPEX-Aufschlag nur 6 Strukturparameter extra bereitzustellen. Diese sollten für die meisten Unternehmen ohne Probleme bereitgestellt werden können, zumal sie bereits im\r\nSeite 10\r\nMarktstammdatenregister (MaStR) oder im Rahmen von Monitoringberichten ermittelt und bereitgestellt (z.B. Jahreshöchstlast) werden.\r\n3.5 Gas-Verteilnetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber (FNB)\r\nGas-Netzbetreiber (VNB und FNB) sollen wie oben beschrieben nicht von dem einmaligen OPEX-Aufschlag profitieren. Zudem soll es keinen Bonus für Baukostenzuschüsse (BKZ) für diese Netzbetreibergruppe geben. Für die 5. Regulierungsperiode belaufen sich die Negativef-fekte insgesamt auf -6,3% (bezogen auf die EOG). Es ist regulatorisch unproblematisch, die Re-gelungen für Strom VNB zum OPEX-Aufschlag in gleicher Weise auch für Gasnetzbetreiber fest-zulegen.\r\n4 Sonstige Punkte\r\n4.1 Streichungen aus dem Katalog der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten (KAnEu, ehe-mals dnbK) Welche Auswirkungen kann der Wegfall der Aus- und Weiterbildungskosten aus dem Kata-log der dnbK haben? Die Attraktivität für Ausbildung sinkt. Teilweise bilden Netzbetreiber über Bedarf aus. Dies wird man aufgrund der Anreizsetzung im Effizienzvergleich hinterfragen und sich auf das notwendigste fokussieren müssen.\r\nWelche Auswirkungen kann der Wegfall der Redispatchkosten aus dem Katalog der dnbK haben? Hierzu steht eine Prüfung durch die BNetzA weiterhin aus. Aufgrund der Komplexität und der vielfältigen Abwägungsfrage hat sich der BDEW bereits frühzeitig im NEST-Konsultations-prozesses dafür ausgesprochenen, dass seitens der BNetzA geprüft und mit der Branche dis-kutieren werden sollte, ob bzw. wie die Kosten aus Redispatch in den Effizienzbenchmark einbezogen werden dürfen. Zudem muss geprüft werden, inwieweit der Einbezug oder Nichteinbezug von Redispatchkosten zu Verzerrungen im Benchmark führen. Die notwen-dige Diskussion und der Austausch hierzu haben jedoch bei und mit der BNetzA nicht statt-gefunden.\r\nSeite 11\r\n5 Zusammenfassung\r\nDie Vorschläge der BNetzA führen aus Sicht der Branche zu erheblichen Risiken für Investitio-nen und Versorgungssicherheit. Die von der Behörde vorgelegten Berechnungen greifen zu kurz und bilden die tatsächlichen Folgen nicht ab. So werden die massiven Verwerfungen im Effizienzvergleich, der Wegfall der Korrektur des Wagniszuschlags, die systematische Unterde-ckung beim Fremdkapitalzins sowie der Ausschluss weiter Teile der Netzbetreiber vom OPEX-Aufschlag und vom BKZ-Bonus nicht berücksichtigt. Hinzu kommen Streichungen bei dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten.\r\nZusammengenommen entziehen diese Maßnahmen den Netzbetreibern -5 bis -7 Mrd. € je Regulierungsperiode. Mittel, die für Investitionen in die Netze und die Energiewende dringend benötigt werden. Die BNetzA muss sicherstellen, dass die geplanten Veränderungen im Regu-lierungsrahmen in der Gesamtschau zumindest neutral gestellt werden. Andernfalls drohen gravierende Folgen für Netzbetreiber, Investoren und die Energiewende insgesamt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020070","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/51/e3/640705/Stellungnahme-Gutachten-SG2510010001.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"© BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nInvestitions-und Leistungsfähigkeit der Netzbetreiber erhalten\r\nImpuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\n17.09.2025\r\nFolie\r\nNEST führt für alle Netzbetreiber zu Verschlechterungen\r\n(in % zur EOG der 4. Regulierungsperiode)\r\n• Strom VNB im regulären Verfahren: -3,7% (bei Ansatz eines OPEX-Faktors von 2,4%)\r\n• Strom VNB im vereinfachten Verfahren: -6,1%\r\n• Gas VNB und FNB: rd. -6,3%\r\n17.09.2025 2 Impuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\nIn monetären Werten, für die 5. Regulierungsperiode hochgerechnet:\r\n• Strom rd. -3,5 Milliarden EUR mit OPEX Faktor (5,5 Milliarden EUR ohne)\r\n• Gas rd. -1,5 Milliarden EUR\r\nFolie\r\nBerechnung der NEST-Effekte\r\nEOG (ohne KA dnb - alt)\r\nBNetzA Berechnung Mai 2025\r\nVerzinsung (EK, FK kalk GeWSt) mit Übergangsregelung 0,3%\r\nStrukturelle Änderungen EK-Zinssatz - arithmetisches\r\nMittel (+0,6%) 1,2%\r\nVerkürzung Abbaupfad auf 3 Jahre -0,3%\r\nEffizienzwert (Bo Methoden, MW Kosten, ohne\r\nSkalierung) -0,8%\r\nEffizienzbonus -0,1%\r\nVPI-PF (nur CAPEX Auswirkungen) -0,7%\r\nBereinigung VPI-PF bei volatilen Kosten -\r\nVerlustenergie -0,2%\r\nBKZ Zinsbonus 0,2%\r\nAbzug Umbuchung AiB -0,2%\r\nOPEX Anpassung1 2,4%\r\nEOG (ohne KA dnb) nach Änderungen NEST 1,7%\r\nEOG (ohne KA dnb) nach Änderungen NEST 1,7%\r\nFehlende Effekte\r\nEffekt Anpassung Schwellenwerte Vereinfacher im\r\ndestabilisierten Effizienzvergleich -2,3%\r\nEntfall Korrektur Wagniszuschlag EK-Zins (0,48%) -1,0%\r\nUnterdeckung FK-Zins 5. RP -2,1%\r\nEOG VNB Strom reguläres Verfahren -3,7%\r\nKeine OPEX-Anpassung Vereinfacher / NB Gas -2,4%\r\nEOG VNB Strom vereinfachtes Verfahren -6,1%\r\nKein BKZ Zinsbonus NB Gas -0,2%\r\nEOG VNB und FNB Gas -6,3%\r\n17.09.2025 3 Impuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\n1 Nicht berechenbar! Weder Inputdaten noch Methodik (z.B. Schwellenwerte, Ist/Plankosten) transparent dargelegt; BNetzA setzt konstantes\r\nWachstum der Versorgungsaufgabe voraus.\r\nFolie\r\nHandlungsbedarfe\r\n17.09.2025 4 Impuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\nVollständige sachgerechte NEST-Folgenabschätzung\r\nfür alle Netzbetreiber notwendig.\r\nNeutrale wissenschaftliche Bewertung erforderlich.\r\nSachlich bleiben: Relevante Bezugsgröße für Investoren und Netzbetreiber ist die\r\nkalkulatorische Eigen- und Fremdkapitalverzinsung (WACC) – nicht die HGB-Rendite.\r\nOffensichtliche Fehlstellungen (z.B. FK) müssen dringend korrigiert werden.\r\nFolie\r\nWie NEST funktionieren kann\r\nNEST-Punkte, die funktionieren können … wenn sie richtig umgesetzt werden.\r\n17.09.2025 5 Impuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\nUmstellung auf einen international\r\nvergleichbaren WACC-Ansatz\r\nBeschränkung des VPI/Xgen auf\r\nBetriebskosten\r\nEinführung eines OPEX-Faktors zur Abbildung\r\nder wachsenden Versorgungsaufgabe\r\nWettbewerbsfähiger EK-Zins und\r\ndynamisierter FK-Zinssatz auch für Bestand\r\nInflationierung ohne Zeitverzug und ein\r\nunverzerrter Xgen auf OPEX\r\nDauerhaft, ohne Zeitverzug und für alle\r\nNetzbetreiber\r\nUnd die Destabilisierung des Effizienzvergleichs ist völlig unverhältnismäßig und muss entfallen!\r\nT +49 30 300199-\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32 · 10117 Berlin\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32 · 10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nFolie\r\nVielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!\r\nT +49 30 300199-\r\n17.09.2025 Impuls zur Sitzung des Beirates 6 der Bundesnetzagentur\r\nAndrees Gentzsch\r\nMitglied der Hauptgeschäftsführung\r\nBundesverband für Energie und Wasserwirtschaft - BDEW\r\nandrees.gentzsch@bdew.de\r\nTorsten Maus\r\nVorsitzender des Lenkungskreis Energienetze im BDEW\r\nMitglied im VKU Ausschuss Netzwirtschaft\r\ntorsten.maus@ewe-netz.de\r\nDr. Kai Roger Lobo\r\nStv. Hauptgeschäftsführer\r\nLeiter der Abt. Energiewirtschaft\r\nVerband Kommunaler Unternehmen e.V. – VKU\r\nlobo@vku.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020711","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung der Ancillary Activity Exemption in der EU-Finanzmarktregulierung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6e/d8/640707/Stellungnahme-Gutachten-SG2510010002.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nStrengthening EU energy derivatives markets through regulatory stability, not overreach\r\nJuly 2025\r\nExecutive summary\r\nThe EU Action Plan for Affordable Energy rightly recognises the importance of keeping energy affordable, while ensuring security of supply and accelerating the energy transition. Efficient and well-functioning energy markets are essential to this goal. Only if markets operate efficiently they can send clear price signals that attract new entrants, stimulate innovation and drive down costs over time. Derivative markets, in particular, allow energy companies and consumers to hedge risks and undertake the long-term investments the EU urgently requires.\r\nFollowing the energy crisis, evaluations by ACER1, ESMA2 and the ECB3 confirmed that European energy derivatives markets delivered on their purpose and contained adequate safeguards. They provided transparency on prices, allowed participants to manage risk, and helped firms stay in business during the highest price peaks. Nevertheless, policy discussions have floated the possibility of narrowing the exemption that allows energy companies to act in the market without being subject to banking-type regulation (the Ancillary Activity Exemption), imposing stricter position limits, and reintroducing price limits without evidence that such interventions are needed. Such measures will not lower energy prices. Instead, they would significantly raise costs that are ultimately passed on to the consumer, deter market participation and essentially undermine the very tools that helped Europe weather the energy crisis.\r\nWe therefore call on the relevant European institutions to maintain the current scope of the Ancillary Activity Exemption, and to focus on enhancing data sharing and cooperation between regulatory authorities. This would help authorities gain a broader and more integral view of the market, benefitting both market surveillance and future policy-making.\r\nKey recommendations for the commodity derivatives markets review:\r\n1.\r\nAllow energy companies to act in the market without being subject to banking-type regulation by maintaining the current scope of the Ancillary Activity Exemption\r\n2.\r\nEnhance data sharing between regulatory authorities post-collection;\r\n3.\r\nMaintain the current position limits regime;\r\n4.\r\nMaintain the decision to eliminate price limits.\r\n1.\r\nMaintain the current scope of the Ancillary Activity Exemption (AAE)\r\nThe Ancillary Activity Exemption (AAE) enables energy companies, large industrial consumers, and commodity traders to engage in trading activities, such as risk transformation, portfolio optimisation, and gaining market insights. It allows them to operate without being classified as investment firms provided these activities are ancillary to their main commercial business. The main commercial business of energy companies is to supply energy and ensure security of\r\n1 European gas market trends and price drivers - 2023 Market Monitoring Report, (October 2023), ACER, link\r\n2 The August 2022 surge in the price of natural gas futures - ESMA TRV Risk Analysis, (October 2023), ESMA, link\r\n3 Financial stability risks from energy derivatives markets - published as part of the Financial Stability Review, (November 2022), European Central Bank, link\r\n2\r\nsupply for their clients. To achieve this, energy companies rely on energy markets to manage risks stemming from the physical supply of energy, and they provide hedging solutions to other firms across the energy commodity value chain. The current regulatory framework already ensures transparency, integrity and stability in energy market. Misclassifying energy firms as investment firms would neither address the real causes of the energy crisis nor reduce energy prices, but would have several damaging consequences:\r\nHigher costs for the Green Transition: Frontier Economics found that the impact of investment firm status would cause substantial costs for energy companies, (between €1.15 and €8.55 billion in regulatory capital required for firms participating to the study)4. This would cause a massive misallocation of funds which would need to be held as regulatory capital, instead of being invested for safe and sustainable energy supply. Costs of generating renewable electricity would increase by up to 8%, making the EU’s ambitious decarbonisation goals harder and more expensive to achieve. The risk of unwarranted capital stress would be further aggravated by cascading effects through EMIR, under which energy companies may then become subject to burdensome collateralization constraints.\r\nRegulatory complexity without benefits: The Investment Firms Regulation (IFR), from which the above regulatory capital requirements stem, was designed to address systemic risks posed by financial institutions that manage client savings and funds. It has no purpose for energy companies, which trade on their own account, using their own capital and do not put client deposits at risk. Energy companies are therefore fundamentally different from pure financial market firms. Likewise, it appears that a regulatory framework applicable to investment firms tailored to the protection of depositor funds does not fit the realities faced by energy companies.\r\nCostly restructuring: Although energy companies are not banks, a MiFID II investment firm status would force them to meet similar requirements (licensing, operational and organisational requirements, compliance systems, reporting, IT changes) which would mean major organisational overhauls and high ongoing costs just to continue normal operations. This contradicts the EU Commission’s simplification agenda.\r\nWeaker energy markets and higher prices: To avoid these capital and other regulatory requirements, many firms are expected to cut back or exit derivatives trading activities. This would reduce market liquidity, making it harder for companies to hedge price risks and weakening overall market stability. This will also directly impact energy consumers, as there will be more volatility and higher prices as a consequence.\r\nUndermining Europe’s competitiveness: No other jurisdiction, such as the US, UK or Singapore, requires energy companies to hold an investment firm licence or meet banking-style capital requirements. To avoid regulatory arbitrage and maintain a level playing field, the EU must remain aligned to international standards. The AAE is essential to safeguard the competitiveness of EU energy markets.\r\nIn short, removing or narrowing the AAE, by removing or narrowing any of its three tests, would divert significant resources from clean energy investments towards regulatory compliance, negatively impacting the EU energy transition objectives, making energy more expensive,\r\n4 Principles of energy market regulation – Securing efficient & resilient energy trading, report conducted by Frontier Economics and Luther, link\r\n3\r\nincreasing pressure on the EU’s competitiveness and reducing the system’s resilience in future crises.\r\n2. Enhancing data sharing between regulatory authorities\r\nTo strengthen market oversight and deepen market understanding, policymakers should prioritise ensuring that regulatory authorities have broader visibility over the market. Although energy companies report extensive data, no single supervisory authority currently appears to have a complete view of the market. According to a study by Frontier Economics and Luther Law5, the core issue does not lie in lack of reported data but in the challenge of ensuring proper data-sharing between authorities.\r\nIn this context, we recommend enhancing cooperation and data sharing between regulators. By integrating existing reports and other relevant data feeds into a shared platform or interoperable data-sharing framework, authorities could obtain a more comprehensive market view without increasing the reporting burden on market participants. Such an approach will, for example, give energy and financial regulatory authorities full access to EMIR and REMIT data and alleviate concerns that the current delineation between financial and non-financial products (the”C6-carve-out” or “REMIT carve-out”) is not appropriate. Importantly, regulatory authorities could leverage technical solutions already used by energy companies to consolidate data for trade surveillance.\r\n3. Maintain the current position limits regime\r\nThe current position limit regime works well, as it enables liquid and properly functioning markets, while preventing market abuse (see Frontier Report, section 3.3.1). Only four years ago, the EU position limits regime was reviewed to make it a more flexible and effective tool for addressing concentration risks without hampering the growth of new and nascent markets. While the largest EU energy contracts remain subject to position limits, trading venues also apply position management controls to all physically settled contracts. There is no evidence that a further review is warranted. Introducing stricter limits would reduce the liquidity of the markets and consequently prevent market participants from managing their own risk or offering risk management services to their clients, which is already strictly regulated under market abuse regulation (MAR and REMIT).\r\n4. Maintain decision to eliminate price limits\r\nRestrictions to the free formation of prices have a negative impact on market confidence and investment decisions. They therefore risk undermining the EU’s strategy to massively build out clean energy generation assets. Arbitrary price interventions should therefore be strictly avoided.\r\nThe ECB warned that the Market Correction Mechanism (MCM) “may, in some circumstances, jeopardise financial stability in the euro area”.6 This is an important and accurate statement. Price caps such as the MCM, but also static circuit breakers, which prevent market participants from trading at prices that reflect market fundamentals, undermine companies' ability to manage risk effectively. As a result, they may choose to trade outside the EU, and ultimately beyond the EU’s regulatory oversight. Effectively lowering prices requires measures that increase the supply and lower demand of a given product.\r\n5 Principles Of Energy Market Regulation – Securing Efficient & Resilient Energy Trading, (April 2024), Frontier Economics and Luther Law Firm, link\r\n6 Opinion on a proposal for a Council regulation establishing a market correction mechanism to protect citizens and the economy against excessively high prices (CON/2022/44), (December 2022), European Central Bank, link\r\n4\r\nAbout BDEW\r\nThe German Association of Energy and Water Industries (BDEW), Berlin, represents over 1,900 companies. The range of mem-bers stretches from local and communal through regional and up to national and international businesses. It represents around 90 percent of the electricity production, over 60 percent of local and district heating supply, 90 percent of natural gas, over 90 percent of energy grid as well as 80 percent of drinking water extraction as well as around a third of wastewater disposal in Germany.\r\nFor more information: www.bdew.de\r\nAbout Energy Traders Europe\r\nEnergy Traders Europe is the voice of Europe’s energy traders. We represent 170 member companies from across the continent, working to promote the role of energy traders in the European energy market.\r\nFor more information: www.energytraderseurope.org\r\nAbout Eurelectric Eurelectric is the federation of the European electricity industry. We represent more than 3,500 European utilities active in electricity generation, distribution and supply.\r\nFor more information: www.eurelectric.org\r\nAbout Eurogas\r\nEurogas is an association of over one hundred members representing gaseous energy in Europe. We lead the sector’s transition to climate neutrality through dialogue with stakeholders and policymakers, so that gas can be effectively used for the decarbonisation of Europe’s energy sector. We are active throughout the gas sector value chain, including renewable and low-carbon gases, their derivatives and carbon capture utilisation and storage. Our members cover wholesale and retail gas markets, the distribution of gaseous energies and the use of gas in transport. We also represent technology providers including companies active on value chain methane emissions management.\r\nFor more information: www.eurogas.org\r\nAbout IOGP Europe\r\nIOGP Europe is the European and advocacy arm of the International Association of Oil & Gas Producers (IOGP), the leading voice of the global oil and gas industry, pioneering excellence in safe, efficient and sustainable energy. We represent around 30 energy companies, accounting for 70% of EU oil & gas production. We support policymakers in crafting impactful and inclusive policies that drive prosperity for Europe's businesses and citizens.\r\nFor more information: www.iogpeurope.org"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020712","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur Ausgestaltung der Importinfrastruktur für Wasserstoff und Derivate","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8d/fc/640709/Stellungnahme-Gutachten-SG2511170012.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 21. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nLNG-Terminals im Wandel: Bau-steine einer Importinfrastruktur für Wasserstoff und seine Derivate\r\nMaßnahmen bis 2030\r\nVersionsnummer: 1.5\r\nSeite 2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Zielsetzung ................................................................................. 3\r\n2 Ausgangslage und Handlungsbedarf ................................................................... 3\r\n3 Anforderungen der Mitgliedsunternehmen ........................................................ 5\r\n4 Hochlauf der Wasserstoffimporte: Voraussetzungen und Erfolgsfaktoren ........... 7\r\n5 Politische und regulatorische Empfehlungen ...................................................... 9\r\n6 Fazit: Transformationspfade gemeinsam gestalten ............................................ 10\r\nSeite 3 von 11\r\n1 Einleitung und Zielsetzung\r\nLNG-Terminals sichern kurzfristig die Versorgung mit Erdgas und bilden zugleich den infra-strukturellen Grundstein für die künftige Einfuhr klimaneutraler Energieträger. Trotz beste-hender Unsicherheiten ist mit Blick in die Zukunft klar, dass die Terminals perspektivisch so weiterentwickelt werden müssen, dass sie in der Lage sind, effizient Wasserstoff und dessen Derivate wie Ammoniak, Methanol oder synthetisches Methan aufzunehmen, umzuschlagen und weiterzuleiten. Neben der Wasserstoff- und Derivateinfrastruktur ist auch der frühzeitige Vorhalt von Kapazitäten für CO₂-Handling – insbesondere im Kontext von CCS (Carbon Capture and Storage) – notwendig, um eine integrierte, zukunftsfähige Importstruktur zu schaffen. Nur so kann Deutschland auch langfristig eine sichere, klimaneutrale und möglichst kosteneffizi-ente Energieversorgung gewährleisten. Auch nach 2044 müssen Importe von Bio-LNG oder synthetischem LNG möglich bleiben, wenn sich diese etabliert haben. Ebenso könnte der Wei-terbetrieb der LNG-Terminals auch eine zentrale Rolle spielen, wenn in Deutschland Erdgas für die Produktion von blauem oder türkisem Wasserstoff genutzt wird.\r\nGleichzeitig steht Deutschland heute mit einer noch jungen LNG-Infrastruktur an einem strate-gischen Wendepunkt. Die Frage ist nicht, ob, sondern wie diese Infrastruktur für den Import klimaneutraler Moleküle transformiert werden kann. Dieses Diskussionspapier des BDEW skiz-ziert die wichtigsten Anforderungen, Erfolgsfaktoren und politische Rahmenbedingungen für den Umbau der Gasimportterminals und gibt Handlungsempfehlungen für den zügigen Hoch-lauf von Wasserstoffimporten mit einem Schwerpunkt auf den bis 2030 notwendigen Maß-nahmen.\r\nDas Marktumfeld für Wasserstoff-Importprojekte ist in den vergangenen 12 Monaten weiter herausfordernd geblieben. In der Folge verzögern sich wichtige Projekte, wurden ausgesetzt oder sogar völlig gestoppt. Angesichts der positiven politischen Entscheidungen zum Wasser-stoffkernnetz auf der einen und dem fortwährenden Bedarf in der Industrie auf der anderen Seite, ist es zwingend erforderlich, alle verfügbaren Importoptionen und -infrastrukturen zu berücksichtigen, um den Hochlauf voranzutreiben und das Kernnetz zu befüllen. Die Regie-rungsparteien betonen im Koalitionsvertrag, dass Deutschland Energieimportland bleiben wird und die notwendige Infrastruktur für Importe von Wasserstoff und seinen Derivaten konse-quent ausgebaut werden soll.\r\n2 Ausgangslage und Handlungsbedarf\r\nMit dem Aufbau von LNG-Importkapazitäten reagierte Deutschland kurzfristig auf die Gaskrise infolge des Ukraine-Kriegs. Deutschland hat aktuell schwimmende LNG-Terminals an den Standorten Brunsbüttel, Mukran, Wilhelmshaven; stationäre Terminals entstehen an den Standorten Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Stade. Ende 2025 können ca. 30 Mrd. m3 Gas\r\nSeite 4 von 11\r\nimportiert werden, mit Fertigstellung der stationären Terminals ab 2028 über 50 Mrd. m3. Für die Versorgung Deutschlands sind aber auch die bereits seit längerem bestehenden LNG-Ter-minals in den Nachbarländern, insbesondere in Belgien, den Niederlanden und Frankreich, wichtig. Dabei ist zu unterstreichen, dass Deutschland auch nach dem russischen Lieferstopp, ein wichtiges Transitland bleibt. Die Importkapazitäten werden schon jetzt zur sicheren Gas-versorgung insbesondere der zentraleuropäischen Nachbarländer genutzt.\r\nDie vorhandene oder im Bau befindliche LNG-Importinfrastruktur kann hierbei effizient für den Einstieg in den Import von Wasserstoff genutzt werden.\r\nEinige der schwimmenden LNG-Terminals sind technisch hybrid einsetzbar und erlauben be-reits vor 2030 eine kurzfristige Umstellung auf den parallelen Import von LNG- und Ammoniak (umwandelbar in Wasserstoff, wenn ein entsprechendes Cracking-Modul installiert wird). Diese technologische Option war zum Zeitpunkt des Beschlusses des in Kraft getretenen LNG-Beschleunigungsgesetzes (LNGG) nicht bekannt. Nun sollte diese Importoption in Bezug auf eine Weiternutzung angesichts der sich abzeichnenden Verzögerungen beim Wasserstoff-hochlauf re-evaluiert werden. Damit müsste auch die im Gesetz vorgesehene statische Kopp-lung des Weiterbetriebs der schwimmenden LNG-Anlagen an die Inbetriebnahme eines land-basierten LNG-Terminals gegebenenfalls aufgelöst bzw. angepasst werden.\r\nTechnisch gesehen ist der Umbau bzw. der Aufbau landbasierter Anlagen auf andere Energie-träger anspruchsvoll, aber machbar. Je nach Molekültyp – etwa verflüssigter Wasserstoff, Ammoniak, Methanol oder flüssige organische Wasserstoffträger (LOHC) – unterscheiden sich Anforderungen an Lagerung, Transport, Sicherheitskonzepte und Anschlussinfrastrukturen er-heblich. Die Nutzung bestehender Standorte bietet dabei Chancen: Sie verfügen über logisti-sche Anbindungen, industrielle Nähe, Genehmigungen und Expertise. Dennoch braucht es um-fangreiche Investitionen und neue Betriebskonzepte.\r\nAus gesamtwirtschaftlicher Sicht kann es sinnvoll sein, an Standorten Anlagen für den Import unterschiedlicher Derivate parallel zu betreiben. LNG-Importanlagen (schwimmend und land-basiert) können zum Teil auch dauerhaft für den Import von e-LNG aus erneuerbaren Quellen notwendig sein. Eine zu enge Auslegung der Umstellungspflicht ist also nicht zielführend.\r\nDie Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate der Bundesregierung geht von einem nationalen Bedarf an Wasserstoff und dessen Derivaten in Höhe von 95 bis 130 TWh bis 2030 aus. 50 bis 70 % (45 bis 90 TWh) sollen importiert werden. Der Einstieg in den Aufbau ge-eigneter Importstrukturen muss daher mit einem Maßnahmenpaket für die Zeit bis 2030 hin-terlegt werden.\r\nDas LNG-Beschleunigungsgesetz befristet ferner Genehmigungen für LNG-Anlagen zum 31. Dezember 2043. Ein Weiterbetreib von LNG-Terminals ist nur möglich, wenn sie für klimaneut-ralen Wasserstoff und dessen Derivate genutzt werden. Die Gaswirtschaft unterstützt dieses\r\nSeite 5 von 11\r\nklare Bekenntnis zum Umstieg auf Moleküle aus erneuerbaren Quellen. Es ist aber wichtig, dass die politischen Rahmenbedingungen die richtigen wirtschaftlichen Anreize setzen. Termi-nals beherbergen wichtige Anlagenelemente auch für das klimaneutrale Energiesystem. Der Ansatz muss also eher sein, an der Stelle den notwendigen Spielraum zu schaffen, statt über die befristete Betriebsgenehmigung für Infrastrukturen den Ausstieg aus den fossilen Energie-trägern hebeln zu wollen. Eine zu kurze Amortisationsdauer verteuert nämlich die Nutzung der Infrastruktur erheblich und erschwert Investitionen in die notwendige Transformation hin zu Wasserstoff und dessen Derivaten.\r\nVersorgungssicherheit muss dauerhaft ein strategisches Ziel der Importstrategie sein. Dazu ge-hört auch, dass parallel zum Ausbau des Pipelineimports von Wasserstoff, ausreichende Kapa-zitäten in schwimmenden und landbasierten Terminals für den flexiblen Schiffstransport aus allen Weltregionen im Ordnungsrahmen angereizt wird. Die Importe von Derivaten über den Seeweg werden deutlich früher erwartet als z.B. über den Süd- und Südwestkorridor. Landba-sierte und schwimmende Terminals können dabei komplementär genutzt werden. Letztere er-möglichen die schnellstmögliche Bereitstellung von grundlastfähigem Wasserstoff. Sie sind kurzfristig verfügbar, mobil einsetzbar und benötigen im Vergleich zu landseitiger Infrastruktur deutlich weniger Planungs- und Bauzeit. Somit können sie das noch junge Kernnetz bedarfsge-recht befüllen, das absehbar zu Beginn ohne nennenswerte Speicherkapazitäten auskommen muss. Diversifizierte Importquellen insgesamt stärken die Markteffizienz und reduzieren Ab-hängigkeiten von einem einzigen Lieferland oder bestimmtem Exportregionen. Und genauso wie die Importinfrastruktur heute die sichere Gasversorgung der zentraleuropäischen Nach-barländer gewährleistet, wird diese Importinfrastruktur Deutschland im Wasserstoffmarkt-hochlauf ebenfalls zur wichtigen Drehscheibe werden lassen.\r\n3 Anforderungen der Mitgliedsunternehmen\r\nFür die Mitgliedsunternehmen des BDEW, insbesondere die Infrastrukturbetreiber und Im-porteure, stehen vier zentrale Anforderungen im Vordergrund:\r\n1. Planungssicherheit und Investitionsklarheit\r\nInvestitionen in neue schwimmende und landbasierte Terminaltechnologien, Tanklager, Ver-flüssigungsanlagen, Cracker und/oder Anbindungen an das künftige Wasserstoffnetz erfordern langfristige, verlässliche Rahmenbedingungen. Noch dominiert Unsicherheit hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffderivate. Aktuelle Forschungsergebnisse untermauern Trends und Zukunftserwartungen, können aber auch noch keine abschließenden Antworten geben.1 Besonders in den Anfangsjahren ist es deshalb wichtig, dass Staatshilfen bzw. Garan-tien die Risiken für Investoren senken.\r\nSeite 6 von 11\r\nZur Planungssicherheit gehören auch politische Entscheidungen bei wirtschaftlichen Zielkon-flikten: So besteht zum Beispiel für konventionellen Ammoniak bereits heute ein Markt. Hier gilt es zwischen der wirtschaftlich vorteilhaften direkten Substitution herkömmlichen Ammo-niaks durch das Wasserstoffderivat und der Entwicklung einer Crackerinfrastruktur sowie der Auslastung des initialen Wasserstoffkernnetzes abzuwägen.\r\nBereits bestehende Importlieferketten für Ammoniak in Rostock und Brunsbüttel sollten in der Planung berücksichtigt werden. Dies stellt auch eine regulatorische Herausforderung dar, da bestehende Rechtsrahmen bislang vor allem auf klassische Energieunternehmen ausgerich-tet sind – für die Einbindung von Akteuren außerhalb der Energiebranche, etwa aus Industrie, Logistik oder Chemie ist der regulatorische Rahmen der Energiebranche eine Herausforde-rung.\r\nAuch strukturelle Fragen gilt es zu klären: Aufgrund hoher Skaleneffekte scheinen sehr große Cracker von Vorteil zu sein, die Ammoniak aus mehreren Terminalstandorten aufnehmen. Cra-cker sollten deshalb Open Access basierten Zugang haben. Im Land verteilte Crackerstandorte bieten auch genehmigungsrechtlich erhebliche Herausforderungen, insbesondere in dicht be-siedelten Gebieten. Weiter dürften zentrale Standorte eine deutlich effizientere Realisierung der Verdichterinfrastruktur ermöglichen.\r\n2. Investitionsanreize für Erstkunden und Infrastrukturbeteiligte\r\nUm den Aufbau von Wasserstoffimportinfrastruktur zu beschleunigen, ist die frühzeitige Ein-bindung sogenannter Launching Customers und Co-Investing Customers von zentraler Bedeu-tung. Diese Akteure übernehmen signifikante unternehmerische Risiken und können durch langfristige Abnahmeverträge oder direkte Mitinvestitionen zur Finanzierung und Stabilisie-rung der Projekte beitragen. Ein entsprechender regulatorischer Rahmen würde Marktein-trittshürden für Pioniere senken und so gezielt den Hochlauf fördern. Vorbilder wie der nie-derländische Ordnungsrahmen zeigen: Differenzierte Vertragsbedingungen für Erstnutzer und Mitinvestoren – etwa günstigere Tarife oder längere Laufzeiten – können unter bestimmten Voraussetzungen objektiv gerechtfertigt und investitionsfördernd sein. Solche Regelungen sollten auch im deutschen Kontext ausdrücklich rechtlich ermöglicht werden2.\r\n3. Rechtliche Leitplanken\r\nViele zentrale Fragen sind derzeit ungeklärt: Wie werden Ammoniak- oder Methanolimporte rechtlich bewertet? Wie können bestehende rechtliche und regulatorische Rahmenbedingun-gen für Erdgas auf neue Moleküle übertragen oder angepasst werden? Welchen Anpassungs-bedarf gibt es in der europäischen und nationalen Regulierung von Wasserstoff-Importtermi-nals? Aus Sicht der Gasbranche sind zum Beispiel feste, frei zuordenbare Kapazitäten ohne Restriktionen zu bevorzugen. Bei Rabatten auf Netzentgelte, die dem Wasserstoffhochlauf dienen, sollte es eine Gleichbehandlung von Importen mit inländischer Erzeugung geben. Die\r\nSeite 7 von 11\r\nUnternehmen fordern eine zügige Klärung technischer Normen, Sicherheitsstandards und Ge-nehmigungsverfahren. Ansatzpunkt zur weiteren Ausgestaltung des Ordnungsrahmens für die H2-Importinfrastruktur könnte national die noch ausstehende Umsetzung der Regelungen des Zugangs Dritter zu Wasserstoffimportterminals aus der EU-Richtlinie Gas und Wasserstoff sein (Artikel 36).\r\nOffene Fragen gibt es auch bei Genehmigungen und Standorten von Ammoniak-Crackern: Was sind die wirtschaftlichsten Lösungen bei der Standortwahl und Skalierung von Crackern? Wie wird der Betrieb organisiert? Es müssen Anreize geschaffen werden, damit Investitionen in die Transformation stattfinden – durch gezielte Förderprogramme, stabile Marktbedingungen und transparente Zielpfade. Auch sind klare, einheitliche Regelungen zum Zugang und zur Nutzung von Terminals und Crackern notwendig, insbesondere wenn der Betrieb durch mehrere Unter-nehmen durchgeführt werden sollte. Wie kann das Marktdesign für Cracker ausgestaltet wer-den, damit die Anlagen interessant für Investoren sind? Auch die Möglichkeiten der Terminal-nutzung ohne Crackernutzung muss Berücksichtigung finden.\r\n4. Priorisierung der Technologien und Flexibilität\r\nEs ist noch nicht absehbar, welche Derivate in welchen Mengen gehandelt werden. Dennoch ist bei der Entwicklung der Terminals schon jetzt eine Priorisierung notwendig. Eine Technolo-gieoffenheit für verschiedene Derivate ist nur sehr begrenzt möglich. Bereits in der Genehmi-gung sind Festlegungen zu Produkten und Stoffen bei vielen Anlagenteilen unvermeidbar. Der-zeit wird ein großer Teil der Projekte vorrangig für den Import von erneuerbarem oder kohlen-stoffarmem Ammoniak geplant, daher sollte hier die Priorität gesetzt werden.\r\n4 Hochlauf der Wasserstoffimporte: Voraussetzungen und Erfolgsfaktoren\r\nDer erfolgreiche Hochlauf der Wasserstoffimporte hängt von einer Vielzahl ineinandergreifen-der Faktoren ab:\r\nInfrastrukturumbau\r\nTerminals müssen für alternative Moleküle ausgerüstet werden – etwa durch kryogene Anla-gen für flüssigen Wasserstoff, Drucktanklager für LOHC oder sichere Handlingsysteme für Am-moniak. Auch Hafenzufahrten, Bahnsysteme, Pipelineanschlüsse und Anlandungspunkte müs-sen angepasst oder neu errichtet werden. Die größte Herausforderung im Umbau liegt darin, dass die Anlagen nur bedingt umgerüstet werden können. Hauptsächlich kann die Hafeninfra-struktur (Hafenkai, Anlegestellen) wiederverwendet werden. Produktspezifische Teile der heu-tigen Importterminals, insbesondere für LNG, sind nur eingeschränkt für den Wasserstoffim-port nutzbar. In einigen Fällen, wie bei FSRUs, ist jedoch eine Umrüstung grundsätzlich mög-lich. Auch ein paralleler Betrieb mit verschiedenen Energieträgern könnte technisch machbar\r\nSeite 8 von 11\r\nsein, bringt jedoch zusätzliche Herausforderungen in Bezug auf Sicherheit, Logistik und Wirt-schaftlichkeit mit sich. Daher sollte die Option zur Umrüstung bestehender Anlagen zwar be-rücksichtigt werden, der Fokus aber gleichzeitig auch auf der Entwicklung neuer, speziell für Wasserstoff und dessen Derivate ausgelegter, schwimmender und landbasierter Terminals lie-gen. Da die neuen Energieträger eine geringere volumetrische Energiedichte verglichen mit Erdgas haben, wird eine erheblich größere Speicherkapazität notwendig sein. Wenn außer-dem die Wirtschaft länger Erdgas benötigt, läuft die Nutzung der LNG-Terminals ggf. nicht schon 2035/40 aus. Es sollte also auch ein Szenario dafür geben, dass parallel zu den LNG-Ter-minals Importe von Wasserstoff/Derivaten an den Terminals möglich ist.\r\nImportverträge und internationale Partnerschaften\r\nWasserstoffimporte benötigen langfristige Abnahmeverträge und strategische Partnerschaf-ten mit Exportländern bei hinreichender Diversifizierung. Anders als bei LNG gibt es bei Was-serstoff und seinen Derivaten aktuell noch Risikopositionen entlang der gesamten Wertschöp-fungskette. Abnahmeverträge, Charterverträge wie auch Kapazitätsbuchungen in Infrastruktu-ren müssen für die Projektfinanzierung langfristig sein. Aber aufgrund der Unsicherheiten ba-sierend auf Preis und Menge kann die Industrie keine verbindlichen Verträge eingehen. Eine Bindung für kleinere Mengen über einen mittelfristigen Zeitraum wäre eher denkbar. Deshalb braucht es Importeure/ Midstreamer, die größere Mengen für den Markt aggregieren und langfristige Abnahmeverpflichtung eingehen. Diese bräuchten dann eine Absicherung über Garantieinstrumente.3 Mehrere Staaten entlang eines Importkorridors in die EU könnten sich dieses Risiko teilen. Politische Unterstützung bei der Anbahnung solcher Beziehungen – etwa durch Wasserstoffallianzen oder Kooperationsabkommen – ist ebenso entscheidend wie fi-nanzielle Absicherungsinstrumente (z. B. CfD Mechanismen oder die Weiterentwicklung von H2Global). Zusätzliche Risiken ergeben sich, sollte ein Teil der Wertschöpfungskette nicht rechtzeitig zur Verfügung stehen und die finanziellen Verpflichtungen für vorhandene Kompo-nenten eintreten ohne entsprechende Einnahmen aufgrund von Projektverzögerungen in an-deren Assets.\r\nZertifizierung und Nachhaltigkeitsstandards\r\nDer Handel mit kohlenstoffarmem und grünem Wasserstoff erfordert verlässliche Herkunfts-nachweise und Nachhaltigkeitszertifikate. Besonders im Wasserstoffhochlauf ist es wichtig, dass die grünen Moleküle getrennt von Zertifikaten gehandelt werden können. Somit können sich auch Industrien ohne Netzanbindung am Beschaffungsprozess beteiligen. Die Mitglieds-unternehmen fordern europaweit einheitliche Regeln, idealerweise harmonisiert mit globalen Standards, um die Importfähigkeit sicherzustellen.\r\nSeite 9 von 11\r\nNetzanbindung\r\nDie Integration der Importterminals in das entstehende Wasserstoffkernnetz ist bereits ange-legt. Die Planungen sind auf hohe Transportkapazitäten ausgelegt, auch um Pipelinelieferun-gen von Wasserstoff aufzunehmen. Hierbei ist sicherzustellen, dass der Marktzugang über frei zuordenbare Kapazität (fFZK) gewährleistet ist.\r\n5 Politische und regulatorische Empfehlungen\r\nDie Transformation der Gasimportterminals gelingt nur mit politischer Flankierung und ganz-heitlichen Strukturentscheidungen:\r\n•\r\nErarbeitung eines „Masterplans Wasserstoffimportterminals“ unter Berücksichtigung von schwimmenden und landbasierten Terminaloptionen mit Zeithorizonten, Investiti-onsbedarfen, Zuständigkeitsverteilungen und politischer Koordination. Der Aufbau ei-nes Handelskorridors vom Produzenten über Importinfrastrukturen und Speichern bis hin zum Abnehmer sollte möglichst bald etabliert werden. Eine länderübergreifende Kooperation (z.B. Deutschland, Belgien, Niederlanden, Frankreich und Polen sowie den zentraleuropäischen Staaten Tschechien, Slowakei und Österreich) wäre konstruktiv. Wie in der Gaswirtschaft könnten Midstreamer Mengen aggregieren und an kleinere Abnehmer aus verschiedenen interessierten Industrien effizient vermarkten (Keramik, Glas, …).\r\nTeil des Masterplans muss eine stärkere Eingrenzung der möglichen Energieträger bzw. Derivate sein. Für die Bezahlbarkeit der Infrastruktur ist es unerlässlich, zeitnah her-auszuarbeiten, was wirtschaftlich die geeignetste Technologie ist. Förderprogramme sollten sich an der Verringerung der CO2-Emissionen ausrichten, ein begleitender Ord-nungsrahmen aber insbesondere in einer frühen technologischen Entwicklungsphase die erforderlichen Alternativen mitsamt der Infrastruktur anreizen. Das Ergebnis techno-ökonomischer Analysen sollte in einer Überarbeitung des LNG-Beschleuni-gungsgesetzes berücksichtigt werden.\r\n•\r\nAuswertung der Erfahrungen aus dem LNG-Beschleunigungsgesetz für rasche Geneh-migungsverfahren (etwa durch bundeseinheitliche Standards, zentrale Ansprechpart-ner, Fristenregelungen) und zügige Verabschiedung eines Wasserstoffbeschleunigungs-gesetzes4. Die gesamte Importinfrastruktur (schwimmend und landbasiert) muss im Gesetz bereits mit abgedeckt werden. Es ist eine großzügige, zukunftssichere Ausle-gung der Importinfrastruktur und der Gasnetzkapazitäten notwendig.\r\nSeite 10 von 11\r\n•\r\nErweiterung bestehender Förderinstrumente (z. B. Bundesförderung Terminalinfra-struktur, IPCEI-H2, CfD-Mechanismen): Hier ist der konkrete Bezug zu Terminalinfra-strukturen wichtig. Beispielsweise, wie kann ein CfD Mechanismus so entwickelt wer-den, dass er die Bezugsmengen für eine Infrastruktur unterstützt, die selbst mehr oder weniger als \"Umschlagsort\" dient? Auch hier ist wieder eine Kooperation mit den Nie-derlanden erwähnenswert. Beide Regierungen könnten sich vorerst auf einen Import-korridor einigen (Seeweg) und mit politischer Unterstützung die Verbindung zu ande-ren Ländern (Kanada, Spanien, Oman, Saudi-Arabien und Brasilien) herstellen.\r\n•\r\nFörderliche Rahmenbedingungen für Pioniere und Infrastrukturbeteiligte schaffen: Die Möglichkeit, für Erstnutzer und (Mit-)Investoren differenzierte Vertragsbedingungen zu ermöglichen, sollte explizit in den Rahmenbedingungen verankert werden. Dies schafft Investitionsanreize, reduziert Risiken für die ersten Marktteilnehmer und er-leichtert den wirtschaftlichen Hochlauf neuer Importinfrastrukturen.\r\n•\r\nKlare Regeln für Wasserstoffderivate im Ordnungsrahmen definieren (Netzentgelte, Bilanzierung, Sicherheitsvorgaben).\r\n•\r\nAbnahme für die H2-Importinfrastruktur sichern: Rechtlich-regulatorische Unsicherhei-ten entlang der H2-Wertschöpfungskette und damit für den H2-Kunden müssen identi-fiziert und offene Fragestellungen geklärt werden (z.B. Netzanschluss, Transport- und Haftungsfragen im H2-Kernnetz).\r\nDer Ordnungsrahmen sollte Anreize dafür schaffen, dass Derivate in Wasserstoff umgewan-delt und dann in das Netz eingespeist werden. Derivate sollten nicht vollständig direkt genutzt werden (Dünger, Schiffsverkehr). Es gilt auch die Befüllung des Wasserstoffkernnetzes abzusi-chern.\r\n6 Fazit: Transformationspfade gemeinsam gestalten\r\nDie deutschen schwimmenden und landbasierten Gasimportterminals haben das Potenzial, zu zentralen Knotenpunkten einer europäischen Wasserstoffwirtschaft zu werden – wenn die Weichen jetzt richtiggestellt werden. Der Umbau ist machbar, wirtschaftlich sinnvoll und kli-mapolitisch notwendig. Klar fokussierte technologische Terminal-Konzepte, unter Berücksich-tigung von Nachfrageprognosen für Derivate/H2 und der Aufbau des Kernnetzes sind essenzi-ell für die Wirtschaftlichkeit. Zugleich ist eine enge Zusammenarbeit mit den Importterminals in den Nachbarländern notwendig, um Synergien zu heben, Doppelstrukturen zu vermeiden und eine europäisch abgestimmte Infrastrukturentwicklung zu ermöglichen. Die bestehende und im Bau befindliche LNG-Importinfrastruktur kann dabei effizient als Ausgangspunkt für den Einstieg in den Import von Wasserstoff und seinen Derivaten genutzt werden – vorausge-setzt, sie wird frühzeitig entsprechend weiterentwickelt.\r\nSeite 11 von 11\r\nNur im Schulterschluss lässt sich diese Transformation erfolgreich gestalten. Die Gasinfrastruk-tur von heute ist der Wasserstoff-Hub von morgen – wenn wir jetzt entschlossen handeln.\r\n1 Vgl. z.B. LNG2Hydrogen – TransHyDE Project: Making LNG Terminals Suitable for Hydrogen-based Energy Carriers - Fraunhofer ISE\r\n2 Link zur niederländischen Regulierungsbehörde: ACM publishes explanation of new rules re-garding third-party access to hydrogen terminals\r\n3 Zur Rolle der aggregierenden Importeure hat der BDEW ein weiteres Positionspapier veröf-fentlicht.\r\n4 BDEW-Stellungnahme zum Entwurf aus der letzten Legislaturperiode: BDEW_Stellung-nahme_Entwurf_eines_Wasserstoff-beschleunigungsgesetzes.pdf"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020713","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur systemischen Einbindung von Flexibilitätsquellen im Wasserstoffmarkt","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/96/76/640711/Stellungnahme-Gutachten-SG2511170013.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. 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Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nFlexibilitätsquellen im Wasserstoffsystem\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Begriffliche und systemische Einordnung ........................................................... 4\r\n3 Schnittstellen zu Strom- und Wärmesystem ....................................................... 5\r\n4 Quellen und Bereitsteller von Flexibilität ........................................................... 6\r\n5 Zeitliche Entwicklung und Relevanz in der Clusterphase ..................................... 7\r\n6 Aktuelle Herausforderungen und notwendige Rahmenbedingungen .................. 8\r\n7 Fazit .................................................................................................................. 8\r\nSeite 3 von 9\r\n1 Einleitung\r\nWasserstoff wird eine Schlüsselrolle in der Dekarbonisierung von Industrie und Energiewirt-schaft spielen, da er Erneuerbare Energien speicherbar und damit verlässlich nutzbar macht. Durch die Möglichkeit, Energie in großen Mengen über längere Zeiträume zu speichern, kön-nen Versorgungslücken bei schwankender Wind- und Solarstromproduktion ausgeglichen wer-den. Die sichere Stromversorgung in einem zunehmend auf Erneuerbaren Energien basieren-den Energiesystem braucht Wasserstoff - und insbesondere Wasserstoffkraftwerke und -spei-cher - um auch die Dunkelflaute abzusichern. Die zukünftig benötigte sichere Bandlieferung von Wasserstoff für die Industrie kann in der ersten Phase des Hochlaufs nur durch sicher ver-fügbare große Flexibilitäten ermöglicht werden. So schafft Wasserstoff die Grundlage, volatile grüne Energie flexibel verfügbar zu machen und sektorenübergreifend einzusetzen.\r\nDamit Wasserstoff diese Rolle erfüllen kann, ist jedoch auch innerhalb des Wasserstoffsystems ein hohes Maß an Flexibilität erforderlich. Kurzfristige Lastwechsel, mittelfristige Schwankun-gen und saisonale Unterschiede prägen Erzeugung, Transport und Nutzung von Wasserstoff. Um eine bedarfsgerechte und sichere Versorgung zu gewährleisten, braucht es somit Flexibili-tätsquellen - insbesondere, um durch ein bedarfsgerechtes Angebot den Hochlauf des Was-serstoffmarktes zu ermöglichen sowie einen stabilen Netzbetrieb sicherzustellen, der die Grundvoraussetzung für einen funktionierenden Wasserstoffmarkt bildet.\r\nDieses Grundsatzpapier definiert und kategorisiert Flexibilitäten, beschreibt den spezifischen Bedarf im Wasserstoffsystem und formuliert Empfehlungen für Politik, Regulierung und Marktakteure. Dabei wird vor allem auf die speziellen Herausforderungen während des not-wendigen Markthochlaufs eingegangen. Das Papier ergänzt damit die vom BDEW formulierten Leitsätze und Kernforderungen für den Wasserstoffhochlauf, welche Technologieoffenheit, Systemintegration und Investitionssicherheit betonen, die den entstehenden Wasserstoff-markt flankieren müssen.\r\nSeite 4 von 9\r\n2 Begriffliche und systemische Einordnung\r\nFlexibilität im Energiesystem ist grundsätzlich die Veränderung von Einspeisung oder Ent-nahme als Reaktion auf ein externes Signal (z.B. Preissignale oder eine Aktivierung durch den Marktgebietsverantwortlichen)1.\r\nFlexibilitätsquellen im Wasserstoffbereich sind dadurch gekennzeichnet, dass sie die Fähigkeit besitzen, Angebot und Nachfrage von Wasserstoff dynamisch und bedarfsgerecht aneinander anzupassen. Ziel ist es, effizient auf Schwankungen in Wasserstoffproduktion und -nutzung zu reagieren. Sie unterstützen die Integration Erneuerbarer Energien, die Sektorkopplung sowie das gesamte Energiesystem und leisten daher einen entscheidenden Beitrag zur Versorgungs-sicherheit und Systemstabilität. Regelenergie hat dabei eine besondere Bedeutung inne. Durch die kurzfristige Bereitstellung von Flexibilität gewährleistet sie einen sicheren Betrieb des Wasserstoffnetzes und bildet damit die Basis eines funktionierenden Wasserstoffmarkts.\r\nZu unterscheiden sind daher folgende zeitliche Kategorien:\r\n›\r\nKurzfristige Flexibilität: Minuten bis wenige Stunden, vor allem relevant für Netzbetrieb und Regelenergie.\r\n›\r\nMittelfristige Flexibilität: Tage bis wenige Wochen, entscheidend zur Glättung meteorolo-gisch bedingter Produktionsschwankungen.\r\n›\r\nLangfristige Flexibilität: Saisonaler Ausgleich, z. B. zwischen Sommerüberproduktion und winterlicher Nachfrage.\r\nAktuelle Herausforderung ist, dass sich der Wasserstoffmarkt erst in der Entstehung befindet. Er verfügt daher über deutlich weniger flexible Ressourcen als das etablierte Erdgasnetz. Zu-dem unterscheidet sich Wasserstoff durch eine geringere Energiedichte im Vergleich zum Erd-gas (Faktor 3-4 geringer) mit dem Resultat, dass auch das Ausgleichspotenzial im Netz, wie z.B. der Leitungspuffer der Netzbetreiber (Linepack), deutlich geringer ist. Das notwendige Spei-cher- und Ausgleichspotenzial muss daher aus den ans Netz angeschlossenen, entsprechend dimensionierten Speichern oder anderen Flexibilitätsquellen kommen. Mit wachsender Spei-cherinfrastruktur und zunehmender Digitalisierung werden künftig große\r\n1 In Analogie zum Stromsektor und der Diskussion zum Demand-Side-Management ist darüber hinaus die Unter-scheidung wichtig, ob eine Reduktion der Entnahme (Flexibilität als Lastsenkung) durch eine spätere Entnahme-erhöhung nachgeholt werden muss oder nicht (Nachholeffekt).\r\nSeite 5 von 9\r\nFlexibilitätskapazitäten verfügbar sein. Dennoch bleiben die Flexibilitätsbandbreiten im Was-serstoffnetz, die sich aus der aktuell in Erarbeitung befindlichen Logik der grünen Zone2 erge-ben (BNetzA-Festlegung WasABi), langfristig kleiner als im Erdgasnetz. Umso wichtiger ist es, bereits jetzt geeignete Anreize zur Flexibilitätsbereitstellung durch die Marktakteure für die Clusterphase (s. Kapitel 5) sowie die Phase des deutschlandweiten Marktgebietes zu schaffen. Hinzu kommt, dass Planungs-, Genehmigungs- und Bauphasen für einige Quellen mehrere Jahre in Anspruch nehmen werden.\r\n3 Schnittstellen zu Strom- und Wärmesystem\r\nWasserstoff ist in mehrfacher Hinsicht mit anderen Energiesektoren verbunden. Besonders relevant ist die Schnittstelle zum Stromsystem. Wasserstofferzeuger - vor allem, aber nicht ausschließlich Elektrolyseure - koppeln die Systeme: Sie arbeiten als flexible Lasten, sofern Strombezugsvorgaben die Fahrweise nicht einschränken. Bis zur Erreichung eines erneuerba-ren Anteils von 90 Prozent im Marktgebiet bleibt das Betriebsprofil von Erzeugungsanlagen für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs) stark von regulatorischen Krite-rien abhängig. Mit steigender Durchdringung volatiler Einspeiser wie Elektrolyseuren, die ab-hängig vom Dargebot Erneuerbarer Energien Wasserstoff erzeugen, entsteht ein zusätzlicher Bedarf an Flexibilität im Wasserstoffsystem. Wasserstoffspeicher können hier doppelt wirken: als Quelle von zusätzlichen Molekülen bei Unterdeckung und als Senke für Überschüsse. In Zeiten von Überschussstrom dienen Elektrolyseure als Senken, in Dunkelflauten können Was-serstoffspeicher als Quelle zur Rückverstromung zur Verfügung stehen, bspw. in Kraftwerken oder KWK-Anlagen. Flexibilität im Wasserstoffsystem kann somit entscheidend zur Integration Erneuerbarer Energien in allen Sektoren beitragen und eine entscheidende Rolle bei der Siche-rung der Stabilität im Stromnetz einnehmen. Redispatch-Maßnahmen sind ein bewährtes In-strument, um Netzengpässe zu managen und kurzfristig Stabilität sicherzustellen. Eine allei-nige Betrachtung von Redispatch-Maßnahmen greift in der Komplexität des Systems dabei zu kurz. Vielmehr ist ein Business Case notwendig, der auch weitere Flexibilitätsdienste ermög-licht.\r\n2 In der Festlegung zum Wasserstoff Ausgleichs- und Bilanzierungsmodell (WasABi) der Bundesnetzagentur be-schreibt die grüne Zone einen stabilen Zustand des Netzes. Wenn der Netzzustand innerhalb dieser grünen Zone liegt, sind keine Ausgleichsmaßnahmen oder Anreize im Wasserstoff-Marktgebiet erforderlich.\r\nSeite 6 von 9\r\nDie tatsächliche Ausgestaltung der Wärmewende und der Anteil von Wasserstoff in der Bereit-stellung von Gebäudewärme ist noch ungewiss und in Fachkreisen nicht abschließend erör-tert. Für eine echte sektorübergreifende Optimierung braucht es datenbasierte Schnittstellen, klare Bilanzierungsregeln und ökonomische Signale, die Lastverschiebungen zwischen Strom-, Gas- und Wärmesystem steuern.\r\n4 Quellen und Bereitsteller von Flexibilität\r\nIm zukünftigen Wasserstoffsystem können unterschiedliche Akteure Flexibilitätsquellen be-reitstellen. Zu den Flexibilitätsquellen zählen bei Betrachtung des deutschlandweiten Markt-gebietes Wasserstoffspeicher, vor allem Kavernen- aber auch Poren- sowie Röhrenspeicher, Wasserstofferzeugungsanlagen wie Elektrolyseure oder Dampfreformierungsanlagen, Grenz-übergangspunkte, Importterminals, Ammoniakcracker und Industrieunternehmen mit flexib-len Bedarfen sowie Rückverstromungseinheiten (u.a. Wasserstoffkraftwerke). Die Flexibilitäts-quellen unterscheiden sich stark in ihren Eigenschaften, die für die Flexibilitätsbereitstellung relevant sind. Hier zu nennen sind bspw. ihre voraussichtliche mengenmäßige und geographi-sche Verfügbarkeit, der Zeitpunkt, ab wann die Option dem System tatsächlich zur Verfügung stehen wird sowie die technischen Einschränkungen und betrieblichen Möglichkeiten der Quelle im Bedarfsfall einer Flexibilitätsbereitstellung. Zudem ist die Unterscheidung von einer Lastreduktion und einer Lastverschiebung bei einer Flexibilitätsbereitstellung entscheidend. Technisch können Elektrolyseure bspw. ihre Last in Sekunden anpassen, auch wenn dies je nach Ausmaß der Lastanpassung mit Risiken behaftet sein kann. Betriebswirtschaftlich lohnt sich diese Flexibilität nur, wenn Strom- und Wasserstoffpreise entsprechende Signale geben. Hinzu kommen die bereits erwähnten regulatorisch indizierten Einschränkungen bei der Pro-duktion von RFNBOs. Wasserstoffimporte über Terminals oder Pipelines bieten mittel- und langfristige Spielräume, erfordern jedoch eine koordinierte Netzplanung.\r\nDer heutige Einsatz von Speicheranlagen im Erdgas resultiert in wesentlichen Teilen aus hohen saisonalen Speicherbedarfen, begründet durch die Heizperiode. Der Speicher-/Flexibilitätsbe-darf im zukünftigen Wasserstoffmarkt wird sich aufgrund der neuen Kundenstruktur (höherer Industrieanteil, fluktuierende Einspeisung von Elektrolyseuren, geringerer Raumwärmeanteil) deutlich kurzfristiger entwickeln. Es werden Speichersysteme benötigt, die agil und flexibel Wasserstoff bereitstellen können. Hierfür sind Kavernenspeicher besonders geeignet, wobei auch Porenspeicher v.a. für die saisonale Speicherung eine bedeutende Rolle spielen. Hinzu-kommt, dass die benötigte sichere Bandlieferung für die Industrie in der ersten Phase des Hochlaufs im Wesentlichen durch Speicher unterstützt werden kann.\r\nSeite 7 von 9\r\nAuf der anderen Seite können Importterminals durch die stabile Einspeisung von Wasserstoff-mengen in das Wasserstoffsystem einen wichtigen Beitrag dazu leisten, Flexibilitätsbedarfe auf der Nachfrageseite zu reduzieren. Deutschland wird weiterhin ein Energieimporteur blei-ben. Importe tragen somit nicht nur zu einer Diversifizierung der Energiebeschaffung und -ver-sorgung bei und reduzieren die Abhängigkeit von Energielieferanten aus dem außereuropäi-schen Ausland, sondern helfen bei der Stabilisierung des Energiesystems. Es ist demnach zwin-gend erforderlich, parallel die Grundlagen und Voraussetzungen für den Import von Wasser-stoff und seinen Derivaten weiterentwickelt werden. Hier würde eine Europäische Wasser-stoff-Allianz wichtige gemeinsame Arbeit leisten können.\r\nDie diversen Unterschiede der Quellen machen deutlich: Die Bewertung der Flexibilitätspoten-ziale muss technologieoffen und systemisch erfolgen. Ein besonderes Augenmerk liegt auf der Frage, in welchen Phasen des Hochlaufs welche Flexibilitätsquellen technisch und wirtschaft-lich verfügbar sind.\r\n5 Zeitliche Entwicklung und Relevanz in der Clusterphase\r\nWie bereits beschrieben steigen die Flexibilitätsbedarfe aber auch die Flexibilitätspotenziale im System mit zunehmender Zahl von Einspeisern und Verbrauchern, in der Hochlaufphase sind die Quellen jedoch noch begrenzt. Die wenig vermaschten, kleineren Netzsysteme/Clus-ter sind zu Beginn tendenziell durch eine direkte Lieferbeziehung geprägt. Zudem ist in der Aufbauphase des Kernnetzes davon auszugehen, dass im Zeitverlauf ein nur sehr begrenzter Regelenergiemarkt existiert. Darüber hinaus werden sich die Regelenergieoptionen in den Clustern voraussichtlich sehr unterschiedlich entwickeln. Dies stellt besondere Anforderungen an die Systemplanung. Cluster sollten deshalb im Rahmen des Möglichen bereits zu Beginn be-rücksichtigen, dass sie möglichst viele Flexibilitätsoptionen beinhalten. Um Perspektiven und Anreize für die Bereitstellung von Flexibilitäten zu bieten sowie den Markthochlauf zu fördern, sollten die Mechanismen zur Flexibilitätsbeschaffung von Anfang an möglichst marktbasiert ausgestaltet werden.\r\nWasserstoffspeicher stellen eine wichtige Flexibilitätsoption dar. In den Clustern, in denen Speicherkapazitäten zunächst nicht ausreichend vorhanden sind, werden in einem begrenzten Umfang Alternativen gefunden werden müssen. Ein Austausch über Herausforderungen und Rahmenbedingungen zwischen Bilanzkreisverantwortlichen/Händlern, Speicherbetreibern, Betreibern anderer Flexibilitätsquellen und Netzbetreibern wäre in diesem Zusammenhang sinnvoll.\r\nSeite 8 von 9\r\n6 Aktuelle Herausforderungen und notwendige Rahmenbedingungen\r\nKurzfristig bestehen wesentliche Herausforderungen im Flexibilitätsmarkt für Wasserstoff. Die verfügbare Flexibilitätsmenge ist absehbar knapp. Ohne gezielte Ausbaudynamik bei Spei-chern, intelligent gesteuerten Elektrolyseuren und flexiblen Verbrauchern droht eine struktu-relle Unterdeckung. Cluster mit wenigen Akteuren bieten nur begrenzte Ausgleichsmöglichkei-ten. Flexibilitätsquellen, wie beispielsweise industrielle Lastverschiebung oder Kurzzeitspei-cher mögen technisch machbar sein, drohen aber ohne entsprechende Marktanreize wirt-schaftlich nicht aktiviert zu werden. Zudem ist der regulatorische Rahmen für viele potenzielle Anbieter noch unklar, z.B. bzgl. der Teilnahme am Regelenergiemarkt. Untergrundspeicher mit Speichervolumen von mehreren TWh bieten hohes Flexibilitätspotenzial, benötigen jedoch hohe Anfangsinvestitionen und lange Vorlaufzeiten für Planung, Genehmigung, Bau und Inbe-triebnahme. Um die notwendige Flexibilität rechtzeitig verfügbar zu machen, müssen heute die richtigen Investitionssignale und -anreize gesetzt werden. Hinzu kommt, dass die Pro-dukte, mit denen die Flexibilitätsquellen aktiviert werden können, noch nicht ausgestaltet sind und wesentliche Regularien fehlen. Hier müssen Preissignale entstehen, sodass Betreiber von Quellen ein betriebswirtschaftliches Interesse an der Bereitstellung der Flexibilität für das Sys-tem haben. Dazu gehören verlässliche Erlösperspektiven, regulatorische Planungssicherheit sowie pragmatisch ausgestaltete Regulierung und die gezielte Förderung von Speicherinfra-struktur mit langfristiger Wirkung.\r\n7 Fazit\r\nEs ist festzuhalten, dass in der Hochlaufphase des Wasserstoffsystems Flexibilitätsquellen, wie z.B. Wasserstoffspeicher sowie flexible Einspeiser oder Abnehmer im Wasserstoffsystem, be-grenzt sein werden. Das Flexibilitätsangebot im heutigen Erdgassystem ist für Wasserstoff da-her nicht ansatzweise vergleichbar. Die unterschiedlichen Clusterentwicklungen bereiten zu-sätzliche Schwierigkeiten, da zum Teil ganz unterschiedliche Anforderungen bei der Bereitstel-lung und der Abnahme von Flexibilitäten bestehen.\r\nDie Verfügbarkeit und Bereitstellung von Flexibilität ist dennoch ein zentraler Erfolgsfaktor für den Markthochlauf von Wasserstoff und die Sektorkopplung: Flexibilitätsquellen im Wasser-stoffsystem ermöglichen die Integration volatiler Erzeugung, gleichen regionale Ungleichge-wichte aus und stabilisieren das Gesamtsystem mit besonderen Vorteilen für die Stabilität des Stromsystems. Der Handlungsbedarf ist klar: Bereits heute müssen regulatorische, marktliche und infrastrukturelle Voraussetzungen geschaffen werden, die einen effizienten Einsatz von Flexibilität in ausreichendem Maße ermöglicht. Wasserstoffuntergrundspeicher als zwin-gende, systembildende Voraussetzung für einen Wasserstoffmarkt, Elektrolyseure und flexible Verbraucher benötigen Planungssicherheit und wirtschaftliche Anreize. Gleichzeitig muss der\r\nSeite 9 von 9\r\nOrdnungs- und Regulierungsrahmen klar definieren, wie Flexibilität systemdienlich aktiviert und vergütet werden kann. Nur durch ein koordiniertes Vorgehen von Politik, Regulierung und Wirtschaft lässt sich das Potenzial von Wasserstoff als flexibler Energieträger erschließen und im Sinne des gesamten Energiesystems optimieren."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020715","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zu den Kündigungsfristen von Gasverteilnetzbetreibern im EnWG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/08/3c/640727/Stellungnahme-Gutachten-SG2511170015.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 1. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nzur Ausgestaltung von Fristen für die Beendigung von Gasnetzanschlussverträgen\r\nSeite 2 von 16\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 BDEW-Bewertung .............................................................................................. 4\r\n3 Begründung ....................................................................................................... 6\r\n3.1 Zeitliche Umsetzbarkeit .................................................................................. 7\r\n3.2 Strukturelles Hindernis für die Wärmewende ............................................... 8\r\n3.3 Auswirkungen auf die Entwicklung der Gasnetzentgelte .............................. 8\r\n4 BDEW-Vorschläge: Flexibilität - Ein Schlüssel zur erfolgreichen Netztransformation ........................................................................................... 9\r\n4.1 Kurze Kündigungsfrist bei netzgebunden Versorgungsalternativen .............. 9\r\n4.1.1 Wasserstoffversorgung ................................................................................ 10\r\n4.1.2 Anschluss an ein Wärmenetz ....................................................................... 10\r\n4.1.3 Leistungsfähiges Stromnetz .......................................................................... 11\r\n4.2 Angemessene Informations- und Kündigungsfristen in Gebieten ohne netzgebundene Versorgungsoption ............................................................. 11\r\n4.3 Koordinierte Planung und flexible Vertragsgestaltung für die Gasnetztransformation ................................................................................ 12\r\n5 Zusätzliche kostensenkende Effekte einer flexiblen Transformation .................. 13\r\n5.1 Vermeidung von Ersatzinvestitionen ........................................................... 13\r\n5.2 Alter und Zustand der Straßen und weiteren Infrastrukturen ..................... 14\r\n5.3 Gebündelte Stilllegung von Hausanschlüssen und Gasnetzabschnitten ..... 14\r\n6 Schutz vor sozialen Härten ................................................................................ 15\r\nSeite 3 von 16\r\n1 Einleitung\r\nDie Transformation der Gasverteilernetze zählt zu den zentralen Herausforderungen auf dem Weg zur Klimaneutralität – bundesweit bis 2045, in einigen Bundesländern und Kommunen jedoch bereits deutlich früher. Bis dahin müssen bestehende Gasnetze – sofern die regionalen Gegebenheiten keinen Weiterbetrieb mit Biomethan zulassen1 – entweder vorübergehend au-ßer Betrieb genommen und anschließend auf Wasserstoff umgestellt oder schrittweise dauer-haft stillgelegt werden. Damit diese Transformation sowohl volkswirtschaftlich effizient als auch praktisch umsetzbar ist, braucht es eine vorausschauende Planung, klare regulatorische Vorgaben und einen realistischen Zeitrahmen. Daneben bedarf es einer sozialverträglichen Ausgestaltung seitens des Gesetzgebers, die von einer klaren und konsistenten politischen Kommunikation begleitet werden muss.\r\nDas EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket schafft erstmals die rechtlichen Rahmenbe-dingungen für eine strukturierte Transformation von Gasnetzen. Wesentliche Grundlage für die Gasverteilernetze ist die sog. Stilllegungsplanung in Artikel 57 der Richtlinie (EU) 2024/1788 vom 13. Juni 2024 (GasRL). Die Stilllegungsplanung umfasst sowohl Leitungen, die dauerhaft stillgelegt als auch solche die vorrübergehend außer Betrieb genommen und an-schließend auf Wasserstoff umgestellt werden. Sie wird daher im Folgenden als Transformati-onsplanung bezeichnet. Der BDEW hat sich bereits mit einem umfassenden Positionspapier zur Ausgestaltung dieser Planung in den Prozess zur Überführung der Richtlinie in nationales Recht eingebracht.\r\nAuf die Transformationsplanung aufsetzend muss es für Gasverteilernetzbetreiber an örtliche Gegebenheiten angepasste Möglichkeiten geben, mit neuen und bestehenden Kunden an ih-ren Netzen umzugehen. Dies ist erforderlich, um die regionalen, nationalen und europäischen Klimaneutralitätsziele einhalten zu können. Für die Erreichung dieser politisch gesetzten Ziele müssen Anschluss- und Zugangsverpflichtungen an die Gasnetze unter sorgfältiger Abwägung aller berechtigten Interessen ausgestaltet werden. Neben den Anforderungen an eine Verwei-gerung von Anschlussbegehren für Neuanschlüsse stehen hierbei insbesondere die Anforde-rungen an eine Kündigung von bestehenden Netzanschlussverträgen im Fokus. Der einschlä-gige Artikel 38 der GasRL sieht zu diesem Zweck vor, dass der Gesetzgeber einen Regelungs-rahmen schafft, auf dem die Bundesnetzagentur (BNetzA) mit der Festlegung objektiver, nichtdiskriminierender und transparenter Kriterien aufsetzen muss.\r\n1 Im Falle eines Weiterbetriebes mit Biomethan ist eine Kündigung des Netzanschlusses nicht notwendig. Daher wird der Fall in diesem Papier nicht weiter dargestellt.\r\nSeite 4 von 16\r\nDer BDEW steht zur Umsetzung des EU-Gaspakets mit dem zuständigen Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) im regelmäßigen konstruktiven Austausch. Hierbei ist dis-kutiert worden, ob man einen Informationszeitraum von 10 Jahren vorsehen sollte, der mit der Einreichung des Transformationsplans bei der BNetzA beginnt. Weiterhin wurde eine Kün-digungsfrist von 5 Jahren nach Bestätigung dieses Plans durch die BNetzA, vorgeschlagen. Diese kann innerhalb des Informationszeitraumes liegen.\r\n2 BDEW-Bewertung\r\nDer BDEW lehnt einen einheitlich an alle Sachverhalte anzulegenden Informationszeitraum von 10 Jahren bis zu einer möglichen einseitigen Beendigung des Gasnetzanschlussvertrags sowie eine pauschale Kündigungsfrist von 5 Jahren ab. Diese „one size fits all“ Lösung wird den örtlichen Gegebenheiten sowie dem Umfang der Aufgabe nicht gerecht.\r\nUm einerseits die Klimaschutzziele einhalten und die Transformation der Gasnetze bis 2045 umsetzen zu können und andererseits die Wirtschaftlichkeit des Netzbetriebs sowie die Ver-sorgungssicherheit zu gewährleisten, benötigen die Verteilernetzbetreiber größtmöglichen unternehmerischen Freiraum und Flexibilität.\r\nDazu sind kurze Kündigungsfristen ohne zusätzlich einzuhaltende Informationszeiträume er-forderlich, um auf Veränderungen im Transformationsprozess adäquat und zeitnah reagie-ren zu können. Zugleich ist nachvollziehbar, dass kurze Fristen für einzelne Netznutzer mit Herausforderungen verbunden sein können. Diesen Herausforderungen kann auf unter-schiedlichem Wege begegnet werden. Klar ist, dass die Lösung einen angemessenen Interes-senausgleich beinhalten muss und die Transformation der Gasinfrastruktur auch und insbe-sondere unter wirtschaftlichen Aspekten nicht unnötig behindern darf. Der nachfolgend be-schriebene Vorschlag könnte eine Kompromisslösung darstellen, die der BDEW trotz erhebli-cher Vorbehalte gegen unflexible Fristensysteme einbringt, um einen Lösungsraum zu skiz-zieren:\r\nIn Netzgebieten, in denen zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der Kündigung alternative netzge-bundene Versorgungsmöglichkeiten vorliegen, sollten angemessen kurze Kündigungsfristen gelten (siehe Abbildung 1). Die Prüfung netzgebundener Versorgungsaufgaben fällt nicht in den Verantwortungsbereich des Netzbetreibers, sondern obliegt den zuständigen Behörden im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung und der übergeordneten Energiepolitik. Grund-lage für die Kündigung von Gasnetzanschlussverträgen sind die von der BNetzA genehmigten Transformationspläne der Verteilnetzbetreiber nach Art. 57 der GasRL (siehe Kapitel 4.3), ohne zusätzliche Nachweispflichten. Dadurch kann eine praktisch umsetzbare sowie volkswirt-schaftlich effiziente und dadurch auch eine sozialverträgliche Transformation der Gasnetze\r\nSeite 5 von 16\r\nermöglicht werden. Dies ist auch zur Erreichung ambitionierterer Klimaneutralitätsziele, etwa bereits 2035 oder 2040, die in einigen Bundesländern und Kommunen vorgesehen sind, not-wendig.\r\nEs ist nachvollziehbar, dass kurze Fristen einzelne Netznutzer vor Herausforderungen stellen können. Gleichzeitig sind diese erforderlich, um eine realistische, an den Klimaschutzzielen ausgerichtete sowie volks- und betriebswirtschaftlich möglichst effiziente Transformation der Gasverteilernetze umsetzen zu können. Ein paralleler Gasnetzbetrieb zu alternativen netzge-bundenen Wärmeversorgungsoptionen über einen langen Zeitraum wird zu erheblichen Mehrkosten führen.\r\nIn Netzgebieten, in denen alternative Versorgungsoptionen nicht zur Verfügung stehen, hält der BDEW die vorgeschlagene Kündigungsfrist von fünf Jahren jedoch für nachvollziehbar, so-weit dies hinsichtlich des Netzbetriebs wirtschaftlich vertretbar ist.\r\nAbbildung 1 Transformation auf unterschiedlichen Pfaden\r\nSeite 6 von 16\r\nDie Erreichung der deutschen Klimaneutralitätsziele hängt maßgeblich von klaren und konse-quenten hoheitlichen Entscheidungen und ihrer Kommunikation durch die Politik ab. Auf die-sen politischen Entscheidungen aufsetzend erarbeiten die Gasnetzbetreiber ihre Netzplanung nach Artikel 56 und 57 GasRL und aktualisieren diese regelmäßig. Der BDEW hält dafür einen Zeitraum von 2 Jahren für sachgerecht. Durch die Veröffentlichung der Pläne auf ihrer Inter-netseite informieren die Netzbetreiber über die Transformation ihrer Netze. Darüber hinaus obliegt die Information über die konkreten Wärmeversorgungsmöglichkeiten vor Ort den Kommunen. Dafür stehen den Netznutzern u.a. die kommunalen Wärmepläne als weitere In-formationsquelle zur Verfügung. Diese stehen spätestens ab 2026 bzw. 2028 zur Verfügung und geben Anschlussnutzern eine erste Orientierung über ihre zukünftige Wärmeversorgung.\r\nAus Artikel 38 i.V.m. Artikel 13 GasRL geht die zwingende Berücksichtigung eines Informati-onszeitraums nicht ausdrücklich hervor. Sieht man einen Informationszeitraum dennoch vor, muss sichergestellt sein, dass alle Netzkunden so früh wie möglich, die für sie relevanten In-formationen aus der Netzplanung entnehmen können, während gleichzeitig die Transforma-tion des Gasnetzes nicht weiter verzögert werden darf.\r\nUnabhängig von der Möglichkeit Gasnetzanschlussverträge zu kündigen, muss die Transforma-tion der Gasnetze von einem umfangreichen und passgenauen politischen Maßnahmenbün-del, welches auch die Versorgungssicherheit im Blick behält, begleitet werden. Dabei sind auch die Auswirkungen auf die Vertriebe hinsichtlich der von ihnen angebotenen Commodity und der Planbarkeit angemessen zu berücksichtigen. Insgesamt ist eine konstruktive Kommu-nikation durch die Politik im Hinblick auf die Wärmeplanung und die Transformation vor Ort, einschließlich von Versorgungsalternativen, essenziell.\r\n3 Begründung\r\nDie Transformation der Gasverteilernetze ist ein komplexer Prozess. Pauschale Vorgaben mit Zeiträumen und Fristen von 10 und 5 Jahren, wie sie vom BMWE vorgeschlagen werden, wür-den eine volkswirtschaftlich effiziente und somit eine sozialverträgliche Transformation der Gasnetze erheblich erschweren bzw. faktisch unmöglich machen. Das Gasverteilernetz um-fasst in Deutschland fast 600.000 km Leitungen. Über 1,4 Millionen Industrie- und Gewerbe-kunden sowie 21 Mio. Haushaltskunden sind an das Netz angeschlossen. Über 700 Netzbetrei-ber gewährleisten kontinuierlich die Versorgungssicherheit. Entsprechend stellt die Transfor-mation der Gasverteilernetze sowohl technisch, (volks- und betriebs-)wirtschaftlich als auch gesellschaftspolitisch eine komplexe Herausforderung dar.\r\nSeite 7 von 16\r\n3.1 Zeitliche Umsetzbarkeit\r\nBis zum Erreichen des nationalen Klimaneutralitätsziels 2045 verbleiben noch 20 Jahre. Inner-halb dieses Zeitraumes muss die Transformation des Gasverteilernetzes bewältigt werden. Der Zeitraum verkürzt sich zusätzlich, da den Verteilernetzbetreibern die entsprechenden rechtli-chen und regulatorischen Rahmenbedingungen sowie die darauf aufsetzenden Planungsvorga-ben auf nationaler Ebene bisher fehlen.\r\nZunächst muss die zügige Überführung der GasRL in nationales Recht durch den Gesetzgeber und ggf. die nähere Ausgestaltung der Planungsinstrumente aus Art. 56/57 durch die Bundes-netzagentur (BNetzA) erfolgen. Der BDEW geht derzeit davon aus, dass frühestens Ende 2028 die ersten belastbaren Planungen im Sinne der GasRL vorliegen könnten. Mit einem Informati-onszeitraum von 10 Jahren könnten erste Kündigungen damit frühestens ab 2038 wirksam werden. Dies würde Verteilernetzbetreibern flächendeckend maximal sieben Jahre Zeit lassen, um Leitungen entweder endgültig stillzulegen oder nach einer vorübergehenden Außerbe-triebnahme auf Wasserstoff umzustellen (siehe Abbildung 2). Für Netzbetreiber, die in Bun-desländern oder Kommunen tätig sind, welche die Klimaneutralität bereits vor 2045 anstre-ben, verkürzt sich dieser Zeitraum nochmals entsprechend.\r\nAbbildung 2 Zeitstrahl Gasnetztransformation\r\nDer äußerst kurze Zeitraum bis 2045 bzw. teilweise auch deutlich früher erfordert deshalb eine flexible Gestaltung der Transformation. Starre, und im Kontext der Dekarbonisierung un-verhältnismäßig lange Informationszeiträume und Kündigungsfristen, unabhängig von den ört-lichen Voraussetzungen, würden eine zeitnahe Dekarbonisierung von Gebieten, in denen be-reits alternative Versorgungsmöglichkeiten bestehen oder absehbar bestehen werden, verhin-dern. Die Verteilernetzbetreiber stünden dann vor der großen Herausforderung, ihr gesamtes Netzgebiet in nur wenigen Jahren zu transformieren.\r\nDie enorme Herausforderung, die Transformation in einer so kurzen Zeit zu bewältigen, wer-den besonders deutlich, wenn man den Prozess mit der in der Praxis bereits erprobten Um-stellung von L- auf H-Gas vergleicht. Die Umstellung von rund fünf Millionen L-Gas-Geräten\r\nSeite 8 von 16\r\nauf H-Gas – was nicht einmal einem Viertel der an das Verteilernetz angeschlossenen Haus-haltskunden entspricht – dauert etwa zehn Jahre. Dieser Vergleich zeigt, dass sieben Jahre eine äußerst kurze Zeitspanne für die vollständige Umstellung aller an das Verteilernetz ange-schlossenen Haushalts-, Industrie- und Gewerbekunden ist. Dies gilt umso mehr in den Bun-desländern, die sich frühere Ziele zur Erreichung der Klimaneutralität gesetzt haben.\r\nEine Umsetzung in einem derart kurzen Zeitraum ist aufgrund begrenzter personeller Ressour-cen der Netzbetreiber, des akuten Fachkräftemangels – insbesondere bei Tiefbaufirmen – so-wie der hohen Belastung der Anwohner und Anwohnerinnen durch zahlreiche Baustellen nicht realisierbar.\r\n3.2 Strukturelles Hindernis für die Wärmewende\r\nDie flexible Ausgestaltung der Transformation ist auch für die kohärente Umsetzung der Wär-meplanung unerlässlich. Nur so kann eine verlässliche Infrastrukturplanung erfolgen. Dadurch können Investitionen in den Ausbau paralleler Infrastrukturen vermieden werden. Insbeson-dere Mehrspartenunternehmen, häufig auch kommunale Stadtwerke, stehen derzeit vor der Herausforderung, dass die für die Gasnetze rechtlich (noch) vorzusehenden Investitionsvolu-mina für den notwendigen Ausbau anderer für die Energiewende erforderlicher Energieinfra-strukturen nicht zur Verfügung stehen. Dadurch kommt es nicht nur für die Gasnetzkunden, sondern auch die Kunden von Wärmenetze zu vermeidbaren Preissteigerungen. Wenn der Netzbetreiber weiterhin jedem Kunden bis 2038 Zugang zu seinem Gasnetz gewähren muss, wird eine wirtschaftliche Umstellung auf dezentrale Wärmeversorgungslösungen und Wärme-netze somit schwierig bzw. unmöglich gemacht.\r\n3.3 Auswirkungen auf die Entwicklung der Gasnetzentgelte\r\nMittel- bis langfristig wird der flächendeckende Weiterbetrieb der Gasverteilernetze mit per-spektivisch sinkenden Netzanschlusszahlen und eines dadurch rückläufigen Gasabsatzes in im-mer mehr Netzabschnitten den Trend hin zu steigenden Gasnetzentgelten verstärken.\r\nInsbesondere bei bestehenden Versorgungsalternativen können und werden die Kunden und Kundinnen eigenständig und punktuell ihre Netzanschlussverträge kündigen. Die Gasnetzbe-treiber könnten bis zum Ablauf eines möglichen Informationszeitraums wiederum kaum steu-ern, an welchen Stellen die Kunden in der Zwischenzeit das Netz verlassen. Als Resultat müsste das Gasnetz für eine geringere und weniger dichte Kundenanzahl großflächig weiter-betrieben werden.\r\nDadurch entstehen weiterhin Kosten für Ersatzinvestitionen zur Aufrechterhaltung des gesam-ten Gasverteilernetzes, die über immer kürzere Abschreibungszeiträume refinanziert werden müssten. Im Jahr 2023 haben die Gasnetzbetreiber über 1,2 Mrd. Euro in die Instandhaltung\r\nSeite 9 von 16\r\nder Netze investiert. Zum anderen ist zu erwarten, dass die Betriebskosten der Netze trotz sin-kender Zahl der Anschlussnehmer weitgehend konstant bleiben, da ein Großteil dieser Kosten nicht oder nur in geringem Maße von der Absatzmenge abhängt.\r\nUm Ersatzinvestitionen und Betriebskosten zu minimieren und damit die Netzentgelte nicht zusätzlich zu belasten, sollten die Verteilernetzbetreiber dort, wo Alternativen vorhanden sind, die Möglichkeit erhalten, einzelne Netzabschnitte innerhalb einer kürzeren Frist stillzule-gen (siehe Kapitel 4).\r\nVon entscheidender Bedeutung ist, dass darüber hinaus auch der Regulierungsrahmen kohä-rent an die Anforderungen, die sich aus der Transformation ergeben, angepasst wird. Es be-darf so bald wie möglich klarer Regelung zur Kostentragung und regulatorischer Anerkennung von Stilllegungskosten, die die individuellen Gegebenheiten der Netzbetreiber berücksichtigt.\r\nDie von der BNetzA im Rahmen des NEST-Prozesses vorgeschlagene Anerkennung der Stillle-gungsaufwendungen im Rahmen von Rückstellungsbildungen ist ein erster Schritt in die rich-tige Richtung und wird vom BDEW als unerlässlich bewertet und begrüßt.\r\n4 BDEW-Vorschläge: Flexibilität - Ein Schlüssel zur erfolgreichen Netztransformation\r\n4.1 Kurze Kündigungsfrist bei netzgebunden Versorgungsalternativen\r\nDer BDEW schlägt vor, bei verfügbaren alternativen Versorgungsoptionen, angemessen kurze Fristen für eine Kündigung durch den Netzbetreiber anzusetzen. So kann in solchen Netzab-schnitten eine frühzeitigere Transformation erfolgen. Wie bereits dargelegt, ist eine solche Flexibilisierung notwendig, um die Transformation der Gasnetze überhaupt erfolgreich umset-zen zu können.\r\nDie Voraussetzungen für solche kürzeren Fristen müssen messbar und insbesondere aus der Kundenperspektive nachvollziehbar ausgestaltet werden, um die Akzeptanz der erforderlichen Maßnahmen zu steigern. Sie sind konkret im Gesetz zu verankern und klar zu formulieren, um Auslegungs- und Interpretationsspielräume nach Möglichkeit zu vermeiden. Weiterhin sollten diese ohne großen zusätzlichen Aufwand erfüllt werden können, wobei die Erbringung der er-forderlichen Nachweise möglichst unbürokratisch und ohne übermäßige Dokumentations-pflichten erfolgen sollte.\r\nDie Fristen sind als Mindestfristen zu definieren, die Netzbetreiber bei Vorliegen der jeweili-gen Kriterien mindestens einzuhalten haben. Von diesen kann jedoch nach oben abgewichen werden, solange Diskriminierungsfreiheit gewährleistet bleibt. Den Gasnetzbetreibern steht es in Abhängigkeit der konkreten Transformationserfordernisse vor Ort grundsätzlich frei, sowohl von den kurzen Mindestfristen als auch dem Kündigungsrecht als Ganzen Gebrauch zu\r\nSeite 10 von 16\r\nmachen. Da es auf absehbare Zeit schwierig sein wird, sich auf ein konkretes Vertragsende festzulegen, muss eine gesetzliche Möglichkeit der einvernehmlichen Fortführung des ur-sprünglichen Vertrags vorsehen, wenn sich die geplante Stilllegung oder Umstellung verzö-gert.\r\n4.1.1 Wasserstoffversorgung\r\nIm Falle einer geplanten Umstellung des Gasnetzes auf Wasserstoff, ist eine angemessen kurze Kündigungsfrist sinnvoll. Ohne kürzere Fristen müsste der Gasnetzbetreiber für alle an-geschlossenen Gaskundinnen und -kunden bis zum Ablauf des vom BMWE angedachten star-ren Informationszeitraums von 10 Jahren weiter die Versorgung mit Gas ermöglichen, auch wenn ein Großteil der Anschlussnehmenden bereits über wasserstofffähige Anwendungen verfügt. Dies gilt insbesondere in Gebieten, in denen ein großer Anteil an Bestandsleitungen umgestellt werden soll.\r\nUmgekehrt kann der Fall auftreten, dass Industriekunden aufgrund langer und starrer Kündi-gungsfristen für das übrige Netz nicht mit Wasserstoff versorgt werden können. Industriekun-den, denen zur Erreichung der vorgegebenen Klimaneutralitätsziele nur eine Umstellung auf Wasserstoff verbleibt, sollten die Möglichkeit haben, diesen rechtzeitig zu beziehen, unabhän-gig von den genannten Fallgruppen.\r\nEin etappenweises Vorgehen bei der Transformation würde zudem die Kosten beim Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes reduzieren. Denn lange Vorlauffristen für die Kündigung von Netzanschlüssen führen zur Verzögerung von Leitungsumstellungen und würden den erforder-lichen Anteil an Neubauleitungen unnötig erhöhen und somit für Wasserstoffkunden die Kos-ten deutlich erhöhen.\r\nEine Staffelung der Netzumstellung auf Wasserstoff in einem Netzgebiet entlastet außerdem den zukünftigen Wasserstoffnetzbetreiber. Denn auch diese Umstellung erfordert personelle Kapazitäten, die bei einer geballten Umstellung in einem kurzen Zeitraum von den Verteiler-netzbetreibern geleistet werden müssen.\r\n4.1.2 Anschluss an ein Wärmenetz\r\nBestehendes Wärmenetz\r\nEine weiterer Anwendungsfall für kurze Kündigungsfristen könnte eine zum Zeitpunkt der Er-stellung der Transformationsplanung bereits bestehende Wärmeversorgung über ein parallel verlaufendes Wärmenetz darstellen, insofern der Wärmenetzbetreiber über die Kapazitäten verfügt, die Gasnetzkunden und -kundinnen zu übernehmen. Dadurch kann ein paralleler Be-trieb von Wärme- und Gasnetzinfrastrukturen vermieden und Kosten für den Betrieb sowie\r\nSeite 11 von 16\r\ndie Instandhaltung der Gasnetze reduziert werden. Gleichzeitig steigert die Nachverdichtung der Anschlüsse bei der Fernwärme deren Rentabilität und ein zeitgleicher Anschluss von Kun-den in einem Straßenzug an das Wärmenetz verringert sowohl die Häufigkeit von Baustellen als auch die Kosten für den Wärmenetzanschluss.\r\nNeues oder auszubauendes Wärmenetz\r\nEine weitere Voraussetzung könnte der Bau eines neuen bzw. die Erweiterung eines bereits bestehenden Wärmenetzes darstellen. Parallel zum Aus- bzw. Neubau des Wärmenetzes und Anschluss der Wärmekunden könnten die Gasnetzanschlüsse sowie der dazugehörige Netzab-schnitt stillgelegt und Tiefbaumaßnahmen für beide Infrastrukturen gebündelt umgesetzt wer-den. Ein Gutachten aus der Schweiz untersucht unter anderem die technische Umsetzbarkeit eines Direktumstieges Gas-Fernwärme und kommt zu dem Ergebnis, dass ein Direktumstieg umsetzbar ist. Ein Direktumstieg ist technisch machbar und wirtschaftlich sinnvoll. Dieser kann nur dann umgesetzt werden, wenn der Gasverteilernetzbetreiber ein Kündigungsrecht hat.\r\n4.1.3 Leistungsfähiges Stromnetz\r\nAuch dort, wo die kommunale Wärmeplanung ein dezentrales Versorgungsgebiet vorsieht, er-geben sich Möglichkeiten, Stilllegungen im Gasverteilernetz frühzeitig vorzunehmen unter Be-rücksichtigung eines ausreichend ausgebauten Stromnetzes mit ausreichend Netzanschlusska-pazitäten. Dafür ist auch der Zustand der betroffenen Gebäude, der sich aus der kommunalen Wärmeplanung ergibt, nicht unerheblich.\r\nIm Rahmen der Datenerhebung zur kommunalen Wärmeplanung werden Informationen zu den vorhandenen Heizgeräten, wie bspw. das Alter, erhoben. In Gebieten mit älteren Hei-zungsanlagen und einem gut ausgebauten Stromnetz könnte in Abstimmung mit dem Strom-netzbetreiber eine frühzeitigere Stilllegung der Gasnetze (in Kombination mit zusätzlichen För-derinstrumenten) in Erwägung gezogen werden. Denn in diesen Gebieten kann es je nach den lokalen Gegebenheiten zu einem schleichenden Rückgang der Gaskundenzahl kommen, da die Heizungen sukzessive ausgetauscht werden müssen.\r\n4.2 Angemessene Informations- und Kündigungsfristen in Gebieten ohne netzgebundene Versorgungsoption\r\nLediglich dort, wo zum Zeitpunkt der Planung keine netzgebundenen alternativen Versor-gungsoptionen bestehen oder geplant sind, findet der BDEW einen angemessenen Informati-onszeitraum, beginnend mit der Einreichung der Pläne, sowie eine Kündigungsfrist von etwa 5 Jahren im Sinne einer verhältnismäßigen Ausgestaltung nachvollziehbar. Die Information\r\nSeite 12 von 16\r\nerfordert das Zusammenwirken verschiedener Akteure, die Netzbetreiber tragen durch ihre veröffentlichten Transformationspläne maßgeblich bei.\r\nUnabhängig vom Vorliegen weiterer Voraussetzungen muss dann nach Ablauf dieser Frist eine Stilllegung des Gasnetzes auch tatsächlich erfolgen können. Fristen dieser Länge dienen bei-den Vertragspartnern, aber insbesondere dem Netzkunden, dazu, sich auf die Beendigung des Vertrages einzustellen und rechtzeitig Alternativen realisieren zu können. Für den Netzbetrei-ber wird so wiederum Planungssicherheit in einem äußerst dynamischen Umfeld gewährleis-tet. Damit wird für Gasnetzbetreiber neben den äußerst engen Voraussetzungen der wirt-schaftlichen Unzumutbarkeit eine weitere Option geschaffen, eine steuerbare Transformation ihrer Infrastruktur vornehmen zu können.\r\n4.3 Koordinierte Planung und flexible Vertragsgestaltung für die Gasnetztransformation\r\nDurch eine flexiblere Transformation ließe sich der Betrieb der Gasnetze – dort wo technisch und wirtschaftlich für Netzbetreiber und Kunden sinnvoll - gezielter steuern. Bis zum Ablauf der Fristen könnte in Bereichen, in denen ein langfristiger Betrieb nicht vorgesehen ist, dieser sukzessive auf jene Netzteile beschränkt werden, in denen Kunden bislang keine Alternative vorliegt. Ein solches Vorgehen liegt im Interesse der Kundinnen und Kunden.\r\nGrundlage für die Anwendung der Kündigungsfristen und Informationszeiträume sind die von der BNetzA genehmigten Transformationspläne der Verteilnetzbetreiber nach Art. 57 der GasRL. Aus diesen geht hervor, welche Netzabschnitte perspektivisch umgestellt oder stillge-legt werden sollen, sowie zu welchem Zeitpunkt bzw. innerhalb welches Zeitraumes die (tech-nische) Stilllegung und ggf. Umstellung des Gasnetzes aus netzplanerischer, netzhydraulischer und aus netzwirtschaftlicher Sicht sinnvollerweise stattfinden sollte. Voraussetzung für eine iterative Umsetzung der Gasnetztransformation ist, dass die Pläne kontinuierlich aktualisiert und mit dem Netzentwicklungsplan abgestimmt werden können. Der BDEW fordert deshalb einen zweijährigen Planungszyklus.\r\nFür eine koordinierte Abstimmung kann die kommunale Wärmeplanung herangezogen wer-den, die auf Basis der Planungen der verschiedenen Infrastrukturbetreiber erfolgt und daraus das Zielbild der zukünftigen Wärmeversorgung in der jeweiligen Kommune erstellt. Die Wär-mepläne fließen wiederum in die Netzentwicklungspläne der Verteilernetzbetreiber ein (vgl. Art. 56, 57 GasRL, § 14d EnWG), wodurch nach Umsetzung der europäischen Vorgaben ein In-formationsaustausch gewährleistet sein wird. Darüber hinaus wäre es sinnvoll, zukünftig eine institutionalisierte direkte Abstimmung der betroffenen Infrastrukturbetreiber untereinander auf dieser Grundlage zu ermöglichen. In einem ersten Schritt ist darauf zu achten, dass bei der Umsetzung der GasRL nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch die für die jeweilige\r\nSeite 13 von 16\r\nWärmeplanung planungsverantwortliche Stelle zur Zusammenarbeit bei der Ausarbeitung des Transformationsplans verpflichtet wird.\r\nBeim Abschluss neuer Verträge für bestehende Anschlüsse ist zu beachten, dass es zukünftig möglich sein muss, befristete Netzanschlussverträge abzuschließen, wenn einzelne Abschnitte perspektivisch stillgelegt werden sollen, damit kein Vertrauen auf den unbefristeten Bestand dieser Verträge aufgebaut werden kann.\r\nDaneben ist zu beachten, dass bei der Umstellung auf eine andere Versorgung nicht in jedem Fall eine netzbetreiberseitige Vertragskündigung erforderlich ist. Netzbetreiber und Netzkun-den steht es frei, sich unabhängig von anderweitig geltenden Fristen einvernehmlich über die Beendigung des bestehenden Vertrags und, bei Identität der Vertragsparteien, die Konditio-nen eines neuen Netzanschlussvertrags mit einer alternativen Versorgung zu einigen. Eine entsprechende Vertragsänderung kann mit Zustimmung des Kunden in deutlich kürzeren Zeit-räumen erfolgen.\r\n5 Zusätzliche kostensenkende Effekte einer flexiblen Transformation\r\nEine an die lokalen Gegebenheiten angepasste Transformation ermöglicht den Netzbetreibern eine gezielte Steuerung und dadurch eine kosteneffiziente Planung und Umsetzung. Umge-kehrt führt eine fehlende Flexibilisierung der Fristen zu einer sozial ungerechteren Transfor-mation. Denn der unwirtschaftliche Netzbetrieb in Abschnitten mit wenigen Anschlussneh-menden, in denen alternative Versorgungsoptionen zur Verfügung stehen, belastet auch jene Gasnetzkunden im Netzgebiet des Netzbetreibers, die bisher keine Alternative zu Gas haben.\r\n5.1 Vermeidung von Ersatzinvestitionen\r\nEin planvolles und etappenweises Vorgehen bei der Transformation des Gasnetzes kann dazu beitragen, ein volkswirtschaftliches Optimum bei der Transformation der Gasnetze zu errei-chen. Dies ist möglich, wenn einerseits eine frühzeitige Transformation in Gebieten mit den entsprechenden angemessenen Voraussetzungen ermöglicht wird und andererseits die Inves-titionszyklen der Gasverteilernetzbetreiber beim Ausbau von Wärme- und Stromnetzen mit-berücksichtigt werden. So können Ersatzinvestitionen in die Gasnetze vermieden werden, wenn je nach Versorgungsgebiet der Ausbau des Wärme- oder Stromnetzes vorgezogen wird, dort wo hohe Investitionen von Seiten der Gasverteilernetzbetreiber aufgrund der Altersstruk-tur bzw. des Zustands der stillzulegenden Netzabschnitte anstehen. Dafür könnten Ausbau-maßnahmen in einem anderen Gasnetzabschnitt mit deutlich jüngerem Gasnetz nach hinten verschoben werden.\r\nSeite 14 von 16\r\n5.2 Alter und Zustand der Straßen und weiteren Infrastrukturen\r\nAlter und Zustand der Straßenbeläge sowie anderer Infrastrukturen (z.B. Wasser/Abwasser) oder die Synchronisation mit anderen (Tief-)Bauarbeiten sollten bei sämtlichen Baumaßnah-men berücksichtigt werden. Durch eine Bündelung erforderlicher Tiefbaumaßnahmen können sowohl die Auswirkungen auf die Allgemeinheit im öffentlichen Raum, sowie Tiefbaukapazitä-ten- und -kosten reduziert werden. Mit pauschalen und langen Informations- und Kündigungs-fristen ist ein solches koordiniertes Vorgehen kaum möglich.\r\n5.3 Gebündelte Stilllegung von Hausanschlüssen und Gasnetzabschnitten\r\nFalls eine flexible Transformation nicht vorgesehen wäre, können Verteilernetzbetreiber kaum Stilllegungen von Hausanschlüssen und Netzabschnitten bündeln, sondern müssen diese in kleinteiligen Schritten und hohem organisatorischen Aufwand umsetzen. Angemessen kurze Informationszeiträume und Kündigungsfristen hingegen können die Stilllegung von Hausan-schlüssen und Netzabschnitten in Straßenzugslänge ermöglichen und dadurch sowohl Effizien-zen heben als auch Kosten einsparen beispielsweise bei der Einrichtung der Baustellen oder der Bereitstellung von Tiefbaumaschinen.\r\nHinzu kommt, dass in einem Netzgebiet, in dem bereits ein Großteil der Gaskunden und -kun-dinnen ihren Netzanschluss vorübergehend Außerbetrieb nehmen lassen haben, in der Regel jährlich Kosten für die aus Sicherheitsgründen notwendige Überwachung des Netzanschlusses für diese Kunden und Kundinnen entstehen. Dabei haben sie bereits in eine neue Heizungsan-lage investiert und werden den Gasnetzanschluss perspektivisch nicht mehr nutzen. Bei einer flexiblen Transformation können Netzbetreiber gezielt die Stilllegung dieser Netzabschnitte vorziehen und somit entfallen für diese Haushalte Kosten für die Überwachung des Anschlus-ses. Gleichzeitig werden personelle Kapazitäten beim Gasnetzbetreiber frei, die er andernfalls in die Begehung und Prüfung der vorgehaltenen Gasnetzanschlüsse investieren müsste.\r\nSeite 15 von 16\r\nExkurs: Vereinfachte Darstellung eines technischen Stilllegungsprozesses\r\nEs gibt zwei Optionen für die Stilllegung eines Hausanschlusses: (i) Bei der vorübergehenden Außerbetriebnahme wird die Hauptabsperreinrichtung geschlossen, der Gaszähler und Gas-druckregler (wenn vorhanden) ausgebaut sowie die Leitungsenden gasdicht verschlossen. Das Gas bleibt in der Leitung und vom Kunden wird ggf. eine jährliche Vorhaltepauschale entrich-tet (inaktiver Netzanschluss). Eine vorübergehende Außerbetriebnahme und die Abrechnung der Vorhaltepauschale ist aufwendig und wird später in der Regel zu einer endgültigen Stillle-gung führen, wobei der Kunde diese Kosten zusätzlich zahlen muss. (ii) Bei der endgültigen Stilllegung wird die Leitung von der allgemeinen Versorgungsleitung getrennt, der Gaszähler und Regler ausgebaut, die Leitung wird gasfrei gemacht und verschlossen. Die Hauseinführung kann auf Kundenwusch zurückgebaut und abgedichtet werden, um gegen Wassereinbrüche geschützt zu werden. Dem Kunden entstehen hierdurch einmalig höhere Kosten.\r\nDie Stilllegung eines gesamten Netzabschnittes ist aus Gesamtkostengründen zu präferieren, kann aber nur dann erfolgen, wenn entweder alle Hausanschlüsse außer Betrieb oder endgül-tig stillgelegt sind. Hauptkostentreiber für die endgültige Stilllegung sind die hierfür benötig-ten Baugruben (an jedem Leitungsabzweig eine Baugrube und alle 100 Meter ca. 2 Baugru-ben). Bei der gemeinsamen endgültigen Stilllegung eines ganzen Straßenzugs können die Kos-ten durch die verringerte Anzahl benötigter Baugruben reduziert werden. Endgültig stillge-legte Leitungen können im Anschluss nicht wieder in Betrieb genommen werden.\r\n6 Schutz vor sozialen Härten\r\nDie Gasnetzbetreiber in Deutschland werden ihrer Versorgungsaufgabe so lange wie nötig nachkommen und Versorgungssicherheit auch während der Transformation gewährleisten. Auch bei bestmöglicher Planung wird es sich jedoch nicht vermeiden lassen, dass die Transfor-mation eines Gasnetzes in Einzelfällen zu sozialen Härten führen wird. Es ist Aufgabe des Ge-setzgebers, diese Härten sozialverträglich auszugleichen.\r\nEin planvolles Vorgehen auf Basis einheitlicher und transparenter Kriterien und Prozesse für alle Akteure ist die wichtigste Voraussetzung für eine effiziente Transformation der Netze. Da-für müssen die verschiedenen Planungsinstrumente auf regionaler Ebene sinnvoll ineinander-greifen und miteinander abgestimmt sein. Ziel sollte es sein, dass die Gebietsausweisungen der kommunalen Wärmepläne deckungsgleich mit den Stilllegungsplänen der Netzbetreiber sind und für Gebiete, in denen perspektivisch keine Versorgung mit klimafreundlichen Gasen vorgesehen ist, ein effizienter Rückzug des Gasnetzes ermöglicht wird.\r\nSeite 16 von 16\r\nEin netzebenenübergreifender Abstimmungsprozess sollte klar formalisiert stattfinden und iterativ ausgestaltet sein. Teil dieses planvollen Vorgehens ist die kontinuierliche Information der Anschlussnehmenden u.a. über die regelmäßige Aktualisierung der Transformationspläne und deren Veröffentlichung. Auf diese Weise kann gewährleistet werden, dass sich die An-schlussnehmenden auch mit kürzeren Kündigungsfristen rechtzeitig auf einen Wegfall des Gasanschlusses einstellen können. Auch dadurch kann zu einer Vermeidung von sozialen Här-ten beigetragen werden.\r\nDer BDEW steht gerne bereit, die Umsetzung von Artikel 38 GasRL, einschließlich der dafür er-forderlichen Fristen im Dialog mit dem zuständigen Ministerium weiter auszugestalten. Dar-über hinaus ist eine umfassende und zügige Umsetzung der europäischen Vorgaben aus dem Gas-/Wasserstoffpaket sowie die Implementierung weiterer für die Transformation der Gas-netze unabdingbarer Regelungen dringend erforderlich."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020716","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge zur Berücksichtigung des steigenden Stromverbrauchs bis 2030","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/06/dd/640821/Stellungnahme-Gutachten-SG2511170016.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 30. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 2 von 9\r\n1 Einleitung\r\nIn dem am 15. September 2025 veröffentlichten Monitoringbericht zum Start der 21. Legisla-turperiode der Bundesregierung bildet die Entwicklung des Strombedarfs eine maßgebliche Grundlage für die weiteren Überlegungen zur Gestaltung der Energiewende. Ausbaupfade für Erneuerbare Energien und Netzinfrastruktur sollen sich an realistischen Strombedarfsszena-rien orientieren. Diese bewegen sich laut Monitoringbericht – in verschiedenen Studien in Form von Bandbreiten hinterlegt – für das Jahr 2030 in einer Größenordnung von 600 bis 700 TWh. Gleichzeitig hält die Bundesregierung an dem Ziel, den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch 2030 auf 80 Prozent zu steigern, fest.\r\nDie im Monitoring prognostizierte Bandbreite des Bruttostromverbrauchs bewegt sich unter-halb der vorherigen Prognosen der Bundesregierung von 750 TWh im Jahr 2030. Zur Abschät-zung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE) im Jahr 2030 wiederum sind vor al-lem zwei Faktoren entscheidend: Der EE-Ausbaupfad mit entsprechenden Kapazitätszielen und die Entwicklung der Volllaststunden, aus deren Kombination sich die Menge der Stromer-zeugung ergibt.\r\nVor diesem Hintergrund hat der BDEW Berechnungen zur Entwicklung der EE-Quote unter Be-rücksichtigung der Volllaststunden für verschiedene Verbrauchs- und Erzeugungsszenarien vorgenommen.\r\nIm Ergebnis dieser Berechnungen zeigt sich:\r\n›\r\nWerden bis 2030 die bisherigen EE-Ausbauziele erreicht, wäre bei einem prognostizierten Strombedarf von 600-700 TWh das EE-Ziel von 80% zu erreichen. Die gemittelte Berech-nung der EE-Quote in diesem Fall beträgt 84%.\r\n›\r\nVerzögert sich der EE-Ausbau oder wird er regulatorisch eingeschränkt, ist von einer Ziel-verfehlung auszugehen. Die gemittelte Berechnung der EE-Quote im Fall geringerer Kapazi-täten beträgt 72%.\r\nDas konsequente Vorantreiben des EE-Ausbaus entlang des aktuellen Ausbaupfads beschreibt somit eine „sowieso“-Notwendigkeit, die auch bei einem angenommenen Bruttostromver-brauch zwischen 600 und 700 TWh verfolgt werden muss.\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 3 von 9\r\n2 Überlegungen zur Entwicklung des Stromverbrauchs bis 2030\r\nAls erster Ausgangspunkt für die hier dargelegten Überlegungen dient die Analyse des aktuellen Stromverbrauchs sowie bestehende Stromverbrauchsprognosen.\r\nTabelle 1: Bruttostromverbrauch 2022-2024 sowie Projektionen\r\n2022 (BDEW-Statistik) 2023 (BDEW-Statistik) 2024 (BDEW-Statistik) 2030 (EEG) 2030 (Monitoring) Bruttostromverbrauch1 in TWh 540,9 512,1 517,7 750 600 - 700 Letztverbrauch1 in TWh 482,7 459,6 466,1\r\nDavon Industrie 211,7 201,1 204,0\r\nDavon Haushalte 135,2 131,1 132,3\r\nDavon Sonstige (Gewerbe, Handel, Dienstleistungen) 121,7 112,3 114,1\r\nDavon Verkehr (Fahrstrom) 14,1 15,1 15,7\r\nEine Abschätzung des Stromverbrauchs für das Jahr 2030 ist aus aktueller Sicht schwierig. Ent-sprechend beschreibt der Monitoringbericht der Bundesregierung eine Bandbreite des Brut-tostromverbrauchs zwar unterhalb der vorherigen Prognosen der Bundesregierung von 750 TWh im Jahr 2030, geht jedoch von einer breiten Spanne von 600-700 TWh aus. Die Strombe-darfe der einzelnen Sektoren bewegen sich ebenfalls in Spannbreiten, die durch die dem Moni-toring zugrunde liegenden Studien vorgegeben werden. Die reale Entwicklung hängt stark von wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen ab, eine präzise Prognose ist daher nicht möglich.\r\nElektrifizierung der Industrie/Konjunkturelle Entwicklungen:\r\n›\r\nStrombedarf 2030 laut Monitoringbericht: 190 bis über 290 TWh.\r\n1 Letztverbrauch/Nettostromverbrauch gibt an, was tatsächlich von Endverbrauchern verbraucht wird. Der Bruttostromverbrauch umfasst zusätzlich Eigenverbrauche der Stromerzeugungsanlagen, Netz- und Speicherverluste.\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 4 von 9\r\n›\r\nEntwicklung schwer abschätzbar, da die Wirtschaftlichkeit von Elektrifizierungsprojekten stark vom Verhältnis des relevanten Gas- und Strompreisniveaus sowie von der konjunktu-rellen Entwicklung abhängt.\r\nAlternativ zur Elektrifizierung können auch andere klimaneutrale Energieträger wie Wasser-stoff zur Dekarbonisierung eingesetzt werden, was ebenfalls Auswirkungen auf die Spann-breite hat.\r\nElektrifizierung des Verkehrssektors:\r\n›\r\nStrombedarf 2030 laut Monitoringbericht: 30-80 TWh bei 6-13 Mio. E-Pkw.\r\n›\r\nStand zum 1. Juli 2025: gut 1,5 Mio. E-Autos (Bestand).\r\n›\r\nBeispiel: 1 Mio. E-Autos haben einen jährlichen Strombedarf von ca. 2,7 TWh – Elektrifizie-rung des Gebäudesektors und der Fernwärme:\r\n›\r\nLaut Monitoringbericht Strombedarf im gesamten Gebäudesektor 2030 ca. 200-300 TWh und ca. 10-60 TWh bei der Fernwärme (Anstieg insbesondere durch Elektrifizierung der Raumwärme, z.B. dezentrale Wärmepumpen und Großwärmepumpen in der Fernwärme)\r\n›\r\n2024: 9 TWh Verbrauch durch Wärmepumpen laut BEE\r\n›\r\nBeispiel: Eine Wärmepumpe verbraucht auf 100 qm Wohnfläche ca. 2.700 bis 4.200 kWh pro Jahr. Bei 1 Mio. Wärmepumpen wären das dann circa 3,2 TWh Stromverbrauch.\r\nRechenzentren:\r\n›\r\nStrombedarf 2030 laut Monitoringbericht: 30-60 TWh\r\n›\r\nAktueller Strombedarf von Rechenzentren in Deutschland: ca. 20 TWh/Jahr.\r\nElektrolyseure:\r\n›\r\nStrombedarf 2030 laut Monitoringbericht ca. 40 TWh\r\n›\r\n1 GW Elektrolyseleistung mit bspw. 4.500 Volllaststunden verbraucht 4,5 TWh im Jahr.\r\n3 Überlegungen zur zukünftigen Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und Netzeinspeisung bis 2030\r\nWeiterer Ausgangspunkt für die in diesem Papier dargestellten Überlegungen zur Entwicklung von Stromerzeugung und -verbrauch sind der Stand der installierten EE-Leistung und Stromer-zeugung im Jahr 2024 sowie die für die EE-Ziele 2030 benötigten Zubaumengen. Hierbei wer-den zum einen eine Zielerreichung der Kapazitätsziele des EEG 2030 betrachtet, zum anderen\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 5 von 9\r\ndie im Monitoringbericht als Durchschnitt der Berechnungen aus den dem Monitoring zu-grunde liegenden Szenarien dargestellten Werte im Sinne einer verzögerten Zielerreichung.\r\nTabelle 2: Stromerzeugung aus EE 2024 sowie bei vollständiger oder verzögerter Zielerreichung der EEG-Ausbauziele 2030\r\nInstallierte Leistung 31.12.2024 (GW) Ziele 2030 laut EEG (GW) Keine Zieler-reichung in 2030: Durchschn. Kapazität 2030 laut Monitoring2 Notwendiger Nettozubau pro Jahr für 2030-Ziele (GW) Bruttozubau (GW) Stromerzeu-gung in TWh im Jahr 2024 2022 2023 2024 Wind an Land 63,6 115,0 100 8,6 2,4 3,6 3,3 111,6 Wind Offshore 9,2 30,0 21 3,5 0,3 0,3 0,7 26,1 PV 100,2 215,0 186 19,1 7,6 15,4 17,3 75,1 Lauf- und Spei-cherwasser 5,6\r\nk. A.\r\n21,4 Biomasse & sonstige EE 9,7\r\n8\r\n49,9 SUMME\r\n284,1\r\nDie Stromerzeugung ergibt sich dabei als Produkt der installierten Leistung und den tatsächli-chen Volllaststunden der jeweiligen Anlage. In den letzten Jahren konnten Volllaststunden bei Photovoltaik (PV) zwischen 817 h und 951 h, bei Wind an Land zwischen 1.763 h und 1.988 h, bei Wind auf See zwischen 2.853 h und 3.220 h erreicht werden.3 Diese tatsächlichen\r\n2 Die Werte stellen einen Durchschnitt der Berechnungen aus den dem Monitoring zugrunde liegenden explorativen Szenarien und keine Prognose dar, vgl. Monitoringbericht der Bundesregierung, S. 64\r\n3 Quelle: Eigene Statistiken & Berechnungen, siehe unten: Exkurs Volllaststunden.\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 6 von 9\r\nVolllaststunden liegen niedriger als manche Berechnungen zu den potenziell möglichen Voll-laststunden, unter anderem weil in der Realität auftretende netz- oder marktbedingte Abre-gelungen (Redispatch, Abregelungen zu Zeiten negativer Preise) zu einer geringeren Erzeu-gung führen. Aber auch nicht ideale Standorte, Verschattungseffekte oder eine systemfreund-liche Ost-West-Ausrichtung von PV-Modulen können zu niedrigeren Volllaststunden führen.\r\nBeispielhaft führen redispatchbedingte Abschaltungen gerade im Bereich Wind Offshore zu um 17% niedrigeren Stromerträgen. Diese geringeren Erträge bilden sich in der Berechnung der Volllaststunden ab. Ohne netzbedingte Abregelung wären in den letzten Jahren bis zu 500 Volllaststunden mehr pro Jahr im Bereich Wind auf See möglich gewesen.\r\nAbbildung 1: Entwicklung Volllaststunden Wind auf See, Quellen: BDEW, smard.de, Quartals-berichte der BNetzA\r\nDies zeigt sich auch in der Gesamtbetrachtung: Im Jahr 2024 wurden insgesamt 284 Mrd. kWh Strom aus Erneuerbaren Energien produziert. Gleichzeitig wurden 9,4 Mrd. kWh Strom auf-grund von Netzengpässen im Rahmen des Redispatch abgeregelt. Das entspricht 3,3% der pro-duzierten Strommenge aus Erneuerbaren Energien bzw. hätten diese Mengen produziert wer-den können, wäre die EE-Stromerzeugung um 3,3% höher gewesen. Zudem hätte die EE-Quote damit um knapp 2 Prozentpunkte höher gelegen.\r\nPerspektivisch sind Volllaststunden zudem abhängig vom Netzausbau (Zu- bzw. Abnahme netzbedingter Abregelungen) und dem Einsatz von Flexibilitäten (Zu- bzw. Abnahme marktge-triebener Abschaltungen aufgrund niedriger oder negativer Strompreise zu Zeiten von hoher EE-Stromeinspeisung oder Nutzung von Flexibilitätspotenzialen). 0,0\r\n500,0\r\n1000,0\r\n1500,0\r\n2000,0\r\n2500,0\r\n3000,0\r\n3500,0\r\n4000,0\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\nVolllaststunden pro Jahr\r\nWind auf See\r\nWind auf See (inkl.\r\nabgeregelter Mengen\r\naufgrund von\r\nRedispatch/EinsMan)\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 7 von 9\r\nUnter der Annahme, dass die EE-Ausbauziele und die tatsächlichen Volllaststunden erreicht werden, kann unter Annahme einer Fortführung der tatsächlichen Volllaststunden eine EE-Er-zeugung für 2030 von 512 bis 575 TWh berechnet werden.\r\nUnter der ansonsten gleichbleibenden Annahme kann bei einer verzögerten Erreichung der EE-Ausbauziele (Durchschnitt der Kapazität laut Monitoring, s.o.) nur eine EE-Erzeugung für 2030 von 443 bis 496 TWh berechnet werden.\r\n4 Überlegung zur angestrebten 80 % EE-Quote und dem EE-Ausbau\r\nAuf Basis der bisherigen Annahmen im EEG und WindSeeG (Verbrauchsannahmen, -Kapazi-tätsziele und diesen zugrunde liegende Volllaststunden) wären für die Erreichung des Ziels, bis 2030 einen Anteil von 80 % Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu erreichen, rund 600 TWh EE-Strom erforderlich.\r\nWerden jedoch die tatsächlichen Volllaststunden der letzten Jahre fortgeschrieben, könnten im Jahr 2030 nur etwa 512 TWh bis 575 TWh EE-Stromerzeugung realisiert werden (s.o.). Aus-gehend von der Prognose der vorherigen Bundesregierung eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030, entspräche dies einem EE-Anteil von 68 % bis 77 %.\r\nAusgehend von der Bandbreite des Monitoringberichts von 600-700 TWh im Jahr 2030, ent-spräche dies wiederum einem EE-Anteil von gemittelt 78 - 91 % je nach realisiertem Strombe-darf und tatsächlichen Volllaststunden (Tabelle 3). Das EE-Ziel von 80% wäre somit bei Errei-chung der aktuellen EE-Ausbauziele zu erreichen.\r\nExkurs Volllaststunden\r\nVolllaststunden sind ein Maß, um die erfolgte Stromerzeugung pro installierte Leistung vergleichbar zu ma-chen. Die Anzahl der jährlichen Volllaststunden gibt an, für wie viele Stunden eine Anlage bei maximaler Leistung laufen müsste, um die im Jahr produzierte Strommenge zu erzeugen – unabhängig davon, wie die Auslastung der Anlage zu spezifischen Stunden in dem Jahr war. Die Volllaststunden geben somit nicht die Betriebsstunden wieder. Die theoretische maximale Anzahl der Volllaststunden beträgt 8760 h, wenn die Anlage wirklich an jedem der 365 Tage 24 h lang bei voller Leistung erzeugte.\r\nDie tatsächlichen Volllaststunden für Windenergie an Land, Windenergie auf See und PV wurden für 2022, 2023, 2024 und einmal im Mittel für die letzten 10 Jahre berechnet. Hieraus wurde der jeweils schlechteste Wert als untere Grenze, der beste Wert als obere Grenze festgelegt. Für die anderen EE-Technologien wird die mittlere Erzeugung von 2022-2024 angenommen, weil hier nur geringfügig Zubau abzusehen ist.\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 8 von 9\r\nTabelle 3: EE-Quote bei Berücksichtigung Strombedarf im Rahmen Monitoringbericht, tatsäch-lichen Volllaststunden, vollständigem Erreichen Ausbauziele EEG 2030 Bruttostrom- verbrauch TWh Untergrenze Volllaststunden Obergrenze Volllaststunden Mittelwert Volllaststunden 700 73% 82% 78% 650 79% 88% 84% 600 85% 96% 91%\r\nGleichzeitig können EE-Ausbauziele nach § 4 EEG 2023 sowie § 1 Abs. 2 WindSeeG nicht er-reicht werden (siehe Tabelle 2, durchschnittliche Kapazität 2030 laut Monitoring), wenn sich zum Beispiel Netzanschlüsse von Offshore-Windparks verzögern, das Tempo des Ausbaus von Wind an Land sich nicht deutlich steigert, bereits genehmigte Projekte nicht realisiert werden oder die Dynamik des Photovoltaik-Ausbaus einbricht.\r\nWerden entsprechend die Ausbauziele des EEG und des WindSeeG nur verzögert erreicht, d.h. werden nur die auf S. 64 des Monitoringberichts beispielhaft genannten Durchschnitts-werte der explorativen Szenarien erreicht, könnten im Jahr 2030 bei gleichbleibender An-nahme der Volllaststunden nur 443 TWh bis 496 TWh EE-Stromerzeugung realisiert werden. Dies entspräche einem EE-Anteil von gemittelt 67 % bis 78 % je nach realisiertem Strombe-darf und realisierten Volllaststunden (Tabelle 4). Das EE-Ziel von 80% würde somit verfehlt.\r\nTabelle 4: EE-Quote bei Berücksichtigung Strombedarf im Rahmen Monitoringbericht, tatsäch-lichen Volllaststunden, verzögertem Erreichen der Ausbauziele EEG 2030 Bruttostrom- verbrauch TWh Untergrenze Volllaststunden Obergrenze Volllaststunden Mittelwert Volllaststunden 700 63 % 71 % 67 % 650 68 % 76 % 72 % 600 74 % 83 % 78 %\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 9 von 9\r\n5 Fazit\r\nMit Blick auf die im Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode dargelegten Prog-nosen zum Strombedarf 2030 von 600-700 TWh sowie den weiteren Überlegungen zum Aus-bau der EE-Kapazität zeigt sich unter Betrachtung der tatsächlichen Volllaststunden:\r\n1.\r\nWerden bis 2030 die bisherigen EE-Ausbauziele erreicht, wäre bei einem prognosti-zierten Strombedarf von 600-700 TWh das EE-Ziel von 80% zu erreichen. Die gemit-telte Berechnung der EE-Quote in diesem Fall beträgt 84%.\r\n2.\r\nVerzögert sich der EE-Ausbau oder wird er regulatorisch eingeschränkt, ist von einer Zielverfehlung auszugehen. Die gemittelte Berechnung der EE-Quote im Fall geringe-rer Kapazitäten beträgt 72%.\r\n3.\r\nDas konsequente Vorantreiben des EE-Ausbaus entlang des aktuellen Ausbaupfads beschreibt somit eine „sowieso“-Notwendigkeit, die auch bei einem angenommenen Bruttostromverbrauch zwischen 600 und 700 TWh verfolgt werden muss.\r\n4.\r\nUm die Zielerreichung von 80% sicherzustellen, sind regulatorische Maßnahmen zu treffen, um möglichst hohe Volllaststundenwerte zu erreichen. Sowohl ein beschleu-nigter Netzausbau als auch der Einsatz von Flexibilitäten (Speicher, Sektorkopplung wie bspw. Elektrolyse, …) oder Änderungen beispielsweise im Offshore-Ausschrei-bungsdesign können hierzu beitragen.\r\nGleichzeitig sind die mit einem nur 600 TWh betragenden Strombedarf verbundenen Implika-tionen hinsichtlich fehlender Elektrifizierung in den Bereichen Industrie, Wärme und Verkehr oder hinsichtlich der Aufrechterhaltung der industriellen Produktion Deutschlands zu beach-ten. Ein geringer Stromverbrauch wirkt zwar rechnerisch positiv auf die EE-Quote, ist aber mit Blick auf die industrielle Produktion und Dekarbonisierung kritisch zu betrachten.\r\nStrom aus Erneuerbaren Energien ist zentrale Grundlage nicht nur für die Dekarbonisierung des Stromsystems, sondern auch für die Elektrifizierung in den Sektoren Industrie, Gebäude und Verkehr. Der weiterhin entschiedene Ausbau der EE-Stromerzeugung ist daher entschei-dend, um die Klimaziele zu erreichen, die Vorgaben des EEG zu erfüllen und eine resiliente Energieversorgung zu sichern. Gleichzeitig verläuft diese Entwicklung aktuell langsamer als einst prognostiziert. Es braucht in diesem Zusammenhang verlässliche Rahmenbedingungen und gezielte regulatorische Anreize zum Ausbau der Erneuerbaren Energien ebenso wie der Erhöhung der Volllaststunden, welche entsprechend auch entscheidend für den Stromver-brauch 2030 und darüber hinaus sind."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020771","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Neufassung der §§ 71 ff. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 11. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nVorbereitende Positionierung zur Weiterentwicklung GEG\r\nzu einer erwartenden zeitnahen Überarbeitung / Klarstellung des GEG mit Fokus auf §§ 71 ff. GEG\r\nIn einem weiteren Schritt werden Eckpunkte zur nationalen Umset-zung der EPBD erarbeitet und diese hier vorliegenden Positionen er-gänzen.\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 17\r\nInhalt\r\n1 Hintergrund und Grundsätze .............................................................................. 3\r\n2 Vorbereitende Positionierung im Einzelnen ........................................................ 5\r\n§ 3 GEG Begriffsbestimmungen ................................................................................. 5\r\n§ 3 Abs. 1 Nr. 30 a GEG: Unvermeidbare Abwärme .................................................. 7\r\n§ 15 GEG: Gesamtenergiebedarf / Referenzgebäude ............................................... 7\r\n§ 22 GEG i.V.m. Anlagen 4 und 9 (Primärenergiefaktoren und THG-Emissionswerte) ........................................................................................................................ 8\r\n§§ 71 ff. GEG .............................................................................................................. 8\r\n§ 71 GEG: Anforderungen an eine Heizungsanlage ................................................... 9\r\n§ 71b GEG: Anschluss an bestehende oder neue Wärmenetze .............................. 10\r\n§ 71d GEG: Anforderungen an die Nutzung einer Stromdirektheizung .................. 11\r\n§ 71f GEG: Anforderungen an Biomasse ................................................................. 11\r\n§ 71h GEG: Anforderungen an eine Wärmepumpen- oder eine Solarthermie-Hybridheizung ............................................................................................... 12\r\n§ 71j GEG: Zukünftiger Anschluss an ein neues oder noch auszubauendes Wärmenetz ................................................................................................... 12\r\n§ 71k GEG: Übergangsfristen bei einer Heizungsanlage, die sowohl Gas als auch Wasserstoff verbrennen kann; Festlegungskompetenz ............................... 13\r\n§ 71o GEG: Regelungen zum Schutz von Mietern ................................................... 15\r\n§ 89 GEG: Fördermittel ............................................................................................ 15\r\n§ 96 GEG: Private Nachweise ................................................................................... 15\r\n§ 102 GEG: Befreiungen ........................................................................................... 15\r\nFazit des BDEW-Vorschlags: ..................................................................................... 16\r\n3 Anhang (informativ) ......................................................................................... 17\r\nSeite 3 von 17\r\n1 Hintergrund und Grundsätze\r\nIm Koalitionsvertrag hat die Regierung vereinbart, das „Heizungsgesetz abzuschaffen“ und das neue GEG „technologieoffener, flexibler und einfacher“ zu machen. Der BDEW teilt die Forde-rung, die Vorgaben des GEG deutlich zu vereinfachen, praxistauglicher und markttauglicher auszugestalten, sodass die Wärmewende gelingen kann. Damit die klimapolitischen Ziele, die die Bundesregierung nochmals explizit bekräftigte, im Gebäudesektor erreichbar werden, muss gleichzeitig die Modernisierung des Heizungsbestandes auf Basis von ambitionierten An-forderungen an erneuerbare und klimaneutrale Energien in neuen Heizungsanlagen weiter-verfolgt werden.\r\nZiel des GEG – auch als nationale Umsetzung des EPBD – ist es nach § 1 Abs. 1 GEG, „einen we-sentlichen Beitrag zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele zu leisten. Dies soll durch wirtschaftliche, sozialverträgliche und effizienzsteigernde Maßnahmen zur Einsparung von Treibhausgasemissionen sowie der zunehmenden Nutzung von erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme für die Energieversorgung von Gebäuden erreicht werden.“\r\nDer BDEW rät von einer vollständigen „Abschaffung“ der am 1. Januar 2024 in Kraft getrete-nen §§ 71 ff. GEG ab und setzt sich für eine Vereinfachung bzw. teilweise Neufassung in Anleh-nung der wesentlichen Inhalte der §§ 71 ff. GEG ein. Für die Energiewirtschaft und Gebäudeei-gentümer ist im Bereich der Wärmewende jetzt insbesondere Planungssicherheit, Verlässlich-keit und Klarheit wichtig.\r\nFür die vereinfachte, praxistaugliche Anwendbarkeit der Regelungen der §§ 71 ff. GEG stehen aus Sicht des BDEW folgende Aspekte im Vordergrund:\r\n›\r\nFür die Erreichung der Klimaziele ist der Gebäudesektor zentral. Das energiewirtschaftli-che Dreieck aus Bezahlbarkeit, Versorgungssicherheit und Klimaschutz muss auch im Ge-bäudebereich mehr Berücksichtigung finden. Generell gilt, dass nur mit schneller Klärung, wie die „Abschaffung des Heizungsgesetzes“ und die Einführung eines überarbeiteten GEG zu verstehen sind, Sicherheit und Stabilität für alle Marktakteure gewährleistet werden können. Dabei müssen die Transformationskosten für Bürgerinnen und Bürger erschwing-lich bleiben, während für die Gesamtkosten ein volkswirtschaftlich optimales Niveau gefun-den werden muss.\r\n›\r\nEine Entwicklung zu Heizsystemen, die mit erneuerbaren und dekarbonisierten Energien betrieben werden können, muss vorangetrieben werden.\r\n›\r\nDie §§ 71 ff. GEG sind zu kürzen, verständlicher auszugestalten, zu vereinfachen und zu entbürokratisieren. Insgesamt sollte ein Fokus darauf gelegt werden, dass erkennbar ist, welche Pflichten ab wann für wen gelten und wie diese erfüllt werden können. Überflüssige\r\nSeite 4 von 17\r\nparallele Regelungen bzw. Doppelstrukturen müssen verhindert bzw. beseitigt werden.\r\nDies gilt idealerweise auch für zusätzliche, abweichende Länderregelungen.\r\n›\r\nDas für den Gebäudeeigentümer verbindliche Gebäudeenergiegesetz und die rechtlich unverbindliche kommunale Wärmeplanung nach dem Wärmeplanungsgesetz sind besser aufeinander abzustimmen. Dies schafft Planungssicherheit für alle Beteiligten. Dies betrifft Begriffsbestimmungen, die im gleichen Anwendungsfall nicht kongruent sind, sowie Fris-tenregelungen, die unterschiedlich ausgestaltet sind. Außerdem ist – auch in zukünftigen Überarbeitungen des GEG – sicherzustellen, dass der vorliegende Wärmeplan neben den Transformations- und Dekarbonisierungsfahrplänen der Infrastrukturbetreiber die Grund-lage und Informationsquelle für Gebäudeeigentümer ist, welche Heizungsart sich in ihrem Gebiet bereits jetzt oder zukünftig eignet. Bis zum Vorliegen der vorgenannten Pläne darf dies aber nicht zu Attentismus führen.\r\n›\r\nDie §§ 71 ff. GEG sollten adressatengerechter ausgestaltet werden. Im GEG sollten mög-lichst nur solche Vorgaben enthalten sein, die Gebäudeeigentümer als Verantwortliche ad-ressieren. Vorgaben, die sich an Infrastrukturbetreiber wie bspw. Gasnetzbetreiber oder Wärmenetzbetreiber richten oder Vorgaben zur Dekarbonisierung der Wärmenetze enthal-ten, sollten stattdessen z. B. im Wärmeplanungsgesetz (WPG) oder Energiewirtschaftsge-setz (EnWG) aufgenommen werden. Dies betrifft insbesondere die Übergangsregelung des § 71 k GEG. Der BDEW fordert, die verbindlichen Fahrpläne (FAUNA) aus § 71 k GEG zu streichen und stattdessen auf die im EnWG zeitnah umzusetzenden Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56 und 57 EU-GasRL zu verweisen. Die Transformations- und Entwicklungspläne vermeiden eine unnötige Parallelstruktur zur ohnehin bis spätestens 2026 verbindlich umzusetzenden EU-Gasbinnenmarktrichtlinie und reduzieren den Auf-wand für Netzbetreiber, Kommunen und Verwaltung erheblich.\r\n›\r\nDie nationale Umsetzung der EPBD steht derzeit noch aus. Dies gilt insbesondere hinsicht-lich der Definitionen (z.B. Nullemissionsgebäude, Gesamtenergieeffizienz und Lebenszyk-lusanalyse) und der künftigen Ausgestaltung der Steuerungsgröße. Dies ist noch weitge-hend unklar, komplex und beeinflusst neben Gebäudebilanzierung auch die Renovierungs-pläne sowie das Zusammenspiel von Effizienz und erneuerbaren/klimaneutralen Energie-trägern.\r\nParallel und in einem getrennten Prozess zur hier vorgesehenen Positionierung hat der BDEW einen Gutachten-Prozess zur Unterstützung bei der BDEW-Positionierung der EPBD-Umsetzung angestoßen („Optionen und Notwendigkeiten der Umsetzung der EPBD für eine Vereinfachung/Neuregelung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG)“). Die Ergebnisse aus die-sem Prozess werden die GEG-Positionierung vom Sommer 2025 ergänzen.\r\nSeite 5 von 17\r\n›\r\nEs sollte eine Überprüfungsmöglichkeit – z. B. im Jahr 2030 – eingeführt werden, ob mit den Maßnahmen der §§ 71 ff. GEG die Klimaschutzziele des Gebäudesektors erreicht wer-den können oder anzupassen sind.\r\n2 Vorbereitende Positionierung im Einzelnen\r\n§ 3 GEG Begriffsbestimmungen\r\nDer BDEW spricht sich für eine Überarbeitung und Präzisierung der Begriffsbestimmungen in § 3 GEG aus, da in der aktuellen Fassung Unschärfen und Inkonsistenzen bestehen – insbeson-dere im Vergleich zu anderen relevanten Gesetzen wie dem WPG.\r\nWasserstoffarten\r\nEine Anpassung des § 3 GEG ist insbesondere hinsichtlich der verschiedenen Wasserstofffar-ben bzw. -arten erforderlich. Diese sind in GEG und WPG sowie auch im EnWG für denselben Einsatz bisher unzureichend und unterschiedlich geregelt. Zentrale Begriffsbestimmungen soll-ten im EnWG geregelt werden, sodass GEG und WPG darauf verweisen können.\r\nDie Definitionen sollten insgesamt sowohl erneuerbaren als auch kohlenstoffarmen Wasser-stoff mit seinen verschiedenen Herstellungsarten abbilden.\r\n›\r\nDer BDEW schlägt vor, die Definition des blauen Wasserstoffs1 in § 3 Abs. 1 Nr. 4 a GEG wie folgt zu fassen:\r\n„blauer Wasserstoff“ Wasserstoff, der durch Reformation oder Pyrolyse aus Erdgas herge-stellt wird und der den nach Maßgabe der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 der Kommission vom 4. Juni 2021 zur Ergänzung der Verordnung (EU) 2020/852 des Europäi-schen Parlaments und des Rates […]. Soweit die Europäische Union in einem anderen ver-bindlichen Rechtsakt für die Herstellung von blauem Wasserstoff für die im Rahmen dieses Gesetzes einschlägigen Einsatzfelder andere Nachhaltigkeitsanforderungen vorgibt, sind diese anzuwenden.“\r\nDadurch wird berücksichtigt, dass sich die Definition von blauem Wasserstoff durch den noch zu erlassenden Delegierten Rechtsakt Low-Carbon-Hydrogen (LCH) ausweiten wird\r\n1 In diesem Papier wird zunächst an den Farbendefinitionen des Wasserstoffs festgehalten. Mit Bezug auf die De-legierten Rechtsakte der EU-Kommission wäre die Bezeichnung „kohlenstoffarmer Wasserstoff“ zukünftig ange-brachter und müsste im GEG durchgehend angepasst werden. Gleiches gilt für das WPG.\r\nSeite 6 von 17\r\nund dieser nicht mehr nur Wasserstoff umfasst, der aus Erdgas-Reformation oder -Pyrolyse gewonnen wird.\r\n›\r\nDer BDEW schlägt vor, die Definition des grünen Wasserstoffs2 in § 3 Abs. 1 Nr. 13 b GEG auch für das WPG zu nutzen, bzw. besser dies übergreifend im EnWG zu regeln.\r\nHinweis zum WPG:\r\nDementsprechend schlägt der BDEW vor, die Definition in § 3 Abs. 1 Nr. 15 j WPG wie folgt zu fassen (oder die Formulierung des § 3 Abs. 2 Nr. 6 i. V. m. § 3 Abs. 1 Nr. 13 b GEG zu übernehmen):\r\n„aus grünem Wasserstoff im Sinne des § 3 Abs. 1 Nr. 13 b des Gebäudeenergiegesetzes in der am 1. Januar 2024 geltenden Fassung“.\r\nZudem kann der Hinweis „Methan, das aus grünem Wasserstoff und biogenem oder atmo-sphärischem Kohlendioxid hergestellt ist, oder Kombinationen hiervon auch mit Beimi-schung von grünem Wasserstoff,“ in diesem Zuge aus § 3 Abs. 1 Nr. 15f WPG entfallen.\r\n›\r\nAus § 3 Abs. 2 Nr. 5 und 6 GEG geht hervor, dass unter den Begriff der erneuerbaren Ener-gien Biomasse und grüner Wasserstoff oder die daraus hergestellten Derivate fallen. Nicht geregelt ist, ob damit auch synthetisches Methan als erneuerbare Energie nach dem GEG zählt. Da synthetisches Methan im WPG (§ 3 Abs. 1 Nr. 15 f und j WPG) unter den Begriff der erneuerbaren Energien fällt, sollte dies im GEG entsprechend klargestellt werden.\r\n›\r\nOranger Wasserstoff ist im GEG nicht definiert und aufzunehmen. Im WPG findet sich die Definition in § 3 Abs. 1 Nr. 8 WPG, der Wasserstoff aus Biomasse und unter Verwendung von Strom aus Anlagen der Abfallwirtschaft beschreibt. Dieser sollte im GEG dem grünen Wasserstoff nach § 3 Abs. 1 Nr. 13b GEG (bzw. RFNBO-konformen Wasserstoff) gleichge-stellt werden.\r\nIdentische Begriffsbestimmungen in GEG und WPG\r\n›\r\nGEG und WPG sollten dieselben Begrifflichkeiten nutzen. Diese sind zentral im WPG zu nor-mieren. Das betrifft u. a die Regelungen zu:\r\n2 In diesem Papier wird zunächst an den Farbendefinitionen des Wasserstoffs festgehalten. Mit Bezug auf die De-legierten Rechtsakte der EU-Kommission wäre die Bezeichnung „erneuerbarer Wasserstoff nicht biogenen Ur-sprungs / RFNBO konformer Wasserstoff “ zukünftig angebrachter und müsste im GEG durchgehend angepasst werden. Gleiches gilt für das WPG.\r\nSeite 7 von 17\r\no\r\nAltholz; hier sind die Regelungen des WPG ins GEG zu übernehmen. Die Altholzarten AIII und AIV sollten im GEG als Erneuerbaren Energien benannt werden, entsprechend der Begriffsbestimmung im WPG (§ 3 Abs. 1 Nr. 15 e WPG).\r\no\r\nGrubengas; auch hier sind die Regelungen aus dem WPG ins GEG zu übernehmen. Nach § 3 Abs. 2 WPG ist Wärme, die aus Grubengas erzeugt wird, der Wärme aus er-neuerbaren Energien gleichgestellt. Dazu zählt als Folgeänderung für die Anlagen 4 und 9 des GEG insbesondere auch, dort für Grubengas entsprechend Emissions- und Primärenergiefaktoren festzulegen.\r\n§ 3 Abs. 1 Nr. 9a GEG:\r\nZu kritisieren ist die Definition des Gebäudenetzes in § 3 Abs. 1 Nr. 9 a GEG, das als Netz zur ausschließlichen Versorgung mit Wärme und Kälte von mindestens zwei und bis zu 16 Gebäu-den und bis zu 100 Wohneinheiten definiert ist. Aufgrund der engen Begriffsbestimmung des § 3 Abs. 1 Nr. 9a GEG liegt ein Wärmenetz bereits dann vor, wenn zwei Gebäude mit 101 Wohneinheiten mit Wärme versorgt werden. Dies ist nicht sachgerecht, weil Contractinglö-sungen für einzelne Gebäude oftmals auf eine spezifische Technologie bzw. Wärmeträger aus-gerichtet sind, deren Dekarbonisierung eine vollständige Umstellung auf eine andere Techno-logie erfordert. Damit unterscheiden sie sich grundlegend von beispielsweise leitungsgebun-denen Wärmenetzen, die die Einspeisung von erneuerbaren Energien und Abwärme sukzes-sive vornehmen können. Der BDEW schlägt daher vor, die Definition des Gebäudenetzes anzu-passen. Bei einer Anpassung des GEG muss dann auch die gleichlautende Definition in den BEW-/BEG-Förderrichtlinien angepasst werden. Um Abgrenzungsprobleme zu vermeiden, sollte statt einer quantitativen eine qualitative Definition für des Gebäudenetz gewählt wer-den.\r\n§ 3 Abs. 1 Nr. 30 a GEG: Unvermeidbare Abwärme\r\nEs ist sicherzustellen, dass der Begriff der unvermeidbaren Abwärme i. S. d. § 3 Abs. 1 Nr. 30 a GEG einheitlich über die verschiedenen Gesetze geregelt wird. Zentral ist dabei auch, dass unvermeidbare Abwärme als oder gleichwertig mit erneuerbaren Energien anerkannt wird.\r\n§ 15 GEG: Gesamtenergiebedarf / Referenzgebäude\r\nDie Einführung des EH-55-Standards hat sich in den letzten Jahren bereits als Neubaustandard am Markt etabliert. Eine weitere Verschärfung dieses Standards auf EH 40 sollte nur bei Nach-weis der Wirtschaftlichkeit/Kostenoptimalität dieser Bauweise erfolgen.\r\nSeite 8 von 17\r\nIm Rahmen der EPBD-Umsetzung sollte in das GEG ein baubares Referenzgebäude eingeführt werden.\r\nAlternativer Vorschlag zum Referenzgebäude\r\nDazu wird der BDEW im Rahmen des zeitnah verfügbaren Gutachtens zu Umsetzungsoptionen der EPBD-Novelle Vorschläge unterbreiten.\r\n§ 22 GEG i. V. m Anlagen 4 und 9 (Primärenergiefaktoren und THG-Emissionswerte)\r\nEs muss dringend eine Aktualisierung der Primärenergiefaktoren und der Werte der THG-Emissionen zwischen GEG und der zeitnah verfügbaren DIN TS 18599:2025 erfolgen. Die DIN-Werte sind in das GEG zu übernehmen (wenn ein dynamischer Verweis nicht gewünscht/zuge-lassen ist), auch für Biomethan, Wasserstoff und Holzhackschnitzel. Aktuell sind beispielsweise für Wasserstoff keine energetischen Kennwerte für die Bilanzierung gemäß GEG enthalten. Für Strom und Biomethan sind veraltete Werte im GEG enthalten.\r\nFür Holzhackschnitzel ist aktuell kein Wert vorhanden. Nur für Pellets ist ein Wert von 0,2 an-gegeben, der die Trocknung für Pellets beinhaltet. Für Holzhackschnitzel ohne Trocknung sollte ein Wert von 0,1 für GEG und DIN angesetzt werden.\r\nBegründung:\r\nDer aktuelle Stand der fehlenden und veralteten Werte führt dazu, dass effiziente Systeme und/oder Systeme auf Basis Erneuerbarer Energien nicht oder unzureichend bilanziert und so-mit nicht gebaut werden können.\r\nZudem sollten die Bilanzgrenzen für die Bestimmung von CO2-Werten für alle Energieträger und mit Blick auf weitere Berichtspflichten (u. a. BEHG, CSRD) vereinheitlicht/harmonisiert werden.\r\n§§ 71 ff. GEG\r\nEine zentrale Anpassung am System der §§ 71 ff. GEG sollte darin bestehen, die Einzelerfül-lungsoptionen in §§ 71 b bis 71 h GEG so weit wie möglich aufzulösen bzw. stark zu kürzen. Stattdessen können in § 71 Abs. 3 GEG die Heizungsarten genannt werden, mit denen die Vor-gabe des § 71 Abs. 1 GEG erfüllt werden kann. So wäre auf einen Blick erkennbar, welche Hei-zungsanlagen der Gebäudeeigentümer einbauen kann, um § 71 GEG zu erfüllen.\r\nSeite 9 von 17\r\nDer BDEW schlägt dementsprechend nachfolgend einige Vereinfachungen und Verbesserun-gen vor.\r\n§ 71 GEG: Anforderungen an eine Heizungsanlage\r\nEine erste Vereinfachung sollte in § 71 Abs. 8 und 10 GEG geschaffen werden, sodass Gebäu-deeigentümer die für sie zentralen Informationen schnell und verständlich erfassen können. Der BDEW empfiehlt, die Absätze 8 und 10 zugunsten einer besseren Lesbarkeit und Ver-ständlichkeit weiter oben in der Vorschrift aufzunehmen. In einem § 71 Abs. 1 oder 2 sollte knapp und verständlich geregelt werden, dass\r\n-\r\nBestandsgebäude, die in einer Kommune mit mehr als 100.000 Einwohnern liegen, mit Ablauf des 30. Juni 2026 die Vorgaben des Abs. 1 erfüllen müssen, wenn ihre Heizung ausgetauscht werden soll/ muss.\r\n-\r\nBestandsgebäude, die in einer Kommune mit weniger als 100.000 Einwohnern liegen, mit Ablauf des 30. Juni 2028 die Vorgaben des Abs. 1 erfüllen müssen, wenn ihre Hei-zung ausgetauscht werden soll/ muss.\r\n-\r\nDies gilt unabhängig davon, ob die Wärmepläne in der jeweiligen Kommune bereits vorliegen oder nicht.\r\n-\r\nDass diese Vorgabe auch für Neubauten gilt, die eine Baulücke füllen, sollte in der Vor-schrift in weniger komplizierter Form mitgeregelt werden und nicht in einem separa-ten Abs. 10.\r\nDie Verknüpfung des § 71 Abs. 8 GEG mit den Fristen der kommunalen Wärmeplanung ist sinnvoll und beizubehalten. Gebäudeeigentümer sollen sich als Informationsgrundlage an den veröffentlichten kommunalen Wärmeplänen orientieren können, bevor sie sich eine neue Hei-zungsanlage einbauen.\r\n§ 71 Abs. 8 Satz 3 GEG sollte gestrichen werden. Dort ist geregelt, dass die Anforderungen des § 71 Abs. 1 GEG auch für Bestandsgebäude früher einzuhalten sind, wenn die Kommune bereits vor Ablauf der Frist für die Wärmeplanung (30. Juni 2026 bzw. 2028) eine Auswei-sungsentscheidung über ein neues Wärmenetz oder ein Wasserstoffnetzausbaugebiet gem. §§ 26, 27 WPG getroffen hat. Diese Regelung führt in der Praxis vermehrt zu Verunsicherun-gen. Der BDEW hat verschiedentlich davon Kenntnis erhalten, dass Kommunen von einer Ver-öffentlichung ihrer finalisierten Wärmepläne absehen, weil davon ausgegangen wird, dass schon durch die Veröffentlichung der Wärmepläne die Umsetzungsfristen für Gebäudeeigen-tümer verkürzt wird. Dies hemmt nur die erfolgreiche Umsetzung des Wärmeplanungsgeset-zes, ohne den §§ 71 ff. GEG zu dienen.\r\nSeite 10 von 17\r\n§ 71 Abs. 9 GEG bestimmt, dass Gasheizungen, die seit dem 1. Januar 2024, aber bis zum 30. Juni 2026 bzw. 30. Juni 2028 eingebaut werden, schrittweise auf erneuerbare Energien umzustellen sind.\r\n-\r\nAb dem 1. Januar 2029 müssen mindestens 15 %,\r\n-\r\nab dem 1. Januar 2035 müssen mindestens 30 %\r\n-\r\nund ab dem 1. Januar 2040 müssen mindestens 60 % der mit der Anlage bereitgestell-ten Wärme aus Biomasse oder grünem oder blauen Wasserstoff entsprechend der an-zupassenden Begriffsdefinitionen nach § 3 GEG (vgl. oben) erzeugt werden.\r\nIn der Regelung ist klarzustellen, dass es sich bei den prozentualen Angaben nicht um physisch in der Gasheizung verbrannte Moleküle handelt, sondern dass der (bilanzielle) Liefervertrag ausschlaggebend für die Erfüllung der Vorgabe ist.\r\nDer BDEW vertritt die Auffassung, dass diese Regelung in Gebieten, die in der Wärmeplanung der planungsverantwortlichen Stelle als Prüfgebiet oder Wasserstoffnetzausbaugebiet einge-teilt sind, auch nach 2026/2028 hinaus gelten sollte. Durch den geforderten Ersatz des FAUNA-Prozesses durch die Transformationsplanung nach Artikel 56/57 GasRL werden ver-bindliche Pläne der Netzbetreiber voraussichtlich spätestens bis 2032 vorliegen. Entsprechend schlägt der BDEW vor, die „Biogastreppe“ i. S. d. § 71 Abs. 9 GEG in Prüfgebieten und Wasser-stoffnetzausbaugebieten zu verlängern, bis die Transformationspläne nach Art. 57 GasRL vor-liegen. Dadurch wird mehr Sicherheit über die zukünftige Versorgungsoptionen bestehen. In Wärmenetzgebieten ist die „Biogastreppe“ über 2026/2028 hinaus aber nicht mehr nutzbar.\r\nIn § 71 Abs. 11 GEG ist klarzustellen, dass die Beratungspflicht nicht für erneuerbare Brenn-stoffe, wie beispielsweise Holz, gilt.\r\n§ 71b GEG: Anschluss an bestehende oder neue Wärmenetze\r\nDie Erfüllungsoption „Anschluss an ein Wärmenetz“ ist einfacher zu fassen, um für Gebäudeei-gentümer handhabbar und verständlich zu sein. § 71 b GEG gibt im Kern vor, wie neue und auszubauende Wärmenetze zu dekarbonisieren sind. Sie gibt die §§ 3 Abs. 1 Nr. 7, 29, 30 WPG wieder, ohne aber hierauf explizit zu verweisen. Dadurch wird die Vorschrift lang und unüber-sichtlich.\r\nDer BDEW schlägt daher vor:\r\n-\r\nDer § 71 b GEG ist zu streichen; stattdessen ist in § 71 Abs. 3 GEG die Erfüllungsoption wie folgt zu fassen:\r\n„Hausübergabestation zum Anschluss an ein neues Wärmenetz nach Maßgabe des § 30 WPG oder an ein bestehendes Wärmenetz nach Maßgabe des § 29 WPG“.\r\nSeite 11 von 17\r\n-\r\nAlternativ kann § 71 b GEG bestehen bleiben, aber ist stark zu kürzen und zu vereinfa-chen. Die Legaldefinition eines neuen Wärmenetzes in § 71b Abs. 1 GEG kann gestri-chen werden; stattdessen kann auf die Legaldefinition „neues Wärmenetz“ und die An-forderungen an neue Wärmenetze im Wärmeplanungsgesetz ausdrücklich verwiesen werden (§§ 3 Abs. 1 Nr. 7, 30 WPG).\r\n-\r\nAuch in § 71 b Abs. 2 GEG kann explizit auf die Anforderungen an bestehende Wärme-netze nach Wärmeplanungsgesetz verwiesen werden (§ 29 WPG).\r\n§ 71 d GEG: Anforderungen an die Nutzung einer Stromdirektheizung\r\nDie Regelung kann einfacher gefasst werden, um handhabbarer und praxistauglicher zu sein. Dies kann beispielsweise im Bestand über Kennwerte [beispielsweise kWh/m²a] ohne auf-wendige Gebäudebilanzierung erfolgen.\r\n§ 71 f GEG: Anforderungen an Biomasse\r\nFür den Nachweis, dass mindestens 65 Prozent der mit der Heizungsanlage bereitgestellten Wärme aus gasförmiger Biomasse erzeugt werden, bedarf es eines massenbilanziellen Nach-weises und dem Nachweis des Technologiebonus (nach Anlage 1 Nummer 1 Buchstabe a bis c des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074) in der am 31. Juli geltenden Fassung).\r\nFür die Erzeugung von gasförmiger Biomasse aus Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2023 in Betrieb genommen werden, gilt zusätzlich ein Mais- und Getreidekorndeckel von 40 Mas-seprozent als Voraussetzung. Dieses in Abs. 4 geregelte Kriterium stellt i. d. R. eine Überregu-lierung dar, da gasförmige Biomasse für die Wärmeerzeugung für die Befreiung von der natio-nalen CO2-Bepreisung die Nachhaltigkeitskriterien i. S. d. der EU RL 2018/2001, sowie einen spezifischen Emissionswert von kleiner 21,6 g CO2-Äq. /MJ erreichen muss. Durch diese vorge-schriebene THG-Minderung werden bereits Anlagen in ihrem Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen und Mais beschränkt. Diese Anlagen sollten über § 71 f Abs. 4 GEG nicht doppelt nachweisen müssen, dass sie den Maisdeckel einhalten. Der BDEW fordert daher, dass die in Abs. 4 enthaltenen Anforderungen an den Maisdeckel nicht anwendbar sein sollen, wenn die eingesetzte gasförmige Biomasse bereits mit Nachhaltigkeitsnachweisen ausgestattet ist, die mit den Vorgaben der RED bzw. der nationalen Umsetzung in der Biomassestrom-Nachhaltig-keitsverordnung übereinstimmen.\r\nErgänzend mahnt der BDEW in diesem Zusammenhang an, dass eine Zusammenführung oder mindestens bessere Verzahnung der einzelnen Register (Biogasregister der dena, Nabisy der BLE, zukünftig außerdem das HKNR des UBA sowie die UDB der EU) notwendig ist, um die\r\nSeite 12 von 17\r\nvorherrschende Komplexität zu reduzieren, und dass geklärt werden muss, welche Rolle ggf. das Herkunftsnachweisregister des UBA zukünftig im GEG-Kontext spielen kann.\r\n§ 71 h GEG: Anforderungen an eine Wärmepumpen- oder eine Solarthermie-Hybridhei-zung\r\nEine sinnvolle und gute Möglichkeit, die Vorgaben des § 71 Abs. 1 GEG gerade im Bestand-Mehrfamilienhäusern zu erfüllen, ist der Einbau einer Hybridheizung. Dies wird uns aus zahl-reichen Praxisbeispielen immer wieder bestätigt.\r\nBei den Anforderungen an Wärmepumpen- oder eine Solarthermie-Hybridheizung in § 71 h sollten auch dezentrale KWK-Technologien wie BHKW oder Brennstoffzellen als zulässige Opti-onen für die Spitzenlasterzeugung aufgenommen werden.\r\nEs sollte klargestellt werden, dass die Wärme aus einer Wärmepumpe – unabhängig vom ein-gesetzten Strom - zu 100 % als Erneuerbare Wärme zu betrachten ist. (Anmerkung: Dies ent-spricht der allgemeinen aktuellen Auslegung und ist BDEW-Position, wird aber im Rahmen der Umsetzung der EPBD-Novelle erneut diskutiert werden.)\r\nWünschenswert wäre eine einheitliche Regelung / Abgleich von Anteilen der Wärmepumpe in GEG und BEG-Förderung.\r\n§ 71 j GEG: Zukünftiger Anschluss an ein neues oder noch auszubauendes Wärmenetz\r\n§ 71 j GEG ermöglicht es Gebäudeeigentümern, übergangsweise eine Heizung einzubauen, die nicht den Vorgaben des § 71 Abs. 1 oder 9 GEG entspricht. Sie soll ermöglichen, dass sich Ge-bäudeeigentümer an ein in Aussicht stehendes, noch neu- oder auszubauendes Wärmenetz anschließen lassen können. Dieser Ansatz ist zwar im Grundsatz zu unterstützen, konnte aber mit der aktuellen Fassung des § 71 j GEG nicht realisiert werden. Die erforderlichen Zusiche-rungen können die meisten Wärmenetzbetreiber nicht den Gebäudeeigentümern gewähren.\r\nVor diesem Hintergrund sind folgende Anpassungen erforderlich: Bestehende Wärmenetze, die ausgebaut werden, sind gemäß des in § 29 WPG definierten Pfades zu dekarbonisieren (d. h., ab 1. Januar 2030 müssen Wärmenetze zu mindestens 30 % aus erneuerbaren Energien, unvermeidbarer Abwärme oder einer Kombination hieraus gespeist werden und ab 1. Ja-nuar 2040 zu mindestens 80 %). § 71 j GEG gibt aber vor, dass ein auszubauendes Wärmenetz innerhalb von zehn Jahren, d. h. potenziell auch ab 30. Juni 2036, zu 65 % aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme gespeist werden muss. Damit werden an beste-hende, noch auszubauende Wärmenetze höhere Anforderungen gestellt, wenn ein zukünfti-ger Anschluss erfolgen soll (§ 71 j GEG), als nach § 71 b GEG für einen unmittelbaren Anschluss an ein bestehendes Wärmenetz. Für die höheren Anforderungen in § 71 j GEG gibt es keinen\r\nSeite 13 von 17\r\nerkennbaren Grund. Ein Gleichlauf der Vorschriften §§ 71 b und § 71 j GEG mit den §§ 29 und 30 WPG sollte hergestellt werden.\r\nAußerdem ist die Haftungsklausel in § 71 j Abs. 4 GEG zu streichen. Wärmenetzbetreiber und Gebäudeeigentümer müssen nach § 71 j GEG ohnehin einen Vertrag schließen, der dann auch Fragen der Haftung behandeln kann, sollte der Liefervertrag innerhalb von zehn Jahren nicht erfüllt werden; einer gesetzlichen Regelung bedarf es nicht.\r\n§ 71 k GEG: Übergangsfristen bei einer Heizungsanlage, die sowohl Gas als auch Wasser-stoff verbrennen kann; Festlegungskompetenz\r\nDer BDEW setzt sich dafür ein, die Pflicht zur Erstellung eines verbindlichen Fahrplans in § 71 k GEG zu streichen und stattdessen auf die Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56, 57 GasRL zu verweisen, wenn sie in das nationale Recht umgesetzt sind.\r\nDer BDEW spricht sich erneut für eine zeitnahe Umsetzung der EU-Richtlinie 2024/1788 über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff (GasRL) sowie weiterer für die Transformation der Gasnetze erforderlicher Regelungen aus.\r\nMit Umsetzung der GasRL werden auch Vorgaben zur Erstellung von sog. Transformations- und Entwicklungsplänen (Art. 56 und 57 GasRL) in das EnWG aufgenommen, die die Grundlage für die integrierte Transformationsplanung der Gasverteilernetze bilden werden. Die Erstel-lung der Transformationspläne wird verpflichtend sein. Plant ein Gasverteilernetzbetreiber die Umstellung seiner Infrastruktur auf Wasserstoff oder die Etablierung neuer Wasserstoffnet-zinfrastrukturen, muss er dies im Rahmen seines Transformations- und Entwicklungsplans nach Art. 56, 57 GasRL darlegen und den Plan der zuständigen Behörde vorlegen.\r\nDie Streichung der Fahrplanpflicht nach § 71 k GEG und die Aufnahme der Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56, 57 GasRL trägt maßgeblich zur Entbürokratisierung und zur Beschleunigung der Wärmewende bei. Sie vermeiden eine unnötige Parallelstruktur und reduzieren den Aufwand für Netzbetreiber, Kommunen und Verwaltung erheblich. Fahrpläne nach FAUNA setzen eine komplexe Planung und Nachweisführung gemeinsam mit der pla-nungsverantwortlichen Stelle voraus, die Kommunen in der Regel nicht leisten können.\r\nWeiterhin ist aus § 71 k Abs. 1 Nr. 1 GEG zu streichen, dass die planungsverantwortliche Stelle das betroffene Gebiet als Wasserstoffnetzausbaugebiet ausgewiesen haben muss. Diese zu-sätzliche Anforderung erhöht den Aufwand für Kommunen und kann die Transformation ver-langsamen. Sie hat nach der Streichung der verbindlichen Fahrpläne (FAUNA) aus § 71k GEG auch keinen zusätzlichen Nutzen oder Schutzfunktion für Gebäudeeigentümer.\r\nDie Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56, 57 GasRL haben gegenüber den verbindlichen Fahrplänen nach § 71 k GEG den Vorteil, dass sie systematisch richtig in den\r\nSeite 14 von 17\r\nRahmen des EnWG eingebettet werden und ausschließlich und entflechtungskonform den Gasverteilernetz- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber adressieren. Die Planungsvorschrif-ten stellen sicher, dass eine enge Zusammenarbeit mit den zuständigen Infrastrukturbetrei-bern Gas, Strom, Wasserstoff sowie Fernwärme- und Fernkälte erfolgt. Die Pläne sind außer-dem auf die jeweils geltenden Wärmepläne zu stützen. Insbesondere muss der Netzentwick-lungsplan Gas und Wasserstoff gem. § 15 a EnWG in den Transformations- und Entwicklungs-plänen angemessen berücksichtigt werden.\r\nWird in § 71 k GEG auf die Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56, 57 GasRL ab-gestellt, muss auch wegfallen, dass die Pläne bis zum 30. Juni 2028 vorzulegen sind. Der BDEW hat bereits in seiner Stellungnahme zur FAUNA-Festlegung kritisiert, dass diese Frist ohnehin nur in Ausnahmefällen einhaltbar ist; sie fällt mit der Frist zusammen, bis zu der Kommunen unter 100.000 Einwohner überhaupt erst ihre Wärmeplanung abgeschlossen haben müssen. Bis zu dieser Frist werden auch die Transformations- und Entwicklungspläne noch nicht flä-chendeckend vorliegen können.\r\nDie Frist ist ohnehin nicht erforderlich; weder Gebäudeeigentümer noch Netzbetreiber oder Kommunen profitieren davon oder werden geschützt. Der Einbau einer wasserstofffähigen Gasheizung setzt nach § 71 k GEG das Vorliegen eines Plans voraus. Gemäß dem BDEW-Vor-schlag können sich Gebäudeeigentümer eine wasserstofffähige Heizung einbauen, wenn ein Transformations- und Entwicklungsplan nach Art. 56, 57 GasRL vorliegt.\r\nDie derzeit in § 71 k Abs. 1 Nr. 1 GEG vorgesehene zusätzliche Ausweisungsentscheidung als Wasserstoffnetzausbaugebiet gem. §§ 26, 27 WPG ist beim Abstellen auf die Transformations- und Entwicklungspläne nicht mehr erforderlich. Die Ausweisungsentscheidung ist ein separa-tes Instrument zum Wärmeplan. Sie bekräftigt die Einteilung eines Wasserstoffnetzgebietes im Wärmeplan und ist eine zusätzliche Entscheidung der Kommune. Dieser zusätzlichen, über den Wärmeplan hinausgehenden Entscheidung bedarf es nicht, wenn in § 71 k GEG anstelle des FAUNA-Fahrplans die Vorlage eines Transformations- und Entwicklungsplans nach Art. 56, 57 GasRL verlangt wird. Dieser wird auf die Wärmeplanung Bezug nehmen müssen und hat hohe Anforderungen zu erfüllen. Eine zusätzliche Ausweisungsentscheidung erhöht den Auf-wand für Kommunen und birgt die Gefahr, die Transformation zu verlangsamen. Wird § 71k Abs. 1 Nr. 1 GEG gestrichen, ist auch eine entsprechende Angleichung der §§ 26, 27 WPG vor-zunehmen. Dies gilt ebenfalls für §§ 9 und 18 WPG.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, § 71 k Abs. 1 Nr. 1 und Abs. 2 bis 5 vollständig zu streichen. Zu-dem ist § 71 k Abs. 6 GEG zu streichen, wonach der Gasverteilernetzbetreiber dem Gebäude-eigentümer Mehrkosten für eine neue Heizung zu erstatten hat, sollte der Anschluss des Ge-bäudes an das Wasserstoffnetzgebiet nicht wie geplant möglich sein. Der Plan nach Art. 56 GasRL wird eine Reihe von konkreten Angaben und Prognosen zur zukünftigen\r\nSeite 15 von 17\r\nWasserstoffversorgung enthalten, die auch die Netzentwicklungspläne Gas und Wasserstoff berücksichtigen müssen. Die zuständige Regulierungsbehörde muss den Plan genehmigen. Sollte eine Wasserstoffversorgung trotz einer ambitionierten Planung nach Art. 56 GasRL nicht zustande kommen, wird dies voraussichtlich immer an Umständen liegen, die der Gasvertei-lernetzbetreiber nicht zu vertreten hat. Eine Haftungsklausel zulasten der Netzbetreiber dürfte mangels hinreichendem Zurechnungszusammenhang damit unverhältnismäßig und da-mit (verfassungs-)rechtswidrig sein.\r\n§ 71 o GEG: Regelungen zum Schutz von Mietern\r\nNach Auffassung des BDEW ist das GEG nicht dazu geeignet, Regelungen zum Mieterschutz zu treffen. Zudem wird die in § 71 o Abs. 1 GEG vorgeschlagene Lösung als wenig praktikabel be-wertet. Der Mieterschutz sollte im Mietrecht (BGB) erfolgen und nicht im GEG; dabei könnten gleichzeitig auch Lösungen für die Wärmeversorgung durch Dritte, die nicht Gebäudeeigentü-mer sind, gefunden werden. So sei hier beispielhaft u. a. auf die dringend zu novellierende WärmeLV hingewiesen.\r\n§ 89 GEG: Fördermittel\r\nIm Sinne des integrierten Ansatzes zur Wärmewende ist es wichtig, dass parallel zu den ange-passten Erfordernissen des GEG die Förderkulisse (u. a. BEG und BEW), vor allem angesichts der langfristigen Planungshorizonte und Betriebsdauern mit entsprechend benötigter Verläss-lichkeit, angepasst wird.\r\n§ 96 GEG: Private Nachweise\r\nEs wird empfohlen Abs. 1, Satz 1, Nr. 3, 4 ,5 und 6 zu streichen, da sie keinen erkennbaren Mehrwert bringen und unnötig Bürokratie aufbauen.\r\nFerner ist Abs. 1 Satz 2 Nr. 3 (Bestätigung des Wärmenetzbetreibers nach § 71 b ) unnötig und zu streichen, da diese Bestätigung gemäß § 71 b schon zum Zeitpunkt des Netzanschlusses notwendig ist. Nach § 96 ist sie dann nach Abschluss der Arbeiten erneut an den Gebäudeei-gentümer zu übermitteln. Sollten Arbeiten an Anlagenteilen durchgeführt werden, die nicht im Eigentum des Gebäudeeigentümers stehen (z. B. Fernwärme oder Contracting), sollte eine Ausnahme der Informationspflicht erfolgen, da der Gebäudeeigentümer nur bedingten Ein-fluss auf diese Umstände haben.\r\n§ 102 GEG: Befreiungen\r\nZur Vermeidung von unnötiger Bürokratie sollte für den Nachweis der unbilligen Härte für den Bereich gebäudetechnischer Anlagen die Nutzung der VDI 2067 ff. „Wirtschaftlichkeit\r\nSeite 16 von 17\r\ngebäudetechnischer Anlagen – Grundlagen der Kostenermittlung“ ausschlaggebend sein. Die Möglichkeit der zuständigen Behörde die Beurteilung durch einen Sachverständigen sollte für den Bereich der gebäudetechnischen Anlagen entfallen.\r\nFazit des BDEW-Vorschlags:\r\nFür Gebäudeeigentümer bedeuten die vorgeschlagenen Änderungen an §§ 71 ff. GEG konk-ret: Wird die Heizung ausgetauscht,\r\n-\r\ngilt § 71 Abs. 9 GEG („Biogastreppe“) auch nach Ablauf des 30. Juni 2026 bzw. 2028 weiter bis zur Vorlage eines Transformationsplans nach Art. 57 GasRL bzw. dessen Umsetzungsvorschrift im EnWG, wenn das Gebäude nach dem kommunalen Wärme-plan in einem Prüfgebiet nach § 3 Nr. 10 WPG oder einem Wasserstoffnetzausbauge-biet nach § 3 Nr. 23 WPG liegt.\r\n-\r\nMuss nach dem 30. Juni 2026 bzw. 2028 die Heizung bei einer Havarie ausgetauscht werden, kann außerdem für fünf Jahre übergangsweise eine Heizung eingebaut wer-den, die z. B. mit fossilem Gas betrieben wird, vgl. § 71 i GEG. Die fünf Jahre beginnen zu laufen, wenn die ersten Arbeiten zum Austausch der Heizung beginnen. D. h., muss die Heizung im Jahr 2029 ausgetauscht werden, kann bis 2034 übergangsweise eine Gasheizung genutzt werden. Dies gilt neben bzw. unabhängig von der geforderten An-passung in § 71 Abs. 9 GEG.\r\n-\r\nEine Gasheizung kann eingebaut werden, wenn mindestens 65 % der mit der Heizung be-reitgestellten Wärme aus (gasförmiger) Biomasse oder grünem oder blauem Wasserstoff einschließlich daraus hergestellter Derivate erzeugt wird, § 71 f GEG.\r\n-\r\nLiegt ein Transformations- und Entwicklungsplan nach Art. 56, 57 GasRL vor, der zukünf-tig den Transport mit Wasserstoff zur Versorgung des Gebäudes durch Lieferanten vor-sieht, kann sich der Gebäudeeigentümer eine wasserstofffähige Gasheizung einbauen und ohne Einhaltung der Anforderungen nach § 71 Abs. 1 oder Abs. 9 zur Wärmeerzeu-gung betreiben, vgl. § 71 k GEG.\r\n-\r\nIst der Aus- oder Neubau eines Wärmenetzes zukünftig geplant und liegen entspre-chende Lieferzusagen des Wärmenetzbetreibers vor, kann sich der Gebäudeeigentümer eine Gasheizung einbauen und ohne Einhaltung der Anforderungen nach § 71 Absatz 1 oder Absatz 9 zur Wärmeerzeugung betreiben, bis er an das zu bauende Wärmenetz an-geschlossen werden kann, vgl. § 71 j GEG.\r\n-\r\nAnderenfalls muss der Gebäudeeigentümer eine andere Erfüllungsoption nach § 71 GEG wählen; hier kann er je nach Beschaffenheit des Gebäudes und der verfügbaren Infra-struktur wählen.\r\nSeite 17 von 17\r\nAuf diese Weise wird für Gebäudeeigentümer ein Regelungsrahmen geschaffen, der praxis-tauglich und rechtssicher den zügigen Einbau wasserstofffähiger Heizungen ermöglicht. Der Verzicht auf komplexe zusätzliche Planungs- und Nachweispflichten schafft Erleichterungen für Netzbetreiber und Kommunen. Die Anpassung erhöht somit die Investitionssicherheit, ver-einfacht die Umsetzung vor Ort und fördert die Umstellung auf klimaneutrale Energieträger im Einklang mit den europäischen Transformationszielen.\r\n3 Anhang (informativ)\r\nAuszug aus dem KoaV (Seite 26 bzw. Zeilen 752-763)\r\n„Für die Erreichung der Klimaziele ist der Gebäudesektor zentral. Bezahlbarkeit, Tech-nologieoffenheit, Versorgungssicherheit und Klimaschutz sind unsere Ziele für die Mo-dernisierung der Wärmeversorgung.\r\nWir werden das Heizungsgesetz abschaffen. Das neue GEG machen wir technologieof-fener, flexibler und einfacher. Die erreichbare CO2-Vermeidung soll zur zentralen Steue-rungsgröße werden.\r\nDen Quartiersansatz werden wir stärken.\r\nDie Sanierungs- und Heizungsförderung werden wir fortsetzen. Die Kosten für energeti-sche Sanierungen ererbter Immobilien werden künftig von der Steuer absetzbar. Die Förderfähigkeit des EH55-Standards wollen wir zeitlich befristet zur Aktivierung des Bauüberhangs wiederherstellen.\r\nDie Verzahnung von GEG und kommunaler Wärmeplanung vereinfachen wir. Die natio-nalen Gebäudeeffizienzklassen im GEG werden mit unseren Nachbarländern harmoni-siert. Spielräume bei der Umsetzung der Europäischen Gebäuderichtlinie (EPBD) schöp-fen wir aus. Für eine Verlängerung der Umsetzungsfristen setzen wir uns ein.“\r\nAnsprechpartnerin/Ansprechpartner\r\nJulia Schneider\r\nFachgebietsleiterin / Abteilung Recht\r\nTelefonnummer: +49 30 300 199-1528\r\njulia.schneider@bdew.de\r\nIngram Täschner\r\nFachgebietsleiter / Abteilung Wärme\r\nTelefonnummer: +49 30 300 199-1034\r\ningram.taeschner@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020772","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Vorgaben zur Energieversorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/40/32/641995/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200013.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 13. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nSondierung der Europäischen Kommission zur Überarbeitung der EU-Architektur für die Energieversorgungssicherheit\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Bedeutung und Herausforderungen einer sicheren Versorgung mit Energie ........ 3\r\n2 Grundprinzipien der EU-Architektur für die Energieversorgungssicherheit haben sich bewährt ...................................................................................................... 4\r\n3 Intelligente Straffung (Option 1) ist der richtige „Policy“-Ansatz ......................... 6\r\nSeite 3 von 7\r\nDie Europäische Kommission führt aktuell eine Sondierung zur Überarbeitung des EU-Rah-mens für die Energieversorgungssicherheit durch (vor allem mit Fokus auf die beiden Geset-zestexte Gewährleistung der sicheren Gasversorgung sowie Risikovorsorge im Elektrizitätssek-tor). Die geplante Überarbeitung zielt darauf ab, das Energiesystem der EU auf aktuelle und künftige Energiekrisen besser vorzubereiten sowie sicherer und widerstandsfähiger gegenüber diesen Krisen zu machen.\r\nZiel ist es, den EU-Rahmen für Energieversorgungssicherheit (insbesondere in Krisenzeiten) funktionsfähiger zu machen, eine sektorübergreifende Interaktion und grenzüberschreitende Zusammenarbeit zu gewährleisten neu auftretende Bedrohungen für die Energieversorgungs-sicherheit zu bewältigen und die Diversifizierung der Energieversorgung sicherzustellen. Die Europäische Kommission hat den Überarbeitungsprozess im November 2024 mit der EU-Kon-sultation („Fitness Check“) zur Bestandsaufnahme der EU-Architektur zur Versorgungssicher-heit gestartet. Hieran hat sich der BDEW beteiligt (BDEW-Konsultationsantwort).\r\nDer BDEW nimmt hierzu wie folgt Stellung:\r\n1 Bedeutung und Herausforderungen einer sicheren Versorgung mit Energie\r\nSpätestens seit der Energiekrise infolge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine ist die hohe Bedeutung von Energieversorgungssicherheit des europäischen und deutschen Energie-systems in Politik, Wirtschaft und Gesellschaft umfassend deutlich geworden. Die Energiekrise wurde dank der gemeinsamen Anstrengung der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten und der Europäischen Union (EU) erfolgreich bewältigt. Die Abhängigkeit von russischen Ener-gieträgern in Deutschland und vielen, wenn auch noch nicht allen, EU-Mitgliedstaaten wurde signifikant verringert bzw. überwunde. Dennoch wird die Resilienz des Energiesektors in sei-nen vielen Facetten auch weiterhin einen herausragenden Stellenwert behalten.\r\nSicherheitspolitische Herausforderungen und die neuen geopolitischen und geoökonomischen Realitäten sind ebenso zu berücksichtigen wie der zunehmend fortschreitende Klimawandel mit seinen physischen und gesellschaftlichen Auswirkungen. Unsere Wirtschaft und Gesell-schaft sind komplexen Bedrohungen ausgesetzt, zu welchen auch hybride Angriffe, wie Cy-berangriffe, Sabotage und Spionage, auf die Kritischen Infrastrukturen (KRITIS) gehören.\r\nGleichzeitig werden Deutschland und die EU auch in Zukunft auf Importe von insbesondere gasförmigen Energieträgern angewiesen sein, womit diverse Lieferkettenrisiken einhergehen können. Dabei tragen Gas- und perspektivisch Wasserstoffspeicher wesentlich zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei.\r\nIm Zuge der Transformation hin zu mehr Erneuerbaren Energien werden u.a. Dezentralität und Dargebotsabhängigkeit zunehmen und die Anforderungen an die Energienetze steigen.\r\nSeite 4 von 7\r\nSich daraus ableitende Optionen für ein erhöhtes Maß an Eigenversorgung müssen bei der Be-trachtung der Energieversorgungssicherheit ebenso berücksichtigt werden. Gleichzeitig bedür-fen auch Erfordernisse einer sicheren Versorgung sowie damit verbundener Kosten und Wett-bewerbsfähigkeit der Abwägung.\r\nVersorgungssicherheit – als Teil des energiepolitischen Dreiecks – ist gegeben, wenn das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf jederzeit sichergestellt werden kann. Davon unberührt bleibt die Tatsache, dass Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit als die beiden anderen Elemente des energiepolitischen Dreiecks immer auch essenzieller Teil ener-giepolitischer Abwägungen sein müssen. Das gewünschte Absicherungsniveau festzulegen, ist eine staatliche Aufgabe. Dabei ist nicht nur mit Blick auf Redundanz der Grundsatz N-1, son-dern auch die Nutzung unterschiedlicher Energieträger und deren Einbettung und Rolle in un-terschiedlichen Sektoren zu berücksichtigen.\r\nAls übergeordneter Zweck kann strategische Souveränität angesehen werden, das heißt, die Fähigkeit, eigene – nationale oder europäische – Interessen zu definieren und gemäß diesen zu handeln, ohne dabei übermäßig von externen Akteuren abhängig und dadurch in seiner Handlungsfähigkeit eingeschränkt zu sein.\r\n2 Grundprinzipien der EU-Architektur für die Energieversorgungssicherheit haben sich bewährt\r\nBei der Weiterentwicklung der EU-Architektur sollten insbesondere die folgenden Grundprin-zipien weiterhin Anwendung finden:\r\n›\r\nZur weiteren Verbesserung der Versorgungssicherheit dient ein Dreiklang aus verstärkter Prävention und besserer Vorbereitung zur Bewältigung eventueller Krisen auf Ebene der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten und der EU sowie dem Schutz bestimmter Bevöl-kerungsgruppen.\r\n›\r\nEnergieversorgungssicherheit liegt im Rahmen ihrer jeweiligen Tätigkeiten und Zuständig-keiten in der gemeinsamen Verantwortung der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten, und ihrer zuständigen Behörden sowie der EU. Dieses dreistufige System – 1) Energieunter-nehmen; 2) Mitgliedstaaten; 3) EU – sollte weiter gestärkt werden.\r\n›\r\nZentrale Bedeutung hat die europäische Dimension. Energieversorgungssicherheit sollte zusammen mit der Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts, aber auch mit europäischer In-dustrie-, Handels- und Sicherheitspolitik gedacht werden.\r\n›\r\nZu berücksichtigen ist allerdings auch, dass die Ausgangssituationen wie beispielsweise ge-ographische und geologische Gegebenheiten, Zusammensetzung des Energiemixes und\r\nSeite 5 von 7\r\nVerbrauchsstrukturen der Mitgliedstaaten\r\nunterschiedlich sind. Die EU sollte daher den Rahmen setzen, die Ausgestaltung und rechtliche Umsetzung im Detail jedoch den Mit-gliedstaaten überlassen. Detaillierte Vorgaben auf EU-Ebene, beispielsweise zur Mindest-befüllung von Gasspeichern, werden den nationalen Besonderheiten nicht gerecht.\r\n›\r\nEin kohärenter europäischer Rahmen mit einheitlichen Mindeststandards, Definitionen, Vorkehrungen zu Krisenvorsorge und -management wie auch zur Klimafolgenanpassung, sowie handels-, industrie- und außenpolitischer Begleitung ist positiv und wichtig. Die de-taillierte Ausgestaltung sollte aber den Mitgliedstaaten und der Branche überlassen wer-den.\r\n›\r\nBei der Gestaltung hoheitlicher Eingriffe und Vorgaben müssen die damit einhergehenden gesellschaftlichen Kosten im Blick bleiben. Dabei müssen diese Kosten immer in einem ver-nünftigen Verhältnis zur daraus resultierenden Verbesserung der Versorgungssicherheit stehen.\r\n›\r\nDas Prinzip, marktliche Mechanismen (mit Ausnahme staatlich regulierter Bereiche) so lange wie möglich aufrecht zu erhalten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen, muss gelten.\r\n›\r\nZiel ist es, heute und in Zukunft eine sichere Versorgung mit Energie zu bezahlbaren Preisen zu gewährleisten. Dabei dürfen unterschiedliche Zielsetzungen wie beispielsweise ein poli-tisch gewünschtes Preisniveau und die Gewährleistung von Versorgungssicherheit nicht vermischt werden. In einer akuten Krise sind Preise ein wichtiges Steuerungsinstrument. Dieses darf nicht durch Eingriffe in die freie Preisbildung behindert werden. In Knappheits-situationen steigende Preise wirken durch Anreiz zur Verbrauchsreduzierung stabilisierend und tragen dazu bei, den Bedarf für hoheitliche Eingriffe zu verzögern oder gänzlich zu ver-meiden. Eine gute Vorsorge verursacht Kosten und leistet gleichzeitig aber auch einen Bei-trag zur Dämpfung von Preisspitzen in Krisensituationen.\r\n›\r\nStromnetze spielen ebenfalls eine entscheidende Rolle für die europäische Energiesicher-heit, da sie den kontinuierlichen und zuverlässigen Transport von Elektrizität über Länder-grenzen hinweg gewährleisten und maßgeblich zur Integration Erneuerbarer Energien bei-tragen. Durch eine starke Vernetzung können Energieüberschüsse in einer Region genutzt werden, um Defizite in einer anderen auszugleichen und somit die Stabilität des gesamten europäischen Stromsystems zu erhöhen. Zudem fördern gut ausgebaute Stromnetze den Energiehandel zwischen den Mitgliedsstaaten, was die Abhängigkeit von wenigen Energie-importquellen in die EU verringert. Investitionen in die Strominfrastruktur sind daher we-sentlich, um eine nachhaltige und resiliente Energieversorgung zu sichern. Sie erhöhen die\r\nSeite 6 von 7\r\nFlexibilität und Anpassungsfähigkeit des Energiesystems, was insbesondere in Krisenzeiten,\r\nwie bei geopolitischen Spannungen oder Naturkatastrophen, von großer Bedeutung ist.\r\n›\r\nEs braucht darüber hinaus einen gemeinsamen, klaren strategischen Ausblick und realisti-sche Gasnachfrageszenarien verbunden mit einem verlässlichen Commitment zu Erd-gas/LNG, damit europäische Importeure als langfristige Partner anerkannt werden. Dies ist wichtig für den Abschluss langfristiger Lieferverträge durch Importeure. Bei kontinuierlicher Zielveränderung können nur kurzfristige und damit häufig unattraktive Lieferungen verein-bart werden. Unsicherheit in der Gasnachfrage führt zu Wettbewerbsnachteilen auf dem Weltmarkt und höheren Risikoprämien.\r\n3 Intelligente Straffung (Option 1) ist der richtige „Policy“-Ansatz\r\nDie Europäische Kommission nennt in ihrem Begleitdokument (“Sondierung zu einer Folgen-abschätzung - Ares (2025)7821706”) zur vorliegenden Sondierung vier strategische Optionen für die Weiterentwicklung des EU-Energiesicherheitsrahmens.\r\nAus Sicht des BDEW haben sich die EU-Architektur und -Regelwerk der Energieversorgungssi-cherheit im Grundsatz als gut und effizient erwiesen. Sie sind geeignet, die laufenden Entwick-lungen und Veränderungen im Zuge der Transformation hin zu einem dekarbonisierten Ener-giesystem aufzunehmen.\r\nDer BDEW hält daher die Option 1 „Intelligente Straffung“ für den richtigen Ansatz. Es ist er-forderlich, eine Prüfung vorzunehmen, welche bestehenden Bestimmungen gestrichen oder kombiniert werden könnten und eine straffere Umsetzung zu ermöglichen. Das trägt zum Bü-rokratieabbau bei und kann schnelle Umsetzung und Handlungsfähigkeit befördern.\r\nRichtig ist, Strom und Gas und perspektivisch Wasserstoff zusammenzudenken und Wechsel-wirkungen zu berücksichtigen. Die Zusammenlegung des rechtlichen Rahmens in einer einzi-gen Verordnung für Strom, Erdgas und andere Energieträger (z. B. Wasserstoff) wie in der Poli-tischen Option 3 „Sektorübergreifender Wandel“ beschrieben, ist jedoch nicht zielführend. Die Spezifika der verschiedenen Energieträger, die gegenseitigen Wechselwirkungen und deren Anforderungen an eine sichere Versorgung müssen im gesetzlichen Rahmen – und damit in separaten Verordnungen - abgebildet sein. Dort wo Parallelen bestehen, sind diese analog in den jeweiligen Verordnungen zu regeln.\r\nZudem ist eine “Wasserstoffversorgungssicherheits-VO” zumindest auf kurze bis mittlere Sicht nicht erforderlich. Das würde die Kosten zusätzlich erhöhen und dadurch den H2-Hochlauf eher behindern. Zudem dürfte die Kundenstruktur dies zunächst nicht erforderlich machen. Es sollte nicht schon eine Versorgungssicherheitsregulierung geschaffen werden, bevor der Markt überhaupt da ist.\r\nSeite 7 von 7\r\nDie Option 4 „EU-orientiertes Handeln“ mit Zentralisierung von Verwaltung, Governance und Überwachung des Rahmens für die Energieversorgungssicherheit auf EU-Ebene ist abzu-lehnen. Ein solcher Ansatz widerspricht dem Subsidiaritätsprinzip. Statt die Stärken der Mit-gliedstaaten zu nutzen, ist vielmehr eine Schwächung durch zusätzliche Bürokratie zu befürch-ten.\r\nDer BDEW wird das weitere Verfahren im Vorfeld einer Veröffentlichung des Verordnungsvor-schlags durch die EU-Kommission konstruktiv begleiten.\r\nAnsprechpartner\r\nCarmen Descamps\r\nEU-Vertretung\r\nTelefonnummer +32 2 77451-14\r\ncarmen.descamps@bdew.de\r\nLukas Karl\r\nEU-Vertretung\r\nTelefonnummer +32 2 77451-16\r\nlukas.karl@bdew.de\r\nCatrin Feldhege-Bittner\r\nTransformation, Gas/Wasserstoff und Versorgungssicherheit\r\nTelefonnummer +49 30 300 199-1351\r\ncatrin.feldhege-bittner@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020773","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zum Bundeshaushalt 2026 und zum Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/93/4c/641997/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200014.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 27. Oktober 2025\r\nPositionspapier\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt 2026 und Wirt-schaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 8\r\n1 Executive Summary\r\nMit der Einrichtung des Sondervermögens für Infrastruktur und Klimaneutralität sollen dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) schrittweise 100 Mrd. Euro zugeführt werden. Dieser soll „auf die zentralen Herausforderungen auf dem Weg zur Klimaneutralität“ konzentriert werden. Grundsätzlich kann der Bundeshaushalt 2026 in Verbindung mit den zusätzlichen Mit-teln des Sondervermögens Infrastruktur einen wesentlichen Beitrag zu mehr Planungssicher-heit für die anstehenden Investitionen in die Energiewende leisten.\r\nDer vorliegende Haushaltsentwurf wird diesem Anliegen überwiegend jedoch nicht gerecht.\r\nGrundsätzlich muss für die Ausgabenplanung im KTF gelten: investiv vor konsumtiv. Die im Koalitionsvertrag beabsichtigte Fokussierung des KTF auf Maßnahmen zur Zielerreichung der Klimaneutralität muss zur Folge haben, dass konsumtive Ausgaben und auch notwendige Maßnahmen zur Entlastung der Verbraucher aus dem Kernhaushalt finanziert werden. Insbe-sondere die Finanzierung des in der Sache richtigen Zuschusses zu den Übertragungsnetzent-gelten aus dem KTF führt im Ergebnis dazu, dass trotz zusätzlicher Finanzmittel für den KTF aus dem Sondervermögen Infrastruktur kaum Finanzmittel für investive Vorhaben wie Förde-rungen von Investitionen in die Klimaneutralität zur Verfügung stehen. Hier bedarf es des kla-ren Bekenntnisses des Haushaltsgesetzgebers, dass steuerliche Mindereinnahmen sowie kon-sumtive Zuschüsse aus dem Kernhaushalt zu begleichen sind.\r\nKernforderungen:\r\n›\r\nWeiterentwicklung der Klimaschutzverträge und Einrichtung eines dezidierten Budgets für Wasserstoffprojekte in Höhe von 1 Mrd. Euro jährlich\r\n›\r\nErhöhung des Haushaltsansatzes der Förderrichtlinien systemdienliche Elektrolyse und Offshore-Elektrolyse auf jährlich 1 Mrd. Euro\r\n›\r\nBereitstellung von 1,3 Mrd. Euro für die Errichtung von Wasserstoffspeichern bis 2029\r\n›\r\nErhöhung des Haushaltsansatzes des im Sondervermögen neu geschaffenen Titels „Um- und Neubau klimaneutraler Wärmenetze“ auf mindestens 3,5 Mrd. Euro jährlich\r\n›\r\nFinanzierung der Zuschüsse für das Übertragungsnetz aus dem Kernhaushalt, nicht KTF\r\n›\r\nÜberprüfung des Haushaltstitels „Zuschüsse zur Errichtung von Tank- und Ladeinfrastruk-tur“ und Realisierung von Einsparpotential\r\n›\r\nBereitstellung der erforderlichen Gewährleistungen des Bundes für die von der KfW geplan-ten Eigenkapital- und Fremdkapitalprogramme sowie für Fonds für Energieinfrastrukturen\r\n›\r\nHinreichende mittelfristige Finanzplanung zur Absicherung der Planungs-/Investitionssi-cherheit\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 8\r\n2 Grundsätzliche Anmerkungen zu den mit den Grundgesetzänderungen verbunde-nen Haushaltspunkten: KTF, Ausnahme Schuldenbremse\r\n2.1 KTF: Planungssicherheit durch Ausfinanzierung sicherstellen\r\nDie Haushaltstitel des KTF sowie der KTF im Grundsatz müssen zwingend vollumfänglich mit Mitteln unterlegt sein, um die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleis-ten. Dies gilt grundsätzlich für die Finanzausstattung des KTF. Dass über den gesamten Zeit-raum der Mittelfristplanung bis 2029 der KTF globale Minderausgaben vorsieht – trotz jährli-cher Zuschüsse aus dem Sondervermögen in Höhe von 10 Mrd. Euro – steht dieser Notwen-digkeit entgegen. Eine Situation wie nach dem Haushaltsurteil des BVerfG, in der zahlreiche Förderprogramme angehalten und Förderbescheide teilweise aufgehoben wurden, darf sich hingegen nicht wiederholen.\r\nVor dem Hintergrund der Grundsätze der Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit ist die Ein-nahmeseite des KTF hinsichtlich der Erwartungen des CO2-Preises kritisch zu prüfen. So sind einerseits die Annahmen zum durchschnittlichen CO2-Preis dazustellen, um etwaige De-ckungslücken abschätzen zu können. Andererseits ist die fortgeführte Abbildung von Einnah-men durch das nEHS in der mittelfristigen Finanzplanung zu erklären. Durch den Übergang vom nEHS in den ETS 2 spätestens ab 2028, sind die Mittelansätze durch das nEHS nicht mehr realistisch und durch das Marktsystem des ETS 2 eine bloße Fortschreibung des Mittelansatzes nicht sachgerecht.\r\nFerner bedarf es einer Klarstellung, dass auch die künftigen Einnahmen der CO2-Bepreisung im Rahmen des ETS 2 dem KTF zur Verfügung stehen, um die Ausfinanzierung der Haushaltsti-tel des KTF langfristig zu sichern.\r\nDes Weiteren bedarf es einer grundsätzlichen Klarstellung, welche rechtlichen Folgen sich aus der Formulierung des Koalitionsvertrages ergeben, wonach alle Einnahmen „grundsätzlich dem Gesamthaushalt zur Verfügung“ stehen. Bei einer Mittelverwendung außerhalb des KTF ist durch Bundeszuschüsse die auskömmliche Finanzierung der Investitionsvorhaben des KTF zu garantieren.\r\n2.2 Ausnahme der Schuldenbremse: Investitionen in KRITIS-Schutzmaßnahmen\r\nDie für die Energie- und Wasserwirtschaft anfallenden Kosten für die Implementierung von Prozessen und Beschaffung sowie Betrieb neuer Schutzsysteme zur effektiven Abwehr hybri-der oder militärischer Bedrohungen sollten durch die Verteidigungsausgaben des Bundes bzw. im Rahmen der unter die Ausnahme von der Schuldenbremse fallenden Schutzmaßnahmen finanziert werden. Kosten für Investitionen in den KRITIS-Schutz leisten einen wesentlichen\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 8\r\nBeitrag zur zivilen Verteidigung und sollten vorzugsweise über Verteidigungsausgaben abge-deckt und nicht über das Sondervermögen Infrastruktur finanziert werden. Insbesondere die Infrastrukturen der Energie- und Wasserversorgung und Wasserentsorgung sind für die Bun-deswehr und ihre Verbündeten im Rahmen des Host Nation Supports sowie die Produktion der Sicherheits- und Verteidigungsindustrie essenziell.\r\nBestimmte Maßnahmen zum Schutz kritischer Infrastrukturen können nur von Bundeswehr und Sicherheitsbehörden geleistet werden. Es ist deshalb zentral, dass auch die Stärkung des Schutzes kritischer Infrastrukturen beim Einsatz des Sondervermögens und weiterer Mittel seitens der Bundeswehr prioritär berücksichtigt wird, damit sie ihren Aufgaben vollumfänglich nachgehen kann.\r\n3 Anmerkungen zu einzelnen Haushaltstiteln im KTF\r\n3.1 Wasserstoffhochlauf ermöglichen\r\nWasserstoff spielt eine Schlüsselrolle in der Dekarbonisierung von Industrie und Energiewirt-schaft, als CO₂-armes Molekül für Prozesse und Erzeugung sowie durch seine Systemfunktion, Erneuerbare Energien speicherbar und verlässlich nutzbar zu machen. Der Wasserstoffhoch-lauf befindet sich noch in der Anfangsphase: Infrastruktur, Angebot und Nachfrage müssen erst entstehen. In dieser Phase gilt es, Risiken abzusichern, Infrastruktur sowie Erzeugung ge-zielt zu fördern und Nachfrage anzureizen.\r\nDer aktuelle Entwurf des Bundeshaushalts 2026 bildet die notwendigen Bedarfe nur unzu-reichend ab. Deswegen bedarf es einer Nachjustierung der bisherigen Förderinstrumente, um den Wasserstoffhochlauf über die gesamte Wertschöpfungskette hinreichend anzureizen. Bis-her erschöpft sich die Wasserstoffförderung des KTF weit überwiegend in der Ausfinanzierung von Förderzusagen von IPCEI-Projekten. Mit den bisherigen Haushaltstiteln werden zusätzli-che Infrastrukturen, Angebots- und Nachfragekapazitäten nur unzureichend bzw. gar nicht an-gereizt. Um die Nachfrage verlässlich abzusichern, wird es unerlässlich sein, für die ersten Pha-sen des Markthochlaufs die Lücke zwischen Preis und Zahlungsbereitschaft zu schließen. Hierzu ist das Instrument der Klimaschutzverträge weiterzuentwickeln und ein eigener För-dertopf mit jährlich 1 Mrd. Euro für Wasserstoffprojekte zu initiieren.\r\nUm die im Weißbuch „Wasserstoffspeicher“ dargelegte Investitionslücke hinreichend zu ad-ressieren, ist für den prognostizierten Speicherbedarf 2030 ein Förderinstrument mit einer Verpflichtungsermächtigung bis 2029 in Höhe von 1,3 Mrd. Euro vorzusehen.\r\nVon großer Bedeutung ist, dass im Haushaltstitel 892 03 „Umsetzung der Nationalen Wasser-stoffstrategie“ die Förderprogramme für systemdienliche Elektrolyseure und Offshore-\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 8\r\nElektrolyse mit hinreichend Mitteln unterlegt werden. Insbesondere die Unterstützung des Aufbaus der heimischen Elektrolyseleistung ist von zentraler Bedeutung. Hierfür sind jährlich 1 Mrd. Euro vorzusehen.\r\nHinsichtlich der etwaigen Teilnahme Deutschlands an der dritten Ausschreibungsrunde der europäischen Wasserstoffbank im Rahmen der Option „Auction as a Service sind entspre-chend im Haushalt hinreichend Finanzmittel abzubilden, um die Auktionen abzusichern.\r\nNeben einer stärkeren finanziellen Unterstützung und Risikoabsicherung müssen die regulato-risch bedingten Mehrkosten dringend reduziert werden. Das erhöht die Wettbewerbsfähig-keit und senkt zugleich den Förderbedarf der Wasserstoffprojekte. Die Regulatorik erhöht die Kosten signifikant und hemmt so maßgeblich den Markthochlauf. Gleichzeitig ist es wichtig, die Förderlandschaft auf neue Infrastrukturprojekte und marktliche Anreize auszudehnen, um den Hochlauf umfassend zu unterstützen, Investitionen zu skalieren und Fehlanreize zu ver-meiden.\r\n3.2 Verkehrswende\r\nIm Haushaltstitel 893 02 „Zuschüsse zur Errichtung von Tank- und Ladeinfrastruktur“ sind 1,71 Mrd. Euro vorgesehen. In den Jahren 2019 bis 2023 wurde dieser Haushaltstitel bisher nur bis zu maximal 40 Prozent abgerufen, im Jahr 2023 lag das IST bei nur 9 Prozent des SOLL. Der Mittelansatz dieses Titels ist daher zu überprüfen und Einsparungspotential zu realisie-ren.\r\nAllein für das staatliche Lkw-Schnellladenetz sind im Haushaltsplan für das Jahr 2026 dabei 224 Millionen € im Haushalt veranschlagt. Der Stand des „Deutschlandnetzes“ für e-PKW zeigt, dass der privatwirtschaftliche Ausbau schneller und kosteneffizienter erfolgt: Während die Privatwirtschaft bereits in über 670 der 900 regionalen Deutschlandnetz-Suchräume Schnellladeinfrastruktur errichtet hat, wurden über das Programm „Deutschlandnetz“ bisher erst 100 Standorte realisiert.\r\nBasierend auf den Erfahrungen des „Deutschlandnetzes“ sollte auch der Aufbau des e-LKW-Ladeangebots privatwirtschaftlich über Ausschreibung der Flächenbewirtschaftung für die Bundesflächen erfolgen. Anstatt mit staatlichen Mitteln Ladehubs zu bauen, könnte der Staat durch eine Ausschreibung der Flächen sogar Pachteinnahmen generieren und den Prozess gleichzeitig deutlich schneller und unbürokratischer gestalten.\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 8\r\n3.3 Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten\r\nDa es sich hier um konsumtive Ausgaben handelt, sind die im Haushaltstitel 683 09 „Zuschuss zu den Übertragungsnetzkosten“ eingestellten 6,5 Mrd. Euro nicht aus dem KTF, sondern aus dem Kernhaushalt zu finanzieren.\r\n3.4 Umsetzung der Kraftwerksstrategie garantieren\r\nDer Haushaltstitel 893 12 „Umsetzung nationale Kraftwerksstrategie“ ist mit Verpflichtungser-mächtigungen bis 2041 zu versehen. Ohne konkrete Verpflichtungsermächtigungen ist für Un-ternehmen keine Investitionssicherheit gegeben, da nicht abschätzbar ist, ob tatsächlich eine finanzielle Unterstützung mittelfristig erfolgen soll. Fehlende Verpflichtungsermächtigungen führen gegebenenfalls dazu, dass Unternehmen sich aufgrund der daraus ergebenden fehlen-den Planungs- und Investitionssicherheit gar nicht erst an etwaigen Ausschreibungen beteili-gen werden und somit die notwendige steuerbare Leistung nicht oder nicht rechtzeitig am Netz ist, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\nUm die Umsetzung der Kraftwerksstrategie bzw. des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) erfolgreich zu gestalten und Ausschreibungen haushaltsrechtlich durchführen zu können, ist zwingend die Einstellung der Verpflichtungsermächtigungen zu vollziehen.\r\n3.5 Energieeffizienz stärken\r\nDer qualifizierten Energieberatung kommt bei der effizienten energetischen Sanierung von Privathaushalten eine entscheidende Bedeutung zu. Eine Situation wie im Jahr 2024, in der die Förderung kurzfristig deutlich reduziert wurde, darf nicht erneut eintreten. Daher sollte der mittelfristige Mittelansatz im Haushaltstitel 686 14 „Beratung Energieeffizienz“ wieder auf das Niveau des Haushaltsplans 2024 erhöht, somit verstetigt und bereits für das Jahr 2026 deut-lich erhöht werden.\r\nEbenso ist der Mittelansatz der mittelfristigen Finanzplanung des Haushaltstitels 686 08 „Ener-gieeffizienz in Industrie und Gewerbe“ zu erhöhen. Die dort umfasste „Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ leistet einen wichtigen Beitrag zur Sen-kung des Energieverbrauchs und gilt laut BMWK als eine der effektivsten Maßnahmen, sodass eine Verstetigung der Mittel ausdrücklich angezeigt ist.\r\n3.6 EEG-Umlage\r\nDer Haushaltstitel 638 07 „Zuschüsse zur Entlastung beim Strompreis“ (EEG-Umlage) ist in den Kernhaushalt zu überführen und mit hinreichenden Mitteln, auch in der mittelfristigen\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 8\r\nFinanzplanung, auszugestalten. Eine Situation, wie 2024, in der der Mittelbedarf der Übertra-gungsnetzbetreiber, der durch ein Gesetz rechtskräftig verankert ist, nicht hinreichend im Haushalt abgedeckt ist, darf sich nicht wiederholen.\r\n4 Anmerkungen zu weiteren geplanten Maßnahmen aus dem Koalitionsvertrag\r\n4.1 Dekarbonisierung der Wärme ermöglichen\r\nDie Erhöhung des Mittelansatzes für den neugeschaffenen Haushaltstitel 893 32 „Um- und Neubau klimaneutraler Wärmenetze“ im Sondervermögen ist grundsätzlich zu begrüßen, bleibt jedoch hinter der notwendigen Finanzausstattung in Höhe von mindestens 3,5 Mrd. Euro zurück. Bis 2035 ist eine Verpflichtungsermächtigung in Höhe von 41,5 Mrd. Euro vorzu-sehen. Die Verschiebung aus dem KTF in das Sondervermögen ist abzulehnen. Hierdurch ent-fällt zudem die Möglichkeit der gegenseitigen Deckung der bisherigen Haushaltstitel 893 03 „Transformation Wärmenetze“ und 893 10 „Förderung von Maßnahmen der Energieeffizienz und erneuerbarer Energien im Gebäudebereich“, um etwaige Minderausgaben bei 893 10 für die Transformation der Wärmenetze zu nutzen. Eine bessere Ausstattung der Wärmenetzfi-nanzierung hat tendenziell positive Auswirkungen auf den Endkundenpreis.\r\nDie bisher für das neu einzuführende Förderprogramm Geothermie-Explorationsrisiko veran-schlagten 18 Mio. Euro sowie die im Einzelplan des BMWK im Haushaltstitel „Ausgaben im Zu-sammenhang mit Darlehen der KfW zur Absicherung von Ausfallrisiken geothermischer Boh-rungen“ veranschlagten neun Mio. Euro sind nicht ausreichend, um die Investitionsrisiken hin-reichend abzubilden, da die Kosten für nur eine Bohrung bereits etwa zehn Mio. Euro betra-gen. Hier ist dringend ein weiterer Aufwuchs notwendig, um das Potenzial der Geothermie für dekarbonisierte Wärmenetze nutzen zu können.\r\n4.2 Investitionsfonds\r\nIm Koalitionsvertrag ist festgehalten, dass zur Vergabe von Eigen- und Fremdkapital bei Inves-titionen im Zusammenspiel von öffentlichen Garantien und privatem Kapital ein Investitions-fonds für die Energieinfrastruktur aufgelegt werden soll.\r\nDer Stärkung des Eigenkapitals und der Reduzierung des Verschuldungsgrads kommt für die Unternehmen eine zentrale Bedeutung zu, auch um neues Fremdkapital aufnehmen zu kön-nen (Leverage-Effekt).\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich, dass die KfW gemeinsam mit der Bundesregierung daran ar-beitet, Finanzierungsinstrumente für den Ausbau und die Modernisierung der Energieinfra-struktur zu entwickeln. Die KfW hat kürzlich vielversprechende Ansätze vorgestellt – darunter\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 8\r\nProgramme mit Haftungsfreistellung für durchleitende Banken sowie Überlegungen zur Be-reitstellung von mezzaninem Kapital in Kooperation mit den Landesförderinstituten. Diese In-strumente können wesentlich zum Gelingen der Transformation beitragen. Besonders wichtig für die Unternehmen der Energiewirtschaft sind eigenkapitalstärkende Instrumente.\r\nDamit diese Vorhaben realisiert werden können, müssen im Haushalt 2026 im Einzelplan 32 / Kapitel „Bürgschaften, Garantien und sonstige Gewährleistungen“ – die erforderlichen Ge-währleistungen des Bundes für die von der KfW geplanten Eigenkapital- und Fremdkapital-programme sowie für Fonds für Energieinfrastrukturen eingeplant werden.\r\nHier ist dringend eine ausreichende Mittelausstattung vorzunehmen, um die Verfügbarkeit dieser wichtigen Finanzierungsinstrumente 2026 zu gewährleisten. Andernfalls droht die Um-setzung vieler Transformationsprojekte im Energiesektor verzögert zu werden.\r\n4.3 CCS-Infrastruktur\r\nDer laut Koalitionsvertrag angestrebte Aufbau einer CO2-Transportinfrastruktur zur Nutzung von CCS und CCU ist durch eine Förderung abzusichern und der im Sondervermögen einge-stellte Haushaltstitel 892 31 „Unterstützung Aufbau CCS/CCU-Infrastruktur in Deutschland“ mit konkreten Maßnahmen und Finanzmitteln zu hinterlegen.\r\n4.4 Absicherung der Strompreiskompensation\r\nDer Haushaltstitel für die Zuschüsse an die stromintensiven Betriebe als Teil der Strompreis-kompensation ist entsprechend der im Koalitionsvertrag verankerten Ziele, insbesondere hin-sichtlich der Ausweitung des Anwendungsbereichs, mit hinreichenden Mitteln für das Jahr 2026 sowie in der mittelfristigen Finanzplanung auszustatten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020774","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Dritten Gesetz zur Änderung des UWG zur praxistauglichen Umsetzung der EmpCo-Richtlinie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a2/d3/641999/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200017.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. 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September 2025\r\nSeite 2 von 5\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 3\r\n2 Anmerkungen zum Gesetzesentwurf .................................................................. 3\r\n2.1 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 1 UWG n. F. (Zu Absatz 2 zu Nummer\r\n1, S. 26) ........................................................................................................... 3\r\n2.2 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 2 UWG n. F. (Zu Nummer 2, S. 26) ... 4\r\n2.3 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 5 UWG n. F. (Zu Nummer 5, S. 28) ... 4\r\n2.4 Gesetzesbegründung zu Nr. 4a des Anhangs zu § 3 Abs. 3 UWG n. F. (Zu\r\nNummer 4a, S. 35) .......................................................................................... 4\r\n2.5 Bürokratische und finanzielle Belastung für Unternehmen:.......................... 5\r\nSeite 3 von 5\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft – BDEW e.V. vertritt die Interessen\r\neiner Vielzahl von Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft. Über 2.000 Unternehmen\r\naller Größen aus den Bereichen Strom, Wärme, Gas, Erneuerbare Energien, Wasserstoff, Elektromobilität\r\nund Energienetze sowie Wasser und Abwasser befassen sich intensiv mit Umweltaussagen.\r\nDie Energiewirtschaft steht im umfassenden Transformationsprozess der Energiewende\r\nund zentrale Begriffe wie „Ökostrom“, „Grünstrom“ oder „klimakompensiert“ sind für\r\ndie Kommunikation von Energieangeboten unverzichtbar.\r\nBei dem Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren\r\nWettbewerb handelt es sich um eine 1:1-Umsetzung der Empowering Consumers-RL\r\n2024/825 (EmpCo-RL). Nach dem Prinzip „one size fits all“ wird dabei nicht auf die spezifischen\r\nBesonderheiten der Branchen und Produkte eingegangen. Das darf jedoch in der nationalen\r\nUmsetzung nicht zu Problemen im Rahmen der sensiblen Kommunikation der Energiewende\r\nführen, konkret\r\n• bei den über Jahre hinweg etablierten Begriffen „Ökostrom“ oder „regionalen\r\nGrünstrom“, die auf Herkunftsnachweisen beruhen\r\n• Firmen- oder Produktnamen, die einen grundsätzlich erklär- und nachweisbaren „Umweltbestandteil“\r\nim Namen aufweisen\r\n• bei der Abgrenzung zwischen Werbung und gesetzlich vorgeschriebenen Berichtsformaten\r\n(z. B. Nachhaltigkeitsberichte nach CSRD künftig in § 289 ff HGB-E) mit Umweltinformationen\r\nInsofern ist unbedingt eine Klarstellung bzw. Spezifizierung in der Gesetzesbegründung erforderlich.\r\n2 Anmerkungen zum Gesetzesentwurf\r\n2.1 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 1 UWG n. F. (Zu Absatz 2 zu Nummer 1, S. 26)\r\nIn der Gesetzesbegründung wird zu § 2 Abs. 2 Nr. 1 UWG ausgeführt, dass die Anforderungen\r\nan den Grad der Spezifizierung der Aussage auf demselben Medium auch von dessen Eigenschaften\r\nabhängen, z. B. dem auf der Produktverpackung zur Verfügung stehenden Platz oder\r\nder für einen Werbespot zur Verfügung stehenden Zeit.\r\nGerade bei Produktbezeichnungen, die eine Umweltaussage enthalten, muss dem umweltbewussten\r\nVerbraucher eine nachhaltige Konsumentscheidung ermöglicht werden, indem er\r\nauch an Produktnamen oder Produktbezeichnungen erkennen kann, dass das Produkt im Gegensatz\r\nzu anderen Produkten weniger schädlich für die Umwelt sein kann. Werden solche\r\nSeite 4 von 5\r\nProduktnamen z. B. in Tarif- oder Vergleichsrechnern verwendet, in Vertragsbestätigungen\r\noder im Kundenservice verwendet, können solche Angaben auf der Produktseite im Internet\r\noder auf einem Produktflyer gemacht werden, aber nicht „auf demselben Medium“, also z.B.\r\nim Kundengespräch oder in der Eingabemaske der Tarif- oder Vergleichsrechner.\r\nInsofern regt der BDEW an, hier eine Klarstellung aufzunehmen, dass bei Produktnamen oder -\r\nbezeichnungen eine Spezifizierung auf der Produktseite der Online-Verkaufsoberfläche bzw.\r\ndem Produktflyer ausreichend ist.\r\n2.2 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 2 UWG n. F. (Zu Nummer 2, S. 26)\r\nNach § 2 Abs. 2 Nr. 2 c) liegt eine „anerkannte hervorragende Umweltleistung“ vor, wenn sie\r\nim Einklang mit Umwelthöchstleistungen nach sonstigem geltenden Unionsrecht steht.\r\nDas Herkunftsnachweisregister des Umweltbundesamts (UBA) basiert auf europäischem Unionsrecht\r\n– genauer gesagt auf den Vorgaben der Richtlinie (EU) 2018/2001 (Erneuerbare-\r\nEnergien-Richtlinie, letztmals geändert durch Richtlinie (EU) 2023/2413, sogenannte RED III).\r\nHerkunftsnachweise (HKN) sind so etwas wie Geburtsurkunden für Ökostrom. Sie beweisen,\r\nwo, wann und wie der Strom erzeugt wurde – und dass er aus erneuerbaren Energien i. S. d.\r\nRichtline stammt. Für das Gelingen der Energiewende ist es essenziell, dass es bei dem etablierten\r\nUmgang mit HKN bleibt. Eine komplette Neuordnung des Marktes und finanzielle Verluste\r\naus der Vorwärtsbeschaffung von HKN gilt es zu verhindern.\r\nDaher sollte klargestellt werden, dass die Entwertung der Grünstrom-HKN durch das verantwortliche\r\nstaatliche Umweltbundesamt als „anerkannte hervorragende Umweltleistung“ gilt\r\nund somit die Begriffe „Ökostrom“ und „regionaler Grünstrom“ auch zukünftig genutzt werden\r\nkönnen.\r\n2.3 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 5 UWG n. F. (Zu Nummer 5, S. 28)\r\nDie Abgrenzung zwischen Werbung und gesetzlich vorgeschriebenen Berichtsformaten (z. B.\r\nNachhaltigkeitsberichte nach CSRD künftig in § 289 ff HGB-E) sollte im Hinblick auf die Rechtsicherheit\r\ndahin präzisiert werden, dass gesetzlich verpflichtende Berichte nicht unter die Werberegelungen\r\ndes UWG fallen – auch dann nicht, wenn sie positive Umweltaussagen enthalten.\r\n2.4 Gesetzesbegründung zu Nr. 4a des Anhangs zu § 3 Abs. 3 UWG n. F. (Zu Nummer 4a,\r\nS. 35)\r\nZu Recht verweist die Gesetzesbegründung darauf, dass auch Marken, Firmennamen oder Firmenlogos\r\numweltbezogene Begriffe enthalten können und entsprechend etabliert sind, wie\r\nz. B. \"Grüngas GmbH“ (inkl. Logo und Corporate Branding). Eine Firma könnte auch den Begriff\r\nSeite 5 von 5\r\nBiogas enthalten, weil das Unternehmen Rohbiogas zu Biogas in Erdgasqualität zur Einspeisung\r\nin ein Erdgasnetz aufbereitet. Die Erklärung und den Nachweis kann das Unternehmen\r\nauf der Webseite erbringen und darauf verlinken bzw. einen QR-Code anbringen. Auf Geschäftsbriefen,\r\nStreuartikeln etc. besteht keine Möglichkeit auszuführen, worauf sich z. B.\r\n„grün“ im Hinblick auf das Geschäftsmodell bei Strom, Gas und Fernwärme bezieht. Es ist auch\r\nunrealistisch, an jeder Stelle einen „Beipackzettel“ dazu zu legen.\r\nDer Wert des Corporate Branding ist sowohl im ideellen als auch im finanziellen Sinn erheblich.\r\nVertrauen und Reputation spielen eine große Rolle und werden sowohl von den Verbrauchern\r\nals auch bei Partnern und Investoren geschätzt. Darüber hinaus verursachen der Wechsel\r\nvon Firmenmarken und ein entsprechendes Rebranding erhebliche Kosten für einen neuen\r\nNamen, Logos, rechtliche Begleitung, Anpassung der Webseiten, Software, Domains, Apps\r\netc., aber auch für Sichtbarkeit in Suchmaschinen, Marketingmaßnahmen zur Steigerung der\r\nBekanntheit etc. Damit verbunden ist die Zunahme von Bürokratie im Hinblick auf interne\r\nrechtliche und organisatorische Konsequenzen z. B. für Gesellschafterbeschlüsse, Satzungsänderungen\r\nund Registereinträge. Auch in zeitlicher Hinsicht erfordert es hier lange Vorlaufzeiten.\r\nFür die Unternehmen ist es nicht zumutbar, dass sie hier ausschließlich auf einen gerichtlichen\r\nWeg verwiesen werden. Der Gesetzgeber sollte deshalb Kriterien aufstellen, die bei einer\r\nGesamtschau betrachtet werden.\r\n2.5 Bürokratische und finanzielle Belastung für Unternehmen:\r\nDie neuen Regelungen werden mit einem großen bürokratischen sowie finanziellen Aufwand\r\nfür Unternehmen einhergehen. Der Referentenentwurf geht davon aus, dass die Nachweisführung\r\nvon Umweltaussagen mit Hilfe eines Umsetzungsplans ca. 1.710 Euro pro Jahr und Produkt\r\nund im Rahmen eines Nachhaltigkeitssiegels ca. 5.000 Euro pro Jahr und Produkt kosten\r\nwird. Dieser bürokratische und finanzielle Mehraufwand, der für jede einzelne Umweltaussage\r\nanfallen wird, wird die Unternehmen zusätzlich weiter belasten.\r\nDaher sollte im Sinne einer praxistauglichen Umsetzung möglichst umfassende Rechtssicherheit\r\ndurch präzise und erläuternde Ausführungen in der Gesetzesbegründung geschaffen werden,\r\num unnötige gerichtliche Auseinandersetzungen und kostenintensive Rebranding-Prozesse\r\nfür Unternehmen zu vermeiden.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020783","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/be/de/642280/Stellungnahme-Gutachten-SG2511210003.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzur Änderung des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes\r\nVersionsnummer: 1.0.\r\nSeite 2 von 5\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Änderungsvorschläge ......................................................................................... 3\r\n3 Zusammenfassung ............................................................................................. 5\r\nSeite 3 von 5\r\n1 Einleitung\r\nWir begrüßen grundsätzlich den Referentenentwurf zur Änderung des Lieferkettensorgfaltspflichten-gesetzes (LkSG). Der Entwurf verfolgt das richtige Ziel, die bestehenden gesetzlichen Vorgaben an die Erfahrungen der ersten Umsetzungsjahre anzupassen und für Unternehmen handhabbarer zu gestal-ten. Aus unserer praktischen Erfahrung heraus möchten wir jedoch darauf hinweisen, dass einzelne vorgeschlagene Regelungen in ihrer jetzigen Fassung erhebliche zusätzliche Belastungen für Unterneh-men nach sich ziehen würden, ohne dass damit ein wesentlicher Beitrag zur Zielerreichung – der Ver-besserung der menschenrechtlichen und umweltbezogenen Sorgfalt in den Lieferketten – verbunden wäre.\r\nAus unserer Sicht sollte in der Stellungnahme inhaltlich auch die beschlossene Stellungnahme des Bun-desrates vom 17. Oktober 2025 aufgenommen werden. Das gilt insbesondere für die vollständige Aus-schöpfung weiterer Entlastungsmöglichkeiten zur Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit, zur Sicherstel-lung der Umsetzung im eingeschränkten Geltungsbereich (Abgleich Art. 2 CSDDD mit § 1 LkSG) und zur Begrenzung auf eine risikobasierte Priorisierung.\r\n2 Änderungsvorschläge\r\nIntervall der Risikoanalyse (§ 5 Abs. 4 LkSG): Die jährliche Durchführung einer Risikoanalyse verur-sacht erheblichen Aufwand, insbesondere wenn Konzerntochtergesellschaften einzubeziehen sind. Da sich Risikoprofile in der Praxis innerhalb eines Jahres kaum ändern, erscheint eine Überprüfung im Ab-stand von zwei bis drei Jahren zielführender.\r\nIntervall der Wirksamkeitskontrollen (§ 6 Abs. 5, § 7 Abs. 4, § 8 Abs. 5 LkSG): Auch die vorgesehenen jährlichen Wirksamkeitskontrollen verursachen unverhältnismäßig hohen Aufwand, während die Er-gebnisse innerhalb eines so kurzen Zeitraums meist unverändert bleiben. Ein Prüfintervall von fünf Jah-ren wäre aus Unternehmenssicht angemessen.\r\nRisikoanalyse im eigenen Geschäftsbereich (§ 5 Abs. 1 LkSG): Für deutsche Standorte, Produktions-stätten und Niederlassungen bestehen bereits sehr strenge gesetzliche Regelungen zum Arbeits- und Umweltschutz. Eine zusätzliche Risikoanalyse im eigenen Geschäftsbereich erscheint daher nicht erfor-derlich. Wir regen an, diese Bereiche von der Pflicht auszunehmen, soweit nationales Recht bereits ein hohes Schutzniveau gewährleistet.\r\nDefinition des Begriffs „Zulieferer“ (§ 2 Abs. 7 LkSG): Die aktuell sehr weite Definition des Begriffs „Zu-lieferer“ führt dazu, dass eine große Zahl an Geschäftspartnern erfasst wird, was die Umsetzung der Sorgfaltspflichten erheblich erschwert. Hier sollte eine gesetzliche Ausnahmeregelung vorgesehen werden.\r\nSeite 4 von 5\r\nDefinition „substantiierte Kenntnis“ (§ 9 Abs. 3 LKSG) klarer darlegen – um für Unternehmen Rechts-sicherheit zu schaffen, wann tatsächlich Kenntnis von menschenrechtlichen Risiken besteht und wel-che Pflichten daraus folgen.\r\nWegfall der Berichtspflicht (§ 10 Abs. 2–4 LkSG): Sehr begrüßen möchten wir die geplante Streichung der Pflicht zur jährlichen Erstellung eines Berichts über die Erfüllung der Sorgfaltspflichten. Dies redu-ziert Bürokratie und Kosten aufgrund des wegefallenden Zeitaufwandes, ohne die Sorgfaltspflichten selbst zu schwächen. Zudem sind Unternehmen verpflichtet, angemessene Due-Diligence-Prozesse im Einklang mit den UN-Leitprinzipien für Wirtschaft und Menschenrechte (UNGP) sowie den OECD-Leit-sätzen für multinationale Unternehmen einzuführen, um die Anforderungen der Minimum Safeguards im Sinne der EU-Taxonomie zu erfüllen. Diese Prozesse unterliegen darüber hinaus der Prüfung im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung.\r\nGrundsatzerklärung nach § 6 LkSG: Unabhängig vom Wegfall der jährlichen Berichtspflicht bleibt nach § 6 weiterhin die Pflicht bestehen, eine Grundsatzerklärung zu veröffentlichen. Diese zusätzliche Be-richtspflicht sollte nach unserer Auffassung ebenfalls adressiert werden sollen, um Klarheit und Entlas-tung für die Praxis zu schaffen.\r\nRolle des BAFA (§ 14 ff.): Wir teilen nicht die Einschätzung, dass sich die Rolle des BAFA im Wesentli-chen nur auf eine beratende Tätigkeit verengt. Nach § 14 Abs. 1 kann das BAFA nach pflichtgemäßem Ermessen weiterhin tätig werden, sodass auch ein präventives Eingreifen möglich wäre. Damit bleibt das BAFA nicht nur beratend, sondern behält auch hoheitliche Befugnisse, die über eine reine Beratung hinausgehen. Wir plädieren dafür, die Rolle des BAFA ganzheitlich auf eine beratende Tätigkeit zu be-schränken.\r\nVerhältnismäßigkeitsschwelle für kleine Unternehmen mit Konzernzugehörigkeit (§ 2 Abs. 6 – 7.) Um kleine und mittelständige Unternehmen, welche einem größeren Konzern angehören vor übermäßi-gem bürokratischem Aufwand zu schützen, schlagen wir vor, eine Wesentlichkeitsschwelle zur Be-trachtung einzuführen. Diese Schwelle sollte sich auf Umsatz (10 Mio. €) Mitarbeiterzahl (49 Mitarbei-ter) und/oder das Einkaufsvolumen der Gesellschaft beziehen (5 Mio. €) und die Anforderungen bezüg-lich Risikomanagement und Präventivmaßnahmen im eigenen Geschäftsbereich und bezüglich derer direkten Zulieferer einschränken. Abhilfemaßnahmen bei Verstößen sind weiterhin umzusetzen.\r\nGrundsätzlich wünschenswert wäre, § 1 dahingehend zu gestalten, dass nicht jede einzelne Gesell-schaft eines Konzerns die Anforderungen eigenständig erfüllen muss, sondern der Konzern als Gesamt-heit die Pflichten erfüllt.\r\nZudem begrüßen wir eine Harmonisierung mit den Vorgaben der europäischen Nachhaltigkeitsbericht-erstattungsrichtlinie (CSRD) sowie den Mindestschutzanforderungen (Minimum Safeguards) der EU-Taxonomie.\r\nSeite 5 von 5\r\n3 Zusammenfassung\r\nInsgesamt unterstützen wir das Ziel des Referentenentwurfs, die Anwendung des Lieferkettensorgfalts-pflichtengesetzes zu vereinfachen und praxistauglicher zu gestalten. Entscheidend ist aus unserer Sicht, dass die Anpassungen tatsächlich zu einer spürbaren Entlastung führen, ohne die inhaltlichen Schutzziele des Gesetzes zu beeinträchtigen. Die vorgeschlagenen Änderungen sollten daher im weite-ren Gesetzgebungsverfahren unter enger Einbindung der betroffenen Unternehmen überprüft und konkretisiert werden, um ein ausgewogenes Verhältnis zwischen wirksamer Sorgfalt und wirtschaftli-cher Umsetzbarkeit sicherzustellen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-11-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020786","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Risikoabsicherungsinstrumenten und Abgabenentlastungen zur Förderung des Wasserstoffhochlaufs","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b3/08/642302/Stellungnahme-Gutachten-SG2511210005.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 29. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nRisikomanagement im Wasserstoff-markthochlauf: Garantieinstrumente für potenzielle Vertragspartner\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 12\r\nInhalt\r\n1 Risikomanagement im Wasserstoffhochlauf ....................................................... 3\r\n1.1 Ökonomische Realität: Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage .... 3\r\n1.2 Aktuelle Herausforderungen hinsichtlich der Risiken .................................... 4\r\n2 Risiken im Wasserstoffmarkt(-hochlauf) ............................................................ 5\r\n3 Priorisierung von Risiken und mögliche Instrumente .......................................... 6\r\n3.1 Zwangsläufig staatlich abzusichernde Risiken................................................ 7\r\n3.1.1 Marktpreisrisiko.............................................................................................. 7\r\n3.1.2 Infrastrukturrisiko ........................................................................................... 8\r\n3.1.3 Ordnungspolitisches Risiko ............................................................................. 9\r\n3.2 Risiken, die marktnah getragen werden können ......................................... 11\r\n4 Fazit ................................................................................................................. 12\r\nSeite 3 von 12\r\n1 Risikomanagement im Wasserstoffhochlauf\r\nDer Markthochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist ein zentraler Baustein der Energiewende und von strategischer Bedeutung für das Erreichen der Klimaziele. Die Energiewende gelingt nur, wenn Strom, Wärme, Mobilität und Industrie enger zusammengedacht werden. Genau hier ent-faltet Wasserstoff sein Potenzial: Als flexibel einsetzbarer Speicher von Energie überbrückt er nicht nur Schwankungen bei Wind- und Sonnenstrom, sondern schafft auch neue Möglichkeiten für eine klimaneutrale Energieversorgung und den Energietransport. Ohne diesen Baustein bleibt die Energiewende fragmentiert; Wasserstoff ist essenziell für die Erreichung der Dekar-bonisierungsziele. Gleichzeitig stellt er alle beteiligten Akteure – in diesem Papier liegt der Fokus auf Produzenten, Midstreamern, Endkunden und dem Staat – vor Herausforderungen beim Ri-sikomanagement, Portfolioaufbau und der Fristentransformation, da sich vor allem langfristige Geschäftsmodelle aktuell nicht selbst tragen und dadurch Investitionsentscheidungen hinaus-gezögert werden. Anders als in etablierten Märkten fehlen belastbare Strukturen, standardi-sierte Produkte und ausreichend abgesicherte Nachfrage. Wasserstoff und seine Derivate sind (noch) keine handelbare Commodity; ein funktionierender Markt mit verlässlichen Preissigna-len muss sich erst entwickeln. Es fehlt weiterhin an regulatorischen und politischen Rahmenbe-dingungen, die eine Marktentwicklung und -gestaltung und somit Investitionen auch vor dem Hintergrund der Importabhängigkeit auf internationaler Ebene ermöglichen.\r\n1.1 Ökonomische Realität: Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage\r\nDas Interesse potenzieller Kunden an Wasserstofflieferungen ist sektorübergreifend sehr groß; die Zahlungsbereitschaft hingegen bleibt in der Regel deutlich zu gering. Das Produkt Wasser-stoff ist im Vergleich zu seinen (fossilen) Konkurrenten teuer und nicht wettbewerbsfähig. Das gilt sowohl für kohlenstoffarmen als auch noch mehr für erneuerbaren Wasserstoff. Die Diffe-renz zwischen den Preisen der Produzenten und der Zahlungsbereitschaft der Abnehmer ist groß – der Markt schafft es derzeit nicht, diese Lücke zu überwinden. An dieser Stelle muss politisch und regulatorisch gegengesteuert werden, wenn ein nationaler und europäischer Was-serstoffhochlauf ermöglicht werden soll. Hierzu hat sich der BDEW unter anderem mit den Leit-sätzen und Kernforderungen für den Wasserstoffhochlauf bereits positioniert. Zusammenfas-send werden folgend die drei wichtigsten Stellschrauben zur Schließung der Lücke zwischen Produzentenpreis und Zahlungsbereitschaft der Nachfrage genannt:\r\n1.\r\nVerringerung der Gestehungs- und Lieferkosten und somit des Produzenten- bzw. End-kundenpreises des Wasserstoffs, z.B. durch flexiblere und praxistauglichere Strombe-zugskriterien (mit Investitionsschutz für bereits getätigte Investitionen), Schaffung von Planungssicherheit bei der Netzentgeltbefreiung und der Strompreiskompensation\r\nSeite 4 von 12\r\nsowie\r\nTechnologieneutralität, besonders vor dem Hintergrund der Ausweitung der re-gulatorisch zulässigen bzw. politisch gewünschten Wasserstoffmengen\r\n2.\r\nSteigerung der Zahlungsbereitschaft der Nachfrageseite, z.B. durch Leitmärkte, CO2-Preise oder Quotenmodelle\r\n3.\r\nDirekte Fördermechanismen, z.B. Klimaschutzverträge/CO2-Differenzverträge oder ge-förderte Beschaffungsmechanismen\r\nDas in diesem Papier diskutierte Risikomanagement trägt nicht ausschließlich, aber vor allem zu Punkt 1 bei, indem Risikoaufschläge bei den Lieferkosten minimiert werden. Diese Maß-nahme allein wird jedoch den Wasserstoffmarkt nicht ermöglichen. Vielmehr ist ein ausgewo-gener Mix erforderlich, der alle drei Stellschrauben adressiert.\r\n1.2 Aktuelle Herausforderungen hinsichtlich der Risiken\r\nDamit Investitionen, sowohl in Anlagen zur Wasserstoffproduktion und -nutzung als auch in die notwendige Infrastruktur, frühzeitig und im notwendigen Umfang erfolgen, bedarf es einer dif-ferenzierten Betrachtung von Risiken entlang der Wertschöpfungskette. Wer welches Risiko und damit die Kosten im Schadensfall trägt, ist aktuell weder marktlich geklärt noch durch den geltenden Rechtsrahmen abschließend adressiert. Während z.B. das technische Produktrisiko plausibel von den beteiligten Industrieunternehmen individuell getragen werden kann, sind an-dere Risiken systemisch, insbesondere langfristige Marktpreisrisiken sowie regulatorische und infrastrukturelle Risiken. Wenn sie bei einzelnen Projekten belassen oder auf (einzelne) Unter-nehmen gewälzt werden, ergeben sich (prohibitiv) hohe Risikoaufschläge infolge der Finanzie-rung des Projektes durch erhöhte Zinssätze und ein Attentismus beim Abschluss von (Liefer-) Verträgen. Dies kommt zu der bereits adressierten Lücke zwischen Zahlungsbereitschaft und Produzentenpreis hinzu. Außerdem bestehen große Unsicherheiten hinsichtlich der Preisent-wicklung, welche zu Nachteilen von First-Mover-Projekten führen. Infolgedessen kommen Pro-duktionsprojekte nicht in die entscheidende FEED-Phase (engl. Front End Engineering Design) und eine finale Investitionsentscheidung (FID) wird nicht getroffen. Politisches Commitment und das Ermöglichen von Wettbewerbsfähigkeit, die Schaffung infrastruktureller Voraussetzun-gen, regulatorische Planungssicherheit und gezielte Maßnahmen zur Risikoabsicherung sind da-her entscheidend für die ersten Phasen des Hochlaufs (Initial- und Aufbauphase).\r\nZur Realisierung erster Projekte in der Aufbauphase (im BDEW-Phasenmodell) müssen bilateral Vereinbarungen, eine Koordination über die Lieferkette und dann auch die Versorgung der End-kunden unter oft ungeklärten Bedingungen stattfinden. Für den Aufbau der Wasserstoffversor-gung und des Marktes ist es für die darauffolgende Markthochlaufphase wichtig, dass Midstrea-mer ihre Rolle wahrnehmen können: Sie bringen ihr etabliertes Know-how in Portfoliobildung, Nachfragebündelung, Fristentransformation und Risikomanagement für die Beschaffung, den\r\nSeite 5 von 12\r\nTransport und die Versorgung von Endverbrauchern ein und bilden die Grundlage für den Auf-bau eines liquiden Wasserstoffmarktes. Sie fungieren als Bindeglied zwischen Produktion, Inf-rastruktur und Endkundenmarkt. Nach der Aufbauphase schaffen Midstreamer durch die Ag-gregation der Nachfrage Zugang zum Markt, bündeln diese und strukturieren passende Portfo-lios. Zusätzlich übernehmen sie durch langfristige Verträge und aktives Risikomanagement viel-fältige Risiken entlang der Lieferkette, die einzelne Marktakteure nicht tragen können oder wol-len.\r\nZugleich gilt es, zwischen sinnvoller Risikoabsicherung und potenziell schädlicher Marktverzer-rung zu unterscheiden. Staatliche Unterstützung sollte dort ansetzen, wo sie zur Überwindung echter Markteintritts- und Marktaufbaubarrieren notwendig ist, und diejenigen Risiken adres-sieren, die aufgrund des sich gerade entwickelnden Marktes (noch) nicht von etablierten Play-ern getragen werden können. Eine kluge Risikoanalyse und -verteilung ist daher Voraussetzung für einen erfolgreichen, marktbasierten und nachhaltigen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft.\r\n2 Risiken im Wasserstoffmarkt(-hochlauf)\r\nDer Aufbau von großskaligen Produktionsanlagen, ersten Lieferketten und die Umstellung von Endkunden auf den Bezug Wasserstoff ist mit vielfältigen Risiken verbunden, die entlang der gesamten Wertschöpfungskette auftreten (können). Diese Risiken unterscheiden sich in ihrer Ausprägung, ihrem zeitlichen Auftreten und ihrer Relevanz für unterschiedliche Akteursgrup-pen. Dabei ist zu betonen: Nicht jedes Risiko erfordert staatliches Eingreifen oder regulatori-sche Absicherung. Insbesondere jedoch in der Initialphase, in der skalierbare Marktmechanis-men noch nicht greifen oder sich erst entwickeln und Investitionsentscheidungen häufig (noch) auf Grundlage bilateraler Vereinbarungen getroffen werden müssen, bestehen zentrale Risiken, die den Markthochlauf erheblich hemmen können. Einige Risiken wirken dabei wechselseitig verstärkend, z.B. wenn Unsicherheiten beim Infrastrukturausbau die Finanzierung in der Nach-frage hemmen oder unklare Regulierungen Produktpreise erhöhen. Diese werden im Folgenden als flankierende Risiken beschrieben.\r\nEine unzureichende Absicherung bestimmter Risiken entlang der Wasserstoffwertschöpfungs-kette stellt ein erhebliches Hemmnis für den erfolgreichen Hochlauf dar. Die aktuell notwendige Dynamik zur Erreichung der energie- und klimapolitischen Ziele erfordert jedoch rasche und umfangreiche Investitionen in Erzeugungskapazitäten, Infrastruktur und Anwendungen. Diese Investitionen bleiben vielfach aus, wenn zentrale Risiken für Unternehmen nicht kalkulierbar oder tragbar sind. Ohne das Adressieren der Preislücke, der Preisunsicherheit und der Langfris-tigkeit sowie geeignete Risikoabsicherungsinstrumente, wie zum Beispiel für Nachfrageentwick-lung oder regulatorische Stabilität, werden viele Projekte nicht umgesetzt oder verzögern sich erheblich. Dies kann zu einem generellen Vertrauensverlust bei Marktakteuren führen und den\r\nSeite 6 von 12\r\nKapitalfluss hemmen. Eine solche Entwicklung hätte langfristige Folgen für die Marktreife des Wasserstoffsystems in Deutschland und Europa und konterkariert das Ziel Deutschlands, globa-ler Leitanbieter und Technologieführer bei Wasserstofftechnologien zu werden. Hinzu kommt, dass ein Markthochlauf mit fehlender Investitionssicherheit die Erreichung der nationalen und europäischen Zielsetzungen gefährdet. Konkret drohen die Verzögerungen bei der Substitution fossiler Energieträger in der Industrie, das Verfehlen von Klimazielen im Energiesystem, ein Rückstand im internationalen Technologiewettbewerb, und ein Abfluss der wirtschaftlichen Wertschöpfung ins Ausland.\r\nDie Relevanz und Absicherungsbedarfe der Risiken sowie der am sinnvollsten abzusichernde Marktakteur variieren in Abhängigkeit vom Entwicklungsstand des hochlaufenden Marktes. Das zentrale Hemmnis für den Markthochlauf von Wasserstoff liegt jedoch im fehlenden Ge-schäftsmodell (entsprechend Kapitel 1.1).\r\n›\r\nAktuelle Phase (Initialphase): In dieser Phase dominieren Einzelprojekte mit maßgeschneiderten bilateralen Verträgen. Risiken sind hoch konzentriert bei einzelnen Akteuren – insbesondere auf der Erzeuger- und Infrastrukturseite. Viele dieser Projekte sind „First-of-a-Kind“-Investitionen mit er-heblichem Innovations- und Koordinationsbedarf. Risiken wie das Marktpreisrisiko, das ordnungspolitische Risiko und das infrastrukturelle Risiko sind hier – vor allem mit Blick auf langfristige Verträge – besonders kritisch und können häufig von den Vertragspart-nern nicht getragen werden.\r\n›\r\nFolgephase (Aufbauphase): Mit zunehmender Standardisierung und Zunahme von Netzanschlüssen entwickeln sich erste Marktmechanismen. Diese Phase ist durch eine zunehmende Systemintegration ge-kennzeichnet: Es entsteht ein physisches Wasserstoffnetzwerk auf Fernleitungs- und Ver-teilnetzebene, das relevante Ankerkunden, Wasserstofferzeuger und Importpunkte mit-einander verbindet. Ein Handel von Wasserstoff und seinen Derivaten entsteht; ein Markt mit ersten verlässlichen Preissignalen entwickelt sich.\r\n3 Priorisierung von Risiken und mögliche Instrumente\r\nEntscheidend ist eine klare Priorisierung derjenigen Risiken, die durch das Fehlen eines liqui-den Marktes nicht oder nur eingeschränkt durch die Unternehmen getragen werden können, und eine darauf abgestimmte Risikoabsicherung. In der aktuellen Marktphase bestehen be-sonders hohe Anforderungen an Verlässlichkeit, Planbarkeit und Koordination durch staatliche und regulatorische Stellen.\r\nSeite 7 von 12\r\n3.1 Zwangsläufig staatlich abzusichernde Risiken\r\nIm Folgenden werden die Risiken dargestellt, die im Wasserstoffhochlauf nicht vom Markt ge-tragen werden können.\r\n3.1.1 Marktpreisrisiko\r\nDas Marktpreisrisiko zeigt sich in mehrfacher Hinsicht: Zum einen besteht eine deutliche Diffe-renz zwischen den Produktionskosten von Wasserstoff und der heutigen Zahlungsbereitschaft im Markt. Zum anderen führt die hohe Preisvolatilität des Wasserstoffes zu erheblicher Unsi-cherheit und erschwert Investitionsentscheidungen. Der Hochlauf des Wasserstoffmarkts er-folgt außerhalb standardisierter Handelsplattformen und ist stattdessen durch bilaterale Ein-zelverträge geprägt. Gleichzeitig konkurriert Wasserstoff preislich mit fossilen Alternativen, de-ren Märkte liquide und deren Kostenstrukturen erheblich günstiger sind. In einem solchen Um-feld stellt die Investition in Wasserstofferzeugungsanlagen ein wirtschaftlich riskantes Vorha-ben dar im Hinblick auf die langfristige Refinanzierung der Anlagen.\r\nHinzu kommt, dass Abnehmer bislang kaum Anreize haben, sich langfristig zu binden, da mit weiter sinkenden Kosten in der Zukunft gerechnet wird. Für die Bankability von Projekten ist jedoch entscheidend, dass Produzenten Verträge über Zeiträume von 15 bis 20 Jahren abschlie-ßen können. Nur dadurch lässt sich eine gesicherte Refinanzierung darstellen, die auch die Ka-pitalkosten reduziert. Solche langfristigen Verträge werden private Abnehmer jedoch kaum mit First-Mover-Projekten eingehen. Wenn Midstreamer die Rolle übernehmen, diese Langfristig-keit für Produzenten herzustellen, benötigen sie ihrerseits staatliche Absicherungen. Ohne eine Absicherung des Marktpreisrisikos bleibt die Bereitschaft zur Errichtung neuer Produktionsan-lagen marktgetrieben aus. Hinzu kommt: Nur wenn die erste höherpreisige Nachfrage realisiert wird, kann die Kostendegression auch realisiert werden. Diese höheren Initialkosten kann je-doch kein potenzieller Nachfrager zahlen, weswegen Attentismus herrscht.\r\nBei der Absicherung des Marktpreisrisikos ist ein technologieoffener Ansatz, bei dem RFNBO-konformer und kohlenstoffarmer Wasserstoff berücksichtigt werden, von zentraler Bedeutung. Auf diese Weise lässt sich das regulatorisch zulässige und politisch gewünschte Angebot erheb-lich vergrößern, was zu einem liquideren Markt, sinkenden Preisen und höherer Kalkulierbarkeit führt. Gleichzeitig stärkt ein breiteres Angebot das Vertrauen potenzieller Abnehmer in die lang-fristige Verfügbarkeit von Wasserstoff.\r\nEin geeignetes Instrument zur Absicherung sind Differenzverträge (Contracts for Difference). CfDs sind ein erprobtes Instrument, um Preise in volatilen Märkten langfristig kalkulierbar zu machen und gleichzeitig den Produzenten langfristige Abnahme zu bieten. Hierbei wird einem Akteur in der Wertschöpfungskette die Möglichkeit geboten, etwa im Rahmen von Auktionen einen Gebotspreis abzugeben. Im Falle des Zuschlags wird das Risiko ungünstiger\r\nSeite 8 von 12\r\nMarktpreisentwicklungen von der Gegenpartei (z.B. dem Staat) getragen. Im Gegenzug verzich-tet der Marktakteur auf die Chance unerwarteter Gewinne, indem er diese an die Gegenpartei abtritt. Für eine bürokratiearme Ausgestaltung von CfDs gilt: Je standardisierter das zugrunde-liegende Produkt, desto kosteneffizienter und wirksamer ist der CfD-Mechanismus. Vor diesem Hintergrund sind CfDs insbesondere für große Commodities wie Energieträger geeignet. Das Beispiel der Klimaschutzverträge/CO2-Differenzverträge zeigt, dass CfDs erheblich komplexer werden, je weiter hinten sie in der Wertschöpfungskette ansetzen, da die zugrundeliegende Produktvielfalt ansteigt. Dem Staat bleibt die Möglichkeit erhalten, durch marktnahe Ausgestal-tung (z. B. Auktionen) Effizienzanreize zu setzen und Förderkosten zu begrenzen.\r\nAuch wenn CfDs ein wirkungsvolles Instrument sein können, um das Marktpreisrisiko zu redu-zieren und Investitionen planbarer zu machen, lösen sie das Problem der fehlenden Nachfrage nicht allein. Selbst bei abgesicherten Preisen fehlt Abnehmern oftmals der Anreiz, langfristige Verträge abzuschließen oder zusätzliche Mengen abzunehmen, solange der Einsatz von Was-serstoff nicht wirtschaftlich attraktiver gestaltet wird. Daher müssen CfDs durch flankierende Maßnahmen ergänzt werden, die gezielt Nachfrage schaffen – etwa durch regulatorische Vor-gaben, Leitmärkte bzw. Quotenmodelle oder gezielte Förderungen in den Anwendungssekto-ren. Nur das Zusammenspiel von Preisabsicherung und Nachfrageanreizen kann den Markt-hochlauf nachhaltig absichern.\r\n3.1.2 Infrastrukturrisiko\r\nVerzögerungen bei der Fertigstellung von notwendigen Infrastrukturen, wie z.B. dem Wasser-stoff-Kernnetz oder Wasserstoffverteilnetzen, aber auch Speichern, Importterminals und Cra-ckern, stellen ein erhebliches Risiko für alle beteiligten Marktakteure entlang der Wertschöp-fungskette dar. Insbesondere die vertraglichen Lieferstrukturen zwischen Produzenten, Trans-porteuren und Abnehmern basieren auf einem klar definierten Zeitplan für die Netzanbindung und den Lieferbeginn. Wird dieser Zeitplan nicht eingehalten, droht die Kündigung bestehender Abnahmeverträge mit gravierenden Folgen für Investitionssicherheit und wirtschaftliche Plan-barkeit.\r\nWasserstoffproduzenten sind auf eine fristgerechte Inbetriebnahme des Netzes und der Infra-strukturen angewiesen, um ihre erzeugten Mengen an Abnehmer zu liefern und damit Einnah-men generieren zu können. Kommt es zu Verzögerungen (z.B. Dauer von Genehmigungsverfah-ren oder andere Verzögerungen höherer Gewalt), entstehen Zwischenphasen, in denen Be-triebskosten – etwa aus bestehenden Stromlieferverträgen – bereits anfallen, ohne dass Erlöse erzielt werden. Die daraus resultierenden Einnahmeausfälle erhöhen den wirtschaftlichen Druck auf die Projektträger erheblich. Zudem müssen finanzielle Verluste häufig über die ver-bleibende Vertragslaufzeit ausgeglichen werden, was zu einer zusätzlichen Verteuerung des\r\nSeite 9 von 12\r\ngelieferten Wasserstoffs führt. Letztlich wird so die Wettbewerbsfähigkeit der gesamten Liefer-kette geschwächt. Auch die Abnehmer stehen ihrerseits in vertraglichen Verpflichtungen ge-genüber ihren eigenen Kunden. Bei Nichterfüllung drohen hier finanzielle Strafen und der Ver-lust von Glaubwürdigkeit gegenüber Kunden, Märkten und Investoren. Ein möglicher Lösungs-weg besteht in der Einführung eines temporären Entschädigungsmechanismus durch den Bund bzw. über staatliche Bürgschaften für alle betroffenen Marktakteure. Ein solcher Me-chanismus könnte betroffene Produzenten und Abnehmer für die Dauer der Verzögerung finan-ziell kompensieren und damit Liquiditätsengpässe abfedern1. Auf diese Weise würden die Risi-ken der Verzögerungen zwischen Netzinfrastruktur und Projekten verringert und die Investiti-onssicherheit entlang der Wertschöpfungskette erhöht.\r\nTemporäre Instrumente, die eine getrennte physikalische und emissionsrechtliche Belieferung erlauben, sodass frühe Projekte ihre produzierten Wasserstoffmengen bis zur Etablierung einer verbundenen, deutschlandweiten Infrastruktur an ihre Abnehmer liefern können, können die Risiken darüber hinaus abfedern. Diese müssen jedoch im Wettbewerbsumfeld betrachtet wer-den und positiv zur Auslastung des Kernnetzes beitragen. Zudem sollte für eine mit öffentlichen Mitteln geförderte Infrastruktur eine transparente Kapazitätszuweisung erfolgen, die einer Use-it-or-lose-it-Klausel und einem Sekundärhandel unterliegen, um eine etwaige Kapazitätshor-tung zu verhindern und eine Beteiligung der Midstream-Branche sicherzustellen.\r\n3.1.3 Ordnungspolitisches Risiko\r\nDer erfolgreiche Hochlauf des Wasserstoffmarkts hängt maßgeblich von einem verlässlichen und konsistenten ordnungspolitischen Rahmen ab. Politische und regulatorische Unsicherhei-ten stellen derzeit eines der gravierendsten Investitionshemmnisse dar – insbesondere, wenn sie in bestehende Geschäftsmodelle eingreifen oder deren langfristige Tragfähigkeit in Frage\r\n1 Der Schwerpunkt dieses Papiers liegt auf den Risiken für Produzenten, Midstreamer und Endkunden. Der Voll-ständigkeit halber muss jedoch darauf hingewiesen werden, dass zudem die Netzbetreiber erheblichen Risiken ausgesetzt sind, die auch im Wasserstoff-Kernnetz durch das AMKG (H2 Amortisationskonto GmbH) nur teilweise abgesichert werden. Während im Kernnetz ein erheblicher Selbstbehalt verbleibt, stehen auch die anderen Infra-strukturbetreiber vor erheblichen Investitionsrisiken. Außerhalb des Kernnetzes existieren bislang keinerlei Me-chanismen zur Risikominderung und für grenzüberschreitende Korridore – die für den Hochlauf essenziell sind – liegt ein entsprechender De-Risking-Ansatz noch in weiter Ferne. Hinzu kommt, dass für Netzbetreiber erhebliche Risiken hinsichtlich der Verzögerung von vor- oder nachgelager-ten Infrastrukturen existieren, die den eigenen Betrieb verhindern und somit zu Liquiditätsengpässen führen kön-nen.\r\nSeite 10 von 12\r\nstellen. Zu den relevanten Risiken zählen unter anderem Änderungen bei der Befreiung von Umlagen, Steuern, Netzentgelten und der Strompreiskompensation für Elektrolyseure, EU-An-forderungen an RFNBO-konformen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff, Unsicherheiten im Be-reich der Zertifizierungs- und Herkunftsnachweissysteme, insbesondere an den Schnittstellen zwischen Strom, Gas, Wasserstoff und Wärme, sowie fehlende oder nur unzureichend etab-lierte Normen und Standards entlang einzelner Wertschöpfungsstufen.\r\nDiese Regelungen sind jedoch nicht nur technische Detailfragen: sie sind Grundlage für wirt-schaftlich tragfähige Geschäftsmodelle und somit ein zentrales Element für Investitionsent-scheidungen. Eine spätere Änderung von Anforderungen, die z. B. zur Aberkennung des Status „RFNBO“ führt, kann direkte Auswirkungen auf Abnahmeverträge, Förderung oder Handelbar-keit haben. Aus Sicht des BDEWs sind folgende Instrumente besonders relevant:\r\n1.\r\nKurzfristig Planungs- und Investitionssicherheit herstellen\r\nEs sind schnellstmöglich klare und verbindliche politische Leitplanken mit angemesse-nen Übergangsfristen zu schaffen. Falls eine zeitnahe Klärung regulatorischer Fragen nicht möglich ist (bis Ende des laufenden Jahres), sollte eine Fristverschiebung für be-troffene Regelungen erfolgen (z. B. bei der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure). Zu-dem sollten Review-Klauseln möglichst vermieden werden, die zentrale Geschäftsgrund-lagen nachträglich in Frage stellen und dadurch Investitionsunsicherheit schaffen. Zwar ist die Anpassung von Regulierung hin zu praxistauglichen Regelungen wichtig (Beispiel Strombezugskriterien für Delegierte Rechtsakte Erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologi-schen Ursprungs und Kohlenstoffarme Brennstoffe), aber sie muss trotzdem so stabil sein, dass sie Geschäftsmodelle nicht in Frage stellt und Investitionen nicht entwertet.\r\n2.\r\nEinführung von Bestandsschutzregelungen (Grandfathering)\r\nDamit finale Investitionsentscheidungen heute ermöglicht werden, müssen Investoren verlässlich mit den heute gültigen Rahmenbedingungen planen können. Das umfasst die Sicherheit, dass jegliche nachträglichen Anpassungen regulatorischer Anforderungen, z.B. bei den EU-Definitionen zu Wasserstoff oder bei Normen zur Produktqualität, einen Bestandsschutz für bestehende Projekte umfassen werden. Dabei sollte stets auf den Zeitpunkt der Investitionsentscheidung abgestellt werden und nicht auf den Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Der Bestandsschutz sollte zudem immer auch eine Opt-in-Möglich-keit beinhalten, damit First-Mover-Projekte nicht benachteiligt werden, falls die künftige Regulierung größere Freiräume lässt. Grundsätzlich dürfen frühe Projekte bei Aufwei-chung keinen signifikanten Nachteil erlangen und die Instrumente dürfen ihre Wirkung nicht verlieren, nämlich den wirtschaftlichen Betrieb der Projekte zu ermöglichen („First-Mover-Disadvantage“).\r\nSeite 11 von 12\r\nDabei ist wichtig zu berücksichtigen, dass gerade im Marktaufbau und -hochlauf eine pragmati-sche und einfache Regulierung Grundvoraussetzung für die Reduzierung von First-Mover-Disa-dvantages ist.\r\n3.2 Risiken, die marktnah getragen werden können\r\nEin funktionierender Wasserstoffmarkt setzt voraus, dass bestimmte wirtschaftliche Risiken marktnah getragen werden. Dazu gehört vor allem das Abnahmerisiko, also die Gefahr fehlen-der oder unzureichender Nachfrage. Dieses Risiko muss mit Entstehen eines liquiden Marktes von den Unternehmen getragen werden, in der frühen Phase ist jedoch politische Flankierung notwendig, um Investitionen zu ermöglichen. Auch das Produktionskostenrisiko, etwa durch schwankende Strompreise oder Betriebskosten, ist grundsätzlich unternehmerisch abzusichern. Ebenso fällt das technische Produktrisiko, also die Einhaltung von Qualitätsstandards und Defi-nitionen für RFNBO-konformen bzw. kohlenstoffarmen Wasserstoff, in den Verantwortungsbe-reich der Produzenten, auch wenn verlässliche internationale Standards hierfür eine Vorausset-zung sind.\r\nIm noch entstehenden Wasserstoffmarkt aber birgt das Ausfallrisiko, etwa durch Insolvenzen, Projektabbrüche oder vertragliche Nichterfüllung, erhebliche wirtschaftliche Gefahren, da lang-fristige und kapitalintensive Verträge höhere Expositionen mit sich bringen. Hinzu kommt, dass Wasserstoffprojekte verschiedene Märkte miteinander verbinden: Von erneuerbarem Strom (und ggf. Gas), über Wasserstoff (ggf. mit CCS) bis hin zu grünen Endprodukten in den ver-schiedensten Sektoren, teilweise über verschiedene (außereuropäische) Länder: Diese komple-xen Wertschöpfungsstufen machen Wasserstoffprojekte aufgrund der vielen und diversen Ak-teure besonders anfällig für Ausfälle entlang der gesamten Kette. Marktnahe Instrumente wie Bonitätsprüfungen, Diversifizierung, Rücktrittsklauseln oder Wartungsstrategien können Risi-ken reduzieren, reichen jedoch insbesondere bei grenzüberschreitenden Großprojekten oder Kunden mit geringer Bonität nicht aus. Hier können ergänzend staatliche Absicherungsinstru-mente wie UFK-Garantien, Exportkreditgarantien, Aval-Kredite oder eine Absicherung durch Etablierung eines „Buyer of Last Resort“ eingesetzt werden. Ohne solche Instrumente droht die Beschränkung auf wenige, besonders bonitätsstarke Kunden, was die Marktbreite einschränkt.\r\nDas Mengenrisiko umfasst sowohl das Wiedereindeckungsrisiko bei Lieferausfällen als auch das Wiederverkaufsrisiko bei nicht abgenommenen Mengen. In einem wenig standardisierten und illiquiden Markt kann dies Geschäftsmodelle gefährden. Neben Ausfallgarantien sind vor allem vertragliche Absicherungen wie Mengenflexibilität, Ersatzlieferoptionen oder Preisgleitklauseln wichtig. Ergänzend könnten regulatorische Sonderregelungen helfen, indem Unternehmen bei unfreiwilligen Abweichungen vorübergehend alternative Qualitäten einsetzen dürfen.\r\nSeite 12 von 12\r\n4 Fazit\r\nGelingt der Wasserstoffhochlauf, gelingt die Energiewende. Dafür müssen jetzt die zentralen Hemmnisse beseitigt werden: Die Preislücke zwischen Produzentenpreis und Zahlungsbereit-schaft muss schnellstmöglich geschlossen werden – technologieoffen und mit wirksamen, wettbewerblich organisierten Instrumenten wie CfDs, flankiert durch Nachfrageanreize.\r\nDabei gilt: Die Absicherung des Marktpreisrisikos bedeutet langfristige Planungssicherheit bei Preisniveau und -volatilität. Investitionen fließen nur, wenn Preisabsicherung und verlässliche 15–20-Jahres-Abnahmen zusammenkommen und Midstreamer ihre Rolle durch in der Aufbau-phase zielgenaue staatliche Rückendeckung wahrnehmen können. In der Initialphase sollte diese Preisabsicherung auch für bilaterale Vertragspartner gelten.\r\nFür die gesamte Wertschöpfungskette muss ordnungspolitische Verlässlichkeit gelten. Sie ist Investitionswährung: Klare Fristen, Bestandsschutz (Grandfathering) und keine nachträgliche Entwertung von Investitionen sichern die Bankability der First-Mover. Zudem muss das Infra-strukturrisiko in der initialen Startphase auf ein Minimum reduziert werden. Wo Verzögerun-gen drohen, braucht es Absicherungen, damit Projekte nicht ins Leere laufen und First-Mover benachteiligt werden.\r\nWenn diese beschriebenen Handlungsempfehlungen adressiert werden, ist die Energiewirt-schaft ihrerseits in der Lage, vielfältige Risiken zu tragen. Dazu zählen neben dem technischen Produktrisiko unter anderem das Produktionskostenrisiko, das Mengenrisiko und das Abnah-merisiko.\r\nDas Ziel ist kein Dauer-Subventionszustand, sondern ein schneller Übergang in einen liquiden, standardisierten und marktbasierten Handel. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 5. November 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nKosten von Wasserstoff durch recht-liche und regulatorische Rahmenbe-dingungen\r\nKostenfaktoren und Minderungspotenziale der Gestehungskosten\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Vorbemerkung ................................................................................................... 3\r\n2 Erfassung aktueller Auswirkungen auf Gestehungskosten .................................. 4\r\n2.1 Aktuelle, konkrete Kostenfaktoren ................................................................ 4\r\n2.2 Aktuelle durch Bürokratie oder ungenutztes Potenzial entstehende Kostenfaktoren ............................................................................................... 5\r\n3 Erfassung zukünftiger Auswirkungen auf Gestehungskosten .............................. 5\r\n4 Fazit .................................................................................................................. 8\r\n5 Anhang ............................................................................................................. 10\r\nSeite 3 von 11\r\n1 Vorbemerkung\r\nIm vorliegenden Papier werden aktuell vorhandene sowie absehbar entstehende Kostenfakto-ren der Wasserstoffgestehung aufgeführt, die aus rechtlichen und regulatorischen Rahmenbe-dingungen resultieren. Das Papier zeigt auf, wie die Rahmenbedingungen die Kostenstruktur beeinflussen und sich im Wasserstoffmarkt und auf die Wettbewerbsfähigkeit von hierzulande erzeugtem Wasserstoff im europäischen und internationalen Vergleich auswirken können.\r\nWasserstoff wird eine Schlüsselrolle in der Dekarbonisierung von Industrie und Energiewirt-schaft spielen – nicht nur als dekarbonisiertes Molekül für Prozesse und Erzeugung, sondern auch mit seiner Systemfunktion, indem Wasserstoff Erneuerbare Energien speicherbar und damit verlässlich nutzbar macht. Derzeit befindet sich der Wasserstoffhochlauf jedoch noch in seiner initialen Phase, das heißt sowohl die notwendige Infrastruktur als auch der Markt selbst mit hinreichendem Angebot und Nachfrage müssen erst noch aufgebaut werden. In dieser ini-tialen Hochlaufphase bedarf der Mengenhochlauf selbst einer Anschubförderung.\r\nDie Förderung durch Haushaltsmittel kann, insbesondere vor dem Hintergrund des notwendi-gen kosteneffizienten Mitteleinsatzes, nur ein Baustein in der Aufbauphase sein. Zu bedenken ist, dass die Erzeugung von Wasserstoff zukünftig durch die Überregulierung mit immensen zusätzlichen Kosten belastet wird. Da der Markthochlauf von Wasserstoff mit einem Förderbe-darf einhergeht, kann aus haushälterischer Sicht ein Abbau der aktuellen sowie absehbaren Kostenfaktoren für die Bundesregierung zielführend sein, um die Zahlungslücke zwischen An-gebot und Nachfrage zu verringern. Die Bundesregierung muss daher Investitionssicherheit im Bereich der Erzeugung schaffen und sich für eine kurzfristige Reduktion der Wasserstoffgeste-hungskosten einsetzen. Dafür müssen die rechtlichen und regulatorischen Restriktionen für kohlenstoffarmen und erneuerbaren Wasserstoff insbesondere in den Delegierten Rechtsak-ten für RFNBO und Low Carbon Fuels abgebaut werden, um die derzeit daraus resultierende künstliche Verteuerung des Wasserstoffs zu beenden und zugleich den Förderbedarf zu redu-zieren. Entscheidend ist dabei ein technologieoffener Ansatz, der sowohl erneuerbaren als auch kohlenstoffarmen Wasserstoff berücksichtigt.\r\nIm Folgenden werden die Kostenfaktoren aufgeteilt nach aktuellen und künftigen bereits ein-zukalkulierenden Änderungen aufgelistet.\r\nSeite 4 von 11\r\n2 Erfassung aktueller Auswirkungen auf Gestehungskosten\r\n2.1 Aktuelle, konkrete Kostenfaktoren\r\n-\r\nStromsteuer:\r\nNach § 9a Abs. 1 Nr. 1 entfällt die Stromsteuer bei der Stromverwendung durch Unter-nehmen des Produzierenden Gewerbes “für die Elektrolyse”, jedoch nicht für sonstige Verbräuche, wie beispielsweise den Betriebsstrom oder Nebenaggregate oder die Kompression für die Netzeinspeisung. Für diese Verbräuche fallen nach § 3 (Steuertarif im Grundsatz) des Stromsteuergesetzes (StromStG) 20,50 €/MWh an. Nach § 9b Abs. 1, 2a fällt bei der Stromverwendung durch Unternehmen des Produzierenden Gewer-bes „für betriebliche Zwecke“, also außerhalb des Elektrolyseprozesses eine Strom-steuer in Höhe von 15,37 €/MWh (0,50 €/MWh für 2024 und 2025) an. Dies entspricht ungefähr 0,12 €/kg Wasserstoff (entsprechend Tabelle 1 im Anhang).\r\n-\r\nBaukostenzuschüsse Strom:\r\nDer Baukostenzuschuss für den Anschluss ans Stromnetz berechnet sich aus dem arith-metischen Mittel des Netzentgelte-Leistungspreises der letzten fünf Jahre und der in-stallierten Leistung. Je nach Standort und Betrieb des Elektrolyseurs können zwischen 0,09 – 0,15 €/kg Wasserstoff anfallen.\r\n-\r\nKWKG- und Offshore-Umlage:\r\nFür die KWKG- und Offshore-Umlage kann in Summe ein Betrag von 1,093 ct/kWh an-fallen. Zwar besteht eine Befreiung nach § 25 EnFG für erneuerbaren Wasserstoff, je-doch besteht eine Unsicherheit darin, wie erneuerbarer Wasserstoff definiert ist und ob diese Befreiung ausschließlich für den Elektrolyse-Stack-Strom oder auch für den Strombedarf der Peripherie gilt. Dies könnte zu einer zusätzlichen Belastung von ca. 0,08 €/kg Wasserstoff (entsprechend Tabelle 1 im Anhang) führen.\r\n-\r\nKonzessionsabgabe:\r\nHandelt es sich bei den Wasserstofferzeugungsanlagen um Sondervertragskunden zah-len diese eine Konzessionsabgabe im öffentlichen Raum von 0,11 ct/kWh (≈ 0,06 €/kg H2 entsprechend Tabelle 1 im Anhang). Eine vollständige Befreiung nach § 2 Abs. 4 KAV ist zwar möglich, wenn bestimmte Befreiungstatbestände vorliegen, jedoch muss in diesem Fall ein Nachweis durch einen Wirtschaftsprüfer erfolgen.\r\nSeite 5 von 11\r\n2.2 Aktuelle durch Bürokratie oder ungenutztes Potenzial entstehende Kostenfaktoren\r\n-\r\nNationales Nutzen-statt-Abregeln (§ 13k EnWG): Durch die meist unattraktive Ausgestaltung der Regelungen für Elektrolyseure bleibt ein Kostensenkungspotenzial durch niedrigere Strompreise ungenutzt. Die Höhe der potenziellen Kostensenkung ist schwierig zu quantifizieren, könnte aber deutlich grö-ßer als 1 €/kg Wasserstoff ausfallen.\r\n-\r\nGenehmigungsverfahren: Vorbereitung von Genehmigungen und Einhaltung von Vorschriften kosten bei Groß-projekten häufig 1 – 3 Mio. €. Die hieraus entstehende Zeitverzögerung von bis zu zwei Jahren kann Zinskosten in Höhe von ca. 5 – 10 % der Investitionsausgaben verursa-chen. Die Vorgaben des vom Kabinett verabschiedeten Wasserstoffbeschleunigungsge-setzes setzen hier richtige Impulse, führen jedoch noch nicht zu einer konkreten allum-fassenden Kostenminderung. Zudem müssen zwingend Erzeugungsanlagen für kohlen-stoffarmen Wasserstoff in das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz mit aufgenommen werden. Dies ermöglicht einen ganzheitlichen Mengenhochlauf und somit die Nutzung der Kostensenkungspotenziale durch Skalierung.\r\n3 Erfassung zukünftiger Auswirkungen auf Gestehungskosten\r\n-\r\nEU-Vorgaben aus DA zu RFNBO-Kriterien – Additionalität und zeitliche Korrelation: Die Additionalität erfordert mittels des delegierten Rechtaktes für RFNBOs ab dem Jahr 2028 Investitionen in neue/zusätzliche EE-Kapazitäten, wodurch de facto mehr Kapital aufgewendet werden muss. Dies kann in einigen Fällen zur Verdopplung der Investiti-onsausgaben pro kg H₂-Ausstoß führen. Ein damit verbundener Effekt ergibt sich aus zusätzlichen Project-on-Project Risiken, insbesondere bei der gleichzeitigen Absiche-rung der Finanzierung von Elektrolyseuren und Erneuerbaren Energien Anlagen. Diese Risiken lassen sich derzeit aufgrund der großen Diskrepanz zwischen PPA- und Spot-marktpreisen marktlich nicht absichern und führen wiederum durch höhere Risikoauf-schläge zu einem zusätzlichen Kostenfaktor.\r\nAußerdem kann durch die Anforderung der zeitlichen Korrelation ab 2030 eine 2 – 5-fach höhere Auslegung von EE-Anlagen oder Elektrolyseuren erforderlich wer-den, um die angestrebte Wasserstoffproduktion in engen Zeitfenstern zu decken. Die zeitliche Korrelation beschreibt, in welchem Zeitintervall die Wasserstoffproduktion gemäß der Strombezugskriterien des DA RFNBO nachweislich mit der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien übereinstimmen muss. Ab 2030 muss dieser Nachweis stündlich anstatt monatlich erfolgen. Dadurch steigen die Anforderungen an die\r\nSeite 6 von 11\r\nBetriebsführung und Flexibilität der Anlagen deutlich. Um die stündliche Korrelation zu gewährleisten, ist eine sehr hohe Überbauung notwendig, d.h., das Verhältnis der Nennleistung des Elektrolyseurs zur Nennleistung der kontrahierten Erneuerbaren Energien ist deutlich größer zwei. Zudem erfordert die stündliche Korrelation eine breite Diversifizierung des PPA-Portfolios über verschiedene erneuerbare Erzeugungs-anlagen. Nur so kann in möglichst vielen Stunden eine Wasserstoffproduktion sicher-gestellt werden, die den Anforderungen des Strombezuges entspricht. Gleichzeitig führt dies aber auch dazu, dass in EE-reichen Stunden projektbezogener Überschuss-strom zu dann meist sehr niedrigen Strompreisen am Spotmarkt verkauft werden muss. Hierdurch – auch in Verbindung zum Additionalitätskriterium – erhöhen sich die Bereitstellungkosten pro kg Wasserstoff stark. Hinzu können weitere Kosten für not-wendige H2-Speicherung kommen. Eine Quantifizierung ist abhängig von einer Vielzahl von Faktoren, u.a. ob und zu welchen Kosten Speicherkapazität im System vorhanden ist, welche Kosten zusätzliche Elektrolysekapazität hervorruft sowie welche Flexibilität auf Seite der Abnehmer besteht. Je nach individueller Projektausgestaltung können die Kriterien die Kosten um etwa 30 – 40% bzw. bis zu 2 – 3 €/kg Wasserstoff erhöhen. Die zukünftigen Verschärfungen der Strombezugskriterien wirken sich bereits jetzt auf die Kosten aus.\r\n-\r\nStrombezugskriterien des Delegierten Rechtsakt Low Carbon Fuels: Auch die im Delegierten Rechtsaktes zu Low Carbon Fuels befindlichen regulatorischen Vorgaben führen zu einem zusätzlichen Kostenfaktor in der Produktion von kohlen-stoffarmen Wasserstoff: An die Begründung der Strombezugskriterien für die RFNBO-konforme Wasserstofferzeugung anlehnend werden auch beim kohlenstoffarmen Wasserstoff die geforderten Grünstromkriterien im Falle einer CO2-freien/armen An-rechnung des verwendeten Stroms zu einem erheblichen Kostenfaktor führen.\r\n-\r\nWegfall der Netzentgeltbefreiung ab 2029 (§ 118 EnWG): Der Wegfall der Netzentgeltbefreiung ab 2029 für Elektrolyseure kann zu einem deutli-chen Kostenfaktor führen. Eine allgemeine Quantifizierung des Kostenfaktors ist je-doch schwierig: Netzentgelte schwanken regional und nach Netzebene sehr stark. Zu-dem entfällt der Großteil des Kostenfaktors auf leistungsbezogene Kosten, die sich bei flexiblen Elektrolyseuren mit geringen Volllaststunden besonders stark auf die Wasser-stoffgestehungskosten in €/kg auswirken. Dies ist ein Fehlanreiz zum Nachteil der fle-xiblen Fahrweise von Elektrolyseuren. In Abhängigkeit der Höhe der Netzentgelte und der Spannungsebene würden der Kosten 2 – 3 €/kg Wasserstoff betragen.\r\nSeite 7 von 11\r\n-\r\nGeplante Baukostenzuschüsse Wasserstoff:\r\nAuch für den Anschluss an das Wasserstoffnetz werden Baukostenzuschüsse geplant. Der daraus resultierende Kostenfaktor kann derzeit aber kaum quantifiziert werden.\r\n-\r\nWegfall Strompreiskompensation (SPK) nach 2030: Der mögliche Wegfall der Strompreiskompensation führt zu einer weiteren regulatori-schen Unsicherheit, unter der Investitionsentscheidungen erheblich erschwert werden. Der Effekt auf die Kosten bei der Wasserstoffproduktion ist stark abhängig von diver-sen Faktoren, unter anderem dem CO2-Preis im ETS, der eingesetzten Strommenge und der Beihilfeintensität. Die Vielzahl an Einflussfaktoren führt zu einer breiten Kos-tenspanne. Der Wegfall der SPK kann bspw. bei der erneuerbaren Wasserstoffproduk-tion zu Kosten in Höhe von 1,6 bis 3,2 €/kg H2 führen.\r\n-\r\nWegfall Befreiung Offshore Netzumlage ab Inbetriebnahme 2030 (§ 25 EnFG):\r\nDer Wegfall der Befreiung der Offshore Netzumlage ist schwer abschätzbar, er könnte je nach Trendentwicklung in etwa 1,5 ct/kWh (≈ 0,75 €/kg H2 entsprechend Tabelle 2 im Anhang) betragen.\r\n-\r\nWegfall Befreiung § 19 StromNEV Aufschlag ab Inbetriebnahme 2030 (§ 25 EnFG):\r\nDer Wegfall der Befreiung von § 19 StromNEV ist ebenfalls schwer abschätzbar, er könnte je nach Trendentwicklung in etwa 0,1 ct/kWh (≈ 0,05 €/kg H2 entsprechend Ta-belle 2 im Anhang) betragen.\r\n-\r\nWegfall Befreiung KWKG-Umlage ab Inbetriebnahme 2030 (§ 25 EnFG):\r\nDer Wegfall der Befreiung von der KWKG-Umlage ist äußerst schwer abschätzbar, er könnte je nach Trendentwicklung in etwa 0,3 ct/kWh (≈ 0,15 €/kg H2 entsprechend Ta-belle 2 im Anhang) betragen.\r\n-\r\nMöglicher Wegfall der freien Zuteilung von ETS-Zertifikaten (EU-EHR, EU-ZuVO, TEHG, EHV 2030):\r\nSeite 8 von 11\r\nWasserstofferzeugungsanlagen können unter bestimmten Bedingungen eine freie Zu-teilung von ETS-Zertifikaten erhalten, auch wenn sie selbst keine direkten Emissionen verursachen. Diese Zertifikate können am Markt für den Gegenwert von etwa 0,5 – 1 €/kg Wasserstoff verkauft werden, in Abhängigkeit vom ETS-Preis. Voraussetzung hierfür ist ein Fortbestand des entsprechenden Benchmarks in der derzeit in Bearbei-tung befindlichen Verordnung.\r\n4 Fazit\r\nDie aktuellen rechtlich und regulatorisch bedingten Kostenfaktoren stellen einen erheblichen Belastungsfaktor für die Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffproduktion dar. Die Kostenstruktur wirkt sich unmittelbar auf die Rentabilität von Wasserstoffprojekten aus. Um die absehbar hö-heren Projekt- und Betriebskosten durch veränderte Rahmenbedingungen (u.a. Netzentgelte, Offshore-Netzumlage, StromNEV-Aufschlag, KWKG-Umlage) auszugleichen, müsste beim Preis für erneuerbaren Wasserstoff über 2 €/kg mehr einkalkuliert werden. Die Produktion von koh-lenstoffarmem Wasserstoff in Deutschland ist bereits heute teilweise mit diesen Kosten belas-tet. Grundsätzlich ist im Rahmen des Markthochlaufes ein technologieoffener Ansatz, bei dem RFNBO-konformer und kohlenstoffarmer Wasserstoff berücksichtigt werden, von zentraler Be-deutung. Auf diese Weise lässt sich das politisch gewünschte Angebot in der wichtigen Initial- und Aufbauphase erheblich vergrößern, was zu einem liquideren Markt, sinkenden Preisen und höherer Kalkulierbarkeit führt. Das langfristige Zielbild einer Wasserstoffversorgung auf Basis von Erneuerbaren Energien bleibt dabei unberührt.\r\nDer Strombezug der Nebenanlagen ist ein erheblicher Kostenfaktor für die Höhe der Geste-hungskosten. Wichtig ist zudem die Strompreiskompensation (SPK) zu nennen, die derzeit bis 2030 gilt, laut Koalitionsvertrag jedoch „dauerhaft“ verlängert werden soll. Grundsätzlich gleicht die SPK die indirekten CO₂-Kosten aus, die stromintensive Unternehmen infolge des EU-Emissionshandels über höhere Strompreise tragen müssen. Ein Wegfall der SPK würde auch die Wasserstoffproduktion betreffen, da diese als beihilfefähiger Teilsektor gemäß An-hang I der Beihilfe für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten gilt.\r\nBei angenommenen Gestehungskosten von rund 10 €/kg für RFNBO-konformen Wasserstoff in Deutschland im Jahr 2030 könnten mehr als 50 % durch regulatorische Vorgaben verursacht werden. Die Strombezugskriterien der Delegierten Rechtsakte sowie der Wegfall der Netzent-geltbefreiung für Elektrolyseure bilden die größten potenziellen Kostenfaktoren. Dennoch sind auch die geringeren Kostenfaktoren, wie diverse Umlagen oder die geplanten Baukostenzu-schüsse in Summe erhebliche zusätzliche Belastungen, die Business Cases verhindern können. Es wird deutlich, dass eine umfassende Entlastung bei Abgaben und Umlagen in der Hochlauf-phase ein zentraler Hebel sein kann. Diese müssen jedoch immer systemisch betrachtet\r\nSeite 9 von 11\r\nwerden, um andere Netznutzer oder Wertschöpfungsstufen nicht übermäßig zu belasten. Ab-bildung 1 veranschaulicht die aktuellen sowie zukünftigen potenziellen Kostenfaktoren, die bei der Risikobewertung von Projekten und ihren Betriebskosten einkalkuliert werden müssen. Zu beachten ist hierbei, dass die hierbei abgebildeten Potenziale zu Kostensenkungen oder dro-henden regulatorischen Kosten im Zusammenhang mit der Erzeugung von Wasserstoff auf-grund ihrer unterschiedlichen Erzeugungsprozesse nicht generell additiv betrachtet werden können.\r\nDie rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen für erneuerbaren sowie kohlenstoff-armen Wasserstoff müssen dringend angepasst werden, um Investitionen nicht zu gefährden und den Hochlauf einer nachhaltigen Wasserstoffwirtschaft erfolgreich zu ermöglichen. Hinzu kommt, dass eine Kostenreduktion durch den Abbau von rechtlich und regulatorisch induzier-ten Kostenfaktoren auch im Falle einer staatlichen Förderung von Projekten zu Beginn des Hochlaufes die notwendige Fördersumme und somit die Belastung des Haushaltes erheblich reduziert.\r\nAbbildung 1: Potenzielle Kostenfaktoren bei der Erzeugung von Wasserstoff\r\nSeite 10 von 11\r\n5 Anhang\r\nTabelle 1: Aktuelle Auswirkungen auf die Gestehungskosten Posten Kostenfaktor (Schätzungen) Umrechnung* in €/kg H2 Bemerkung Aktuelle, konkrete Kostenfaktoren Stromsteuer = 15,37 €/MWh (ab 2026) ≈ 0,12 €/kg H2 Stromsteuer entfällt nicht für sonstige Verbräuche, wie z.B. Balance of Plant (BOP) oder Kompression für die Netz-einspeisung. Baukostenzuschüsse Strom ≈ 0,12 €/kg H2 Beträgt zwischen 0,09 – 0,15 €/kg H2, je nach Standort und Betrieb des Elektrolyseurs. KWKG- und Offshore-Umlage ≈ 1,1 ct/kWh ≈ 0,08 €/kg H2 Unsicherheit, ob die bestehende Be-freiung nur für den Stack-Strom oder auch für Peripherie besteht. Konzessionsabgabe = 0,11 ct/kWh ≈ 0,06 €/kg H2 Nur, wenn Wasserstofferzeugungsan-lagen Sondervertragskunden sind; Be-freiung in bestimmen Fällen möglich. Aktuelle durch Bürokratie oder ungenutztes Potenzial entstehende Kostenfaktoren Nationales Nutzen-statt-Abregeln (§ 13k EnWG)\r\n≈ 1 €/kg H2 Durch unattraktive Ausgestaltung bleibt Potenzial meist ungenutzt. Genehmigungsverfahren + 5 – 10% CAPEX\r\nBei Großprojekten ausgelöst durch Zeitverzögerung.\r\n*Annahme: Strombedarf pro kg H2: 50 kWh (≈66% Systemwirkungsgrad); Anteil BoP am Strombedarf 15% **Strompreise für Nicht-Haushaltskunden ohne erstattungsfähige Steuern und Jahresstromverbrauch zwischen 20.000 – 70.000 MWh (bei 4.000 Volllaststunden eines 5 – 17,5 MW Elektrolyseurs)\r\nSeite 11 von 11\r\nTabelle 2: Zukünftige Auswirkungen auf die Gestehungskosten Posten Kostenfaktor (Schätzungen) Umrechnung* in €/kg H2 Bemerkung Zukünftige Auswirkungen auf die Gestehungskosten Delegierter Rechtsakt RFNBO (Ver-schärfte Strombezugskriterien)\r\n≈ 2 – 3 €/kg H2 Es kann eine 2 – 5-fache höhere Auslegung von EE-Anlagen erforder-lich werden (Additionalität ab 2028 bzw. stündliche Korrelation ab 2030). Delegierter Rechtsakt LCF\r\nSchwer abschätzbar, kann jedoch zu einem erheblichen Kostenfaktor führen. Wegfall Netzentgeltbefreiung ≈ 2 – 3 €/kg H2 (ab 2029) Geplante Baukostenzuschüsse Wasserstoff Schwer abschätzbar, abhängig vom Standort und Betrieb des Elektroly-seurs. Wegfall Strompreiskompensation ≈ 1,6 – 3,2 €/kg H2 Stark abhängig von diversen Fakto-ren (gilt aktuell bis 2030). Wegfall Befreiung Offshore Netzumlage ≈ 1,5 ct/kWh ≈ 0,75 €/kg H2 Je nach Trendentwicklung (ab Inbetriebnahme 2030). Wegfall Befreiung § 19 StromNEV Aufschlag ≈ 0,1 ct/kWh ≈ 0,05 €/kg H2 Je nach Trendentwicklung (ab Inbetriebnahme 2030). Wegfall Befreiung KWKG-Umlage ≈ 0,3 ct/kWh ≈ 0,15 €/kg H2 Je nach Trendentwicklung (ab Inbetriebnahme 2030). Wegfall Freie Zuteilung von ETS-Zertifikaten (EU-EHR, EU-ZuVO, TEHG, EHV 2030) ≈ 0,5 – 1 €/kg H2 Möglicher Kostensenker; abhängig vom ETS-Preis und bei Fortbestand der Benchmarks.\r\n*Annahme: Strombedarf pro kg H2: 50 kWh (≈66% Systemwirkungsgrad); Anteil BoP am Strombedarf 15%"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020791","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cf/84/643014/Stellungnahme-Gutachten-SG2511240006.pdf","pdfPageCount":51,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 5. November 2025\r\nStellungnahme\r\nGesetz zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Was-serstoff (WasserstoffBG) und weitere Regelungen\r\nRegierungsentwurf vom 1. Oktober 2025\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 51\r\nInhalt\r\n1. Zusammenfassung der Kernpositionen ....................................................... 5\r\n2. Artikel 1 – Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WasserstoffBG) ................. 9\r\n§ 1 WasserstoffBG – Erneuerbarer Wasserstoff als Ziel des Gesetzes ............. 9\r\n§ 2 WasserstoffBG – Anwendungsbereich ....................................................... 9\r\n§ 3 WasserstoffBG – Begriffsbestimmungen .................................................. 13\r\n§ 4 WasserstoffBG – Überragendes öffentliches Interesse ............................ 14\r\n§ 5 a (neu)- Ergänzende Regelung erforderlich – Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes schaffen ...................... 18\r\n§ 6 und 7 WasserstoffBG – Beschleunigte Vergabe- und Nachprüfungsverfahren ...................................................................... 19\r\n§ 8 WasserstoffBG – Rechtsbehelfe................................................................ 23\r\n§ 9 WasserstoffBG - Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte und des Bundesverwaltungsgerichts ................................................... 24\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Verordnung über das Genehmigungsverfahren ..................................................................... 24\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung .......................................................... 25\r\n§§ 21, 22 UVPG ............................................................................................... 25\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG ......................................................................................... 25\r\n§ 67a Absatz 1 Satz 1 UVPG ............................................................................ 25\r\n3. Artikel 2 Änderung des Bundesimmissionsschutzgesetzes ........................ 26\r\n§ 16c BImSchG Sondervorschriften für Wasserstoffinfrastruktur .................. 26\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Anlagenverordnung – 4. BImSchV ......... 27\r\nErgänzende Regelung erforderlich: 9., 13. und 44. BImSchV Wasserstoff-Feuerungs-Anlagen adressieren .......................................................... 27\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 51\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Änderung des Raumordnungsgesetzes . 28\r\nGrundsätze der Raumordnung anpassen ....................................................... 28\r\nVerzicht auf Raumverträglichkeitsprüfung anpassen ..................................... 29\r\nPrüfung alternativer Trassenverläufe beschränken ....................................... 30\r\nUnterlagenumfang für Verzichtsanzeige reduzieren ...................................... 30\r\nProjektmanager ermöglichen – § 12a ROG neu ............................................. 30\r\nAusnahmen von der Notwendigkeit einer Raumverträglichkeitsprüfung schaffen ............................................................................................... 31\r\nNutzungsmöglichkeit bestehender Standorte erweitern - § 13 ROG ............. 32\r\nErgänzende Regelungen erforderlich: Änderung des Baugesetzbuches ........ 32\r\nAußenbereichsprivilegierung im Bauplanungsrecht schaffen ........................ 32\r\n4. Artikel 3 – Änderung der Verwaltungsgerichtsordnung ............................. 33\r\n5. Artikel 5 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes ............................... 34\r\n§ 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG – überragendes öffentliches Interesse für das Kernnetz anpassen .............................................................................. 34\r\n§ 35h EnWG – Anzeigepflicht statt Genehmigungspflicht bei der Umwidmung von Gasspeichern ist zu begrüßen ...................................................... 35\r\n§ 43 Abs. 2 Satz 1 Nr. 7 EnWG „Energiekopplungsanlagen“ anpassen .......... 35\r\n§ 43a EnWG – Anhörungsverfahren und Erörterungstermin ......................... 35\r\n§ 43 a neuer Absatz – Regelung zur Vollständigkeitsprüfung ergänzen. ....... 36\r\n§ 43a neuer Absatz - Ausschluss von Einwendungen ..................................... 37\r\n§ 43a neuer Absatz EnWG – Gleiche Einwendungs- und Stellungnahmefrist 37\r\n§ 43e Absatz 4 EnWG – Zuständigkeit des BVerwG implementieren ............ 37\r\n§ 43l EnWG – Ergänzung für Erdgasnetz und Derivate erforderlich .............. 38\r\n§ 43l neuer Absatz – Vorrang für Wasserstoffleitungen ergänzen ................ 39\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Umstellung von LNG-Anbindungsleitungen auf Wasserstoff erleichtern ............................. 40\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 51\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Raumordnerische Festlegungen in der AWZ auf Wasserstoffleitungen erstrecken ......................................... 40\r\n§ 43p EnWG (neu): Schnelle Reparatur von Gasleitungen ermöglichen ........ 41\r\n6. Artikel 7 Änderungen des Wasserhaushaltsgesetzes ................................. 41\r\n§ 11c WHG – Verfahren bei Wasserstoffinfrastrukturvorhaben .................... 41\r\n§ 11 c Absatz. 1 Nr. 2 WHG ............................................................................. 42\r\n§ 11c Absatz 2 WHG – Verfahrensbeschleunigung und Fristen ..................... 42\r\nWasserrechtliche Verfahren insgesamt beschleunigen ................................. 43\r\n§ 70 Abs. 1 Satz 3WHG – Präzisierung der Fristenregelung wünschenswert . 43\r\n§ 70 Abs. 4 WHG - Öffentliche Bekanntgabe .................................................. 44\r\n7. Artikel 8 – Änderung des Bundesfernstraßengesetzes .............................. 44\r\n§ 9 Absatz 2d Bundesfernstraßengesetz auf Wasserstoffleitungsvorhaben erweitern ............................................................................................. 44\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 51\r\n1. Zusammenfassung der Kernpositionen\r\nDer BDEW begrüßt den „Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoff-hochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“. Das Ziel des Gesetzes, eine beschleunigte Zulassung von Wasserstoffinfrastrukturen zu erreichen, ist dringend mit den gebotenen Maßnahmen zu unterlegen, um den Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur auch umsetzen zu können. Entscheidend ist, dass der Gesetzgeber das Momentum nutzt, um einen breiten Anwendungsrahmen in der aktuellen initialen Phase des Wasserstoffhochlaufs zu schaffen, der die Grundlage für den beschleunigten Aufbau der Wertschöpfungsinfrastruktur darstellt. Andernfalls drohen mit dem Gesetz verfolgte Beschleunigungswirkungen in ihrer Wirkung beschränkt zu bleiben, indem Teilelemente von Infrastrukturprojekten nicht umfasst und weiterhin mit planungs- und genehmigungsrechtlichen Hemmnissen konfrontiert sind.\r\nDer BDEW plädiert deshalb in einigen Bereichen für ein ambitionierteres Vorgehen als im Re-gierungsentwurf vorgesehen, um in der Praxis spürbare Beschleunigungen und Verfahrenser-leichterungen zu gewährleisten. Der Regierungsentwurf hat einige gute Regelungen des Refe-rentenentwurfs nicht übernommen, was der BDEW bedauert und im Folgenden kennzeichnet.\r\nNeben den mit dem Gesetz verfolgten wichtigen und notwendigen Beschleunigungen ist auf die Notwendigkeit hinzuweisen, mit weiteren politischen Signalen die aktuell fehlende Wett-bewerbsfähigkeit von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff herzustellen. Dazu gehören die signifikante Reduktion der Wasserstoffgestehungskosten, ein ermöglichender Rechts- und Regulierungs- sowie Finanzierungsrahmen für Infrastruktur außerhalb des Was-serstoff-Kernnetzes und die Schaffung eines Pull-Effekts auf der Nachfrageseite durch einen kohärenten Förderrahmen und Absicherungsinstrumente.\r\n›\r\nAnwendungsbereich erweitern\r\nZur Zielerreichung des Gesetzes ist insbesondere der Anwendungsbereich zu erweitern. Dies gilt vor allem für die Berücksichtigung von kohlenstoffarmem Wasserstoff.\r\nKohlenstoffarmer Wasserstoff ist unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und die Transformation des Industriestandortes Europa. Daher sollten Anlagen zur Erzeugung des kohlenstoffarmen Wasserstoffs in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufgenommen wer-den, sofern sie den Bestimmungen der Delegierten Verordnung (EU) der Kommission zur Fest-legung einer Methode zur Bewertung der Einsparungen bei Treibhausgasemissionen durch kohlenstoffarme Kraftstoffe vom 08.07.2025 oder der jeweils geltenden Fassung entsprechen.\r\nAußerdem ist der Anwendungsbereich zu erweitern auf:\r\n•\r\nden Import weiterer Derivate\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 51\r\n•\r\nWasserstoffkraftwerke und Wasserstoff-KWK-Anlagen\r\n•\r\nAnlagen, die zur Verwertung von Reststoffen bei der Wasserstofferzeugung und Was-serstoffspeicherung dienen\r\n•\r\nAnlagen zur Erzeugung (inkl. Aufbereitung) von Wasserstoff und Wasserstoffgemi-schen abseits der Wasserstoffelektrolyse\r\nHier sollte im parlamentarischen Verfahren dringend nachgebessert werden, um die beabsich-tigte Wirkung des Gesetzes in der für den Hochlauf des Wasserstoffmarktes notwendigen Breite zu ermöglichen. Andernfalls droht das Gesetz hinter seinen Zielen zurückzubleiben.\r\n›\r\nBauplanungsrechtliche Privilegierung von Wasserstoffanlagen\r\nUm eine echte Beschleunigungswirkung zu erreichen, muss zudem eine Änderung des Baupla-nungsrechts in den §§ 35, 249a BauGB vorgenommen werden. Durch eine planungsrechtliche Privilegierung von Wasserstoffvorhaben im Außenbereich wären langwierige Bauleitplanver-fahren nicht mehr erforderlich. Die derzeitige „angehängte“ Privilegierung im Bereich der Wind- oder Solarenergie mit den tatbestandlichen Voraussetzungen des § 249a BauGB ist da-für unzureichend. Es sollte zudem klargestellt werden, dass Elektrolyseure unterhalb von 50 t/d (siehe IED) auch in Gewerbegebieten zulässig sein können. Schließlich sollte eine Abwei-chungsmöglichkeit vorgesehen werden, damit Elektrolyseure in Industriegebieten zulässig sind, welche bislang für eine fossile Kraftwerksnutzung vorgesehen waren, um eine zeitauf-wendige Änderung des Bebauungsplans zu vermeiden.\r\n›\r\nÜberragendes öffentliches Interesse für das Kernnetz anpassen\r\nDas überragende öffentliche Interesse für das Kernnetz wird dahingehend eingeschränkt, dass die Projekte bis 2030 in Betrieb genommen werden müssen. Diese Regelung ist aus planungs-rechtlicher Sicht problematisch und sollte gestrichen werden.\r\n›\r\nSchnelle Reparatur von Gasleitungen ermöglichen\r\nEs bedarf für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine un-verzügliche Reparatur auch tatsächlich durchführen zu können. Die Einhaltung der europa-rechtlich vorgegebenen kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigun-gen, insbesondere naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein.\r\n›\r\nMateriell-rechtliche Erleichterungen schaffen\r\nDer Gesetzentwurf beschränkt sich im Wesentlichen auf verfahrensrechtliche Regelungen. Materiellrechtliche Erleichterungen, die helfen könnten, die Verfahren zu beschleunigen, ent-hält der Entwurf leider nicht. Der Entwurf sollte dringend auch um materielle Regelungen er-gänzt werden. Hierzu gehören beispielsweise konkretere Ausnahmeregelungen für\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 51\r\nErsatzgeldzahlungen zu Ausgleich und Ersatz für naturschutzfachliche Eingriffe (siehe BDEW-Vorschlag auf Seite 17). Andernfalls kann es zur Verhinderung von Vorhaben kommen, wenn die Beschaffung der geforderten Ersatz- und Ausgleichsflächen in der Praxis nicht umsetzbar ist, da diese nicht zur Verfügung stehen.\r\n›\r\nKlarstellende Regelung zum Vergaberecht aufnehmen\r\nAus Sicht des BDEW ist eine eindeutige gesetzliche Regelung im WasserstoffBG erforderlich, die klarstellt, dass das EU-Vergaberecht, der vierte Teil des GWB sowie die entsprechenden Vergabeverordnungen auf Beschaffungsvorgänge im Zusammenhang mit der Wasserstoffinf-rastruktur im Sinne des § 2 des Gesetzes – insbesondere dem Kernnetz – keine Anwendung finden.\r\n›\r\nBedeutung der öffentlichen Wasserversorgung ganzheitlich gewährleisten\r\nDer Gesetzentwurf muss der besonderen Bedeutung der öffentlichen Wasserversorgung Rech-nung tragen. Zwingend zu beachten ist, dass die öffentliche Wasserversorgung eine Aufgabe der Daseinsvorsorge ist und im überragenden öffentlichen Interesse liegt. Das überragende öffentliche Interesse der öffentlichen Wasserversorgung hat Verfassungsrang, während die Wasserstoffinfrastruktur einfachgesetzlich im überragenden öffentlichen Interesse liegt. Da-mit genießt die Öffentliche Wasserversorgung schon normhierarchisch einen Vorrang und kann als im überragenden öffentlichen Interesse liegend im Sinne des besonders herausgeho-benen Belangs des Wohls der Allgemeinheit auf Verfassungsebene eingeordnet werden. Der besondere Schutz der öffentlichen Wasserversorgung muss das überragende öffentliche Inte-resse am Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur überwiegen. Daher ist es richtig, wenn auf ge-setzlicher Ebene geregelt wird, dass die Belange der öffentlichen Wasserversorgung vom über-ragenden öffentlichen Interesse am Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft unberührt bleiben. Der BDEW setzt sich allerdings für eine klare und für die Vollzugsbehörden handhabbare Rege-lung ein, die die Interessen der Wasserversorgung eindeutig benennt, in im Übrigen unproble-matischen Fällen aber im Gegenzug keinen Raum für unnötige Diskussionen über die Ausle-gung eröffnet.\r\nIn der Folge der infrastrukturellen Umsetzung von Wasserstoffprojekten ist zudem zu berück-sichtigen, dass Wasser für Wasserstoffprojekte aus unterschiedlichen Bezugsquellen kommen wird. Daher sollten nicht nur Wasserleitungen für Wasserstoffprojekte privilegiert werden, sondern es sollte generell der Ausbau von Verbund- und Fernwasserleitungen in einem be-schleunigten Verfahren zugelassen werden.\r\n›\r\nPersonelle und technische Ausstattung der Behörden gewährleisten\r\nWesentlich ist auch, dass eine echte Verfahrensbeschleunigung nur dann zu erreichen ist, wenn die Behörden vor Ort technisch und personell gut ausgestattet sind. Sonst drohen\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 51\r\nbeispielsweise auch Bemühungen um eine Digitalisierung der Verfahren zu scheitern. Mit der Verschlankung der rechtlichen Regelungen sollte zwingend auch ein Aufbau der Ressourcen bei den Genehmigungs- und Fachbehörden verbunden sein.\r\nZudem merkt der BDEW an, im gesamten Gesetzesentwurf, inkl. der Einleitung (Ziffer A. Prob-lem und Ziel), die Begrifflichkeiten der europäischen Vorgaben zu verwenden und entspre-chend die Nennung von „klimaneutral produziertem Wasserstoff“ oder „klimaneutralem Was-serstoff“ durch die Begrifflichkeit erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (engl. Re-newable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO)) oder erneuerbaren Wasserstoff zu ersetzen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 51\r\nIm Folgenden unterbreitet der BDEW zudem zahlreiche Anmerkungen und Verbesserungsvor-schläge zu dem Gesetzentwurf.\r\n2. Artikel 1 – Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WasserstoffBG)\r\n§ 1 WasserstoffBG – Erneuerbarer Wasserstoff als Ziel des Gesetzes\r\nAusweislich des § 1 Satz 3 WasserstoffBG ist es das Ziel, die Versorgung mit Wasserstoff si-cherzustellen. Das Gesetz soll „insbesondere zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele einen zentralen Beitrag zum Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft leisten“. Dieses Ziel zur Errei-chung der Klimaschutzziele unterstützt der BDEW ausdrücklich.\r\n§ 2 WasserstoffBG – Anwendungsbereich\r\nDer BDEW begrüßt, dass das WasserstoffBG in § 2 Absatz 1 Satz 1 auch „Anlagen und Leitun-gen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen“ sowie neben der Errichtung auch den Betrieb und die Änderung hinsichtlich der sodann aufgeführten Anlagen umfasst. Auf diesem Weg wird nicht bloß die Genehmigung der in den Nummern 1 bis 12 genannten Anlagen beschleunigt, sondern zugleich auch alles Erforderliche für die Inbetriebnahme sowie den Netzanschluss. Zudem wird die Rechtssicherheit im Planungs- und Genehmigungsverfah-ren durch den erweiterten Anwendungsbereich des WasserstoffBG erhöht. Nichtsdestotrotz sollte der Anwendungsbereich des Gesetzentwurfs im Sinne des Gesamtsystems erweitert werden:\r\n›\r\nErweiterung Anwendungsbereich Elektrolyseure – Einbeziehung Wasseraufbereitung er-forderlich\r\nDer BDEW begrüßt, dass neben den Elektrolyseuren an Land nun alle Elektrolyseure auf See mit inbegriffen sind. Die Offshore-Elektrolyse auf See bietet große heimische Produktionspo-tenziale für die Wasserstofferzeugung auf Basis von Offshore-Wind sowie große Innovations-potenziale. Allerdings sollten Anlagen zur Aufbereitung von Meerwasser für die Nutzung in Elektrolyseuren auch rechtssicher vom Anwendungsbereich mit abgedeckt sein. Dafür sollten sie klarstellend als Nebenanlagen nach § 2 Abs. 1 S. 1 i. V. m. § 3 Nr. 9 WasserstoffBG genannt werden\r\n›\r\nErgänzung des Anwendungsbereichs - Gasversorgungsleitungen, die auf Wasserstoff um-gestellt werden in § 2 Absatz 1 Nr. 11 aufnehmen\r\nEs bedarf einer Vielzahl an Umstellungen von Leitungen von Erdgas auf Wasserstoff sowie zum Teil erdgasverstärkende Leitungsbaumaßnahmen für die Umstellung von Erdgas auf\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 51\r\nWasserstoff , um die Gasversorgungssicherheit weiterhin gewährleisten zu können. Die erd-gasverstärkenden Maßnahmen müssen folglich zwingend vor der finalen Umstellung von Erd-gas auf Wasserstoff umgesetzt worden sein und es besteht insofern ein gleichrangiges Inte-resse an der Umsetzung dieser Maßnahmen wie an den Wasserstoffleitungen selbst. Dement-sprechend sollte § 2 Absatz 1 Nr. 11 wie folgt ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 2 ist abzuändern: Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung der nachstehenden Anlagen und Leitungen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen: (…)\r\nNr. 11 Wasserstoffleitung; Gasversorgungsleitung, die auf Wasserstoff umgestellt wird; die für die Umstellung erforderliche netzverstärkende Gasversorgungsleitung, GDRM-Anlage und Verdichterstation;\r\n›\r\nInbezugnahme der Nr. 12 in § 2 Absatz 1 Nr. 14\r\n§ 2 Absatz 1 Nr. 14 stellt „Stromleitungen, die eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus er-neuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den Nummern 1 bis 10 zum Zweck der direkten Versorgung verbinden“ unter den Anwendungsbereich des WasserstoffBG. Auch die nach Nr. 12 unter das WasserstoffBG fallenden „Verdichter, die für den Betrieb von Anla-gen oder Leitungen nach den Nummern 1 bis 11 oder zur Befüllung von Wasserstofftrailern erforderlich sind“ bedürfen einer gesicherten Stromversorgung, weshalb diese ebenfalls in Nr. 14 in Bezug genommen werden sollten. § 2 Absatz 1 Nr. 14 WasserstoffBG sollte folglich wie folgt lauten:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 2 ist abzuändern: Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung der nachstehenden Anlagen und Leitungen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen: (…)\r\nNr. 14 Stromleitung, die eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den Nummern 1 bis 11 zum Zweck der direkten Versorgung verbindet,\r\n›\r\nTrailerabfüllung von Wasserstoff einbezogen\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 51\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Trailerabfüllung von Wasserstoff mit in den Regierungsentwurf aufgenommen wurde.\r\n›\r\nAnwendungsbereich für den Import weiterer Derivate öffnen\r\nDer Anwendungsbereich ist abschließend auf den Import von H2, LOHC, Methanol und Ammo-niak beschränkt. Es gibt allerdings noch weitere Möglichkeiten für den Import von Wasser-stoff. Hierzu gehört eine Vielzahl weiterer synthetischer Kraftstoffe (wie insbesondere synthe-tisches Kerosin oder synthetisches Methan). Mehr Offenheit im Anwendungsbereich für die möglicherweise zu importierenden (auch potenzielle) erneuerbaren Wasserstoffderivate ist aus Sicht des BDEW erforderlich.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 2 ist abzuändern: Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung der nachstehenden Anlagen und Leitungen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen: (…)\r\nNr. 10 Anlage zur Erzeugung und zum Import von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs,\r\nEs bedarf weiterhin einer Klarstellung, zumindest in der Gesetzesbegründung, dass unter „An-lagen zum Import von Wasserstoff bzw. Ammoniak“ auch die im Umfeld benötigten Gleisanla-gen, Straßeninfrastruktur, etc. erfasst sind.\r\n›\r\nErweiterung des Anwendungsbereichs auf Anlagen zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff erforderlich\r\nKohlenstoffarmer Wasserstoff ist unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und die Transformation des Wirtschaftsstandortes Europa. Daher sollten Anlagen zur Erzeugung des kohlenstoffarmen Wasserstoffs inklusive dessen Importe in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufgenommen werden, sofern sie den Bestimmungen der Delegierten Verordnung (EU) der Kommission zur Festlegung einer Methode zur Bewertung der Einsparungen bei Treibhausgasemissionen durch kohlenstoffarme Kraftstoffe vom 8. Juli 2025 oder der jeweils geltenden Fassung entsprechen. In dem Zuge sollte zudem die Definition für Anlagen zur Er-zeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff in § 3 Begriffsbestimmungen aufgenommen wer-den. Ebenso sollten Folgeänderungen in § 10 WasserstoffBG und Artikel 4 zur Verwaltungsge-richtsordnung nachgezogen werden.\r\nFormulierungsvorschläge:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 51\r\n§ 2 ist zu ergänzen und abzuändern: Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung der nachstehenden Anlagen und Leitungen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen: (…)\r\nNr. XY Anlagen zur Erzeugung und zum Import von kohlenstoffarmem Wasserstoff,\r\nNr. 12 Verdichter, der für den Betrieb von Anlagen oder Leitungen nach den Nummern 1 bis 11 und XY erforderlich sind,\r\nNr. 13 Dampf- oder Wasserleitungen, die für den Betrieb von Anlagen nach den Nummern 1 bis 10 und XY erforderlich sind,\r\nNr. 14 Stromleitungen, die eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den Nummern 1 bis 10 und XY zum Zweck der direkten Versorgung verbinden und\r\n§ 3 ist zu ergänzen: Im Sinne dieses Gesetzes ist: (…)\r\nNr. 13. „Anlage zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff“ eine Anlage, die entspre-chend des EU-Pakets zur Dekarbonisierung von Wasserstoff und Gas, bestehend aus der Richtlinie (EU) 2024/1788 und der Verordnung (EU) 2024/1789 sowie den darauf basieren-den delegierten Rechtsakten kohlenstoffarmen Wasserstoff herstellt.\r\nDer BDEW begrüßt, dass neben den Elektrolyseuren nun auch Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff aus biogenen Reststoffen mit inbegriffen sind. Folgende weitere Anlagen sollten neben den Anlagen zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff zusätzlich aufgenom-men werden:\r\n›\r\nErweiterung des Anwendungsbereichs auf folgende weitere Anlagen\r\n•\r\nAnlagen, die zur Verwertung von nicht biogenen Reststoffen bei der Wasserstoffer-zeugung und Wasserstoffspeicherung dienen, um einen möglichst abfallfreien und effi-zienten Prozess darzustellen.\r\n•\r\nAndere Erzeugungsarten, d. h. Verfahren und Anlagen zur Erzeugung (inkl. Aufberei-tung) von Wasserstoff und Wasserstoffgemischen mit anwendungsbezogener Nut-zungsqualität. Hierbei werden Wasserstofferzeugungsarten abseits der Wasserelektro-lyse betrachtet. Dazu gehört Wasserstofferzeugung aus den Primärenergien Strahlung und Brennstoff/Substrat sowie der Sekundärenergie Wärme oder als Nebenprodukt aus anderen Prozessen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 51\r\n•\r\nUnter „Wasserstoffanlagen“ sollten zudem nicht nur Elektrolyseure, sondern auch wei-tere wasserstoffrelevante Technologien, insbesondere Autotherme Reformer (ATR) und Ammoniak-Cracker ausdrücklich erfasst werden, um die Vielfalt der technischen Lösungen und zukünftigen Entwicklungen angemessen zu berücksichtigen. Auch Tech-niken wie Pyrolyse und Methanisierung sollten vom Gesetz mit abgedeckt sein, um umfassende Wertschöpfungsketten abzubilden.\r\n•\r\nEbenfalls sollte die Verknüpfung aller relevanten Infrastrukturen (Gas, Strom, Engpass-steuerung, Echtzeitdatenerfassung) abgebildet werden. Dies gilt gerade auch für Infra-strukturen zur Fernsteuerung und Fernwartung der Anlagen.\r\n›\r\nErweiterung des Anwendungsbereichs auf Wasserstoffkraftwerke und Wasserstoff-KWK-Anlagen\r\nDer Katalog in § 2 Absatz 1 WasserstoffBG enthält bislang keine Wasserstoff-Kraftwerke bzw. neue Wasserstoff-ready GuD oder KWK-Anlagen. Eine entsprechende Beschleunigung ist ge-sondert, entweder im WasserstoffBG selbst oder in anderen gesetzlichen Vorschriften, zu re-geln.\r\n›\r\nAnlagen zur Wasserversorgung und Entsorgung\r\nZuletzt sollte der Anwendungsbereich noch auf Anlagen ausgeweitet werden, die für die Was-serversorgung und Entsorgung der unter § 2 Absatz 1 umfassten Anlagen erforderlich ist. Anla-gen zur Wasserversorgung und Abwasserentsorgung sind funktional notwendig für den siche-ren und störungsfreien Betrieb von Wasserstofferzeugungs-, Speicher- und Verteilanlagen. Sie gewährleisten die Einhaltung umweltrechtlicher Vorgaben sowie technischer Standards, ins-besondere bei elektrolysebasierten Erzeugungsanlagen. Eine Einbeziehung in den Anwen-dungsbereich des Gesetzes ermöglicht eine durchgängige Verfahrensbeschleunigung und Pla-nungs- sowie Genehmigungssicherheit entlang der gesamten wasserstoffbezogenen Infra-struktur.\r\n§ 3 WasserstoffBG – Begriffsbestimmungen\r\n›\r\nÄnderung der Begriffsbestimmungen der Anlage zum Import von flüssigen organischen Wasserstoffträgern\r\nBei der Nutzung von flüssigen organischen Wasserstoffträgern handelt es sich um eine Tech-nologie zur Speicherung und zum Transport von Wasserstoff, bei der Wasserstoff chemisch an eine organische Flüssigkeit gebunden wird. Diese beladene Flüssigkeit kann gelagert und transportiert werden, und der Wasserstoff kann bei Bedarf wieder freigesetzt werden. Die entladene Trägerflüssigkeit muss zum Ort der Beladung zurückgeführt werden, um erneut mit\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 51\r\nWasserstoff beladen zu werden. Dementsprechend sind die Anlagen zum Rücktransport der Trägerflüssigkeit in die Begriffsbestimmung einzubeziehen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 3 ist abzuändern: Im Sinne dieses Gesetzes ist: (…)\r\nNr. 2. „„Anlage zum Import von flüssigen organischen Wasserstoffträgern“ eine Anlage zur Ein-fuhr von flüssigen organischen Wasserstoffträgern und zur damit im Zusammenhang stehen-den Entladung oder Lagerung oder Ausfuhr,\r\n›\r\nErweiterung der Begriffsbestimmungen auf Anlagen zur Erzeugung von kohlenstoffar-mem Wasserstoff erforderlich\r\nEntsprechend der oben aufgeführten Begründung sollten Anlagen zur Erzeugung von kohlen-stoffarmem Wasserstoff in die Begriffsbestimmungen aufgenommen werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 3 ist zu ergänzen: Im Sinne dieses Gesetzes ist: (…)\r\nNr. 13. „Anlagen zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff“ eine Anlage, die ent-sprechend dem EU-Paket zur Dekarbonisierung von Wasserstoff und Gas, bestehend aus der Richtlinie (EU) 2024/1788 und der Verordnung (EU) 2024/1789 sowie den darauf basieren-den delegierten Rechtsakten kohlenstoffarmen Wasserstoff herstellt.\r\n§ 4 WasserstoffBG – Überragendes öffentliches Interesse\r\nDer BDEW begrüßt die Regelung zum überragenden öffentlichen Interesse. Positiv ist, dass von dieser Regel alle Anlagen entsprechend des Anwendungsbereichs des Gesetzes erfasst sind. Allerdings ist ein unbefristetes Vorliegen des überragenden öffentlichen Interesses not-wendig und die Befristung bis 2045 abzulehnen. Fehlende Regulierungsrahmen, z. B. für Was-serstoffverteil- und -transportnetze oder für Wasserstoffspeicher, können zu erheblichen Ver-zögerungen in der Umsetzung führen, weswegen eine Begrenzung auf ein festes Jahr nicht er-folgen sollte.\r\nAußerdem müssen, wie noch im Referentenentwurf, auch Änderungen mitumfasst sein. Die Streichung von „oder die Änderung“ ist zwingend rückgängig zu machen: Nicht nur die Errich-tung und der Betrieb einer Anlage oder Leitung sollte im überragenden öffentlichen Interesse liegen, sondern auch Änderungen an selbigen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 51\r\n›\r\nVorbereitende Maßnahmen zur Errichtung von Wasserstoffinfrastruktur berücksichtigen\r\nIn der aktuellen Formulierung gilt das überragende öffentliche Interesse zwar für die Errich-tung von Wasserstoffinfrastruktur, jedoch sind hierfür zum Teil vorbereitende Maßnahmen zwingend erforderlich (z. B. Erkundung eines Salzstocks mittels Seismik bei der Neuerrichtung eines Wasserstoff-Kavernenspeichers), die nicht zur Errichtung gezählt werden können. Der Zweck des Gesetzes zur Beschleunigung der Bereitstellung von Wasserstoffinfrastruktur kann daher beeinträchtigt werden, da notwendige vorbereitende Maßnahmen wie Felderkundung nicht den gleichen Bedingungen zur Verfahrensbeschleunigung unterliegen, wie die Errichtung oder Änderung der Infrastruktur selbst.\r\nDer BDEW bittet daher um Änderung des § 4 wie folgt:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n\"(1) Die Errichtung, oder der Betrieb oder die Änderung einer Anlage oder Leitung nach § 2 Ab-satz 1 einschließlich der hierfür vorbereitenden Maßnahmen liegen bis zum Erreichen der Netto-Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen Interesse und die-nen der öffentlichen Sicherheit. …“\r\n›\r\nBerücksichtigung der Bedeutung der öffentlichen Wasserversorgung gewährleisten\r\nDer BDEW begrüßt die Normierung einer gesetzlichen Ausnahme vom überragenden öffentli-chen Interesse für die Belange der öffentlichen Wasserversorgung in § 4 Absatz 2 Wasser-stoffBG. Dies ist folgerichtig, weil der öffentlichen Wasserversorgung verfassungsrechtlich ver-ankert Vorrang einzuräumen ist.1 Auch wenn Wasserstoffprojekte in den erforderlichen Abwä-gungsprozessen künftig dadurch privilegiert werden sollen, dass deren Eigenschaft als „im überragenden öffentlichen Interesse liegend“ gesetzlich festgeschrieben wird, kann damit der Vorrang dieser Abwägungsbelange gegenüber anderen kollidierenden Belangen verfassungs-rechtlichen Rangs, insbesondere der öffentlichen Wasserversorgung, nicht verbindlich vorge-geben werden. Die einfach-gesetzliche Privilegierung versagt jedenfalls dann, wenn einem tat-bestandlich erfassten Wasserstoffprojekt kollidierende Belange verfassungsrechtlichen Rangs und damit Belange der öffentlichen Wasserversorgung entgegenstehen. Die öffentliche\r\n1 2025 Rechtsgutachten. Schutz und Nutzung der Gewässer in der Energiewende. Institut für Deutsches und Euro-päisches Wasserwirtschaftsrecht, Universität Trier URL: https://www.uni-trier.de/filead-min/fb5/prof/OEF003/Institut/Veranstaltungen_2025/ReinhardtGK63Thesen.pdf\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 51\r\nWasserversorgung leistet einen wesentlichen und unverzichtbaren Beitrag zur Daseinsvor-sorge. Sie stellt – dem Solidargedanken folgend – sicher, dass allen Nutzungsgruppen, so zum Beispiel der Industrie, der Landwirtschaft und auch den Wasserstoffprojekten ausreichend Wasser in der Qualität von Trink- und/oder Brauchwasser zur Verfügung steht. Damit muss die öffentliche Wasserversorgung in einer Wassernutzungshierarchie weiterhin an oberster Stelle stehen. Es ist auch zu berücksichtigen, dass die Lieferung von Wasser für Wasserstoffprojekte einen Teil der Brauchwasserversorgung darstellt und damit ebenfalls Bestandteil der öffentli-chen Wasserversorgung ist.\r\nDie Formulierung des Regierungsentwurfs in § 4 Absatz 2 WasserstoffBG, nach der das „über-ragende öffentliche Interesse“ für wasserrechtliche Zulassungsverfahren hinsichtlich Elektroly-seuren zur Erzeugung von Wasserstoff sowie Anlagen zur Speicherung von Wasserstoff nicht anzuwenden ist, „wenn durch die Wasserentnahme die öffentliche Wasserversorgung oder der Wasserhaushalt erheblich beeinträchtigt werden kann“, greift zu kurz. Die Ausnahme be-schränkt sich ausschließlich auf die Entnahme von Wasser, obwohl auch andere Aspekte – ins-besondere Fragen der Wasserqualität und der Wasserversorgungsinfrastruktur – für die öf-fentliche Wasserversorgung von zentraler Bedeutung sind. Eine solche eng gefasste Ausnahme wird der Schutzbedürftigkeit der öffentlichen Wasserversorgung als Aufgabe der Daseinsvor-sorge nicht gerecht. Zudem eröffnet die Formulierung erhebliche Auslegungsspielräume, die die beschleunigende Wirkung des überragenden öffentlichen Interesses wieder zu konterka-rieren drohen. Der BDEW setzt sich daher für eine klare und praxistaugliche Regelung ein, die alle Belange der öffentlichen Wasserversorgung umfasst. Nur so kann sichergestellt werden, dass die Daseinsvorsorge sichergestellt bleibt, und können unnötige rechtliche Unsicherheiten und Vollzugshindernisse, die ansonsten selbst in an sich unproblematischen Fällen drohen, vermieden werden.\r\nUm im Rahmen des Vollzugs die Bedeutung der öffentlichen Wassersversorgung unmissver-ständlich sicherzustellen, hält der BDEW eine Klarstellung im Rahmen der gesetzlichen Rege-lung für erforderlich. Der BDEW bittet daher um Änderung des § 4 wie folgt:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n\"(1) Die Errichtung, oder der Betrieb oder die Änderung einer Anlage oder Leitung nach § 2 Ab-satz 1 einschließlich der hierfür vorbereitenden Maßnahmen liegen bis zum Erreichen der Netto-Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen Interesse und die-nen der öffentlichen Sicherheit. Sie sollen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführen-den Schutzgüterabwägungen eingebracht werden. Die Belange der öffentlichen Wasserver-sorgung bleiben hiervon unberührt.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 51\r\n(2) Absatz 1 ist nicht anzuwenden auf wasserrechtliche Zulassungsverfahren über die Wasser-entnahme durch Anlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 und 2, wenn durch die Wasserent-nahme die öffentliche Wasserversorgung oder der Wasserhaushalt erheblich beeinträchtigt werden kann.\r\n(32) Absatz 1 ist in den jeweils durchzuführenden Schutzgüterabwägungen gegenüber den Be-langen der Landes- und Bündnisverteidigung nicht anzuwenden. \"\r\nUm darüber hinaus sicherzustellen, dass bei der Standortauswahl für Wasser-Elektrolyse-Anla-gen eine ausreichende Verfügbarkeit von lokalen Wasserressourcen für alle Nutzungen, insbe-sondere im Hinblick auf die vor allem in den Sommermonaten vorkommenden Dürrephasen, gemeinsam mit den verantwortlichen Wasserbehörden sowie ggf. mit den örtlichen Wasser-versorgungsunternehmen vorab geprüft wird, hat der BDEW eine entsprechende gemeinsame Branchenlösung der Energie- und Wasserwirtschaft2 erarbeitet. Die Handreichung dient insbe-sondere der Gesprächsvorbereitung des Elektrolyse-Betreibers mit den verantwortlichen Was-serbehörden und ggf. örtlichen Wasserversorgern und sollte bei den Vollzugsbehörden als Branchenstandard zum Prüfungsumfang gehören.\r\n›\r\nMonitoringvorbehalt (§ 4 Abs. 4 WasserstoffBG)\r\nDie Begrenzung bzw. die Überprüfung des überragenden öffentlichen Interesses im Jahr 2033 sollte aus Sicht des BDEW wieder gestrichen werden. Im Wasserstoffhochlauf sind die Pla-nungshorizonte lang. Festgelegte Prüfungen über die Notwendigkeit von vorteiligen Regelun-gen schüren Unsicherheit und können frühzeitig zum Verhindern von Investitionsentscheidun-gen führen. Eine Überprüfung und eine ggf. damit einhergehenden Abschaffung im Jahr 2033 hemmt den Wasserstoffhochlauf und entspricht nicht der Zielstellung des Gesetzes.\r\n2 2024 BDEW-Branchenhilfe. Standortprüfung von industriellen Ansiedlungen zur Wasserstofferzeugung: Wasser-fachliche Aspekte bei einem Anschluss an die regionale bzw. lokale Wasserinfrastruktur. URL: https://www.bdew.de/wasser-abwasser/branchenhilfe-zur-wasserfachl-standortpruefung-von-wasser-elektro-lyseuren/\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 51\r\n§ 5 a (neu)- Ergänzende Regelung erforderlich – Maßgaben für die Anwendung des Bun-desnaturschutzgesetzes schaffen\r\nGrundsätzlich lehnt der BDEW Maßgabe-Regelungen ab. Der entsprechende Regelungsinhalt sollte direkt im Fachgesetz verankert werden. Da eine Anpassung des BNatSchG aber unwahr-scheinlich erscheint, ist hier ausnahmsweise eine Maßgabe-Regelung angebracht.\r\nBezüglich des Ausgleichs und des Ersatzes für naturschutzfachliche Eingriffe sollten ergänzend konkretere Ausnahmeregelungen für Eingriffsausgleich und -ersatz vorgesehen werden. An-dernfalls kann es zur Verhinderung von Vorhaben kommen, wenn die Beschaffung der gefor-derten Ersatz- und Ausgleichsflächen in der Praxis nicht umsetzbar ist, da diese nicht zur Ver-fügung stehen.\r\nSo könnte das WasserstoffBG vergleichbar der Regelung des § 6 LNGG i.d.F. vom 24.5.2022 (BGBl. I, S. 802) abweichende Maßgaben für die Anwendung des BNatSchG vorsehen, und zwar wie folgt als neuer § 8a:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“§ 5a Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nDas Bundesnaturschutzgesetz vom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 3 des Gesetzes vom 8. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2240) geändert worden ist, ist bei der Zulas-sung von Vorhaben nach § 2 mit folgenden Maßgaben anzuwenden:\r\n1. abweichend von § 17 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes kann die Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach § 15 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes bis zu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen, hierfür hat der Verursacher die erforderlichen Angaben nach § 17 Absatz 4 Satz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes nachträglich zu machen. § 15 Absatz 4 Satz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes ist entsprechend anzuwenden,\r\n2. die Festsetzung von Ausgleichsmaßnahmen nach § 30 Absatz 3 des Bundesnaturschutzge-setzes kann bis zu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen.\r\n3. mit der Umsetzung der Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach den Nummern 1 und 2 ist innerhalb von drei Jahren nach der Festsetzung zu beginnen.”\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 51\r\n§ 6 und 7 WasserstoffBG – Beschleunigte Vergabe- und Nachprüfungsverfahren\r\nAusweislich der Gesetzesbegründung (vgl. Seite 31 zu § 6, 2. Absatz) soll das Vergaberecht auf Beschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor Anwendung finden. Zudem wird auf den europa-rechtlichen Rahmen (Richtlinie 2014/25/EU) Bezug genommen.\r\nGrundsätzlich besteht dadurch die Gefahr der Einordnung der Tätigkeiten im Bereich der Was-serstoffinfrastruktur als „Sektorentätigkeit“. Damit fände das gesamte sektorale Vergaberecht Anwendung – einschließlich der Vorgaben der Sektorenverordnung (SektVO). Dies hätte weit-reichende Folgen:\r\n•\r\nBindung an die formellen Verfahrenserfordernisse des GWB i. V. m. SektVO,\r\n•\r\nAnwendung der Transparenz- und Wettbewerbsgrundsätze,\r\n•\r\nNur punktuelle Erleichterungen\r\n•\r\nIn der Praxis: erhebliche Einschränkung bisher etablierter, pragmatischer und teilweise förderrechtlich geleiteter Vergabepraxis.\r\nAll dies würde den Zielen des WassBG allerdings diamentral entgegenstehen: Wasserstoffvor-haben sind zentral sowohl für das überragende öffentliche Interesse als auch die Erreichung der Klimaziele (§ 1 EnWG, § 1 WasserBG-E). Projekte dieser strategischen Bedeutung benöti-gen verfahrensrechtliche Flexibilität, um zeitkritische Infrastrukturziele nicht zu gefährden. Eine generelle Einstufung als ausschreibungspflichtige Sektorentätigkeit erscheint daher we-der sachgerecht noch verhältnismäßig. Vielmehr ist zu berücksichtigen, dass sich Wasserstoff-netze in Aufbauphasen befinden und weder regulierten Netzzugängen noch konsolidierten Marktmechanismen unterliegen. Nach Einschätzung der Monopolkommission spielt Wasser-stoff gegenwärtig nur eine untergeordnete Rolle, und auch die BNetzA erkennt mangels Marktmissbrauchs keine aktuelle Regulierungsnotwendigkeit. Eine Subsumtion unter den Be-griff des „Gases“ im Sinne der Sektorenrichtlinie wäre teleologisch verfehlt. Schlussfolgerung: Wasserstoff ist als eigenständiger Infrastrukturbereich zu behandeln und nicht dem sektoralen Vergaberecht zu unterwerfen.\r\nDie Durchführung eines Vergabeverfahrens ist mit erheblichem zeitlichem und organisatori-schem Aufwand verbunden – je nach Komplexität und Ausschreibungsgegenstand dauert ein solches Verfahren im Schnitt mindestens sieben Monate und länger. Dieser zeitliche Rahmen steht in klarem Widerspruch zum Ziel eines zügigen Ausbaus des Wasserstoff-Kernnetzes und weiterer Infrastrukturen gemäß § 2 Absatz 1 Nr. 1 bis 14 WasserstoffBG.\r\nDie im Gesetzentwurf vorgeschlagenen Vereinfachungen – etwa der Verzicht auf die Losbil-dung oder die Beschleunigung von Nachprüfungs- und Gerichtsverfahren – reichen nicht aus, um den beschleunigten Aufbau effektiv zu unterstützen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 51\r\nWasserstoff-Kernnetze und Wasserstoffinfrastruktur sind keine Sektorentätigkeit\r\nNach dem Verständnis des BDEW ist das Vergaberecht auf den Aufbau des Wasserstoff-Kern-netzes bzw. der Wasserstoffinfrastrukturen bereits nach geltendem Recht nicht anwendbar. Der BDEW ist der Ansicht, dass Wasserstoff nicht unter den Begriff des „Gases“ im Sinne der Richtlinie 2014/25/EU und des § 102 Absatz 3 GWB fällt. Damit liegt keine Sektorentätigkeit im Sinne der Sektorenrichtlinie 2014/25/EU vor (gegen die Anwendbarkeit: vgl. Jahn, jurisPK-Vergaberecht, 7. Aufl.; Pustal, Handbuch Nachhaltigkeit im Vergaberecht; Schätzlein/Riege, IR 2022, 206 ff.). Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Regelung dient daher allein der Klarstel-lung, nicht der Schaffung einer materiellen Ausnahme.\r\nZur Schaffung von mehr Rechtssicherheit regt der BDEW vorsorglich eine Bestimmung zur Nichtanwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge für Maßnahmen gemäß § 2 Absatz 1 Nr. 11 bzw. eine zumindest temporäre Ausnahme der Anwendung des Vergaberechts auf diese Beschaffungsvorgänge zumindest bis zum gesetzlich vorgesehenen Abschluss des Aufbaus des Wasserstoff-Kernnetzes (§ 28q Abs. 8 S. 6 EnWG) an. Dem stehen auch europäi-sche und nationale Vorgaben nicht entgegen.\r\nUnabhängig von der Auslegung der Begriffe „Gas“ und „Energieversorgung“ in Art. 8 der Richt-linie 2014/25/EU und § 102 Absatz 3 GWB ist zudem zu berücksichtigen, dass der Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur – insbesondere eines Wasserstoff-Kernnetzes – strukturell und regu-latorisch nicht mit den historischen Marktöffnungen der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität und Gas (1998) oder der Einführung der heutigen Netzregulierung im Jahr 2005 vergleichbar ist.\r\nDer Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur ist mit dem Netzausbau im Strom- oder Gasbereich historisch nicht vergleichbar. Während die Regulierung dort auf über Jahrzehnte gewachsene, bestehende Netzinfrastrukturen aufsetzte, handelt es sich beim Wasserstoff-Kernnetz um ein neu zu errichtendes, zukunftsgerichtetes System. In dieser Aufbauphase greifen die typischen Begründungen für die Anwendung des Vergaberechts – etwa zur Öffnung abgeschotteter Märkte – nicht.\r\nHinzukommt, dass die Richtlinien 2014/24/EU und 2014/25/EU sowie deren Vorgängerrichtli-nien die Vergabe öffentlicher Aufträge und der sogenannten Sektorenauftraggeber regeln. Er-wägungsgrund 1 der Sektorenrichtlinie betont die Relevanz für Bereiche, in denen Markt-abschottungen aufgrund besonderer oder ausschließlicher Rechte bestehen. Eine solche Marktkonstellation liegt im Wasserstoffsektor derzeit nicht vor – vielmehr wird dieser gerade erst unter wettbewerblichen Bedingungen aufgebaut.\r\nDie derzeitigen Regelungen im EnWG – insbesondere Teil 3, Abschnitt 3b – zielen ausdrücklich auf die Schaffung wettbewerblicher Marktstrukturen ab (vgl. BT-Drs. 19/27453, S. 118). Der\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 51\r\nZweck des Vergaberechts, abgeschottete Märkte zu öffnen, greift hier nicht. Vielmehr ist da-von auszugehen, dass der Hochlauf des Marktes durch vergaberechtliche Verpflichtungen be-hindert würde.\r\nDer BDEW fordert daher eine eindeutige Klarstellung, dass das (Sektoren-)Vergaberecht im Zusammenhang mit einem Wasserstoffnetz sowie einer Wasserstoffinfrastruktur keine An-wendung findet.\r\nIm Übrigen würde auch der Verweis auf die Antragsmöglichkeit gemäß Artikel 34 der Sekto-renrichtlinie (§ 3 SektVO) zu kurz greifen. Zwar lässt diese Norm Ausnahmen zu, wenn Tätig-keiten einem unmittelbaren Wettbewerb ausgesetzt sind – der damit verbundene Antragspro-zess birgt jedoch erhebliche Verzögerungspotenziale. Im Interesse eines beschleunigten Auf-baus des Wasserstoff-Kernnetzes ist daher eine eindeutige gesetzliche Regelung im Wasser-stoffBG erforderlich, die klarstellt, dass das EU-Vergaberecht, der vierte Teil des GWB sowie die entsprechenden Vergabeverordnungen auf Beschaffungsvorgänge im Zusammenhang mit der Wasserstoffinfrastruktur – insbesondere dem Kernnetz – keine Anwendung finden.\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Formulierung für § 6 als Maßgaben für das Vergaberecht vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Der Teil 4 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen in der Fassung der Bekanntma-chung vom 26. Juni 2013 (BGBl. I S. 1750, 3245), zuletzt geändert durch Artikel 2 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405), sowie die Vergabeverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624), zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) und die Sektorenverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624, 657), zuletzt durch Arti-kel 3 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) geändert, sind nicht anzuwen-den auf die Vergabe von öffentlichen Aufträgen durch Auftraggeber, wenn diese Aufträge der Planung, Errichtung und/oder dem Betrieb von Anlagen, Leitungen oder sonstigen Einrichtun-gen gemäß § 2 Absatz 1 des WasserstoffBG dienen.“\r\nHilfsweise: Vorsorgliche Klarstellung im Falle einer möglichen Einordnung der Wasserstoffin-frastruktur als Sektorentätigkeit\r\nSollte eine vollständige Ausnahme politisch oder rechtlich nicht umsetzbar sein, müsste jeden-falls – um die mit dem WasserstoffBG verfolgten Ziele überhaupt umsetzen zu können und\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 51\r\neinen diskriminierungsfreien Hochlauf des Wasserstoffmarkts zu ermöglichen - eine grundle-gende Überprüfung und Anpassung des geltenden Vergaberechts vorgenommen werden. Ins-besondere sollte eine temporäre, aber generelle Ausnahme von der Anwendung des Vergabe-rechts auf öffentliche Aufträge im Zusammenhang mit der Planung, Errichtung und dem Be-trieb wasserstoffbezogener Infrastruktur nach § 2 Absatz 1 Nr. 1 bis 14 WasserstoffBG erfol-gen. Eine solche Maßnahme würde nicht nur den Aufbau erheblich beschleunigen, sondern auch die Gleichbehandlung aller Marktakteure – öffentlicher, sektorenverpflichteter und pri-vater Natur – sicherstellen und Wettbewerbshindernisse abbauen.\r\nVor diesem Hintergrund hält der BDEW jedenfalls folgende Anpassungen für erforderlich, wenn Elektrolysebetreiber und Tätigkeiten/Infrastrukturen im Bereich Wasserstoff entgegen der vorgenannten Auffassung doch als Sektorentätigkeit eingeordnet würden:\r\n•\r\nDie Erzeugung und Einspeisung von Wasserstoff in das Wasserstoff-Kernnetz ist keine Sektorentätigkeit im Sinne der Sektorenrichtlinie (2014/25/EU). Wasserstoffnetze be-finden sich in Aufbauphasen und unterliegen weder regulierten Netzzugängen noch konsolidierten Marktmechanismen. Nach Einschätzung der Monopolkommission spielt Wasserstoff gegenwärtig nur eine untergeordnete Rolle, und auch die BNetzA erkennt mangels Marktmissbrauchs keine aktuelle Regulierungsnotwendigkeit. Eine Sub-sumtion unter den Begriff des „Gases“ im Sinne der Sektorenrichtlinie wäre teleolo-gisch verfehlt. Wasserstoff ist als eigenständiger Infrastrukturbereich zu behandeln und nicht dem sektoralen Vergaberecht zu unterwerfen.\r\n•\r\nImportanlagen für Ammoniak, Wasserstoff oder flüssige organische Wasserstoffträger sind explizit vom Anwendungsbereich des Sektorenvergaberechts auszunehmen.\r\n•\r\nDie Fußnote zur Sektorenrichtlinie in § 6 WasserstoffBG sollte gestrichen werden, um Rechtsklarheit zu schaffen.\r\n•\r\nAufnahme einer Übergangsregelung bis Ende 2026, während vereinfachte Verfahren oder Sonderregelungen für Wasserstoffvorhaben zulässig bleiben. Dies dient insbeson-dere der Rechtssicherheit für laufende IPCEI- und Förderprojekte. Unternehmen und Auftraggeber brauchen Rechtssicherheit und Vorbereitungszeit, um ihre Strukturen an die GWB-Vorgaben anzupassen. Unternehmen und Auftraggeber benötigen daher an-gemessene Übergangsfristen, um Beschaffungs- und Governance-Strukturen an ggf. neue vergaberechtliche Pflichten anzupassen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 51\r\nNur durch rechtliche Klarheit und Verfahrensflexibilität kann der beschleunigte Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur gelingen. Wir regen daher an, die vorgenannten Punkte im weiteren Gesetzgebungsverfahren ausdrücklich aufzugreifen und zu präzisieren.\r\nAnpassung an Formulierungen aus dem Vergaberechtsbeschleunigungsgesetz (vgl. hierzu auch Forderungen des Bundesrates)\r\nHöchst vorsorglich sei darüber hinaus noch auf eine parallele Diskussion im Zusammenhang mit dem Vergaberechtsbeschleunigungsgesetz und den darin vorgesehenen Änderungen des § 97 Abs. 4 GWB hingewiesen. Die in § 6 Abs. 2 WasserstoffBG vorgesehene Ausnahmerege-lung hinsichtlich § 97 Abs. 4 GWB baut zusätzliche Hürden auf, die sachlich nicht nachvollzieh-bar und nicht zielführend sind. § 6 Abs. 2 WasserstoffBG knüpft an die Kriterien der „wirt-schaftlichen, technischen oder zeitlichen Gründe“ des jeweiligen Vorhabens an und verlangt, dass diese Gründe die Ausnahme „erfordern“. Dieses „Erfordern“ führt zu einem nahezu uner-füllbaren Begründungsaufwand und schafft Rechtsunsicherheit – sowohl hinsichtlich der Aus-legung der Finanzierungsvoraussetzungen als auch des zeitlichen Erforderlichkeitsmaßstabs.\r\nIn der Praxis würde dies beim Losgrundsatz zu mehr Bürokratie führen, ohne eine Beschleuni-gung zu bewirken.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, auf die strenge Formulierung „erfordern“ zu verzichten und stattdessen auf ein „Rechtfertigen“ abzustellen. Dies würde größere Flexibilität ermöglichen, mehr Rechtssicherheit schaffen und ein deutlich höheres Beschleunigungspotenzial eröffnen.\r\nZuletzt weist der BDEW darauf hin, dass die Beschleunigung von Vergabe- und Nachprüfungs-verfahren jedenfalls nicht hinter § 9 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802) zurückblei-ben darf.\r\n§ 8 WasserstoffBG – Rechtsbehelfe\r\nDer BDEW begrüßt die Regelung, es sollte jedoch analog zu § 63 BImSchG klargestellt werden, dass Betreiberwidersprüche oder -klagen (z. B. gegen Nebenbestimmungen) sehr wohl auf-schiebende Wirkung haben.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“ (1) Widerspruch und Anfechtungsklage eines Dritten gegen eine Zulassungsentscheidung für eine Anlage oder eine Leitung nach § 2 Absatz 1 sowie gegen die Entscheidung über den vorzei-tigen Beginn einer Maßnahme haben keine aufschiebende Wirkung.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 51\r\n§ 9 WasserstoffBG - Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte und des Bundes-verwaltungsgerichts\r\nFolgerichtig zur Aufnahme von kohlenstoffarmem Wasserstoff in den Anwendungsbereich des Gesetzes sollte sich § 9 neben Elektrolyseuren und Wasserstoffspeichern auch auf diese Anla-gen beziehen. Zudem sollten alle Wasserstoffleitungen explizit in § 9 WasserstoffBG genannt werden. Außerdem sollten auch die Nebenanlagen, wie noch im Referentenentwurf, explizit genannt werden.\r\nDie Angabe der Leistung von mind. 30 MW ist kein konsistentes Kriterium für die Zuständig-keit der Oberverwaltungsgerichte (OVG): Gemäß Nr. 10.26.1 Anh. 1 zur 4. BImSchV ist für Elektrolyseure mit einer Produktionskapazität von 50 Tonnen Wasserstoff oder mehr das förmliche Genehmigungsverfahren und gemäß Nr. 10.26.2 ab einer elektrischen Leistung von 5 MW oder mehr das vereinfachte durchzuführen. Entweder sollte man sich an den Mengen-schwellen der 4. BImSchV orientieren (z. B. ab 10 Tonnen pro Tag OVG, darunter VG) oder ge-nerell alle immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftigen Elektrolyseure den OVGen zu-ordnen.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Verordnung über das Genehmigungsverfahren\r\nDie Äußerungsfrist für Anlagen nach § 2 Absatz 1, die ein immissionsschutzrechtliches Geneh-migungsverfahren durchlaufen und UVP-pflichtig sind, sollte wie noch im Referentenentwurf vorgesehen von einem Monat auf zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen verkürzt werden.\r\nEine effektivere Stellschraube als die Fristverkürzung für die Einwendungen wäre eine weitere Anpassung über die Industrie-Emissions-RL. Derzeit unterliegen Anlagen über einer Produkti-onsmenge von umgerechnet ca. 50 MW dem großen Verfahren und somit der Öffentlichkeits-beteiligung an sich. Eine Erhöhung des Schwellenwerts auf 80 oder 100 MW hätte eine grö-ßere (mittelfristige) Auswirkung. Gleichermaßen ist Vereinheitlichung in der 4. Bundesimmissi-onsschutzverordnung sowie im Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung notwendig, um eine Begünstigung über alle Regelwerke hinweg zu garantieren.\r\nZudem sieht im Anwendungsbereich der IE-RL (z. B. Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff durch Aufspaltung von Ammoniak (Ammoniak-Cracker) § 10 Absatz 3 S. 8 HS 2 BImSchG – u. E. unionsrechtlich nicht zwingend – eine einmonatige Einwendungsfrist vor. Auch das sollte an-gepasst werden.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 51\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\n§§ 21, 22 UVPG\r\nWie noch im Referentenentwurf vorgesehen, sollten Anpassungen bei der Äußerungsfrist in § 21 UVPG erfolgen und für den Fall einer erneuten Offenlegung in § 22 UVPG ergänzt wer-den:\r\nFormulierungsvorschlag für § 21 Abs. 2 Satz 2 UVPG:\r\nFür Anlagen oder Leitungen nach § 2 Absatz 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes be-trägt die Äußerungsfrist zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet\r\nFormulierungsvorschlag für § 22 Abs. 1 Satz 3 UVPG:\r\nFür Anlagen oder Leitungen nach § 2 Absatz 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes endet die Äußerungsfrist spätestens zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unter-lagen.“\r\nDurch die Ergänzung in § 22 UVPG wird gewährleistet, dass auch im Falle von Planänderungen während des Verfahrens jedenfalls dieselbe Beschleunigung erzielt wird, wie bei der initialen Beteiligung. Angesichts der Vorbefassung mit dem Vorhaben und der Beschränkungen auf die Änderungen ist die Angleichung interessengerecht.\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG sollte um die Nummer 19.2 ergänzt werden, da im Hinblick auf die bereits aufgeführte Nr. 19.1 – Stromleitungen betreffend – eine vergleichbare Interessenlage besteht. Über § 43l Absatz 2 Satz 2 EnWG wäre damit für die Wasserstoffnetze § 10 UVPG gleichfalls mit der Maßgabe anzuwenden, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang bestehen muss. § 10 Absatz 5 UVPG sollte folglich wie folgt formuliert werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Für die in Anlage 1 Nummer 14.4, 14.5, 19.1 und 19.2 aufgeführten Vorhaben gilt Absatz 4 mit der Maßgabe, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang besteht.“\r\n§ 67a Absatz 1 Satz 1 UVPG\r\nDie jetzige Fassung des § 67 UVPG greift nur für einen kleinen Teil der im Rahmen der Energie- und Wärmewende notwendigen Maßnahmen. Gleiches sollte für die Errichtung von Wasser-fernleitungen (Anlage 1 Ziffer 19.8 UVPG) oder künstlichen Wasserspeichern (Anlage 1 Ziffer 19.9) gelten. Für die Herstellung von Wasserstoff wird Wasser, entweder aus einer Leitung\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 51\r\noder aus einem Vorratsbecken, benötigt. Hier greift schnell das Kriterium des gebietsübergrei-fenden Charakters.\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung in § 67a Absatz 1 Satz1 UVPG vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„In Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für Vorhaben nach § 65 Absatz 1 in Verbindung mit Anlage 1 Nummer 19.7 bis 19.9 kann die (...) zuständige Behörde vorläufig zulassen, dass bereits vor Feststellung des Plans oder Erteilung der Plangenehmigung in Tei-len mit Errichtung oder Änderung der Rohrleitungsanlage einschließlich Vorarbeiten begon-nen wird, wenn ...“\r\n3. Artikel 2 Änderung des Bundesimmissionsschutzgesetzes\r\n§ 16c BImSchG Sondervorschriften für Wasserstoffinfrastruktur\r\nWie noch im Referentenentwurf vorgesehen, sollten Einwendungen auf die betroffene Öffent-lichkeit beschränkt werden und auf einen Erörterungstermin verzichtet werden. Der Verweis auf den vorzeitigen Baubeginn (§ 8a BImSchG) ist zu begrüßen.\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung in § 16c Absatz 1 Satz 2 und Satz 4 BImSchG vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Einwendungen, die nicht von der betroffenen Öffentlichkeit erhoben werden, sind ausge-schlossen. Einwendungen und Stellungnahmen können anstelle der elektronischen Eingabe auch bei der zuständigen Behörde mündlich zur elektronischen Eingabe abgegeben werden. Ein Erörterungstermin findet nicht statt.“\r\nDen Verweis auf die Repowering-Regeln für die Windenergie sieht der BDEW allerdings kri-tisch (§ 16c Absatz 3 BImSchG), obgleich es zu begrüßen ist, dass auch Änderungen oder Er-weiterungen von Elektrolyseuren spezifisch beschleunigt werden sollen. Der hier verwendete Verweis auf die Regelung zum Repowering von Windenergieanlagen birgt aber unnötige Rechtsunsicherheiten. So ist bereits jetzt absehbar, dass im Zusammenhang mit der Regelung die Frage aufkommen wird, wann ein \"Repowering\" von Elektrolyseuren vorliegen kann. So ist beispielsweise unklar, ob dazu auch der Ausbau der Produktionskapazitäten durch Erweite-rung der Anlage zählt. Zudem sind die in § 16b Absatz 2 Nr. 2 BImSchG spezifisch für Wind-energieanlagen getroffenen Regelungen zur Gesamthöhe der Anlage bei Elektrolyseuren nicht relevant.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 51\r\nWünschenswert wäre, wenn anstatt abstrakter Verweise eine konkrete inhaltliche Regelung des gewollten Beschleunigungsinhalts getroffen würde.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Anlagenverordnung – 4. BImSchV\r\nDie in § 2 Absatz 1 Nr. 12 WasserstoffBG in Bezug genommenen Verdichter, die für den Be-trieb von Wasserstoffleitungen erforderlich sind, werden zukünftig vermehrt in der Ausfüh-rung von Elektroverdichtern realisiert werden. Elektroverdichter sind aktuell jedoch nicht von der 4. BImSchV erfasst, so dass entweder alle erforderlichen Einzelgenehmigungen über die (dafür üblicherweise nicht entsprechend ausgestattete) untere Behördenebene eingeholt wer-den müssen oder aber ein Planfeststellungsverfahren nach § 43 Absatz 2 Nr. 1 EnWG durchge-führt werden muss. Die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens ist jedoch aus der Praxiserfahrung mit der Genehmigung für Erdgasverdichter nicht in jeder Konstellation vor-zugswürdig, so dass vergleichbar der Erdgasverdichteranlagen – Nr. 1.4.1.1 der Anlage 1 der 4. BImSchV – eine Genehmigungspflicht für Elektroverdichteranlagen wünschenswert wäre.\r\nInsofern sollte eine neue Nummer 10.26 in der Anlage 1 zur 4. BImSchV in nachstehender Form aufgenommen werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Elektroverdichteranlagen zum Transport von gasförmiger Energie” mit einer Leistung von 25 MW oder mehr”\r\nAls Verfahrensart für die Verdichter wäre “G: Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG (mit Öffentlichkeitsbeteiligung)” vorzusehen.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: 9., 13. und 44. BImSchV Wasserstoff-Feuerungs-Anlagen adressieren\r\nDie Verbrennung von Wasserstoff und die damit verbundenen Besonderheiten sind in den entsprechenden Verordnungen zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes bis-lang nicht berücksichtigt. Auch auf EU-Ebene fehlen entsprechende Festlegungen zum Stand der „besten verfügbaren Technik“. Den Genehmigungsbehörden fehlen somit derzeit die ge-setzlich vorgeschriebenen, technischen Rahmenbedingungen bei der Bearbeitung von Geneh-migungsanträgen von Wasserstoff-gefeuerten Anlagen. In der 13. BImSchV sollten daher für den Betrieb solcher Anlagen verbindliche bundeseinheitliche Stickoxidemissionsgrenzwerte aufgenommen werden. Auch die 44. BImschV ist für den Brennstoff Wasserstoff entsprechend anzupassen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 51\r\nWeiterhin muss derzeit in den Genehmigungsprozessen eine ausreichende Brennstoffversor-gung dargelegt werden, was in den meisten Fällen für Wasserstoff derzeit noch nicht möglich ist. Daher ist unter den jetzigen Rahmenbedingungen eine spätere Änderungsgenehmigung notwendig, wenn eine bereits genehmigte und in Betrieb gesetzte „H2-ready“-Anlage auf den Betrieb mit Wasserstoff umgestellt wird. Hier ist es erforderlich, zumindest die Emissionen für den Wasserstoffbetrieb bereits im ersten Neubauantragsverfahren in Form eines Vorbe-scheids bindend zu entscheiden. Es muss aus Gründen der Investitionssicherheit vermieden werden, dass dabei weitere zusätzliche Genehmigungsauflagen vorgeschrieben werden, die beim ursprünglichen Genehmigungsverfahren schon hätten auferlegt werden können. Diesem Risiko muss im BImSchG, bzw. in der 9. BImSchV Rechnung getragen werden.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Änderung des Raumordnungsgesetzes\r\nGrundsätze der Raumordnung anpassen\r\nWie noch im Referentenentwurf vorgesehen, sollten ergänzende Regelungen in § 2 Ab-satz 2 Nr. 6 ROG für die Grundsätze der Raumordnung für Anlagen zur Erzeugung von Wasser-stoff aufgenommen werden. Zudem sollten Wasserstoffgrundspeicher in § 2 Absatz 2 Nr. 4 Satz 4 ROG adressiert werden.\r\nSpeicher sind immer an eine geologische Struktur im Untergrund gebunden. Aufgrund der Ab-gelegenheit dieser geologischen Strukturen ist die Oberfläche meist mit Freiraumbelangen (Natur-, Landschafts-, Landwirtschafts-, Forstwirtschafts-, Windkraftvorranggebieten) über-plant. Leider fehlt eine einheitliche Darstellung der Speicheranlagen in den Raumordnungsplä-nen (als Vorrang- oder Vorbehaltsgebiet). Da aber die meisten Speicherprojekte raumbedeut-same Vorhaben sind, müssen bei einem Konflikt mit der Raumordnung immer Raumordnungs-verfahren durchgeführt werden. Diese sind meist recht langwierig und stellen eine erhebliche Verzögerung für diese Projekte dar.\r\nBei Speichern handelt es sich immer auch um Rohstoffprojekte. Dies zeigt sich sowohl daran, dass die Anlagen in den Geltungsbereich des BBergG fallen, als auch daran, dass für die Errich-tung des unterirdischen Teils des Speichers immer eine Gewinnungslizenz benötigt wird (auf Kohlenwasserstoffe bei Porenspeichern und Steinsalz bei Kavernenspeichern).\r\nAufgrund der Gewichtung der Grundsätze der Raumordnung schlägt der BDEW vor, die Erwäh-nung der Untergrundspeicher an die Rohstoffsicherungsklausel in § 2 Absatz 2 Nr. 4 Satz 4 ROG anzuhängen. Damit wird das Thema hoch priorisiert und in den Kontext wirtschaftlicher Belange gestellt, um im Rahmen der Raumordnungspläne entsprechende Flächen in einer Ab-wägung einfordern zu können.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 51\r\n„Es sind die räumlichen Voraussetzungen für die vorsorgende Sicherung sowie für die geord-nete Aufsuchung und Gewinnung von standortgebundenen Rohstoffen und Wasserstoffunter-grundspeichern einschließlich ihrer dienlichen Anlagen zu schaffen.“\r\nVerzicht auf Raumverträglichkeitsprüfung anpassen\r\nMit der im Frühjahr 2023 erfolgten Novellierung des Raumordnungsgesetzes, insbesondere der §§ 15 und 16 ROG, sollten Energieleitungsvorhaben beschleunigt werden. Nach nunmehr einjähriger Praxis muss konstatiert werden, dass die beabsichtigte Beschleunigung aufgrund der – auch uneinheitlich gelebten – Behördenpraxis nur bedingt eingetreten ist. Insbesondere die Änderung des § 16 Absatz 2 ROG wird nach dem Dafürhalten des BDEW nicht entspre-chend der gesetzgeberischen Intention zur Anwendung gebracht. Nach der alten Konzeption des § 16 Absatz 2 Satz 1 ROG galt:\r\n„Von der Durchführung eines Raumordnungsverfahrens kann (Hervorhebung d. Verf.) bei solchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nNach der aktuellen Rechtslage gilt jedoch gemäß § 16 Absatz 2 Satz 1 ROG:\r\n„Von der Durchführung eines Raumverträglichkeitsverfahrens soll (Hervorhebung d. Verf.) bei solchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAusweislich des § 43 Absatz 3 EnWG sind bei der Planfeststellung die von dem Vorhaben be-rührten öffentlichen und privaten Belange im Rahmen der Abwägung zu berücksichtigen. Ge-setzlich ist zudem über § 4 Absatz 1 Satz 1 Nr. 3 ROG sichergestellt, dass die Raumverträglich-keit im Planfeststellungsverfahren selbst geprüft wird. Folglich ist im Rahmen eines Planfest-stellungsverfahrens auch sichergestellt, dass alle raumordnerischen Belange in die Abwägung eingestellt werden. Dies deckt sich im Übrigen mit der bisherigen Praxis und Rechtsprechung, wonach die Nichtdurchführung eines Raumordnungsverfahrens sich nicht auf die Rechtmäßig-keit eines Planfeststellungsbeschlusses auswirkt, wenn im Rahmen dessen die raumordneri-schen Belange entsprechend ihres Gewichts in die Abwägung eingestellt und berücksichtigt worden sind.\r\nAngesichts und trotz dessen sind die Behörden vielfach nicht bereit, von der Raumverträglich-keitsprüfung bzw. der Anzeige nebst Einreichung umfangreicher Unterlagen abzusehen. Inso-fern und um dem gesetzgeberischen Willen in der Praxis zum Durchgriff zu verhelfen, sollte § 16 Absatz 2 ROG nach Satz 1 wie folgt geändert werden.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 51\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Auf Antrag des Vorhabenträgers ist von der Durchführung einer Raumverträglichkeitsprüfung bei solchen Planungen und Maßnahmen abzusehen, für die sichergestellt ist, dass ihre Raum-verträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAlternativ wäre eine entsprechende Regelung im WasserstoffBG oder EnWG für Wasserstoff-leitungen sowie für netzverstärkende Gasversorgungsleitungsbaumaßnahmen denkbar.\r\nPrüfung alternativer Trassenverläufe beschränken\r\nDie Beschränkung der Prüfung alternativer Trassenverläufe im Planfeststellungsverfahren für Vorhaben, die im Trassenraum von Bestandsleitungen geführt werden (derzeit im Gesetzge-bungsverfahren für Hoch- und Höchstspannungsleitungen, § 43 EnWG), sollte auch auf andere Formen der Transformationsinfrastruktur, wie beispielsweise Wasserstoffleitungen, Anwen-dung finden. Ebenso sollte auch für Wasserversorgungs- und Abwasserbeseitigungsinfrastruk-turen eine Beschränkung der Prüfung alternativer Trassenverläufe in den entsprechenden Re-gelwerken implementiert werden.\r\nUnterlagenumfang für Verzichtsanzeige reduzieren\r\nFür eine Verzichtsanzeige zur Raumverträglichkeitsprüfung nach § 15 Absatz 4 ROG sollten nicht die gleichen Unterlagen eingereicht werden müssen wie für die umfängliche Durchfüh-rung der Raumverträglichkeitsprüfung selbst. Vielmehr sollte es ausreichen, die Unterlagen für die Verzichtsanzeige auf die relevanten Prüfungsvoraussetzungen des Verzichts nach § 15 Ab-satz 4 ROG zu beschränken – wie etwa u. a. auf § 1 S. 3 Nr. 14 HS: 2 Raumordnungsverordnung bzw. auf die überschlägige Prüfung von relevanten raumbedeutsamen Konflikten mit den Er-fordernissen der Raumordnung oder mit anderen raumbedeutsamen Planungen und Maßnah-men.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 15 Absatz 4 S. 3 ROG könnte lauten:\r\n„Der Anzeige sind die für die eine überschlägige Prüfung des Erfordernisses der Raumverträg-lichkeitsprüfung erforderlichen Unterlagen nach Absatz 2 Satz 1 beizufügen.“\r\nProjektmanager ermöglichen – § 12a ROG neu\r\nVergleichbar den Fachgesetzen, wie zum Beispiel dem Energiewirtschaftsgesetz, Bundesfern-straßengesetz oder dem Allgemeinen Eisenbahngesetz, sollte auch für\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 51\r\nRaumverträglichkeitsprüfungen der Einsatz eines Projektmanagers vorgesehen werden kön-nen, um die Verfahren tatsächlich gemäß der Vorgabe des § 15 Absatz 1 Satz 2 ROG innerhalb von sechs Monaten abschließen zu können. Hierzu wird folgender § 12a ROG neu vorgeschla-gen:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“(1) Die nach Landesrecht zuständige Behörde kann einen Dritten, der als Verwaltungshelfer beschäftig werden kann, auf Vorschlag oder mit Zustimmung des Trägers des Vorhabens und auf dessen Kosten mit der Vorbereitung und Durchführung von Verfahrensschritten beauftragt werden, wie insbesondere\r\n1. der Erstellung von Verfahrensleitplänen unter Bestimmung von Verfahrensabschnitten und Zwischenterminen,\r\n2. der Fristenkontrolle,\r\n3. dem Qualitätsmanagement der Anträge und Unterlagen der Vorhabenträger,\r\n4. der Auswertung der eingereichten Stellungnahmen,\r\n5. der organisatorischen Vorbereitung eines Erörterungstermins,\r\n6. der Leitung des Erörterungstermins und\r\n7. dem Entwurf von Entscheidungen.\r\n(2) Die nach Landesrecht zuständige Behörde soll im Falle einer Beauftragung des Projektma-nagers mit diesem vereinbaren, dass die Zahlungspflicht unmittelbar zwischen Vorhabenträger und Projektmanager entsteht und seine Abrechnung zwischen diesen erfolgt; Voraussetzung ist, dass der Vorhabenträger einer solchen zugestimmt hat. Der Projektmanager ist verpflich-tet, die Abrechnungsunterlagen ebenfalls der zuständigen Behörde zu übermitteln. Die zustän-dige Behörde prüft, ob die vom Projektmanager abgerechneten Leistungen dem jeweiligen Auftrag entsprechen und teilt dem Vorhabenträger das Ergebnis dieser Prüfung unverzüglich mit.\r\n(3) Die Entscheidung über die Raumverträglichkeitsprüfung liegt allein bei der zuständigen Be-hörde.”\r\nAusnahmen von der Notwendigkeit einer Raumverträglichkeitsprüfung schaffen\r\nEs sollten mehr Ausnahmetatbestände geschaffen werden, da insbesondere das Raumord-nungsverfahren viel Zeit in Anspruch nimmt. So sollte ergänzt werden, dass kein ROV bei Vor-haben, die bestmöglich in Bündelung zu bestehenden Infrastrukturen realisiert werden, durchgeführt werden muss.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 51\r\nNutzungsmöglichkeit bestehender Standorte erweitern - § 13 ROG\r\nRaumordnungspläne sollten insbesondere auch Festlegungen zur Konversion von aufgegebe-nen Standorten, an denen Energie aus fossilen Energieträgern gewonnen wurde, für die Nut-zung von Wasserstoff enthalten. Diese sollte nicht einerseits für (bereits) aufgegebene Stand-orte, unbedingt aber auch für noch fossil genutzte, aber sukzessive transformierte und/oder später aus der fossilen Nutzung herausfallende Standorte gelten. Generell sollten sämtliche Kraftwerksstandorte raumordnerisch und bauleitplanerisch für die Wasserstofferzeugung und -nutzung (Verbrennung/Transport/Abfüllung etc.) \"geöffnet\" werden.\r\nErgänzende Regelungen erforderlich: Änderung des Baugesetzbuches\r\nAußenbereichsprivilegierung im Bauplanungsrecht schaffen\r\nEs fehlen zudem beschleunigende Regelungen im Bauplanungsrecht. Für Elektrolyseure und Wasserstoffspeicher ist derzeit im Regelfall ein Bebauungsplan erforderlich. Dieser Schritt kos-tet durchschnittlich 2 Jahre Zeit. Eine Außenbereichsprivilegierung in § 35 BauGB könnte hier erhebliche Beschleunigungswirkung entfalten. Zudem ist die bestehende Regelung in § 249a BauGB deutlich zu eng und daher in der Praxis nicht geeignet, den erforderlichen Effekt auf den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu erzielen, da die baurechtlichen Vorgaben von maxi-mal 3,5m Gesamtanlagenhöhe und 100m2 Grundfläche Elektrolyseure in sinnvoller Größen-ordnung nicht ermöglichen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 35 Absatz 1 BauGB sollte um folgende Nr. 10 ergänzt werden:\r\n„(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegen-stehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es (…)\r\n10. der Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser oder durch Aufspaltung von Ammoniak oder der Speicherung von Wasserstoff dient.“\r\nSollte das nicht umsetzbar sein, ist zumindest eine Anpassung von § 249a BauGB notwendig:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nNeufassung des § 249a BauGB:\r\n„(1) „Ein Vorhaben, das der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient ist unter den in Absatz 2 genannten weiteren Voraussetzungen im Außenbereich privilegiert, wenn Strom\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 51\r\ngenutzt wird aus a. einer Anlage zur Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 5 oder b. einer Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 8 Buch-stabe b oder Nummer 9 oder c. einer sonstigen Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie oder d. einem Umspannwerk. (2) Ein Vorhaben ist nach Absatz 1 nur zulässig, wenn a. durch technische Vorkehrungen sichergestellt ist, dass der Wasserstoff ausschließlich aus dem Strom der in Absatz 1 Buchstaben a bis c genannten Anlagen oder ergänzend dazu aus dem Strom sonstiger Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien erzeugt wird, b. die Produktionskapazität nicht mehr als 50 t Wasserstoff pro Tag beträgt und der Höhenun-terschied zwischen der Geländeoberfläche im Mittel und dem höchsten Punkt der Gebäude-oberkante 10 Meter nicht überschreitet, wobei Anlagen der technischen Gebäudeausrüstung wie Lüftungsanlagen, Anlagen zur Druckregulierung, Blitzschutzanlagen oder andere oberhalb der Gebäudeoberkanten liegende technische Einrichtungen für den Höhenunterschied unbe-achtlich sind, und c. die in Absatz 1 genannte Anlage oder die sonstigen Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Ener-gien nach Nummer 1 nicht bereits mit einem anderen Vorhaben zur Herstellung oder Speiche-rung von Wasserstoff verbunden sind.“\r\nZudem sollte klargestellt werden, dass Elektrolyseure unterhalb von 50 t/d (siehe IED) auch in Gewerbegebieten zulässig sein können. Schließlich sollte eine Abweichungsmöglichkeit vorge-sehen werden, damit Elektrolyseure in Industriegebieten zulässig sind, welche bislang für eine fossile Kraftwerksnutzung vorgesehen waren, um eine zeitaufwendige Änderung des Bebau-ungsplans zu vermeiden.\r\nErgänzend wäre eine ausdrückliche Regelung zur Festsetzungsmöglichkeit von Sondergebieten (SO) für \"Energiecluster\" (bspw. Elektrolyse/H2-Kraftwerke/Batterien/Abfüllstationen) in § 11 BauNVO zu begrüßen. Bestehende Abgrenzungsschwierigkeiten zu Industriegebieten (IG) wür-den hierdurch bei multifunktionalen Standorten vermieden.\r\n4. Artikel 3 – Änderung der Verwaltungsgerichtsordnung\r\nFolgerichtig zur Aufnahme von kohlenstoffarmem Wasserstoff in den Anwendungsbereich des Gesetzes sollte auch die Änderung der Verwaltungsgerichtsordnung neben Elektrolyseuren und Wasserstoffspeichern diese Anlagen miteinbeziehen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 51\r\n5. Artikel 5 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\n§ 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG – überragendes öffentliches Interesse für das Kernnetz anpas-sen\r\nEs ist zu begrüßen, dass neben dem überragenden öffentlichen Interesse nun auch die öffent-liche Sicherheit mit in § 28q Absatz 8 EnWG aufgenommen werden soll. Was weiter fehlt, ist die ausdrückliche Verankerung eines rechtlichen Planfeststellungsvorbehalts für Erdkabel (380 kV) zur Anbindung von Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff und eine Anpassung der Gel-tungszeit des überragenden öffentlichen Interesses.\r\n§ 28q Absatz 8 S. 5 EnWG-E regelt nach wie vor, dass die genehmigten Projekte des Kernnet-zes nur dann „energiewirtschaftlich notwendig sind und vordringlich sind sowie, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse (und der öffentlichen Sicherheit) liegen“, „sofern in ei-nem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden“. Diese Regelung ist aus planungsrechtlicher Sicht für diejenigen Verfahren problematisch, die noch im Planfeststellungsverfahren befindlich sind, wenn der Netzentwicklungsplan verbindlich wird bzw. wo durch etwaigen Zeitverzug im Rahmen der Planfeststellungsverfahren die Prognose, dass die Leitungen noch bis 2030 in Betrieb genom-men werden können, mit weiterem Zeitablauf immer schwieriger fällt. Schlimmstenfalls würde eine weiterhin erforderliche Leitung angesichts negativer Inbetriebnahmeprognose und damit Entfall der Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses nicht mehr in der vorliegenden und bis dato genehmigungsfähigen Trasse genehmigt werden können.\r\nAngesichts der Regelung in § 4 Absatz 2 WasserstoffBG, sollte § 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG un-seres Erachtens wie folgt angeglichen werden:\r\nFormulierungsvorschlag für § 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG:\r\n“Für die genehmigten Projekte gilt, sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden, dass sie ener-giewirtschaftlich notwendig und vordringlich sind sowie, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen.“\r\nEinzelne Behörden gehen derzeit davon aus, dass es sich bei H2-Kernnetz-Projekten, für die noch kein konkreter Vorhabenträger benannt ist, um nicht genehmigte Projekte handelt und damit eine entsprechende Planrechtfertigung fehlt. Daher sollte dahingehend eine Klarstel-lung zu § 28 q EnWG in der Gesetzesbegründung erfolgen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 51\r\n§ 35h EnWG – Anzeigepflicht statt Genehmigungspflicht bei der Umwidmung von Gasspei-chern ist zu begrüßen\r\nZum Zwecke der Verfahrensbeschleunigung sieht der Gesetzgeber im Falle der Umstellung ei-ner Gasspeicheranlage auf Wasserstoff nun eine Anzeigepflicht mit Frist von sechs Monaten bei einer Stilllegung des Speichers gemäß § 35h EnWG vor. Das ist grundsätzlich zu begrüßen.\r\nDie bisherige Rechtslage sieht eine Genehmigung der Bundesnetzagentur für die im Rahmen der Umstellung einhergehenden Stilllegung des Erdgasspeichers vor. Im neuen Anzeigeverfah-ren ist dennoch darzulegen, dass durch die Umstellung keine nachteiligen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit drohen. Aufgrund der geringeren Größen der Anlagen, sollte diese Nachweisführung entfallen oder zumindest eine Größenschwelle mit z. B. 1 TWh Wasser-stoffspeichervolumen eingeführt werden.\r\n§ 43 Abs. 2 Satz 1 Nr. 7 EnWG „Energiekopplungsanlagen“ anpassen\r\nFür einen effektiven Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur schlägt der BDEW im Gesetzesent-wurf eine ergänzende Änderungsmöglichkeit für das Zulassungsverfahren für Elektrolyseure vor.\r\nAnerkanntermaßen sind Elektrolyseure industrielle Anlagen, die mittels immissionsschutz-rechtlicher Genehmigung zugelassen werden. Darüber hinaus besteht schon heute die ver-steckte Option, Elektrolyseure mittels Planfeststellungsbeschluss zuzulassen (§ 43 Abs. 2 Satz 1 Nr. 7 EnWG „Energiekopplungsanlagen“). Von dieser Option wird derzeit – soweit ersichtlich – wenig Gebrauch gemacht. Dies mag vor allem am wenig eindeutigen Wortlaut der Regelung („Energiekopplungsanlagen“) und der vermeintlichen Nähe zum Leitungsbau/-betrieb liegen. Insofern besteht die Unsicherheit für Vorhabenträger, ob sie das richtige Verfahren gewählt haben, wenn sie Gebrauch von dieser Regelung machen.\r\nEine Klarstellung des Gesetzeswortlauts (bspw. „[…] Energiekopplungsanlagen wie z.B. Elekt-rolyseure […]“) würde Abhilfe schaffen. In der Gesetzesbegründung sollte in der Folge besten-falls klargestellt werden, dass es sich um eine neben dem immissionsschutzrechtlichen Verfah-ren stehende weitere Zulassungsoption handelt, die begrenzt durch die regulierungsrechtli-chen Maßstäbe von Leitungsnetzbetreibern genutzt werden kann.\r\n§ 43a EnWG – Anhörungsverfahren und Erörterungstermin\r\nDie fakultative Möglichkeit zum Verzicht auf einen Erörterungstermin anstelle eines zwingen-den Entfallens wird grundsätzlich begrüßt. Hinsichtlich der vorgeschlagenen Änderungen der Regelungen zur Durchführung des Anhörungsverfahrens sollten folgende Klarstellungen und Nachschärfungen erfolgen:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 51\r\n§ 43a Abs. 3 Auf Verlangen eines Beteiligten, das während der Dauer der Auslegung an die zuständige Be-hörde zu richten ist, wird ihm eine leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung ge-stellt\r\nDie Verfahrensbeteiligten sind in § 13 VwVfG legaldefiniert. Sie sind nicht vollständig de-ckungsgleich mit der betroffenen Öffentlichkeit, welche durch eine Auslegung angesprochen werden soll. Möglicherweise könnte die Einengung auf Verfahrensbeteiligte auch einen Ver-stoß gegen die Aarhus-Konvention darstellen.\r\nIn direktem Widerspruch Völker- und Europarecht steht § 43a Abs. 7, welcher die Schriftform für Einwendungen ausschließt, wohingegen Art. 6 Abs. 7 der Aarhus-Konvention Folgendes re-gelt:\r\nIn Verfahren zur Öffentlichkeitsbeteiligung hat die Öffentlichkeit die Möglichkeit, alle von ihr für die geplante Tätigkeit als relevant erachteten Stellungnahmen, Informationen, Analysen oder Meinungen in Schriftform vorzulegen oder gegebenenfalls während einer öffentlichen Anhörung oder Untersuchung mit dem Antragsteller vorzutragen.\r\n§ 43a Abs. 7 ermächtigt die Behörde zur Weiterleitung von Einwendungen an den Vorhaben-träger, sagt aber nichts zur DSGVO. Empfehlenswert wäre es, sich insoweit an die bereits be-stehende Regelung in § 30a Abs. 4 NABEG anzulehnen.\r\n§ 43 a neuer Absatz – Regelung zur Vollständigkeitsprüfung ergänzen.\r\nIm Planfeststellungsverfahren stellt die Frage der Vollständigkeit der Planunterlagen einen wesentlichen Verfahrensschritt dar, dessen Verzögerung das gesamte Verfahren deutlich ver-langsamen kann. Daher sollte § 43a EnWG um folgende entsprechende Regelung ergänzt wer-den:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Die Anhörungsbehörde hat nach Eingang des Plans, in der Regel spätestens innerhalb eines Monats, zu prüfen, ob dieser vollständig ist. Der Plan ist vollständig, wenn er prüffähig ist. Dies ist dann der Fall, wenn der Plan sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorha-bens verhält und die Behörde in die Lage versetzt, den Plan unter dieser Berücksichtigung näher zu prüfen. Fachliche Einwände und Nachfragen zum Plan stehen der Vollständigkeit nicht entgegen, sofern der Plan eine fachliche Prüfung überhaupt ermöglicht. Das Vollstän-digkeitsdatum ist der Tag, an dem die letzte Unterlage bei der Behörde eingegangen ist, die für das Erreichen der Vollständigkeit im Sinne der Sätze 2 bis 4 erforderlich ist.”\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 51\r\n§ 43a neuer Absatz - Ausschluss von Einwendungen\r\nFür § 16c Absatz 1 Nr. 2 BImSchG neu fordert der BDEW, dass für Anlagen nach dem Wasser-stoffBG Einwendungen, die nicht von der betroffenen Öffentlichkeit erhoben werden, ausge-schlossen sind. Gleiches sollte für energiewirtschaftsrechtliche Planfeststellungen gelten. Inso-fern sollte der neu gestaltete § 43a EnWG um eine vergleichbare Regelung, ergänzt werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„In Verfahren für Vorhaben von überragendem öffentlichem Interesse sind Einwendungen, die nicht von der betroffenen Öffentlichkeit erhoben werden, ausgeschlossen.“\r\n§ 43a neuer Absatz EnWG – Gleiche Einwendungs- und Stellungnahmefrist\r\n§ 43a EnWG sollte um einen neuen Absatz mit folgendem Inhalt ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Die gemäß § 73 Absatz 3a Verwaltungsverfahrensgesetz zu setzende Frist der Anhörungsbe-hörde soll mit dem Ablauf der Einwendungsfrist zusammenfallen.“\r\nMit dieser Neuregelung würde zwischen der Einwendungsfrist Privater, der Stellungnahmefrist von Verbänden und der Stellungnahmefrist der Behörden ein grundsätzlicher Gleichlauf her-gestellt und das Verfahren zeitlich beschleunigt. Der Gleichlauf würde den Vorhabenträger zu-dem in die Lage versetzen, einerseits frühzeitiger vorzeitige Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Absatz 1a EnWG zu stellen und damit zugleich die Verfahrenslast bei der zuständigen Enteignungsbehörde zeitlich zu strecken, und andererseits frühzeitiger die Zulassung des vor-zeitigen Baubeginns nach § 44c EnWG für zeitkritische Maßnahmen, wie zum Beispiel Vergrä-mungsmaßnahmen und Gehölzbeseitigung, zu beantragen.\r\n§ 43e Absatz 4 EnWG – Zuständigkeit des BVerwG implementieren\r\nAngesichts der zentralen Rolle der Wasserstoffkernnetzleitungen für das Gelingen des Hoch-laufs des Wasserstoffmarkts sollten Rechtsmittel gegen die Zulassungsentscheidungen dieser Leitungen sowie dem Leitungsbetrieb dienenden Anlagen unmittelbar durch das Bundesver-waltungsgericht überprüft werden. § 43e Absatz 4 EnWG sollte daher um folgenden Satz 3 neu ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Die Sätze 1 und 2 gelten für die Wasserstoffnetzinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoffkern-netzes im Sinne von § 28q sind, sowie Anlagen, die für den Betrieb dieser Leitungen notwendig sind und die nach § 43l Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 planfestgestellt werden, entsprechend.”\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 51\r\n§ 43l EnWG – Ergänzung für Erdgasnetz und Derivate erforderlich\r\n§ 43l Absatz 1 Satz 2 EnWG bedarf der Ergänzung um die für den Auf- und Ausbau des Was-serstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes. § 43l Absatz 1 Satz 2 EnWG sollte daher nach dem Wort “Wasserstoffleitungen” um folgende Wörter ergänzt werden, um zu gewährleisten, dass die Umstellungen der Gasleitungen auf den Transport von Wasserstoff zeitgerecht und unter gleichzeitiger Gewährleistung der Gas-versorgungssicherheit erfolgen können.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“und die für den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbau-maßnahmen des bestehenden Gasversorgungsnetzes”\r\nDie Neufassung des § 43l Absatz 2 EnWG mit der Einführung einer Frist von 12-Monaten für das Planfeststellungsverfahren ist zu begrüßen. Wie noch im Referentenentwurf vorgesehen sollte in einem neuen Satz 4 allerdings auch die Äußerungsfrist im UVPG wieder auf 2 Wochen verkürzt werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(2) Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Wasserstoffleitungen mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern einschließlich der Anbindungsleitungen von Anla-gen zur Erzeugung, zur Speicherung und zum Import von Wasserstoff mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern bedürfen der Planfeststellung durch die nach Landesrecht für Verfahren nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 zuständige Behörde. Die nach Landesrecht zu-ständige Behörde fasst den Planfeststellungsbeschluss innerhalb von zwölf Monaten. Sie kann die Frist um bis zu sechs Monate verlängern, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung, oder aus Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Die Fristverlänge-rung ist gegenüber dem Antragsteller zu begründen. Die Frist nach Satz 2 beginnt mit Ausle-gung der Planunterlagen nach § 43a Absatz 3. § 43 Absatz 3 Satz 2 bis 4, Absatz 3c Satz 1 Num-mer 1 und 3 und § 48a dieses Gesetzes sowie Anlage 1 Nummer 19.2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung sind auf Wasserstoffleitungen entsprechend anzuwenden. § 21 Absatz 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist mit der Maßgabe anzu-wenden, dass für den Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen die Äußerungsfrist zwei Wo-chen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet.“\r\n§ 43l Absatz 3 Satz 1 EnWG bedarf der Ergänzung der Wasserstoffderivate.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 51\r\n(3) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens kann die nach Landesrecht für Verfahren nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 zuständige Behörde die Errichtung und den Betrieb sowie die Ände-rung von Wasserstoffleitungen einschließlich der Anbindungsleitungen von Anlagen zur Erzeu-gung, zur Speicherung und zum Import von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten mit einem Durchmesser von 300 Millimeter oder weniger durch Planfeststellung zulassen. § 43 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bleibt unberührt. Absatz 2 Satz 2 bis 6 ist entsprechend anzuwenden.“\r\n§ 43l neuer Absatz – Vorrang für Wasserstoffleitungen ergänzen\r\n§ 43 Absatz 3a Satz 2 und 3 EnWG regelt, dass der beschleunigte Ausbau der Hochspannungs-leitungen und der für den Betrieb notwendigen Anlagen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende Schutzgüterabwägung eingebracht werden soll. Dies gilt gemäß Satz 3 nicht gegenüber den Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung. Angesichts der im Gesetzent-wurf erfolgten Feststellung, dass der Hochlauf des Wasserstoffmarkts ein zentraler Baustein für eine treibhausgasneutrale Wirtschaft darstellt, ist es interessengerecht, die bereits für die Stromleitungen getroffene Regelung auch für die Wasserstoffleitungen zur Anwendung zur bringen. Dies sollte in jedem Falle für die Wasserstoffkernnetzleitungen gelten.\r\nFür Wasserstoffleitungen sollte eine entsprechende Regelung in § 43l EnWG als neuer Absatz aufgenommen werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Bis die Energieversorgung im Bundesgebiet nahezu treibhausgasneutral ist, soll der beschleu-nigte Ausbau der Wasserstoffleitungen und der für den Betrieb notwendigen Anlagen sowie die für die Umstellung von Gasversorgungsleitungen für den Wasserstofftransport erforderli-chen netzverstärkenden Gasversorgungsleitungen als vorrangiger Belang in die jeweils durch-zuführende Schutzgüterabwägung eingestellt werden. Satz 2 ist nicht gegenüber Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung anzuwenden. § 43 Absatz 3b gilt entsprechend.“\r\n§ 43l neuer Absatz – Ergänzung für Leitungsumstellungen und erdgasnetzverstärkende Lei-tungsbaumaßnahmen\r\nWie bereits dargelegt, bedarf es für die Realisierung des Wasserstoffkernnetzes einer Vielzahl von Umstellungen von Erdgas auf Wasserstoff sowie für die Umstellung erforderlicher erdgas-verstärkender Leitungsbaumaßnahmen. Diese sollten folglich gleichfalls von der Neuregelung profitieren. § 43l neuer Absatz sollte folglich wie folgt formuliert werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 51\r\n„§ 43 Absatz 3 Satz 2 bis 4, Absatz 3c Satz 1 Nummer 1 und 3, § 48a sowie Anlage 1 Nummer 19.2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist auf Gasversorgungsleitungen, die auf Wasserstoff umgestellt werden sowie auf die für die Umstellung erforderlichen netzver-stärkenden Gasversorgungsleitungen entsprechend anzuwenden. § 21 Absatz 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist mit der Maßgabe anzuwenden, dass für den Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen die Äußerungsfrist zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet“\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Umstellung von LNG-Anbindungsleitungen auf Wasser-stoff erleichtern\r\nAngesichts der erfolgten Realisierung von Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen an das Fern-leitungsnetz i.S.d. § 43 Absatz 1 S. 1 Nr. 6 EnWG bedarf es in § 43l Absatz 4 EnWG einer Ergän-zung bezüglich dieser Anbindungsleitungen, um auch diese wie beabsichtigt perspektivisch auf Wasserstoff umstellen zu können. Die Ergänzung ist auch im Hinblick auf die in Absätzen 2 und 3 bereits in Bezug genommenen Anbindungsleitungen von Anlandungsterminals für Wasser-stoff konsistent. § 43l Absatz 4 sollte im Hinblick auf die LNG-Anbindungsleitungen an das Fernleitungsnetz i.S.d. § 43 Absatz 1 Satz 1 Nr. 6 EnWG ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nDie Wörter “und Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen” sollten nach dem Halbsatz “Behördli-che Zulassungen für die Errichtung, die Änderung und den Betrieb einer Gasversorgungsleitung für Erdgas” und vor dem Halbsatz “einschließlich der für den Betrieb notwendigen Anlagen,” eingefügt werden.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Raumordnerische Festlegungen in der AWZ auf Wasser-stoffleitungen erstrecken\r\n§ 43l Absatz 7 EnWG sollte im Hinblick auf die ausschließliche Wirtschaftszone um einen Satz 2 neu ergänzt werden, und zwar wie folgt:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Raumordnerische Festlegungen bzw. Ausweisungen in den Flächenentwicklungsplänen für Offshore-Windenergieanlagen und deren Stromtrassen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland innerhalb der Nord- und Ostsee gelten unmittelbar auch für Wasserstoffleitungen und Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff”.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 41 von 51\r\n§ 43p EnWG (neu): Schnelle Reparatur von Gasleitungen ermöglichen\r\nAngesichts der Verordnung (EU) 2024/1787 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 und der dort in Art. 14 Absatz 9 niedergelegten Regelung bedarf es für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine unverzügliche Reparatur, spätestens jedoch innerhalb von fünf Tagen, in der Regel auch tatsächlich durchfüh-ren zu können. Die Einhaltung dieser kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigungen, insbesondere naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein. Angesichts des mit der Reparatur verfolgten Schutzzwecks und des mit einem durch die Reparatur üblicherweise einhergehenden unwesentlichen Eingriffs sollte zur grund-sätzlichen Ermöglichung der Reparaturfristen folgende Neuregelung in § 43p EnWG neu getrof-fen werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 43p EnWG neu\r\n“Reparaturen zur Beseitigung von Leckagen an Gasversorgungsleitungen müssen den zuständi-gen Behörden unverzüglich angezeigt werden. Anträge auf öffentlich-rechtliche Zulassungen, insbesondere Genehmigungen, Erlaubnisse, Bewilligungen, Ausnahmen und Befreiungen sowie Zustimmungen sind auf Genehmigung nur erforderlich, wenn die jeweilige Behörde einen sol-chen nach Anzeige der Reparatur fordert.”\r\nbzw. sollte § 14 Absatz 1 BNatSchG wie folgt geändert werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Die land-, forst- und fischereiwirtschaftliche Bodennutzung sowie die Leckreparatur nach Art. 14 der Verordnung (EU) 2024/1787 sind nicht als Eingriff anzusehen, soweit dabei die Ziele des Naturschutzes und der Landschaftspflege berücksichtigt werden.“\r\n6. Artikel 7 Änderungen des Wasserhaushaltsgesetzes\r\n§ 11c WHG – Verfahren bei Wasserstoffinfrastrukturvorhaben\r\nDie vorgesehene entsprechende Anwendung der Absätze 1 Satz 2, 2 bis 6 und Absatz 7 Satz 1 bis 6des § 11a WHG in § 11c Absatz 1 WHG-E erscheint verfahrenssystematisch nachvollzieh-bar, ist aber im Hinblick auf das Ziel der Verfahrensbeschleunigung für Wasserstoffinfrastruk-turprojekte nur eingeschränkt sinnvoll.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 42 von 51\r\n§ 11c WHG-E enthält bereits über § 11a WHG hinausgehende Bestimmungen, insbesondere eine verbindliche Entscheidungsfrist von sieben Monaten sowie klare Vorgaben zur Fristver-längerung und zum Fristbeginn. Diese Regelungen stellen eine eigenständige und inhaltlich weitergehende Beschleunigungsnorm dar, während § 11a WHG im Kern lediglich verfahrens-organisatorische Standards zur Vollständigkeitsprüfung und Fristberechnung beinhaltet.\r\nVor diesem Hintergrund trägt die Bezugnahme auf § 11a WHG nicht maßgeblich zur zusätzli-chen Beschleunigung bei. Vielmehr könnte geprüft werden, ob eine eigenständige, kohärente Regelung im Rahmen von § 11c WHG-E ohne Rückgriff auf § 11a WHG rechtstechnisch und in-haltlich stringenter wäre.\r\nAlternativ wäre in der Gesetzesbegründung klarzustellen, dass die entsprechende Anwendung lediglich der Verfahrensvereinheitlichung dient, jedoch keine weitergehenden Beschleuni-gungswirkungen entfaltet.\r\nDabei wäre dann auch zu beachten, dass Wasserstoffinfrastrukturvorhaben regelmäßig mit wasserrechtlich relevanten Maßnahmen (Entnahmen, Einleitungen oder Eingriffen in Gewäs-serräume) verbunden sind. Diese betreffen die Belange der öffentlichen Wasserversorgung unmittelbar (zusätzliche Anforderungen an Wassermengen, potenzielle Auswirkungen auf Wasserschutzgebiete etc.). Eine deutliche Verfahrensverkürzung kann dabei den notwendigen fachlichen Abstimmungsprozess mit Wasserversorgungsunternehmen oder zuständigen Fach-behörden erschweren.\r\nUmso wichtiger ist es daher, dass die öffentliche Wasserversorgung durch § 11c WHG-E nicht mittelbar beeinträchtigt wird. Es sollte daher vorsorglich im Gesetzestext oder zumindest in der Gesetzesbegründung noch einmal ausdrücklich klargestellt werden, dass die Vorschrift die bestehenden Schutzmechanismen und Vorrangregeln für die öffentliche Wasserversorgung – insbesondere nach § 47 WHG – unberührt lässt. Auf diese Weise kann ein ausgewogener Inte-ressenausgleich zwischen Beschleunigung und Ressourcenschutz sichergestellt werden.\r\n§ 11 c Absatz. 1 Nr. 2 WHG\r\nDer BDEW regt an, dass die hier formulierten Fristen ausschließlich für eigenständige Planfest-stellungsverfahren zum Tragen kommen und das einzeln beantragte wasserrechtliche Erlaub-nisse für „einfache“ Bauwasserhaltungen weiterhin deutlich zügiger (Erwartungshorizont 6 Wochen) erteilt werden.\r\n§ 11c Absatz 2 WHG – Verfahrensbeschleunigung und Fristen\r\n§ 11c Absatz 2 WHG regelt die Entscheidungsfrist der Behörde im Rahmen von wasserrechtli-chen Planfeststellungsverfahren. Die eingeräumte Entscheidungsfrist für die Behörde von 12\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 43 von 51\r\nMonaten und im Verlängerungsfall sogar von 18 Monaten dürfte im Ergebnis das Ziel einer ef-fektiven Beschleunigung wasserrechtlicher Planfeststellungsverfahren für Wasserstoffinfra-strukturanlagen nicht deutlich beschleunigen. Daher regt der BDEW an, die Gesamtverfah-rensdauer für wasserrechtliche Genehmigungsverfahren auf höchstens 15 Monate zu reduzie-ren. Insofern sollten in § 11cAbsatz 2 WHG eine Erstfrist von 9 Monate und eine einmalige Fristverlängerungsmöglichkeit um max. 6 Monate eingeführt, sowie eine maximale Verfah-rensdauer von bis zu 15 Monaten normiert werden.\r\nDer BDEW setzt sich zudem dafür ein, dass die entsprechende Fristverlängerung immer be-gründet werden muss, um die Hürden für eine solche Verzögerung zu verdeutlichen.\r\nAbgesehen davon ist das Zusammenwirken der Frist von Planfeststellungsverfahren für Leitun-gen im Sinne des § 2 Abs. 1 Nr. 11 WasserstoffBG im neu gefassten § 43 l Abs. 2 EnWG mit der in § 11c Absatz 2 WHG geregelten Frist ist unklar. Hierauf sollte die Gesetzesbegründung ein-gehen.\r\nWasserrechtliche Verfahren insgesamt beschleunigen\r\nDer BDEW begrüßt eine Vereinfachung und Beschleunigung wasserrechtlicher Verfahren für Wasserstoffprojekte. Faktisch können diese Beschleunigungsregelungen jedoch dazu führen, dass sich die Verfahrensdauer \"normaler\" wasserrechtlicher Verfahren aufgrund von knappen Personalressourcen in den unteren Wasserbehörden weiter verlängern wird. Aufgrund der kurzen Fristen sind die Verfahren für Wasserstoffvorhaben nach dem WasserstoffBG vorrangig zu bearbeiten und andere Verfahren werden hintanstehen müssen. Der BDEW würde daher eine Vereinfachung und Beschleunigung wasserrechtlicher Vorhaben insgesamt begrüßen. Mindestens jedoch sind Wasserrechtsverfahren und Infrastrukturmaßnahmen der öffentli-chen Wasserversorgung (bspw. Leitungsbau), die auch der Erhöhung der Entnahmemengen und/oder der Belieferung von Wasserstoffprojekten dienen, ebenfalls in die Beschleunigung einzubeziehen.\r\nFormulierungsvorschlag für Ergänzung nach § 11cAbsatz 1 letzter Satz:\r\n„Die vorgenannten Maßgaben gelten auch für Wasserrechtsverfahren und Infrastrukturmaß-nahmen der öffentlichen Wasserversorgung, die auch der Erhöhung der Entnahmemengen und/oder der Belieferung von Wasserstoffprojekten dienen.“\r\n§ 70 Abs. 1 Satz 3WHG – Präzisierung der Fristenregelung wünschenswert\r\nDie Regelungen des § 11c WHG sind ausdrücklich zu begrüßen und werden einen wesentli-chen Beitrag zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren leisten. Die Fristenregelung ist im Hinblick auf zu führende BImSchG-Verfahren zudem sinnvoll. Die Fristenregelung führt in\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 44 von 51\r\nder vorliegenden Art jedoch zu einem auseinanderlaufen zwischen Erteilung des Planfeststel-lungsbeschlusses für eine Wasserstoffleitung und der Erteilung der für die Errichtung erforder-lichen wasserrechtlichen Erlaubnisse und Bewilligungen, da es für die Planfeststellungsbe-hörde aktuell keinerlei Fristvorgabe zur Erteilung des Planfeststellungsbeschlusses gibt. Inso-fern bedarf es entweder gleichlautender Fristen auch für die Erteilung des Planfeststellungs-beschlusses oder die Fristenregelung sollte auf die intendierten Verfahren, insbesondere BIm-SchG, beschränkt werden.\r\n§ 70 Abs. 4 WHG - Öffentliche Bekanntgabe\r\nDer Verweis auf eine Veröffentlichung in der Tageszeitung ist nicht mehr zeitgemäß und sollte da-her gestrichen werden.\r\n7. Artikel 8 – Änderung des Bundesfernstraßengesetzes\r\n§ 9 Absatz 2d Bundesfernstraßengesetz auf Wasserstoffleitungsvorhaben erweitern\r\nDie Einfügung des neuen § 9 Absatz 2d wird begrüßt. Absatz 2d Satz 1 sollte allerdings weitere Vorhaben der Wasserstoffinfrastruktur umfassen. Eine entsprechende Ergänzung ist vor dem Hintergrund der mit dem Gesetzentwurf verfolgten Ziele erforderlich. Sie ermöglicht eine Ein-zelfallbetrachtung, welche im Hinblick auf die konkret betroffenen Straßen eine Abwägung er-möglicht, ob eine Erweiterung dieser überhaupt noch wahrscheinlich ist und es im konkreten Einzelfall sinnvoll ist, die grundsätzlich geltende Anbauverbotszone unangetastet zu lassen oder im Einzelfall doch zu nutzen. Ebenso sollte Absatz 2d den Transport umfassen, da für Lei-tungen und insbesondere dem Leitungsbetrieb dienliche Anlagen ein gleiches Bedürfnis wie für die bereits benannten Anlagen besteht. Ebenso sollte die geplante Regelung auch auf Plan-feststellungsverfahren für Höchstspannungsleitungen Anwendung finden, da die Interessen-lage gleichgerichtet ist\r\nHierfür sollte folgende Anpassung vorgenommen werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„, Die Absätze 2 und 2a gelten nicht für Anlagen zur Erzeugung, zum Transport, zur Speiche-rung oder zum Import von Wasserstoff sowie für Vorhaben, betreffend die Errichtung und die Änderung von Wasserstoffleitungen sowie die Errichtung und die Änderung von Gasversor-gungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff nebst der den Betrieb der Leitungen notwendigen Anlagen sowie für Planfeststellungsverfahren für Höchstspannungs-leitungen.“\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 45 von 51\r\nAnlage - Zusätzliche generelle Beschleunigungsmaßnahmen\r\n1.\r\nVorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage – § 43 Absatz 3d neu\r\nUm frühzeitig Rechtssicherheit im Hinblick auf den zu prüfenden Sachverhalt zu schaffen und Verzögerungen zu vermeiden, die sich aus nachträglichen Veränderungen im Umfeld des Vor-habens ergeben, sollte vergleichbar der Regelung des § 10 Absatz 5 BImSchG der Zeitpunkt der maßgeblichen Sach- und Rechtslage für den Planfeststellungsbeschluss vorverlagert und fixiert werden. Nur so kann aus dem Teufelskreis von Veränderungen im Umfeld des Vorha-bens und sich daraus ergebenden Verzögerungen ausgebrochen werden. Richtiger Stichtag für diese Festlegung ist der Zeitpunkt des Fristablaufs der Behördenbeteiligung im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens. Zu diesem Zeitpunkt können alle Verfahrensbeteiligten auf der Grundlage der ihnen aktuell vorliegenden Sach- und Rechtslage Stellungnahmen, Einwendun-gen und Ergänzungen zum entscheidungserheblichen Sachverhalt vortragen. Nach Ablauf die-ser Frist eintretende Veränderungen blieben außer Betracht. Damit wird der Zeitpunkt der Un-beachtlichkeit von Änderungen, der sonst mit der Behördenentscheidung eintreten würde, sachgerecht vorverlagert. Eine entsprechende Regelung des § 43 Absatz 3d neu könnte wie folgt lauten:\r\n“Für Vorhaben, die im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicher-heit dienen, hat die Planfeststellungsbehörde die Entscheidung auf Grundlage der geltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Ablaufs der Stellungnahmefrist zu treffen.”\r\na.\r\nRaumordnerische Zielabweichungsentscheidung durch die Planfeststellungsbehörde – § 43 Absatz 3e neu\r\nZielabweichungen von raumordnerischen Zielen sollten auch durch die Planfeststellungsbe-hörde im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens entschieden werden können. Insofern sollte nachstehender neuer § 43 Absatz 3e EnWG umgesetzt werden:\r\n“Sollte die Errichtung einer Energieleitung zum Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes zu ei-nem raumordnerischen Zielkonflikt im Sinne von § 6 des Raumordnungsgesetzes beziehungs-weise der jeweiligen Landesraumordnungs- und Landesplanungsgesetze oder der Ausschließli-che Wirtschaftszone-Raumordnungsverordnung bestehen, entscheidet die zuständige Planfest-stellungsbehörde über die Zulässigkeit einer raumordnerischen und regionalplanerischen Ziel-abweichung. Eines vorlaufenden separaten Zielabweichungsverfahrens gemäß der Landes-raumordnungs- und Landesplanungsgesetze bedarf es nicht.”\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 46 von 51\r\nb.\r\nStreichung des § 43f EnWG und Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG\r\nVor Einführung des § 43f fand aufgrund der Verweisung im jetzigen § 43 Absatz 4 EnWG die Regelung des § 74 Absatz 7 VwVfG Anwendung. Danach entfiel und entfällt weiterhin das Er-fordernis der Durchführung eines Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahrens für planfeststellungspflichtige Energieleitungsvorhaben kraft Gesetzes, wenn ein Fall von unwe-sentlicher Bedeutung vorliegt. Ein Fall unwesentlicher Bedeutung liegt danach vergleichbar dem § 43f EnWG vor, wenn drei Voraussetzungen erfüllt sind:\r\n1. andere öffentliche Belange sind nicht berührt oder die erforderlichen behördlichen Ent-scheidungen liegen vor und stehen dem Plan nicht entgegen,\r\n2. Rechte anderer werden nicht beeinflusst oder mit den vom Plan Betroffenen sind entspre-chende Vereinbarungen getroffen worden und\r\n3. andere Rechtsvorschriften schreiben eine Öffentlichkeitsbeteiligung, die den Anforderun-gen des § 73 Absatz 3 S. 1 und Absatz 4 bis 7 VwVfG entsprechen muss, nicht vor.\r\nBei Vorliegen der vorstehenden Voraussetzungen bedarf es nach § 74 Absatz 7 VwVfG keines weiteren Anzeigeverfahrens und keiner Freistellungsanzeige durch die Planfeststellungsbe-hörde. Die Praxis der vergangenen Jahre hat gezeigt, dass alle Anzeigeverfahren zu einer Frei-stellung durch die Planfeststellungsbehörde geführt haben. Vor diesem Hintergrund hält FNB Gas den mit einem Anzeigeverfahren verbundenen Aufwand bei den Vorhabenträgern als auch bei den Behörden für unverhältnismäßig. Angesichts von absehbar weit über 1.000 erfor-derlichen Änderungsmaßnahmen am Erdgasnetz zur Umstellung auf einen Transport von Was-serstoff sowie Änderungen netzverstärkender Art durch diese Umstellung werden durch das Anzeigeverfahren dringend benötigte Kapazitäten für die Durchführung der Planfeststellungs-verfahren der Neubauleitungen gebunden bzw. Kapazitäten gebunden, die an anderer Stelle zielführender eingesetzt werden können.\r\nSollte die Streichung des § 43f EnWG in Erwägung gezogen werden, so wäre die Regelung des § 43f Absatz 2 Nr. 1 EnWG in der durch nachstehenden Vorschlag ergänzten Fassung als Rege-lung beizubehalten, da andernfalls durch das Wiederaufleben der UVP-Vorprüfungspflicht zu-sätzliche, bereits durch den Gesetzgeber als unnötig erachtete Kapazitäten bei den Vorhaben-trägern, Umweltbüros und Behörden gebunden werden. Aufgenommen werden könnte die Regelung wie folgt unter § 43b Absatz 2 EnWG neu. Der bisherige Absatz 2 würde zu Absatz 3:\r\n“Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für unwesentliche Änderungen nicht durchzuführen bei Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Trans-ports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4 sowie Änderungen und Erweiterungen von\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 47 von 51\r\nGasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\nSofern an der Regelung des § 43f EnWG festgehalten wird, regen wir an, dass eine Ergänzung in Abs. 2 Nr. 1 dahingehend erfolgt, dass Umstellungsprojekte generell von einer UVP ausge-nommen sind. Nach der derzeitigen Regelung ist unklar, ob z.B. eine UVP auch nach wasser-rechtlichen Vorgaben entfällt. Sofern diese nicht entfallen würde, wäre nach dem derzeitigen Wortlaut des § 43f EnWG der Anwendungsbereich der Vorschrift nicht mehr eröffnet mit der Konsequenz, dass bei einem Umstellungsprojekt ein Planfeststellungsverfahren durchzuführen ist.\r\nc.\r\n§ 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG – Ergänzung der Freistellung von der UVP (Alternative zu vorstehendem Vorschlag\r\nIm Hinblick auf den Auf- und Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur, welche die Umstellung vorhandener Erdgasleitungen auf Wasserstoff und netzverstärkende bzw. netzanpassende Erdgasmaßnahmen umfasst, sollte § 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG – auch soweit dem vorste-henden Vorschlag zur Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG nicht gefolgt wird – in jedem Falle nach den Wörtern “nach § 43l Absatz 4” um nachfolgende Wörter er-gänzt werden:\r\n“sowie Änderungen und Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen, die durch die Umstel-lung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\n2.\r\n§ 43g EnWG - Bewährten Einsatz von Projektmanagern stärken\r\na.\r\nBedingtes Wahlrecht der Vorhabenträger\r\n§ 43g EnWG sollte in Absatz 1 nach Satz 1 wie folgt ergänzt werden:\r\n„Auf Verlangen des Vorhabenträgers soll die nach Landesrecht zuständige Behörde einen Pro-jektmanager beauftragen.“\r\nDie Beauftragung eines Projektmanagers hat sich in den vergangenen Jahren als sehr probates Mittel zur Beschleunigung von Verfahren herausgestellt und findet vermehrt Einsatz. Dessen ungeachtet gibt es weiterhin eine Vielzahl von Behörden, die dem Einsatz eines Projektmana-gers ablehnend gegenüberstehen. Mit der vorstehenden Neuregelung soll eine angemessene Auseinandersetzung mit der Beauftragung eines Projektmanagers angereizt werden, um die behördlich angespannten Kapazitäten durch den Einsatz von Projektmanagern zu entlasten und Verfahren beschleunigt zum Abschluss zu bringen. Dabei ist es wichtig, dass die\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 48 von 51\r\neingeschränkte Bindung der Behörde nur auf Vorschlag des Vorhabenträgers erfolgt. Insofern obliegt es dem Vorhabenträger zu bewerten, ob es aus seiner Sicht zu einer Beschleunigung des Verfahrens durch den Einsatz eines Projektmanagers kommt.\r\nb.\r\nKlarstellung im Hinblick auf Besitzeinweisungsverfahren\r\n§ 43g Absatz 1 Nummer 5 EnWG sollte nach „Koordinierung“ und vor „der Enteignungs- und Entschädigungsverfahren“ um folgende Worte ergänzt werden:\r\n„der Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b„\r\nDurch die Ergänzung wird klargestellt, dass auch in den Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b EnWG Projektmanager eingesetzt werden dürfen. Die Möglichkeit des Einsatzes von Pro-jektmanagern auch in Besitzeinweisungsverfahren ermöglicht sowohl die Beschleunigung die-ser Verfahren als solche als auch die Bewältigung der bereits jetzt absehbar steigenden Anzahl an zukünftigen Fällen wegen der Vielzahl an Strom-, H2 wie CO2-Leitungsbauprojekten. Dar-über hinaus würde damit ein Signal an diejenigen Verbände ausgesendet, die mittlerweile of-fen mit Verweigerung des freihändigen Rechtserwerbs drohen, da die ÜNB wie FNB angesichts unzureichender Kapazitäten bei den Enteignungsbehörden keine Alternative hätten als sich zu den (unangemessenen) verbandsseitigen Bedingungen zu einigen.\r\n3.\r\nErgänzung von § 43l Absatz 7 EnWG\r\n§ 43l Absatz 7 EnWG sollte im Hinblick auf die ausschließliche Wirtschaftszone um einen Satz 2 neu ergänzt werden, und zwar wie folgt:\r\n“Raumordnerische Festlegungen bzw. Ausweisungen in den Flächenentwicklungsplänen für Offshore-Windenergieanlagen und deren Stromtrassen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland innerhalb der Nord- und Ostsee gelten unmittelbar auch für Wasserstoffleitungen und Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff.”\r\n4.\r\n§ 44 EnWG – Erleichterungen von Vorarbeiten\r\na.\r\n§ 44 Absatz 1 EnWG – Erweiterung der möglichen Vorarbeiten\r\nAngeregt wird die Erweiterung des § 44 Absatz 1 EnWG entsprechend der Regelung des § 8 Absatz 1 Nr. 2 LNGG. Dementsprechend müssten nach den Wörtern „einschließlich erforderli-cher Bergungsmaßnahmen“ die Wörter\r\n„und zwingend erforderliche Beseitigungen von Bäumen und anderen Gehölzen zur Baufeld-freimachung sowie die Durchführung naturschutzrechtlicher Ausgleichs- und Vermeidungs-maßnahmen einschließlich vorgezogener Ausgleichsmaßnahmen„\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 49 von 51\r\neingefügt werden.\r\nMit dieser Ergänzung können zentrale Vorarbeiten vorab umgesetzt werden und damit zu ei-ner beschleunigten Projektumsetzung beitragen. Insbesondere die vorgezogenen Ausgleichs-maßnahmen können eine signifikante Beschleunigung herbeiführen, indem ökologische fach-gerechte Maßnahmen vorab umgesetzt werden, die ohne ihre Durchführung zu ansonsten na-turschutzfachlich begründeten Bauverbotszeiten führen. Bauzeitenbeschränken können schnell Verzögerungen von einem halben Jahr bedeuten.\r\nb.\r\n§ 44 Absatz 5 EnWG neu – Beschleunigung der Genehmigungserteilung für Vorarbeiten\r\n§ 44 bedarf der Ergänzung, damit für die wichtigen und zeitkritischen zu duldenden Vorarbei-ten auch die erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmigungen für die Vorarbeiten zeitig vorliegen. Insofern wird folgender neuer Absatz 5 angeregt:\r\n„(5) Anträge auf öffentlich-rechtliche Zulassung von Vorarbeiten sind innerhalb eines Monats ab Eingang der vollständigen Unterlagen bei der zuständigen Behörde zu bescheiden. Nach Ab-lauf der Frist gilt die beantragte öffentlich-rechtliche Zulassung als erteilt, wenn der Antrag hinreichend bestimmt ist.“\r\nFür die notwendigen Vorarbeiten für die Planung und die Baudurchführung ist § 44 EnWG eine zentrale Vorschrift, die solche Arbeiten in vielen Fällen erst möglich macht. § 44 in seiner der-zeitigen Form regelt jedoch nur die zivilrechtliche Duldungspflicht der von den Vorarbeiten be-troffenen Personen. Die für die Vorarbeiten erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmi-gungen sind dessen ungeachtet weiterhin erforderlich und führt die Einholung dieser immer wieder zu Verzögerungen, die es zukünftig bei einer beschleunigten Umsetzung zu vermeiden gilt.\r\n5.\r\n§ 44b EnWG – Erleichterungen für die vorzeitige Besitzeinweisung\r\na.\r\n§ 44b Absatz 1 Satz 1 EnWG – Erweiterung auf betriebliche Erfordernisse zur Gewährleis-tung der technischen Sicherheit\r\n§ 44b Absatz1 S. 1 EnWG sollte nach den Wörtern „Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten“ um die Wörter „oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit gemäß § 49“ ergänzt und das “und” zwischen “Inbetriebnahme und den Betrieb” durch ein “oder” ersetzt werden, so dass Satz 1 zukünftig wie folgt lautet:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 50 von 51\r\n„Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit gemäß § 49 geboten und weigert sich der Eigentümer oder Besitzer, den Besitz eines für den Bau, die Inbetriebnahme oder den Betrieb sowie die Änderung oder Betriebsänderung von […]“\r\nMit dieser Ergänzung soll allen Netzbetreibern ermöglicht werden, auch dann ein Besitzein-weisungsverfahren führen zu können, wenn angesichts der Verpflichtung zur Gewährleistung der technischen Sicherheit nach § 49 EnWG eine Beurteilung erforderlich ist, ob Bauarbeiten am Netz erforderlich sind und die betroffenen Eigentümer oder Besitzer sich weigern, für die erforderlichen Beurteilungsmaßnahmen den Besitz zu überlassen. Die Ersetzung des Worts „und“ durch „oder“ stellt klar, dass der Bau, die Inbetriebnahme und der Betrieb gleichwertig nebeneinanderstehen und jeweils für sich ein Verfahren rechtfertigen.\r\nb.\r\n§ 44b Absatz 1a Satz 1 EnWG – Ablauf der Einwendungsfrist als maßgeblicher Zeitpunkt\r\n§ 44b Absatz 1a S. 1 EnWG sollte nicht mehr wie bisher auf den Abschluss des Anhörungsver-fahrens, sondern zukünftig auf den Ablauf der Einwendungsfrist abstellen. Satz 1 sollte daher zukünftig wie folgt lauten:\r\n„Der Träger des Vorhabens kann verlangen, dass nach Ablauf der Einwendungsfrist eine vor-zeitige Besitzeinweisung durchgeführt wird.“\r\nAbweichend von der grundsätzlichen Konzeption eines Planfeststellungsverfahrens, wonach es eine Anhörungs- und eine Planfeststellungsbehörde gibt und die Anhörungsbehörde der Planfeststellungsbehörde einen Anhörungsbericht nach Abschluss des Anhörungsverfahrens zu übermitteln hat, ist bei energiewirtschaftsrechtlichen Planfeststellungsverfahren die zu-ständige Behörde sowohl Anhörungs- als auch Planfeststellungsbehörde in einem. Dies führt dazu, dass grundsätzlich nicht klar bestimmbar ist, wann das Anhörungsverfahren abgeschlos-sen und damit Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Absatz 1a EnWG geführt werden kön-nen. Lediglich § 43a S. 1 Nr. 3 S. 2 enthält hierzu einen Hinweis in den Fällen des Entfalls eines Erörterungstermins, indem geregelt ist, dass die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme inner-halb von sechs Wochen nach Ablauf der Einwendungsfrist abzugeben und sie der Planfeststel-lungsbehörde zusammen mit den sonstigen in § 73 Absatz 9 des Verwaltungsverfahrensgeset-zes aufgeführten Unterlagen zuzuleiten hat. Die Umsetzung des Vorschlags würde Rechtssi-cherheit schaffen, zu welchem Zeitpunkt Verfahren beantragt werden können, und dem Vor-habenträger sowie der Enteignungsbehörde einen verlängerten zeitlichen Rahmen bieten, um bekannten Verweigerungsfällen mit Besitzeinweisungsverfahren frühzeitig zu begegnen und damit zugleich eine optimierte Kapazitätsauslastung der Enteignungsbehörden ermöglichen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 51 von 51\r\nDer Vorschlag entspricht im Übrigen der erfolgten Regelungen in § 8 Absatz 1 Nr. 3 LNGG, § 18f Absatz 1a FStrG und § 21 Absatz 1a AEG.\r\nc.\r\nVorzeitige Besitzeinweisungen für den vorzeitigen Baubeginn ermöglichen\r\n§ 44b sollte um die Möglichkeit der Besitzeinweisung bereits für die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c ergänzt werden. § 44b Absatz 1a Satz 3 sollte daher wie folgt ergänzt werden:\r\n“Satz 3 sollte nach dem Wort „Planfeststellungsbeschluss“ und vor dem Wort „bestätigt“ durch die Wörter „oder durch die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c“ ergänzt wer-den.“\r\nDie Zulassung des vorzeitigen Beginns ist ein zentrales Mittel zur beschleunigten Realisierung der erforderlichen Energieleitungsinfrastruktur. Wichtige Vorarbeiten wie Vergrämungsmaß-nahmen und Baufeldfreimachungen sind wichtige Meilensteine für einen planungsgemäßen Baustart und die fristgerechte Umsetzung des Vorhabens, da andernfalls aus naturschutzfach-lichen Gründen erhebliche Bauverzögerungen drohen. Die Umsetzung dieser Maßnahmen ist jedoch nur möglich, wenn sich die von den Maßnahmen Betroffenen mit der Inanspruch-nahme ihrer Flächen einverstanden erklärt haben und die Zulassung des vorzeitigen Baube-ginns erteilt wurde. Vielfach scheitern zeitkritische Maßnahmen jedoch an vereinzelten Ver-weigerern. Angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an der Realisierung der Ener-gieinfrastrukturen zur Ermöglichung der Energiewende und zur Erreichung der Klimaschutz-ziele wird es für gerechtfertigt gehalten, die Besitzeinweisung bereits mit Zulassung des vor-zeitigen Baubeginns für wirksam zu erklären."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020792","regulatoryProjectTitle":"Einführung gesetzlicher Maßnahmen zur Dämpfung der Förderkosten für Erneuerbare Energien im Rahmen der Energiewende","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/22/74/643016/Stellungnahme-Gutachten-SG2511240011.pdf","pdfPageCount":40,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 13. November 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nEnergiewende bezahlbar gestalten - Einsparpotenziale und Handlungs-empfehlungen des BDEW im Stromsektor\r\nSeite 2 von 40\r\nInhalt\r\n1 Hintergrund ....................................................................................................... 4\r\n2 Handlungsempfehlungen ................................................................................... 4\r\n3 Einleitung ......................................................................................................... 11\r\n4 Mögliche Maßnahmen zur Kostensenkung beim Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien ..................................................................................... 13\r\n4.1 Abschaffung der EEG-Förderung für Photovoltaik-Anlagen zur Volleinspeisung bis 100 kWp ........................................................................ 13\r\n4.2 Korrektur der Förderung für die Überschusseinspeisung aus PV-Dachanlagen zur Eigenversorgung ............................................................... 15\r\n4.3 Verpflichtende Direktvermarktung für Anlagen von mehr als 25 kW ......... 17\r\n4.4 Rücknahme der mit dem Investitionsförderprogramm der Bundesregierung eingeführten steuerlichen Begünstigung von PV-Anlagen und Heimspeichern für Unternehmen ................................................................ 18\r\n4.5 Vereinfachungen für den Ausbau von Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) ............................................................................................................... 19\r\n4.6 Bürokratie bei Genehmigungen von PV-Freiflächenanlagen abbauen ........ 19\r\n4.7 Fortsetzung der Maßnahmen für mehr Wettbewerb in den Ausschreibungen bei Windenergie an Land: Genehmigungen – Flächenverfügbarkeit – Flächennutzung ...................................................... 20\r\n4.8 Anpassung der „Innerparkverschattung“ beim Referenzertragsmodell ...... 22\r\n4.9 Beendigung der Innovationsausschreibung zur Förderung von Batteriespeicherprojekten ........................................................................... 23\r\n4.10 Ausgestaltung der MiSpeL-Festlegung für einen marktlichen Betrieb von Batteriespeichern ......................................................................................... 23\r\n4.11 Verzicht auf eine Ausweitung der Anschlussförderung für kleine Biogasanlagen ............................................................................................... 24\r\n4.12 Einsparpotenziale bei der Netzanbindung von Offshore-Windparks .......... 26\r\nSeite 3 von 40\r\n4.13 Absenken des Aufschlags für Kosten der Direktvermarktung durch Vereinfachung und Standardisierung der Direktvermarktung von Strom aus kleinen PV-Anlagen ....................................................................................... 28\r\n4.14 Schaffung von Anreizen für Bestandsanlagen zum Verzicht auf die Vergütung bei negativen Preisen ................................................................. 29\r\n4.15 Weitere Ausrichtung der Stromerzeugung an Preissignalen ....................... 36\r\n4.16 Stärkung des ungeförderten Zubaus Erneuerbarer Energien durch Besicherung des Ausfallrisikos langfristiger PPAs ........................................ 37\r\n4.17 Dezentrale Anwendungen durch Standardisierung und Digitalisierung ermöglichen .................................................................................................. 37\r\n5 Mögliche Maßnahmen zur Verringerung oder Dämpfung des Anstiegs der Infrastruktur- und Systemkosten ....................................................................... 38\r\n5.1 Zügigerer Ausbau der Netzinfrastruktur ...................................................... 38\r\n5.2 Verbesserte Auslastung der bestehenden Netzinfrastruktur ...................... 39\r\nSeite 4 von 40\r\n1 Hintergrund\r\nDer Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE) ist eine der großen Erfolgs-geschichten der Energiewende in Deutschland. Mit rund 20 Gigawatt neu installierter EE-Leis-tung im Jahr 2024 wurde ein neuer Höchstwert erreicht. Im ersten Halbjahr 2025 deckten Er-neuerbare Energien bereits rund 54 Prozent des deutschen Strombedarfs – ein Meilenstein auf dem Weg zu einer zukunftsfähigen, klimaneutralen Energieversorgung.\r\nDer aktuelle Fortschritt beim Ausbau Erneuerbarer Energien ist ein Erfolg und das Ergebnis klarer politischer Zielsetzungen, beschleunigter Verfahren und verlässlicher Investitionsbedin-gungen. Eine kontinuierliche Fortsetzung dieser Politik schafft Planungssicherheit und fördert Innovationen bei klimaneutralen Technologien in Deutschland und Europa. Zudem wirkt der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien perspektivisch dämpfend auf den Strompreis und die Ausgaben für Importe fossiler Energieträger.\r\nGleichzeitig zeigt sich, dass auch beim weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien Effizienzpoten-ziale bestehen. Diese zu heben, ist entscheidend, um die Transformation des Energiesystems langfristig kosteneffizient zu gestalten. Mit diesem Papier legt der BDEW praxistaugliche Vor-schläge vor, wie sich die Ausbaupfade der Erneuerbaren Energien effizienter umsetzen lassen – ohne den notwendigen Zubau auszubremsen oder Investitionssignale zu schwächen. Ziel ist es, die Transformation zugleich wirtschaftlich, planbar und beschleunigt voranzutreiben. So stärken wir den gesamten Industriezweig „EE-Stromerzeugung“, der wichtig ist für die deut-sche Wirtschaft, Wertschöpfung, Energieresilienz und die dafür nötigen Lieferketten sowie für Arbeitsplätze.\r\n2 Handlungsempfehlungen\r\n1.\r\nDie EEG-Vergütung für kleine und mittlere PV-Dachanlagen bis < 100 kWp zur Volleinspeisung kann aus Sicht des BDEW abgeschafft werden. PV-Dachanlagen zur Volleinspeisung werden seit dem Entfall der Einspeisevergütung bei negativen Börsen-strompreisen insbesondere im Segment bis 30 kWp ohnehin kaum noch zugebaut. Durch eine Beendigung der Förderung ist zwar ein gewisser Rückgang des ohnehin nur noch geringen Zubaus kleiner und mittlerer PV-Anlagen zur Volleinspeisung zu erwar-ten. Dieser Rückgang würde jedoch nur zu schwachen Einbußen bei der Stromerzeu-gung aus PV-Anlagen führen, da dieses Anlagensegment insgesamt nur noch einen ge-ringen Anteil an der installierten PV-Leistung ausmacht.\r\n2.\r\nUm große Dachflächen auf Gebäuden ohne die Möglichkeit zur Eigenversorgung auch weiterhin zu nutzen, empfiehlt der BDEW den Fortbestand der Möglichkeit zur Volleinspeisung über Ausschreibungen für die geförderte Direktvermarktung für PV-Dachanlagen ab 100 kWp. Ausschreibungen für größere PV-Dachanlagen > 750 kWp\r\nSeite 5 von 40\r\nsollten ebenfalls fortbestehen. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlags-\r\nwert für ein Gebot im Juni 2025 in Höhe von 9,22 ct/kWh zeigt, dass größere PV-Dach-anlagen auch bei einem Entfall der Förderung bei negativen Preisen bereits zu – ge-messen am Vergütungsniveau kleiner Dachanlagen – mäßigen Förderkosten errichtet werden können. Ggf. ist eine Anpassung des zulässigen Höchstwerts erforderlich, um durch die verlängerte Amortisationszeit erforderlichen höheren Gebote zu ermögli-chen.\r\n3.\r\nPV-Dachanlagen zur Eigenversorgung und Teileinspeisung weisen unter den aktuell gel-tenden Regelungen zu Netzentgelten eine weiterhin gute Wirtschaftlichkeit auf, sodass ihr Zubau kontinuierlich voranschreitet. Auch wenn die Zahlen unter den Rekordwer-ten der Boomjahre 2022 und 2023 liegen, bewegen sich die Zubauzahlen im Segment der Hausanlagen weiterhin über dem langjährigen Durchschnitt. Für diese PV-Dachan-lagen sollte die aktuell geltende Festvergütung für die Überschusseinspeisung bis zu einer Leistung von 25 kWp durch eine Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung ersetzt werden. Die PV-Anlagen könnten ihre Erzeugung dann stärker in den Markt in-tegrieren. Um die Förderung nur sukzessive abzuschmelzen und einen Einbruch des Zu-baus zu vermeiden, könnte der anzulegende Wert in Abhängigkeit der Kosten für die Installation einer PV-Dachanlage durch die BNetzA angepasst werden.\r\nBei der künftigen Anpassung der Förderung der PV-Anlagen mit Eigenverbrauch und Teileispeisung muss auch das Ergebnis des von der BNetzA geleiteten Prozesses zur Neufestlegung der Netzentgelten berücksichtigt werden. Der BDEW hat dort eine stär-kere Gewichtung der leistungsbezogenen Netzentgeltkomponenten vorgeschlagen. Zwingende Voraussetzung für die Neujustierung der Förderung sind standardisierte massengeschäftstaugliche Prozesse, um die anfallenden kleinen Strommengen kos-tengünstig vermarkten zu können. Bis zur Umsetzung der standardisierten Prozesse können die Anlagenbetreiber – da sie oft keinen Direktvermarkter finden werden – sich übergangsweise dafür entscheiden, ihren Überschussstrom dem Verteilnetzbe-treiber unentgeltlich zu überlassen oder bei einem Überangebot an Strom über die Mittagszeit abzuregeln. Eine Abregelung oder zumindest Einspeisebegrenzung hätte den Vorteil, dass der Strom nicht mehr zu Zeitpunkten, zu denen er nicht benötigt wird, eingespeist wird. So entstehen Anreize zur Erschließung von Flexibilitäten sowie zu einer am Strompreis orientierten Betriebsweise der Hausspeicher. Soll die Über-schusseinspeisung noch für eine Überganszeit über das EEG gefördert werden, kann durch einen Fortbestand der Spreizung zwischen gleitender Marktprämie und Fest-vergütung in Höhe von 0,4 ct/kWh ein Anreiz zum Wählen der Direktvermarktung ge-schaffen werden.\r\nSeite 6 von 40\r\n4.\r\nPV-Dachanlagen ab einer installierten Leistung von 25 kWp sollten ihren Strom aus Sicht des BDEW künftig verpflichtend direktvermarkten müssen. Unabdingbare Voraus-setzung hierfür sind ebenfalls die bereits genannten standardisierten Prozesse, um die vergleichsweise kleinen Strommengen wirtschaftlich vermarkten zu können. Der BDEW erarbeitet hierzu im Branchenprozess konkrete Vorschläge, die vor der Absen-kung der Schwelle für die verpflichtende Direktvermarktung umgesetzt werden müs-sen.\r\n5.\r\nSeit einigen Monaten besteht eine Möglichkeit für Sonderabschreibungen von PV-An-lagen für Unternehmen gemäß dem Investitionsförderprogramm der Bundesregie-rung. Diese neue Maßnahme ist eine weitere Begünstigung der ohnehin wirtschaftli-chen PV-Dachanlagen und Hausspeicher. Diese steuerliche Förderung kann aus Sicht des BDEW daher wieder zurückgenommen werden.\r\n6.\r\nStrom aus Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) ist heute unter günstigen Bedin-gungen wettbewerbsfähig, jedoch besonders in Kombination mit dem sicheren Investi-tionsrahmen des EEG im Hintergrund (geringere Finanzierungszinsen wegen Risikoabsi-cherung). Beträgt der Anteil von PV-Freiflächenanlagen am Bestand derzeit nur rund 20 Prozent, so liegt er beim Zubau des bisherigen Jahres 2025 bereits bei fast 50 Pro-zent. Um weitere PV-Freiflächenpotenziale zu erschließen, sollten Einschränkungen bei Freiflächenanlagen, wie der Ausschluss von Agrarland und die Anlagenzusammen-fassung entlang von Verkehrswegen, entfallen bzw. angepasst werden. So kann der Anteil von Freiflächen-PV am Zubau weiter gesteigert werden.\r\n7.\r\nDie Erzeugungskosten von PV-Freiflächenanlagen sind umso geringer, je größer die An-lage ist. Im aktuellen EEG liegt die Maximalgröße bei 50 MW, vorbehaltlich der Ge-nehmigung durch die EU-Kommission. Größere Anlagen sollen nicht gefördert werden, da diese von allein wirtschaftlich tragfähig seien. Die wirtschaftlichen Rahmenbedin-gungen haben sich seitdem aber spürbar verändert. Darum sollte diese Grenze noch-mals überprüft und bei Bedarf auf 80 MW angehoben werden.\r\n8.\r\nPV-Freiflächenanlagen sind baurechtlich wenig komplex und sollten daher unbürokra-tischer als derzeit genehmigt werden.\r\n9.\r\nBei Windenergie an Land haben eine hohe Zahl an Genehmigungsbescheiden und wei-ter rückläufige Verfahrenslaufzeiten in den meisten Ländern zu einer ausreichenden Projektpipeline geführt. Dadurch entsteht in den Ausschreibungen eine wettbewerbli-che Preisfindung, die bereits zu einem Sinken der EEG-Zuschlagswerte führt. Zudem verringern verbesserte und zügigere Genehmigungsverfahren die Projektkosten – auch wenn diese sich steigenden Preisen für Umspannwerke und Windenergieanlagen ge-genübersehen – und ermöglichen so bislang niedrigere Gebote. Diese Entwicklung\r\nSeite 7 von 40\r\nmuss fortgesetzt werden\r\n, um einen geringeren Förderbedarf für Windenergie an Land zu erreichen. Auch der Höchstwert sollte nicht von der Bundesnetzagentur (BNetzA) abgesenkt werden, sondern muss auf dem aktuellen Niveau fortbestehen. Um die ge-nehmigten Projekte zur Umsetzung zu bringen, wären zeitlich befristet erhöhte Aus-schreibungsmengen eine Option.\r\n10.\r\nDie aktuelle Regelung nach § 36h EEG 2023 schafft einen ökonomischen Anreiz zur Verdichtung von Windparks: Abschattungseffekte durch benachbarte Windenergiean-lagen werden bereits im Standortgütenachweis berücksichtigt. So entstehen durch Windabschattungen Ertragsverluste, die teilweise über das Referenzertragsmodell bzw. die EEG-Vergütung kompensiert werden. Das führt zu einer höheren Flächenaus-nutzung, aber auch zu höheren Stromgestehungskosten, was technisch und volkswirt-schaftlich suboptimal ist. Es gilt einen Ausgleich zwischen Flächeneffizienz und niedri-geren Stromgestehungskosten zu schaffen. Eine Reform der Kompensation von Windabschattungsverlusten kann dazu beitragen, dass Windenergieanlagen mit grö-ßerem Abstand und effizienter zueinander errichtet werden. Die Folge wäre eine Ab-senkung der Förderkosten im EEG-System. Bereits signifikante Einsparungen werden z. B. durch eine Begrenzung der Kompensation auf 10 Prozent erreicht. Größere Ab-stände zwischen den Anlagen können allerdings den Gesamtflächenbedarf erhöhen und sollten daher frühzeitig in die strategische Flächenplanung einbezogen werden. Dies könnte insbesondere bei der Umsetzung des zwei-Prozent-Flächenziels nach dem Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten (WindBG) relevant werden. Daher sollte eine Reduktion des Abschattungsausgleichs frühzeitig mit der Flächenplanung der Länder abgestimmt werden, um Flächenengpässe zu vermeiden. Keinen Kosten-vorteil sieht der BDEW in der Abschaffung des Korrekturfaktors von 50 Prozent im Referenzertragsmodell: Zwar sänke die höchste Vergütung, wenn nur bis zu einer Standortgüte von 60 Prozent extrapoliert würde. Diese Kostenersparnis für das EEG-Konto würde aber das Auseinanderfallen von Erzeugungszentren in Norddeutschland und Verbrauchszentren in Süd- und Westdeutschland begünstigen. Eine Möglichkeit zur Stärkung des Zubaus in verbrauchsnahen Regionen ergäbe sich auch durch eine Komponente in der Ausschreibung, die Windprojekten in diesen Regionen einen Vor-teil bei der Vergabe der Zuschläge gewährt. Ebenso würde eine Korrektur des Höchst-wertes in der Ausschreibung für Windenergie an Land von derzeit 7,35 ct/kWh aus Sicht des BDEW keinen Einspareffekt mit sich bringen. Stattdessen muss der Wettbe-werb in der Ausschreibung weiterhin greifen, damit die Zuschlagshöhen in den Aus-schreibungen weiter sinken. Bei der in Kürze zu erwartenden Umsetzung der Net Zero\r\nSeite 8 von 40\r\nIndustry Ac\r\nt (NZIA)-Regelungen muss zudem darauf geachtet werden, dass Kostenstei-gerungen vermieden werden, die eine höhere Förderung notwendig machen würden.\r\n11.\r\nDie Innovationsausschreibung zur Förderung der mittlerweile ohnehin sehr wirtschaft-lichen Batteriespeicher kann bei Kombinationsausschreibungen beendet werden. Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus PV-Freiflächenanlagen und Batteriespeichern werden auch ohne Förderung nach und nach eine stärkere Rolle im ungeförderten PPA-Markt spielen, da diese Kombination das Marktwertprofil von Strom aus Photovol-taik-Anlagen wesentlich verbessert. Daher ist es entscheidend, dass Batteriespeicher in Kombination mit EE-Anlagen hinter dem Netzanschlusspunkt durchgehend zugelassen werden müssen. Die freiwerdende Ausschreibungsmenge sollte auf die Ausschrei-bungsmenge für PV-Freiflächenanlagen aufgeschlagen werden.\r\n12.\r\nUm Batteriespeichern einen wirtschaftlichen Betrieb ohne zusätzliche Förderung zu er-möglichen, muss das BNetzA-Festlegungsverfahren zur Marktintegration von Spei-chern und Ladepunkten (MiSpeL) zügig abgeschlossen werden. Es verfolgt die Umset-zung der gesetzlichen Änderungen durch das „Solarpaket“ und das „PV-Spitzengesetz“ zur Speicherflexibilisierung insbesondere in §§ 19 Abs. 3 ff. EEG. Eine möglichst zeit-nahe Umsetzung ist im Sinne der gesamten Branche, insbesondere vor dem Hinter-grund, dass Speicher zusammen mit kleineren EE-Anlagen in der Direktvermarktung marktdienlich und im besten Fall sogar netzdienlich ohne Förderverlust eingesetzt wer-den können. Auch hier ist die Einführung massengeschäftstauglicher Geschäftspro-zesse unverzichtbare Voraussetzung für eine erfolgreiche Umsetzung.\r\n13.\r\nStrom aus Biogasanlagen bleibt wegen der nicht mehr nennenswert reduzierbaren Substratkosten dauerhaft eine vergleichsweise teure Erneuerbare Energie mit hohen variablen Kosten. Für eine Anschlussförderung müssen aus der EEG-Vergütung fal-lende Anlagen eine höhere Flexibilisierung und die Nutzung der Abwärme gewährleis-ten. Daher ist zu erwarten, dass in den kommenden Jahren nur rund ein Drittel der aus der EEG-Förderung fallenden Biogasanlagen eine Anschlussförderung erhalten werden, rund ein weiteres Drittel wechselt voraussichtlich in die Biomethaneinspeisung und das letzte Drittel scheidet voraussichtlich aus der Verstromung aus. Ein Fortbestand der aktuellen Ausschreibungsbedingungen führt also ohne weitere Maßnahmen zu einer jährlichen Einsparung an EEG-Förderung und sollte daher aus Sicht des BDEW beibe-halten werden.\r\n14.\r\nBei Offshore-Windparks bestehen erhebliche Einsparpotenziale bei den Kosten der Netzanbindung. Hierzu gehören kürzere, diagonale Seekabelführungen, eine nördliche Umgehung des Artillerieschießgebietes für zukünftige Netzanbindungen und eine grenzüberschreitende, radiale Anbindung von Flächen. Weitere Kostensenkungspoten-\r\nSeite 9 von 40\r\nziale entstehen durch den koordinierten Weiterbetrieb bestehender und i\r\nm Bau be-findlicher Offshore-Windparks und eine Verlängerung des Genehmigungszeitraums auf 35 Jahre für zukünftige Anlagen. Zur Verbesserung der Kosteneffizienz sollten die Flä-chen noch stärker ertrags- und kostenoptimiert geplant sowie das 2-K-Kriterium, ein nur in Deutschland geltender und mit deutlichem Mehraufwand einhergehender Vor-sorgewert zur Begrenzung der möglichen Wassertemperaturerhöhung, überprüft und angepasst werden.\r\n15. Durch die flächendeckende Anwendung eines derzeit mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) erarbeiteten Branchenstandards für Direktvermark-tung und eine digitalisierte Abwicklung der Direktvermarktung können Kosten einge-spart werden. Diese waren nicht nur aufgrund fehlender Standards, sondern auch auf-grund mangelnder Datenqualität sogar angestiegen. Danach wird eine Anpassung der Marktprämie, in die die vorherige Managementprämie in Höhe von 0,4 ct/kWh inte-griert wurde, an die geringeren Kosten möglich, ohne dass der Anreiz für Bestandsan-lagen zum Wechsel in die Direktvermarktung entfällt. Dabei ist darauf zu achten, dass die Absenkung nicht zu weitgehend ausfällt, um den für Bestandsanlagen zulässigen Wechsel zurück in die Festvergütung zu vermeiden. Zudem kann für Neuanlagen nach erfolgreicher Vereinfachung der Direktvermarktung auf einen Aufschlag für Vermark-tungskosten in der Marktprämie verzichtet werden.\r\n16.\r\nDie aktuelle Gesetzeslage sorgt dafür, dass künftig bei Neuanlagen die EEG-Förderung bereits bei viertelstündlichen negativen Börsenstrompreisen entfällt. Allerding genie-ßen laufende EEG-Anlagen Bestandsschutz, der auch keinesfalls in Frage gestellt wer-den darf. Das EEG 2023 bietet für Anlagen bis zum Inbetriebnahmejahr 2015 die Mög-lichkeit, gegen einen Vergütungs-Aufschlag von 0,6 ct/kWh für den verbleibenden För-derzeitraum auf Zahlungen bei negativen Preisen zu verzichten. Gleiches gilt für neuere Anlagen mit Leistung unter den Schwellenwerten für eine Negative-Preise-Regelung. Um noch mehr Anlagenbetreibern die Möglichkeit zu geben, zur Verringerung der ne-gativen Preiszeiten beizutragen und damit das EEG-Konto zu entlasten, sollten aus Sicht des BDEW daher Möglichkeiten für Anlagen der Inbetriebnahmejahre ab 2016 ge-schaffen werden, für die bereits eine Negative-Preise-Regelung mit längerem Zeitbe-zug gilt. Sie könnten gegen eine moderate Anhebung der EEG-Vergütung in den § 51 bzw. 51a EEG zu optieren und auf die Vergütung bei negativen Preisen zu verzichten. Dabei sollte nach Technologien sowie nach Inbetriebnahmejahren differenziert wer-den. Nehmen viele Bestandsanlagen eine Wechseloption in eine Vergütung ohne Zah-lung bei negativen Preisen wahr, wird der Effekt noch verstärkt, indem die negativen Preise insgesamt weniger stark negativ sind und dementsprechend auch für EEG-Anla-gen weniger Zahlungen aus dem EEG-Konto fällig werden, wenn sie in der für sie\r\nSeite 10 von 40\r\ngeltenden EEG\r\n-Förderung bleiben. Der Effekt tritt allerdings nicht durch Wegfall einer Auszahlung bei negativen Preisen ein, sondern nur, sofern auch wirklich keine Einspei-sung erfolgt. Andernfalls müssten die Mengen trotzdem durch die ÜNB vermarktet werden, sofern die Anlagen sich in Festvergütung befinden. Gleichzeitig sorgen die ak-tuellen Regeln nicht dafür, dass per se weniger Zahlungen aus dem EEG-Konto erfol-gen, sondern nur, dass diese zu einem späteren Zeitpunkt nachgeholt werden.\r\n17.\r\nAlle Maßnahmen in Richtung einer stärker an Preissignalen orientierte Stromerzeu-gung verbessern die Übereinstimmung von Angebot und Nachfrage und verringern da-mit den Förderbedarf. Das umfasst u. a. die Ausgestaltung des Fördersystems, Anreize für systemdienliches Verhalten, aber in besonderer Weise auch die marktbasierte Fi-nanzierung Erneuerbarer Energien durch die Nachfrage nach langfristigen Stromliefer-verträgen (PPAs).\r\n18.\r\nKünftig müssen sich Prosuming-Anwendungen stärker systemdienlich verhalten und benötigen dafür die passenden Rahmenbedingungen. Der Betrieb von Hausspeichern darf nicht – wie derzeit – einen Anreiz haben, Strom ohne Dämpfung der Mittagsspitze einzuspeichern. Sowohl Prosuming-Lösungen für Einfamilienhäuser als auch für grö-ßere Anwendungen in Quartieren und gewerblicher Nutzung müssen ihre Wirtschaft-lichkeit künftig über die Bereitstellung und Nutzung von Flexibilitäten, Speichern und lokalen Sektorkopplungslösungen erreichen. Hierzu braucht es noch mehr einheitliche energiewirtschaftliche Prozesse und Standards, damit lokale Anwendungen die ener-giewirtschaftlichen Pflichten unkompliziert erfüllen oder regionale Versorger kosten-günstige Dienstleistungen für Quartiere anbieten können. Durch Anreize könnten auch Speicher nachgerüstet oder im Bestand auf eine systemdienliche Fahrweise umgestellt werden. Außerdem muss der Rollout intelligenter Messsysteme weiter vorangebracht und der Wettbewerb im Messwesen aufrechterhalten werden.\r\n19.\r\nAnlagen, die nach 20 Jahren aus der EEG-Förderung fallen, erhalten heute eine An-schlussvergütung in der Höhe des Marktwertes, reduziert um die Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Hierbei handelt es sich nahezu ausschließlich um Volleinspeiseanlagen. Die Anschlussvergütung könnte an eine starke Einspeisebe-grenzung zur Mittagszeit gekoppelt werden. Dies würde einen Anreiz setzen, den Strom stattdessen zu speichern oder direkt zur Sektorkopplung zu verwenden. Zugleich steigt dadurch der Marktwertsolar, wodurch das EEG-Konto entlastet wird. Um Rechts-unsicherheiten zu vermeiden, sollten der betreffende Zeitraum und der Umfang der Einspeisebegrenzung gesetzlich konkret definiert werden.\r\n20.\r\nEine Möglichkeit zur Versorgung von gewerblichen Abnehmern mit Grünstrom sind Di-rektlieferungen aus Wind- und PV-Anlagen. Wird die derzeitige Obergrenze durch das\r\nSeite 11 von 40\r\nErfordernis des „unmittelbaren räumlichen Zusammenhangs“ im EEG für\r\nEE-Erzeuger und Abnehmer für Direktlieferungen aufgehoben, werden wesentlich mehr Anwen-dungen möglich. Die laufende Reform der Netzentgeltsystematik kann durch eine Stär-kung der Kapazitätskomponente bei den Netzentgelten eine Verzerrung der Zahlungen vermeiden. So wird mit Direktleitungen, die durch EE-Anlagenbetreiber selbst errichtet werden und über eine Teilnutzung des Netzes der allgemeinen Versorgung eine kos-teneffiziente lokale EE-Nutzung ermöglicht, ohne verdeckte Kosten auf andere Verteil-netznutzer abzuwälzen.\r\n21.\r\nDerzeit stellen langwierige und intransparente Vergabe- und Auskunftsprozesse für Netzanschlüsse eines der größten Hemmnisse bei der Transformation unseres Energie-systems dar. Die Vorgaben aus der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie zur Aus-kunftspflicht von Verteilnetzbetreibern (VNB) über den Status von Netzanschlussbe-gehren und zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten sind zentral für die Beschleuni-gung von Netzanschlüssen und müssen zügig national umgesetzt werden.\r\n22.\r\nDamit Kostendämpfungspotenziale im Stromnetz gehoben werden können, bedarf es angepasster rechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Der BDEW hat in seinem im Juni 2025 veröffentlichten Papier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ da-für eine Reihe an Vorschlägen vorgelegt.\r\n3 Einleitung\r\nDer Ausbau der Erneuerbaren Energien und die Ertüchtigung der dazu notwendigen Infra-strukturen sind Aufgaben, mit denen sich in den vergangenen 35 Jahren eine Reihe von Bun-desregierungen befasst haben. Die Branche hat geliefert: Die Entwicklung zu einem klimaneut-ralen, versorgungssicheren und bezahlbaren Energiesystem schreitet voran und wird auch von keiner Partei im demokratischen Spektrum mehr in Frage gestellt.\r\nMit der Energiewende gehen zudem umfangreiche lokale und regionale Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte einher, die die Investitionssummen übersteigen.\r\nGleichzeitig tritt – auch getrieben von der Sorge um die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft – eine Diskussion um die mit den Investitionen in die Energiewende einhergehen-den Kosten, sowohl für die Energieverbraucher als auch für den Staatshaushalt, in den Vorder-grund. Tatsächlich liegen die Strompreise für Haushaltskunden mittlerweile an der Spitze des europäischen Durchschnitts.\r\nSeite 12 von 40\r\nAbbildung 1: Durchschnittliche Haushaltsstrompreise in Europa 1. Halbjahr 2025\r\nEin ähnliches Bild bietet sich beim Blick auf die durchschnittlichen Industriestrompreise: Dort liegt Deutschland zwar nicht ganz an der Spitze, aber auf Platz drei nach Irland und Zypern.\r\nGleichzeitig senkt der ambitionierte Ausbau der Erneuerbaren Energien den Börsenstrom-preis, da die Erneuerbaren Energien konventionelle Kraftwerke im Markt verdrängen und der markträumende Preis im Durchschnitt sinkt – und das stärker als die Förderkosten im EEG für den Bundeshaushalt ansteigen. So hat eine Berechnung von Agora Energiewende1 ergeben, dass der durchschnittliche Börsenstrompreis um bis zu 23 Prozent sinken kann, wenn die Bun-desregierung am aktuellen Ausbaupfad festhält, anstatt die Ausbauziele für Wind- und Solar-energie um 45 Prozent zu senken. Dies gilt unabhängig von der Entwicklung der Stromnach-frage in Deutschland.\r\n1 Agora Energiewende 2025: Erneuerbare Energien senken den Strompreis unabhängig von der Nachfrage (www.agora-energiewende.de) olie\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n, ,\r\n, ,\r\n,\r\n, , , ,\r\n, ,\r\n, ,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n, , ,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n, ,\r\nEuropä ischer Strompreisvergleic h\r\nin ct k h,\r\nuelle Eurostat Stand alb ahr\r\nSeite 13 von 40\r\nAbbildung 2: Durchschnittliche Industriestrompreise in Europa 1. Halbjahr 2025\r\nNicht von der Kostendämpfung erfasst werden nämlich die Systemkosten – also für den Aus-bau und die Ertüchtigung der Energiewende-Infrastruktur anfallende Investitionen, die in wei-ten Teilen auf den Strompreis umgelegt werden. Die neue Bundesregierung hat sich daher die Dämpfung der Energiepreise – insbesondere auch der derzeit weiter steigenden Systemkosten – als wesentliches Ziel der laufenden Legislaturperiode gesetzt.\r\nDer BDEW zeigt mit diesem Positionspapier Möglichkeiten zur Dämpfung der Energiewende-Kosten im Stromsektor auf. Dabei werden Einsparoptionen bei den Investitionskosten den da-mit einhergehenden Folgen gegenübergestellt. Der BDEW leistet damit einen Beitrag zur transparenten Darstellung von möglichen kurzfristigen Kostensenkungspotenzialen in der Energiewende mit dem Schwerpunkt „Stromerzeugung“. Das vorliegende Dokument ergänzt das Positionspapier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ mit Vorschlägen zur Senkung der Netzkosten (siehe Kapitel 4).\r\n4 Mögliche Maßnahmen zur Kostensenkung beim Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien\r\n4.1 Abschaffung der EEG-Förderung für Photovoltaik-Anlagen zur Volleinspeisung bis 100 kWp\r\nKleine Photovoltaik-Anlagen nehmen nach Auffassung des BDEW eine wichtige Rolle bei der Energiewende ein: So ermöglicht keine andere Technologie zur Erzeugung von Strom aus Er-neuerbare Energie eine so breite Beteiligung der Bürgerinnen und Bürger an der Energie-\r\nolie\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n, , , , ,\r\n,\r\n, , , ,\r\n, ,\r\n,\r\n, , ,\r\n,\r\n,\r\n,\r\nEuropä ischer Strompreisvergleic h\r\nin ct k h, ohne ersta ungsfähige Steuern,\r\nuelle Eurostat Stand alb ahr\r\nSeite 14 von 40\r\nwende wie die kleine PV auf Dächern. Es werden Investitionspotenziale gehoben und über die Anschaffung von Wärmepumpen, E-Ladesäulen und Elektrofahrzeuge weitere Investitionen in Klimaschutztechnologien ausgelöst. Zudem eignen sich PV-Dachanlagen auch für Mehrfamili-enhäuser in dicht bebauten Räumen, wo bisher noch zu wenig Photovoltaik genutzt wird. PV-Dachanlagen nehmen keine zusätzlichen Flächen in Anspruch. Insbesondere in urbanen, ver-maschten Netzen kann die dezentrale Photovoltaik-Erzeugung bestehende Betriebsmittel bes-ser auslasten und langfristig die Systemkosten senken. Der BDEW befürwortet daher einen Fortbestand der bestehenden Zielsetzung, nach der der Ausbau der Photovoltaik jeweils hälf-tig durch Dachanlagen und Freiflächenanlagen von statten gehen soll.\r\nUm den Zubau von PV-Dachanlagen aller Größen wieder anzukurbeln, wurde die Förderung kleiner Photovoltaik-Aufdachanlagen in der letzten Wahlperiode sowohl für Anlagen zur Volleinspeisung als auch für den Eigenverbrauch deutlich angehoben. Diese Maßnahme sollte das Potenzial für PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern stärker erschließen, da in den Jahren zu-vor durch eine zu starke Degression der Vergütung der Zubau an PV-Anlagen aller Größen rückläufig war.\r\nAbbildung 3: Entwicklung der Vergütungssätze für Dach-PV im EEG 2023\r\nMit der seit Anfang 2023 geltenden und nur schwach degressiven Vergütungshöhe bzw. Marktprämie einherging zwar ein deutlich gesteigerter Zubau an Volleinspeiseanlagen, so-lange die Volleinspeiser auch bei negativen Preisen die Vergütung erhielten. Es stiegen damit\r\nSeite 15 von 40\r\naber auch die zu hohen Stromgestehungskosten erzeugten und geförderten Mengen aus klei-nen PV-Anlagen, die auch kein nennenswertes Kostensenkungspotenzial mehr aufweisen. PV-Kleinanlagen haben nämlich mit rund 1.300 EUR/kW mehrfach höhere Investitionskosten als PV-Freiflächenanlagen, die sich über die EEG-Vergütung amortisieren müssen. Hingegen liegen die Investitionskosten von PV-Freiflächenanlagen nur bei 500 bis 750 EUR/kW und sind sogar weiterhin rückläufig.\r\nSeit Inkrafttreten des „PV-Spitzengesetzes“ im ebruar erhalten PV-Dachanlagen ober-halb der nun niedrigeren Schwellenwerte in § 51 EEG 2023 (neu) in Zeiten negativer Strom-preise keine Förderung mehr. Diese Neuerung gilt für Neuanlagen, sofern diese mit einem in-telligenten Messsystem (iMSys) und einer Steuerungseinrichtung ausgestattet sind. Zudem muss der VNB die Fähigkeit zur Viertelstundenbilanzierung und die Ende-zu-Ende Kommunika-tionsstrecke für das Steuern der Anlage nachweisen. Zwar erhält die PV-Anlage für die nicht geförderte Strommenge stattdessen über die 20-jährige Förderdauer hinaus eine entspre-chend verlängerte Förderung. Aufgrund der hohen Gleichzeitigkeit der PV-Einspeisung verlie-ren jedoch rund 15 bis 40 Prozent der Solarstromerzeugung von steuerbaren und mit einem intelligenten Messystem ausgestatteten neuen Dachanlagen ihren Förderanspruch innerhalb der 20-jährigen Förderdauer und müssten wesentlich länger als die bisher 20 Jahre auf die Amortisation der Investition warten. Daher werden kaum noch PV-Dachanlagen zur Vollein-speisung zugebaut. Die Vergütung für volleinspeisende PV-Dachanlagen bis 100 kWp kann da-her aus Sicht des BDEW ohne große Einbußen beim Zubau an Dachanlagen abgeschafft wer-den.\r\nFür Dachanlagen ab einer installierten Leistung von 100 kWp sollte aus BDEW-Sicht hingegen die Volleinspeisung weiterhin über Ausschreibungen gefördert werden, da andernfalls große Dächer auf Gebäuden ohne die Möglichkeit zur Eigenversorgung nicht mehr belegt werden. Ausschreibungen für größere PV-Dachanlagen > 750 kWp sollten ebenfalls fortbestehen. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert für ein Gebot im Juni 2025 in Höhe von 9,22 ct./kWh zeigt, dass größere PV-Dachanlagen auch bei einem Entfall der Förderung bei ne-gativen Preisen bereits zu vergleichsweise niedrigen Förderkosten errichtet werden können.\r\n4.2 Korrektur der Förderung für die Überschusseinspeisung aus PV-Dachanlagen zur Ei-genversorgung\r\nPV-Dachanlagen zur Eigenversorgung sind durch die Einsparung des Netzstrombezugs und da-mit des Arbeitspreises bei den Netznutzungsentgelten und weiterer Umlagen bereits sehr wirt-schaftlich. Die Vergütung für die Überschusseinspeisung aus PV-Anlagen für die Eigenversor-gung gibt kein Preissignal an den Anlagenbetreiber weiter. Es entfällt lediglich für Neuanlagen seit Inkrafttreten des Solarspitzengesetzes im Februar 2025 die Einspeisevergütung bei negati-ven Börsenstrompreisen. Daher speisen sowohl steuerbare als auch nicht-steuerbare Neuan-\r\nSeite 16 von 40\r\nlagen Strom auch bei negativen Börsenstrompreisen ins Netz, selbst wenn dann keine Vergü-tung gezahlt wird. Es wird zudem übergangsweise weiter die Vergütung bei auf 60 Prozent ge-drosselter Leistung gezahlt, wenn die Anlagen noch nicht mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind. PV-Dachanlagen zur Eigenversorgung und Teileinspeisung weisen eine wei-terhin gute Wirtschaftlichkeit auf, sodass ihr Zubau kontinuierlich voranschreitet. Für diese PV-Dachanlagen sollte die Festvergütung für die Überschusseinspeisung bis 25 kWp durch eine Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung ersetzt werden. Hierzu sind allerdings als unab-dingbare Voraussetzung standardisierte Prozesse erforderlich, um die anfallenden kleinen Strommengen kostengünstig vermarkten zu können. Alternativ können die Anlagenbetreiber ihren Überschussstrom bis zur Umsetzung der standardisierten Prozesse dem Verteilnetzbetrei-ber unentgeltlich überlassen oder bei einem Überangebot an Strom über die Mittagszeit abre-geln. Um die Förderung nur sukzessive abzuschmelzen, könnte der anzulegende Wert in Abhän-gigkeit der Modulpreise angepasst werden. Die PV-Anlagen könnten ihre Erzeugung dann stär-ker in den Markt integrieren. Dazu bedürfte es neben der Umsetzung der standardisierten Pro-zesse einer Überarbeitung der jeweiligen Elektrische Anlagen Bauverordnungen (EltBauVO) der Länder. Diese verbieten heute in mehreren Bundesländern die für eine effektive Direktvermark-tung notwendigen Speicherkapazitäten von mehr als 20 kWh in Eigenheimen.\r\nSo entstehen Anreize zur Erschließung von Flexibilitätsoptionen sowie zu einer am Strompreis orientierten Betriebsweise der Hausspeicher. Soll die Überschusseinspeisung übergangsweise noch über das EEG gefördert werden, kann durch einen Fortbestand der Spreizung zwischen gleitender Marktprämie und Festvergütung in Höhe von 0,4 ct/kWh ein Anreiz zum Wählen der Direktvermarktung geschaffen werden.\r\nAbbildung 4: Installierte PV-Leistung nach Volleinspeisung und Teileinspeisung Anlagen < 100 kW ohne Stecker-PV\r\nQuelle: Marktstammdatenregister\r\n2025*\r\n*2025 nur bis 11.11.2025 registrierte Anlagen\r\nSeite 17 von 40\r\nDer BDEW hat sich zudem dafür ausgesprochen, dass Eigenverbrauchsanlagen zukünftig einen Kapazitätspreis als Netzentgelt entrichten, sodass sie sich an den Netzkosten angemessen be-teiligen. Die heutigen Vorteile des Eigenverbrauchs würden dadurch maßgeblich reduziert. Bei der künftigen Förderung der PV-Anlagen mit Eigenverbrauch und Teileispeisung muss daher das Ergebnis des von der BNetzA geleiteten Prozesses zur Neufestlegung der Netzentgelte berück-sichtigt werden.\r\nEin Ersetzen der Vergütung für Überschusseinspeisung durch den ungeförderten Verkauf am Strommarkt über die Direktvermarktung würde eine geringere Verzerrung des Preissignals be-wirken. Nach Erwartungen des BDEW würde der Ausbau kleiner PV-Dachanlagen zur Eigenver-sorgung nicht nennenswert zurückgehen, da durch die höheren Haushaltsstrompreise der letzten Jahre die Wirtschaftlichkeit von Eigenversorgungslösungen wesentlich gestiegen ist. Stattdessen steigen der Anteil selbst verbrauchten Stroms und die Verbreitung lokaler Nut-zungsformen von EE-Strom wie Wärmepumpen, Hausspeicher und E-Ladesäulen.\r\n4.3 Verpflichtende Direktvermarktung für Anlagen von mehr als 25 kW\r\nDerzeit sind gemäß EEG 2023 Anlagen ab einer installierten Leistung von über 100 kW zur Di-rektvermarktung ihres Stroms verpflichtet. Anlagen unterhalb dieser Grenze können zwischen einem festen Einspeisetarif und der gleitenden Marktprämie wählen, die die Vermarktungs-kosten berücksichtigt. Der BDEW empfiehlt die Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung für Neuanlagen bereits ab einer installierten Leistung von mehr als 25 kW. Betreiber von Anla-gen in der Direktvermarktung haben durch den Entfall der Vergütung bei negativen Preisen einen Anreiz, den „überschüssigen“ Strom nicht in das Netz einzuspeisen, sondern für den\r\nAbbildung 5: Installierte PV-Leistung nach Volleinspeisung und Teileinspeisung Anlagen größer 100 kW\r\nQuelle: Marktstammdatenregister\r\n2025*\r\n*2025 nur bis 11.11.2025 registrierte Anlagen\r\nSeite 18 von 40\r\nEigenverbrauch zu nutzen oder zu speichern. Flankierende Maßnahmen für einfachere und günstigere Verfahren sind aber notwendige Bedingung für die Wirtschaftlichkeit und Umsetz-barkeit. Für eine verpflichtende Direktvermarktung von Strom im Anlagensegment von mehr als 25 kW und bis 100 kW ist aufgrund der geringeren handelbaren Strommengen und damit Erträge eine massengeschäftstaugliche Ausgestaltung mittels Entbürokratisierung und Digitali-sierung samt automatischer Abwicklung noch wichtiger als bei größeren Anlagen. Daher muss der laufende Prozess zur Entwicklung eines Standards für die Abwicklung der Direktvermark-tung bei kleineren Anlagen bis 30 kW zu einem Ergebnis geführt und umgesetzt werden. In diesem Zusammenhang ist zu prüfen, ob auch die Regelungen des § 21 (1) Nr. 2 EEG aufgeho-ben werden müssen.\r\nWird für Neuanlagen bis 100 kW die bisherige Förderung der Überschusseinspeisung durch eine ungeförderte Direktvermarktung ersetzt, ergeben sich nach Berechnungen des BDEW Einsparpotenziale von 2,5 - 3 Mrd. Euro für den Zeitraum 2026 - 2030.\r\n4.4 Rücknahme der mit dem Investitionsförderprogramm der Bundesregierung eingeführ-ten steuerlichen Begünstigung von PV-Anlagen und Heimspeichern für Unternehmen\r\nDie Bundesregierung hat im Zuge ihres Investitionsförderprogamms eine zusätzliche steuerli-che Begünstigung für Unternehmen eingeführt: Sie können Investitionen in PV-Anlagen seit dem 1. Juli 2025 mit 15 Prozent anstatt der bisherigen linearen Abschreibung von fünf Prozent abschreiben. Darüber hinaus lassen sich über drei Jahre hinweg 38,6 Prozent der Investitions-kosten abschreiben. Kombiniert mit dem neu geschaffenen Investitionsabzugsbetrag ergibt das steuerlich fast 70 Prozent Abschreibung innerhalb derselben Periode. Diese Regelung gilt für PV-Investitionen, die bis Ende 2027 umgesetzt werden.\r\nDarüber hinaus profitiert auch die E-Mobilität: Unternehmen erhalten eine 75 Prozent-Son-derabschreibung für reine Elektrofahrzeuge im ersten Jahr bis maximal 100.000 €, sofern der Strom aus dem eigenen PV-System stammt.\r\nDer auch vor Einführung dieser steuerlichen Privilegierung schon dynamische Ausbau von PV-Anlagen zur Eigenversorgung zeigt, dass diese zusätzliche Förderung nicht erforderlich ist und wieder zurückgenommen werden kann. Neben dem Trend zu weiter sinkenden Modul- und Speicherpreisen steigen auch die Eigenverbrauchsanteile durch E-Mobilität und die günstige-ren Hausbatteriespeicher.\r\nIn einigen Bundesländern wie Berlin und Sachsen bestehen verschiedene Förderprogramme für Heimspeicher, ebenso in zahlreichen Kommunen, u. a. in Stuttgart. Diese Programme sind aufgrund der Kostenentwicklung von Eigenversorgungssystemen ebenfalls verzichtbar. Insbe-sondere sollten Heimspeicher dann nicht zusätzlich gefördert werden, wenn sie das beste-hende Potenzial zu einer systemdienlichen Fahrweise nicht nutzen. Derzeit optimieren sich\r\nSeite 19 von 40\r\nHeimspeicher zusammen mit der PV-Anlage wirtschaftlich auf einen möglichst hohen Eigen-verbrauch, da die Überschusseinspeisung mit einem festen Tarif vergütet wird und dement-sprechend keinen Anreiz hat auf ein Preissignal zu reagieren. Volatile Börsenstrompreise schlagen sich also nicht in der Fahrweise der Speicher nieder.\r\n4.5 Vereinfachungen für den Ausbau von Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA)\r\nStrom aus PV-FFA ist heute unter günstigen Bedingungen wettbewerbsfähig, jedoch nur in Kombination mit dem sicheren Investitionsrahmen des EEG im Hintergrund. Er sorgt durch die Risikoabsicherung für geringere Finanzierungszinsen. Um weitere PV-Freiflächenpotenziale zu erschließen, sollten Einschränkungen bei Freiflächenanlagen, wie der Ausschluss von Agrar-land und die Anlagenzusammenfassung entlang von Verkehrswegen, entfallen bzw. angepasst werden. Dies ermöglicht die gleichzeitige Nutzung landwirtschaftlicher Flächen für Nahrungs-mittelproduktion und Stromerzeugung in Form von Agri-PV. Die Regelungen zur Anlagenzu-sammenfassung (§24 Abs. 2 EEG 2023) führen insbesondere entlang von Autobahnen und Schienenwegen zu einer ineffizienten Flächenausnutzung und kostentreibenden Parklayouts von PV-FF (Erhöhung der EEG-Förderkosten). Dies steht im Widerspruch zu der politisch ge-wünschten Bebauung dieser Flächen. Die Regelung zur Anlagenzusammenfassung sollten da-her spezifisch für Flächen im 500 m-Korridor entlang von Verkehrswegen auf einen Abstand von einem km verringert werden. Dies reduziert Umsetzungsrisiken und lenkt den PV-FF Aus-bau kosteneffizient und effektiv auf diese politisch gewünschten Flächen.\r\nZudem sollten ‚benachteiligte Gebiete‘ in allen Bundesländern generell für PV-Freiflächenanla-gen zur Verfügung stehen. Zwar tun sie dies seit Inkrafttreten des Solarpakets 2024 – es be-steht aber eine länderseitige „Opt.-out“-Regelung im EEG. Sie ist derzeit möglich, wenn und solange mindestens ein Prozent bzw. ab 2031 1,5 Prozent der landwirtschaftlichen Nutzfläche des Bundeslandes für Freiflächenanlagen genutzt werden. Der BDEW fordert mittel- bis lang-fristig die Abschaffung der „Opt.-Out-Regel\" und plädiert für eine generelle Öffnung der be-nachteiligten Gebiete in allen Bundesländern für PV-Freiflächenanlagen.\r\nEine weitere Verbesserung bei der Verfügbarkeit von Flächen für PV-Anlagen würde durch eine Reform der Erbschaftssteuer erreicht.\r\n4.6 Bürokratie bei Genehmigungen von PV-Freiflächenanlagen abbauen\r\nPV-Freiflächenanlagen sind baurechtlich wenig komplex und sollten daher regelmäßig in Bau-ordnungen als eigene Kategorie mit vereinfachtem Prüfungsaufwand bzw. Freistellungsmög-lichkeiten typisiert werden. Eine entsprechende Modell-Regelung sollte kurzfristig auch in der Musterbauordnung der Bauministerkonferenz verankert werden. Zudem sollte vermieden werden, dass einzelne Punkte, die im Rahmen der Flächenausweisung bereits geprüft worden sind, ein weiteres Mal einer Betrachtung unterzogen werden müssen. Darüber hinaus sollten\r\nSeite 20 von 40\r\nauch für verbleibende zu prüfende Aspekte weitestmöglich einheitliche Standards geschaffen\r\nwerden, um die Abläufe zu vereinfachen und zu beschleunigen. Ein weiteres Problem für die\r\nGenehmigung von PV-FFA stellt die sehr unterschiedliche Genehmigungspraxis der Gemeinden\r\ndar. Hier sollten aus Sicht des BDEW anstelle des bestehenden Flickenteppichs einheitliche\r\nHöchststandards für Anforderungen an genehmigungsfähige PV-FFA sowie für die Flächenausweisung\r\nfestgelegt werden.\r\n4.7 Fortsetzung der Maßnahmen für mehr Wettbewerb in den Ausschreibungen bei Windenergie\r\nan Land: Genehmigungen – Flächenverfügbarkeit – Flächennutzung\r\nAbbildung 6: Bruttozubau Wind an Land\r\nDas erste Halbjahr 2025 kennzeichnet eine deutliche Aufwärtsentwicklung sowohl beim\r\nBrutto-Zubau als auch bei den erteilten Genehmigungen für neue Windenergieanlagen an\r\nLand. Die Zahl der Anlageninbetriebnahmen wuchs um zwei Drittel gegenüber dem letztjährigen\r\nVergleichszeitraum auf 2.202 MW. Der Umfang der neu genehmigten Leistung erreichte\r\nnach sechs Monaten ebenfalls einen neuen Höchstwert: 7,85 Gigawatt (GW) neue Windenergieleistung\r\nwurden bis Ende Juni bundesweit von den Behörden genehmigt – bislang der beste\r\nWert in einem ersten Halbjahr.\r\nQuelle: Marktstammdatenregister\r\nSeite 21 von 40\r\nAbbildung 7: Jährlich neu genehmigte Windenergieleistung in Deutschland\r\nWichtig ist gerade bei Windenergie an Land auch die Verteilung der Anlagen im Bundesgebiet. Die Genehmigung von 600 MW Windleistung in Bayern ist daher ein gutes Signal. Trotz der au-ßergewöhnlich hohen Zahl an Genehmigungsbescheiden sinkt die Genehmigungsdauer in den allermeisten Ländern weiterhin. Im Bundesdurchschnitt dauerten die in diesem Jahr bereits abgeschlossenen Zulassungsverfahren 18 Monate und verkürzten sich damit um 20 Prozent gegenüber 2024. Diese Entwicklung weist in die richtige Richtung und darf nun nicht wieder gebremst werden. Durch eine ausreichende Projektpipeline entsteht in den Ausschreibungen eine wettbewerbliche Preisfindung, die zu einem Sinken der Zuschlagswerte führt. Die Tabelle zeigt die Zuschlagswerte für Windenergie an Land seit 2020.\r\nAbbildung 8: Entwicklung der Zuschlagswerte für Windenergie an Land\r\nolie\r\nin\r\nSchätzung\r\nuartal\r\nSP V\r\nuelle achagentur ind und Solar, BNetzA\r\nSeite 22 von 40\r\nNach einem vorübergehenden Anstieg der Zuschlagswerte und Orientierung am Höchstwert in der Zeit unterzeichneter Ausschreibungen sind die Auktionen nun durch die hohen Genehmi-gungszahlen wieder von höherem Wettbewerb gekennzeichnet. Allein durch die gemessen am Höchstwert geringeren Zuschlagshöhen werden für Windenergieanlagen in den Auktionen des Jahres 2025 im Zeitraum bis 2030 2,1 Mrd. Euro an EEG-Förderung eingespart. Der Höchstwert sollte nicht von der BNetzA abgesenkt werden, sondern muss auf dem aktuellen Niveau fort-bestehen. Um die genehmigten Projekte zur Umsetzung zu bringen, wären zeitlich befristet erhöhte Ausschreibungsmengen eine Option.\r\nNeben der Stärkung des Wettbewerbs gibt es eine Reihe möglicher Einzelmaßnahmen, die im Folgenden hinsichtlich Einspareffekt und Folgen diskutiert werden.\r\n4.8 Anpassung „ “\r\nDer Standortertrag ist im EEG (§ 36h Anlage 2) als der Bruttostromertrag definiert. Er wird auf Grundlage des standortspezifischen Windpotenzials, einer spezifischen Leistungskurve und für eine bestimmte Nabenhöhe berechnet, abzüglich von Verlustfaktoren wie beispielweise Ab-schattungsverlusten, Verfügbarkeitsverlusten und Mindererträgen aufgrund genehmigungs-rechtlicher Auflagen.\r\nIndem Abschattungseffekte durch Windenergieanlagen im Windpark in den Standortertrag eingerechnet werden (§ 36 Anlage 2, Absatz 7.1 EEG 2023), steigt die EEG-Vergütung pro kWh und Wind-Flächen können dichter bebaut werden als ohne diesen Ausgleich. Ein durch das EEG geförderter Windpark wird also dichter bebaut als ein Park, der ausschließlich marktlich und damit ertragsoptimiert zugebaut würde.\r\nDer ausgleichfähige Verlustfaktor der Abschattungseffekte für Neuanlagen gemäß § 36h EEG 2023 könnte begrenzt werden. Durch einen Wegfall des Anreizes zur Inkaufnahme der Ver-schattung von Windanlagen innerhalb des Windparks sinkt die Vergütung je kWh ab und die Anlagen werden dementsprechend auf der ausgewiesenen Fläche so gestellt, dass ein opti-miertes Kosten-Nutzen-Verhältnis entsteht. Durch die Maßnahme sind Kosteneinsparungen pro kWh für neu in Betrieb gehende Windenergieanlagen von bis zu 15 Prozent zu erwarten.\r\nDem steht eine etwas geringere Ausnutzung der ausgewiesenen Windvorranggebiete gegen-über, da die Anlagen einzeln jeweils mehr Strom erzeugen, aber auch weiter auseinander ste-hen. Der Windstrom wird also nicht nur kostengünstiger, sondern es wird auch weniger Wind-strom auf der gleichen Fläche erzeugt. Sollte der Verlustfaktor gemäß § 36h EEG 2023 ange-passt werden, müsste daher umso dringlicher auf eine Verfügbarkeit von ausreichend Wind-flächen insbesondere durch eine Fortentwicklung des Zwei-Prozent-Zieles geachtet werden, um die Ausbauziele für Windenergie an Land zu geringeren Erzeugungskosten ohne eine künstlich geschaffene Flächenknappheit zu erreichen. Der BDEW schlägt vor, für\r\nSeite 23 von 40\r\nAbschattungseffekte die Kompensation beispielweise auf einen Wert von 10 Prozent zu be-grenzen. Alternativ ist auch die Vorgabe von baulichen Mindestabständen zwischen den Wind-energieanlagen innerhalb eines Windparks möglich, um so dem Anreiz zur Parkverdichtung entgegenzuwirken.\r\nKeinen Kostenvorteil sieht der BDEW in der Abschaffung des Korrekturfaktors von 50 Prozent im Referenzertragsmodell: Zwar sänke die höchste Vergütung, wenn nur bis zu einer Standort-güte von 60 Prozent extrapoliert würde. Diese Kostenersparnis für das EEG-Konto würde aber das Auseinanderfallen von Erzeugungszentren in Norddeutschland und Verbrauchszentren in Süd- und Westdeutschland begünstigen. Eine Möglichkeit zur Stärkung des Zubaus in ver-brauchsnahen Regionen ergäbe sich durch eine Komponente in der Ausschreibung, die Wind-projekten in diesen Regionen einen Vorteil bei der Vergabe der Zuschläge gewährt. Ebenso würde eine Korrektur des Höchstwertes in der Ausschreibung für Windenergie an Land von derzeit 7,35 ct/kWh aus Sicht des BDEW keinen Einspareffekt mit sich bringen. Stattdessen muss der Wettbewerb in der Ausschreibung weiterhin greifen, damit die Zuschlagshöhen in den Ausschreibungen weiter sinken. Bei der in Kürze zu erwartenden Umsetzung der NZIA-Re-gelungen muss zudem darauf geachtet werden, dass Kostensteigerungen vermieden werden, die eine höhere Förderung notwendig machen würden.\r\nBei Korrekturen am Referenzertragsmodell muss in jedem Falle durch eine Übergangsregelung gewährleistet sein, dass die Umsetzung bereits genehmigter Projekte nicht gefährdet wird.\r\n4.9 Beendigung der Innovationsausschreibung zur Förderung von Batteriespeicherprojekten\r\nDie Innovationsauschreibung im EEG fördert Kombinationsprojekte von PV-Anlagen und Bat-teriespeichern sowie von Wind an Land und Batteriespeichern. Sie soll anhand strenger Vorga-ben Projekte, die auch wirtschaftlich im Markt entstehen könnten, ausschließen. Eine Weiter-entwicklung der Verordnung würde auch innovative Wind-Speicher-Kombinationen ermögli-chen. Speicher sind derzeit aber sehr wirtschaftlich und die Anträge auf Netzanschluss über-steigen die Netzanschlusskapazitäten. Es sind also keine Auswirkungen eines Entfalls der Inno-vationsausschreibungen zu erwarten und das Segment kann daher in der bestehenden Form entfallen. Im Gegenzug muss jedoch sichergesellt werden, dass Batteriespeicher in Kombina-tion mit EE-Anlagen hinter dem Netzverknüpfungspunkt grundsätzlich zulässig sein müssen. Die Ausschreibungsvolumina aus der bisherigen Innovationsausschreibung sollten außerdem wieder der Ausschreibung für PV-Freiflächenanlagen zugeführt werden.\r\n4.10 Ausgestaltung der MiSpeL-Festlegung für einen marktlichen Betrieb von Batteriespei-chern\r\nUm Batteriespeichern einen wirtschaftlichen Betrieb ohne zusätzliche Förderung zu ermögli-chen, muss das BNetzA-Festlegungsverfahren zur „Marktintegration von Speichern und\r\nSeite 24 von 40\r\nLadepunkten“ (MiSpeL) zügig abgeschlossen werden. Es verfolgt die Umsetzung der gesetzli-chen Änderungen durch das „Solarpaket“ und das „PV-Spitzengesetz“ zur Speicherflexibilisie rung insbesondere in §§ 19 Abs. 3 ff. EEG. Eine möglichst zeitnahe Umsetzung ist im Sinne der gesamten Branche, insbesondere vor dem Hintergrund, dass Speicher zusammen mit kleine-ren EE-Anlagen in der Direktvermarktung marktdienlich und im besten Fall sogar netzdienlich ohne Förderverlust eingesetzt werden können. Der BDEW befürwortet die Nutzung des über-wiegend noch ruhenden Potenzials von Speichern und Ladepunkten unter den Prämissen ei-ner sicheren und zuverlässigen Versorgung sowie ausreichender Umsetzungsfristen für die be-troffenen Marktakteure im Rahmen des Änderungsmanagements der Marktkommunikation. In diesem Zusammenhang regt der BDEW an, einen Rahmen zu setzen, der den Anforderun-gen an alle betroffenen Marktrollen Rechnung trägt. Eine funktionierende Umsetzung setzt voraus, dass massengeschäftstaugliche Lösungen mit ausreichenden Fristen festgelegt wer-den.\r\n4.11 Verzicht auf eine Ausweitung der Anschlussförderung für kleine Biogasanlagen\r\nAbbildung 9: Jährlicher Zubau an Erzeugungskapazität aus Biogas\r\nBiogasanlagen können – bei entsprechender Ausstattung mit überbauter Blockheizkraftwerk (BHKW)-Leistung, Biogas- und ggf. Wärmespeicher – flexibel gefahren werden und sind mit der Wasserkraft, weiteren Formen der Biomassenutzung wie Holzenergie sowie Geothermie die einzige mehr oder weniger durchgehend verfügbare erneuerbare Stromquelle. Wegen der olie\r\nSP V S\r\nuelle AGEE Stat Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in eutschland\r\nStand\r\nSeite 25 von 40\r\nnicht mehr nennenswert reduzierbaren Substratkosten bleibt Strom aus Biogas allerdings dau-erhaft eine vergleichsweise teure Erneuerbare Energie.\r\nAbbildung 10: Spanne der Stromgestehungskosten verschiedener Energieträger\r\nQuelle: Fraunhofer ISE, Juli 2024; „Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien“\r\nDie Grafik zeigt die Stromgestehungskosten fossiler Energieträger sowie der Biogaserzeugung im Vergleich zu denen anderer Erneuerbarer Energien.\r\nBiogasanlagen wurden nach EEG bis 2016 mit einer Festvergütung gefördert. Seit 2017 erfolgt die Förderung bei Anlagen oberhalb der Schwellenwerte durch Ausschreibungen im Rahmen des EEG. Das EEG förderte kleine Biogasanlagen bis 150 kW im Bestand über eine hohe Vergü-tung und geringere Flexibilitätsanforderungen im Vergleich zu größeren Anlagen. Die Abbil-dung 10 zeigt die jährlich neu in Betrieb genommene Anlagenleistung aller Biogas-Anlagen. In den kommenden Jahren erreichen besonders viele Biogas-Anlagen das Ende des 20-jährigen Förderzeitraums, weil mit der Einführung des Bonus für den Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen „NawaRo-Bonus“ mit dem EEG ein Boom beim Biogasanlagenbau einsetzte Für diese wurden die Ausschreibungsbedingungen dahingehend angepasst, dass eine höhere Flexibilisierung und die Nutzung der Abwärme zur Voraussetzung für die Teilnahme an Aus-schreibungen für eine Anschlussförderung wurden. Daher ist zu erwarten, dass in den kom-menden Jahren nur jeweils rund ein Drittel der aus der EEG-Förderung fallenden Biogasanla-gen eine Anschlussförderung erhalten werden, rund ein weiteres Drittel wechselt voraussicht-lich in die Biomethaneinspeisung und das letzte Drittel scheidet voraussichtlich aus der\r\nSeite 26 von 40\r\nVerstromung aus. Ein Fortbestand der aktuellen Ausschreibungsbedingungen führt also ohne weitere Maßnahmen zu einer jährlichen Einsparung an EEG-Förderung durch die Stilllegung von Anlagen. Kumulativ für die Jahre 2026 bis 2030 werden hierdurch rund 2,1 Mrd. Euro we-niger an EEG-Zahlungen fällig.\r\nEine neuerliche Verbesserung des Förderrahmens für Biogas würde hingegen zu einer Kosten-steigerung führen, wobei ohne diese Verbesserung der Ausbau oder Weiterbetrieb von klei-nen Biogasanlagen, insbesondere zur Güllenutzung, unterbleibt. Die Vergärung tierischer Rest-stoffe ist jedoch durch die Vermeidung von Methan- und anderer besonders klimawirksamer Gase bei der Ausbringung aus Gründen des Klimaschutzes wünschenswert. Hier wäre ggf. eine verursachergerechte Finanzierungslösung anzustreben.\r\n4.12 Einsparpotenziale bei der Netzanbindung von Offshore-Windparks\r\nIm Offshore-Wind-Bereich hat der BDEW bereits im Januar 2025 und Juli 2025 konkrete Opti-mierungsmaßnahmen vorgeschlagen, um die Kosteneffizient bei Offshore-Windparks (OWP) und Offshore-Netzanbindungssystemen (ONAS) zu erhöhen, ohne dabei die Ausbauambitio-nen insgesamt maßgeblich einzuschränken. Folgende Ansätze sollten dabei unter anderem verfolgt werden:\r\n•\r\nKürzere Seekabelführungen auf direktem Weg ermöglichen: Die aktuellen Vorgaben zur Entwicklung von Kabeltrassen führen häufig zu längeren und teureren Routen. Um die Trassenführung kosteneffizienter zu gestalten, sollten häufiger „diagonale“ anstelle von „rechtwinkligen“ Trassenführungen ermöglicht werden iese bieten kürzere Wege, ohne die Sicherheit einzuschränken. Eine optimierte Trassenführung durch die Schifffahrtsroute SN 10 etwa kann gegenüber den im Flächenentwicklungsplanentwurf 2024 vorgesehenen Querungen von acht Offshore Netzanbindungssystemen eine Ge-samtersparnis von bis zu 40 km Kabeltrasse erzielen. Jeder eingesparte Trassenkilome-ter auf See reduziert die Netzkosten um 6 Mio. Euro (NEP 2023).\r\n•\r\nNördliche Umgehung des Artillerieschießgebietes für zukünftige Offshore Netzan-schlüsse ermöglichen: Die bisherigen Planungen im Flächenentwicklungsplan (FEP) führen aufgrund der südlichen Umgehung des Artillerieschießgebiet (ASG) dazu, dass nur ein kleiner Korridor in der Mitte der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) zur Durchführung aller zukünftigen ONAS in Richtung Niedersachsen und Schleswig-Hol-stein verfügbar ist. Dieser Flaschenhals führt zu einer starken Bündelung der Trassen und zu erheblichen Mehrlängen für zukünftige ONAS. Es könnten allerdings signifi-kante Kabellängen eingespart werden, wenn stattdessen zukünftige ONAS mit Anlan-dung in Schleswig-Holstein über den nördlichen Teil der AWZ durch die nicht beson-ders sensiblen Teile des Naturschutzgebiets Sylter Außenriff geführt und mit der dort bereits in Betrieb befindlichen Trasse des ONAS SylWin1 (NOR-5-1) gebündelt werden.\r\nSeite 27 von 40\r\nDas Einsparpotenzial einer solchen nördlichen Trassenführung beläuft sich nach Be-\r\nrechnungen der ÜNB auf ca. 550 km und rund 3 Mrd. Euro (ÜNB-Bericht 2025).\r\n•\r\nGrenzüberschreitende, radiale Anbindungen von Flächen ermöglichen: Die Bundesre-gierung sollte Gespräche mit den Nachbarländern – insbesondere mit Dänemark und den Niederlanden – über die Möglichkeit der radialen, grenzüberschreitenden Anbin-dung von dortigen Flächen an das Übertragungsnetz in Deutschland aufnehmen bzw. intensivieren. In den Ländern besteht ein deutlich günstigeres Verhältnis zwischen Offshore-Erzeugungspotenzial und eigenem Energiebedarf als in Deutschland. Im Falle einer solchen „radialen“ Kooperation könnten die Länder dann – etwa per Staatsver-trag – von den Ausschreibungserlösen in Deutschland für die Flächen oder anderen Kompensationsformen profitieren. Durch diesen Ansatz können die erzielbaren Voll-laststunden und Erträge im gesamten Nord- und Ostseeraum optimiert, die ONAS effi-zienter ausgelastet und somit Netzausbaukosten reduziert werden. Die radiale europä-ische Kooperation ist weniger komplex als hybride Interkonnektoren-Projekte und sollte diese ergänzen.\r\n•\r\nKoordinierten Weiterbetrieb bestehender und in Bau befindlicher Anlagen ermögli-chen: Die Genehmigungen der ersten großen OWPs laufen ab etwa 2040 aus. Ohne eine anderweitige Festlegung hätte dies einen direkten, ineffizienten Rückbau zur Folge. Die Bundesregierung sollte daher den koordinierten Weiterbetrieb der Anlagen innerhalb der Cluster frühzeitig regulatorisch ermöglichen, um der Branche Planungssi-cherheit zu bieten. Denn der Weiterbetrieb der bestehenden Anlagen kann technisch und rechtlich möglich sein (Details siehe BDEW-Whitepaper 2024) sowie zu einem ho-hen volkswirtschaftlichen Nutzen führen. Er bietet viel Potenzial, die Kosteneffizienz der Anlagen zu steigern, zusätzliche Netzkosten auf einen längeren Zeitraum zu vertei-len und eine dauerhaft effiziente Auslastung bestehender ONAS, an die mehrere OWP mit unterschiedlichen Laufzeiten angebunden sind, zu ermöglichen.\r\n•\r\nAnlagen zukünftig direkt für 35 Jahre ausschreiben und genehmigen: OWPs und ONAS sollten anstelle von derzeit 25 Jahren zukünftig direkt für eine Betriebsdauer von 35 Jahren geplant und genehmigt sowie die Regulatorik (z. B. § 17 e EnWG) entspre-chend angepasst werden. Hintergrund dieser Maßnahme ist, dass moderne Windener-gieanlagentypen und ONAS heute häufig technisch in der Lage sind, deutlich über die bisher standardmäßig angesetzten 25 Jahre hinaus betrieben zu werden. Internatio-nale Beispiele zeigen, dass längere Betriebszeiträume regulatorisch möglich und wirt-schaftlich vorteilhaft sind: In den Niederlanden wird z. B. bereits mit einer Laufzeit von 35 Jahren geplant, im United Kingdom (UK) sogar mit bis zu 50 Jahren. Ein 35-jährige Betriebsdauer bietet viele Vorteile, darunter höhere Kosteneffizienz und niedrigere Stromgestehungskosten, Verteilung der Netzanschlusskosten auf einen erweiterten\r\nSeite 28 von 40\r\nBetriebszeitraum, mehr Planungssicherheit, Entlastung von Lieferketten, langfristig we-\r\nniger Eingriffe und bessere Ressourceneffizienz.\r\n•\r\n2 K-Kriterium anpassen: Die Bundesregierung sollte das 2-K-Kriterium dringend wis-senschaftlich überprüfen. Eine Abschwächung oder Streichung könnte die Kabelnut-zung effizienter gestalten, Ressourcen sparen und den Flächenbedarf reduzieren. Das 2-K-Kriterium begrenzt als naturschutzfachlicher Vorsorgewert die Temperaturerhö-hung um maximal 2 Grad (Kelvin) in 20 cm Tiefe unterhalb der Meeresbodenoberflä-che für Seekabel in der deutschen AWZ. Diese nur in Deutschland geltende Einschrän-kung erfordert derzeit eine massivere Auslegung und tiefere Verlegung der Seekabel als technisch notwendig wäre und in den sehr ähnlichen Meeresböden unserer Nach-barländer notwendig ist.\r\n•\r\nFlächenoptimierung zur Erhöhung der Kosteneffizienz: Zur effizienten Erreichung der notwendigen und wichtigen Ausbauziele im WindSeeG sollten die Flächen noch stärker ertrags- und kostenoptimiert geplant werden. Dabei sollte die Kosten- und Nutzenana-lyse für verschiedene Flächennutzungen ausgehend von der Entfernung zur Küste und damit verbundenen Anbindungskosten für den Netzkunden erfolgen. Daher sollte die Bundesregierung einen stärkeren Fokus auf die standortspezifischen Erträge in Tera-wattstunden legen und einen möglichen Wechsel auf kostenoptimierte Ertragsziele prüfen, ohne den Ausbaupfad insgesamt zu reduzieren. Dazu zählt auch die Reduzie-rung der Bebauungsdichte in den Flächen, um Abschattungseffekte zu senken und Netzanbindungssysteme möglichst effizient auszulasten.\r\n4.13 Absenken des Aufschlags für Kosten der Direktvermarktung durch Vereinfachung und Standardisierung der Direktvermarktung von Strom aus kleinen PV-Anlagen Im EEG 2012 wurde die „ anagementprämie“ eingeführt, um den Mehraufwand und die Ver-marktungsrisiken auf Anlagenbetreiberseite für die Direktvermarktung aufzufangen und ge-genüber der Einspeisevergütung einen Anreiz für den Wechsel in die Direktvermarktung zu setzen. Die Zahlung sollte anfangs einen Anreiz zum freiwilligen Wechsel in die Direktvermark-tung leisten und wurde sukzessive abgesenkt. Seit 2014 ist die vorherige Managementprämie in den anzulegenden Wert für Direktvermarktung in § 53 EEG in Form eines Abzugs von 0,4 ct/kWh für Anlagen in der Einspeisevergütung eingepreist.\r\nDarüber hinaus wird derzeit gefordert, die Schwelle für eine verpflichtende Direktvermarktung von Strom aus PV-Anlagen auf eine Schwelle von 25 kW anstatt bisher 100 kW einzuführen. Es würden dann noch mehr EEG-Anlagen in den Genuss der verglichen mit der ursprünglichen Einspeisevergütung höheren Marktprämie kommen.\r\nSeite 29 von 40\r\nAbbildung 11: Entwicklung der Managementprämie seit 2012\r\nQuelle: Next Kraftwerke Aktuell wird in einem durch BNE, BDEW und DENA geleiteten und von BMWE/BNetzA initiier-ten Prozess ein Branchenstandard zur Abwicklung der Direktvermarktung erarbeitet. Durch seine flächendeckende Anwendung und eine digitalisierte Abwicklung der Direktvermarktung können Kosten eingespart werden. Danach wird eine Verringerung des anzulegenden Wertes aufgrund der geringeren Kosten möglich, ohne dass der Anreiz für Bestandsanlagen zum Wechsel aus der Einspeisevergütung in die Direktvermarktung entfällt. Dabei ist darauf zu ach-ten, dass die Absenkung nicht zu weitgehend ausfällt, um den für Bestandsanlagen zulässigen Wechsel zurück in die Festvergütung zu vermeiden. Zudem kann für Neuanlagen nach erfolg-reicher Vereinfachung der Direktvermarktung die Spreizung zwischen anzulegendem Wert in der Direktvermarktung und Einspeisevergütung verringert werden.\r\nAlle Maßnahmen in Richtung einer stärker an Preissignalen orientierte Stromerzeugung ver-bessern die Übereinstimmung von Angebot und Nachfrage und verringern damit den Förder-bedarf. Es ist bei einer Absenkung des anzulegenden Wertes allerdings darauf zu achten, dass sie nicht unter die Schwelle der weiterhin bestehenden Zusatzkosten für die Direktvermark-tung fällt.\r\n4.14 Schaffung von Anreizen für Bestandsanlagen zum Verzicht auf die Vergütung bei nega-tiven Preisen\r\nDerzeit erhalten EE-Anlagen eine EEG-Förderung über 20 Jahre. Diese wird unabhängig außer im Falle der Anwendbarkeit einer Negative-Preise-Regelung einer EEG-Fassung seit 2014. Da-her erhalten auch wenig bonitätsstarke Investoren wie EinfamilienhausbesitzerInnen oder\r\nAufschlag Direkt-vermarktung ge-genüber Einspei-severgütung\r\nSeite 30 von 40\r\nKMU eine Projektfinanzierung durch die Banken. Seit Anfang 2023 ist die zuvor auf den Strompreis\r\nfür die nicht-privilegierten Letztverbraucher gewälzte EEG-Umlage haushaltsfinanziert.\r\nAbbildung 12: Geförderte EEG-Strommengen und EEG-Fördersumme seit 2000\r\nZudem haben Betreiber von EE-Anlagen in der bestehenden EEG-Förderung keinen Anreiz zu\r\neiner Orientierung ihrer Einspeisung an Preissignalen, wenn die Anlage keiner Negative-\r\nPreise-Regelung einer EEG-Fassung seit 2014 unterliegt. Darüber hinaus begünstigt die zunehmende\r\nGleichzeitigkeit der Stromerzeugung von Windenergieanlagen an windreichen Tagen\r\nund noch mehr von PV-Anlagen mittags in den Sommermonaten das Auftreten negativer Börsenstrompreise.\r\nWird auch in negativen Preiszeiten die EEG-Vergütung bzw. Marktprämie gezahlt,\r\nspeisen die EEG-Anlagen weiterhin ihren Strom trotz negativer Strompreisgebote ins\r\nNetz und befördern somit das Auftreten negativer Preise. Für das EEG-Konto entstehen\r\ndadurch höhere Kosten, da neben der Vergütung auch noch für die Einspeisung des Stroms gezahlt\r\nwerden muss. Dem stehen keine Einnahmen aus der Vermarktung des geförderten\r\nStroms gegenüber.\r\nolie\r\nEEG Strommenge in T h\r\nEEG ördersumme in rd €\r\nEEG ördersumme geförderte EEG Strommenge\r\nSpotlight Erneuerbare Stromerzeugung\r\nuelle Netztransparenz, B E eigene Berechnung atenstand\r\n2025 und 2026 gemäß EEG-Finanzierungsbedarf\r\nSeite 31 von 40\r\nAbbildung 13: Entwicklung negativer Preise in der Day-Ahead-Auktion\r\nUm diesen Trend zu mindern und dennoch Investitionssicherheit zu erhalten, hat der Gesetz-geber bereits ab dem EEG 2016 Einschnitte vorgenommen, so dass nun je nach Inbetriebnah-mejahr die Vergütung in längeren zusammenhängenden Zeitfenstern mit negativen Preisen entfällt:\r\nBis 2015 erhielten alle Neuanlagen gemäß EEG eine durchgehende Förderung unabhängig von Börsenstrompreis, ab dem 01.01.2016 entfiel für alle neuen WEA ab 3 MW und sonstige EEG-Anlagen ab 500 KW Leistung die Förderung, sofern der Strompreis sechs Stunden oder länger am Stück negativ war. Mit dem EEG 2021 wurde diese Regelung noch einmal verschärft und durch die 4-Stunden-Regelung ersetzt. Ab 2024 verringerte sich gemäß § 51 Absatz 1 EEG 2023 der anzulegende Wert für Anlagen ab 500 kW auf null, wenn der Spotmarktpreis im Ver-lauf von drei Stunden oder mehr negativ war. Am 25.02.2025 trat die neueste Regelung in Kraft und EEG-Anlagen ab 100 kW erhalten bei negativen Preisen nun bereits ab der ersten Viertelstunde negativer Preise keine Vergütung mehr.\r\nDie aktuelle Gesetzeslage sorgt also dafür, dass künftig keine Neuanlagen oberhalb der Leis-tungsschwellen mehr bei viertelstündlichen negativen Preisen – unabhängig von deren Dauer – nach EEG vergütet werden. Allerding genießen laufende EEG-Anlagen Bestandsschutz, der auch keinesfalls in Frage gestellt werden darf. Die dargestellten Regelungen gelten also ab In-betriebnahme für jeweils 20 Jahre.\r\nEs wurde jedoch im EEG 2023 eine – derzeit noch unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung stehende – Regelung eingeführt, die Bestandsanlagen einen Anreiz bietet, künf-tig gegen einen Aufschlag bei viertelstündlichen negativen Preisen nicht mehr einzuspeisen: Gemäß § 100 Abs. 47 EEG 2023 haben EEG-Anlagen, deren Vergütung sich bei negativen Prei-sen nicht verringert, nach Einbau eines intelligenten Messsystems für die verbleibende Förder-dauer die Möglichkeit zu einem Verzicht auf die Vergütung bei negativen Preisen. Im\r\nolie\r\nSpotlight Erneuerba re Stromerzeugung\r\nnter ährige Verteilung in Stunden\r\nuellen ENTSO E\r\nBetro enheit Einspeisung ind PV\r\nSeite 32 von 40\r\nGegenzug erhöht sich der anzulegende Wert um 0,6 ct/kWh, und zwar für die verbleibende Zeit bis zum Ende der 20-jährigen Förderdauer zuzüglich des Zeitraums, in dem aufgrund ne-gativer Preise keine Förderung gezahlt wurde. PV-Anlagen erhalten bei einem Wechsel gemäß § 100 Abs. 47 EEG 2023 ebenfalls einen Aufschlag um 0,6 ct., wobei dieser für die Zeit bis zum Ende der 20-jährigen Förderdauer gezahlt wird und sich verlängert, bis die wegen negativer Preise nicht geförderte Strommenge die Förderung erhalten hat.\r\nDie Regelung gilt also nur für Anlagen bis zum Inbetriebnahmejahr 2015 oder für solche Anla-gen mit späterer Inbetriebnahme, die unter den jeweiligen Schwellenwerten nach der für sie maßgeblichen EEG-Fassung geblieben sind. Nutzen viele Anlagenbetreiber diese Möglichkeit des „opt in“, wird das Auftreten negativer Preise erheblich zurückgehen und sowohl das EEG-Konto wie auch die Anlagenbetreiber haben einen Kostenvorteil bzw. höhere Einnahmen durch die Nutzung der Neuregelung. Hingegen besteht bei einer nur geringen Durchsetzung der Option die Gefahr, dass der höhere Anzulegende Wert die bei negativen Preisen entfal-lene Vergütung nicht aufwiegt. Eine Reihe von Unternehmen, die die Regelung nutzen könn-ten, schätzen den Anreiz in Höhe von 0,6 ct/kWh als zu gering ein, um einen Wechsel in den § 51 bzw. 51 a EEG 2023 vorzunehmen. Sie weist aber dennoch in die richtige Richtung und sollte überprüft und angepasst werden.\r\nUm noch mehr Anlagenbetreibern die Möglichkeit zu geben, zur Verringerung der negativen Preiszeiten beizutragen und damit das EEG-Konto zu entlasten, sollten aus Sicht des BDEW auch Möglichkeiten für Anlagen der Inbetriebnahmejahre ab 2016 geschaffen werden, gemäß § 100 Abs. 47 in den § 51 bzw. 51a EEG zu wechseln, wenn für diese Anlagen bislang längere Zeiträume der negativen Strombörsenpreise als eine Viertelstunde galten. Dann könnten auch Betreiber dieser Anlagen eine Vergütungsanhebung in Zeiten von Börsenstrompreisen über null erhalten, wenn sie im Gegenzug auf die Vergütung bei negativen Preisen zu Viertelstun-den verzichten. Dabei sollte nach Technologien sowie nach Inbetriebnahmejahren differen-ziert werden.\r\nDie folgenden Grafiken zeigen gemäß einer näherungsweisen Berechnung das Einsparpoten-zial für das EEG-Konto pro MW installierter Leistung verschiedener EE-Anlagen:\r\nSeite 33 von 40\r\nAbbildung 14: Einsparpotenzial an EEG-Vergütung bei negativen Preisen für PV-Anlagen\r\nVerzichtet eine PV-Anlage mit einer Leistung von einem MWp und einem anzulegenden Wert\r\nvon 6 ct/kWh auf die Vergütung bei negativen Preisen, spart das EEG-Konto eine Zahlung von\r\n2.409 Euro, das sind rund 22 Prozent für diese Anlage. Gleichzeitig erhöht sich der Ertrag der\r\nAnlage an der Börse um 543 Euro, weil die Anlage nicht mehr zu negativen Zeiten erzeugt.\r\nAbbildung 15: Einsparpotenzial an EEG-Vergütung bei negativen Preisen für Wind an Land\r\nVerzichtet eine Windenergie-Anlage mit Inbetriebnahme vor dem 01.01.2016, einem anzulegenden\r\nWert von 6,8 ct/kWh und einer Leistung von einem MW auf die Vergütung bei\r\nolie\r\neistung , Anzulegender ert ct k h\r\nier bi e den Titel der Präsenta on und Autor eintragen\r\nErtrag ohne Abregelung k h\r\nErtrag mit Abregelung k h\r\narktprämie Summe o A €\r\narktprämie Summe m A €\r\nErtrag Börse o A €\r\nErtrag Börsem A €\r\n€\r\n€\r\nct k h , , , , ,\r\nct k h , , , , ,\r\nolie\r\neistung , Anzulegender ert , ct k h\r\nier bi e den Titel der Präsenta on und Autor eintragen\r\nErtrag ohne Abregelung k h\r\nErtrag mit Abregelung k h\r\narktprämie Summe o A €\r\narktprämie Summe m A €\r\nErtrag Börse o A €\r\nErtrag Börsem A €\r\n€\r\n€\r\nct k h , , , , ,\r\nct k h , , , , ,\r\nQuelle: BDEW, eigene Berechnung\r\nQuelle: BDEW, eigene Berechnung\r\nSeite 34 von 40\r\nnegativen Preisen, spart das EEG-Konto eine Zahlung von 760 Euro, die Anlage erwirtschaftet\r\nan der Börse gleichzeitig 146 Euro mehr. Erhält die Windenergieanlage durch die Sechs-Stunden-\r\nRegel bei mehr als sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativer Preise keine Vergütung,\r\nspart das EEG-Konto immer noch 410 Euro.\r\nAbbildung 16: Einsparpotenzial an EEG-Vergütung bei negativen Preisen für Biomasse\r\nVerzichtet eine Biomasse-Anlage mit Inbetriebnahme vor dem 01.01.2016, einem anzulegenden\r\nWert von 14,2 ct/kWh und einer Leistung von einem MW auf die Vergütung bei negativen\r\nPreisen, spart das EEG-Konto eine Zahlung von 14.078 Euro, während die Anlage an der Börse\r\n1.958 Euro mehr erwirtschaftet. Erhält die Biomasse-Anlage durch die Sechs-Stunden-Regel\r\nbei mehr als sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativer Preise keine Vergütung, spart das\r\nEEG-Konto immer noch 5.617 Euro.\r\nolie\r\neistung , Anzulegender ert , ct k h\r\nier bi e den Titel der Präsenta on und Autor eintragen\r\nErtrag ohne Abregelung k h\r\nErtrag mit Abregelung k h\r\narktprämie Summe o A €\r\narktprämie Summe m A €\r\nErtrag Börse o A €\r\nErtrag Börsem A €\r\n€\r\n€\r\nct k h , , , , ,\r\nct k h , , , , ,\r\nQuelle: BDEW, eigene Berechnung\r\nSeite 35 von 40\r\nAbbildung 17: Einsparpotenzial an EEG-Auszahlungen bei negativen Preisen für Bestandsanlagen\r\nim EEG\r\nInsgesamt beläuft sich die Summe der gezahlten Marktprämie aus dem EEG-Konto bei negativen\r\nPreisen, die bei einem Wechsel in die 15-Minuten-Regel eingespart werden kann, gemäß\r\neiner näherungsweisen Berechnung des BDEW bei den Anlagen, die bisher in der 6h-, 4h- oder\r\n3h-Regel sind, auf circa 30 Mio. Euro jährlich. Bei den Anlagen, die bisher keine Einschränkung\r\nhaben, ist die Verringerung der Marktprämie pro Jahr deutlich höher (circa 237 Mio. Euro),\r\nweil deutlich mehr installierte Leistung in diese Gruppe fällt. Anreize zum Wechsel in eine Vergütung\r\nohne Zahlungen bei negativen Preisen haben also einen positiven Effekt auf das EEGKonto,\r\nwenn die Kosten des höheren anzulegenden Wertes bei Börsenpreisen über null diese\r\nSumme unterschreiten.\r\nNehmen viele Bestandsanlagen eine mögliche Wechseloption in eine Vergütung ohne Zahlung\r\nbei negativen viertelstündlichen Preisen wahr, wird der Effekt sogar noch verstärkt, indem die\r\nnegativen Preise weniger stark negativ sind und dementsprechend auch für EEG-Anlagen weniger\r\nZahlungen aus dem EEG-Konto fällig werden, wenn sie in der für die geltenden EEG-Förderung\r\nbleiben. Dieser Effekt tritt allerdings nicht durch den Wegfall einer Auszahlung bei negativen\r\nPreisen ein, sondern nur, sofern auch wirklich keine Einspeisung erfolgt. Andernfalls\r\nmüssten die Mengen trotzdem durch die ÜNB vermarktet werden, sofern die Anlagen sich in\r\nFestvergütung befinden.\r\nAußerdem ist zu erwarten, dass die Zeiträume mit negativen Preisen in den nächsten Jahren\r\nnoch zunehmen, wenn Anlagen nicht angereizt werden, bei negativen Stunden abzuregeln,\r\nauch deshalb könnte die Kosteneinsparung noch höher ausfallen. Damit die Regelung nicht\r\nnur Mitnahmeeffekte bietet, sondern das ursprüngliche Ziel der Verringerung von negativen\r\nPreisen und der Absenkung eines potenziellen Erzeugungsüberschusses dient, ist zwingend\r\nolie ier bi e den Titel der Präsenta on und Autor eintragen\r\nPV Aufdach PV rei äche ind an and Biomasse Summe\r\numula v\r\nirca io Euro bei\r\ngleichbleibendemStrompreisniveau\r\nPV Aufdach PV rei äche ind an and Biomasse Summe\r\numula v\r\nirca , rd Euro bei\r\ngleichbleibendemStrompreisniveau\r\nQuelle: BDEW, eigene Berechnung\r\nSeite 36 von 40\r\ndarauf zu achten, dass auch keine unentgeltliche Einspeisung stattfindet, sondern der er-zeugte Strom ausschließlich für den Eigenverbrauch Verwendung findet.\r\n4.15 Weitere Ausrichtung der Stromerzeugung an Preissignalen\r\nDerzeit richten sich die Einspeiser von Strom aus Erneuerbaren Energien vorwiegend an den Rahmenbedingungen ihres Fördersystems aus, sofern sie nach EEG oder einem anderen För-dermechanismus gefördert werden. Gemäß einem Bericht des Rates der Europäischen Ener-gie-Regulierer (CEER) lag der Anteil des aus EE erzeugten Bruttostroms, der gefördert wird, 2023 mit 41 Prozent in Deutschland am höchsten und damit fast doppelt so hoch wie der Durchschnittswert aller CEER-Mitgliedsstaaten in Höhe von 21 Prozent. Die verschiedenen Förderinstrumente – insbesondere das EEG – haben in Deutschland den dynamischen EE-Aus-bau erst ermöglicht. Künftig muss der Wert des Stroms am Spotmarkt jedoch stärker beim Be-treiber der Anlagen und beim Kunden ankommen und dadurch für eine marktorientierte Be-triebsweise sorgen. Ein Schritt in diese Richtung ist der Verzicht auf Vergütungszahlungen bei negativen viertelstündlichen Spotmarktpreisen, der Anfang 2025 im EEG umgesetzt wurde.\r\nZudem muss durch eine Umstellung der EE-Förderung auf Kapazitätszahlungen der Anreiz zu einer möglichst gut im Strommarkt verkäuflichen Erzeugung geschaffen werden. Der BDEW stimmt deshalb der produktionsunabhängigen EE- örderung über die „Option “ der schon bestehenden BMWK-Finanzierungsoptionen zu, so dass das Preissignal unverzerrt wirken kann. Die Referenzanlage muss dabei so definiert werden, dass ein Anreiz zur Errichtung von Windenergieanlagen entsteht, die eine hohe Volllaststundenzahl haben – gemessen an der Generatorleitung also viel Strom erzeugen und diese Produktion gleichmäßig auf Stark- und Schwachwindzeiten verteilen.\r\nEin wichtiger Schritt zur Steigerung der Marktwerte von Strom aus Wind und Photovoltaik sind die konsequente Flexibilisierung des Stromsystems und des Stromverbrauchs. Voraussetzung dafür ist die Abschaffung aller Hemmnisse für die Erschließung von Flexibilität. Diese liegen derzeit im Bereich der Netzentgelte und werden im aktuellen Reformprozess bearbeitet. Ein weiterer Schritt zu einer besseren Nutzung von Flexibilitäten ist die konsequente Digitalisie-rung des Stromsystems. Hierzu gehören der Smart Meter Rollout, ein digitalisierter Betrieb der Verteilnetze und automatisierte Netzanschlussverfahren und Marktprozesse. Auch der an-stehende geförderte Zubau neuer Gaskraftwerke darf die Nutzung von Flexibilitäten und Bat-teriespeichern nicht behindern.\r\nMit zunehmender Dezentralisierung und Sektorkopplung braucht es auch einen regulatori-schen Rahmen für eine systemdienliche lokale Nutzung von Strommengen, die erst gar nicht ins Netz eingespeist werden. In Verbindung mit der verstärkten Erschließung lokaler Flexibili-täten und perspektivisch einer Überschusseinspeisevergütung anhand des Marktpreissignals lässt sich eine bessere Nutzung und gleichmäßigere Auslastung des Verteilnetzes erreichen,\r\nSeite 37 von 40\r\ndessen Kosten mit dem Anstieg von Einspeisung in die Nieder- und Mittelspannung besonders ansteigen.\r\nAlle Maßnahmen in Richtung einer stärker an Preissignalen orientierte Stromerzeugung ver-bessern die Übereinstimmung von Angebot und Nachfrage und verringern damit den Förder-bedarf.\r\n4.16 Stärkung des ungeförderten Zubaus Erneuerbarer Energien durch Besicherung des Ausfallrisikos langfristiger PPAs\r\nEin Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland sollte zunehmend ungefördert im Markt er-folgen. Grüne PPAs sind hierzu ein geeignetes Instrument. Für die Finanzierung der Errichtung einer Neuanlage ist die übliche Laufzeit von PPAs derzeit jedoch zu gering. Zudem hat sich in den vergangenen Jahren auch gezeigt, dass PPAs fast ausschließlich zwischen großen Anbie-tern und großen Abnehmern abgeschlossen werden. Kleinere Unternehmen sind im PPA-Markt hingegen unterrepräsentiert. Ursächlich sind die hohen Anforderungen an die Bonität von Abnehmern für eine langfristige Projektfinanzierung. Das Ausfallrisiko führt zu hohen Risi-koaufschlägen, so dass keine wirtschaftlich tragfähige Projektfinanzierung mit langer Laufzeit für kleinere Unternehmen mittlerer Bonität möglich ist. Daher sollte dieses Risiko aus Sicht des BDEW durch eine staatliche Besicherung abgefedert werden.\r\nEine staatliche Besicherung von PPAs kann Kredit- und Ausfallrisiken durch den PPA-Abneh-mer sowie das Bonitäts- und Ausfallrisiko für den EE-Betreiber und die finanzierenden Banken abfedern. EE-Anlagen mit Stromgestehungskosten von Grünstrom nahe am Preisniveau des Strommarktes, z. B. große Freiflächen-PV-Anlagen, Windenergieanlagen an Land an sehr guten Standorten und unter passenden Rahmenbedingungen Offshore-Windanlagen können dann auch mittelständischen Abnehmern PPAs anbieten.\r\n4.17 Dezentrale Anwendungen durch Standardisierung und Digitalisierung ermöglichen\r\nDerzeit erfolgt der Ausbau Erneuerbarer Energien größtenteils finanziert durch das EEG. Insbe-sondere Photovoltaik Dachanlagen finanzieren sich zudem häufig über eine Eigenversorgung und eine durch das EEG-vergütete Überschusseinspeisung. Dieser Trend hebt hohe Investiti-onsvolumina und sichert eine Teilhabe sehr vieler Bürger an der Energiewende.\r\nKünftig müssen sich Prosuming-Anwendungen jedoch stärker systemdienlich verhalten. Der Betrieb von Hausspeichern darf nicht wie derzeit erfolgen, ohne die PV-Mittagsspitze zu dämpfen. Sowohl Prosuming-Lösungen für Einfamilienhäuser als auch für größere Anwendun-gen in Quartieren und gewerblichen Nutzungen müssen ihre Wirtschaftlichkeit künftig über die Nutzung von Flexibilitäten, Speichern und lokalen Sektorkopplungslösungen erreichen.\r\nSeite 38 von 40\r\nHierzu braucht es noch mehr einheitliche energiewirtschaftliche Prozesse und Standards, da-mit lokale Anwendungen die energiewirtschaftlichen Pflichten unkompliziert erfüllen können oder regionale Versorger kostengünstige Dienstleistungen für Quartiere anbieten können.\r\nEine Möglichkeit zur Versorgung von gewerblichen Abnehmern mit Grünstrom sind auch Di-rektlieferungen aus Wind- und PV-Anlagen. Wird die derzeitige Obergrenze von fünf km Ab-stand zwischen EE-Erzeuger und Abnehmer für Direktlieferungen angehoben, werden wesent-lich mehr Anwendungen möglich. Die laufende Reform der Netzentgeltsystematik kann durch eine Stärkung einer leistungsbasierten Netzentgeltkomponente in der Netzentgeltsystematik verdeckte Privilegierungen durch Einsparungen des Arbeitspreises vermeiden, so dass mit durch die EE-Anlagenbetreibern selbst errichteten Direktleitungen und einer Teilnutzung des Netzes der Allgemeinen Versorgung eine kosteneffiziente lokale EE-Nutzung ermöglicht wird.\r\n5 Mögliche Maßnahmen zur Verringerung oder Dämpfung des Anstiegs der Infra-struktur- und Systemkosten\r\nDamit Kostendämpfungspotenziale im Stromnetz gehoben werden können, bedarf es ange-passter rechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Der BDEW hat in seinem im Juni 2025 veröffentlichten Papier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ dafür eine Reihe an Vor-schlägen vorgelegt, die im Folgenden grob skizziert werden.\r\n5.1 Zügigerer Ausbau der Netzinfrastruktur\r\nUm die Netzinfrastruktur schneller ausbauen zu können, ist eine Beschleunigung von Geneh-migungsverfahren erforderlich. Dazu braucht es eine Vereinfachung des Genehmigungsrechts.\r\nNetzanschlüsse für die Stromentnahme aus dem Netz werden in der Regel n-1-sicher errich-tet. Nach einer technischen, wirtschaftlichen und praktischen Abwägung könnten Netzan-schlüsse für Verbraucher auch n-0-sicher geplant werden. Beim Ausbau der Stromnetze müs-sen Stromerzeugung, Netze, Speicher und Lasten systemisch zusammengedacht und Flexibili-tätsoptionen konsequent gehoben werden. So kann eine durchdachte Verzahnung von EE-Hochlauf, Verbrauch und Netzausbau auf bundesweiter und auf regionaler Ebene zu einer Kostendämpfung beitragen.\r\nIm Bereich der Netzbetriebsmittel können Freileitungen gegenüber Erdkabeln erheblich kos-tengünstiger gebaut und verlegt werden: Hat der Bau von Freileitungen wo immer möglich Vorrang vor Erdkabeln, sind Kostendämpfungen bei den Netzkosten und Netzentgelten zu er-warten. Insbesondere mit Blick auf den künftigen Netzausbau können hier jetzt wichtige Wei-chen zur Kosteneffizienz gestellt werden.\r\nSeite 39 von 40\r\nDie Duldungspflicht zur Verlegung von Netzanschlussleitungen für EEG-Anlagen sollte nicht le-diglich für Flächen der öffentlichen Hand greifen, sondern für alle Flächen. Die Erweiterung auf private Flächen senkt das Beschleunigungspotenzial dieses Verlegungsrechts wesentlich.\r\nAls weitere kostendämpfend wirkende Möglichkeit könnte die Spitzenkappung ohne Netzaus-bauverpflichtung nach § 11 Abs. 2 EnWG zum Regelfall erklärt werden. Verteilnetzbetreiber mit nennenswerter Erzeugungsleistung könnten so alternativ zum Netzausbau selten vorkom-mende Einspeisespitzen in gewissem Umfang und gerade in einer Übergangsphase kurativ ab-regeln, anstatt das Netz „bis zum letzten ilowatt“ auszubauen\r\nDerzeit stellen langwierige und intransparente Vergabe- und Auskunftsprozesse für Netzan-schlüsse eines der größten Hemmnisse bei der Transformation unseres Energiesystems dar.\r\nDie Vorgaben aus der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie zur Auskunftspflicht von VNB über den Status von Netzanschlussbegehren und zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten sind zentral für die Beschleunigung von Netzanschlüssen.\r\nUm die angesprochenen Probleme beim Netzanschluss zu beheben, muss die nationale Um-setzung der Vorgaben nun zügig erfolgen, um Transparenz und Planbarkeit für alle Beteiligten zu erhöhen.\r\n5.2 Verbesserte Auslastung der bestehenden Netzinfrastruktur\r\nNeben Maßnahmen zur Kostendämpfung beim Netzausbau gibt es eine Reihe von Optionen zur besseren Nutzung des bereits bestehenden Stromnetzes: Eine Möglichkeit ist der zuneh-mende Einsatz von Hochtemperatur-Leiterseilen und Leiterseilmonitoring (LSM), die die Stromtransportkapazität maximieren und eine effizientere Nutzung der bestehenden Infra-struktur ermöglichen.\r\nDie abgestimmte Planung von Wind- und Photovoltaikausbau bildet ferner ein wirksames In-strument, um den Anstieg der Netzausbaukosten in Regionen mit starkem Zubau Erneuerba-rer Energien zu begrenzen Einen zentralen Ansatzpunkt stellt dabei die gezielte „Überbau ung“ von Netzanschlusskapazitäten insbesondere durch ein Pooling von ind- und Solaranla-gen dar, wie im Rahmen der Energierechtsnovelle von Februar 2025 rechtlich bereits angelegt „flexible Netzanschlussvereinbarungen“ adurch können bestehende Netzanschlusskapazi-täten künftig effizienter ausgelastet werden. Vorhabenträger für neue Wind- und PV-Projekte profitieren von Netzanschlüssen, die schneller und zu geringeren Kosten realisiert werden können. Wichtig ist hierbei, dass flexible Netzanschlussvereinbarungen nach 8a EEG und ins-besondere Modelle mit Überbauung auf Freiwilligkeit basieren und nicht zum Ausgangsmodell deklariert werden. Die gleichzeitige Nutzung der Netzkapazität durch mehrere Einspeiser sollte ausgeweitet werden, da so zusätzlicher Netzausbau eingespart werden kann.\r\nSeite 40 von 40\r\nDurch den beschleunigten Ausbau der Sektorkopplung, z. B. durch Power-to-Heat und Power-to-Gas, können Strommengen, die die üblichen Verbräuche oder Stromnetztransportkapazitä-ten übersteigen, in andere Infrastruktursysteme eingespeist werden. Erzeugungsnahe Ver-bräuche in Engpasssituationen könnten von Netzentgelten und Netzumlagen entlastet wer-den, wenn sie das Netz dauerhaft entlasten. Hierzu könnte als Beispiel das Instrument § 13k En G „Nutzen statt Abregeln“ vereinfacht und pragmatisch ausgestaltet werden, sodass es auf dieses Ziel einzahlt. Auch andere Flexibilitätsoptionen, wie Stromspeicher, können durch ökonomische Anreize im Fall einer netzdienlichen Fahrweise zur Entlastung des Stromnetzes beitragen. Geprüft werden sollte zudem, wie eine bessere Einbindung flexibler Lasten ins Eng-passmanagement zu einer effizienteren Engpassbehebung beitragen kann. Eine weitere Mög-lichkeit der Kostendämpfung ist die Erweiterung und Anwendung der Spitzenkappung nach § 11 Abs. 2 EnWG (ohne Netzausbauverpflichtung): VNB mit nennenswerter Erzeugungsleistung könnten so alternativ zum Netzausbau in gewissem Umfang Einspeisungen abregeln, um ein-speisebedingte Engpässe zu vermeiden. Die gesamte jährliche Abregelungsmenge kann dabei weiterhin begrenzt werden, z. B. auf drei Prozent der jährlichen Einspeisung je Anlage.\r\nAuch bei Verbrauchseinrichtungen gemäß § 14a EnWG könnte eine Spitzenglättung ohne Netzausbauverpflichtung eingeführt werden. Damit könnte der VNB auf entnahmebedingte Engpässe mit für den Kunden kaum merklichen Lastabregelungen reagieren und so weitere Instrumente für einen effizienten Netzbetrieb anwenden. Auch § 14c EnWG kann überarbeitet und mit einer flankierenden BNetzA-Festlegung zum Praxisbetrieb ermöglicht werden (Lastzu-schaltung und Lastabregelung). Eine Begrenzung der Beschaffungsvolumina kann helfen, „Gaming-Risiken“ zu minimieren\r\nAnsprechpartnerin\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nFachgebietsleiterin Erneuerbare Energien\r\nTelefon: +49 30 3001991310\r\nruth.brand-schock@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020995","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung der EU-Richtlinie 2024/1203 zum strafrechtlichen Umweltschutz - Forderung nach praxistauglicher 1:1-Umsetzung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/52/08/809015/Stellungnahme-Gutachten-SG2607080015.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 3. Juli 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nzum Entwurf der Bundesregierung \r\nfür ein Gesetz zur Änderung des \r\nStrafrechts vom 26. Mai 2026 \r\nUmsetzung der Richtlinie (EU) 2024/1203 über den strafrechtlichen \r\nSchutz der Umwelt \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n1 \r\n2 \r\n2.1 \r\n2.2 \r\n2.3 \r\nEinleitung .......................................................................................................... 2 \r\nÄnderungsvorschläge ......................................................................................... 4 \r\nZu Artikel 1: Änderung des Strafgesetzbuches .......................................................... 4 \r\nZu Artikel 3: Änderung des Gesetzes über Ordnungswidrigkeiten ........................... 7 \r\nZu Artikel 5: Änderung des Bundesnaturschutzgesetzes .......................................... 9 \r\n1 Einleitung \r\nDie Bundesregierung hat am 26. Mai 2026 dem Bundestag den „Entwurf eines Gesetzes zur \r\nÄnderung des Strafrechts – Umsetzung der Richtlinie (EU) 2024/1203 über den strafrechtli\r\nchen Schutz der Umwelt sowie zur Änderung der Zustellungspauschalen und Gebühren im Ge\r\nsetz über Ordnungswidrigkeiten und in den Justizkostengesetzen“ (Drucksache 21/633) vorge\r\nlegt. Mit der Richtlinie (EU) 2024/1203 sollen EU-weit einheitliche Mindestvorschriften für die \r\nDefinition von Umweltstraftaten und für die Verhängung von Strafen zum Schutz der Umwelt \r\nfestgelegt werden.  \r\nDie Umsetzung der Richtlinie erfordert Änderungen in zahlreichen Gesetzen (u. a. StGB, OWiG, \r\nBNatSchG, ChemG). Hervorzuheben ist die Einführung eines Straftatbestandes für das rechts\r\nwidrige Inverkehrbringen umweltschädlicher Produkte (§ 325 StGB n. F.), der eine Art straf\r\nrechtliche „Produkthaftung“ begründet. Neu ist auch der Tatbestand der „unerlaubten Aus\r\nführung von Vorhaben“ (§ 327a StGB), welcher die Ausführung umweltgefährdender, UVP\r\npflichtiger Vorhaben ohne Genehmigung erfasst. Erstmals wird zudem das „Ökosystem“ als \r\nweiteres schützenswertes Umweltmedium neben Boden, Wasser, Luft, Tieren, Pflanzen und \r\nder menschlichen Gesundheit definiert und in die Strafvorschriften integriert (§ 330d Abs. 1 \r\nNr. 2 StGB). Auch bestimmte Energieformen – wie Lärm, Erschütterungen oder nicht ionisie\r\nrende Strahlung – sollen unter bestimmten Voraussetzungen als umweltschädliche Immissio\r\nnen strafbewehrt sein. Die Richtlinie gebietet schließlich die Einführung eines Qualifikations\r\ntatbestands für Fälle, in denen durch die Verwirklichung der Tatbestände katastrophale Folgen \r\nhervorgerufen werden (§ 330 Absatz 2 StGB). Zudem ist eine signifikante Anhebung der Ver\r\nbandsgeldbußen im OWiG vorgesehen. \r\nSeite 2 von 9 \r\nDer Bundesrat hat in seiner Stellungnahme vom 12. Juni 2026 festgestellt, dass der vorlie\r\ngende Gesetzentwurf in einzelnen Regelungsbereichen über die unionsrechtlichen Vorgaben \r\nhinausgeht. Insbesondere sieht die Richtlinie eine Strafbarkeit grundsätzlich nur bei vorsätzli\r\nchem oder grob fahrlässigem Verhalten vor, während der Entwurf teilweise weitergehende \r\nHaftungsmaßstäbe vorsieht. Diesen Punkt hatte der BDEW auch bereits zum Referentenent\r\nwurf kritisiert, ebenso wie weitere Übererfüllung von EU-Vorgaben. Zudem enthält der Ent\r\nwurf verschiedene unbestimmte Rechtsbegriffe, deren fehlende Konkretisierung zu Rechtsun\r\nsicherheiten in der praktischen Anwendung führen kann. \r\nDamit setzt sich der Gesetzentwurf der Bundesregierung über den Koalitionsvertrag zwischen \r\nCDU, CSU und SPD für die 21. Legislaturperiode „Verantwortung für Deutschland“ hinweg. \r\nAuch der vorliegende Gesetzentwurf muss sich an den politischen Vorgaben des Koalitionsver\r\ntrages messen lassen und so unbürokratisch wie möglich ausgestaltet werden. Der Koalitions\r\nvertrag ist hier sehr klar:  \r\n „Bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht schließen wir bürokratische Über\r\nerfüllung aus“ (Rz 2014) \r\n „Unnötige Belastungen durch die europäische Ebene verhindern wir“ (Rz. 2002) \r\nDer BDEW wird in dieser Stellungnahme und auch bei allen weiteren Stellungnahmen zu Ge\r\nsetzen und Verordnungen ein besonderes Augenmerk auf die Bürokratie und die 1:1 Umset\r\nzung europäischer Vorgaben legen. Die Unternehmen der Energiewirtschaft werden seit Jah\r\nren mit immer weiteren Pflichten belegt, deren Erfüllung nicht dem Erfolg der Unternehmung \r\nzugutekommt, sondern allein behördlichen Monitoring- und Kontrollwünschen entspricht. \r\nDer BDEW - Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. fordert, dass die unions\r\nweit geltenden, einheitlichen Mindeststandards für Umweltstraftatbestände schlank und pra\r\nxisgerecht umgesetzt werden und durch eine 1:1-Umsetzung der Richtlinie Rechtssicherheit \r\nalle betroffenen Wirtschaftsakteure geschaffen wird. Es ist zu beachten, dass die einschlägi\r\ngen Normen immer Eingang in interne Compliance-Vorgaben und das Umweltmanagement \r\nder Unternehmen im Hinblick auf die Vermeidung von (abstrakten) Strafbarkeitsrisiken für die \r\njeweils verantwortlich handelnden Mitarbeiter finden. Hierdurch ergeben sich insbesondere \r\ndann, wenn die Regelungen unklar formuliert werden, mitunter erhebliche bürokratische Auf\r\nwände in den Unternehmen.  \r\nDer BDEW nimmt zum Gesetzentwurf wie folgt Stellung. \r\nSeite 3 von 9 \r\n2 Änderungsvorschläge \r\n2.1 Zu Artikel 1: Änderung des Strafgesetzbuches \r\n› Keine überschießende Umsetzung der Richtlinie: Beschränkung auf grobe Fahrlässigkeit \r\nfür neue Straftatbestände \r\nArt. 3 Abs. 4 der Richtlinie sieht vor, dass die in den Art. 3 Abs. 2 und 3 der Richtlinie aufge\r\nführten Umweltstraftaten nur dann unter Strafe zu stellen sind, wenn sie vorsätzlich oder grob \r\nfahrlässig begangen werden. Damit legt die Richtlinie eine unionsweite Mindestanforderung \r\nfest, wonach einfache Fahrlässigkeit nicht zur Strafbarkeit führen darf. Die bestehenden Vor\r\nschriften des Umweltstrafrechts (§§ 324 ff. StGB) sehen demgegenüber überwiegend eine \r\nStrafbarkeit bereits bei einfach fahrlässigem Handeln vor. Diese Systematik soll durch den Ge\r\nsetzentwurf bewusst nicht geändert werden. So erfasst § 324 Abs. 3 StGB-E weiterhin auch \r\nFälle leichter Fahrlässigkeit. Entsprechende Regelungen finden sich auch in den §§ 325 und \r\n326 StGB-E.  \r\nDadurch, dass die neu umzusetzenden Tatbestände in die bestehende Systematik eingeglie\r\ndert werden, geht die Umsetzung der neuen Tatbestände über die unionsrechtlichen Vorga\r\nben hinaus. So sind schon geringfügig fahrlässige Verstöße strafbar, die nach der Richtlinie ge\r\nrade nicht erfasst werden sollen.  \r\nDer BDEW teilt diesbezüglich die Einschätzung des Bundesrates, dass eine Konzentration straf\r\nrechtlicher Sanktionen auf schwerwiegende, vorsätzliche oder grob pflichtwidrige Verstöße \r\nsowohl dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz als auch den unionsrechtlichen Vorgaben Rech\r\nnung trägt. \r\nZur Wahrung der Richtlinienkonformität und der Systematik und vor dem Hintergrund einer \r\nnicht überschießenden Umsetzung des EU-Rechts unter Erhalt des bestehenden Rechtssys\r\ntems sollte die Strafbarkeit daher in Fällen, in denen neue Umweltstraftatbestände im Zuge \r\nder Umsetzung der Richtlinie eingeführt werden, ausdrücklich auf grobe Fahrlässigkeit (Leicht\r\nfertigkeit) beschränkt werden. \r\nDer BDEW fordert eine Beschränkung der Straftatbestände auf grobe Fahrlässigkeit für alle \r\nneuen Straftatbestände, insbesondere aber für die unbefugte Wasserentnahme (§ 324), die \r\nFreisetzung von Geräuschen, Erschütterungen, thermischer Energie oder nichtionisierende \r\nStrahlen in den Boden (§ 324a) sowie die in § 330d nicht ausreichend konkretisierte Schädi\r\ngung von Ökosystemen (§ 326). \r\nSeite 4 von 9 \r\n› § 324 StGB-E: Gewässerverunreinigungen und unbefugte Wasserentnahmen \r\nIn seiner Stellungnahme zum Gesetzentwurf weist der Bundesrat auf die Besonderheit von Er\r\nlaubnissen und Bewilligungen nach §§ 8 ff. WHG hin, dass diese regelmäßig befristet erteilt \r\nwerden und daher in wiederkehrenden Abständen neu beantragt werden müssen. In der Pra\r\nxis kommt es bei solchen Folgeanträgen jedoch nicht selten zu längeren Bearbeitungszeiten.  \r\nVor diesem Hintergrund unterstützt der BDEW die Forderung des Bundesrates, gesetzlich klar\r\nzustellen, dass bei der erneuten Beantragung einer abgelaufenen Erlaubnis oder Bewilligung \r\nzur Wasserentnahme bereits die Antragstellung ausreicht, um eine Strafbarkeit auszuschlie\r\nßen, soweit sich die beantragte Entnahmemenge gegenüber der bisherigen Genehmigung \r\nnicht erhöht. \r\nAuch wenn die Bundesregierung in Ihrer Gegenäußerung zu den Vorschlägen des Bundesrates \r\nfeststellt, dass im Umweltstrafrecht der Grundsatz der Verwaltungsakzessorietät gelte und \r\ndeshalb die Folgen von längeren Bearbeitungszeiten bei der Erneuerung von Genehmigungen \r\nnach dem einschlägigen Verwaltungsrecht zu beurteilen seien, sollte aufgrund der offensicht\r\nlich hohen praktischen Relevanz des Sachverhaltes eine entsprechende Klarstellung aufge\r\nnommen werden.  \r\n› § 327a StGB-E: Genehmigungsbedürftige Vorhaben und UVP-Pflicht \r\nDer neu eingeführte § 327a StGB-E stellt die „Ausführung“ eines genehmigungsbedürftigen \r\nVorhabens unter Strafe, wenn für dieses nach dem Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz \r\n(UVPG) eine Pflicht zur Durchführung einer UVP oder einer Vorprüfung besteht und das Vor\r\nhaben ohne Genehmigung ausgeführt wird. Die Formulierung des Tatbestands birgt das Risiko, \r\ndass die Regelung in der Praxis missverstanden wird. Das sollte durch eindeutige Regelungen \r\nunbedingt vermieden werden, weil sich andernfalls – bereits aus Compliance-Gründen – er\r\nhebliche Mehraufwände in betroffenen Unternehmen ergeben, um Rechtsunsicherheiten ab\r\nzufedern.  \r\nUnmaßgeblichkeit einer fehlenden UVP oder UVP-Vorprüfung klarstellen \r\nDer derzeitige Wortlaut könnte so interpretiert werden, dass bereits eine fehlerhafte oder un\r\nterlassene Durchführung einer UVP bzw. Vorprüfung, auch bei ansonsten erteilter Genehmi\r\ngung, eine Strafbarkeit begründet. Eine solche Auslegung würde die grundlegende Systematik \r\ndes Umweltstrafrechts in Frage stellen und die Verwaltungsakzessorietät durchbrechen, nach \r\nder strafrechtliche Verantwortlichkeit nur dann besteht, wenn die zugrunde liegende verwal\r\ntungsrechtliche Pflicht verletzt wird. \r\nSeite 5 von 9 \r\nNach Art. 3 Abs. 2 lit. l. der Richtlinie ist jedoch ausschließlich die Ausführung eines Projekts \r\nohne erforderliche Genehmigung, Zustimmung oder Zulassung strafbar. Die Richtlinie stellt so\r\nmit auf das Fehlen der materiellen Genehmigung ab, nicht auf etwaige Verfahrensfehler bei \r\nderen Erteilung. Erwägungsgrund 9 der Richtlinie sieht dementsprechend vor, dass eine Hand\r\nlung nur dann eine Umweltstraftat darstellt, wenn sie gegen europäisches Umweltrecht ver\r\nstößt, also materiell rechtswidrig ist.  \r\nUVP und Vorprüfung sind Elemente des Genehmigungsverfahrens, keine eigenständigen Ge\r\nnehmigungstatbestände. Verfahrensfehler der Genehmigungsbehörde können daher nicht \r\nGrundlage einer Strafbarkeit des Vorhabenträgers sein. Zwar ergibt sich aus der Begründung \r\ndes Referentenentwurfes, dass auch der Entwurfsverfasser wohl diese Auslegung teilt. Dort \r\nheißt es ausdrücklich, strafbar sei nur „wer nicht über eine nach den jeweiligen Fachgesetzen \r\nerforderliche Genehmigung verfügt”, womit klargestellt werden soll, dass die Bezugnahme auf \r\nUVP-pflichtige und vorprüfungspflichtige Vorhaben allein der Konkretisierung des sachlichen \r\nAnwendungsbereichs dient.  \r\nRechtsunsicherheiten über Genehmigungsbedürftigkeit dürfen keine Strafbarkeit auslösen \r\nDaneben wirft die Regelung aber auch die Frage danach auf, wann eine erforderliche Geneh\r\nmigung nicht vorliegt. Diese Frage wird insbesondere dann relevant, wenn rechtlich nicht of\r\nfensichtlich und eindeutig geklärt werden kann, ob eine Anlage überhaupt genehmigungsbe\r\ndürftig ist oder welche Art einer Genehmigung erforderlich ist. Auch für diese Fälle muss die \r\nRegelung eine Klärung enthalten. In Erwägungsgrund 9 der Richtlinie heißt es hierzu, dass eine \r\nGenehmigung die strafrechtliche Verantwortlichkeit zwar nicht ausschließen sollte, wenn die \r\nGenehmigung offensichtlich gegen einschlägige materiellrechtliche Voraussetzungen verstößt. \r\nDies kann aber nur heißen, dass die Richtlinie eine nicht offensichtlich rechtswidrige Genehmi\r\ngung als Strafausschließungsgrund anerkennt. Daraus würde sich dann auch ergeben, dass in \r\nFällen, in denen die Erforderlichkeit einer Genehmigung nicht offensichtlich und eindeutig er\r\nforderlich ist, deren (im Ergebnis möglicherweise rechtswidriges) Fehlen ebenfalls nicht das \r\nRisiko einer Strafbarkeit nach sich ziehen darf. Dies gilt auch für Fälle, in denen die Genehmi\r\ngung aufgrund gesetzlicher Regelungen nach Ablauf einer bestimmten Frist als erteilt gilt (Ge\r\nnehmigungsfiktion). Dieses Verständnis sollte sich eindeutig auch aus den Regelungen im StGB \r\nergeben. Aus Gründen der Rechtssicherheit sollten, entsprechende Klarstellungen ausdrück\r\nlich in das Gesetz aufgenommen werden.  \r\nEs ist festzuhalten, dass nur die Ausführung eines Projekts ohne offensichtlich und eindeutig \r\nerforderliche Genehmigung tatbestandmäßig ist und die Bezugnahme auf UVP-pflichtige \r\nund vorprüfungspflichtige Vorhaben lediglich der Konkretisierung des erfassten Vorhaben\r\nkataloges dienen. Hier darf nicht die Gefahr bestehen, dass Rechtsunsicherheiten über die \r\nGenehmigungsbedürftigkeit eine Strafbarkeit auslösen. \r\nSeite 6 von 9 \r\n› § 330d Abs. 1 Nr. 2 StGB-E: Begriff des “Ökosystems” \r\nDie in § 330d Abs. 1 Nr. 2 StGB-E vorgesehene Definition des Begriffs „Ökosystem” („ein kom\r\nplexes, dynamisches Wirkungsgefüge von Pflanzen-, Tier-, Pilz- und Mikroorganismengemein\r\nschaften und ihrer abiotischen Umwelt, die eine funktionelle Einheit wenigstens mittlerer \r\nGröße bilden, und das Lebensraumtypen, Lebensräume von Arten und Artenpopulationen um\r\nfasst”) ist aus Sicht des BDEW zu unbestimmt, um eine Strafbarkeit zu begründen.  \r\nDie Begriffe „komplex“ und „dynamisch“ sind wissenschaftlich dehnbar und rechtlich nicht \r\nhinreichend konturiert. Für Betreiber von Anlagen, etwa Windenergie- oder Wasserkraftanla\r\ngen, aber auch von thermischen Kraftwerken, ist damit nicht vorhersehbar, ob und in wel\r\nchem Umfang ihr regulärer Betrieb ein Ökosystem im Sinne dieser Definition beeinträchtigen \r\nkönnte. \r\nNach Art. 2 Nr. 6 der Richtlinie bezeichnet „Ökosystem” ein dynamisches System von Organis\r\nmen, und unbelebten Komponenten, die als funktionelle Einheit dienen. Diese Definition ist \r\nbewusst allgemein gehalten. In Verbindung mit Erwägungsgrund 17 ergibt sich jedoch, dass \r\ndie Mitgliedstaaten bei der Umsetzung eine verhältnismäßige und vorhersehbare Ausgestal\r\ntung sicherstellen müssen.  \r\nDer BDEW fordert, die Definition in § 330d Abs.1 Nr. 2 StGB-E auf klar abgegrenzte ökologi\r\nsche Schutzgüter zu beziehen und dies in der Begründung ausdrücklich festzuhalten. Dies \r\nwahrt die unionsrechtlich geforderte Bestimmtheit des Strafrechts, schafft Rechtssicherheit \r\nund erleichtert die praktische Anwendung erheblich. \r\n2.2 Zu Artikel 3: Änderung des Gesetzes über Ordnungswidrigkeiten \r\nDer Entwurf sieht vor, dass der Höchstbetrag im Falle einer vorsätzlichen Straftat der Leitungs\r\nperson von zehn auf 40 Millionen Euro (§ 30 Abs. 2 Satz 1 Nummer 1 OWiG-E) und im Falle ei\r\nner fahrlässigen Straftat einer Leitungsperson von fünf auf 20 Millionen Euro (§ 30 Abs. 2 Satz \r\n1 Nummer 2 OWiG-E) angehoben werden soll. \r\nDiese Änderung dient der Gesetzesbegründung zufolge der Umsetzung von Artikel 7 Abs. 3 \r\nder Richtlinie, geht aber – wie auch in der Gesetzesbegründung dargelegt – weit über die Vor\r\ngaben der Richtlinie hinaus. \r\nDer neue Höchstbetrag in § 30 Abs. 2 Satz 1 Nummer 1 OWiG-E soll nämlich nicht nur im Falle \r\nvon vorsätzlichen Umweltstraftaten gelten, sondern auch bei sonstigen vorsätzlichen Strafta\r\nten, für die die juristische Person gemäß § 30 Absatz 1 OWiG verantwortlich gemacht werden \r\nSeite 7 von 9 \r\nkann. Mit diesem Ansatz soll dem Umstand Rechnung getragen werden, dass es auch in ande\r\nren Bereichen des Strafrechts bereits entsprechende EU-Vorgaben gäbe oder in naher Zukunft \r\nmit solchen EU-Vorgaben zu rechnen sei.  \r\nDie drastische Erhöhung der Höchstbeträge kann gravierende finanzielle Folgen für Unterneh\r\nmen haben und einen Beitrag dazu leisten, Deutschland als Wirtschaftsstandort und für Inves\r\ntoren unattraktiv zu machen. So hat der BGH mit Urteil vom 6. März 2024 (1 StR 308/23) ent\r\nschieden, dass wegen jeder rechtlich selbstständigen Anknüpfungstat eine gesonderte Geld\r\nbuße nach § 30 Abs. 1 OWiG zu verhängen sei. Z. B. in Fällen von Steuerhinterziehung, in de\r\nnen bei einem einzigen Sachverhalt mehrere Straftaten festgestellt werden können – einfach \r\ndeshalb, weil unterschiedliche Steuerarten betroffen sind. In der Praxis versucht man jetzt \r\nschon zur Vermeidung unbilliger Ergebnisse auf die Möglichkeit von Teileinstellungen nach § \r\n47 OWiG zurückzugreifen oder die jeweilig zu bemessene Einzelgeldbuße im Rahmen des § 17 \r\nAbs. 3 S. 1 OWiG zu reduzieren. \r\nDas Ziel der Richtlinie besteht darin, einen einheitlichen Rechtsrahmen für schwere Umwelt\r\nstraftaten, die auch grenzüberschreitend und im Zusammenspiel verschiedener Behörden er\r\nfolgen, festzulegen. Und dafür ist ein EU-einheitlicher Bußgeldrahmen sinnvoll.  \r\nDer BDEW spricht sich vor diesem Hintergrund dafür aus, sich im vorliegenden Verfahren \r\nauf eine 1:1-Umsetzung der Richtlinie und die Anhebung der Höchstbeträge auf Umwelt\r\nstraftaten zu beschränken.  \r\n› § 330d Abs. 4 StGB-E: Illegale Abfallverbringung \r\nAbsatz 4 soll nach der Gesetzesentwurfsbegründung „zur zentralen Regelung der illegalen Ab\r\nfallverbringung werden“. Die Norm verweist auf eine Definition des Begriffs „illegale Verbrin\r\ngung“ aus Art. 3 Nr. 26 der Verordnung (EU) 2024/1157 über die Verbringung von Abfällen. \r\nDas in der Norm tatbestandlich niedergeschriebene Korrektiv soll eine „erhebliche Menge von \r\nAbfällen“ sein. Im Einklang mit dem Bestimmtheitsgebot sollte der unbestimmte Rechtsbegriff \r\nder „erheblichen Menge“ näher im Gesetz oder zumindest in der Gesetzesbegründung kon\r\nkretisiert werden. In Ergänzung zu qualitativen Beurteilungskriterien wäre auch die Einführung \r\neines Schwellenwertes für die Beurteilung der Erheblichkeit vorstellbar.  \r\nSeite 8 von 9 \r\n2.3 Zu Artikel 5: Änderung des Bundesnaturschutzgesetzes \r\nAus Sicht des BDEW ist auch § 69 Abs. 6 BNatSchG-RefE, wonach die erhebliche Schädigung \r\neines Ökosystems strafbar ist, anpassungsbedürftig. Wie zu § 330d Abs. 1 Nr. 2 StGB-E ausge\r\nführt, ist die gegebene Definition für Ökosysteme zu unbestimmt.  \r\nZwar wird aufgrund der Verwaltungsrechtsakzessorietät des Umweltstrafrechts allgemein da\r\nvon ausgegangen, dass eine verwaltungsrechtlich legale Handlung nicht strafbar sein kann. \r\nDies setzt aber voraus, dass bei Erteilung der fraglichen Genehmigung die strafbewehrte \r\nRechtsgutsbeeinträchtigung, zumindest der Sache nach, geprüft und verneint wurde. Da der \r\nBegriff des Ökosystems aber neu ist, hat keine bestehende Zulassung positiv festgestellt, dass \r\nder Betrieb der jeweiligen Anlage kein Ökosystem beeinträchtigt. \r\nZudem sollte klargestellt werden, dass die an das Tötungs- und Störungsverbot anknüpfen\r\nden Straftatbestände in § 69 BNatSchG-E nicht verwirklicht werden, wenn eine Anlage auf \r\nGrundlage einer Rechtsvorschrift genehmigt wurde, die anordnet, dass im Zulassungsverfah\r\nren keine artenschutzrechtliche Prüfung durchzuführen ist.  \r\nDies betrifft insbesondere Verfahren, die unter den Anwendungsbereich der RED III bzw. der \r\nEU-Notfall-VO fallen. So zum Beispiel Genehmigungsverfahren für Windkraftanlagen, die Ge\r\nnehmigungserleichterungen nach § 6b Abs. 2 S. 1 Nr. 3 WindBG bzw. § 6 Abs. 1 S. 1 WindBG in \r\nAnspruch nehmen oder Netzausbauverfahren nach den entsprechenden Vorschriften im \r\nEnWG. Wenn in diesen Verfahren keine artenschutzrechtliche Prüfung durchgeführt wurde, \r\nbestehen Zweifel an der Legalisierungswirkung der Genehmigung und damit am Strafrechts\r\nausschluss, sollte es im Betrieb später zu nachgewiesenen Tötungen streng geschützter Arten \r\nkommen. \r\nSeite 9 von 9 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-07-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021851","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge zur Konsultation zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Jahr 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9b/28/677273/Stellungnahme-Gutachten-SG2601050004.pdf","pdfPageCount":40,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 19. Dezember 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nBMWE-Marktkonsultation zur Reform des WindSeeG im Jahr 2026\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 40\r\nInhaltsverzeichnis\r\nKurzfassung ......................................................................................................................... 3\r\nAntworten zu den Konsultationsfragen ............................................................................... 5\r\n1. Kosteneffizienz und Synchronisierung ....................................................................... 5\r\n1.1. Optimierung ..................................................................................................... 5\r\n1.2. Wasserstoff ..................................................................................................... 10\r\n2. Marktintegration und Ausschreibungen.................................................................. 21\r\n1.1 Gebotsverfahren ............................................................................................ 21\r\n1.2 Absicherung .................................................................................................... 27\r\n1.3 Qualitative Kriterien ....................................................................................... 31\r\n1.4 Sicherheiten und Pönalen .............................................................................. 37\r\nSeite 3 von 40\r\nKurzfassung\r\nDer BDEW unterstützt die gemeinsame Umsetzung der in der Marktkonsultation beschriebe-nen Optimierungsmaßnahmen als Gesamtpaket (siehe Kapitel 1.1.), um volkswirtschaftliche Effizienzpotentiale mittel- und langfristig zu heben und gleichzeitig den weiteren Offshore-Wind-Ausbau durch Contracts-for-Difference (CfD)-Absicherung erfolgreich fortsetzen zu kön-nen. Dabei ist es wichtig, dass die Energieerträge pro investiertem Euro anstelle der reinen in-stallierten Kapazitäten in den Fokus der Flächenentwicklungsplanung und Flächenausschrei-bung gerückt werden.\r\nZudem begrüßt der BDEW auch die Adressierung der Offshore-Elektrolyse, da sie das Poten-zial hat, langfristig zur Wasserstoffversorgung und Kosteneffizienz im Offshore-Ausbau beizu-tragen, sofern zeitnah die Rahmenbedingungen für deren Hochlauf geschaffen werden.\r\nDie in der Konsultation aufgezeigten Vorschläge für eine höhere Sofortzahlung im Fall von Ge-boten auf Zahlungsbereitschaft sowie die Angleichung und gebotsspezifischere Ausgestaltung der Sicherheiten unabhängig von der Flächenart gehen in die richtige Richtung.\r\nAus Sicht des BDEW ist die direkte Vergabe von indexierten zweiseitigen CfDs für die auszu-schreibenden Flächen kurz- und mittelfristig zwingend notwendig, um die Realisierungswahr-scheinlichkeit, Investitionssicherheit und Akteursvielfalt dauerhaft sicherzustellen, die Finan-zierungskosten zu senken, wettbewerbsfähige Strompreise zu ermöglichen, die Planbarkeit für die Lieferkette zu erhöhen sowie das derzeitige risikobehaftete Ausschreibungsdesign zu er-setzen. Zugleich werden CfDs auch dazu beitragen, den deutschen Offshore-Wind-Markt im europäischen und internationalen Vergleich dauerhaft attraktiv zu halten. Dies muss bei der Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns (und aller Aspekte der Marktkonsultation) unbe-dingt mitbedacht werden. Ein möglicher deutscher Sonderweg kann aufgrund der internatio-nal aufgestellten Offshore-Wind-Industrie zu einer Verschiebung von Aktivitäten und Investiti-onen in andere Offshore-Wind-Märkte mit besseren Konditionen führen und damit die deut-schen Ausbauziele und die Akteursvielfalt gefährden.\r\nDaher sollten aus Sicht des BDEW folgende Aspekte bei der anstehenden WindSeeG-Reform unbedingt umgesetzt werden:\r\n›\r\nEs sollten alle oder mindestens ein großer Teil der jährlich auszuschreibenden zentral voruntersuchten und nicht zentral voruntersuchten Flächen durch ein ausschließlich CfD-basiertes Gebotsverfahren vergeben werden, da es aus unserer Sicht das beste Modell ist, um den Offshore-Wind-Ausbau für alle Seiten planbar, erfolgreich und kos-teneffizient fortzusetzen. Das „Entweder-oder-Verfahren“, das aus unserer Sicht mit mehreren Nachteilen verbunden ist, sollte – wenn überhaupt – nur für einen Teil der jährlich zu vergebenden Flächen angewandt werden.\r\nSeite 4 von 40\r\n›\r\nEine geeignete sektorspezifische Indexierung auf den Zuschlagswert des CfD sollte ein-geführt werden, um die Projekte gegenüber kaum beeinflussbare Kostenveränderun-gen mindestens für den Zeitraum zwischen Ausschreibung und Investitionsentschei-dung abzusichern.\r\n›\r\nEine gleitende Pönalisierung und ein Neuausschreibungsmechanismus für den uner-wünschten Fall der Nichtrealisierung eines OWP sollten eingeführt und der Pflicht-Zu-schlagswiderruf sollte abgeschafft werden (siehe BDEW-Positionspapier 2025).\r\nZudem wurden mehrere wichtige Maßnahmen in der aktuellen Konsultation nicht berück-sichtigt, die aus Sicht des BDEW unbedingt in die anstehende WindSeeG-Reform zur Steige-rung der Kosteneffizienz einfließen sollten:\r\n›\r\nDer koordinierte Weiterbetrieb von bestehenden Offshore-Windparks (OWPs) und Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) über ihre ursprüngliche Betriebszeit von 25 Jahren hinaus sollte ermöglicht werden, um Systemkosten sowie Umwelteingriffe zu reduzieren und die Stromerträge zu erhöhen (siehe Fraunhofer IWES 2025). Frühzeitige Entscheidungen diesbezüglich sind notwendig, um optimierte Wartungskonzepte, ein effizientes, langfristig ausgerichtetes Ersatzteilmanagement und eine effiziente Netz-entwicklungsplanung zu ermöglichen.\r\n›\r\nDer Betriebszeitraum für zukünftige OWPs und ONAS sollte von 25 auf 35 Jahre verlän-gert werden, um die Kosteneffizienz und Umweltverträglichkeit zu steigern. Vorausset-zung hierfür ist, dass die regulatorischen Rahmenbedingungen u.a. bezüglich der Finan-zierung der ONAS und des Entschädigungsregimes im EnWG entsprechend zeitnah an-gepasst werden. Bei der Umsetzung sollte genügend Vorlauf eingeplant werden, um alle Assets der ONAS mit einer Lebensdauer von 35 Jahren beschaffen zu können.\r\n›\r\nDie Flächenkooperation mit den Nachbarländern im Nord- und Ostseeraum sollte vo-rangebracht werden, um hocheffiziente, dort nicht benötigte Flächen aus deren Aus-schließlicher Wirtschaftszonen (AWZ) radial, d.h. direkt nach Deutschland anbinden zu können und somit weniger Ausbau in der deutschen AWZ aufgrund der Reduktion der Bebauungsdichte auszugleichen sowie die Kosteneffizienz voraussichtlich zu erhöhen.\r\nDer BDEW hat im Juli 2025 Vorschläge zur Umsetzung dieser Maßnahmen veröffentlicht (siehe BDEW-Positionspapier 2025) und wird diese für die anstehende WindSeeG-Reform weiter konkretisieren.\r\nZudem sollten Maßnahmen im Rahmen der WindSeeG-Reform geprüft werden, um den Zeit-raum zwischen der Ausschreibung und finalen Investitionsentscheidung (FID) der OWP-Ent-wickler, der derzeit drei bis fünf Jahre beträgt, verkürzen zu können (z.B. durch erweiterte Voruntersuchungen), ohne aber dadurch die Umsetzung der ONAS zu beeinträchtigen. Ein\r\nSeite 5 von 40\r\nkürzerer Zeitraum würde die Realisierungswahrscheinlichkeit stärken, da die zentralen Para-meter für die FID bei der Ausschreibung weniger ungewiss bzw. besser absehbar wären, und den Nachweis der Einhaltung von NZIA-Kriterien erleichtern.\r\nZusätzlich zu den offshore-spezifischen Maßnahmen ist und bleibt der Wasserstoff-Hochlauf eine zentrale Herausforderung der Energiewende. Deshalb ist es dringend geboten, neben den Offshore-Elektrolyseuren auch die von der Vorgängerregierung angekündigten Ausschreibun-gen für systemdienliche Elektrolyseure onshore nach § 96 Nr. 9 WindSeeG nun konsequent und zeitnah umzusetzen, um den Hochlauf der Elektrolysekapazitäten und der Sektorenkopp-lung in Deutschland gezielt und systemdienlich zu fördern. Zur Ausgestaltung der Ausschrei-bungen hat der BDEW im Februar 2025 konkrete Vorschläge gemacht.\r\nAntworten zu den Konsultationsfragen\r\n1. Kosteneffizienz und Synchronisierung\r\n1.1. Optimierung\r\nDer BDEW unterstützt die gemeinsame Umsetzung der in der Marktkonsultation beschriebe-nen Optimierungsmaßnahmen als Gesamtpaket. Dazu gehören eine Reduktion der Bebau-ungsdichte auf deutlich unter 10 MW/km2, eine flächenspezifische Überbauung (Erhöhung der installierten OWP-Leistung im Verhältnis zur ONAS-Übertragungsleistung) inklusive Spitzen-kappung in volkswirtschaftlich sinnvollem Maße – abgesichert durch zweiseitige CfDs – sowie die Prüfung einer Steigerung der ONAS-Übertragungsleistung, sofern diese wirtschaftlich sinn-voll sowie technisch machbar ist und das 2K-Kriterium entsprechend angepasst wird, siehe NEP-Entwurf 2025.\r\nZudem sollte eine Flächenkooperation mit Dänemark konkret geprüft werden, um hocheffizi-ente dänische Flächen in der Nähe der deutschen AWZ, die für den dortigen Ausbau potenziell nicht benötigt werden, grenzüberschreitend radial nach Deutschland anbinden zu können. Dadurch könnte der Ausbau in der deutschen AWZ voraussichtlich kosteneffizienter erfolgen und die Ausbauziele trotz der Reduktion der Leistungsdichte weiterhin erreicht werden.\r\nNur durch diese Kombination der genannten Optimierungsmaßnahmen können die ge-wünschten volkswirtschaftlichen Effekte erzielt und gleichzeitig eine hohe Investitionssicher-heit für den weiteren Ausbau erreicht werden. Daher sollte aus Sicht des BDEW der Fokus nicht nur auf der Überbauung und Spitzenkappung liegen, sondern auch die anderen genann-ten Optimierungsmaßnahmen in den anstehenden Reformen umfassend adressiert werden.\r\nSeite 6 von 40\r\n1.\r\nWie entwickeln sich aus Ihrer Sicht die nach stündlichen Strommarktpreisen gewichteten Stromgestehungskosten unter Berücksichtigung der Kosten für die Netzanbindung für spezifische Überbauungsgrade von 5%, 10%, 15%, 20% und 25% auf einzelnen Flächen bzw. in einzelnen Gebieten?\r\nBisher liegen uns noch keine genauen Informationen zur Beantwortung der Frage vor.\r\nAllerdings haben der BDEW und BWO gemeinsam mit ihren Mitgliedern zwei umfas-sende volkswirtschaftliche Studien in Auftrag gegeben, die sowohl die erzeugungs- als auch die netzseitigen Effekte der genannten Optimierungsmaßnahmen (Reduktion der Be-bauungsdichte, verpflichtende Überbauung inkl. Spitzenkappung, radiale Flächenkoopera-tion mit Dänemark, Absicherung durch CfDs) systemisch betrachten und zu dieser Frage sowie zu den Folgefragen des Kapitels Antworten bis Anfang 2026 liefern werden.\r\nEine verpflichtende Überbauung des Netzanschlusses (sog. Overplanting) zwischen 5 % und 25 % als Einzelmaßnahme führt auf OWP-Seite zu entsprechend höheren CAPEX für die Entwickler/Betreiber, etwas niedrigeren Volllaststunden und einer entsprechenden Er-höhung der Stromgestehungskosten.\r\nAuf Netzseite wird eine verpflichtende Überbauung in Verbindung mit den anderen Opti-mierungsmaßnahmen die Volllaststunden der ONAS erhöhen und bei einer entsprechen-den Gesamtplanung dazu führen, dass mehrere ONAS eingespart werden können, da dann weniger Netzanbindungskapazität notwendig ist, um voraussichtlich ähnlich hohe Gesamt-erträge aus der Nord- und Ostsee abzutransportieren zu können – im Vergleich zu einem Szenario ohne die genannten Optimierungsmaßnahmen.\r\n2.\r\nWelches Verhältnis aus OWP-Nennleistung und ONAS-Nennleistung kann aus betriebs-wirtschaftlicher Sicht gebiets- bzw. flächenspezifisch als kostenoptimal (auch unter Be-rücksichtigung der veränderten Erlöse) angenommen werden? Ab welchem Überbau-ungsgrad wäre diese Optimierung aus betriebswirtschaftlicher Sicht wieder aufge-braucht?\r\nÜberbauung (Overplanting) ist derzeit eine freiwillige betriebswirtschaftliche Optimie-rungsoption, die von Parkentwicklern genutzt wird. Der FEP erlaubt dabei eine Optimie-rung von bis zu 10 %. Das betriebswirtschaftliche Optimum für OWPs wird flächenspezi-fisch gewählt und liegt in der Regel bei ca. 5 %.\r\nSeite 7 von 40\r\nInformatorische Ergänzung der ÜNB bezüglich der Überbauung im NEP:\r\nDie Konsultationsfragen beziehen sich inhaltlich vor allem auf den informatorischen An-hang des Flächenentwicklungsplans 2025 (FEP). Zwischenzeitlich ist von den ÜNB am 10.12.2025 der erste Entwurf des NEP 2037/2045 (2025) veröffentlicht worden. Darin wer-den die in der durch die BNetzA erfolgten Bestätigung des Szenariorahmens geforderten Optimierungsmaßnahmen berücksichtigt und konkretisiert.\r\nHierzu zählt u.a. die Betrachtung einer sogenannten Überbauung der OWP mit anschlie-ßender Spitzenkappung. Da es bei verschiedenen Stakeholdern immer wieder zur Vermi-schung von unterschiedlichen Begrifflichkeiten kommt, wird nachfolgend das Prinzip der verpflichtenden Überbauung, insbesondere in der Abgrenzung zum Begriff Overplanting, samt Spitzenkappung aus Sicht der ÜNB zusammengefasst.\r\nDer Planungsgrundsatz 7.11.1 a) des FEP 2025 (S. 35) erlaubt bislang eine freiwillige, be-triebswirtschaftlich optimierte Überbauung (Overplanting) durch die OWP-Betreiber. Damit wird ihnen die Möglichkeit eingeräumt, zusätzliche Windenergieanlagen (WEA) auf der be-zuschlagten Fläche zu errichten, um etwa den Ausfall einzelner WEA zu kompensieren oder in Schwachwindphasen mehr Energie erzeugen und übertragen zu können. Dieses Over-planting kann gemäß FEP bis zu 10 % der zugewiesenen OWP-Leistung betragen.\r\nBei der im ersten Entwurf des NEP 2037/2045 (2025) untersuchten Überbauung geht es aus Sicht der ÜNB um etwas anderes (siehe nachfolgende Abbildung):\r\n›\r\nBeim bisherigen Basisfall entspricht die installierte OWP-Leistung derjenigen der Übertragungsleistung des ONAS (Abbildung links).\r\n›\r\nBei der Überbauung wird die OWP-Fläche vergrößert und gleichzeitig die Anzahl der WEA moderat erhöht. Im Vergleich zu einem 10%igen Overplanting stehen die WEA in einem größeren Abstand zueinander (Abbildung Mitte). Die Effizienz des Gesamtsys-tems – Erhöhung der Volllaststunden des OWP und des ONAS – wird durch Vergröße-rung der Fläche sowie eine Überbauung des OWP von beispielsweise 15% gesteigert. Das tatsächliche Maß der Überbauung ist dabei nicht einheitlich, sondern abhängig von flächenspezifischen Abschattungseffekten durch benachbarte Windparks.\r\n›\r\nDie maximale Effizienzsteigerung des Gesamtsystems kann nur erreicht werden, wenn das zuvor ein bestimmtes Maß der Überbauung verpflichtend für den OWP ist. Eine solche Verpflichtung gibt es aktuell nicht, sie sollte daher aus Sicht der ÜNB gesetzlich verankert werden.\r\n›\r\nSchließlich könnte mit einer Steigerung der Übertragungsleistung des ONAS um bei-spielsweise 5% auf 2,1 GW eine weitere Kosteneffizienzsteigerung des Offshore-Aus-baus erzielt werden (Abbildung rechts). Diese Maßnahme setzt jedoch voraus, dass\r\nSeite 8 von 40\r\ndie standardisierten 2\r\n-GW-ONAS ohne größere (kostspielige und zeitintensive) De-signänderungen auf die erhöhte Übertragungsleistung angepasst werden können.\r\nQuelle: Erster Entwurf des NEP 2037/2045 (2025) der Übertragungsnetzbetreiber\r\n3.\r\nWelche betriebswirtschaftlichen Gegeneffekte zu den erhöhten Investitionskosten und der Spitzenkappung sind zu berücksichtigen? Welche Erlöseffekte auf OWP-Seite stellen sich im Teillastbereich ein? Wie wirken sich die erhöhten Volllaststunden der Windparks aus?\r\nMit Bezug auf die Optimierungsmaßnahmen Reduktion der Bebauungsdichte sowie Über-bauung inkl. Spitzenkappung stellen sich folgende Effekte auf OWP-Seite ein:\r\n›\r\nDurch eine Reduktion der Bebauungsdichte erhöhen sich die Volllaststunden der OWP und ONAS, was wiederum die volks- und betriebswirtschaftlichen Stromgeste-hungskosten reduziert.\r\n›\r\nEine vollständige Bewertung der Effekte der Optimierungsmaßnahmen auf die Erlöse auf OWP-Seite ist zum derzeitigen Zeitpunkt noch nicht möglich. Das zuvor genannte Studienpaket im Auftrag des BDEW und BWO wird zu dieser Frage Antworten liefern.\r\n›\r\nDurch die Optimierungsmaßnahmen sollte der durchschnittliche Capture Preis der übertragenen Erzeugungsmenge vergleichsweise etwas höher liegen als ohne diese\r\nSeite 9 von 40\r\nMaßnahmen\r\n. Dies liegt unter anderem daran, dass Stunden, in welchen die Spitzen-kappung greift, häufig mit Stunden mit niedrigen Strompreisen korrelieren. Gerade in den Wintermonaten kann es aber auch möglich sein, dass in Starkwindszeiten hohe Marktpreise auftreten, bei denen es dann durch Spitzenkappung zu einer Abregelung und damit zu Ertragsverlusten kommen würden.\r\n›\r\nDie Stromproduktion insgesamt kann durch Überbauung und Spitzenkappung allein niedriger im Vergleich zu einem Szenario ohne Spitzenkappung ausfallen und damit in Summe auch zu niedrigen Einnahmen auf OWP-Seite führen. Daher ist eine Absiche-rung durch CfDs entscheidend für die Investitionssicherheit bei einer verpflichtenden, höheren Überbauung.\r\n4.\r\nWelche Effekte bzw. Wechselwirkungen bestehen aus Ihrer Sicht zwischen Optimierung und dem weiter unten diskutierten Ausschreibungsdesign?\r\nFolgende Effekte und Wechselwirkungen sind hauptsächlich zu erwarten:\r\n›\r\nSofern durch eine verpflichtende Überbauung volkswirtschaftliche Effizienzpotenziale gehoben werden können, lassen sich die zusätzlichen Kosten für die Betreiber über den CfD absichern. Da den Systemkosteneinsparungen jedoch höhere Kosten auf Be-treiberseite durch Überbauung gegenüberstehen – die sich entweder in höheren CfD-Zuschlagswerten oder in geringeren Konzessionszahlungen niederschlagen werden – ist hier besondere Transparenz erforderlich. Die volkswirtschaftlichen Potenziale müssen den erhöhten Kosten für die Betreiber klar gegenübergestellt werden.\r\n›\r\nJe höher die Überbauung, desto tendenziell weniger realistisch ist ein rein marktge-triebener Ausbau basierend auf PPA-Finanzierung und desto wichtiger sind CfDs als Investitionsabsicherungsinstrument für die Refinanzierung der OWPs.\r\n›\r\nJe stärker die Bebauungsdichte reduziert und damit die Volllaststunden erhöht wer-den, desto niedriger sind die Stromgestehungskosten (und CfD-Zuschlagswerte) und desto eher ist tendenziell ein rein marktgetriebener Ausbau möglich.\r\n›\r\nSollte das vorgeschlagene „Entweder-oder-Verfahren“ gewählt werden, würden vor allem solche Flächen rein marktlich realisiert werden können, die besonders hohe Er-tragspotentiale bieten. Demgegenüber würden Flächen mit niedrigeren Ertragspoten-tialen mit hoher Wahrscheinlichkeit einen CfD und mithin eine Förderung erfordern. Dies würde dazu führen, dass staatlicherseits im CfD-Regime vor allem Förderungen ausgezahlt werden müssten und das Potential der Abschöpfung von hohen Markter-lösen sehr begrenzt wäre.\r\nSeite 10 von 40\r\n5.\r\nWelche Ideen mit einem hinreichenden technischen Reifegrad bestehen für eine mögli-che alternative Nutzung der Strommengen, die einer Spitzenkappung unterliegen?\r\nBislang sehen wir keine Ideen mit hinreichendem technischem Reifegrad für die mögliche alternative Nutzung der Strommengen.\r\n6.\r\nWelche Auswirkungen auf den Netzausbau an Land sind aus Ihrer Sicht zu erwarten?\r\nNach der derzeitigen Einschätzung des BDEW kann eine verpflichtende Überbauung über das betriebswirtschaftliche Optimum hinaus zu einer Glättung des Erzeugungsprofils auf Netzseite und besseren Netzintegration der Strommengen führen sowie den Gesamtbe-darf an Netzausbau (offshore und onshore) langfristig tendenziell reduzieren. Zudem kön-nen Überbauung inkl. Spitzenkappung potenziell auch dazu beitragen, die netzbedingten Abregelungen der OWPs und damit die Redispatch-Kosten langfristig zu reduzieren. Kurz-fristige positive Effekte auf den Netzausbau und die Redispatchkosten (z.B. noch in diesem Jahrzehnt) sind durch diese Maßnahmen allerdings nicht zu erwarten.\r\n1.2. Wasserstoff\r\nDer BDEW begrüßt die Adressierung der Offshore-Elektrolyse in der Marktkonsultation, da diese noch junge Technologie das Potenzial hat, ab circa Mitte der 2030er Jahre zur Wasser-stoffversorgung beizutragen, langfristig die Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau an küstenfernen Standorten aufbauend auf kombinierten Anschlusskonzepten zu steigern sowie neue Wertschöpfung durch Forschung und Entwicklung in Europa zu schaffen. Voraussetzung dafür ist allerdings, dass zeitnah die notwendigen nächsten Schritte für die Erprobung und den Hochlauf der Technologie erfolgreich durchlaufen werden und die Nachfrage nach Wasser-stoff stärker angereizt wird, damit die langfristigen Potenziale gehoben werden können.\r\nZu betonen ist dabei allerdings auch, dass die Offshore-Elektrolyse kurz- und mittelfristig noch keinen Beitrag zur Optimierung des Offshore-Wind-Ausbaus leisten werden kann, da der Hochlauf der Technologie noch erfolgen muss.\r\nNichtsdestotrotz besteht die Notwendigkeit folgende Maßnahmen kurzfristig bzw. im Rahmen der anstehenden Reformen des WindSeeG und des FEP umzusetzen:\r\n›\r\nFörderung und Genehmigung im Jahr 2026 von mehreren, in der Entwicklung befindli-chen Pilotprojekten zur Demonstration der Technologie im Küstenmeer;\r\n›\r\nErmöglichung kombinierter Anschlüsse aus Seekabeln und Wasserstoffpipelines im WindSeeG und FEP für mindestens den SEN-1-Bereich;\r\n›\r\nAusschreibungen von SEN-1-Teilflächen in den nächsten Jahren parallel zur Durchfüh-rung der Pilotprojekte;\r\nSeite 11 von 40\r\n›\r\nErhalt einer gewissen Flexibilität bei der Fortschreibung des FEP und NEP, um zukünftig weitere Flächen, z.B. in Zone 4 oder 5, für Offshore-Elektrolyse festlegen und technolo-gieoffen (bezüglich Plattformen/künstliche Energieinseln) ausschreiben zu können;\r\nOhne die Förderung von Pilotprojekten, die Möglichkeit auf kombinierte Anschlüsse (u.a. im SEN-1-Bereich) und die Ausschreibungen von SEN-1-Teilflächen wird der Hochlauf der Offs-hore-Elektrolyse in Deutschland voraussichtlich nicht gelingen.\r\nZudem ist es elementar wichtig, dass zukünftig eine integrierte Systementwicklung für den Offshore-Bereich stattfindet, bei der der NEP-Strom und NEP-Gas zusammengeführt und ge-meinsam weiterentwickelt werden. Auch sollte die von der Vorgängerregierung angekündig-ten Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyseure nach wie vor umgesetzt werden. So sollte die Ermächtigung aus § 96 Abs. 1 Ziffer 9 WindSeeG aktuelle Fassung durch eine kon-krete Festlegung zu den angekündigten Ausschreibungen ersetzt werden. Bereits verpasste Ausschreibungsrunden sollten in zukünftige Ausschreibungsrunden verschoben und damit nachgeholt werden. Diese Maßnahme ist ein zentrales Instrument, um den Hochlauf der Elekt-rolysekapazitäten in Deutschland gezielt zu fördern und die Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem voranzutreiben. Die Industrie braucht klare Aussagen, wann sie mit wie viel heimischem Wasserstoff planen kann und gerade in der Anfangsphase ist hierfür eine Un-terstützung notwendig. Systemdienlichkeit sollte daher als Legaldefinition eingeführt werden. Ein Anreizsystem kann nur dann rechtssicher aufgestellt werden, wenn auch die gesetzlichen Rahmenbedingungen hierzu vollständig vorliegen.\r\nA. Technologische Aspekte\r\n1.\r\nAb wann können Elektrolyseure auf See in industriellem Maßstab eingesetzt werden?\r\nNach den derzeitigen, noch mit vielen Unsicherheiten verbundenen, Einschätzungen kön-nen erste Demonstrationsprojekte in industriellem Maßstab, d.h. ab circa 50 MW, frühes-tens ab Anfang der 2030er Jahre umgesetzt werden, sofern zuvor die geplanten Pilotpro-jekte zeitnah gefördert und erfolgreich umgesetzt werden, parallel dazu Ausschreibungen für den SEN-1-Bereich für größere Demonstrationsprojekte umgesetzt werden und die weiteren Schritte zum Hochlauf der Technologie und des Wasserstoffmarktes allgemein erfolgreich durchlaufen werden. Dazu gehört auch, dass kombinierte Anschlusskonzepte aus Seekabeln und Wasserstoffpipelines im WindSeeG im Rahmen der anstehenden Re-form gesetzlich erlaubt werden. Die großtechnische Anwendung im GW-Maßstab wird vo-raussichtlich frühestens ab Mitte der 2030er Jahre möglich sein, sofern alle vorherigen Schritte erfolgreich durchlaufen wurden und eine entsprechende Nachfrage nach Wasser-stoff zu den Kosten gegeben ist.\r\nSeite 12 von 40\r\nDer Wasserstoffhochlauf in Deutschland ist mit der Genehmigung des Wasserstoff-Kern-netzes 2024 erst richtig gestartet. Die AquaDuctus-Pipeline ist Teil dieses Wasserstoffkern-netzes und damit Ermöglicher von Offshore-Elektrolyse-Projekten. In den frühen 2030er-Jahren wird der erste Teil der AquaDuctus-Pipeline (vom SEN1-Bereich bis zum Festland) als Sammelpipeline umgesetzt sein. Dementsprechend können dann geplante und noch entstehende Produktionsstandorte im SEN-1-Bereich sowie potenzielle Wasserstoffpipe-lines für den Importe aus anderen Nordseeanrainern an die Pipeline angeschlossen wer-den.\r\n2.\r\nWie weit fortgeschritten ist die technische Entwicklung, insbesondere in Bezug auf die Integration und Anpassung an Offshore-Umgebungen, und welche Dimensionierungen sind in den nächsten Jahren realistisch erreichbar?\r\nMehrere kleine Demonstrationsprojekte für das Küstenmeer sind derzeit in Planung, um die verschiedenen Aspekte der Umsetzungskonzepte zeitnah zu testen, aber der techni-sche Reifegrad ist noch nicht ausreichend für großskalige Anwendungen.\r\nTechnische realistisch scheint die Inbetriebnahme größerer Demonstratoren (mit bis zu 50 MW) in den nächsten 3-4 Jahren, sofern zeitnah die entsprechende Förderung dafür er-folgt. Kommerzielle Anlagen mit bis zu 1 GW sind frühestens in circa 10 Jahren realistisch, vorausgesetzt, dass kombinierte Anschlüsse ermöglicht werden.\r\nGrundsätzlich ähnelt die für die Offshore-Wasserstoffproduktion benötigte Technologie der für Onshore-Elektrolyse, die bereits weit entwickelt ist. Die Offshore-Umgebung unter-scheidet sich von der Onshore-Umgebung, doch die Gewährleistung eines zuverlässigen Betriebs im Offshore-Bereich sollte in der Regel keine große neue Herausforderung dar-stellen. Die Anpassung herkömmlicher Onshore-Anlagen an Offshore-Bedingungen ist gut etabliert. Beispielsweise verwenden Offshore-Windkraftanlagen spezielle Beschichtungen und Korrosionsschutz im Vergleich zu Onshore-Anlagen, während Offshore-HGÜ-Um-spannwerke Meerwasserkühlung und Wasserentsalzung als Standarddesign berücksichti-gen.\r\nDie wichtigsten Risiken und Ungewissheiten für die Offshore-Wasserstoffproduktion sind:\r\n›\r\nWartungskosten in einer Offshore-Umgebung, bei der die Kosten für die Wiederin-stallation zentraler Komponenten sowie die Kosten für qualifizierte Arbeitskräfte im Offshore-Einsatz unbekannt sind,\r\n›\r\nInstallationskosten, die hauptsächlich für auf Plattformen platzierte Elektrolyseure anfallen\r\nSeite 13 von 40\r\nUm sicherzustellen, dass alle wesentlichen technischen und betrieblichen Aspekte ord-nungsgemäß getestet werden, sollten Demonstrationsprojekte idealerweise über einen ausreichend langen Zeitraum laufen, um elektrolytische Lebenszyklusereignisse wie Stack-Austausch und Wartungszyklen abzudecken. Insgesamt gibt es zwei Konzepte für Offshore-Elektrolyse im industriellen Maßstab, an denen Entwickler und Lieferanten arbeiten und deren Realisierung im zweiten Teil der 2030er Jahren als erreichbar gilt: Elektrolyseure auf zentralen Plattformen und Elektrolyse auf (künstlichen) Energieinseln.\r\n3.\r\nWie sehen optimale Konditionen für Offshore-Elektrolyse mit Blick auf die spezifischen Offshore-Bedingungen (Wetter, Salzwasser, Infrastruktur) aus?\r\nWichtigster Aspekt ist die Infrastruktur. Eine zentrale Pipeline-Infrastruktur („Sammelpipe-line“) ist wesentlich, um mögliche Kostenvorteile von Offshore-Elektrolyse zu heben. Nach heutigem Kenntnisstand sind die offshore-spezifischen Bedingungen wie Wetter und Salz-wasser mit etablierten Methoden beherrschbar, dabei kann auf Erfahrung aus Offshore-Öl- und Gasförderung sowie aus Offshore Wind, insbesondere Bau von Konverter-Plattfor-men, zurückgegriffen werden.\r\nAuch Offshore-Wasserstoffproduktion auf künstlichen Inseln kann eine Lösung sein: Hier-für liegen die optimalen Bedingungen für die Offshore-Wasserstofferzeugung auf einer In-sel, die eine geringe Wassertiefe erfordert, da dies die Baukosten für die Inseln reduziert. Die Wassertiefe sollte nicht mehr als circa 40 Meter betragen.\r\nDarüber hinaus ist es entscheidend, eine räumliche Konzentration von Offshore-Wind für die Offshore-Sektorenkopplung zu schaffen. Dies umfasst die Gestaltung des Hub-Kon-zepts mit a) möglichst kurzer Entfernung zum OWP, wodurch die Kosten für Verbindungs-kabel vom OWP zum Wasserstoff-Hub gesenkt werden, und b) der Entfernung und dem Zugang zur Exportinfrastruktur, um Strom und Wasserstoff zu den Verbrauchern zu trans-portieren.\r\n4.\r\nWie kann den Herausforderungen, die sich für die Abwärme, Meerwasserentsalzung und das Brine-Management ergeben, auch unter Umwelt- und Genehmigungsgesichtspunk-ten begegnet werden?\r\nBisher fehlen klare regulatorische Vorgaben, insbesondere für die Rückführung von er-wärmtem Abwasser ins Meer. Ohne feste Grenzwerte fällt die Auslegung der Anlagen sehr schwer und ist mit großem Risiko behaftet, da beispielsweise die Erhöhung der Wasser-temperatur durch die Kühlung ein grundlegender Auslegungsparameter ist. Gleiches gilt für Schutzmaßnahmen vor Fouling oder Kalkablagerungen. Die technisch machbare\r\nSeite 14 von 40\r\nUmweltverträglichkeit der Anlagen sollte durch entsprechende Standards bei der Geneh-migung sichergestellt werden.\r\n5.\r\nWelchen Zeitraum benötigen erste Offshore-Demonstrationsprojekte, um offene techno-logische Fragen im Realbetrieb zu untersuchen? Welcher Förderbedarf besteht?\r\nDie bisher in Deutschland geplanten Pilotprojekte mit einer mehrjährigen Erprobungs-phase (3-5 Jahre) könnten laut eigenen Angaben bereits unmittelbar nach dem Erhalt ei-nes möglichen Förder- und Genehmigungsbescheids im Jahr 2026 mit dem Bau beginnen und bereits ab 2027 - 2028 erste Ergebnisse zu den technologischen Fragen im Realbetrieb liefern sowie anschließend bis 2029 - 2031 abgeschlossen werden.\r\nFür die derzeit in Deutschland geplanten drei Pilotprojekte, die unterschiedliche Aspekte für die Erprobung der Technologie untersuchen, besteht ein Förderbedarf von insgesamt circa 150 Mio. Euro, Die aktuell im Bundeshaushalt 2026 für Offshore-Elektrolyse budge-tierten 50 Mio. Euro sollten für die Förderung von Pilotprojekten verwendet, zeitnah ver-geben und in 2027 und 2028 in ähnlicher Höhe fortgesetzt werden. Für perspektivisch kommerziell betriebene Offshore-Elektrolyse besteht darüber hinaus weiterer Förderbe-darf. Offshore-Demonstrationsprojekte sind erforderlich, um offene technologische Fragen und Risiken für den Realbetrieb zu untersuchen und fundiert bewerten zu können, insbe-sondere das Verhalten Elektrolyseuren und peripheren Anlagen unter transienten Be-triebsbedingungen. Eine besondere Herausforderung der ersten Demonstrationsprojekte besteht in der Nutzung des erzeugten Wasserstoffs, sei es durch Transport, Rückverstro-mung oder Abfackeln, welche bereits bei der Planung der Anlage berücksichtigt werden muss. Der Förderbedarf ergibt sich dabei primär aus den Investitionskosten für die Errich-tung der Anlage sowie den Stromkosten für deren Betrieb. Neben der Förderung kleinerer Demonstrationsprojekte sollten aber auch möglichst schnell die Rahmenbedingungen für Offshore-Wasserstoffproduktion im industriellen Maßstab gesetzt werden, um offene technologische Fragen vollumfänglich im Realbetrieb zu klären, die Erkenntnisse und die Validierung einer integrierten Konfiguration über die Technologien hinweg (Offshore-Wind, Elektrolyse und Übertragung) ermöglichen. Dies könnte über eine schnelle Aus-schreibung der SEN-1-(Teil-)Fläche(n) in den kommenden Jahren erfolgen. Während die zugrunde liegenden Technologien (Offshore-Wind, Elektrolyse und Übertragung) jeweils gut etabliert sind, führt ihre Kombination in einem Offshore-Umfeld im industriellen Maß-stab zu komplexen Schnittstellen und Fragestellungen zur kommerziellen Umsetzbarkeit, die getestet werden müssen. Dies trägt zudem dazu bei, Vertrauen in den Markt für zu-künftige Großprojekte aufzubauen.\r\n6.\r\nWelche Kapazität müssten entsprechende H2-Pipelines übertragen können? Ist ein ver-maschtes System sinnvoll? Welche Herausforderungen stellen sich bei H2- Pipelines in\r\nSeite 15 von 40\r\nBezug auf grenzüberschreitende Verbindungen, parallelem Abtransport und Anschluss\r\nvon ausländischem Wasserstoffexport und Offshore-Elektrolyse bzw. Sicherheit? Welche weiteren Herausforderungen sind zu beachten?\r\nDer Energietransport per Wasserstoffpipeline kann laut Studien und den Erfahrungen mit Gaspipelines bei küstenfernen Flächen potenziell kosteneffizienter und flächensparender erfolgen als über reine Seekabelsysteme, wenn man rein die Kabel und Pipelines selbst vom OWP bis zur Küste betrachtet. Je größer die Pipelinekapazität ist, desto günstiger wird Energietransport. Eine Offshore-Wasserstoffpipeline mit einer Kapazität von 20 GW könnte als Sammelpipeline perspektivisch einen Teil des Energietransports aus potenziel-len Wasserstoffhubs in der Nordsee übernehmen, was laut Studien insbesondere bei küs-tenfernen Standorten vorteilhaft sein kann (siehe Frontier Economics, 2025; E-Bridge, 2024; DNV, 2023). Zugleich dient diese Dimensionierung des Backbones dazu, perspektivi-sche Wasserstoffimporte aus Nordseeanrainern über ein Offshore-Verbundnetz nach Deutschland bringen zu können.\r\nBezüglich des Flächenbedarf muss dabei allerdings auch bedacht werden, dass durch den niedrigeren Wirkungsgrad von Elektrolyse im Vergleich zur direkten Verwendung des Stroms mehr Windenergieanlagen errichtet werden müssten, um die gleiche Energie-menge zu erzeugen und abzutransportieren. Zudem müssen die zusätzlichen Stromkosten durch den Entfall der entsprechenden elektrischen Einspeisung betrachtet werden.\r\nStudien, die die Produktionspotenziale im gesamten Nordseeraum analysiert haben (DNV, 2023), zeigen, dass ein vermaschtes Netz mit einer Backbone-Kapazität von 20 GW ökono-misch sinnvoll sein kann und dadurch auch Energieunabhängigkeit, Versorgungssicherheit und Pipelinesicherheit gestärkt werden können.\r\nBei der Offshore-Pipelineplanung sollte europäisch bzw. vermascht gedacht werden, schließlich ist – auch mit Blick auf die notwendigen Importe für Deutschland – eine Anbin-dung an zukünftige H2-Netze von anderen Nordseeanrainerstaaten denkbar und sinnvoll. Aus diesem Grund ist eine koordinierte Planung von Strom und H2-Netzen sinnvoll und wichtig. Eine Vermaschung von Pipelines in einem Offshore-Verbundnetz kann helfen, Ver-sorgungsicherheit, Energieunabhängigkeit und Resilienz durch Redundanz zu steigern.\r\nDie Umsetzung eines grenzüberschreitenden Transportsystems geht mit gewissen Heraus-forderungen einher, die aber lösbar sind: Es erfordert höhere Drücke und einer damit ver-bundenen Offshore-Verdichtung. Auf europäischer Ebene muss Einvernehmen in Fragen zwischenstaatlicher Finanzierungsmechanismen und vertraglicher Regelungen hergestellt sowie genehmigungsrechtliche Fragen geklärt werden.\r\nSeite 16 von 40\r\nBezüglich des parallelen Abtransports und Anschlusses von ausländischem Wasserstoffex-portpipelines besteht keine größere technische Herausforderung.\r\nB. Kosten / Finanzierung\r\n1.\r\nWelche Kosten sind für die Erzeugung von Wasserstoff auf See zu erwarten und welche Kosten für Transport auf See und an Land? Inwieweit sind mit der Offshore-Elektrolyse gegenüber der Onshore-Elektrolyse Mehrkosten (für Instandhaltung, Infrastruktur, Was-serentsalzung, weiteres Equipment vs. Kostensenkungen durch höhere Auslastung und Systemintegration etc.) verbunden?\r\nDie Offshore-Elektrolyse ist Prognosen/Analyse zufolge noch um ca. 80% teurer als Ons-hore-Elektrolyse (u.a. aufgrund von Zusatzkosten durch Wasserentsalzung, Offshore-Logis-tik, etc.). Aus volkswirtschaftlicher Perspektive könnten diese Zusatzkosten laut Studien aber durch Einsparungen auf Offshore-Stromnetzseite mehr als kompensiert werden, so-fern kombinierte Anschlusskonzepte verwendet werden (siehe Frontier Economics, 2025; E-Bridge, 2024).\r\nMit zunehmender Skalierung, technologischem Reifegrad und größeren Projektvolumina kann eine starke Kostendegression für Offshore-Elektrolyse erwartet werden. Standardi-sierung, effizientere Serienfertigung und sinkende Materialintensität können die spezifi-schen Investitionskosten deutlich reduzieren. Dadurch gewinnen Offshore-Systeme lang-fristig an Wettbewerbsfähigkeit und werden wirtschaftlich attraktiver im Gesamtsystem.\r\nBasierend auf Analysen und Studien (Frontier Economics, 2025; E-Bridge, 2024; DNV, 2023) werden folgende Kosten für die Offshore-Elektrolyse angegeben: 2.250 €/kW in 2030 und ca. 1.500 €/kW in 2045. Daraus resultieren LCOH von ca. 8 €/kgH2 in 2030 und ca. 5€/kgH2 in 2045.\r\nWichtiger als die Einschätzungen zu den Kosten sind aus unserer Sicht die Marktpreise für Wasserstoff und eine entsprechende Nachfrage im Jahre 2035, um zu den jeweiligen Kos-ten durch langfristige Verträge Wasserstoff zu beziehen.\r\nFür den Wasserstofftransport ist mit dem Amortisationskonto ein Finanzierungsmechanis-mus über das genehmigte Kernnetz gefunden worden.\r\n2.\r\nSind Erzeugung und Transport bei den aktuellen Marktpreisen für Wasserstoff refinan-zierbar? Welcher Förderbedarf besteht?\r\nDerzeit ist die Kostendifferenz zwischen grünem Wasserstoff (aus Offshore-Wind) und grauem Wasserstoff bzw. Erdgas noch zu groß, dass signifikante Mengen zu diesen Preisen nachgefragt werden. Dies liegt zu einem Großteil an den strengen regulatorischen Vorga-ben auf europäischer und nationaler Ebene, die die Produktion verteuern. Zudem fehlt es\r\nSeite 17 von 40\r\nauf der Nachfrageseite an Anreizen für die Abnahme von grünem Wasserstoff (aus Offs-hore-Wind). Daher sind die Erzeugung und der Transport von grünem Wasserstoff aus Offshore Wind derzeit noch nicht ohne Förderung wirtschaftlich darstellbar.\r\n›\r\nDie aktuellen Marktpreise für Wasserstoff sind in der aktuellen, initialen Marktphase intransparent, da bislang nahezu ausschließlich nicht-öffentliche, bilaterale Verträge geschlossen werden.\r\n›\r\nDas Scheitern zahlreicher H2-Projekte an Land legt aber nahe, dass eine Erzeugung von H2 heute nicht ohne Förderung wirtschaftlich darstellbar ist. Eine zentrale Hürde ist hierbei die Lücke zwischen Zahlungsbereitschaft und Herstellungskosten. Aufgrund des aktuell frühen Entwicklungsstadiums der Offshore-Elektrolyse kann eine genauer För-derbedarf aktuell nicht beziffert werden. Auch über die aktuelle Refinanzierbarkeit von Projekten mit einem voraussichtlichen Inbetriebnahmedatum in rund 15 Jahren kann aktuell keine verlässliche Aussage getroffen werden.\r\n›\r\nAllein die Einhaltung der RFNBO-Kriterien erhöht die Gestehungskosten um rund 2,5 Euro/kg. Umlagen sowie Abgaben schlagen mit rund einem Euro zu buche. Aus diesem Grund ist es von zentraler Bedeutung, diese regulatorischen Mehrkosten durch gezielte Anpassungen des regulatorischen Rahmens signifikant zu verringern.\r\n›\r\nDarüber hinaus besteht stets ein signifikantes Kontrahentenausfallrisiko. Selbst wenn ein zahlungsbereiter Abnehmer für den Wasserstoff gefunden werden kann, ist die Kreditwürdigkeit für einen langfristigen Abnahmevertrag (Gebot, + 3 Jahre FID, + 5 Jahre Bau, + 15 Jahre Abnahme = 23 Jahre) häufig nicht nachweisbar. Der Absicherung von langfristigen Abnahmeverträgen kommt für das Gelingen von Elektrolyseprojekten eine besondere Bedeutung zu. Aus diesen Gründen sollte auch die Einführung eines Doppelfinanzierungsmechanismus, wie z.B. H2Global, oder Contracts-for-Difference (CfDs) für Offshore-Elektrolyse-Projekte geprüft werden.\r\n›\r\nFür größere Demonstrationsprojekte mit circa 50 MW im SEN-1-Bereich ab Anfang der 2030er Jahre liegt der Förderbedarf voraussichtlich bei mehreren Hundert Millionen Euro.\r\n›\r\nFür die Transportinfrastruktur ist mit dem Wasserstoffkernnetz zugrundeliegenden Amortisationskonto ein tragfähiger Finanzierungsmechanismus gefunden worden.\r\nGrundsätzlich gilt es bei der Frage nach Förderbedarfen abzuwägen, dass der finanziellen Förderung der Offshore-Elektrolyse laut Studien (siehe oben) potenzielle Systemkostenein-sparungen und ein industrieller Wertschöpfungszuwachs durch Innovation und Entwicklung in Deutschland und Europa entgegenstehen können.\r\nSeite 18 von 40\r\n3.\r\nWelche Vorteile bieten Geschäftsmodelle, die auf eine kombinierte Vermarktung von Strom und Wasserstoff abzielen? Bitte beschreiben Sie den Business Case.\r\nSie könnten potenziell mehr Flexibilität in der Vermarktung bieten und damit potenziell auch bessere Gewinnchancen als reine strombasierte Geschäftsmodelle. So z.B. könnte zu-künftig Wasserstoff erzeugt werden, wenn sich die Energiemengen in dem Zeitraum bes-ser in Form von Wasserstoff vermarkten lassen als in Form von Strom, oder wenn die Ener-giemengen in Form von Strom aufgrund von Netzengpässen nicht abgeführt werden könn-ten. Zudem könnten durch kombinierte Anschlüsse ggf. auch Überschussmengen an Ons-hore-PV-Strom in Offshore-Elektrolyse zu Wasserstoff umgewandelt werden, wenn diese aufgrund von schwachem Wind nicht ausgelastet sind. Voraussetzung dafür wäre, dass der Strom bidirektional transportiert und umgewandelt werden kann (siehe Frontier Econo-mics, 2025; E-Bridge, 2024).\r\nEine Entscheidung über die Vermarktung der Energie via Strom/H2 anhand von Preissigna-len sollte auch einen volkswirtschaftlichen Mehrwert mittels einer systemdienlichen Fahr-weise erzeugen. Hohe Strompreise motivieren zur Vermarktung der Energie als Strom (Sys-tem stützend; Preis senkend), während niedrige Strompreise die Vermarktung als Wasser-stoff (Nutzen statt Abregeln; Preis stützend) und ggf. zusätzlichen Strombezug anreizen.\r\n4.\r\nWie viele Betriebsstunden sind für einen wirtschaftlichen Betrieb erforderlich? Kann ein Geschäftsmodell auch auf Strommengen basieren, die einer Spitzenkappung unterlie-gen?\r\nDer Vorteil von Elektrolyse mit Offshore Wind liegt in der hohen Zahl an Volllaststunden, wodurch die spezifischen Investitionskosten für den Elektrolyseur sinken, was ggf. die hö-heren Stromgestehungskosten zur Versorgung des Elektrolyseurs kompensieren könnte. Um einen positiven Business Case auf Basis der erforderlichen Rendite der Investition si-cherzustellen, muss der Elektrolyseur etwa 4.380 - 6.000 Betriebsstunden pro Jahr errei-chen, was einem Kapazitätsfaktor von 50 - 70% entspricht. Bei einer künstlichen Reduktion der Betriebsstunden auf ausschließlich Strommengen aus der Spitzenkappung sehen wir daher keine Chance für einen wirtschaftlichen Betrieb. Im Allgemeinen kann eine Überdi-mensionierung der OWP-Kapazität im Verhältnis zur HGÜ-Kapazität voraussichtlich Teil der Konfiguration einer Offshore-Sektorenkopplung sein. Das genaue Maß dieser Überdimen-sionierung hängt von der Konfiguration der Offshore-Sektorenkopplung ab, kann jedoch deutlich wahrscheinlich größer sein als bei einem reinen Strom-Überbauungs-Szenarien.\r\nAllerdings könnten zukünftig spitzengekappte Strommengen von Offshore-Windparks über einen potenziell in der Nähe befindlichen Offshore-Wasserstoffhub (z.B. im SEN-1-Bereich oder in Zone 4/5) mit einem eigens dafür für die Offshore-Wasserstoffproduktion\r\nSeite 19 von 40\r\nvorgesehenen Offshore-Windpark und kombiniertem Anschlusskonzept in Wasserstoff umgewandelt und abtransportiert werden, sofern erstgenannte Offshore-Windparks auch mit dem Hub per Seekabel verbunden sind. Das SEN-1-Gebiet ist für erste groß angelegte Projekte zur Sektorenkopplung im Offshore-Bereich geeignet. Mit einer Fläche von 102 km² bietet das Gebiet Platz für Offshore-Windkraftanlagen mit einer Leistung von rund 1 GW (elektrisch) zur Wasserstofferzeugung, die dem Wasserstoff-Kernnetz und dem Szena-riorahmen des Netzentwicklungsplans Gas/Wasserstoff 2025 (NEP) zugrunde gelegt und von der Bundesnetzagentur genehmigt ist. Das SEN1-Gebiet in Zone 3 ist Ausgangspunkt für die AquaDuctus-Pipeline. Es befindet sich in der Nähe bestehender und geplanter Offs-hore-Windparks und liegt in der Nähe von Stromnetzen, sodass diese Infrastruktur zur Op-timierung der Netzanschlusskosten genutzt werden könnte.\r\nC. Planung & Regulierung\r\n1.\r\nAb wann sollten Flächen für Offshore-Elektrolyse im sonstigen Energiegewinnungsbe-reich SEN-1 ausgeschrieben werden? Wann sollten ggf. weitere Flächen zur Wasserstof-ferzeugung ausgeschrieben werden?\r\nUm den Wasserstoffhochlauf und den Hochlauf der Offshore-Elektrolyse zu unterstützen, sollte die SEN-1-Fläche in den nächsten Jahren in verschieden großen Teilflächen und mit der Möglichkeit auf kombinierte Anschlüsse ausgeschrieben werden. Dies würde es erlau-ben, Lern- bzw. Skaleneffekte zwischen den Ausschreibungen und Teilflächen zu erzielen und zugleich an mehrere Entwicklerkonsortien zum Zug kommen zu lassen, wodurch die Abhängigkeit von der Entwicklung eines einzelnen Projekts verringert wird. Die Ausschrei-bungen der SEN-1-Teilflächen kann bereits parallel zur Umsetzung der Pilotprojekte im Küstenmeer erfolgen. Für die Ausschreibungen des SEN-1-Bereichs muss zudem der Ent-wurf der SEN-Verordnung umfassend überarbeitet werden.\r\nEin möglicher weiterer SEN-Bereich in Zone 4 oder 5 (basierend auf kombinierten An-schlusskonzepten), könnte allerdings bereits eher im FEP festgelegt werden, um somit die notwendige Flexibilität für Offshore-Elektrolyse in den Planungen auch in diesen Bereichen sicherzustellen. Dies muss auch dann mitgedacht werden, wenn die Rechtsgrundlage für kombinierte Anschlusskonzepte mit dem novellierten WindSeeG erst später in Kraft tritt.\r\nZudem sollte der Begriff „Sonstiger Energiegewinnungsbereich“ (SEN) im WindSeeG geän-dert werden (z.B. in Sektorenkopplungsflächen), um klarzustellen, dass auf diesen Berei-chen/Flächen ausschließlich Offshore-Wasserstoffproduktion/Sektorenkopplung erfolgen soll. Weiterhin könnte auch ein Ausbauziel für die Offshore-Wasserstoffproduktion im WindSeeG (§1) erwogen werden, um Projektentwicklern Planungssicherheit durch einen Zielkorridor für die Offshore-Wasserstoffproduktion in der deutschen AWZ zu geben.\r\nSeite 20 von 40\r\n2.\r\nWelche Konzepte sind für die Offshore-Wasserstofferzeugung zukünftig denkbar?\r\nAus Sicht des BDEW sollten die Voraussetzungen für Offshore-Elektrolyse technologieoffen ausgestaltet sein, so dass dezentrale Konzepte auf Plattformen oder Clusterlösungen auf künstlichen Energieinseln möglich sind. Für die Anbindung an das Wasserstoffkernnetz ist die Art des Konzepts nicht besonders relevant, da „Open Access“ besteht.\r\n3.\r\nWelche genehmigungsrechtlichen Fragen stellen sich aus Betreibersicht für die Gesamt-projekte und welche Anpassungen des Windenergie-auf-See-Gesetzes wären aus Bran-chensicht erforderlich?\r\nFür die sinnvolle Umsetzung von Offshore-Elektrolyseprojekten müsste das WindSeeG bei der anstehenden Reform so angepasst werden, dass kombinierte Anschlüsse aus Seeka-beln und H2-Pipeline (in oder außerhalb von SEN-Bereichen) rechtlich zulässig sind, siehe BDEW-Positionspapier Juli 2025. Zudem bedarf es einer genehmigungsrechtlichen Konkretisierung, da viele Fragen noch of-fen sind. So z.B. müsste auch grenzüberschreitende Infrastruktur ins WindSeeG aufgenom-men werden, da dies genehmigungsrechtliche Implikationen hat.\r\nD. Skalierung\r\n1.\r\nWie müsste der stufenweise Ausbau der Offshore-Elektrolyse unterstützt und politisch flankiert werden, um mittelfristig eine industrielle Skalierung zu ermöglichen?\r\nAus Sicht des BDEW sollte eine Strategie für die Offshore-Elektrolyse mit einem konkreten Zeitrahmen und Ablaufplan entwickelt und veröffentliche werden, die die verschiedenen Schritte (darunter Demonstrationsprojekte, SEN-1-Ausschreibungen, Festlegungen von weiteren Offshore-Elektrolyse-Bereichen z.B. in Zone 5) darstellt und mögliche Halte-punkte für die notwendigen Entscheidung definiert.\r\nZudem sollten Fördergeldern für die Demonstrationsprojekte in 2026 vergeben und Co-location von erneuerbarer Erzeugung und H2 sowie ein Stromnetzanschluss für SEN-1 zur Erprobung kombinierter Anschlüsse zeitnah ermöglicht sowie werden.\r\nIm Übrigen verweisen wir auf die Antwort zur Frage C.1.\r\n2.\r\nWelche Herausforderungen sehen Sie bei der Ausbildung von Fachkräften für die Kon-struktion, den Betrieb und die Wartung von Offshore-Wasserstoffanlagen?\r\nGrundsätzlich besteht in vielen Branchen der EU derzeit ein Mangel an qualifizierten Fach-kräften für Installation, Wartung und Betrieb. Schweißtechnik zählt zu den zentralen Fähig-keiten, die für die Fertigung und die Offshore-Installation erforderlich sind und in zahlrei-chen Industriezweigen, einschließlich der erneuerbaren Energien und der Offshore-\r\nSeite 21 von 40\r\nWirtschaft, stark nachgefragt werden. Hinzu kommen weitere Hürden, insbesondere die Notwendigkeit spezieller Schulungen für Offshore-Personal.\r\nAllerdings sehen wir neben den allgemeinen Herausforderungen keine weitergehenden speziellen Herausforderungen für die Synchronisierung des Hochlaufs der Offshore-Elekt-rolyse und der Qualifizierung von Fachkräften. Die Kombination aus onshore Erfahrung bzgl. der Elektrolyse und offshore Erfahrung bzgl. der Konstruktion von Windparks und Plattformen erfordert eine Anpassung, aber stellt keine unlösbare Herausforderung dar.\r\n3.\r\nWelche Rolle spielt Offshore-Elektrolyse in einem kostenoptimalem Strom- und H2- Ge-samtsystem 2045, insb. im Vergleich zu rein elektrischem Transport auf See?\r\nDiese Frage wurde detailliert in den bereits zitierten Studien von Frontier Economics (11/2025) und E-Bridge (08/2024) untersucht. In beiden Studien zeigt sich basierend auf Annahmen, dass in einem kostenoptimalen Strom- und Wasserstoffsystem im Jahr 2045 kombinierte Anschlusskonzepte deutliche Vorteile ggü. einer reinen Stromkabelanbindung insbesondere für weit entfernte Flächen bieten können: Auf Grundlage einer erfolgreichen Erprobung der Technologie und eines erfolgreichen Hochlauf des Wasserstoffmarktes kann Offshore-Elektrolyse mit kombinierten Anschlüssen langfristig potenziell eine höhere Auslastung der Infrastruktur, geringere Gesamtinvestitionskosten, verringerte die Strom-preisauswirkungen und eine höhere Flexibilität des Gesamtenergiesystems ermöglichen, da Offshore-Wind-Strom sowohl zur Wasserstoffproduktion als auch selektiv zur Einspei-sung an Land genutzt werden kann. Durch die bidirektionale Nutzung der verbleibenden Kabel kann die Kapazität effizienter genutzt, Knappheitssignale im Strommarkt abge-schwächt und die Wirtschaftlichkeit gegenüber einem rein elektrischen Konzept verbes-sert werden.\r\nAllerdings kann die Frage aufgrund der Unsicherheiten bzgl. der Weiterentwicklung der Offshore-Elektrolyse-Technologie, der Entwicklung eines Wasserstoffmarktes und der all-gemeinen Stromnachfrage Stand jetzt noch nicht abschließend beantwortet werden.\r\n2. Marktintegration und Ausschreibungen\r\n1.1 Gebotsverfahren\r\n1.\r\nWie schätzen Sie einen möglichen Absicherungsbedarf in Zukunft ein? Welche Faktoren sind Ihrer Meinung nach dafür maßgeblich? Wie groß sind die damit verbundenen Unsi-cherheiten?\r\nAus Sicht des BDEW besteht mindestens kurz- und mittelfristig ein erheblicher Absiche-rungsbedarf durch zweiseitige CfDs, um den Offshore-Wind-Ausbau mit hoher\r\nSeite 22 von 40\r\nInvestitionssicherheit, Akteursvielfalt und hohem Wettbewerb fortsetzen und die Ausbau-ziele erreichen sowie Kosten reduzieren zu können. Ein rein marktbasiertes Ausbau-Modell auf Basis der Abfrage der höchsten Zahlungsbereitschaft und möglichen späteren Power Purchase Agreements (PPAs) wird unter den derzeitigen Bedingungen dafür höchstwahr-scheinlich nicht tauglich sein.\r\nDie Gründe dafür sind vielfältig:\r\n›\r\nDie Projektkosten haben sich in den vergangenen Jahren erheblich erhöht. Treiber sind u. a. die Inflation, gestiegene Kapitalkosten, Lieferengpässe, fehlender Wettbewerb in Teilen der Lieferkette, Rohstoff- und Versicherungskosten, Fachkräftemangel sowie zu-nehmender technischer Aufwand durch größere Projektvolumen, Entfernungen zur Küste, größere Wassertiefen und komplexere Infrastruktur. Weitere Mehrkosten kön-nen entstehen durch die Einführung von NZIA-Kriterien, durch den EU-CBAM sowie neue Sicherheitsanforderungen (siehe FEP 2025).\r\n›\r\nOWP-Entwickler sind auf absehbare Zeit mit zunehmenden, schwer prognostizierbaren Preis- und Mengenrisiken im Strommarkt konfrontiert. Der PPA-Markt hat sich deutlich verschlechtert und eine Erholung ist momentan nicht abzusehen. Für die Finanzierung neuer Projekte sind langfristige Stromabnahmeverträge zu festen Preisen unerlässlich. Allerdings können angesichts der aktuellen wirtschaftlichen Lage und unsicherer Stand-ortbedingungen viele energieintensive Unternehmen solche Verträge zunehmend nicht mehr abschließen. Gleichzeitig haben Projektentwickler immer mehr Projektkapazitä-ten aufgebaut, die über Merchant-Modelle vermarktet werden müssen, was das finan-zielle Risiko erhöht: Jeder neue zusätzliche, nicht abgesicherte Windpark steigert das Gesamtrisiko des Portfolios. Um ein wirksames Risikomanagement zu gewährleisten, ist eine Absicherung durch Instrumente wie zweiseitige CfDs notwendig.\r\n›\r\nDie hohe Bebauungsdichte in der deutschen AWZ der Nordsee reduziert die Volllast-stunden und somit das Ertragspotenzial der auszuschreibenden Flächen und umliegen-den Flächen, was wiederum zu höheren Stromgestehungskosten führt und sich negativ auf die Vermarktungsmöglichkeiten auswirkt.\r\nUnter anderem diese Risiken stellen die 2023 und 2024 bezuschlagten Projekte momentan vor große Herausforderungen.\r\nAufgrund dieser mindestens mittelfristig hohen Unsicherheiten und Risiken ist ein durch CfDs abgesicherter weiterer Ausbau erforderlich – wie in anderen Offshore-Wind-Märkten auch. Derzeit führend Dänemark und die Niederlande wieder CfDs ein und UK, und Polen, Frankreich und Belgien halten an CfDs fest für neue/aktuelle Ausschreibungsrunden. Der weltweite Vergleich zeigt deutlich: CfDs erhöhen die Realisierungswahrscheinlichkeit und\r\nSeite 23 von 40\r\nsenken die Stromgestehungskosten. Bislang wurden erst wenige vollständig PPA-finan-zierte Projekte realisiert, während CfD-Projekte einen erheblich besseren Track Record aufweisen.\r\nAus diesen genannten Gründen halten wir eine umfassende Absicherung des weiteren Offshore-Ausbaus durch zweiseitige CfDs für energiewirtschaftlich und industriepolitisch sachgerecht.\r\nNichtsdestotrotz sollte es aus Sicht des BDEW das Ziel sein, dass der Offshore-Wind-Aus-bau langfristig wieder rein marktgetrieben erfolgen kann, sofern die wirtschaftlichen Ge-gebenheiten dies zulassen. Um dies zu erreichen, müssen die notwendigen Voraussetzun-gen für eine höhere Nachfrage an grünen PPAs für die Industriedekarbonisierung und Sek-torenkopplung geschaffen und die Lieferketten- sowie Logistikkapazitäten für den Offs-hore-Wind-Ausbau gesteigert werden.\r\n2.\r\nStimmen Sie den Vorteilen des transparenten Entweder-Oder-Verfahrens zu? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nAus Sicht des BDEW überwiegen die Nachteile die genannten Vorteile des „Entweder-Oder-Verfahrens“:\r\n›\r\nDurch das beschriebene „Entweder-Oder-Verfahren“ kann nur in begrenztem Umfang ermittelt werden, ob das Projekt tatsächlich mittels Gebotskomponente und mögli-chen späteren PPAs rein marktwirtschaftlich realisiert werden kann. Dies liegt – wie im bestehenden System auch – daran, dass zwischen Ausschreibung und Investitions-entscheidung weiterhin drei bis vier Jahre liegen und somit zum Zeitpunkt der Ge-botsabgabe für die Bieter größtenteils unklar ist, ob und zu welchen Konditionen die PPA-Vermarktung erfolgen, die Lieferkette beauftragt und das Projekt finanziert wer-den kann. Daher sind diese Gebote größtenteils Wetten auf eine unsichere Zukunft, ohne dass dadurch die Projektrealisierung und ein stetiger Ausbau sichergestellt ist. Im beschriebenen Entweder-Oder-Verfahren würden damit größtenteils die Nachteile aus dem derzeitigen, laut Studien volkswirtschaftlich ineffizienten und risikobehafte-ten Ausschreibungsdesign (siehe u.a. enervis & SOW 2025) fortgesetzt.\r\n›\r\nBei der Anwendung des Entweder-oder-Verfahrens würden sehr attraktive Flächen voraussichtlich vornehmlich ohne Absicherung vergeben werden und damit ein höhe-res Realisierungsrisiko tragen, während weniger attraktive Flächen in der CfD-Runde landen. Dies führt zu Fehlanreizen und erhöhten Gesamtkosten. Das Entweder-Oder-Verfahren ist nicht anreizkompatibel, um den Offshore-Ausbau zu den geringsten Kosten sicherzustellen und den Absicherungsbedarf des Staates zu minimieren. So-weit es tatsächlich einen Anreiz setzt, das Vergabeverfahren über die\r\nSeite 24 von 40\r\nGebotskomponente\r\n/Zahlungsbereitschaft zu wählen, würden insbesondere die ener-giewirtschaftlichen Ertragsvorteile besonders guter Flächen durch höhere Risikoprä-mien eingeschränkt. Zudem steigt die Unsicherheit, ob solche Flächen tatsächlich ent-wickelt werden. Für den Staat steigt damit die Wahrscheinlichkeit, dass Flächen mit dem höchsten Potenzial für Rückflüsse in einem zweiseitigen CfD nicht genutzt wer-den. Dies wird auch daran deutlich, dass die Vergabe über die Gebotskomponente für Entwickler nur dann attraktiv erscheint, wenn dort höhere Erträge als in einem CfD erwartet werden. Staatliche Einnahmen aus der finanziellen Gebotskomponente sind keine adäquate Kompensation für Rückflüsse aus einem CfD, da die höhere Risikoprä-mie dort eingepreist wird. Auch erschwert das Modell die Feststellung des tatsächlich benötigten Budgets für die CfD.\r\n›\r\nZudem kann die alleinige Anwendung des Entweder-Oder-Verfahrens, das besonders risikoreiche Bieter tendenziell stärker bevorzugt, als andere Verfahren, zu einer star-ken Konzentration von Marktmacht auf wenige Unternehmen und damit zu weniger Wettbewerb, Akteursvielfalt sowie zu Clusterrisiken führen.\r\n›\r\nWenn es im Entweder-Oder-Modell unsicher ist, ob CfDs wirklich verfügbar sind, könnten verschiedene Entwickler aufgrund der Kosten einer Beteiligung an der Aus-schreibung erst gar nicht teilnehmen, was im Extremfall zu einem Scheitern einer Ausschreibung führen könnte.\r\nAus diesen Gründen ist das beschriebene Entweder-Oder-Verfahren aus Sicht des BDEW al-lein nicht ausreichend geeignet, um den Offshore-Wind-Ausbau mit der notwendigen Rea-lisierungswahrscheinlichkeit und Akteursvielfalt fortzusetzen sowie die Stromerzeugungs-kosten zu senken.\r\nDer BDEW spricht sich anstelle des Entweder-oder-Verfahrens deutlich für ein Gebotsver-fahren basierend auf der direkten Vergabe von CfDs für alle Flächen und Flächenarten aus, da dies aus unserer Sicht das geeigneter ist, um eine vergleichsweise hohe Realisie-rungswahrscheinlichkeit und damit Planbarkeit für die Lieferketten sicherzustellen, die Stromgestehungskosten zu senken, die Akteursvielfalt sowie den Wettbewerb bestmöglich zu erhalten und den Absicherungsbedarf des Staates zu minimieren. Wir würden durch ein solches „CfD-only-Modell“ für alle Flächen keine höheren volkswirtschaftlichen Kosten er-warten im Vergleich zum Entweder-oder-Verfahren. Zudem würde es stark dazu beitragen, den deutschen Offshore-Wind-Markt konkurrenzfähig mit anderen Offshore-Wind-Märkten in Europa und weltweit halten.\r\nSollte eine reine Vergabe der Flächen durch direkte CfD-Auktionen nicht möglich/nicht ge-wünscht sein, dann wäre aus Sicht des BDEW alternativ auch ein gemischtes Modell bzw.\r\nSeite 25 von 40\r\n„Zwei-Säulen-Modell“ (eventuell aufbauend auf den derzeitigen zwei unterschiedlichen Ausschreibungsrunden) grundsätzlich vorstellbar, in dem ein Großteil der Flächen per di-rekter CfD-Auktion vergeben werden, um die zuvor genannten Ziele zumindest teilweise zu erfüllen sowie die präferenzkompatible Beteiligung an den Ausschreibungen und die Möglichkeit eines marktgetriebenen Ausbaus bestmöglich in Einklang zu bringen.\r\nEin solches alternatives „Zwei-Säulen-Modell“ könnte z.B. wie folgt ausgestaltet sein: Säule 1 Säule 2\r\nGebotsverfahren\r\n„Entweder-Oder-Verfahren“ mit dynamischen oder ein-maligen verdeckten Geboten\r\nDirekte CfD-Ausschreibung („CfD-only-Modell“, dyna-misch oder verdeckt)\r\nAnteil am jährlichen Auktionsvolumen\r\nCirca ¼ oder ⅓\r\nMindestens ¾ oder ⅔\r\nIn einem solchen Zwei-Säulen-Modell oder anderen gemischten Modellen könnte ein Teil der Flächen in einer Ausschreibungsrunde mit der Möglichkeit auf einen rein marktgetrie-benen Ausbau vergeben werden, während der Großteil der Flächen in einer zweiten Aus-schreibungsrunde direkt mit CfD verauktioniert wird. Der Anteil des Ausschreibungsvolu-mens, der nach Säule 1 oder 2 verauktioniert wird, kann aufbauend auf den Ergebnissen der Ausschreibungen und den marktlichen Entwicklungen flexibel je nach Jahr angepasst werden, um einen möglichst stetigen Ausbau sicherzustellen. Dabei sollte ein Mindestan-teil von Säule 2 beachtet werden, um einen stetigen Ausbau unabhängig von Entwicklun-gen im Strom- und PPA-Markt sicherzustellen.\r\n3.\r\nStimmen Sie zu, dass das Entweder-Oder-Verfahren für beide Flächenarten genutzt wer-den sollte? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nDas Entweder-Oder-Verfahren sollte – aus den zuvor genannten Gründen – wenn über-haupt, nur für einen Teil der Flächen bzw. für eine Flächenart genutzt werden. Details siehe Antwort zu 2.\r\n4.\r\nStimmen Sie zu, dass das Verfahren jeweils (also für Zahlung wie CfD) dynamisch ablau-fen sollte? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nDer BDEW sieht Vorteile und Nachteile von dynamischen Gebotsverfahren im Vergleich zu verdeckten Gebotsverfahren, ohne klare Präferenz für eines der beiden Verfahren.\r\nWährend Analysen und Erfahrungen aus anderen Ländern/Bereichen zeigen, dass dynami-sche Auktionsverfahren dazu beitragen können, den Winner’s Curse zu reduzieren, kann\r\nSeite 26 von 40\r\ndieser Zusammenhang anhand der Erfahrungen aus den verschiedenen deutschen Offs-hore-Wind-Auktionen seit 2023 nicht eindeutig festgestellt werden.\r\nUnabhängig von Art des Verfahrens ist allerdings die transparente Veröffentlichung der Auktionsergebnisse für ein optimales Marktergebnis sinnvoll.\r\n5.\r\nStimmen Sie den negativen Anreizen eines PPA-Carve-Outs im Entweder-Oder-Verfahren zu? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nDer BDEW sieht sowohl negative als auch positive Anreize durch die Möglichkeiten eines PPA-Carve-Out oder -Opt-Outs in den jeweiligen Gebotsverfahren:\r\nArgumente für ein PPA-Carve-Out:\r\n›\r\nBeispiele aus anderen Ländern (u. a. Niederlande, Dänemark, Vereinigtes Königreich) zeigen, dass durch eine mögliche Kombination aus PPA-Carve-Outs in Verbindung mit einmaligen Lump-sum-Payments und/oder Upside-Sharing-Ansätzen grundsätzlich eine ausgewogene Verteilung von Chancen und Risiken zwischen Staat und Unternehmen unterstützt werden kann. Solche Mechanismen können – je nach Ausgestaltung – dazu beitragen, Finanzierungsbedingungen zu stabilisieren, staatliche Einnahme- und Ausga-benprofile planbarer zu machen und gleichzeitig marktnahe Elemente in CfD-Modellen zu erhalten.\r\n›\r\nDie Möglichkeit einer einmaligen Entscheidung zum PPA-Carve-Out oder PPA-Opt-Out (ohne Rückkehrrecht) kann die Dekarbonisierung der Industrie und den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft im sonst CfD-basierten System unterstützen und somit ähnlich wie ein Industriestrompreis wirken.\r\n›\r\nDie Möglichkeit auf einen PPA-Carve-Out oder -Opt-Out kann potenziell zu einer euro-parechtskonformen Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns beitragen.\r\nArgumente gegen ein PPA-Carve-Out:\r\n›\r\nDas System sollte so einfach wie möglich ausgestaltet sein und unerwünschte Quersub-ventionierungen verhindern.\r\n›\r\nJe nach Ausgestaltung kann die Option des PPA-Carve-Outs die Realisierungsrisiken aufgrund unsicherer Erlöserwartungen erhöhen, die Abschöpfungssummen im CfD für den Staat reduzieren und somit auch die CfD-Budgetbestimmung belasten.\r\n›\r\nAuch auf die Option eines Opt-Outs nach FID sollte verzichtet werden, um Cherry-Pi-cking zu vermeiden.\r\n6.\r\nStimmen Sie dem Wechsel auf ein sequenzielles Verfahren zu? Falls nicht, bitte begrün-den Sie Ihre Antwort.\r\nSeite 27 von 40\r\nAus Sicht des BDEW ist ein sequenzielles Verfahren eher abzulehnen, da die Nachteile die Vorteile nach unserer Einschätzung überwiegen. Bei einem sequenziellen Gebotsverfahren müssten etwaige erwartete Synergiepotentiale bereits in der ersten Auktion der Sequenz aggressiv eingepreist werden müssen, um Zuschläge zu erhalten, allerdings mit dem Risiko, keinen Zuschlag für die zweite, verbundene Fläche zu erhalten. Dies würde wiederum zu einem erhöhten Realisierungsrisiko und zu Markteintrittshürden für neue Akteure führen. Ein sequenzielles Verfahren würde daher Komplexität und Risiken für alle Bieter erhöhen. Des Weiteren muss die Sequenz initial festgelegt werden, was bezüglich der Diskriminie-rungsfreiheit herausfordernd erscheint. Daher sollten die Flächen besser so festgelegt und ausgeschrieben werden, dass alle Flächen attraktive, alleinstehende Projekte ermöglichen.\r\nAllerdings sollten Wechsel zwischen den Flächen bei parallelen, dynamischen Auktionen mehrerer Flächen ermöglicht werden, indem ein System aus Gebotsrundenpunkten (sog. „Token“) eingeführt wird (siehe BDEW-Positionspapier 2025, Kapitel 4.2). Dieses internati-onal erprobte Verfahren sichert eine effiziente Zuteilung und kann zur Verhinderung spe-kulativer Gebote (z.B., um auf allen Flächen eine Zuschlagschance zu behalten) beitragen. Gleichzeitig ist volle Transparenz über die Anzahl der Bieter und die Gebote in jeder Runde zu gewährleisten.\r\nUm die Allokationseffizienz zu steigern, ist es für Bieter in einem solchen System möglich, ihre Zahlungs- bzw. Gebotsbereitschaft über die gesamte Auktion auszuspielen, unabhän-gig von der Gebotsentwicklung einzelner, individueller Flächen in der Auktion. Das bedeu-tet, dass ein Bieter stets nur einen Gebotsrundenpunkt hat, welchen er auf die Fläche \"le-gen\" kann, auf welche er in der Gebotsrunde zu bieten denkt. In der nächsten Gebots-runde kann dieser Punkt für eine andere Fläche verwendet werden, womit der \"Wechsel\" zwischen Flächen ermöglicht ist. Nutzt ein Bieter den Punkt in einer Runde nicht, scheidet er aus dem Gebotsverfahren aus. Durch mehr Information für die Bieter (Anzahl und Höhe der Gebote auf allen zur Auktion stehenden Flächen) und größeren Handlungsspielraum (Wechsel der Gebote zwischen den Flächen) wird deren Gebotsverhalten effizienter und damit die Allokationseffizienz gesteigert. Dabei wird die Unsicherheit im Gebotsverfahren reduziert. Zudem wird das Risiko für den sogenannten „Winner‘s Curse“ effektiv begrenzt, während sichergestellt werden kann, dass der Bieter mit der jeweils höchsten Zahlungsbe-reitschaft bzw. niedrigstem Kostenniveau einen entsprechenden Zuschlag erhält.\r\n1.2 Absicherung\r\nFür die Einführung von zweiseitigen CfDs empfiehlt der BDEW ein zweistufiges Vorgehen (siehe auch Offshore-Wind-Branchenerklärung 2025):\r\nSeite 28 von 40\r\n1.\r\nIn der ersten Stufe sollte die gleitende Marktprämie durch einen möglichst einfach ausgestalteten produktionsabhängigen CfD ersetzt werden, aufbauend auf internatio-nalen Beispielen im Offshore-Wind-Bereich. Hierzu gehört die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlös-Abschöpfung. Der Claw-Back-Mechanismus sollte in der ersten Stufe in den bestehenden Fördermechanismus eingebaut werden – ange-lehnt an die europäischen Mindestanforderungen. So z.B. könnte der Abschöpfungs-mechanismus relativ einfach umgesetzt werden, indem die Marktprämie künftig auch negativ werden kann.\r\n2.\r\nIm zweiten Schritt sollte zu einem etwas späteren, aber bereits jetzt definierten Zeit-punkt – nach einer fachlichen Diskussion mit der Energiewirtschaft – ein mittel- bis län-gerfristig geltender Finanzierungsmechanismus in Form eines produktionsunabhängi-gem CfDs für Offshore Wind eingeführt werden. Die Offshore Wind Branche sieht pro-duktionsunabhängige CfDs als am besten geeignet an, um Versorgungssicherheit, Kos-teneffizienz, Dekarbonisierung und eine räumlich und zeitlich optimierte Marktintegra-tion von Offshore-Wind-Strom zu ermöglichen. Erlössicherheit und systemdienliche Einsatzanreize werden gekoppelt. Aufgrund der erwarteten Komplexität bei der Ein-führung produktionsunabhängiger Systeme sehen wir aber eine längere Vorberei-tungszeit über 2026 hinaus als notwendig an. Dadurch wird auch ermöglicht, von der Erfahrung anderer Länder bei der Einführung von produktionsunabhängigen CfDs zu lernen.\r\n1.\r\nWelche Besonderheiten gilt es Ihrer Einschätzung nach beim möglichen CfD-Design für Windenergie auf See ggü. landseitigen Technologien zu berücksichtigen?\r\nAus Sicht des BDEW sind folgende Besonderheiten zu berücksichtigen:\r\n›\r\nEine geeignete sektorspezifische Indexierung (siehe unten) muss enthalten sein auf-grund des langen Zeitraums zwischen Ausschreibung und FID, der bei anderen EE-Technologien nicht gegeben ist.\r\n›\r\nDie CfD-Laufzeiten sollten mindestens 20 Jahre ab Inbetriebnahme der Anlagen be-tragen, denn längere Laufzeiten führen zu einer Senkung der Stromgestehungskosten und der Zuschlagswerte.\r\n›\r\nBei produktionsunabhängigen CfDs muss die Methodik der Referenzanlage bzw. des Referenzwerts möglichst einfach, praktikabel, standort- oder anlagenspezifisch und für die Realisierung von Neuanlagen risikoarm ausgestaltet ist. Die genaue Ausgestal-tung sollte in Zusammenarbeit mit der Branche erfolgen, um möglichst keine neuen Probleme zu schaffen. Die Referenzanlage muss auch deshalb sorgfältig definiert wer-den, um sicherzustellen, dass durch die Anwendung produktionsunabhängiger CfDs\r\nSeite 29 von 40\r\nnicht potenziell auch höhere Systemkosten entstehen könnten. Daher sollte in die-\r\nsem Zusammenhang ein geeignetes Monitoring- und Sanktionierungssystem einge-führt werden.\r\n›\r\nProduktionsunabhängige CfDs lassen sich im Offshore-Wind-Bereich einfacher reali-sieren als bei Onshore-Wind und PV, da es sich um vergleichsweise wenige, große Projekte mit ähnlichen Rahmenbedingungen (z.B. Erzeugungsprofilen) handelt. Zu-dem ergeben sich folgende offshore-wind-spezifische Vorteile eines produktionsun-abhängigen CfDs:\r\n\r\nEin produktionsunabhängiger CfD entkoppelt die Erlöse des Erzeugers der tat-sächlichen Einspeisung. In diesem Modell der Erlösabsicherung erfolgt die Be-stimmung der Vergütung modellbasiert, anhand des Produktionspotentials, welches z.B. bei Offshore Wind abhängig ist von der jeweiligen Seefläche, des Windvorkommens sowie der gewählten Turbinen. Die CfD-Zahlung ergibt sich im Grundmodell aus dem Produkt von einmalig festgelegtem Produktionspo-tential und Zuschlagpreis abzüglich des stündlichen Spotmarkt-Preises. Hier-durch werden Preis- sowie Volumenrisiken des Erzeugers adressiert, was den Business Case gut prognostizierbar macht und die Kapitalkosten senkt.\r\n\r\nDurch diese Unabhängigkeit der Erlösgenerierung kann auch der ÜNB mehr Freiheitsgrade bei der Ab- oder Zuregelung von OWPs erhalten, ohne Opposi-tion durch den Windparkbetreiber. Ein systemdienliches Verhalten ist einfacher zu erreichen. Auch eine komplexe Kompensation der OWPs ist (theoretisch) nicht mehr nötig. Hierfür braucht es aber eine einmalige Regelung des Zusam-menwirkens von CfD-Zahlung, Redispatch bzw. OPEX (und eventuellen TAG (transmission access guarantees) bei hybriden Interkonnektoren und Offshore-Gebotszonen), um eine Überkompensation zu vermeiden. Für die Ausgestal-tung eines solchen Windpark-Modells liegen alle Daten vor, ein Branchenkon-sens wäre hier der einfachste Weg für eine Regelung.\r\n\r\nIm Gegensatz dazu adressieren produktionsbasierte CfDs lediglich das marktba-sierte Preisrisiko der Erzeuger. Volumenrisiken aufgrund von eingeschränkter Einspeisung verbleiben zunächst beim Produzenten und steigen perspektivisch durch den Zubau volatiler Erzeugung an. Insbesondere auch für Offshore-Wind-parks, angeschlossen an hybride Interkonnektoren-Projekte, ist diese Form der Absicherung nicht ausreichend. Zusätzliche und für diese hybride Marktsitua-tion spezifische Volumenrisiken in Offshore-Gebotszonen können aufgrund der Anbindung mittels Interkonnektor kaum prognostiziert oder über Langfristpro-dukte abgesichert werden.\r\nSeite 30 von 40\r\n›\r\nAbschattungseffekte zwischen Windparks sind für die Wirtschaftlichkeit von Offs-hore-Windparks deutlich relevanter als für Onshore-Windparks. Daher sollten unvor-hersehbare Veränderungen bei den Abschattungseffekten zwischen verschiedenen Offshore-Windparks beim CfD-Design mitberücksichtigt werden, da sie auch nach-träglich durch den Zubau weiterer Anlagen in der Umgebung, in der der deutschen AWZ und den AWZs der Nachbarländer erhöht werden können. So zum Beispiel könn-ten sich die Ausbaupläne in der niederländischen AWZ nach der Ausschreibung von dt. Flächen aufgrund politischer Entwicklungen ändern und somit zu signifikanten Er-tragsverlusten bei den deutschen Windparks führen, ohne dass dies vorher zum Zeit-punkt der Gebotsabgabe mit eingepreist werden konnte.\r\n2.\r\nStimmen Sie den Herausforderungen bei der Indexierung und damit auch der Tendenz gegen einen Index zu?\r\nDer BDEW stimmt den genannten Herausforderungen und der Tendenz ausdrücklich nicht zu. Aus Sicht des BDEW ist eine Indexierung zwingend notwendig und die Vorteile der In-dexierung überwiegen sehr deutlich die lösbaren Herausforderungen:\r\nZu den Herausforderungen/Nachteilen:\r\n›\r\n„Indexierung vermindert Anreize langfristige Kostenrisiken zu reduzieren“: In der The-orie mag das naheliegend sein, aber in der Praxis sind die Möglichkeiten der langfris-tigen Absicherung gegenüber Kostensteigerungen sehr begrenzt. In der Regel sind Hersteller nicht bereit, sehr langfristig Preise zu fixieren und somit können auch lang-fristige Vertragsbeziehungen zwischen Entwicklern und Lieferanten das Inflationsri-siko nicht beseitigen. Bei Rahmenlieferverträgen werden Preissteigerungen meist an die Entwickler weitergegeben; diese sind also nicht vor Inflation geschützt. Und das Inflationsrisiko bei den Lieferanten zu belassen wäre auch keine nachhaltige Lösung.\r\n›\r\nUmsetzung der Indexierung: Länder mit erfolgreichen CfD-Regimen, wie z.B. Großbri-tannien, Belgien, Frankreich und Polen, haben sich für eine Indexierung entschieden; die Umsetzung ist möglich und kann aufbauend auf den internationalen Erfahrungen in Form eines sektorspezifischen Erzeugerpreisindex oder eines branchenspezifischen Kostenindikators ausgestaltet sein. Einfache CPI-Indexierungen können den Zweck der offshore-spezifischen Absicherung nicht erfüllen.\r\nAuch die Europäische Kommission hat im Mai 2024 die Indexierung von CfDs in ihrer Empfehlung zur Gestaltung von Auktionen für erneuerbare Energie empfohlen: „ Die Mitgliedstaaten sollten in Erwägung ziehen, in die Auktionsgestaltung Indexierungs-klauseln aufzunehmen, um eine vollständige und fristgerechte Fertigstellung der Pro-jekte zu gewährleisten, insbesondere in Fällen, in denen eine Absicherung durch die\r\nSeite 31 von 40\r\nUnternehmen nicht möglich oder zu teuer ist, sowie gleichzeitig für eine ausgewogene Risikoteilung zwischen dem Projektträger und dem Auktionator sorgen und die Ver-fügbarkeit verschiedener Risikominderungsoptionen berücksichtigen. Bei Auktionen, bei denen staatliche Beihilfen in Form einer direkten Preisstützung gewährt werden, sollten die Mitgliedstaaten die Aufnahme von Indexierungsklauseln für die Bauphase des Projekts in Erwägung ziehen.“\r\nZu den Vorteilen der Indexierung:\r\n›\r\nEine Indexierung des CfD-Zuschlagswertes, zumindest bis zur FID (bzw. zum zweiten Meilenstein nach § 81 Abs. 1 Nr. 2 WindSeeG 2023) des OWP, ist volkswirtschaftlich sinnvoll, in anderen Märkten etabliert und für die Projektrealisierung essenziell. Ohne Indexierung müssen Entwickler und Finanzierer das Inflations- und Kostensteige-rungsrisiko sowie eventuelle geopolitische Krisen über einen Zeitraum von bis zu fünf Jahren einpreisen, was in höheren Gebotspreisen resultiert; diese Aufschläge können höher als die Kosten der CfD-Absicherung durch den Staat. In den letzten Jahren ha-ben die Inflation und die offshore-spezifischen Kostensteigerungen unerwartete Hö-hen erreicht. In der geopolitisch weiterhin hoch volatilen Situation und in Zeiten von stark steigender Staatsverschuldung sind die inflations- und kostenbedingten gestie-gen.\r\n›\r\nDie Erfahrungen aus den Ländern mit CfDs für Offshore-Windparks zeigen, dass eine geeignete, sektorspezifische Indexierung in Form eines Herstellerpreisindex oder ei-nes branchenspezifischen Kostenindikators ein zwingend notwendiges Element für den Erfolg der CfD-Absicherung ist. Ist die Indexierung nicht sinnvoll gewählt, können Projekte scheitern. Angesichts der Zeitspanne zwischen der Zuschlagserteilung und der Finanzierungentscheidung muss der CfD-Zuschlagswert die tatsächlichen Schwan-kungen bei Rohstoffpreisen, Finanzierungskosten, Inflation und Veränderungen der Herstellungskosten bis zur Errichtung berücksichtigen. Die konkrete Ausgestaltung sollte in Zusammenarbeit mit der Branche erfolgen und sich an guten internationalen Beispielen orientieren.\r\n1.3 Qualitative Kriterien\r\nDer BDEW unterstützt die Überarbeitung der existierenden qualitativen Kriterien im Wind-SeeG und sowie die übergeordneten Ziele des Net-Zero Industry Act (NZIA). Bei der nationalen Umsetzung des NZIA sollte unbedingt beachtet werden, dass:\r\n›\r\ndie Vorgaben möglichst europaweit harmonisiert und bürokratiearm angewandt wer-den,\r\nSeite 32 von 40\r\n›\r\ndie Umsetzung möglichst nah an den europäischen Mindestvorgaben erfolgt, und\r\n›\r\ndie neuen Kriterien nicht zu unverhältnismäßig hohen Kostensteigerungen, sinkendem Bieterinteresse oder Projektabbrüchen führt.\r\nDie Anwendung der NZIA-Resilienzkriterien sollte auf maximal 30 % des jährlichen EE-Aus-schreibungsvolumen gemäß Art. 26 Abs. 5 NZIA beschränkt werden.\r\nAus Sicht des BDEW sollten die NZIA-Resilienz- und Nachhaltigkeitskriterien (bzw. eine be-grenzte Auswahl derer) nur für einen Teil der jährlichen Offshore-Wind-Flächen angewandt werden. Zudem halten wir Präqualifikationskriterien für tendenziell einfacher umsetzbar für alle Beteiligten und besser planbar bzgl. des Ergebnisses, wohingegen die Parametrierung von qualitativen Zuschlagskriterien sehr herausfordernd und fehleranfällig sein kann.\r\n1.\r\nBefürworten Sie einen möglichen Wechsel von einer endogenen Bewertungsskala für qualitative Kriterien zu einer exogenen Bewertungsskala? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nSollten Zuschlagskriterien angewandt werden, die im Vergleich zu Präqualifikationskrite-rien komplexer in der Ausgestaltung sind, dann würde der BDEW einen Wechsel auf eine exogene Bewertungsskala befürworten, um eine um eine transparentere Vergleichbarkeit zu ermöglichen. Wichtig dabei ist, dass die vordefinierten Schwellen/Bewertungsska-len/Punktebereiche sowie die qualitativen Kriterien selbst praxistauglich, diskriminierungs-frei und zielführend ausgestaltet werden, so dass jeder Bieter vorab genau einschätzen kann, wie viele Punkte er für eine bestimmte Leistung oder Qualität erhält. Die genaue Ausgestaltung aller NZIA-Kriterien sollte in enger Zusammenarbeit mit der Branche erfol-gen und im Detail konsultiert werden.\r\n2.\r\nWie bewerten Sie den administrativen Mehraufwand, der mit der Umsetzung der ver-pflichtenden Präqualifikationskriterien („verantwortungsvolles unternehmerisches Han-deln“, „Cyber- und Datensicherheit“ und „Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristge-recht durchzuführen“) einhergehen könnte?\r\nAus Sicht des BDEW kann durch die Umsetzung der Kriterien ein relativ hoher, aber bisher nicht quantifizierbarer administrativer Mehraufwand einhergehen. Daher sollten nur Krite-rien gewählt werden, die einen hohen Mehrwert schaffen. Zudem sollte darauf geachtet werden, dass die Präqualifikationskriterien die konzentrierte Lieferkette nicht gefähr-den/verkleinern.\r\n3.\r\nWie können Präqualifikationskriterien mit niedrigem bürokratischen Aufwand für Projek-tierer und die administrierenden Behörden ausgestaltet werden, ohne dass diese Krite-rien ihre Wirkung verlieren? Wie und zu welchem Zeitpunkt kann der Nachweis der Ein-haltung dieser Kriterien erfolgen und überprüft werden?\r\nSeite 33 von 40\r\nBei der Umsetzung ist es entscheidend, dass Doppelanforderungen und doppelte Bericht-erstattungen durch die Präqualifikationskriterien vermieden werden und eine praxisnahe, verhältnismäßige sowie europaweit einheitliche Umsetzung sichergestellt wird.\r\nZur Vermeidung einer doppelten Berichterstattung sollten Unternehmen, die bereits nach der EU-Richtlinie zur Unternehmens-Nachhaltigkeitsberichterstattung (Corporate Sustaina-bility Reporting Directive), CSRD konforme Nachhaltigkeitsberichte als Teil ihres Lagebe-richts veröffentlichen, von weiteren Nachweispflichten in Bezug auf verantwortungsvolles unternehmerisches Handeln ausgenommen sein.\r\nZudem sollte sichergestellt werden, dass die Kriterien so definiert sind, dass sie nahezu ausschließlich durch den Entwickler/Projektierer beeinflusst werden können. Kriterien, die auch die Lieferkette und insbesondere Elemente einbeziehen, die nicht unmittelbar in der Hand des Entwicklers liegen, sollten nur begrenzt eingesetzt werden (bspw. Auszubilden-denquote gem. §53 Abs. 6 WindSeeG).\r\nDer Nachweis der Einhaltung kann unter anderem durch Veröffentlichungspflichten zu den ergriffenen Maßnahmen sowie den durchgeführten Untersuchungen durch den bezu-schlagten Bieter erbracht werden.\r\n4.\r\nWelche Folgen ergeben sich bei den Präqualifikationskriterien „verantwortungsvolles un-ternehmerisches Handeln“ und „Cyber- und Datensicherheit“ durch die Verweise im Durchführungsrechtsakt zu Art. 26 NZIA auf Pflichten und Vorgaben in bestehenden EU-Rechtsakte (insbesondere NIS-2, CSDDD, CSRD)?\r\nAktuell wird auf EU-Ebene über das erste Omnibus-Paket (Omnibus I) zur Änderung der Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) und die Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) verhandelt. Die neue Richtlinie soll Vereinfachungen enthal-ten, die für die nationale Umsetzung in Deutschland sinnvollerweise abgewartet werden sollten. Würde jetzt eine Umsetzung ausschließlich auf Basis der derzeit geltenden CSRD (EU 2022/2464) erfolgen, bestünde das Risiko eines zusätzlichen Aufwandes zur Anpas-sung nach Verabschiedung des Omnibus-I. Der Abschluss der Triloge ist zwar für 2025 an-gestrebt, ein verbindliches Datum liegt jedoch bisher nicht vor.\r\nDer ausdrückliche Verweis in Artikel 5 des Durchführungsrechtsakts auf die NIS-2-Richtlinie wird positiv bewertet; in Deutschland sollte eine zügige Umsetzung der europäischen NIS-2-Vorgaben erfolgen.\r\n5.\r\nWie kann beim Präqualifikationskriterium der „Cyber- und Datensicherheit“ die Vorgabe, dass der Bieter die Cybersicherheitsanforderungen auch entlang der Lieferkette sicher-stellen muss (vgl. Art. 5 Buchstabe c Durchführungsrechtsakt zu Art. 26 NZIA),\r\nSeite 34 von 40\r\neingehalten und kontrolliert werden? Kann damit ein Zugriff auf die WKA durch Dienst-\r\nleister oder Hersteller ausgeschlossen oder manipulationssicher überwacht werden?\r\nBieter können die Einhaltung von Cybersicherheitsanforderungen in der Lieferkette nicht effektiv durchsetzen oder garantieren. Einzig möglich sind vertragliche Verpflichtungen von Lieferanten und Dienstleistern zur Netzwerk- und Datensicherheit sowie zur operati-ven Kontrolle von Anlagen, aber vertragswidriges Verhalten kann nicht ausgeschlossen werden.\r\n6.\r\nErgeben sich ihrer Erwartung nach Probleme bei der Erfüllung der Vorgaben des Art. 7 Abs. 3 Durchführungsrechtsakt zu Art. 26 NZIA?\r\nJa, aus Sicht des BDEW sind die Vorgaben des Art. 7 Abs. 3 für den Bereich der Permanent-magneten derzeit wahrscheinlich noch nicht erfüllbar, da laut WindEurope-Angaben über 90 % der in Offshore-Windenergieanlagen verwendeten Permanentmagneten aus China in die EU importiert werden. Nach der Vorgabe müssen bei 75 % der Windenergieanlagen in einem Gebot, der Anteil von chinesischen Permanentmagneten unter 85 % liegen.\r\nZudem dominiert China auch den globalen Markt für die Produktion und Verarbeitung von Seltenen Erden, wie Neodym und Dysprosium, die in Permanentmagneten enthalten sind. Aktuell stammen etwa 70 % der weltweiten Förderung Seltener Erden aus China, während das Land sogar 90 % der globalen Weiterverarbeitung kontrolliert (2025). Diese Konzentra-tion erschwert den Aufbau europäischer Produktionskapazitäten für Permanentmagneten, insbesondere wenn wie zuletzt Exportbeschränkungen eingeführt werden.\r\n7.\r\nWie kann für Zwecke des Resilienzkriteriums der Nachweis der Herkunft von Endproduk-ten und einzelnen Komponenten mit wenig bürokratischem Aufwand für Projektierer und die administrierenden Behörden gelingen? Wie kann eine effektive Umsetzung möglichst bürokratiearm erfolgen und die Einhaltung überprüft werden? Wie bewerten Sie in die-sem Zusammenhang die Vorgabe in Art. 16 Abs. 5 Durchführungsrechtsakt zu Art. 26 NZIA, wonach der Bieter zur Bewertung des Resilienzkriteriums „Zollunterlagen gemäß der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates, soweit verfügbar, und andere einschlägige Unterlagen zum Nachweis des Ursprungs oder des Orts der Montage der Netto-NullTechnologie oder ihrer wichtigsten spezifischen Bau-teile, einschließlich Rechnungen oder anderer Mittel, vorzulegen“ hat?\r\nDerzeit ist es für die Auktionsteilnehmern in der Regel nicht möglich, den prozentualen Anteil von Haupt- und Nebenkomponenten bei Offshore-Windenergieanlagen selbst nach-vollziehbar nachzuweisen oder final zu belegen. Dies können nur die Hersteller/Lieferan-ten der Technologie.\r\nSeite 35 von 40\r\nEin möglichst bürokratiearmer Nachweis des Resilienzkriteriums sollte auf flexible Ver-pflichtungserklärungen der Bieter bei Gebotsabgabe und eine abschließende Prüfung an-hand relevanter Belegdokumente bei Inbetriebnahme setzen, während Zwischen- und De-tailnachweise sowie eine frühzeitige vertragliche Absicherung vermieden werden sollten.\r\nAus Sicht des BDEW sollte für den Nachweis der Herkunft der Endprodukte als auch der Schlüsselkomponenten auf bereits existierende und ggf. erweiterbare Vorgaben zu Zolldo-kumenten aufgebaut werden, um sowohl Kostensteigerungen als auch unnötige Bürokra-tie zu vermeiden. Dies erfordert einen gewissen Aufwand auf der Hersteller- bzw. Lieferan-tenseite, ist aber solide, insbesondere aufgrund einer verbindlichen Gültigkeit des Ur-sprungszeugnisses gemäß EU-Zollkodex. Darüber hinaus könnte dies europaweit einheit-lich umgesetzt werden. Eine Herausfordernd dabei ist es, dass nicht für sämtliche Schlüs-selkomponenten und Endprodukte Codelisten existieren, diese müssten zunächst entspre-chend erstellt werden.\r\n8.\r\nIm Offshore-Bereich erfolgt die verbindliche Beauftragung der Lieferkette im Regelfall erst nach abgeschlossener Ausschreibung. Damit wäre ein nachgelagerter Nachweis des Resilienzkriteriums erforderlich. Worauf ist bei der Ausgestaltung zu achten?\r\nSchritt 1 - Nachweis zum Zeitpunkt der Auktionsteilnahme:\r\nZum Zeitpunkt der Ausschreibung der Flächen kann der Bieter noch keine Herstellererklä-rung vorlegen, da die Genehmigung der Anlagen und Beauftragung der Lieferkette erst (mehrere) Jahre nach Ausschreibung erfolgt. Zudem ist es aufgrund der aktuellen Marktsi-tuation für die OWP-Entwickler derzeit häufig nicht mehr möglich, vor der Angebotsab-gabe etwaige Vorverträge mit den Herstellern abzuschließen. Stattdessen können die Her-steller nur noch grobe Indikationen zu den potenziellen Turbinenverfügbarkeiten und -Kos-ten geben.\r\nAus diesen Gründen sollte der Entwickler vor oder zum Zeitpunkt der Ausschreibung eine einfache Verpflichtungserklärung abgeben, in der dieser sich verpflichtet, die Lieferkette entsprechend den relevanten Vorgaben aus dem NZIA je nach Abhängigkeit und nationaler Umsetzung zu beauftragen. Somit wird anschließend ein nachgelagerter Nachweis der Ein-haltung des Resilienzkriteriums erforderlich.\r\nSchritt 2 - Zum Zeitpunkt der Finanzierung des Projekts bzw. der Realisierung:\r\nOption a): Der Nachweis könnte zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme in Form von Zolldoku-menten erfolgen. Dies würde die Flexibilität und Praktikabilität bei der Umsetzung für die Projektentwickler sicherstellen und somit die Einhaltung des Resilienzkriteriums ermögli-chen:\r\nSeite 36 von 40\r\n›\r\nFür importierte Endprodukte als auch der Schlüsselkomponenten sollten Zolldoku-mente erstellt werden, die den Ursprung nachweisen und dann ggf. an die Aufsichts-behörde weitergeleitet werden\r\n›\r\nDies erfordert einen gewissen Aufwand auf der Lieferantenseite, ist aber solide, ins-besondere aufgrund einer verbindlichen Gültigkeit des Ursprungszeugnisses gemäß EU-Zollkodex. Darüber hinaus könnte dies europaweit einheitlich umgesetzt werden. Herausfordernd könnte sein, dass nicht für sämtliche Schlüsselkomponenten und Endprodukte Codelisten existieren, diese müssten entsprechend erstellt werden.\r\nOption b): Alternativ könnte der Nachweis über die Einhaltung des Resilienzkriteriums im Rahmen der verpflichtenden Einreichung des Finanzierungsnachweises nach § 81 Abs. 2 Nr. 2 WindSeeG, inkl. der verbindlichen Verträge über die Bestellung der Komponenten, erbracht und überprüft werden. Dieser Nachweis muss laut den Realisierungsfristen des aktuellen WindSeeG 34 Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermins des Wind-parks – also circa drei Jahre vor Bau des Windparks und je nach Flächenkategorie circa 2 bis 4 Jahre nach der Ausschreibung – erbracht werden. Hierdurch würde der Zusatzauf-wand bei der Nachweiserbringung minimiert werden.\r\n9.\r\nWelches der in Art. 26 NZIA angelegten Nachhaltigkeitskriterien halten Sie für die Offs-hore-Wind-Ausschreibungen für besonders geeignet – insbesondere mit Blick auf die Er-reichung der NZIA-Ziele? Wie können ggf. bereits vorhandene Informationen zur Umset-zung von Projekten genutzt werden, um Nachweise für die Erfüllung von Nachhaltig-keitskriterien zu führen?\r\nAus Sicht des BDEW ist die Anwendung eines der folgenden Kriterien vorstellbar:\r\n›\r\n„System integration“: Präqualifikationskriterium in Form einer verpflichtenden Min-destüberbauung im Rahmen der Offshore-Optimierungsmaßnahmen (siehe Antwor-ten zu Kapitel 1.1.), abgesichert durch zweiseitige CfDs mit entsprechender Bemes-sung des Höchstwertes.\r\n›\r\n„Environment Sustainability“: Recycling-Kriterium für Rotorblätter als Präqualifikati-onskriterium, ähnlich wie im Entwurf des NZIA-Umsetzungsrechtakts für die öffentli-che Beschaffung enthalten oder wie in WindEurope (2021) „wind industry landfill ban commitment to re-use, recycle, or recover 100% of decommissioned blades“ be-schrieben.\r\n›\r\n„Environment Sustainability“: Weitergehende Kriterien zur Zirkularität/Kreislaufwirt-schaft als Präqualifikationskriterium.\r\nSeite 37 von 40\r\n›\r\n„Environment Sustainability“: Kriterium zu den Auswirkungen auf die biologische Viel-falt/Biodiversität.\r\nDie genaue Ausgestaltung aller NZIA-Kriterien sollte in enger Zusammenarbeit mit der Branche erfolgen und im Detail konsultiert werden.\r\n1.4 Sicherheiten und Pönalen\r\nNeben den in der Marktkonsultation genannten Maßnahmen sollten aus Sicht des BDEW un-bedingt auch folgende Anpassungen im WindSeeG vorgenommen werden:\r\n›\r\nPragmatische Anpassung der Regelungen zum Zuschlagswiderruf\r\n›\r\nEinführung einer gleitenden Pönalisierung\r\n›\r\nEinführung eines Neuausschreibungsmechanismus für den unerwünschten Fall der Nichtrealisierung eines OWP\r\nZur konkreten Umsetzung dieser wichtigen Maßnahmen hat der BDEW im Juli 2025 Vor-schläge veröffentlicht.\r\n1.\r\nOb und wie sollte § 83 WindSeeG weiter konkretisiert oder geändert werden?\r\n2.\r\nStimmen Sie dem angepassten Wert der pauschalen Sicherheit in Höhe von 150 €/kW zu? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nDer BDEW stimmt grundsätzlich zu, dass es in Zukunft die gleiche Sicherheitshöhe für beide Flächenarten geben sollte, sofern das gleiche Ausschreibungsverfahren angewandt wird.\r\nEin Angleichen der Sicherheit auf 150 €/kW hat Vor- und Nachteile, die miteinander abge-wogen werden müssen:\r\n›\r\nEine erhöhte Sicherheitsleistung würde zu erhöhten Projektkosten führen und kann damit auch die Zahl der Bieter reduzieren. Dies muss berücksichtigt werden, um Aus-schreibungen mit wenig Wettbewerb zu vermeiden. Zudem kann eine erhöhte Sicher-heit den deutschen Markt im Vergleich zu anderen Märkten weniger attraktiv ma-chen, bei denen 100 EUR/kW häufig üblich ist (z.B. NL, DK).\r\n›\r\nGleichzeitig reduziert eine erhöhte Sicherheitsleistung aber das Optionalitäts-Kalkül bei Gebotsabgabe und erhöht damit die Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte. Sofern im Entweder-Oder-Verfahren die Flächenvergabe anhand der Zahlungsbereit-schaft (d.h. im „Entweder-Teil“) erfolgt, halten wir eine Sicherheit von 150 €/kW für grundsätzlich angemessen. Beim Vergabeverfahren über die Zahlungsbereitschaft\r\nSeite 38 von 40\r\nbestehen aufgrund der unsicheren Ertrags\r\n- und Gewinnprognosen erhöhte Anreize für spekulative Gebote. Die vorgeschlagene Sicherheitsleistung von 150 €/kW er-scheint in diesem Fall geeignet, um die Projektrealisierung abzusichern.\r\n›\r\nFür die Flächenvergabe im Rahmen einer CfD-Auktion (direkt oder als Teils des Ent-weder-oder-Verfahrens) halten wir hingegen eine niedrigere Sicherheitsleistung von bis zu 100 €/kW für sinnvoll, da durch die Erlösabsicherung beim CfD-Verfahren die Anreize für spekulative Gebote deutlich geringer sind. Ein darüberhinausgehender Wert würde tendenziell zu höheren Zuschlagspreisen im CfD führen, ohne die Reali-sierungswahrscheinlichkeit signifikant zu verbessern.\r\n3.\r\nStimmen Sie dem dynamischen System zu, nach dem – im Fall einer Zahlung - zu der Si-cherheit von 150 €/kW eine zusätzliche Sicherheit in Höhe von 5 % des Zahlungsgebots zu leisten ist? Falls nicht, durch welches alternative Design schlagen Sie vor, die Verhältnis-mäßigkeit zwischen Pönale und Zahlungsbereitschaft zu gewährleisten?\r\nAus Sicht des BDEW ist ein dynamisches Element, das sich an der Höhe der Zahlungsbereit-schaft bemisst, prüfenswert. Dies würde das höhere Realisierungsrisiko von Projekten ohne CfD reflektieren und der Spekulation auf zukünftige Strompreise entgegenwirken.\r\n4.\r\nStimmen Sie den Vorteilen einer höheren Sofortzahlung, und somit einer anteiligen zeitli-chen Vorverlegung der Zahlung, zu? Wie viel Prozent eines Zahlungsgebots sollten Ihrer Einschätzung nach unmittelbar bzw. kurz nach Zuschlag fällig sein?\r\nAus Sicht des BDEW ist die Zahlung eines größeren Anteils unmittelbar nach Zuschlagser-teilung sinnvoll, um das Optionalitäts-Kalkül bei den Geboten zu reduzieren. Je größer die Zahlung unmittelbar nach der Ausschreibung ist, desto höher ist schlussendlich die Reali-sierungswahrscheinlichkeit.\r\nZudem sollte für den unerwünschten Fall der Nicht-Realisierung eines Offshore-Windparks nach Ansicht des BDEW eine eindeutige Rechtslage hergestellt werden, die klarstellt, dass die bereits geleisteten Zahlungen der Gebotskomponenten nicht zurückgefordert werden dürfen bzw. die bisherigen 10 % der Gebote in Form der Meeresnaturschutz- und Fische-reikomponenten (§ 58 WindSeeG 2023) auch fällig werden, wenn sie noch nicht gezahlt wurden.\r\nDer BDEW schlägt daher die Einfügung eines neuen Absatzes 4 in § 82 WindSeeG 2023 vor: „(4) Im Fall der ausbleibenden Realisierung des Offshore-Windparks ist es dem Bieter, der den Zuschlag erhalten hat, nicht möglich, bereits geleistete Zahlungen für die Gebotskom-ponenten zurückzufordern.“\r\nSeite 39 von 40\r\nZugleich sollte auch klargestellt werden, dass die geleisteten Zahlungen für die Vorunter-suchungen nicht erstattet werden und dass bei einer anschließenden Neuausschreibung keine Kosten für die Voruntersuchungen zu zahlen sind.\r\n5.\r\nStimmen Sie der Nutzung des Konzepts des Ausgleichs des strategischen Vorteils bei der Integration von qualitativen Kriterien zu? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nAus Sicht des BDEW ist das vorgeschlagene Konzept prüfenswert. Für eine genaue Bewer-tung bedarf es weiterer Informationen zur konkreten Ausgestaltung.\r\nEs sollten wirksame Sanktionen eingeführt werden, um eine vorsätzliche Nichtlieferung versprochener Kriterien oder spekulatives Bieterverhalten zu verhindern. Gleichzeitig kann ein zu hohes Sanktionsrisiko – insb. bei begrenzter Kontrolle durch den Bieter - zu höheren Risikoprämien in den CfD-Geboten führen oder sogar Bieter abschrecken. Daher ist ein ausgewogener Ansatz zu empfehlen der auf das jeweilige Kriterium zugeschnitten ist.\r\nZudem sollte geprüft werden, das Konzept des Ausgleichs des strategischen Vorteils durch einen Strafmultiplikator zu ergänzen und flexibel auf das jeweilige Kriterium zuzuschnei-den werden, um spekulatives Bieterverhalten zu verhindern und übermäßige Sanktionen sowie Risikoprämien zu vermeiden.\r\nAuch sollte die Aufteilung der Verantwortlichkeiten und die Definition von „Force Ma-jeure“ vor den Auktionen klar geregelt und veröffentlicht werden, um Rechtsunsicherheit zu vermeiden und faire Bedingungen für alle Beteiligten zu schaffen.\r\n6.\r\nWie sollte die Zahlung einer entsprechenden Pönale nach Frage 6 effizient abgesichert werden?\r\nEine Absicherung der Pönalen über höhere Sicherheiten ist für diesen Fall tendenziell nicht erforderlich. Die Erfüllung der Resilienz- und Nachhaltigkeitskriterien sollte bei Inbetrieb-nahme abschließend überprüft werden. Strafzahlungen für eine Nichterfüllung von Präqualifikationskriterien können dann aus dem laufenden Cash-Flow bedient werden. Sollten Zuschlagskriterien zur Anwendung kommen, könnte die Sanktionierung im Sinne des oben skizzierten Ansatzes des strategischen Ausgleichs direkt über eine entsprechende Reduktion des anzulegenden Wertes sanktioniert werden, wodurch sich Zahlungen aus dem CfD entsprechend verringern bzw. Rückzahlungen erhöhen.\r\nSeite 40 von 40\r\nAnsprechpartner\r\nJakob Eckardt\r\nErzeugung und Systemintegration\r\nFachgebietsleiter Offshore Wind\r\nTel.: +49 30 300199-1320\r\nJakob.eckardt@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022031","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge des BDEW zur Verbesserung der aktuellen und zukünftigen Situation von Netzreservekraftwerken","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/94/d9/814445/Stellungnahme-Gutachten-SG2607160005.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 10. Juli 2026 \r\nDiskussionspapier \r\nzur Zukunft der Netzreserve \r\nVersionsnummer: 1 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 13 \r\nInhalt \r\n1 Management Summary ..................................................................................... 3 \r\n2 Reservekraftwerkssituation in Deutschland – im Besonderen die Netzreserve .... 3 \r\n2.1 Kosten und Vergütung der Netzreserve ......................................................... 5 \r\n2.2 Aktuelle Herausforderungen .......................................................................... 6 \r\n2.3 Weitere Herausforderungen in den kommenden Jahren .............................. 8 \r\n3 Rechtliche Einordnung ....................................................................................... 9 \r\n3.1 Beschreibung der Netzreserve ....................................................................... 9 \r\n3.2 Zusammenspiel von KVBG und Netzreserve ................................................ 10 \r\n4 Lösungsansätze ................................................................................................. 10 \r\n4.1 Schaffung von Planungssicherheit ................................................................ 10 \r\n4.2 Kostenerstattungskonzept pragmatisch anpassen ...................................... 11 \r\n4.3 Schneller Zubau an gesicherter Leistung ...................................................... 12 \r\n4.4 Nachnutzungskonzepte ermöglichen ........................................................... 12 \r\n \r\n1 Management Summary  \r\nIn diesem Papier stellt der BDEW die Rolle der Netzreserve für die Systemstabilität dar und \r\nschlägt konkrete Verbesserungen vor, wie das Instrument weiterentwickelt werden muss, um \r\nbei zunehmender Alterung der Reservekraftwerke auch in den kommenden Jahren eine adä\r\nquate Absicherung zu gewährleisten.  \r\n› Ziel der Netzreserve ist es, die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungs\r\nsystems auch unter veränderten Bedingungen am Strommarkt zu gewährleisten und die \r\nNetzstabilität aufrechtzuerhalten. Sie soll insbesondere der Behebung von Netzengpässen \r\ndienen, bis wichtige Netzausbauprojekte abgeschlossen sind und sie für die Systemsicher\r\nheit nicht mehr benötigt wird. Obwohl sie ursprünglich als befristetes Instrument einge\r\nführt wurde, ist absehbar, dass zukünftig trotz Netz- und Kraftwerksbau weiter Reserve\r\nkraftwerke benötigt werden.  \r\n› Dabei bestehen zwei Herausforderungen: Einerseits sind die Kosten für die Netzreserve für \r\ndie Anlagenbetreiber in den vergangenen Jahren kontinuierlich gestiegen und werden vo\r\nraussichtlich auch weiter steigen. Andererseits sind die in der Netzreserve befindlichen An\r\nlagen in aktuell bis zu 60 Jahre alt. Mit zunehmendem Alter der Anlagen steigt der Aufwand \r\nfür die Instandhaltung, um die Verfügbarkeit der Anlagen aufrechtzuerhalten.  \r\n› Deshalb müssen kurzfristig die Rahmenbedingungen für den sicheren Betrieb der Netzre\r\nserve verbessert werden. Dazu gehört, dass entstehende Kosten der Anlagenbetreiber für \r\ndie Netzreserve besser erstattet werden können. Außerdem sollte eine bessere Planbarkeit \r\nfür die Netzreserve gewährleistet werden, indem präventive Langfristanalysen bis 2035 \r\ndurchgeführt werden, ein schneller Zubau an gesicherter Leistung nach StromVKG-E er\r\nfolgt, und Nachnutzungskonzepte von Netzreservestandorten ermöglicht werden.  \r\n2 Reservekraftwerkssituation in Deutschland – im Besonderen die Netzreserve \r\nDer Ausbau der Erneuerbaren Energien mit regionalen Schwerpunkten sowie die Stilllegung \r\ngesicherter Kraftwerksleistung vor allem auf der Basis von Kernkraft und Kohle haben zu einer \r\ngrundlegenden Veränderung der Leistungsflüsse innerhalb der Stromnetztopologie geführt. \r\nDiese machen neue gesicherte Stromerzeugungsleistung, aber auch umfangreiche Netzaus\r\nbaumaßnahmen unabdingbar.  \r\nErneuerbare Energien speisen dargebotsabhängig und damit volatil ein. Da die steuerbare \r\nlastnahe Erzeugung geringer wird, müssen größere Strommengen über weite Strecken trans\r\nportiert werden. Netzengpässe haben in der Vergangenheit zugenommen und werden auch \r\nzukünftig auftreten.  \r\nSeite 3 von 13 \r\nZusammen mit den Instrumenten der im Ausland vertraglich gebundenen Reserven, der Kapa\r\nzitätsreserve und den besonderen netztechnischen Betriebsmitteln (bnBm) ergänzen die in \r\nder Netzreserve gebundenen Kraftwerke das marktliche Redispatch-Potenzial. Dies ist not\r\nwendig, um trotz der vorhandenen Engpässe in bestimmten Lastsituationen die Sicher\r\nheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems (im Folgenden „Systemsicher\r\nheit“) zu gewährleisten. \r\nIn Situationen, in denen die marktlichen Kapazitäten kein ausreichendes positives Redispatch\r\nPotential (= außerplanmäßiges Hochfahren von Erzeugungsleistung) bieten, werden die Netz\r\nreservekraftwerke und die weiteren genannten Reserve-Kapazitäten für die Behebung von \r\nstrom- und spannungsbedingten Netzengpässen eingesetzt. Zusammen mit der zunehmend \r\nmarktlich erfolgenden Beschaffung von Systemdienstleistungen tragen sie zwar einerseits zum \r\nErhalt der Systemsicherheit und dem hohen Versorgungssicherheitsniveau in Deutschland bei. \r\nAndererseits ist aber auch festzuhalten, dass der Umfang an Reservekraftwerken sowohl kapa\r\nzitäts- als auch kostenseitig seit Jahren kontinuierlich ansteigt. \r\nDas Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sieht die Möglichkeit vor, Kraftwerke, die zur Stilllegung \r\nangezeigt wurden oder die gemäß Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) aus Aus\r\nschreibungen oder per Altersreihung zur Erreichung der Klimaschutzziele vom Markt genom\r\nmen werden bzw. wurden, zur Gewährleistung der Systemsicherheit bis zur tatsächlichen Still\r\nlegung für den Einsatz in der Netzreserve weiter betriebsbereit zu halten. Die Netzreserve soll \r\nder Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs und insbesondere der Behebung von Netz\r\nengpässen dienen, bis wichtige Netzausbauprojekte abgeschlossen sind und sie für die Sys\r\ntemsicherheit nicht mehr benötigt wird. Die Betreiber der betroffenen Anlagen sind sich der \r\nBedeutung der Netzreservekraftwerke bewusst und erfüllen deshalb die im EnWG geregelten \r\nAnforderungen. Mit der Bereithaltung von Netzreserveanlagen sind für sie allerdings keine \r\nwirtschaftlichen Vorteile verbunden, sondern insbesondere Verantwortung für deren Be\r\ntriebsbereitschaft und mögliche Einschränkungen in der Nutzung der Standorte. \r\nWesentliche Herausforderung der Netzreserve ist, dass einige der darin befindlichen Anlagen \r\nbis zu 60 Jahre alt sind. Mit zunehmendem Alter der Anlagen steigt der Aufwand für die In\r\nstandhaltung, um die Verfügbarkeit der Anlagen aufrechtzuerhalten. Darüber hinaus verfügen \r\ndie Netzreserveanlagen über vergleichsweise niedrige Wirkungsgrade, womit höhere spezifi\r\nsche CO2-Emissionen als bei modernen Anlagen verbunden sind. Im Gesamten sind aufgrund \r\nder im folgenden Kapitel beschriebenen Sachverhalte die Vorhaltung und der Einsatz der Netz\r\nreserve mit hohen Kosten verbunden. \r\nIm Sinne des energiewirtschaftlichen Dreiecks schlägt der BDEW nachfolgend als Lösungsan\r\nsätze vor, Planungssicherheit durch zusätzliche Systemanalysen der BNetzA zu schaffen, die \r\nbenötigten Netzreservekapazitäten zeitnah durch den Neubau vergleichbarer steuerbarer \r\nSeite 4 von 13 \r\nStromerzeugungskapazitäten zu reduzieren, die Kosten für den Redispatch zu senken und not\r\nwendige Maßnahmen zum Erhalt der Verfügbarkeit der Netzreservekraftwerke zu ergreifen. \r\nDies soll in diesem Papier adressiert werden. \r\n2.1 Kosten und Vergütung der Netzreserve \r\nDie Vergütung für die Anlagen der inländischen Netzreserve ist abschließend durch § 13c \r\nEnWG geregelt und wird über Netzentgelte refinanziert.  \r\nIn der praktischen Umsetzung bedeutet dies, dass den Anlagenbetreibern bei Untersagung ei\r\nner Stilllegung die kraftwerksspezifischen jeweiligen Kosten gemäß § 13c EnWG erstattet wer\r\nden, dazu zählen  - - - - \r\nErhaltungsmaßnahmen,  \r\nBetriebsbereitschaftsauslagen,  \r\nErzeugungsauslagen \r\nund unter bestimmten Umständen anteiliger Werteverbrauch sowie Opportunitätskos\r\nten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen.1  \r\nNicht erstattungsfähig ist hingegen der entgangene Gewinnanteil nach § 13c EnWG2. \r\nNach Auffassung des OLG Düsseldorf3 gebietet die „angemessene Vergütung“ nach § 13c Abs. \r\n3 EnWG zudem keine ausnahmslose Kostenerstattung auf Ist-Kosten-Basis. Im Gegensatz dazu \r\nstehen die ausländischen Reserven, bei denen die Vergütung über marktliche Interessenbe\r\nkundungsverfahren gebildet wird. \r\nKonkret ergeben sich daraus aus Sicht der Kraftwerksbetreiber folgende Schwierigkeiten: \r\nBeim aktuell angelegten Kostenberechnungsansatz der inländischen Netzreservekraftwerke \r\nwerden mitunter bestimmte real anfallende Kosten nicht berücksichtigt, so dass Kraftwerks\r\nbetreiber wirtschaftliche Risiken sehen. Weitere Herausforderungen aus Sicht der Kraftwerks\r\nbetreiber sind:  \r\n Zu den nicht vollständig erstattungsfähigen Kosten zählen ihrer Ansicht nach einzelne \r\nBestandteile von beispielsweise: Overheadkosten, Personalbeschaffung, Mitgliedschaf\r\nten, Ersatzteilhaltung, Finanzierungskosten infolge großer Abstände zwischen Zahlungen \r\n1OLG Düsseldorf, Beschl. v. 17. Dezember 2025, Az. VI-3 Kart 507/24, Rn. 100; noch nicht rechtskräftig. \r\n2OLG Düsseldorf, Beschl. v. 17. Dezember 2025, Az. VI-3 Kart 507/24, Rn. 101; noch nicht rechtskräftig. \r\n3OLG Düsseldorf, Beschl. v. 17. Dezember 2025, Az. VI-3 Kart 507/24, 2. Leitsatz; noch nicht rechtskräftig. \r\nSeite 5 von 13 \r\nder Betreiber z.B. an Dienstleister und Kostenerstattung hierfür durch den zuständigen \r\nÜbertragungsnetzbetreiber, die Betriebs- und Geschäftsausstattung sowie Auswirkun\r\ngen auf Pensionsverbindlichkeiten. \r\n Die Opportunitätskosten berücksichtigen nur die Pacht von belasteten Grundstücken, \r\nnicht aber das nicht nutzbare Entwicklungspotenzial der teilweise attraktiven Standorte, \r\ndie durch den Erhalt von Netzreserveanlagen für den Neubau von Energieanlagen aber \r\nauch andere energienahe Nutzungen (z.B. Rechenzentren) teilweise eingeschränkt sind. \r\n Für den Materialaufwand außerhalb größerer Revisions- und Schadenserstattung und \r\nden sonstigen betrieblichen Aufwand (z.B. Schulungen) erfolgt eine Vergütung auf Basis \r\nhistorischer Werte ohne Inflationsausgleich. Inflationseffekte und zunehmender Auf\r\nwand aufgrund der Alterung der Anlagen werden bei der Erstattung somit nicht berück\r\nsichtigt. Eine vollständige Neutralstellung der Betreiber im Rahmen der Netzreservebe\r\nreitstellung wäre nur über eine Kompensation auf Ist-Kosten-Basis möglich.  \r\nDie Kosten für die Netzreserve sind für die Anlagenbetreiber in den vergangenen Jahren konti\r\nnuierlich gestiegen. Ursachen sind dabei – über den reinen Leistungszuwachs hinaus – u.a. die \r\nKosten für die standortspezifische Vorhaltung und Instandhaltung einschließlich der Heraus\r\nforderungen eines geringer werdenden Angebots an für Reparaturen einsetzbaren Anlagenlie\r\nferanten. Zudem ist der Einsatz mit wirkungsgradbedingt vergleichsweise hohen Brennstoff- \r\nsowie CO2-Kosten verbunden. Es ist davon auszugehen, dass insbesondere die Kosten für die \r\nVorhaltung in den kommenden Jahren weiter ansteigen werden. \r\n2.2 Aktuelle Herausforderungen  \r\nHerausforderungen der Netzreservekraftwerke sind heute bereits deutlich spürbar, wobei sie \r\nje nach Standort variieren. Hinzuweisen ist dabei insbesondere auf folgende Aspekte: \r\n Personalsituation: Personal, das in den letzten Jahren in den Kraftwerken tätig \r\nwar, geht perspektivisch sukzessiv in den Ruhestand. Damit kann ein Abbau von \r\nkraftwerksspezifischem Knowhow einhergehen, da sich die Nachbesetzung von \r\nqualifiziertem Kraftwerkspersonal zunehmend herausfordernd gestaltet. Zur Aus\r\nbildung von neuem Personal an den Anlagen reichen die begrenzten Einsätze in \r\nder Netzreserve bei einzelnen Anlagen nicht aus, sodass spezielle zusätzliche Pro\r\nbefahrten durchgeführt und/oder Simulatoren genutzt werden müssen, nur um \r\ndas Personal zu schulen.  \r\nDie Erstausbildung von Schichtpersonal für Kraftwerke erfordert eine mehrjährige \r\nSchulung, Qualifizierung und Beschäftigungsperspektive. Für den Fall, dass die \r\nPersonalausstattung bei einzelnen Anlagen zum Betrieb nicht mehr ausreicht, \r\nSeite 6 von 13 \r\nmuss bei diesen unter Umständen das Servicelevel abgesenkt oder der Betrieb \r\nder Anlagen vorübergehend eingestellt werden. \r\n Sicherung der Brennstoffversorgung: Für die Kohlekraftwerke in der Netzreserve \r\nmuss die Kohle-Bereitstellungskette, bestehend aus Umschlag sowie Lagerung \r\nund Transport inkl. Infrastruktur in Seehäfen und Binnenhäfen gesichert werden. \r\nInsbesondere für Umschlag, Lagerung und Logistik ist der längerfristige Bedarf so\r\nwie notwendige Flexibilität zu definieren, um den erforderlichen Dienstleistern in \r\nder Kohlewertschöpfungskette eine Perspektive zu eröffnen. Ergänzend ist unter\r\nstützend durch den ÜNB (im Rahmen der Möglichkeiten) auf eine ausreichende \r\nDimensionierung der Brennstofflagerbestände an den Kraftwerksstandorten zu \r\nachten, um die Anlagen auch beim Wegfall einzelner Dienstleister bis zum Ersatz \r\n(ggf. in eingeschränktem Umfang) einsetzen zu können. \r\n Technik: Mit zunehmendem Alter sinkt die Verfügbarkeit der Anlagen im Hinblick \r\nauf die erforderliche Technik und die Ersatzteilversorgung. Zudem schwindet die \r\nServicekompetenz ehemaliger Hersteller für die in die Jahre gekommenen Anla\r\ngen, welche die Kraftwerksbetreiber nicht ausgleichen können. In diesem Zusam\r\nmenhang ist auch zu berücksichtigen, dass eigenes Knowhow aufgebaut werden \r\nmuss, wenn externe Servicekompetenz fehlt oder rückläufig ist. Dadurch steigen \r\nprinzipiell die Kosten durch Alternativlösungen und gleichzeitig die Dauer von In\r\nstandhaltungsmaßnahmen, was zu längeren Nichtverfügbarkeiten führt.  \r\n Planungssicherheit: Je nach Dauer und Vorlauf der Systemrelevanzausweisung ha\r\nben die Kraftwerksbetreiber und deren Mitarbeitende mit Blick auf den zukünfti\r\ngen Weiterbetrieb oder die endgültige Stilllegung der Anlagen unzureichende Pla\r\nnungssicherheit. Dies wird ebenfalls bedingt durch die Unsicherheit bezüglich der \r\nzukünftigen Förderung von Kraftwerksneubauten. Dies kann zu zusätzlichen Kos\r\nten führen. \r\n Teilweise Einschränkungen der Standorte: Mittlerweile bis Anfang der 2030er\r\nJahre bestehende Systemrelevanzausweisungen erschweren ggf. an einzelnen \r\nStandorten die Situation der betroffenen Kraftwerksbetreiber hinsichtlich der un\r\nklaren Nutzungsoptionen der Standorte für neue Projekte. Insbesondere Rückbau \r\nund Entflechtung von Netzreserveanlagen zur Vorbereitung der Standorte für \r\nneue Projekte benötigen Vorlaufzeit, Planungssicherheit und belastbare Regelun\r\ngen, damit neue Projekte nicht durch Bestandsanlagen in der Netzreserve blo\r\nckiert werden.  \r\nSeite 7 von 13 \r\n2.3 Weitere Herausforderungen in den kommenden Jahren \r\nIn Zukunft wird der Bedarf an Netzreserve von mehreren Faktoren abhängen: u. a. von der \r\nEntwicklung des Strombedarfs und dem Zu- bzw. Umbau steuerbarer Kapazitäten sowie deren \r\ngeografischer Verteilung, der weiteren Erschließung des Redispatchpotenzials, vom Fortschritt \r\nbeim Netzausbau und von der Umsetzung netzoptimierender Maßnahmen.  \r\nIn den kommenden Jahren werden jedoch voraussichtlich weitere Kraftwerke aufgrund be\r\ntriebswirtschaftlicher Erwägungen und/oder des gesetzlich fixierten Kohleausstiegs zur Stillle\r\ngung angezeigt werden. Die Übertragungsnetzbetreiber gehen davon aus, dass insbesondere \r\nim sogenannten netztechnischen Süden kaum eine Anlage tatsächlich endgültig stillgelegt \r\nwerden darf, sondern voraussichtlich alle diese Anlagen in die Netzreserve zu überführen sind. \r\nTrotz des kontinuierlichen Anstiegs an Reserveanlagen im Inland kann der Fall eintreten, dass \r\ndie von den ÜNB kontrahierten Kapazitäten nicht ausreichen. In diesem Fall müssen die ÜNB – \r\nwie bereits für die letzten vier Winter – zusätzliche Kapazitäten im Ausland über sog. Interes\r\nsenbekundungsverfahren beschaffen.  \r\nGrundsätzlich ist davon auszugehen, dass die unter 2.2 beschriebenen Herausforderungen in \r\nden nächsten Jahren ansteigen werden, d.h. der Umfang, der Einsatz und auch die Kosten für \r\ndie Netzreserve und die Kapazitäten werden weiter ansteigen, während die Verfügbarkeit die\r\nser Anlagen aufgrund ihres zunehmenden Anlagenalters weiter sinken wird. Die Revisions- \r\nund Instandhaltungskosten steigen mit zunehmendem Alter der Anlagen an. In einer Analyse \r\nrechnet Amprion mit Gesamtkosten allein für Reservekraftwerke (inklusive ausländischer \r\nNetzreserve und bnBm) von jährlich insgesamt rund zwei Milliarden Euro Mitte der 2030er \r\nJahre.  \r\nAus Sicht der Kraftwerksbetreiber kann ein Betrieb der Steinkohleanlagen in der Netzreserve \r\nfür einzelne Unternehmen aufgrund der wirtschaftlichen Situation (reine Kostenerstattung \r\nohne Planungssicherheit und teilweise Einschränkung der Standorte für neue Projekte) nicht \r\nlangfristig sichergestellt werden. Insgesamt kann der Betrieb der Steinkohleanlagen aufgrund \r\nder fehlenden Verfügbarkeit von Technik, Personal und Brennstofflieferketten nicht über \r\nMitte der 2030er Jahre hinaus für alle Anlagen gewährleistet werden.  \r\nUnterschiedlich ausgelegt wird von den Unternehmen außerdem, ob in der Netzreserve ge\r\nbundene Steinkohleanlagen (aktuell sind dies 6,6 Gigawatt) über das Jahr 2038 hinaus noch \r\nKohle in der Netzreserve verstromen dürfen (hierzu 3.2). \r\nSelbst bei schneller Umsetzung des Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom \r\nund zur Bereitstellung neuer Kapazitäten (StromVKG) mit etwa elf Gigawatt (GW) an neuer ge\r\nsicherter Leistung, wie sie von der Bundesregierung geplant ist, ist die kommerzielle Verfüg\r\nbarkeit erster neuer Anlagen frühestens ab Ende 2031 zu erwarten. Es ist zudem zu erwarten, \r\nSeite 8 von 13 \r\ndass dieser Zubau nicht ausreichen und nicht durchgehend an geeigneten Orten erfolgen wird, \r\num die Netzreserve und weitere bis dahin stillzulegende ältere Bestandsanlagen vollständig zu \r\nersetzen. Es ist zudem zu klären, wie vermieden werden kann, dass Kraftwerksstandorte durch \r\nNetzreserveanlagen teilweise für Neubauten blockiert werden bzw. ein Neubau erschwert \r\nwird. Gleichzeitig muss sichergestellt werden, dass durch Nachnutzungsprojekte am Standort \r\ndas gleiche Netzsicherheitsniveau über den gesamten Zeitraum erhalten werden kann. Es be\r\nsteht also akuter Handlungsbedarf. \r\n3 Rechtliche Einordnung \r\n3.1 Beschreibung der Netzreserve  \r\nDie Netzreserve wurde im Jahr 2013 in § 13b EnWG a.F. eingeführt. 2016 wurde die Netzre\r\nserve überarbeitet, in § 13d EnWG überführt und als staatliche Beihilfe von der Europäischen \r\nKommission genehmigt. Ziel der Netzreserve ist es, die Sicherheit und Zuverlässigkeit des \r\nElektrizitätsversorgungssystems auch unter veränderten Bedingungen am Strommarkt zu ge\r\nwährleisten und die Netzstabilität aufrechtzuerhalten. Ausführlichere Bestimmungen u.a. zum \r\nAuswahlverfahren, zur Verfügung und zum Einsatz der Reserve sind in der Netzreserveverord\r\nnung enthalten. \r\nDie ÜNB dürfen Anlagen der Netzreserve grundsätzlich erst einsetzen, wenn alle netz- und \r\nmarktbezogenen Maßnahmen zur Gewährleistung der Systemsicherheit ausgeschöpft sind.  \r\nDie Europäische Kommission hat im Rahmen der Genehmigung der Netzreserve im Jahr 2016 \r\nüberprüft, ob diese im Einklang mit den Vorgaben der Leitlinien der Kommission für staatliche \r\nUmweltschutz- und Energiebeihilfen von 2014 steht. Dabei hat sie u.a. festgestellt, dass die \r\nNetzreserve nur dann eine angemessene Maßnahme sein kann, wenn sie vorübergehenden \r\nCharakter trägt sowie mit Maßnahmen und Marktreformen einhergeht, die auf die Ursachen \r\ndes Versorgungsproblems abstellen. \r\nDie beihilferechtliche Genehmigung der deutschen Netzreserve durch die Europäische Kom\r\nmission war bis zum 30. Juni 2020 befristet und ist ausgelaufen. Von einer Verlängerung der \r\nbeihilferechtlichen Genehmigung hat die Bundesregierung unter dem Eindruck des Urteils des \r\nEuGH zum EEG 2012 vom 28.03.20194 Abstand genommen, da die Netzreserve aus Sicht der \r\nBundesregierung nicht unter die Beihilferegelungen fällt.  \r\n4Urteil des EuGH vom 28.03.2019, RS C 405/16P.  \r\nSeite 9 von 13 \r\n3.2 Zusammenspiel von KVBG und Netzreserve \r\nDas KVBG hat das Ziel, die Verstromung von Stein- und Braunkohle in Deutschland am Strom\r\nmarkt bis spätestens Ende des Jahres 2038 schrittweise und möglichst stetig auf null zu redu\r\nzieren und dadurch Emissionen zu reduzieren. Zur Erreichung dieses Ziels sieht das KVBG ein \r\nVerfahren für die Reduzierung der Kohleverfeuerung vor. Die Bundesnetzagentur identifiziert \r\nim Rahmen des Verfahrens Steinkohleanlagen, für die das Verbot der Kohleverfeuerung ange\r\nordnet wird. In einem nächsten Schritt überprüfen die ÜNB, ob die betroffenen Anlagen für \r\ndas Stromsystem systemrelevant sind. Systemrelevante Anlagen werden gem. § 37 Abs. 2 \r\nKVBG i.V.m. § 13b EnWG in die Netzreserve überführt und stehen den ÜNB bei Bedarf zur Ver\r\nfügung. Sie sind vorübergehend von dem Kohleverfeuerungsverbot ausgenommen. Zur Stillle\r\ngung von Braunkohleanlagen ist für jede Erzeugungsanlage ein fester Zeitpunkt festgelegt. Ob \r\nSteinkohleanlagen in der Netzreserve vom Zweck und Ziel des Gesetzes erfasst sind, die Kohle\r\nverstromung vor dem 1. Januar 2039 zu beendigen, wird unterschiedlich ausgelegt. Eine ent\r\nsprechende gesetzliche Klarstellung ist erforderlich, um allen beteiligten Akteuren auch hier\r\nbei Planungssicherheit zu geben. \r\n4 Lösungsansätze \r\nDie Netzreserve ist als Übergangsinstrument geschaffen worden. Ihr fortbestehender und vo\r\nraussichtlich weiter steigender Umfang zeigt, dass die strukturellen Ursachen ihres Einsatzes \r\nbislang nicht ausreichend beseitigt wurden. Deshalb müssen kurzfristig die Rahmenbedingun\r\ngen für den sicheren Betrieb der Netzreserve verbessert werden. Gleichzeitig muss die Politik \r\ndie Voraussetzungen schaffen, damit die Netzreserve perspektivisch wieder auf ihren eigentli\r\nchen Zweck als zeitlich begrenztes Sicherungsinstrument zurückgeführt werden kann. \r\nUnabhängig von der Notwendigkeit, die Engpässe primär durch effizienten Netzausbau zu be\r\nseitigen, sind – wie in den Kapiteln 2 und 3 beschrieben - Lösungen für die aktuellen und zu\r\nkünftigen Netzreservekraftwerke und -standorte erforderlich. Diese müssen zeitnah greifen, \r\nda die vorhandenen Netzreservekraftwerke älter werden, die Netzreserve voraussichtlich \r\nnoch einige Jahre weiter anwachsen wird und sich die in Kapitel 2 beschriebenen Herausforde\r\nrungen intensivieren werden. \r\n4.1 Schaffung von Planungssicherheit \r\nFür alle Beteiligten ist es zielführend, frühzeitig Planungssicherheit zu schaffen. Eine Heraus\r\nforderung ist bislang insbesondere, dass die Systemrelevanz erst nach einer Stilllegungsan\r\nzeige ausgewiesen werden kann. Es wäre jedoch sinnvoller, nach Genehmigung der Systemre\r\nlevanz vorbereitende Maßnahmen zur Sicherstellung der Betriebsbereitschaft möglichst früh\r\nzeitig durchzuführen und bereits vor dem beabsichtigten Stilllegungszeitpunkt zu starten. \r\nSeite 10 von 13 \r\nHinzu kommt, dass die Endtermine zwar in den Systemrelevanzausweisungen für die Netzre\r\nserve ersichtlich sind, diese Endtermine aber wegen möglicher Verlängerungen der Auswei\r\nsung nicht final sind und in vielen Fällen auch bereits regelmäßig verlängert wurden.  \r\nEine höhere Planungssicherheit kann erreicht werden, indem die BNetzA rechtzeitig und prä\r\nventiv zusätzliche Systemanalysen (Langfristanalysen nach § 13b Abs. 2 EnWG) für nach KVBG \r\nstillzulegende oder zur Stilllegung angezeigte Kraftwerke sowie bereits in der Netzreserve be\r\nfindliche Anlagen mit mehrjährigem Vorlauf durchführen lässt und evtl. sich daraus ergebende \r\nSystemrelevanzausweisungen nach Prüfung bestätigt. Dies hat den Vorteil, dass entspre\r\nchende technische, personelle und betriebswirtschaftliche Maßnahmen besser und früher \r\nplanbar sind.  \r\nDie Langfristanalysen haben jedoch den Nachteil, dass sie mit höheren Unsicherheiten bezüg\r\nlich Netzausbau, Strombedarf und Prognosen verbunden sind. Ohne langfristige Perspektive \r\nist aber weder eine Personalplanung noch eine mehrjährige Planung kostenintensiver Instand\r\nhaltungsprogramme möglich.  \r\nIn Abwägung der Vor- und Nachteile schlägt der BDEW daher eine präventive Langfristanalyse \r\ngemäß § 13b EnWG bis 2035 vor, die den gesamten restlichen steuerbaren Kraftwerkspark \r\nanalysiert. Diese Analyse soll im Abstand von zwei Jahren wiederholt werden und jeweils 10 \r\nJahre in die Zukunft greifen. In Abstimmung mit dem zuständigen ÜNB und der BNetzA kön\r\nnen damit ggf. bereits zum Ende des Marktbetriebs bzw. vor Beginn des Netzreservezeitraums \r\nanstehende Maßnahmen zur Sicherstellung der Betriebsbereitschaft in der späteren Netzre\r\nserve umgesetzt werden. Hierbei sollte dann weiterhin der Grundsatz gelten, dass der ÜNB die \r\nKosten für die Maßnahmen erstattet. Diese Kosten müssen dann für den ÜNB refinanzierbar \r\nsein. \r\n4.2 Kostenerstattungskonzept pragmatisch anpassen \r\nEs besteht ein Spannungsfeld zwischen dem Ziel, die Kosten für den Endverbraucher zu be\r\ngrenzen und der Notwendigkeit, Kraftwerksbetreibern eine faire Vergütung zu zahlen, damit \r\nsie ihre Anlagen betriebsbereit halten. Anpassungen der Kostenerstattung müssen, sofern \r\nstaatliche Mittel eingesetzt werden, beihilferechtskonform erfolgen und eine marktverzer\r\nrende Wirkung ist weitestgehend zu vermeiden. Durch eine frühzeitige Ausweisung in die \r\nNetzreserve können erforderliche Maßnahmen in Abstimmung mit der BNetzA auch vorberei\r\ntend getroffen werden, wodurch sich die Gesamtkosten der Netzreserve reduzieren und die \r\nVerfügbarkeit der Anlagen erhalten werden kann. \r\nDer BDEW schlägt daher vor, erforderliche mehrjährige, teils auch vorbereitende, Maßnah\r\nmen bestehender und zukünftiger Netzreserveanlagen sowie nachlaufende Kosten der \r\nSeite 11 von 13 \r\nNetzreserve in den Netzreservekosten zu berücksichtigen und in den gesetzlichen Rahmen \r\naufzunehmen. \r\nDies betrifft konkret: \r\n› \r\n› \r\nVorlaufende Kosten: Vergütung von Kosten für die Personalvorhaltung und -qualifizierung \r\n(inkl. Aus- und Weiterbildung), nur für die Netzreserve notwendige IT-Systeme, sowie in \r\nEinzelfällen zur Sicherung der Kohle-Bereitstellungskette, die zusätzlich infolge der System\r\nrelevanzausweisung entstehen. Da die Kosten für solche Maßnahmen steigen, je später \r\ndiese ergriffen werden, ist es zielführend, die Maßnahme frühzeitig durchzuführen. Daher \r\nsollten diese Aufwendungen so weit wie möglich im Netzreserveregime vergütet werden, \r\nauch wenn die betroffene Anlage zu diesem Zeitpunkt noch im Markt eingesetzt wird. \r\nNachlaufende Kosten: Maßnahmen, die nach Ablauf der Systemrelevanz und ausschließ\r\nlich durch die Systemrelevanz selbst entstanden sind, beispielsweise zur Umschulung und \r\nggf. Sozialpläne für Personal, das in der Netzreservephase neu eingestellt wurde, sowie \r\nPersonal für die Restabwicklung und nachlaufenden Tätigkeiten. \r\nDarüber hinaus sollten in der Kostenerstattung die Ergebnisse des AgNes Prozesses berück\r\nsichtigt werden. \r\n4.3 Schneller Zubau an gesicherter Leistung \r\nZwingend erforderlich ist schnelle Klarheit über den regulatorischen Rahmen für den Zubau \r\nvon Kapazitäten, insbesondere durch das noch in Vorbereitung befindliche StromVKG und die \r\nEinführung eines Kapazitätsmarkts. Beide Instrumente können dazu beitragen, dass die Netz\r\nreserve abschmelzen kann. Im Referentenentwurf zum StromVKG vom April 2026 wurde der \r\nNeubau an Netzreservestandorten adressiert. Mit einer sogenannten regionalen Steuerung \r\nsoll der Neubau im netztechnischen Süden mit den größten netztechnischen Herausforderun\r\ngen stärker gefördert werden. Ein entsprechender Neubau in den netztechnisch kritischen Re\r\ngionen würde den Bedarf an Netzreserve reduzieren. Allerdings ist nicht auszuschließen, dass \r\nder mit dem StromVKG angestrebte Neubau von ca. sechs bis sieben GW im netztechnischen \r\nSüden nicht ausreichen könnte, um trotz paralleler Netzausbaumaßnahmen die Netzreserve \r\nund zur Stilllegung anstehende Erzeugungsanlagen vollständig zu ersetzen. \r\n4.4 Nachnutzungskonzepte ermöglichen \r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, dass Regelungen zum Ersatz systemrelevanter Anlagen durch \r\nneue steuerbare Erzeugungsanlagen in Ausschreibungen, wie beispielsweise im Rahmen des \r\nStromVKG bereits vorgesehen, weiterhin berücksichtigt werden. Dies ist insbesondere für \r\nStandorte wichtig, bei denen die Fläche begrenzt ist bzw. durch Netzreserve-Anlagen eine \r\nSeite 12 von 13 \r\nWeiterentwicklung erschwert wird oder Teile/Nebenanlagen bestehender Anlagen für Neu\r\nbauten weitergenutzt werden sollen. Netzreserve darf den Neubau von Anlagen nicht behin\r\ndern, solange die Systemsicherheit durchgehend auf gleichbleibendem Niveau bleibt. Dies be\r\ndeutet konkret, dass Zubau insbesondere auch in den Regionen erfolgen sollte, in denen s der\r\nzeitige Netzreservekraftwerke nach heutigem Kenntnisstand ohne Zubauten noch lange Zeit \r\nzur Gewährleistung der Systemsicherung benötigt werden würden.  \r\nDies schließt auch und vor allem eine sachgerechte Lösung im Hinblick auf die Berücksichti\r\ngung der Auswirkungen von Netzreserveanlagen im Rahmen immissionsschutz- und wasser\r\nrechtlicher Genehmigungsverfahren ein, damit eine Genehmigungserteilung nicht an der Vor\r\nbelastung der eigentlich zur Stilllegung angezeigten Bestandsanlagen scheitert. Es muss mög\r\nlich sein, das Stilllegungsverbot bestehender Netzreservekraftwerke zugunsten von nach \r\nStromVKG bezuschlagten Neubauten zum Zeitpunkt des jeweils gesicherten Betriebs vorzeitig \r\naufzuheben, sofern ein Parallelbetrieb bestehender Netzreservekraftwerke mit den neuen Er\r\nzeugungskapazitäten unmöglich ist. \r\nSeite 13 von 13 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022032","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines sektorspezifischen Rechtsrahmens zur Stärkung der Resilienz kritischer Infrastrukturen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/03/683398/Stellungnahme-Gutachten-SG2601190005.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000\r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen.\r\nSie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent\r\ndes Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der\r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 13. Januar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\n10 Punkte zur Stärkung der Resilienz kritischer\r\nInfrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nSeite 2 von 3\r\nEs muss gehandelt werden, um gemeinsam die kritischen Infrastrukturen zu schützen. Europa, Deutschland und die Gesellschaft brauchen in einer „veränderten Welt“ ein neues Verständnis zum Schutz kritischer Infrastrukturen.\r\nNötig ist die Einsetzung einer Koordinierungsgruppe von Bund, Ländern, Städten und Gemein-den sowie den Branchenverbänden der kritischen Infrastrukturen, um die notwendigen und zeitgemäßen Schritte und Maßnahmen umzusetzen.\r\nDeshalb legen wir einen Katalog von Vorschlägen vor, der eine Basis für die zukünftige Siche-rung von Resilienz für die kritischen Infrastrukturen sein kann.\r\nEine 100%ige Sicherheit wird es nie geben. Im Kern steht auch die Frage: Wie viel Sicherheit, zu welchem Preis und für wen?\r\nEines ist klar: Es besteht akuter Handlungsbedarf.\r\n1. Neubewertung und Anpassung von Transparenzpflichten\r\nTransparenz-, IFG-, Open-Data- sowie Datenlieferungspflichten müssen praxistauglich dort neu bewertet werden, wo physische/IT-Sicherheit gefährdet wird. Ziel ist die Ver-meidung operativer Angriffsflächen.\r\n2.\r\nDatenschutz sicherheitspolitisch anpassen\r\nDie Auslegung/Anwendung der Datenschutzvorschriften muss ermöglichen, dass eine Überwachung von kritischen Punkten im öffentlichen Raum rechtssicher möglich ist.\r\n3.\r\nKrisenresilienz durch Zusammenarbeit und Informationsaustausch als Teil eines wirk-samen Business Continuity Managements (BCM)\r\nGesamtstaatliche Resilienz verlangt intensivierte, strukturierte Kooperation zwischen KRITIS-Betreibern, Sicherheitsbehörden, Behörden und Organisationen mit Sicherheits-aufgaben (BOS), Bundeswehr sowie Politik und Gesellschaft, inklusive gemeinsamer Übungen als Teil der BCM und Krisenmanagementaktivitäten der Unternehmen.\r\n4. Finanzierung erhöhter Schutz- und Resilienzmaßnahmen\r\nDie Sicherheit kritischer Infrastrukturen benötigt einen klaren Rechtsrahmen und eine (regulatorisch) gesicherte Kosten- bzw. Entgeltanerkennung – inklusive Wiederherstel-lungs- und Resilienzmaßnahmen (BCM, Krisenmanagement). Die Finanzierung sollte auch über den von der Schuldenbremse ausgenommenen Verteidigungshaushalt sowie einen noch einzurichtenden Resilienzfonds erfolgen.\r\nSeite 3 von 3\r\n5.\r\nRechtssichere und effektive Drohnenabwehr für kritische Infrastrukturen\r\nDezentrale KRITIS braucht praxistaugliche Regeln für zeitkritische Lagen. Prüfen/Einfüh-ren einer eng begrenzten Beleihungsoption: Betreiber können auf Ersuchen in klar defi-nierten Fällen Aufgaben der Drohnenabwehr übernehmen – keine allgemeine Betrei-berpflicht, sondern strikt risikobasiert und unter strenger Rechts-/Fachaufsicht. Die Drohnenbedrohung wächst schneller als der Rechtsrahmen.\r\n6.\r\nRegelungen für „vulnerable Kunden“ diskutieren\r\nKrankenhäuser und Pflegeheime benötigen gerade in Krisensituationen unsere beson-dere Aufmerksamkeit. Hier müssen adäquate und praxisorientierte Lösungen gefunden werden.\r\n7.\r\nKlare und eindeutige Führung der Krisenlage/Einbeziehung der kritischen Infrastruktur\r\nBundesregierung, Länder und Kommunen sind gefordert, klare und eindeutige Füh-rungsstrukturen in der Krisenlage sicherzustellen und den Stand der Krisenlage zu kom-munizieren. Hierzu ist die kritische Infrastruktur zwingend einzubeziehen.\r\n8.\r\nStrategien und Maßnahmen für Versorgungs- und Netzwiederaufbau und Infrastruk-tur-Ersatzmaßnahmen prüfen und umsetzen\r\nZu prüfen ist die Implementierung einer strategischen und effizienten Lagerhaltung für den Versorgungs- und Netzwiederaufbau sowie die hierfür notwendigen personellen Fä-higkeiten unter Berücksichtigung der Kooperation der Netzbetreiber. Diese Kosten soll-ten auch im Rahmen der finanziellen Rahmenbedingungen des Verteidigungshaushalts/ Resilienzfonds getragen werden.\r\n9.\r\nSofortige Beschleunigung von Maßnahmen zum Ausbau der Infrastruktur\r\nDer Ausbau der kritischen Infrastruktur trägt ohne Verzögerung und unmittelbar zur Verbesserung der kritischen Infrastruktur bei. Die Beschleunigung der Infrastrukturmaß-nahmen durch die zuständigen Behörden muss jetzt sofort umgesetzt werden.\r\n10.\r\nAusfallsichere Kommunikation\r\nErforderlich sind eine effektive Notfallkommunikation zwischen Betreibern und Behör-den sowie eine ausfallsichere Kommunikationsinfrastruktur für einen schnellen Versor-gungs- und Netzwiederaufbau, wie z. B. das schwarzfallfeste 450-MHz-Funknetz für die Energie- und Wasserwirtschaft."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022044","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Infrastruktur-Zukunftsgesetzes zur Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8f/2a/752687/Stellungnahme-Gutachten-SG2606080035.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 26. Mai 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n„Umweltomnibus“ – Verordnung zur \r\nBeschleunigung von Umweltprüfun\r\ngen \r\nEntwurf der EU-Kommission vom 10. Dezember 2025 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 12 \r\nInhalt \r\n1 Vorbemerkung ................................................................................................... 3 \r\n2 Zusammenfassung – Die 6 wichtigsten Änderungspunkte ................................... 3 \r\n3 Im Einzelnen ...................................................................................................... 4 \r\n3.1 Art. 4a BDEW-Vorschlag zur Schaffung eines Cut-Off Dates ..................................... 4 \r\n3.2 Art. 4b BDEW-Vorschlag zur Eindämmung von ausufernden Gebietsschutz ............ 5 \r\n3.3 Art. 6 Substantial Preclusion ...................................................................................... 5 \r\n3.4 Art. 8 Protected species ............................................................................................. 6 \r\n3.5 Art. 10 Online accessibility of information and digitalisation of the environmental \r\nassessments ............................................................................................................... 6 \r\n3.6 Annex - II. Tacit approval ........................................................................................... 8 \r\n3.7 Art. 2 Definitions ........................................................................................................ 8 \r\n3.8 Art. 3 Environmental single point of contact ............................................................. 8 \r\n3.9 Art. 4 Streamlining of environmental assessment procedures ................................. 9 \r\n3.10 Art. 5 Changes to projects ....................................................................................... 10 \r\n3.11 Art. 7 Duration of screening and environmental assessments ............................... 11 \r\n3.12 Art. 13 Applicability of United Nations Economic Commission for Europe \r\nConventions ............................................................................................................. 11 \r\n3.13 Art. 14 Toolbox for strategic sectors or categories ................................................. 11 \r\n3.14 Art. 16 Entry into force and application .................................................................. 12 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Vorbemerkung \r\nIm Rahmen der Vorschläge der EU-Kommission vom 10. Dezember 2025 zum sogenannten \r\nUmweltomnibus wurde auch der Entwurf für eine Verordnung zur Beschleunigung von Um\r\nweltgenehmigungen vorgelegt.  \r\nHierbei handelt sich um eine neue Verordnung für Umweltverträglichkeitsprüfungen (UVP) \r\nund Strategische Umweltprüfungen (SUP) im Anwendungsbereich der Wasserrahmenrichtlinie \r\nWRRL (RL 2000/60/EC), der Richtlinie für Strategische Umweltprüfungen (RL 2001/42/EC), der \r\nRichtlinie für Umweltverträglichkeitsprüfungen UVPRL (RL 2011/92/EU), der Vogelschutzricht\r\nlinie (RL 2009/147/EC), und der Flora-Fauna-Habitat Richtlinie FFH-RL (RL 92/43/EEC).  \r\nErgänzt wird die Verordnung im Annex um eine Werkzeugbox für strategische Sektoren. \r\nZiel der Verordnung ist, durch Vereinfachung, Kohärenz und Rechtssicherheit, schnellere und \r\nbessere Umweltprüfungen durchführen zu können. Der BDEW setzt sich seit langem für die \r\nBeschleunigung von Genehmigungsverfahren ein und unterstützt das Vorhaben der Kommis\r\nsion insoweit. \r\n2 Zusammenfassung – Die 6 wichtigsten Änderungspunkte \r\nUm den europäischen Beschleunigungsbemühungen noch mehr Schub zu verleihen, sieht der \r\nBDEW noch wichtigen Anpassungsbedarf.  \r\nDie aus Sicht des BDEW wichtigsten Änderungspunkte sind: \r\n1. Schaffung einer Cut-Off/Stichtags-Regelung (Ziffer 3.1) \r\nDurch die Festlegung eines einheitlichen (frühen) Zeitpunkts zur Beurteilung der Sach- \r\nund Rechtslage, wird der Teufelskreis ständiger Änderungen im Genehmigungsverfah\r\nren durchbrochen.  \r\n2. Eindämmen eines ausufernden Gebietsschutzes (Ziffer 3.2.) \r\nDurch eine Klarstellung, dass Vorhaben den Gebietsschutz außerhalb von Natura2000\r\nGebieten nicht tangieren, wenn sie nicht gegen Zugriffsverbote verstoßen, kann der \r\nderzeit stattfindenden Ausuferung Einhalt gewährt werden. \r\n3. Regelung zur Präklusion nachschärfen (Ziffer 3.3.) \r\nDie in der Verordnung enthaltenen Regelungen zur Präklusion sollten um einen Zeit\r\npunkt ergänzt werden, ab wann die Präklusion gilt.  \r\nSeite 3 von 12 \r\n4. Regelung zum Populationsschutz nachschärfen (Ziffer 3.4.) \r\nDie zahlreichen unbestimmten Rechtsbegriffe beim Populationsschutz sind nachzu\r\nschärfen, damit diese an die Schutzmaßnahmen nicht unverhältnismäßig hoch ange\r\nsetzt werden.  \r\n5. KRITIS-Anlagen besser schützen (Ziffer 3.5.) \r\nEs muss sichergestellt werden, dass für KRITIS‑Anlagen ein vorrangiger Sicherheitsstan\r\ndard gilt, der die Reichweite von Auskunftsrechten begrenzt und digitale Weitergabe \r\nanonymer Massenabfragen verhindert. \r\n6. Genehmigungsfiktion ausweiten (Ziffer 3.6.) \r\nDie Genehmigungsfiktion sollte auch UVP-pflichtige Projekte umfassen. \r\nDabei muss die Beschleunigung von Umweltprüfungen so ausgestaltet werden, dass sie Vor\r\nhaben erleichtert und Planungssicherheit schafft, ohne Wasserressourcen und die Versorgung \r\nmit Trinkwasser zu gefährden. Dies gilt insbesondere innerhalb von Wasserschutzgebieten.  \r\n3 Im Einzelnen \r\nDie nachfolgende Darstellung greift zunächst die 6 wichtigsten Änderungspunkte auf und folgt \r\ndanach der Nummerierung der Verordnung. \r\n3.1 Art. 4a BDEW-Vorschlag zur Schaffung eines Cut-Off Dates \r\nDer BDEW schlägt vor, in einem neuen Art. 4a als allgemeinen Verfahrensgrundsatz ein sog. \r\nCut-Off-Date einzuführen.  \r\nMaßgeblicher Zeitpunkt für die Beurteilung der Zulässigkeit von Vorhaben sollte demnach \r\ndie Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Eingangs des vollständigen Antrags sein, wobei \r\nspätere Veränderungen zum Vorteil des Antragstellers zu berücksichtigen sind.  \r\nIn der Vergangenheit wurde eine solche Regelung auf nationaler Ebene vielfach unter Verweis \r\nauf das Europarecht abgelehnt.  \r\nDiese Regelung sollte mit einer Stichtagsregelung kombiniert werden, wie lange Gutachten \r\nals aktuell gelten (Vorschlag: 7-8 Jahre) verbunden mit einer materiell-rechtlichen Wirkung. \r\n(s. o.). \r\nDurch die Einführung eines Cut-Off-Dates/Stichtagsregelung wird folgender Verwaltungsauf\r\nwand vermieden:  \r\nSeite 4 von 12 \r\n- - - - - \r\nVerfahren würden erheblich beschleunigt werden, da nach Vollständigkeit keine Anpas\r\nsungen mehr aufgrund von Änderungen der Sach- und Rechtslage vorgenommen werden \r\nmüssten. \r\nDie Entwertung von bereits erbrachtem behördlichem Verwaltungsaufwand wird vermie\r\nden, da eine Ablehnung der Genehmigung nicht mehr allein aufgrund einer überholenden \r\nSach- und Rechtslage möglich ist.  \r\nEs kommt nicht mehr zu unüberschaubaren Aufwandsspitzen für die Verwaltung aufgrund \r\nvon „Torschluss-Panik“ bei angekündigten Anpassungen des Rechtsrahmens oder zum „Zu\r\nwarten“ auf eine mögliche Änderung der Sachlage, die der Genehmigung entgegenstehen \r\nkönnte. Zudem müssten bei länger andauernden Genehmigungsverfahren Behördenstel\r\nlungnahmen nicht mehrfach eingeholt werden.  \r\nDie Unternehmen erhalten Planungssicherheit. Außerdem werden „stranded investments“ \r\ndurch die überholende Unzulässigkeit von Vorhaben in erheblichem Umfang vermieden. \r\nDie zum Teil national schon festgelegte „Gültigkeitsdauer“ von Gutachten wird europa\r\nrechtlich abgesichert und erhält Legalisierungswirkung. \r\n3.2 Art. 4b BDEW-Vorschlag zur Eindämmung von ausufernden Gebietsschutz  \r\nUm den jüngst in Deutschland immer häufiger gegen EE-Vorhaben eingesetzten Gebietsschutz \r\nzu adressieren, schlägt der BDEW vor, in einem neuen Art. 4b eine eindeutige Eindämmung \r\ndes Gebietsschutzes zu regeln:  \r\nKlarstellung, dass Vorhaben außerhalb von Natura2000-Gebieten unabhängig von der Ent\r\nfernung zum Gebiet keine erhebliche Beeinträchtigung der Zielarten des Gebietes verursa\r\nchen, wenn mit dem Vorhaben nicht gegen die Zugriffsverbote verstoßen wird.  \r\n3.3 Art. 6 Substantial Preclusion \r\nDie in Art. 6 enthaltene Regelung zur Präklusion ist grundsätzlich sehr positiv und wichtig. Not\r\nwendig wäre allerdings, den Zeitpunkt für die Geltendmachung im Verwaltungsverfahren nä\r\nher zu definieren (etwa im Sinne des Auslaufens der Einwendungsfrist). Sonst besteht die Ge\r\nfahr, dass Einwendungen erst kurz vor Erteilung der Genehmigung geltend gemacht werden. \r\nZudem sollte klargestellt werden, dass die Präklusionswirkung nicht lediglich auf Umweltein\r\nwendungen beschränkt ist, sondern jeden Einwand ergreifen kann. Außerdem ist zu klären, \r\nwie der Zusatz „without prejudice to the right of access to justice” zu verstehen ist, denn die\r\nser verhindert nach der EuGH-Rechtsprechung die materielle Präklusion. Gleichzeitig sollte auf \r\nEbene der EU auch auf eine entsprechende Anpassung der Aarhus Konvention hingewirkt wer\r\nden, um Rechtssicherheit zu gewährleisten. \r\nZusammenfassend sieht der BDEW also folgenden Anpassungsbedarf: \r\nSeite 5 von 12 \r\nErgänzung, dass die Festlegung des Zeitpunkts für die Geltendmachung das Auslaufens der \r\nEinwendungsfrist ist. Klarstellung, dass die Präklusionswirkung jeden Einwand ergreifen \r\nkann. Anpassung der Aarhus Konvention.  \r\n3.4 Art. 8 Protected species \r\nDie Regelung, dass, kein absichtliches Töten vorliegt, wenn Schutzmaßnahmen ergriffen wur\r\nden, ist grundsätzlich zu begrüßen. Das schützt Projekte vor Drittklagen. Diese zielen häufig \r\ndarauf ab, dass die getroffenen Schutzmaßnahmen nicht ausreichend wären, um den Verbots\r\neintritt zu vermeiden, oder dass das Risiko unterschätzt worden wäre. Außerdem kann die An\r\ngemessenheit von Maßnahmen von Drittklägern nur widerlegt werden, wenn eine Wirkung \r\nauf die Population (statt auf das betroffene Individuum) zu erwarten ist. Wenn es Wirkungen \r\nauf die Population geben könnte, so soll der Mitgliedsstaat dem mit Artenhilfsmaßnahmen \r\nentgegenwirken.  \r\nAngesichts diverser unbestimmter Rechtsbegriffe wie „gelegentlich“ und „erhebliche nachtei\r\nlige Auswirkungen“ kommt es für die Gesamtwirkung der Regelung aber sehr stark auf die \r\n(trotz direkt geltender EU-Verordnung anzunehmende) nationale Umsetzung an. Ansonsten \r\nkann die Verwendung der unbestimmten Rechtsbegriffe in der Verordnung zu Verschärfungen \r\naufgrund reflexartig angeordneter überzogener Maßnahmen führen oder Verzögerungen we\r\ngen Rechtsunsicherheiten und Rechtsunklarheiten verursachen. So ist z. B. auch unklar, was \r\nmit „significant adverse impacts on the population of the species“ in Art. 8 Abs. 2 Umweltom\r\nnibus gemeint ist. (Kann abhängig vom Betrachtungsraum bereits ein einzelnes Exemplar eine \r\n[lokale] Population sein?). \r\nTrotz der unmittelbaren Geltung von Art. 8 Umwelt-Omnibus könnte das Verhältnis zu be\r\nstimmten nationalen Regelungen unklar sein.  \r\nDer BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf:  \r\nDie unbestimmten Rechtsbegriffe sind nachzuschärfen. Es muss sichergestellt werden, dass \r\ndie gewünschte praxistauglichere Handhabung der entsprechenden Verbotstatbestände \r\nnicht dadurch leerläuft, dass die Anforderungen an die Schutzmaßnahmen unverhältnismä\r\nßig hoch angesetzt werden.  \r\n3.5 Art. 10 Online accessibility of information and digitalisation of the environmental as\r\nsessments \r\nDer BDEW setzt sich schon lange für eine umfassende Digitalisierung der Genehmigungsver\r\nfahren ein. Das in Artikel 10 geregelte verpflichtende zentrale Online-Portal könnte in \r\nSeite 6 von 12 \r\nDeutschland helfen, den auf Länderebene schleppenden Digitalisierungsprozess voranzutrei\r\nben. Hierbei kommt es entscheidend auf eine praxisnahe Ausgestaltung an. \r\nKritisch ist zudem, dass es im EU „Grids Package“ (Richtlinie zur Beschleunigung von Genehmi\r\ngungsverfahren) einen ähnlichen, aber nicht identischen Regelungsvorschlag gibt. Sinnvoll \r\nwäre eine einheitliche Regelung an einer Stelle, auf die andere Gesetze dann verweisen.  \r\nHinsichtlich des Zugriffs auf Daten kommt es darauf an, dass die Rechte Dritter und der Schutz \r\nkritischer Infrastrukturen berücksichtigt werden. Konkret sehen wir die Gefahr, dass die im \r\nUmweltomnibus vorgesehene dauerhafte digitale Verfügbarkeit von Umweltprüfungen, Gut\r\nachten und sonstigen umweltbezogenen Berichten – insbesondere über zentrale Online‑Por\r\ntale – den Schutz Kritischer Infrastrukturen (KRITIS) substanziell schwächen würde, wenn \r\nkeine klaren und wirksamen Ausnahmen und Einschränkungen vorgesehen werden. Die Trans\r\nparenzpflichten im Umweltrecht werden grundlegend auf europäischer Ebene geregelt und \r\nsehen derzeit in Bezug auf Informationen über KRITIS-Anlagen keine (belastbaren) Einschrän\r\nkungen/Ausnahmen vor. Im Gegenteil, der aktuell laufende Umweltomnibus sieht sogar eine \r\nAusweitung digital verfügbarer Informationen vor. Insofern besteht zu folgenden Punkten im \r\neuropäischen Umweltrecht Handlungsbedarf:  \r\nDie aktuell im Entwurf des Umweltomnibus vorgesehene, nun dauerhafte digitale Verfüg\r\nbarkeit von Umweltgutachten darf für KRITIS‑Anlagen keinesfalls gelten.  \r\nFür Anlagen, die unter die KRITIS‑Definition bzw. die Richtlinie (EU) 2022/2557 fallen oder mit\r\ntelbar/unmittelbar der Verteidigung dienen, muss im europäischen Sekundärrecht ausdrück\r\nlich klargestellt werden, dass anlagenbezogene Daten, Gutachten und Berichte nicht frei und \r\ndauerhaft online für jedermann zugänglich gemacht werden. \r\nWeiter müssen aber auch die bereits heute in der UVP-Richtlinie und in der IED-Richtlinie \r\nangelegten Transparenz‑ und Beteiligungspflichten (insb. Offenlage von Genehmigungsun\r\nterlagen) für KRITIS‑Anlagen restriktiver gefasst werden.  \r\nDer bisherige Rechtsrahmen erfordert es, sehr detaillierte, anlagenspezifische Informationen \r\n(u.  a. zu Aufbau, Stoffströmen, Sicherungs- und Schutzkonzepten) öffentlich zugänglich zu \r\nmachen. Für KRITIS‑Anlagen sollte der Zugang auf das unbedingt Erforderliche beschränkt \r\nwerden (bspw. keine Offenlage im Internet, sondern nur auf elektronischen Geräten bei Ge\r\nnehmigungsbehörden; Umfassende Möglichkeit zur Schwärzung von sicherheitsrelevanten In\r\nformationen/Unterlagen; Weitergabe ungeschwärzter Unterlagen innerhalb von Behörden \r\nnur nach dem Need-to-know Prinzip, etc.). \r\nEntsprechende Einschränkungen sind ebenso dringend für Auskunftsansprüche Dritter nach \r\nder Umweltinformationsrichtlinie (bzw. dem UIG) notwendig.  \r\nSeite 7 von 12 \r\nDie Praxis zeigt, dass selbst dann, wenn im Genehmigungsverfahren eine Offenlage über das \r\nInternet vermieden wird, sensitive Unterlagen nachträglich über Umweltinformationsanträge \r\nin elektronischer Form angefordert und herausgegeben werden können. Damit werden einmal \r\nerreichte Schutzwirkungen faktisch unterlaufen.  \r\nDer Umweltomnibus bietet eine einmalige Gelegenheit, auf EU‑Ebene klarzustellen, dass für \r\nKRITIS‑Anlagen ein vorrangiger Sicherheitsstandard gilt, der die Reichweite von Auskunfts\r\nrechten begrenzt und digitale Weitergabe anonymer Massenabfragen verhindert. \r\n3.6 Annex - II. Tacit approval  \r\nDie fingierte Zustimmung reicht in der Praxis vermutlich nicht aus, damit eine Genehmigungs\r\nbehörde ohne StN der Fachbehörde entscheidet.  \r\nEs sollte eine Verpflichtung für die Genehmigungsbehörde aufgenommen werden, in den \r\nFällen der fingierten Zustimmung, wie vom Vorhabenträger beantragt, zu entscheiden. Die \r\nFiktion sollte auch UVP-pflichtige Projekte umfassen. \r\n3.7 Art. 2 Definitions  \r\nBei der Definition des Screenings wird ggf. nicht hinreichend deutlich, dass es sich bei dem \r\nScreening um eine überschlägige Prüfung handelt.  \r\nEs sollte eine entsprechende Formulierung ergänzt werden, dass der Prüfmaßstab beim \r\nScreening eher grob ist.  \r\nAnsonsten werden die Verfahren unnötig kompliziert und nicht ausreichend beschleunigt. Hier \r\ngibt es Rechtsprechung des EuGH, die noch einmal zur Überprüfung herangezogen werden \r\nsollte.  \r\n3.8 Art. 3 Environmental single point of contact \r\nDer BDEW sieht die in der Regelung vorgesehene Neuerrichtung zusätzlicher Stellen kritisch. \r\nDas widerspricht dem Bürokratieabbau, ein Beschleunigungseffekt ist zudem nicht erkennbar.  \r\nAbgesehen davon gibt es in Deutschland bereits eine Verfahrenskonzentration bei einer Be\r\nhörde (Planfeststellung /BImSchG).  \r\nMindestens sollte klargestellt werden, dass die Pflicht zur Einführung bei Vorliegen einer \r\nVerfahrenskonzentration gänzlich entfällt.  \r\nEs sollte zudem klargestellt werden, dass eine Verfahrenskonzentration ausreichend ist, um zu \r\nverhindern, dass aufgrund der Sonderregel des § 19 WHG Zweifel an der Existenz eines Ge\r\nsamt-SPOC entstehen. \r\nSeite 8 von 12 \r\n3.9 Art. 4 Streamlining of environmental assessment procedures  \r\nDie Synchronisierung von Umweltprüfungen in Art 4 Abs. 1 kann bei der Synchronisierung von \r\nBebauungsplanverfahren mit der Genehmigungsebene einen positiven Effekt haben, wenn sie \r\ngut umgesetzt wird. \r\nAllerdings können die in Art. 4 Abs. 2 und 3 enthaltenen zusätzlichen Koordinierungspflichten \r\nzwischen allen beteiligten Behörden zu erheblichen Unstimmigkeiten und Rechtsunsicherhei\r\nten mit dem deutschen Fachplanungsrecht führen. Zudem bleibt unklar, wie SUP und UVP im \r\nSinne von Art. 4 Abs. 2 „kombiniert“ werden sollen. Diese Unklarheit wird zu erheblichen Dis\r\nkussionen und damit Verzögerungen führen. Gerade bei vorhabenbezogenen B-Plänen, die \r\nmaßgeschneidert für konkrete Projekte aufgestellt werden, wäre es wünschenswert, die pa\r\nrallelen Prüfungen nicht zu synchronisieren, sondern abzuschaffen: Geht typischerweise das \r\nBauleitverfahren zeitlich dem Genehmigungsverfahren vor, wird dort ein Umweltbericht er\r\nstellt. Dieser sollte dann ohne weitere Änderungen/Überarbeitungen in das Genehmigungs\r\nverfahren für UVP-pflichtige Vorhaben einfließen. \r\nArt. 4 Abs. 4 enthält eine zusätzliche Regelung zur Öffentlichkeitsbeteiligung. Nach deutschem \r\nRecht ist bereits hinreichend sichergestellt, dass Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung \r\nzeitnah erfolgt, bei gleichzeitig erforderlicher Flexibilität für die zuständigen Behörden. Jeden\r\nfalls muss sichergestellt werden, dass keine zusätzliche Öffentlichkeitsbeteiligung außerhalb \r\ndes Planfeststellungs-/BImSchG-Verfahrens bereits im Rahmen des Scoping und Screening \r\nzwingend vorgeschrieben ist.  \r\nDie zusätzliche Regelung zur Öffentlichkeitsbeteiligung ist zu streichen.  \r\nArt. 4 Abs. 5 Satz 1 ist zwar von der Intention zu begrüßen, Vorhabenträgern den Zugriff auf \r\nvorhandene Umweltstudien und Umweltuntersuchungen anderer Vorhabenträger zur Verfü\r\ngung zu stellen. Allerdings dürfte eine solche Regelung ohne detaillierte Regelung von Ent\r\nschädigungen und Zugriffsrechten kaum verfassungsrechtlich zulässig sein und das Erfordernis \r\nder Schwärzung von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen dürfte die Regelung schwergängig \r\nmachen. Es ist zweifelhaft, ob eine solche Regelung auf EU-Ebene sinnvoll ist. \r\nEin klarer Stichtag für die Gültigkeit von Daten und Gutachten wie in Art. 4 Abs. 5 S. 2 kann \r\nStreitigkeiten und Verzögerungen ausschließen. Der Vorschlag stellt jedoch einen (erheblich) \r\nstrengeren Ansatz als die derzeitige deutsche Praxis und Rechtsprechung dar, der die Verwen\r\ndung von Daten bis zu fünf Jahre alt erlaubt, ohne nachzuweisen, dass neuere Daten nicht ver\r\nfügbar sind, und auch die Verwendung älterer Daten erlaubt, sofern diese noch gültig sind. Die \r\nRegelungen sind somit auch strenger als die nationalen Regelungen. Die Bestimmung sollte \r\nentsprechend geändert werden.  \r\nDie “Gültigkeitsdauer” von Gutachten sollte auf 7-8 Jahre verlängert werden.  \r\nSeite 9 von 12 \r\nIn diesem Fall sollte die Bestimmung so gestaltet sein, dass sie nicht nur auf EIA-Prüfungen, \r\nsondern auf alle Umwelt-Berichte (insbesondere für Natura-2000-Bewertungen, Artenschutz, \r\nWRRL) verweist. In jedem Fall sollte klargestellt werden, dass die Frist sich auf das Datum des \r\nUmweltberichts bezieht und nicht auf das Genehmigungsdatum für das betreffende Projekt. \r\n3.10 Art. 5 Changes to projects \r\nDie Regelung, wonach Änderungen bzw. Erweiterungen von Projekten nur dann einer Um\r\nweltprüfung bedürfen sollen, wenn deren mögliche Auswirkungen denen des Erst-Projekts \r\nentsprechen oder diese noch überschreiten, ist grundsätzlich zu begrüßen.  \r\nAllerdings wird sie zumindest in der deutschen Behördenpraxis weitgehend leerlaufen, da De\r\nkarbonisierungs-Maßnahmen fast immer mit „major works“ verbunden sind. Ob die davon \r\nausgehenden Umweltrisiken dann größer oder vergleichbar mit dem Ursprungsprojekt sind, \r\nwird stark auf den Einzelfall ankommen: Ersetzt man ein Kohlekraftwerk durch ein wasser\r\nstofffähiges Gaskraftwerk, sind mit letzterem andere Umweltauswirkungen verbunden als mit \r\nersterem. Hier sollte klargestellt werden, dass es nicht nur um eine Umweltprüfung nach der \r\nUVP-RL geht, sondern grundsätzlich um alle europarechtlich vorgegebenen umweltrechtlichen \r\nPrüfungen. Das gilt insbesondere in solchen Fällen, in denen infolge des Auslaufens einer be\r\nfristeten Zulassung (in der Praxis meist wasserrechtliche Erlaubnisse) ohne relevante Änderun\r\ngen des Vorhabens eine neue beantragt werden muss. Eine deutsche Behörde wird in einem \r\nsolchen Fall auf die UVP eher nicht verzichten.  \r\nDarüber hinaus sollte klargestellt werden, dass ein „geändertes Projekt“ keine unmittelbare \r\nräumliche oder zeitliche Nähe voraussetzt (z. B. wenn das Kohlekraftwerk schon stillgelegt ist) \r\nund keine Betreiberidentität gefordert werden darf (nach deutschem Immissionsschutzrecht \r\nkäme bei fehlender Betreiberidentität von Anfang an keine Änderungsgenehmigung in Be\r\ntracht, sodass die Dekarbonisierungs-Maßnahme i. d. R. als Neubau (§ 4 BImSchG) zu geneh\r\nmigen wäre.  \r\nZudem sollte Konsistenz hergestellt werden zu den EU-Regelungen, die beim Repowering eine \r\nDelta-Prüfung vorsehen. Eine solche Delta-Betrachtung sollte insbesondere bei Brennstoffum\r\nstellungen in Kraftwerken (Kohle-Erdgas-Wasserstoff) zur Anwendung kommen.  \r\nZusammenfassend sieht der BDEW also folgenden Anpassungsbedarf:  \r\nKlarstellung, dass die Erleichterung beim Repowering nicht nur die Umweltprüfung nach der \r\nUVP-RL, sondern alle europarechtlich vorgegebenen umweltrechtlichen Prüfungen umfasst \r\nund Klarstellung, dass ein „geändertes Projekt“ keine unmittelbare räumliche oder zeitliche \r\nNähe voraussetzt.  \r\nSeite 10 von 12 \r\n3.11 Art. 7 Duration of screening and environmental assessments   \r\nDie in Art. 7 Abs. 1 a geregelte Screening-Frist von 60 Tagen läuft für Deutschland formell auf \r\neine Verschlechterung der Rechtslage hinaus: Gemäß § 7 Abs. 6 S. 1 UVPG ist die Feststellung \r\nder UVP-Pflicht nach Vorprüfung spätestens sechs Wochen (also 42 Tagen) nach Erhalt der er\r\nforderlichen Angaben zu treffen. Die Frist wird allerdings oft nicht eingehalten. Um dem ent\r\ngegenzuwirken: \r\nDie Screening-Frist sollte auch auf EU-Ebene auf 6-Wochen verkürzt werden.  \r\nDie in Art. 7 Abs. 1 lit. b/c vorgeschlagene Scoping-Frist von 30 Tagen gibt es im deutschen \r\nRecht bislang nicht, von daher ist sie zu begrüßen.  \r\nDamit es hier aber nicht zu Verzögerungen kommt, sollte klargestellt werden, dass die Frist \r\nnach lit. c eine Höchstfrist für beide Verfahrensschritte (lit b. und c.) darstellt und sich nicht \r\nadditiv versteht. \r\nDie in Regelung Art. 7 Abs. 1 d enthaltene Frist von 30 Tagen für die Vollständigkeitsprüfung \r\nist inhaltlich unverständlich, das zu Grunde liegende Anliegen aber sicher sinnvoll; aber Art. 6 \r\nund 7 UVP-RL sind als förmliches Beteiligungsverfahren (z. B. gem. § 10 Abs. 3, Abs. 5 BIm\r\nSchG) zu verstehen, das erst nach Feststellung der Vollständigkeit durchgeführt wird. \r\nArt. 7 Abs. 1 e: Unklar, wie diese Schlussfolgerung ins deutsche Verfahrensrecht implemen\r\ntiert würde, denn die begründete Bewertung der Umweltauswirkungen wird zumindest gem. \r\n§ 21 Abs. 1a Nr. 2 b) der 9. BImSchV im Rahmen des Genehmigungsbescheides getroffen. Es \r\nsollte vermieden werden, dass durch einen zusätzlichen Verfahrensschritt die Erteilung der \r\nGenehmigung verzögert wird. \r\n3.12 Art. 13 Applicability of United Nations Economic Commission for Europe Conventions \r\nDer Zugang zu Umweltinformationen, Entscheidungen und Gerichtsbarkeit besteht bereits \r\nund sollte nicht erneut geregelt werden. Es ist unklar, was der Mehrwert und ggf. auch, was \r\ndie zusätzliche Belastung für die Auskunftsverpflichteten bedeutet.  \r\nGerade auch in Zeiten bedrohter Infrastruktur sollte mit zusätzlichen Auskunftsrechten zu\r\nrückhaltend umgegangen werden. \r\n3.13 Art. 14 Toolbox for strategic sectors or categories \r\nArtikel 14 legt fest, für welche Vorhaben die zusätzlichen Erleichterungen aus dem Annex der \r\nVO gelten. Bisher ist allerdings noch unklar, was als strategischer Sektor gilt. Im Annex zum \r\nEntwurf des Industrial Acceleration Acts sind u. a. genannt: Net-zero technologies, as referred \r\nto in Article 4(1) of Regulation (EU) 2024/1735; Darunter fallen zumindest die EE-Projekte und \r\nSeite 11 von 12 \r\nNetze, aber auch Kernkrafttechnologie, sonstige Nukleartechnologien und Wärmepumpen. \r\nNicht umfasst: Konventionelle Energieerzeugung (z. B. Gaskraftwerke) und die Wasserinfra\r\nstruktur. Der BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf:  \r\nH2-Ready Gaskraftwerke und die Wasserinfrastruktur sollten als strategische Sektoren mit \r\naufgenommen werden. \r\n3.14 Art. 16 Entry into force and application  \r\nEs sollten Übergangsbestimmungen aufgenommen werden, um klarzustellen, dass laufende \r\nVerfahren nach der vorherigen Rechtslage zu Ende geführt werden – es sein denn, der Vorha\r\nbenträger beantragt die Anwendung des neuen Rechts. \r\nSeite 12 von 12 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022560","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge im EnWG und StromStG zur Einführung von V2G und bidirektionalem Laden","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9f/43/695689/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170006.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie\r\nim europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung\r\nlegt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register\r\nder Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen\r\nund transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 1 von 6\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr\r\nals 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes,\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und\r\nrund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nStellungnahme\r\nImpulse für bidirektionales\r\nLaden in Deutschland\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nBerlin, 30. Januar 2026\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nZusammenfassung\r\nDie Energie- und Ladebranche zählt zu den wichtigsten Treibern der Elektromobilität in Deutschland und\r\nbetrachtet bidirektionales Laden als einen klaren Mehrwert – sowohl als zusätzliche Flexibilitätsoption\r\nfür das Energiesystem als auch als konkreten Nutzenhebel für Kundinnen und Kunden. Einerseits eröffnet\r\nbidirektionales Laden das Potenzial für neue und weiterentwickelte Geschäftsmodelle wie Smart\r\nCharging, Energy Sharing oder den Energiehandel. Andererseits profitieren Elektrofahrzeugnutzer – von\r\nPrivathaushalten bis zu Flottenbetreibern – von der Optimierung des Eigenverbrauchs, Senkung der\r\nStromkosten oder die Inanspruchnahme zusätzlicher Flexibilitätsdienstleistungen wie netzdienlichem\r\nLaden.\r\nBidirektionales Laden ermöglicht es Elektrofahrzeugen nicht nur Strom aus dem Netz oder von der eigenen\r\nPV-Anlage zu beziehen, sondern auch Energie aus der Fahrzeugbatterie in das Stromnetz einzuspeisen.\r\nJe nach Verwendungszweck bzw. Ort der Stromeinspeisung erfolgt bidirektionales Laden grundsätzlich\r\nentweder als „vehicle to home“ (V2H), wenn Strom aus der Fahrzeugbatterie in ein lokales Gebäude\r\noder lokales Netz hinter dem Netzanschlusspunkt eingespeist oder als „vehicle to grid“ (V2G), wenn\r\nStrom in das öffentliche Stromnetz rückgespeist wird. Öffentliches Laden spielt beim bidirektionalen\r\nLaden eine untergeordnete Rolle.\r\nInsbesondere V2G kann finanzielle Vorteile bieten und zugleich einen Beitrag zur Netzstabilität leisten.\r\nElektrofahrzeugnutzerinnen und -nutzern können ihre Fahrzeugbatterie über Aggregatoren gebündelt\r\nals flexible Speicherressource vermarkten und so netzdienliche Leistungen für Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber\r\noder Bilanzkreisverantwortliche bereitstellen. V2H bietet dagegen über Smart-\r\nCharging-Services oder Home-Energy-Management-Systemen vor allem die Möglichkeit zur Optimierung\r\ndes Eigenverbrauchs und der Reduktion der Stromkosten. Mit der Einführung des Energy Sharings\r\nüber die EnWG-Novelle aus Dezember 2025 können perspektivisch auch sog. “Peer-to-Peer\"-Plattformen\r\nentstehen, über welche Nutzerinnen und Nutzer überschüssige Energie verkaufen können.\r\nNotwendig sind rechtssichere Rahmenbedingungen und Anreize für die wirtschaftliche Nutzung von bidirektionalem\r\nLaden. Der BDEW unterstützt daher grundsätzlich das BNetzA-Festlegungsverfahren zur\r\nMarktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) sowie die im „Masterplan Ladeinfrastruktur\r\n2030“ vorgeschlagenen Maßnahmen zur Realisierung von bidirektionalem Laden. Trotz dieser positiven\r\nSchritte bestehen jedoch weitere rechtliche wie auch technische Handlungsbedarfe, die zeitnah angegangen\r\nwerden sollten. Um die Marktdurchdringung bidirektionalen Ladens erfolgreich zu gestalten, bedarf\r\nes vor allem der Verfügbarkeit eines nicht-proprietären und interoperablen Ökosystems1 - vom\r\nFahrzeug, über den Ladepunkt und das Energiemanagementsystems bis hin zum Netzanschlusspunkt.\r\n1 Wirklich interoperable, nicht-proprietäre - d.h. nicht nur exklusiv durch den Eigentümer nutzbare – Lösungen werden, abhängig vom regulatorischen\r\nund technischen Fortschritt, voraussichtlich erst zwischen 2027 und 2030 verfügbar sein.\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nDies erfordert allgemein nutzbare Batteriedaten und eine standardisierte Kommunikation auf der gesamten\r\nStrecke vom Fahrzeug bis ins Backend des Flexibilitätsdienstleisters, ggf. unter Einbindung der\r\nAnschlussnetzbetreiber.\r\nZur Realisierung von bidirektionalem Laden im Massenmarkt müssen aus Sicht des BDEW rechtliche\r\nwie auch technische Handlungsbedarfe angegangen werden:\r\n1 Umsetzung der Vorgaben zum bidirektionalen Laden der RED III und EPBD\r\nZentraler Ansatzpunkt für die breite Markteinführung ist die Verfügbarkeit kompatibler, V2G-fähiger\r\nFahrzeuge und Wallboxen, deren V2G-Funktionalität durch die Eigentümer und Nutzer von Elektrofahrzeugen\r\ndiskriminierungsfrei und kostenlos genutzt werden können. Ebendies wird durch die europäischen\r\nDirektiven Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) und EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) vorgegeben.\r\nZugriff auf Batterie- und Fahrzeugdaten\r\nGemäß Art. 20a Absatz 3 Satz 2 der RED III werden Fahrzeughersteller verpflichtet, Nutzerinnen und\r\nNutzern, Elektrizitätsmarkteilnehmern und Anbietern von Elektromobilitätsdienstleistungen, fahrzeuginterne\r\nDaten in Bezug auf Alterungs- und Ladezustand, die Leistungseinstellung und Kapazität der Batterie\r\nsowie den Fahrzeug-Standort in Echtzeit kostenlos und diskriminierungsfrei bereitzustellen.\r\nDer Zugang zu Daten ist für viele Anbieter von Ladeangeboten von umfassender Relevanz, um Ladevorgänge\r\noptimal zu steuern und sinnvoll mit weiteren Anwendungen im HEMS wie z.B. Wärmepumpen\r\noder PV-Anlagen kombinieren zu können. Während durch Anbieter weitere Smart-Charging-Produkte\r\n(z.B. Ladepläne, dynamische Tarife) entwickelt werden können, stehen Nutzerinnen und Nutzern zentrale\r\nMehrwerte wie Eigenverbrauchsoptimierung oder Erlöse aus Flexibilitätsdienstleistungen zur Verfügung.\r\nÜber die in Art. 20a Abs. 3 Satz 2 RED III genannten Datenpunkte hinaus werden für energiewirtschaftliche\r\nAnwendungen und die Entwicklung praxistauglicher Lade- und Flexibilitätsprodukte weitere Fahrzeugdaten\r\nbenötigt. Hierzu gehören u.a. durchschnittlicher, tatsächlicher Verbrauch der letzten 100km,\r\nInformationen über Vorkonditionierung der Batterie, zu erwartende Ladekurve, maximal mögliche Ladeleistung\r\ndes Fahrzeugs, Abruf Ladehistorie, Schnittstelle zum Installieren und Verwalten des\r\nPlug&Charge-Vertrages etc. Weitere Datenpunkte, die bei einer nationalen Gesetzgebung berücksichtigt\r\nwerden sollten, finden sich im Abschlussbericht der „Coalition of the willing on bidirectional charging“.\r\nDeutschland sollte sich daher auf EU-Ebene für die Entwicklung eines umfassenden In-Vehicle-Data-\r\nActs einsetzen, der den diskriminierungsfreien, standardisierten Zugang zu allen relevanten Fahrzeugdaten\r\nregelt. Ziel muss eine einheitliche, rechtsverbindliche Lösung sein, die über Herstellergrenzen hinweg\r\ngilt, den Datenaustausch mit Energiedienstleistern und anderen berechtigten Akteuren erleichtert\r\nund damit die Voraussetzung für sektorübergreifende Anwendungen wie bidirektionales Laden schafft.\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nBei der Umsetzung ist jedoch zu berücksichtigen, dass sich aus der Verordnung (EU) 2023/2854 über\r\nharmonisierte Vorschriften für einen fairen Datenzugang und eine faire Datennutzung (Datenverordnung)\r\nebenfalls Ansprüche und Anforderungen der Nutzer*innen auf den Datenzugang (Art. 4 Data Act),\r\ndie Datenweitergabe an Dritte (Art. 5 Data Act) und technische Vorgaben an die Bereitstellung (Art. 6\r\nData Act) ergeben. Die Anwendungsbereiche dieser Europäischen Vorgaben überschneiden sich. Eine\r\nähnliche Herausforderung ergibt sich aus der Überschneidung der Anwendungsbereiche der Binnenmarktrichtlinie\r\nStrom und des Data Act. Dies ist bei der konkreten Umsetzung der Vorgaben der RED III\r\nzu berücksichtigen, damit die Pflichten der Hersteller erfüllbar bleiben.\r\nNon-proprietäre, interoperable Lösungen - Umsetzung und Implementierung der ISO 15118-20\r\nArt. 14 Absatz 4 der EPBD gibt vor, dass bidirektionales Laden auf Grundlage nichtproprietärer und diskriminierungsfreier\r\nKommunikationsprotokolle und Standards, auf interoperabler Weise sichergestellt\r\nwerden muss. Erst ein interoperables Gesamtsystem ermöglicht es, Marktteilnehmer aus dem Mobilitäts-\r\nund Energiesektor sinnvoll miteinander zu vernetzen sowie Flexibilitäts- und Optimierungspotenziale\r\nzu heben.\r\nSowohl die RED III als auch die EPBD müssen durch die Mitgliedsstaaten in nationales Recht überführt\r\nwerden. Da es um eine Integration V2G-fähiger Fahrzeuge ins Stromsystem geht, müssten die Vorgaben\r\nim Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) umgesetzt werden. Es bedarf dabei sowohl einer Regelung hinsichtlich\r\nder einzuhaltenden technischen Anforderungen der an das Stromnetz angeschlossenen bidirektionalen\r\nWallboxen und Elektrofahrzeuge (Umsetzung in § 49 EnWG) als auch eines Anspruchs der Fahrzeugnutzerinnen\r\nund -nutzer auf die massengeschäftstaugliche Übermittlung der Daten zum Zwecke\r\nder Nutzung für den Energiemarkt (Umsetzung in §§ 41 ff. EnWG).\r\nDie Anpassung des EnWG ist ein unumgänglicher zentraler erster Schritt für einen funktionierenden Massenmarkt\r\nvon bidirektionalem Laden. Dies sollte als „no regret“-Maßnahme in der anstehenden EnWGNovelle\r\nerfolgen. Bei der Anpassung sollten zudem entsprechende Ermächtigungen für die Bundesnetzagentur\r\nfür Detailregelungen vorgesehen werden. Im Sinne eines ganzheitlichen regulatorischen Rahmens\r\nsollte anschließend geklärt werden, inwieweit noch Anpassungsbedarfe bspw. im Mobilitätsdatengesetz\r\noder Batteriegesetz bestehen.\r\nVoraussetzung hierfür ist jedoch eine einheitliche Implementierung der ISO 15118-20 in Elektrofahrzeugen.\r\nDie EU sollte daher analog zur verpflichtenden Einführung bei Ladeinfrastruktur ab 2027, die Implementierung\r\nder ISO 15118-20 auch für alle neu zugelassenen Fahrzeuge vorschreiben, als Grundlage\r\nfür Plug & Charge, netzdienliches und bidirektionales Laden. Der BDEW weist darauf hin, dass mit\r\nder Verabschiedung des Automotive Package, die Europäische Kommission zudem die Befugnis erhalten\r\nhat, im Rahmen der derzeitigen Überarbeitung der Typgenehmigungsvorschriften, einen delegierten\r\nRechtsakt zur verpflichtenden Anwendung von ISO 15118-20 für OEMs zu erlassen. Gleichermaßen sehen\r\nDelegated Acts der AFIR von Dezember 2024 eine verpflichtende Implementierung der ISO 15118-2\r\n(-20,-200) vor. Deutschland sollte sich auf sich auf europäischer Ebene dafür einsetzen.\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nDer BDEW verweist darauf, dass für ein non-proprietäreres und interoperables „V2G-Ökosystem“ die\r\nAnpassung und Implementierung weiterer technischer Regelwerke notwendig ist (siehe auch BDEW\r\n[2023]: “Bidirektionales Laden – Attraktiver Mehrwert für ElektromobilistInnen und zusätzliche Flexibilitätsoption\r\nfür das Energiesystem”; Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur, NOW GmbH [2024]: Positionspapier\r\nBidirektionales Laden diskriminierungsfrei ermöglichen).\r\n2 Befreiung von zwischengespeichertem Strom von der Stromsteuer\r\nTrotz der in der EnWG-Novelle (insb. § 118 Abs. 6 EnWG) vorgesehenen Entlastung bei Netzentgelten\r\nbleibt die stromsteuerliche Doppelbelastung von zwischengespeichertem und später ins Netz zurückgespeistem\r\nStrom bestehen. Um das Marktpotential, das sich vor allem aus dem Zugang zu Fahrzeugdaten\r\nfür das bidirektionale Laden ergibt, in einen Marktimpuls umzusetzen, bedarf es Anpassungen der fiskalischen\r\nRahmenbedingungen. Die faktische Doppelbesteuerung von Ladestrom bei Rückspeisung ins\r\nNetz sollte daher durch entsprechende Anpassungen im Stromsteuergesetz beseitigt und V2G ausdrücklich\r\nin den Anwendungsbereich des §5a StromStG aufgenommen werden. Während das Stromsteuerrecht\r\nin § 5 Abs. 4 StromStG derzeit im Kern stationäre netzgekoppelte Stromspeicher privilegiert, werden\r\nmobile Speicher (bidirektionale Elektrofahrzeuge) nicht ausreichend erfasst, sodass Strom beim Laden/\r\nBezug und anschließend beim erneuten Verbrauch nach Rückspeisung faktisch doppelt belastet\r\nwird. Diese Doppelbelastung beeinträchtigt die Wirtschaftlichkeit von V2G-Anwendungen.\r\nZur Problemlösung wäre eine Erweiterung des Speicherbegriffs im Stromsteuergesetz (StromStG) auf\r\nmobile Speicher zielführend, vorzugsweise über eine Erweiterung bzw. Neuregelung in § 5a StromStG\r\nfür bidirektionales Laden, die ausdrücklich V2G-Anwendungsfälle mit Rückspeisung (und nicht wie aktuell\r\ngeregelt nur V2H) einbezieht.\r\n3 Anwendung der Netzentgeltbefreiung gemäß EnWG-Novelle\r\nIm Zuge der letzten EnWG-Novelle ist Klärungsbedarf zum Zusammenspiel der Netzentgeltbefreiung\r\nnach § 118 Abs. 6 EnWG und dem Anspruch auf ein reduziertes Netzentgelt nach § 14a EnWG (insb.\r\nSpeicher/Wallbox) entstanden. Beide Regelungen standen bisher alternativ nebeneinander und waren\r\nnicht kombinierbar. Unklar ist derzeit, ob und in welcher Weise die BK6-Festlegung zu § 14a EnWG die\r\nAnwendung des § 118 Abs. 6 EnWG berührt oder einschränkt – oder ob beide Regelungskomplexe so\r\nausgestaltet sind, dass sie nebeneinander anwendbar sind. Praktische Fragen ergeben sich dabei vor\r\nallem mit Blick auf die praktische Anwendung von Modul 3.2 Die Bundesnetzagentur hat angekündigt\r\nhier die erforderliche Klärung herbeizuführen.\r\n4 Anpassung steuerrechtlicher Rahmenbedingungen\r\nNach aktueller Rechtslage kann die Vergütung aus dem bidirektionalen Laden (Rückspeisung aus dem\r\nFahrzeugakku) bei Nutzerinnen und Nutzern als Einkunft aus einem Gewerbebetrieb qualifiziert werden.\r\n2 Modul 3 nach Festlegungen der Bundesnetzagentur zur Umsetzung von § 14a EnWG: Option eines zeitvariablen Netzentgelts mit unterschiedlichen\r\nPreis-/Zeitfenstern\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nDemnach wäre eine Gewerbeanmeldung beim zuständigen Gewerbeamt sowie eine steuerliche Erfassung\r\nbeim Finanzamt erforderlich. In der Folge müssten die Betroffenen nach dem Einkommenssteuergesetz\r\nentweder eine Einnahmen-Überschuss-Rechnung erstellen (§ 4 Abs. 3 EStG), eine buchhalterische\r\nGewinnermittlung vornehmen (§ 5 EStG), den Gewinn in der persönlichen Einkommensteuererklärung\r\nerklären und zusätzlich eine Gewerbesteuererklärung abgeben. Dies führt zu einem unverhältnismäßigen\r\nadministrativen Aufwand im Vergleich zu den realistisch erzielbaren Umsätzen und Gewinnen aus\r\nV2G-Anwendungen.\r\nHier sollte eine Vereinfachung erwirkt werden, vergleichbar mit der Regelung für PV-Kleinanlagen. Bidirektionales\r\nLaden sollte hierfür als “Steuerfreie Einnahme” in § 3 EStG und § 3 GewStG aufgenommen\r\nwerden.\r\n5 Rollout intelligenter Messsysteme beschleunigen\r\nIntelligente Messsysteme (iMS) bzw. Smart Meter sind die technische und energiewirtschaftliche Grundlage\r\nfür bidirektionales Laden. Der Rollout intelligenter Messsysteme sowie die Sicherstellung einer hohen\r\nDatenqualität durch Smart Meter sind notwendige Voraussetzungen für eine massentaugliche Verbreitung\r\nvon bidirektionalem Laden im Markt.\r\nMit der Novelle des Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) wurde der Smart-Meter-Rollout in Deutschland\r\nkonsequent auf die Herstellung von Steuerungsfähigkeit ausgerichtet und wird im vorgesehenen Rahmen\r\nweiter vorangetrieben. Wettbewerbliche Messstellenbetreiber leisten dabei durch Innovation und\r\nzusätzliche Umsetzungskapazitäten einen wichtigen Beitrag, um die Ausstattung zügig zu beschleunigen,\r\nwährend der bestehende Rechtsrahmen zugleich bereits wirksame behördliche Sanktionsmechanismen\r\nvorsieht, sofern grundzuständige Messstellenbetreiber ihren Pflichten nicht nachkommen. Änderungen\r\ndes Rechtsrahmens sind insoweit nicht notwendig.\r\nAnsprechpartner\r\nPaul Leon Wagner\r\nEnergieeffizienz, Vertrieb, Mobilität\r\nTelefon: +49 30 300199-1126\r\npaul.leon.wagner@bdew.de\r\nGeertje Stolzenburg\r\nRecht\r\nTelefon: +49 30 3001199-1513\r\ngeertje.stolzenburg@bdew.de\r\nJakob Weißinger\r\nStrategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1062\r\njakob.weissinger@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-01-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022562","regulatoryProjectTitle":"Einführung und Ausgestaltung eines Kapazitätsmarktes nach CISAF-Vorgaben","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/21/695693/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170009.pdf","pdfPageCount":34,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 3. Februar 2026\r\nPositionspapier\r\nzu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 34\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Motivation ......................................................................... 3\r\n2 Anforderung 5: Technologieoffenheit ......................................................... 4\r\n3 Anforderung 6: Bedarfsnachweis ............................................................... 5\r\n4 Anforderung 7: Self-De-Rating ................................................................... 6\r\n5 Anforderung 8: Cross-Border Participation ................................................. 7\r\n6 Anforderung 9: Gebots- und Preisobergrenzen ........................................... 8\r\n7 Anforderung 10: Verteilung der Kapazitätsmenge .................................... 10\r\n8 Anforderung 12: Bekanntgabe Ausschreibungsbedingungen .................... 11\r\n9 Anforderung 14: Auktionsdesign .............................................................. 12\r\n10 Anforderung 15: Sekundärmarkt .............................................................. 13\r\n11 Anforderung 17: Vertragslängen .............................................................. 15\r\n12 Anforderung 18: Produktlaufzeit .............................................................. 16\r\n13 Anforderung 19: Abrufverpflichtung ........................................................ 17\r\n14 Anforderung 20: Pönalisierung ................................................................. 18\r\n15 Anforderung 21: Verhältnis zu SDL-Märkten ............................................. 20\r\n16 Anforderung 22: Flexibilitätsanforderung ................................................. 22\r\n17 Anforderung 24: Verhältnis zu anderen Beihilfen ..................................... 25\r\n18 Anforderung 26: Kostenverteilung ........................................................... 29\r\n19 Anforderung 29: Verfügbarkeitsverpflichtung und Produktdefinition ....... 32\r\n20 Fazit und Ausblick .................................................................................... 34\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 34\r\n1 Einleitung und Motivation\r\nMit dem fortschreitenden Kohleausstieg und dem vollzogenen Ausstieg aus der Kernenergie-nutzung sowie der Transformation hin zu einem dekarbonisierten Stromsystem wächst die Herausforderung, gesicherte und spätestens bis zum Jahr 2045 CO2-neutrale gesicherte Stromerzeugungsleistung zur Deckung der Residuallast bereitzustellen. Vor diesem Hinter-grund hat die Bundesregierung nach zahlreichen politischen Diskussionen, die seit 2009 immer wieder geführt wurden, die Einführung eines Kapazitätsmarktes angekündigt, mit dem Ziel, diesen bis 2027 zu implementieren. Bei der Einführung eines Kapazitätsmarktes ist es wichtig, ganzheitlich zu denken und die Wechselwirkungen auf die Anforderungen für das Strom- und Gasnetz sowie auf den Wärme- und Gasmarkt im Rahmen der Transformation des Energiesys-tems, insbesondere auch in urbanen Räumen, zu berücksichtigen.\r\nDie EU-Kommission hat im Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF) Vorgaben zu Ka-pazitätsmärkten und somit einen wichtigen ersten Schritt hin zu einer systematischen und bei-hilferechtlich tragfähigen Ausgestaltung geschaffen. Diese Vorgaben bilden Leitplanken, um im Rahmen des Kapazitätsmarktes das energiepolitische Zieldreieck aus Versorgungssicher-heit, Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit in Einklang zu bringen.\r\nZiel des CISAF-Frameworks ist es ein “Fast-Track”-Verfahren zu etablieren, um schnelle beihil-ferechtliche Genehmigungsverfahren zu gewährleisten. Viele Vorgaben sind somit als Rahmen für die Schaffung eines Kapazitätsmarktes zu sehen. Darüber hinaus müssen weitere Umset-zungsfragen noch detailliert ausgestaltet werden, um ein funktionsfähiges Gesamtsystem zu gewährleisten. Der BDEW möchte mit diesem Papier die im CISAF-Rahmen enthaltenen Vorga-ben diskutieren und weiterdenken. Dabei werden nicht alle CISAF-Anforderungen aufgegrif-fen, da nicht alle Kriterien für die Einführung eines Kapazitätsmarktes erforderlich sind.\r\nZentrales Ziel des künftigen Kapazitätsmarktes ist es, die Stromversorgung in Knappheitssitua-tionen abzusichern und für gesicherte Leistung ein zusätzliches Einkommen zu generieren. Dieses soll in Kombination mit den Einkommen aus Großhandels- und Regelenergiemärkten, Investoren eine langfristige Einnahmequelle bieten und gleichzeitig die Integrität der Groß-handels- und Regelenergiemärkte wahren. Dadurch werden Marktverzerrungen minimiert. Dies ist ein entscheidender Faktor, um die Energiepreise für Verbraucher zu senken.\r\nIn einigen Aspekten ist es allerdings aufgrund nationaler Gegebenheiten notwendig, über CISAF hinausgehende Regelungen zu treffen, z. B. um zu sicherzustellen, dass Neuanlagen auch an system- und netzdienlichen Standorten im Stromnetz angereizt werden können. Dies bedeutet insbesondere einen notwendigen Zubau im Süden Deutschlands, um die beim Trans-port des Stroms von Nord- und Nordost nach Süd- und Südwestdeutschland vermehrt auftre-tenden Netzengpässe auszugleichen, berücksichtigt aber auch lokal benötigte Systemdienst-leistungen sowie standortspezifische Potenziale wie die Nähe zu Wärmenetzen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 34\r\n2 Anforderung 5: Technologieoffenheit\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Der Kapazitätsmechanismus muss allen Technologien, Empfängern und Vorhaben offenstehen, die transparente, objektive und diskriminierungsfreie technische und umweltbezogene Anforderungen erfüllen. Es sind keine weiteren Kriterien festgelegt. Für die Teilnahme darf die geforderte Mindestkapazität höchstens 1 MW (herabgesetzt) oder die geforderte Mindestlieferdauer höchstens 1 Stunde betragen, und die Aggregierung muss zulässig sein\r\n›\r\nProblemstellung: Bei der Ausgestaltung der Technologieoffenheit ist zwischen drei Punkten zu unterscheiden:\r\n\r\nMindestkapazität von 1 MW (de-rated): Die Einbindung sämtlicher Anlagen – einschließlich kleiner und dezentraler Einheiten – ist wichtig, um das verfügbare Potenzial vollständig zu nutzen. Gleichzeitig muss jedoch sichergestellt werden, dass eine ausreichende Kontrollier- und Messbarkeit gewährleis-tet bleibt.\r\n\r\nZulässigkeit der Aggregierung: Die Möglichkeit, Gebote von mindestens 1 MW zu aggregieren, ist entscheidend, um auch Kleinstanlagen und flexible Erzeugungskapazitäten in den Markt zu integrieren, Wettbewerb zu stärken und damit zu geringeren Kosten beizutragen. Hierbei ist es wich-tig, dass auch Aggregatoren von Nachfrageflexibilität sowie Aggregatoren, die nicht die Anlagenbesitzer sind, teilnehmen können. Allerdings besteht bei einer weitgehenden Aggregation unterschiedlicher Technologien und Kapazitäten das Risiko einer verringer-ten Transparenz sowie potenzieller Marktverzerrungen („Gambling“), was in den Liefer-bedingungen und Pönalen adressiert werden muss.\r\n\r\nMindestlieferdauer von einer Stunde: Eine zu starke Fragmentierung der Produkte könnte zwar das Angebot erhöhen, führt jedoch zu erhöhter Komplexität – insbesondere in Stresssituationen, wenn zahlreiche kurzfristige (z. B. viertelstündliche) Kapazitäten koordiniert werden müssten.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW spricht sich dafür aus, den Kapazitätsmarkt so einfach und über-sichtlich wie möglich zu gestalten, ohne dabei die Teilnahme von Flexibilitäten und dezent-ralen Anlagen einzuschränken. Dementsprechend schlägt der BDEW eine Mindestkapazität von 1 MW und eine Mindestlieferdauer von einer Stunde vor. Aggregierung muss dabei, wie in CISAF vorgesehen, zulässig sein.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 34\r\n3 Anforderung 6: Bedarfsnachweis\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Der Mitgliedstaat muss bestätigen, dass er beurteilt hat, ob die Beden-ken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen durch eine strategische Reserve ausge-räumt werden können.\r\n›\r\nProblemstellung: Die Strombinnenmarktverordnung (Artikel 23 und 24) eröffnet zwei Wege, um den Bedarf an zusätzlicher gesicherter Leistung nachzuweisen: über ein europäi-sches Monitoring (den ERAA-Bericht) oder über nationale Verfahren (wie das deutsche Ver-sorgungssicherheitsmonitoring, VSM). Beide Berichte zeigen übereinstimmend, dass in Deutschland in den kommenden Jahren eine Versorgungslücke entstehen wird. Diese Fest-stellung belegt zwar den Bedarf an zusätzlichen Kapazitäten, lässt jedoch offen, mit wel-chem Instrument dieser Bedarf gedeckt werden soll.\r\nDie Wahl des geeigneten Instruments ist daher nicht allein eine Frage der Diagnose, son-dern der politischen und regulatorischen Ausgestaltung. Strategische Reserven sind im Ver-gleich zu Kapazitätsmärkten weniger geeignet, um den benötigten Neubau von gesicherter Leistung anzureizen. Ein Vergleich mit anderen europäischen Staaten zeigt, dass Belgien, Frankreich und das Vereinigte Königreich unter ähnlichen Voraussetzungen Kapazitäts-märkte eingeführt und von der EU-Kommission genehmigt bekommen haben.\r\nZu unterscheiden sind der ERAA und VSM-Bericht von der Bedarfsermittlung und Dimensio-nierung des Kapazitätsmarktes, welche von der EU Kommission gesondert genehmigt wer-den muss.\r\n›\r\nBDEW-Position: Angesichts des hohen und weiter steigenden Zubau- und Investitionsbe-darfs an gesicherter Leistung sowie der Ineffizienz, neue Kraftwerke lediglich für den Ein-satz in Reserve vorzuhalten, sieht der BDEW in den meisten CISAF-Anforderungen keine wesentlichen Hürden für die Einführung eines Kapazitätsmarktes in Deutschland.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 34\r\n4 Anforderung 7: Self-De-Rating\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: „Der Mitgliedstaat bestätigt, dass De-Rating-Faktoren gemäß Krite-rium 1 festgelegt wurden. Die Multiplikation des maßgeblichen De-Rating-Faktors mit der installierten Kapazität einer Einheit ergibt die Standardkapazität (in MW), die am Kapazi-tätsmechanismus teilnehmen kann. Kapazitätsanbieter dürfen im Einzelfall vom Standard-De-Rating-Faktor für die betreffende Technologie abweichen (um bis zu mindestens 15 % des Standard-De-Rating-Faktors dieser Technologie). In diesem Fall müssen Kapazitätsan-bieter mit Vertragsstrafen im Zusammenhang mit ihrem individuellen De-Rating-Faktor rechnen.“\r\n›\r\nProblemstellung: Aus Sicht der Systemverantwortlichen, die in Knappheitssituationen ope-rativ die Versorgungssicherheit gewährleisten und umfassende Kenntnisse über den Beitrag von Technologien für das Gesamtsystem haben, machen zentral bestimmte De-Rating-Fak-toren innerhalb eines Kapazitätsmarktes insbesondere Sinn. Die Marktteilnehmer können hingegen einzelne Anlagen beurteilen und deren konkrete Verfügbarkeit (z.B. Verfügbarkeit von Anlagen ohne De-Rating-Faktor oder bei Kleinstflexibilitäten wie Wärmepumpen) ein-schätzen. Somit können sie besser beurteilen, für wie viel gesicherte Leistung ihr spezifi-sches Portfolio, wann und wie lange verfügbar ist. Es ist wichtig, den Zusammenhang zwischen den De-Rating-Faktoren und dem Sekundär-markt zu berücksichtigen, da eine Anlage im Knappheitsfall entweder vollständig zur Verfü-gung steht oder nicht. Wenn eine Anlage nicht zur Verfügung steht, muss die bezuschlagte Menge im Sekundärmarkt beschafft werden. Andersherum können Anlagen, die vollständig (d. h. mehr als die durch De-Rating bezuschlagte Menge) zur Verfügung stehen, ihre zusätz-liche Leistung auf dem Sekundärmarkt anbieten.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW sieht die Möglichkeit der Abweichung vom vorgegebenen De-Ratingfaktor kritisch und empfiehlt stattdessen die Einführung von Service-Level-Agree-ments nach belgischem Vorbild, um Flexibilitäten und Innovationen zu berücksichtigen.Der Verzicht auf Self-De-Rating sollte nicht zu erheblichen Verzögerungen im Prozess der beihil-ferechtlichen Genehmigung führen.\r\nDarüber hinaus können Kapazitätsinhaber, die eine höhere Verfügbarkeit als im Standard-De-Rating abgebildet nachweisen können, diese über den Sekundärmarkt vermarkten. Für Kapazitäten, die vom De-Rating nach unten abweichen möchten, muss es den Bietenden offenstehen, weniger Kapazität als die De-Rating-reduzierte Leistung anzubieten. Ein Ge-botszwang darf in diesem Fall nicht bestehen.\r\nSollte CISAF-konform Self-De-Rating ermöglicht werden, muss sich dies unmissverständlich in der Höhe der Pönalen widerspiegeln.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 34\r\n5 Anforderung 8: Cross-Border Participation\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Der Kapazitätsmechanismus muss im Einklang mit der ACER-Methode für eine grenzüberschreitende Teilnahme offen sein. Die maximale Eintrittskapazität muss auf der Grundlage der ACER-Regeln festgelegt werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Die Einbindung ausländischer Kapazitäten in einen nationalen Kapazi-tätsmarkt ist für die Versorgungssicherheit sowie die Integration europäischer Energie-märkte von wesentlicher Bedeutung. Dabei lassen sich zwei grundlegende Modelle unter-scheiden: die implizit und die explizite Teilnahme.\r\nDie implizite Teilnahme, bei der ausländische Kapazitäten bei der Bedarfsermittlung be-rücksichtigt werden, kann deutlich schneller umgesetzt werden, da keine Verträge mit aus-ländischen Kapazitäten erforderlich sind, sondern deren implizite Beiträge zur nationalen Versorgungssicherheit Deutschlands abgeschätzt und bei der Dimensionierung berücksich-tigt werden. Hierbei erfolgt jedoch keine separate Vergütung der ausländischen Kapazitä-ten.\r\nEine explizite Teilnahme, wobei ausländische Kapazitäten direkt am Kapazitätsmarkt teil-nehmen, erfordert insbesondere im zentral in Europa gelegenen Deutschland komplexe vertragliche Vereinbarungen mit den Netzbetreibern und Kapazitätsinhabern in allen Nach-barländern, was den Prozess der Einführung eines Kapazitätsmarktes verlangsamen könnte. Die direkte Teilnahme ausländischer Kapazitäten ermöglicht bei effizienter Umsetzung eine marktgerechtere Integration. Die explizite Teilnahme führt zu hohem Aufwand auf Seiten der TSOs, welcher sich in Netzentgelten und/oder Umlagen niederschlägt. Daher wird die explizite Teilnahme in den ACER-Regeln und im Clean Energy Package vorgeschrieben und nach und nach in den bestehenden Kapazitätsmärkten umgesetzt.\r\n›\r\nBDEW-Position: Die explizite Teilnahme sollte gemäß den europäischen Vorgaben umge-setzt werden, um eine Harmonisierung der europäischen Märkte zu erreichen. Um jedoch eine schnelle Einführung eines Kapazitätsmarktes zu ermöglichen, sollte ein Einführungs-plan zur schrittweisen Umsetzung der grenzüberschreitenden Teilnahme festgelegt wer-den, der ausreichend Zeit für die Aushandlung der bilateralen Verträge zwischen den TSOs unter Einbeziehung der Kapazitätsinhaber gewährleistet.\r\nDa aus Ländern ohne Kapazitätsmarkt Gebote gegen Null zu erwarten sind, ist hier eine im-plizite Teilnahme im Sinne einer schnellen Einführung ausreichend, um die Komplexität zu reduzieren. Ländern mit Kapazitätsmarkt sollte hingegen möglichst frühzeitig eine Teil-nahme am Kapazitätsmarkt ermöglicht werden.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 34\r\n6 Anforderung 9: Gebots- und Preisobergrenzen\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Das maximale Nachfrageziel für die Ausschreibung sollte auf der Grundlage der Ergebnisse des zentralen Referenzszenarios für die Abschätzung der Ange-messenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene berechnet werden, damit der gemäß Kriterium 1 bestimmte Zuverlässigkeitsstandard erreicht wird. Eine Nachfragekurve sollte so festgelegt werden, dass die Nachfrage proportional verringert wird, wenn die Preise in der wettbewerblichen Ausschreibung, die zur Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards ver-wendeten CONE übersteigen.\r\nEs können Gebotsobergrenzen eingeführt werden. Wenn Gebotsobergrenzen verwendet werden, müssen sie: a) so festgelegt werden, dass eine ineffiziente vorzeitige Schließung bestehender Anlagen auf der Grundlage einer detaillierten Schätzung der Kosten und Einnahmen pro Referenzvor-haben vermieden wird, und\r\nb) durch ein Verfahren für einzelne Ressourcen ergänzt werden, um gegenüber der nationa-len Regulierungsbehörde eine Ausnahme von der Preisobergrenze auf der Grundlage der spezifischen Kosten dieser Ressourcen zu begründen.\r\n›\r\nProblemstellung: Die Festlegung von Preis- und Gebotsobergrenzen in Auktionen stellt eine zentrale Herausforderung im Auktionsdesign dar.\r\nGebotsobergrenzen begrenzen die erlaubte Höhe der Gebote und sollen Ausnutzung von Marktmacht vermeiden.\r\no\r\nPreisobergrenzen begrenzen die Höhe der Zahlung an den Kapazitätsinhaber beim Clearing der Ausschreibung und dienen der Markstabilität sowie der besseren Prognostizierbarkeit der Kosten.\r\nDie Idee von gestaffelten Gebotsobergrenzen für Bestands- und Neuanlagen zielt im CISAF vorgesehenen Fall mit einem Clearingpreis darauf ab, vor der Ausübung von Marktmacht und vor strategischem Bieten im Portfolio zu schützen und sowohl Bestand- als auch Neu-anlagen angemessen zu vergüteten. Gestaffelte Gebotsobergrenzen können sicherstellen, dass sowohl Bestand- als auch Neuanlagen angemessen vergütet werden. Auf der anderen Seite bergen Gebotsobergrenzen die Gefahr, dass notwendige Investitionen in die Moder-nisierung oder den Weiterbetrieb bestehender Anlagen nicht refinanziert werden können. Wenn sie eingeführt werden, sind Gebotsobergrenzen so zu wählen, dass sinnvolle Investi-tionen trotzdem durchgeführt werden.\r\nPreisobergrenzen können sinnvoll sein, wenn sie nicht zu stark in den Wettbewerb eingrei-fen, aber die Ausübung von Marktmacht begrenzen können. Die Definition der\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 34\r\nPreisobergrenze hat jedoch unmittelbare Auswirkungen auf den Wettbewerb in den Aus-schreibungen und sollte einen möglichst geringen Eingriff in den Markt darstellen. Darüber hinaus muss eine Preisobergrenze sicherstellen, dass auch neue Technologien in den Markt eintreten können.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW sieht die Einführung einer Preisobergrenze kritisch, da eine zu niedrige Preisobergrenzen Investitionen verhindern würde.\r\nSollten dennoch Obergrenzen eingeführt werden, müssten mögliche Regeln für die Ausge-staltung möglichst einfach und unbürokratisch sein. Die Höhe der Preisobergrenzen muss vor jeder Ausschreibung überprüft und an Kostenentwicklungen, wie beispielsweise den Brennstoffpreisen, den CO₂-Kosten sowie den Bau- und Finanzierungskosten, angepasst wird. Insgesamt sieht der BDEW in einer indexierten Ausgestaltung der Preisobergrenze einen notwendigen Baustein, um Versorgungssicherheit, Marktintegrität und Investitions-bereitschaft gleichermaßen zu gewährleisten.\r\nIn den CISAF-Anforderungen findet eine Festlegung für maximale Kapazitätszahlungen vor allem über den Cost of New Entry (CONE)-Wert statt. Der CONE-Wert sollte anhand einer klimafreundlichen Technologie, wie H2 Kraftwerken, berechnet werden, um sicherzustel-len, dass Investitionen in klimafreundliche Technologien finanziell möglich sind. Der CONE-Wert darf nicht dazu führen, dass das Kapazitätsniveau unterschritten wird. Für eine Preis-obergrenze empfiehlt sich zusätzlich zum CONE noch ein prozentualer Sicherheitsauf-schlag, um robuster gegen mögliche Fehlkalkulationen bei der Berechnung des CONEs zu sein.\r\nLangfristige Zahlungen für mehrere Jahre sollten an die Inflation gekoppelt sein. Dadurch wird der Effekt der Inflationsentwicklung sozialisiert und ein Level-Playing Field geschaf-fen, in welchem nicht jeder Bieter eigene Annahmen für die Inflationsentwicklung treffen muss.\r\nGestaffelte Gebotsobergrenzen für Bestandsanlagen würden Sinn ergeben, wenn man die Ausübung von Marktmacht befürchten müsste. Aufgrund der heterogenen Marktsituation empfiehlt der BDEW daher darauf zu verzichten.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 34\r\n7 Anforderung 10: Verteilung der Kapazitätsmenge\r\n›\r\nCISAF Anforderung: 4-6 Jahre vor dem Lieferfenster sollte eine wettbewerbliche Ausschrei-bung für 75-90 % des für das Lieferfenster veranschlagten Nachfrageziels durchgeführt wer-den. In einem kürzeren Zeitraum vor der Lieferung können wettbewerbliche Ausschreibun-gen zur Anpassung durchgeführt werden, wobei die Vorlaufzeit für die Entwicklung der Last-steuerung und der Speicherung zu berücksichtigen ist.\r\n›\r\nProblemstellung: Je früher die Ausschreibung erfolgt, desto mehr Planungssicherheit ha-ben der Systemverantwortliche und die Kapazitätsinhaber, insbesondere was die Verfüg-barkeit von Bestandsanlagen betrifft. Außerdem muss ausreichend Bauzeit für den Neubau von Kraftwerken berücksichtigt werden. Gleichzeitig nimmt mit einer früheren Ausschrei-bung die Ungenauigkeit in der Bedarfsprognose zu.\r\nDarüber hinaus ist es zielführend, möglichst große Mengen technologieoffen auszuschrei-ben, um den größtmöglichen Wettbewerb zu erreichen. Jedoch ist es insbesondere bei der Lastflexibilität meist nicht möglich, ihre Kapazitäten fünf Jahre im Voraus vorherzusagen. Dennoch muss diese auch in der frühzeitigen Auktion zugelassen sein.\r\nJe früher die Ausschreibungen für langfristige Verträge stattfinden, desto mehr Zeit haben auch kleinere Teilnehmer, den erforderlichen Zubau bis zum Erfüllungszeitpunkt zu realisie-ren. Gleichzeitig besteht in den nächsten Jahren ein hoher Zeitdruck beim Zubau steuerba-rer Kapazitäten, bei dem jedes Jahr relevant ist. Es kann zielführend sein, nach belgischem Vorbild eine zusätzliche Auktion (T-2) einzuführen. Dies hat den Vorteil, dass zu diesem zwei Jahre vor Erfüllung die Terminmärkte liquide sind, die Marktteilnehmer mehr Flexibili-tät haben und ausreichend Zeit für den Zubau von Speichern haben.\r\nWenn in T-1-Auktionen zu großen Mengen auktioniert werden sollen, besteht die Gefahr, dass sich diese bei Unterzeichnungen nicht mehr korrigieren lässt. Insbesondere in den ers-ten Auktionen ist die Bedarfsermittlung herausfordernd, da es keine Erfahrungswerte über das Potenzial unterschiedlicher Technologien gibt.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW begrüßt die Vorgaben des CISAF und schlägt eine Aufteilung der technologieoffenen Ausschreibung – in eine T-4 oder T-5-Auktion und eine korrigierende T-1-Auktion – vor. Für die T-1 Auktion wird der Gesamtbedarf für das Erbringungsjahr neu be-rechnet. Die im CISAF vorgeschriebene Verteilung ist daher einzuhalten, jedoch sollte von einer genauen Prozentangabe abgesehen werden. Zu Beginn ist es sinnvoll, sich auf wenige Ausschreibungen zu fokussieren. T-2 Auktionen können ebenfalls zielführend sein, bisher liegen keine Erfahrungswerte vor, ob die T-2 Auktionen in Belgien und in Deutschland zu den gewünschten Ergebnissen führen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 34\r\n8 Anforderung 12: Bekanntgabe Ausschreibungsbedingungen\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Alle Teilnahmeregeln und Anforderungen für die wettbewerbliche Aus-schreibung müssen mindestens sechs Wochen vor Ablauf der Frist für die Einreichung von Angeboten veröffentlicht werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Die unternehmensinterne Vorbereitung der Teilnahme an Auktionen bzw. die Reaktion auf die Ausschreibung, inklusive der Veröffentlichung von Auktionstermi-nen erfordert einige Zeit. Insbesondere neue und/oder kleine Marktteilnehmer benötigen mehr Zeit, um sich auf gegebenenfalls veränderte Ausschreibungsbedingungen vorzuberei-ten. Im Sinne der Reduzierung von Marktzutrittsbeschränkungen sind die Veröffentli-chungsfristen für die Ausschreibungsrunde zur Teilnahme am Kapazitätsmarkt angemessen zu wählen.\r\n›\r\nBDEW-Position: Aus Sicht des BDEW ist es für Bietende notwendig mindestens eine Frist von acht Wochen einzuhalten. So haben alle beteiligten Akteure ausreichend Zeit für die Festlegung der Ausschreibungsbedingungen sowie zur Vorbereitung auf die Ausschreibun-gen. Insbesondere kann diese Frist auch dazu beitragen die Marktzugangshürden gerade für neue und kleine Marktteilnehmer so gering wie möglich zu halten.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 34\r\n9 Anforderung 14: Auktionsdesign\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Die Empfänger müssen im Wege einer wettbewerblichen Ausschrei-bung ermittelt werden, bei der die Angebote nur nach ihrem Preis pro herabgesetzter (de-rated) Einheit der verfügbaren Kapazität pro Jahr eingestuft werden, und die Beihilfe muss auf der Grundlage des Clearingpreises gezahlt werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Die Ausgestaltung des Auktionsdesigns bringt eine Reihe von Herausfor-derungen und Wechselwirkungen mit anderen Designelementen mit sich. Ziel ist es eine möglichst einfach zugängliche Auktion durchzuführen, um den Wettbewerb zu maximie-ren, die Ausnutzung von Marktmacht zu minimieren und ein möglichst kosteneffizientes Ergebnis zu erzielen.\r\nDarüber hinaus hat es Vorteile, möglichst viele Informationen über das Preisniveau des Marktes zu erhalten, um bei Bedarf regulatorische Anpassungen auf Basis dieser Informa-tionen durchführen zu können.\r\nWährend bei Pay-as-cleared der Fall eintreten kann, dass Teilnehmern mit niedrigen Gebo-ten einen höheren Preis gezahlt wird, hat Pay-as-bid den Nachteil, dass die Marktteilneh-mer ihre Gebote auf Basis des erwarteten Zuschlagswertes strategisch anpassen. Beides kann zu ineffizienten Auktionsergebnissen führen.\r\nEbenso haben Auktionsformate wie das sealed bid und Descending-Clock-Auctions in an-deren Ländern jeweilige Vor- und Nachteile. Es ist davon auszugehen, dass das Auktions-format nach der Implementierung nachreguliert werden muss. Dabei ist zu beachten, dass die Planbarkeit für die Marktteilnehmer gewährleistet bleibt und das System vor Über-komplexität geschützt wird.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW begrüßt das Pay-as-cleared-Verfahren, da es zu effizienten Marktergebnissen führt, anhand derer das Auktionsdesign kontinuierlich verbessert wer-den kann. Die Sorge, dass bezuschlagte Anlagen übermäßige Gewinne erzielen, wird durch die Reliability Option adressiert.\r\nDie Erfahrungen aus anderen Ländern zeigen, dass sich die Descending-Clock-Auction als Auktionsformat bewährt hat. Im Sinne einer schnellen und erfolgreichen Umsetzung emp-fiehlt der BDEW, dieses Auktionsformat auch in Deutschland einzuführen. Darüber hinaus ist es zielführend, nachfrageseitig flexibel auf die Angebote reagieren zu können, um ohne großen Kostenaufschlag im sinnvollen Maß zusätzliche Kapazitäten bezuschlagen oder im Fall großer Kostensprünge die Nachfrage reduzieren zu können. Eine elastische Nachfrage um den Kapazitätszielwert begrenzt somit das Risiko für die Verbraucher.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 34\r\n10 Anforderung 15: Sekundärmarkt\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Die Empfänger müssen ihre Kapazitätsvereinbarung bis mindestens 2 Monate vor Beginn des Lieferfensters an einen anderen Kapazitätsanbieter verkaufen dür-fen.\r\n›\r\nProblemstellung: Kapazitätsinhaber können kurz- und mittelfristig Ausfälle haben. In die-sen Fällen kann die Pönale vermieden werden, wenn die Verpflichtung vor dem Stressevent gehandelt wird. Darüber hinaus haben Kapazitäten, welche de-rated worden sind, bei voll-ständiger Verfügbarkeit zusätzliche Kapazitäten, die sie vermarkten können. Dies ist in den De-Rating-Faktoren berücksichtigt, die die statistischen Ausfallwahrscheinlichkeiten von Technologien in Knappheitsfällen bewerten.\r\nGrundsätzlich kann der Sekundärmarkt als bilateralen Handel (OTC) oder über organisierte Marktplattformen stattfinden. Die Vorteile von Marktplattformen sind die Standardisierung der Produkte und die Automatisierung der Abwicklung sowie die Übernahme des Ausfallri-sikos durch ein Clearinghaus. Das spart Zeit und Kosten für die Marktteilnehmer. Darüber hinaus ist durch die schnellere Abwicklung leichter nachzuvollziehen, bei wem die Erbrin-gungsverpflichtung in welcher Höhe zu welchem Zeitpunkt liegt. Bei einem börsenbasierten Sekundärmarkt wird ein transparenter Marktpreis ermittelt, der wichtige Preissignale ent-hält. Bei der Ausgestaltung der Marktplattform entstehen jedoch zusätzlicher Aufwand und Kosten. In einem Sekundärmarktes besteht jedoch die Gefahr, dass bei Prognostizierbarkeit von Angebots- oder Nachfrageüberschuss im Lieferzeitraum lediglich Extrempreise – also Pönalenhöhe oder null – auftreten.\r\nEs gibt über die für den Kapazitätsmarkt präqualifizierte Kapazitäten weitere Kapazitäten, die im Gegensatz zu stromgeführten KWK-Anlagen saisonal gesicherte Leistung erbringen können, jedoch dies nicht ganzjährig garantieren können. Daher würden sie nicht für den Kapazitätsmarkt präqualifiziert sein, eine Teilnahme am Sekundärmarkt wäre jedoch für be-stimmte Zeiträume möglich.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW schlägt einen organisierten Sekundärmarkt vor, auf dem Kapazi-tätsverpflichtungen gehandelt werden können. Dieser Markt, auf dem die Verpflichtungen gehandelt werden können, soll von den ÜNB oder anderen geeigneten Akteuren, wie z.B. Börsen, ausgestaltet und betrieben werden. Der Handel soll so ausgestaltet sein, dass er die Liquidität im Sekundärmarkt maximiert. Falls zu Beginn des Kapazitätsmarktes noch keine eigene Handelsplattform vorhanden ist und nur OTC-Handel möglich ist, sollte dieser zur Verringerung der Komplexität auf ein einfach zu prüfendes Produkt beschränkt werden bspw. End-of-season oder End-of-month Produkte.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 34\r\nRegulatorisch vorgegeben werden sollen:\r\n\r\nGate Closure: Begrenzt ist der Handel der Verpflichtung für den Folgetag auf 11 Uhr des Vortages, also vor Schließung des Day-Ahead Marktes, damit die Marktinformation einer Knappheit nicht in die Preisbildung eingreift. Ein ex-post Handel nach dem Stressevent ist daher nicht möglich.\r\n\r\nZulassung: Darüber hinaus sind alle für den Kapazitätsmarkt zugelassenen und – je nach Ausgestaltung – präqualifizierten oder bezuschlagten Kapazitäten berech-tigt am Sekundärmarkt teilzunehmen. Es sollten zusätzliche PQ-Anforderungen für die Teilnahme am Sekundärmarkt definiert werden, um zusätzliche Kapazitä-ten, welche kurzzeitiger gesicherte Leistung anbieten können, die Teilnahme er-möglicht.\r\n\r\nRegister: Es muss dem Systemverantwortlichen zu jedem Zeitpunkt bekannt sein, wer welche Kapazitäten im Knappheitsfall erbringen muss.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 34\r\n11 Anforderung 17: Vertragslängen\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Kapazitätsvereinbarungen müssen in der Regel ein Lieferfenster abde-cken. Wenn Empfänger Kapitalinvestitionen tätigen, können längere Kapazitätsvereinba-rungen verfügbar gemacht werden. Für jede Tranche von 25 000 EUR/herabgesetztem MW kann ein zusätzliches Jahr angeboten werden.\r\nMit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerken dürfen nie Kapazitätsvereinbarungen mit einer Laufzeit von mehr als 15 Jahren gewährt werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Für unterschiedliche Technologien ergeben sich jeweils abweichende op-timale Vertragslaufzeiten. Da die Ausschreibungen technologieoffen erfolgen müssen, er-scheint es sinnvoll, die Vertragslaufzeiten an das jeweilige Investitionsvolumen zu koppeln. Eine zu große Vielfalt an Vertragslaufzeiten würde jedoch das Kapazitätsmarktdesign unnö-tig verkomplizieren. Zugleich ist davon auszugehen, dass auch bei kürzeren Vertragslaufzei-ten eine hinreichende Planbarkeit der Erträge über den Kapazitätsmarkt gewährleistet wer-den kann.\r\nZudem ist eine differenzierte Betrachtung zwischen Neu-, Bestands- und Retrofitanlagen erforderlich. Insbesondere im Bestand ist ab Mitte der 2030er Jahre mit einer erheblichen Zahl an Retrofit-Maßnahmen im Zuge der Dekarbonisierung zu rechnen, was in der Ausge-staltung der Vertragslaufzeiten berücksichtigt werden sollte.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW spricht sich dafür aus, die Vorgaben der CISAF grundsätzlich bei-zubehalten, um ein einheitliches und praktikables System sicherzustellen. Um die Komple-xität zu begrenzen, sollte jedoch lediglich zwischen drei Vertragslaufzeiten unterschieden werden – für kleine, mittlere und große Investitionen mit Laufzeiten von 1, 8 und 15 Jah-ren. Die Schwellenwerte für Vertragslängen können aus der CISAF Vorgabe berechnet wer-den.\r\nDen Betreibern sollte es darüber hinaus freistehen, auch kürzere Vertragslaufzeiten zu wählen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 34\r\n12 Anforderung 18: Produktlaufzeit\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Das Lieferfenster muss ein einziger fester Zeitraum von bis zu einem Jahr zwischen dem 1. November des Jahres Y und dem 31. Oktober des Jahres Y+1 sein.\r\n›\r\nProblemstellung: Das derzeit vorgesehene Lieferfenster stellt die Marktteilnehmer vor die Herausforderung, dass nach dem Winter ein erheblicher Rückgang der Liquidität am Sekun-därmarkt zu erwarten ist, da in dieser Phase keine kapazitativen Knappheiten mehr auftre-ten. Alternativ gestaltete Produkte – beispielsweise von CISAF abweichende Ganzjahresver-träge von Januar bis Januar – müssten hingegen zwei Winterperioden mit möglichen Knappheiten abdecken, ohne dass nachträgliche Anpassungen möglich wären.\r\nZudem stellt sich die Frage, inwieweit eine Harmonisierung der Produktlaufzeiten auf euro-päischer Ebene sinnvoll wäre, um die Einbindung und Beteiligung ausländischer Kapazitä-ten zu erleichtern und den grenzüberschreitenden Handel mit Kapazitäten zu fördern. Bei der Festlegung, ob das Lieferfensters den vollständigen Zeitraum (1.11. Y bis 31.10. Y+1) oder einen kürzeren Zeitraum umfassen sollte, ist folgende Abwägung zu treffen: Ein Liefer-fenster von weniger als 12 Monaten, orientiert nach tatsächlich erwarteten Bedarfszeiträu-men (z.B. Nov. - März) gibt einen zusätzlichen Anreiz, Wartungen etc. nicht in die relevan-ten Zeiträume zu legen. Auf der anderen Seite deckt ein 12-monatiges Lieferfenster auch zukünftige Verschiebungen von Knappheitszeiträumen ab. Bei Vertragslängen von bis zu 15 Jahren ist das durchaus relevant.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW bewertet die Produktlaufzeit von November bis Oktober kri-tisch, insbesondere aufgrund der im Sommer des Folgejahres zu erwartenden geringen Li-quidität an den Sekundärmärkten. Gleichwohl geht der BDEW davon aus, dass die Vorteile einer Harmonisierung der europäischen Märkte und einer abgestimmten Dimensionierung der Produkte insgesamt überwiegen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 34\r\n13 Anforderung 19: Abrufverpflichtung\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Alle Empfänger müssen mindestens einmal pro Lieferfenster aktiviert werden (Lieferung oder Test), was ihnen mit einem Vorlauf von <= 24 Stunden angekündigt werden muss.\r\n›\r\nProblemstellung: Gesonderte Tests braucht es dann für Kapazitäten, die z.B. einen sehr hohen Strike-Price für ihren Abruf haben und daher im Jahr marktlich nicht abgerufen wer-den: Solche Anlagen sollten daher dann gesondert getestet werden dürfen.\r\nFür den Fall, dass es eine marktliche Schwelle zur Verfügbarkeitsverpflichtung gibt, ist da-von auszugehen, dass diese in den meisten Jahren diese erreicht wird und Kapazitätsinha-ber verpflichtet, sind ihre Kapazitäten anzubieten. In den Jahren, in denen die Verfügbar-keitspreisschwelle für Erzeuger nicht erreicht würde, würden die Kapazitätsinhaber mit hohen Grenzkosten, sofern diese nicht im Arbeitsmarkt abgerufen wurden – vermutlich insbesondere Lastflexibilitäten – einmal im Jahr getestet werden.\r\nFür den Fall, dass es für Lastflexibilitäten eine gesonderte Verfügbarkeitspreisschwelle gibt, kann es vorkommen, dass Erzeuger im Jahresverlauf verfügbar sein mussten und Last-flexibilität nicht. In diesen Jahren würden die Lastflexibilitäten getestet werden müssen. Im Falle einer physikalischen Schwelle, und wenn der Systemverantwortliche keine Knapp-heit anzeigt, würden die Kapazitätsinhaber getestet werden müssen.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW begrüßt die Implementierung einer Abrufverpflichtung pro Lie-ferjahr bei Nicht-Lieferung (Kapazitäten, die im Arbeitsmarkt nicht aktiviert wurden) mit einer Ankündigung von 24 h als sachgerecht. Der BDEW schlägt eine Pönale die sich an der Höhe der monatlichen Kapazitätszahlung bei Nicht-Verfügbarkeit pro Test orientiert vor, die sich über weitere Nicht-Verfügbarkeiten multipliziert. Das Maximum der Pönale muss dabei über dem Jahresertrag des Kapazitätsmarktes liegen (bspw. 110%). Gesonderte Tests braucht es dann nur noch für Kapazitäten, die z.B. einen sehr hohen Strike-Price für ihren Abruf haben. Solche Anlagen sollten daher dann gesondert getestet werden dürfen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 34\r\n14 Anforderung 20: Pönalisierung\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Die Empfänger müssen mit Vertragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit rechnen, wenn sie in einem Lieferzeitraum oder bei einem Test nicht verfügbar sind. Die Ver-tragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit müssen für alle Technologien gleich hoch sein.\r\nGegen einen Empfänger, der in den Lieferzeiträumen innerhalb eines Lieferfensters weniger als 50 % zur Verfügung steht, muss eine Vertragsstrafe verhängt werden, die mindestens seinen Kapazitätseinnahmen für das Lieferfenster entspricht.\r\nDen Empfängern dürfen keine Vertragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit außerhalb der Lie-ferzeiträume drohen. Die Empfänger müssen für die verbleibende Laufzeit einer Kapazitäts-vereinbarung Vertragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit zahlen, wenn sie diese Kapazitäts-vereinbarungen vorzeitig kündigen.\r\n›\r\nProblemstellung: Eine Pönalisierung ist erforderlich, um die Verbindlichkeit und Ernsthaf-tigkeit der Gebote sicherzustellen. Dabei ist zwischen Sanktionen aufgrund von Nicht-Ver-fügbarkeit in Stresssituationen und Sanktionen aufgrund der Nicht-Realisierung von Neu-bauprojekten zu differenzieren. In beiden Fällen besteht für Kapazitätsinhaber die Möglich-keit, über den Sekundärmarkt fehlende Kapazitäten zuzukaufen. Sollte dies nicht erfolgen, ist bei Neubauprojekten die Verpflichtung für den betreffenden Lieferzeitraum aufzulösen. Im Falle der Nicht-Verfügbarkeit ist zu berücksichtigen, dass eine Anlage in einer Stresssitu-ation nicht verfügbar, in einer späteren Stresssituation jedoch wieder verfügbar sein kann.\r\nEs ist daher sachgerecht, die Pönale in Abhängigkeit von der Häufigkeit der Nicht-Verfüg-barkeit ansteigen zu lassen. Je mehr Freiheitsgrade den Kapazitätsinhabern eingeräumt werden – etwa durch Self-De-Rating oder reduzierte Kontrollabrufe – desto stärker muss die Verfügbarkeit über entsprechende Pönalen abgesichert werden.\r\nDie Höhe der Pönale sollte mit möglichen Rückzahlungsverpflichtungen, etwa im Rahmen von Reliability Options, verrechnet werden. Als Orientierung für die Bemessung der Pönale bietet sich gemäß CISAF die erhaltene Kapazitätszahlung an; alternativ könnten auch der Value of Lost Load oder andere geeignete Referenzgrößen herangezogen werden.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW befürwortet die Einführung einer Pönale, deren Höhe sich an der erhaltenen Kapazitätszahlung orientiert. Maßgeblich sollte der Umfang der Nicht-Ver-fügbarkeit in Stresssituationen sein, wie in CISAF vorgesehen. Dabei sollte die Pönale mit zunehmender Nicht-Verfügbarkeit ansteigen. Die in CISAF vorgesehene Regelung, wonach bei einer Nicht-Verfügbarkeit von 50 % die vollständige Kapazitätszahlung zurückzuzahlen ist, sowie die weiteren CISAF-Vorgaben werden als sachgerecht bewertet.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 34\r\nDarüber hinaus spricht sich der BDEW für eine monatliche Begrenzung der Pönalenhöhe sowie für eine absolute Obergrenze aus. Die Höhe dieser Begrenzung sollte sich nach der Ausgestaltung des Kapazitätsmarktes insgesamt richten: Je mehr Freiheitsgrade die Kapazi-tätsinhaber erhalten, desto höher ist die einheitlich anzuwendende Pönale.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 34\r\n15 Anforderung 21: Verhältnis zu SDL-Märkten\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Der Ansatz für die Teilnahme von Empfängern an diesen Systemdienst-leistungen während des Lieferzeitraums sollte mit der Methode zur Abschätzung der Ange-messenheit der Ressourcen im Einklang stehen, mit der die Erforderlichkeit und der Umfang der Maßnahme ermittelt werden.\r\n1.\r\nWerden Systemdienstleistungen in der Abschätzung der Angemessenheit der Res-sourcen als Beitrag zur Angemessenheit angesehen, müssen die Empfänger diese Dienstleistungen parallel zu ihrer Kapazitätsverpflichtung anbieten dürfen, und wenn sie für die Dienstleistung verfügbar wären, würden sie gleichzeitig als für den Kapazitätsmechanismus verfügbar angesehen.\r\n2.\r\nWerden Systemdienstleistungen nicht als Beitrag zur Angemessenheit angesehen, können die Mitgliedstaaten wählen,\r\n▪\r\nob sie Empfänger, die diese Dienstleistungen verkaufen, von der Teil-nahme am Kapazitätsmechanismus ausschließen oder\r\n▪\r\nob sie die freiwillige Teilnahme an der Dienstleistung und am Kapazi-tätsmechanismus erlauben und im Rahmen des Kapazitätsmechanis-mus Vertragsstrafen drohen, wenn Ressourcen in einem Lieferzeit-raum aufgrund der Erbringung der Dienstleistung nicht verfügbar sind.\r\n›\r\nProblemstellung: Es müssen zu dieser Anforderung zwei Fragestellungen diskutiert wer-den: Ob Kapazitätsinhaber gleichzeitig an den SDL-Märkten teilnehmen dürfen und welche Folgen es hat, im Knappheitsfall nicht verfügbar zu sein, weil der Kapazitätsinhaber SDL er-bringt. Grundsätzlich muss zwischen unterschiedlichen Arten von für Kapazitätsmärkte re-levante Systemdienstleistungen (SDL) unterschieden werden:\r\n1.\r\nSDL, welche vom Systemverantwortlichen abgerufen werden, wie bspw. Redis-patch oder aber auch Schwarzstartfähigkeit.\r\n2.\r\nSDL, bei denen die verfügbare Wirkleistung des Kraftwerks separiert angeboten wird, wie Regelreservemärkte.\r\n3.\r\nSDL, wo die erbrachte Energie zusätzlich vermarktet werden kann, bzw. vorgehal-ten werden muss wie nicht-frequenzgebundene Systemdienstleistungen (nfSDL)-Märkte für Blindleistung oder Momentanreserve. Je nach Erzeugungstechnologie, aber insbesondere bei Batterien kann das Anbieten und/oder Vorhalten der nfSDL die Wirkleistungsmenge reduzieren.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 34\r\nDie Herausforderung bei der Berücksichtigung in der Dimensionierung ist, dass insbeson-dere Kraftwerke und Speicher sowohl für die Erbringung der Systemdienstleistungen, aber auch für die Bewältigung von Knappheitssituationen benötigt werden. Diese doppelt zu be-schaffen, führt zu volkswirtschaftlichen Ineffizienzen. Zu diskutieren ist, in welchen Situati-onen der Abruf für die Erbringung von SDL, wie Redispatch und Momentanreserve und physikalische Knappheitssituationen sich überschneiden. Bei der Erbringung und Vorhal-tung von Reserveleistung ist zwischen positiver und negativer Regelleistung zu unterschei-den – bei negativer Regelleistung kann der Fall auftreten, dass der Netzbetreiber den Kapa-zitätsinhaber auch im Knappheitsfall auffordert die Leistung zu reduzieren. Für Fälle, in de-nen diese Überschneidungen zutreffen, ist bei der Pönalisierung zu differenzieren.\r\n›\r\nBDEW-Position: Für den deutschen Energiemarkt muss eine gleichzeitige Verfügbarkeit für SDL und Kapazitätsmärkten möglich sein. Für die Unterscheidung der jeweiligen SDL emp-fiehlt der BDEW:\r\n1.\r\nSDL welche vom ÜNB abgerufen werden: Sofern ein Kapazitätsinhaber vom ÜNB abgerufen wird und deshalb nicht marktlich seine Kapazität anbietet, darf dieser nicht pönalisiert werden.\r\n2.\r\nSDL, bei denen die Wirkleistungsangebot aufgeteilt wird: In CISAF Anforderung 29 bestimmt, dass das Anbieten von Leistung in der Regelreserve als Verfügbar-keit gewertet würde. Im Fall von negativer Regelleistung wird diese prioritär be-handelt und die nicht angebotene Leistung darf nicht pönalisiert werden.\r\n\r\nSDL, welche zusätzlich vermarktet wird: Auf den SDL-Märkten sollte nur die Menge angeboten werden, welche die im Kapazitätsmarkt bezuschlagte Wirkleis-tung nicht reduziert. Eine Nichtverfügbarkeit der Wirkleistung aufgrund einer gleichzeitig zu leistenden Systemdienstleistung wird daher gemäß der Nichtver-fügbarkeit pönalisiert. Dies gilt insbesondere für Blindleistung. Für die Ausgestal-tung des Momentanreservemarkt insbesondere ab 2031 benötigt es eine defi-nierte Priorisierung der Märkte aus Systemsicht, insbesondere für Batteriespei-cher.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 34\r\n16 Anforderung 22: Flexibilitätsanforderung\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Wenn ein Mitgliedstaat sowohl einen Kapazitätsmechanismus als auch eine Flexibilitätsmaßnahme anwendet oder bereits eine Flexibilitätsmaßnahme eingeführt hat, gilt zur Vermeidung des Risikos von Marktzutrittsschranken und/oder einer Überkom-pensation Folgendes:\r\na) Die Kapazität sollte gemeinsam beschafft werden oder\r\nb) die Mitgliedstaaten können bei der Bewertung des Flexibilitätsbedarfs (nach Artikel 19e Absatz 2 Buchstabe c der Elektrizitätsverordnung) festgestellte Anforderungen in Bezug auf nichtfossile Flexibilität in ihre Kapazitätsmechanismen aufnehmen und bei-spielsweise eine Mindestmenge nichtfossiler flexibler Kapazität zur kurzfristigen Gradi-entensteuerung fordern oder\r\nc) die Ressourcen müssen sich für die Teilnahme an einer einzigen Maßnahme entschei-den, entweder an der Förderregelung für nichtfossile Flexibilität oder am Kapazitätsme-chanismus. Bei jeder Maßnahme sollte das Nachfrageziel angepasst werden, um der Teilnahme an der anderen Maßnahme Rechnung zu tragen.1\r\n›\r\nProblemstellung: Deutschland verfügt derzeit weder über einen Kapazitätsmechanismus noch über ein spezifisches Förderregime für nicht-fossile Flexibilität im Sinne der CISAF-An-forderungen. Politisch wird aktuell vor allem die Einführung eines Kapazitätsmarktes vorbe-reitet. Parallel dazu findet – auf Grundlage europäischer Vorgaben – ein Flexibility Needs Assessment (FNA) statt, dessen Ergebnisse Mitte 2026 vorliegen sollen. Das FNA kann dazu führen, dass neben einem Kapazitätsmarkt künftig auch ein eigenständiges Flexibilitätsin-strument erforderlich oder politisch erwogen wird.\r\nDamit entsteht die grundsätzliche Frage, wie Kapazitätsmechanismus und mögliche zukünf-tige Flexibilitätsinstrumente zueinander ausgestaltet werden müssen. Ziel der CISAF-Rege-lungen ist es, Überförderung zu vermeiden, Marktzutrittshürden für nicht-fossile Flexibilität\r\n1 Dies bedeutet, dass die nationalen Behörden sowohl für den Bedarf im Rahmen der Flexibilitätsmaßnahme und als auch den Bedarf im Rah-men des Kapazitätsmechanismus ein Ziel für die Beschaffung in derselben ko-optimierten Auktion festlegen sollten.\r\nDie Teilnehmer leisten ihren Beitrag sowohl zum Flexibilitätsbedarf als auch zum Kapazitätsmechanismus und bieten einen Gesamtpreis für die Erbringung der beiden Dienste an oder legen eine Palette von Angeboten vor. Die Auswahlmethode sollte möglichst geringe Gesamt-kosten für die Deckung sowohl des Flexibilitätsbedarfs als auch des Bedarfs im Rahmen des Kapazitätsmechanismus gewährleisten, d. h., keine alternative Auswahl von Empfängern kann sowohl den Flexibilitätsbedarf als auch den Bedarf im Rahmen des Kapazitätsmechanismus zu geringeren Kosten decken.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 34\r\nabzubauen und eine kohärente Marktstruktur sicherzustellen. Die Leitlinie nennt hierfür drei mögliche Ausgestaltungswege:\r\n1.\r\nkönnen Kapazitätsbeschaffung und Beschaffung von Flexibilitätsleistungen gemein-sam erfolgen. In diesem Fall würde ein integrierter Ausschreibungsrahmen geschaf-fen, in dem Kapazitäts- und Flexibilitätsbedarfe gleichzeitig adressiert werden. Dies setzt jedoch eine gemeinsame Definition der Anforderungen und ein entsprechend abgestimmtes Marktdesign voraus.\r\n2.\r\nkönnen die im Flexibility Needs Assessment ermittelten Anforderungen an nicht-fossile Flexibilität in den Kapazitätsmechanismus einfließen, indem bestimmte Min-destmengen oder spezifische Flexibilitätsmerkmale dort verankert werden. Der Ka-pazitätsmechanismus würde damit gezielt solche Kapazitäten berücksichtigen, die die im FNA identifizierten Flexibilitätsbedarfe erfüllen. Flexibilitätsbedarf und Kapa-zitätsmechanismus bleiben jedoch eigenständige Konzepte; es handelt sich nicht um eine gemeinsame Ausschreibung.\r\n3.\r\nkönnen Kapazitätsmechanismus und Flexibilitätsförderung strikt voneinander ge-trennt bleiben. In diesem Modell müssten Ressourcen sich für die Teilnahme an ei-nem der beiden Regime entscheiden, sodass keine Doppelförderung möglich ist. Beide Instrumente müssten dann hinsichtlich ihres jeweiligen Nachfrageziels ent-sprechend angepasst werden.\r\nFür Deutschland bedeutet dies, dass bereits im Prozess der Einführung eines möglichen Ka-pazitätsmarktes berücksichtigt werden sollte, welche Wechselwirkungen zu späteren Flexi-bilitätsinstrumenten entstehen können – auch wenn derzeit politisch kein eigenes Flexibili-tätsförderregime vorgesehen ist und das FNA noch aussteht.\r\n›\r\nBDEW-Position: Sofern die Schaffung eines eigenständigen Flexibilitätsmechanismus zu-sätzlich zum zu schaffenden Kapazitätsmarkt zukünftig geplant würde, muss dieser inten-siv auf Kompatibilität mit dem Kapazitätsmarkt geprüft werden. Selbstverständlich sollen dennoch Flexibilitäten ein Bestandteil des Kapazitätsmarktes werden, da sie dabei helfen können die systemischen Kosten dieses Marktes zu senken. Dies gelingt aus Sicht des BDEW am effizientesten durch die Integration von spezifischen Anforderungen in Bezug auf nichtfossile Flexibilitäten direkt im Marktdesign des Kapazitätsmarktes, etwa nach dem Vorbild direkter europäischer Nachbarn.\r\nEs ist sinnvoll, den Bedarf an einem separaten Flexibilitätsmechanismus zu reduzieren, um Ineffizienzen und Verzerrungen durch mehrere Fördermechanismen zu vermeiden. Diese\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 34\r\nverursachen höhere Preise für Verbraucher und schaffen mögliche Ungleichgewichte zwi-schen den Systemen. Bei mehreren Mechanismen ist es oft unklar, wie diese miteinander interagieren. Wenn ein Flexibilitätsmechanismus vor einem Kapazitätsmechanismus einge-führt wird, ist es für Teilnehmer schwierig, die potenzielle zukünftige Kapazitätsmechanis-musteilnahme in ihre Gebote einzupreisen. Dies kann dazu führen, dass nicht die kostenef-fizientesten Projekte einen Vertrag erhalten, sondern diejenigen, die die optimistischsten Annahmen über die zukünftige Interaktion der Mechanismen treffen.\r\nDas Design von Prequalifikation, Testing und Metering muss ebenfalls gut auf Lastflexibili-täten anwendbar sein. Der BDEW empfiehlt daher bei der Schaffung eines Kapazitätsmark-tes Option b) der CISAF-Anforderung umzusetzen und so auch insbesondere Speicher und Demand-Side-Flexibility zu integrieren.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 34\r\n17 Anforderung 24: Verhältnis zu anderen Beihilfen\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Beihilfen für dieselbe Kapazitätsressource aus mehr als einer Beihil-femaßnahme können kumuliert werden, solange eine Überkompensation vermieden wird. Lässt der Mitgliedstaat die Kumulierung von im Rahmen des Kapazitätsmechanismus ge-währten Beihilfen mit im Rahmen anderer Maßnahmen gewährten Beihilfen zu, so muss in einem öffentlich zugänglichen Dokument (z. B. den Regeln für den Kapazitätsmechanismus und/oder den Regeln für andere Regelungen) klar dargelegt sein, nach welcher Methode diese Anforderung erfüllt wird.\r\n›\r\nProblemstellung: Für Anlagen, die einen Beitrag in Knappheitssituationen leisten können und bereits eine Förderung erhalten, gibt es nach den CISAF-Anforderungen zwei Möglich-keiten. Entweder schließt man die Anlagen von der Auktion aus und berücksichtigt ihren Beitrag im Knappheitsfall, indem man diesen von der ausgeschriebenen Menge abzieht. Oder die geförderten Anlagen nehmen an der Ausschreibung teil und die Förderung sowie die erhaltene Kapazitätszahlung werden so verrechnet, dass eine Überförderung ausge-schlossen wird.\r\nFür EEG-geförderte und KWSG-geförderte Anlagen muss die Berechnungsmethodik an die unterschiedlichen Förderregime und Abschöpfungsmechanismen angepasst und verrech-net werden. Diese stehen für das KWSG noch nicht fest und sind für die EEG-Förderung ei-nem stetigen Wandel unterworfen – entsprechende Änderungen müssten jeweils ange-passt werden.\r\nDies hätte den Vorteil, dass die Kosten für die Förderung sachgerecht zwischen der Förder-begründung (bspw. Dekarbonisierung) und dem Anteil zur Versorgungssicherheit aufge-teilt und über die Kapazitätsmarktumlage verteilt würden. Nachteilig sind der damit ver-bundene Aufwand und die zusätzliche Komplexität.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW empfiehlt, geförderte Anlagen bei der Dimensionierung zu be-rücksichtigen, sie jedoch von den Auktionen auszuschließen. Gleichzeitig ist bei der Ausge-staltung anderer Fördermechanismen darauf zu achten, dass gesicherte Leistung in Knapp-heitssituationen verfügbar ist. Nach Ablauf des Förderzeitraums ist die Teilnahme als Be-standsanlage möglich.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 34\r\nExkurs KWK-Anlagen:\r\n›\r\nProblembeschreibung: Aktuell erhalten KWK-Anlagen über ihre strom- und wärmeseitigen Markterlöse hinaus Zuschläge im Rahmen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). Mit Einführung eines Kapazitätsmarktes entsteht eine zusätzliche Erlösmöglichkeit für steu-erbare Stromerzeugungs-Anlagen wie KWK. Gleichzeitig führt die höhere Verfügbarkeit steuerbarer Kapazitäten zu niedrigeren Strommarkterlösen. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, inwieweit Kapazitätszahlungen aus einem Kapazitätsmarkt (KM) mit zentra-len Ausschreibungen, die derzeit im KWKG gewährten stromseitigen Zuschlagszahlungen substituieren könnten. Dabei gilt zu beachten, dass eine rein stromseitige Erlösbetrachtung die - für den Ausbau der Fernwärme und für die Umsetzung der Wärmewende elementa-ren - Förderungen der Wärme-, Kältenetz- sowie Speicherinfrastruktur aus dem KWKG un-berücksichtigt lässt.\r\nGrundsätzlich gibt es drei Möglichkeiten, KWK-Anlagen in einem Stromsystem mit Kapazi-tätsmarkt in Deutschland weiterzuführen, wobei eine Teilnahme von aktuell nicht in Förde-rung befindlichen KWK-Anlagen an den Auktionen im Kapazitätsmarkt jederzeit möglich ist. Ebenso können sich auch KWK-Neuanlagen ungefördert über den Kapazitätsmarkt finanzie-ren:\r\n1.\r\nBeibehaltung des KWKG und gleichzeitige Teilnahme der geförderten Anlagen am Ka-pazitätsmarkt. Dies wird beispielsweise in Polen praktiziert, wobei die KWK-Fördersumme und die Zahlung aus dem KM verrechnet werden, um eine Überförderung auszuschließen.\r\n2.\r\nBeibehaltung des KWKG und keine Teilnahme von geförderten Anlagen am Kapazi-tätsmarkt. Der Aufbau von KWK-Anlagen würde weiterhin über das KWKG angereizt werden und die Menge an gesicherter Leistung aus dem KWKG würde bei der Mengen-Dimensio-nierung der Kapazitätsausschreibungen nach dem KM berücksichtigt. Dies wird bei-spielsweise in Belgien und Großbritannien so gehandhabt.\r\n3.\r\nDas KWKG wird nicht weitergeführt und KWK-Anlagen werden über den KM ange-reizt. Es stellt sich die Frage, ob die erwarteten Kapazitätszahlungen aus technologieoffenen Ausschreibungen für Neuinvestitionen in KWK-Anlagen ausreichen oder, ob technolo-giespezifische Anpassungen im Kapazitätsmarktdesign notwendig wären, die der Tech-nologieoffenheit entgegenstehen würden. Darüber hinaus würde mit Wegfall des KWKG ein bewährtes, unkompliziertes und zentrales Instrument zur Förderung der Ef-fizienz sowie des Fernwärmeausbaus wegbrechen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 34\r\n›\r\nBDEW-Position: Die Modellergebnisse einer von Frontier Economics für den BDEW erstell-ten Studie haben ergeben, dass im Fall einer ausschließlichen Teilnahme von KWK-Anlagen in zentralen Kapazitätsmarktausschreibungen die erwarteten Erlöse aus Kapazitätsmarkt-zahlungen und Strommarkt deutlich niedriger liegen als die aktuellen Erlöse aus Strom-markt und KWKG. Um die gewünschten Effizienzgewinne auf Strom- und Wärmeseite zu ermöglichen, ist der Erhalt einer KWK-Förderung notwendig. Daher wäre ohne technologie-spezifische Anpassungen im Kapazitätsmarktdesign für KWK-Anlagen die Refinanzierung ausschließlich über einen stromseitigen Kapazitätsmarkt deutlich erschwert. Technologie-spezifische Anpassungen, wie die Einführung eines spezifischen Ausschreibungssegments, führen aus BDEW-Sicht zu Ineffizienzen im Kapazitätsmarktdesign, bergen beihilferechtli-che Risiken und sollten vermieden werden.\r\nBei Orientierung an der in Polen praktizierten Variante eines Kapazitätsmarktes mit Teil-nahme geförderter KWK-Anlagen würde ebenfalls die Komplexität im Kapazitätsmarktde-sign und in der Ex-post-Abrechnung deutliche erhöht. Für nicht in KWKG-Förderung befind-liche Anlagen KWK-Anlagen ist eine Teilnahme an den Ausschreibungen zum Kapazitäts-markt ohne weiteres möglich. Die Teilnahme auch von geförderten KWK-Anlagen am Kapa-zitätsmarkt zur sachgerechten Verteilung der KWK-Kosten ist zielführend, muss jedoch mit Augenmaß ausgestaltet werden, um Wettbewerbsverzerrungen für KWK-Anlagen und an-deren Marktteilnehmer zu vermeiden. Gerade bei der Einführung des Kapazitätsmarktes ist hohe Komplexität jedoch zu vermeiden. Darüber hinaus besteht nicht zuletzt im Hinblick auf den Kohleausstieg Zeitdruck zur Einführung eines Kapazitätsmarktes. Eine Lösung nach dem polnischen Vorbild sollte daher mittelfristig für ein Zielmodell des Kapazitätsmarktes geprüft werden.\r\nDaher spricht sich der BDEW dafür aus, das KWKG zu verlängern und in KWK-Förderung befindliche Anlagen im Hinblick auf die Einführung des Kapazitätsmarktes bei der Dimen-sionierung zu berücksichtigen, ohne dass sie zu Beginn an den Ausschreibungen für Zeit-räume teilnehmen, für welche sie eine Förderung nach dem KWKG erhalten. Vorausset-zung hierfür ist, dass die Fördersätze im KWKG der Höhe nach sachgerecht die Wirtschaft-lichkeitslücke von KWK-Anlagen auch tatsächlich im Hinblick auf gestiegene Brennstoffkos-ten und sinkende Markterlöse durch Einführung des Kapazitätsmarktes ausgleichen. Anla-gen, die sich aktuell nicht mehr in KWKG-Förderung befinden, sowie KWK-Anlagen, welche aus der Förderung ausscheiden, dürfen ohne Weiteres von Beginn an am Kapazitätsmarkt teilnehmen. Auf diese Weise kann Komplexität bei der Ausgestaltung des KM vermieden und eine Einführung auf Basis funktionierender Instrumente, wie dem KWKG, beschleunigt erfolgen. Gleichzeitig muss die Ausgestaltung des derzeit so unsicheren\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 34\r\nInvestitionsrahmens für KWK-Anlagen nicht auf eine Einführung des Kapazitätsmarktes warten und kann stattdessen über das KWKG kurzfristig verlängert werden und damit für Betreiber hocheffizienter Strom- und Wärmenetzsysteme die notwendige Planungssicher-heit für anstehende Investitionen schaffen. Die im KWKG gesetzlich vorgeschriebene Evalu-ierung der KWK stellt, sofern sie frist- und sachgerecht erfolgt, überdies sicher, dass es we-der zu einer Über- noch Unterförderung im Hinblick auf die Einführung eines Kapazitäts-marktes kommt. Eine enge Kopplung der KWK-Evaluierung an die praktische Einführung des Kapazitätsmarktes ist daher unerlässlich. Diese Evaluierung sollte neben der Überprü-fung der spezifischen Fördersätze und den Auswirkungen des Kapazitätsmarktes auf die Markterlöse auch die mittelfristige Teilnahme geförderter KWK-Anlagen an den Kapazitäts-ausschreibungen zum Ziel haben.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 34\r\n18 Anforderung 26: Kostenverteilung\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Mindestens 90 % der Kosten im Rahmen des Kapazitätsmechanismus müssen den Verbrauchern auf der Grundlage ihres Verbrauchs während mindestens 1 % und höchstens 5 % der Stunden (oder Marktzeiteinheiten) mit den höchsten Preisen in den einzelnen Jahren (oder einzelnen Lieferfenstern) zugewiesen werden. Von Bilanzkreisverant-wortlichen (z. B. Versorgern) können Entgelte verlangt werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Bei der Finanzierung eines Kapazitätsmarktes stellt sich die zentrale Frage, wer die entstehenden Kosten tragen sollte. Grundsätzlich ist es sachgerecht, wenn diejenigen Verbraucher zahlen, die in Knappheitssituationen auf die Vorhaltung von Kapazi-täten zurückgreifen. Dabei muss jedoch beachtet werden, dass einzelne Verbraucher durch eine Verteilung der Kosten auf die höchsten Preisspitzen (1 %) zu stark belastet werden könnten. Dadurch gestalten sich die Belastungen beim gleichzeitigen Erhalt der Lenkungs-wirkung berechenbarer. Eine Umlage, die alle Verbraucher zahlen, wäre zwar administrativ einfach, würde aber flexible Verbraucher „bestrafen”. Gleichzeitig gilt es zu beachten, dass durch Extremereignisse hohe Strompreise auch durch hohe Commodity-Preise entstehen können.\r\nDie Einführungen einer dynamischen Umlage mit Referenzpunkt im Day-Ahead Markt hat Auswirkungen auf das Verhalten der Marktteilnehmer in anderen Märkten. Diese Auswir-kungen sind zu beobachten. Auch die Anpassung im Zuge des Agnes Prozesses auf Indust-rienetzentgelte sind bei der Ausgestaltung auf Wechselwirkungen zu prüfen.\r\nEine Umlage nach dem Verursacherprinzip schafft hingegen Anreize zur Investition in nach-frageseitige Flexibilität. Die Wirksamkeit dieses Ansatzes hängt jedoch stark davon ab, dass die Kosten ex ante bekannt sind. Denn je besser die tatsächlichen Kosten abschätzbar sind, desto effizienter werden flexible Verbraucher reagieren. Bei der Anreizwirkung für Flexibilität ist zwischen dem Potenzial zur langfristigen Lastreduktion und der kurzfristigen Nachfrageflexibilität zu unterscheiden.\r\nIn der Praxis ist eine exakte Ex-ante-Preisprognose jedoch unmöglich, da die tatsächlichen Kapazitätskosten für den Einzelverbraucher von zukünftigen Marktsituationen und den tat-sächlichen Bedarfen in den Knappheitssituationen abhängen. Zu beachten ist außerdem, dass sich niemand von der Umlage befreien können sollte. Zudem ist entscheidend, ob ein flächendeckender Smart-Meter-Rollout erfolgt ist. Nur so könnten Versorger zeitgenau nachvollziehen, auf wen sie die Kosten umlegen und flexibles Verhalten entsprechend ho-norieren.\r\nBei der Kostenallokation legt der BDEW grundsätzlich folgende normativen Kriterien zu-grunde:\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 34\r\n\r\nVerbraucher, die in Zeiten der Knappheit Kapazitätsbedarf haben, sollen für die anfallen-den Kosten aufkommen.\r\n\r\nGesondert sind die im Kapazitätsmarkt bezuschlagten Lastflexibilitäten zu berücksichti-gen.\r\n\r\nVerbraucher sollen durch Lastreduktion ihre Kosten und den Kapazitätsbedarf insgesamt senken können. Dafür müssen sie möglichst frühzeitig, jedoch spätestens am Vortag ein Signal erhalten.\r\n\r\nSollte zur Kostendeckung der Kapazitätsauktion eine Ex-post-Umlage nötig sein, muss diese niedriger sein als die Ex-ante-bekannt Umlage. Die Abwicklung sollte insbesondere über die Stelle, die auch den Kapazitätsmarkt verwaltet, und nicht über die Versorger erfolgen.\r\n›\r\nBDEW-Positionierung: Der BDEW begrüßt den Ansatz, die Kosten nach dem Verbrauch in den teuersten Stunden zu verteilen, und betont, dass es hierfür keinen Goldstandard gibt. Es muss ein Ausgleich zwischen zu hoher Komplexität und einer verursachungsgerechten Verteilung einerseits sowie finanzieller Überforderung von Akteuren, die kein Peak-Shaving betreiben können, andererseits gefunden werden. Die Herausforderung besteht dabei ins-besondere darin, die Rolle von Lastflexibilität zu berücksichtigen und Doppelzählungen zu vermeiden, um die Anforderung mit geringer Komplexität zu erfüllen.\r\nHierzu schlägt der BDEW folgenden Mechanismus vor:\r\nZu Beginn eines jeden Jahres sollte der Strikepreis im Day-Ahead-Markt zur Kostenvertei-lung bekannt gegeben werden. Hierzu bieten sich beispielsweise die Grenzkosten des teu-ersten in den Ausschreibungen bezuschlagten Kraftwerks oder die Preisschwelle der ein Prozent teuersten Viertelstunden aus dem Vorjahr an.\r\n\r\nWird der Strikepreis im Jahresverlauf erreicht, findet folgende Kostenaufteilung Anwen-dung:\r\nΣ(𝑀𝑎𝑟𝑘𝑡𝑟ä𝑢𝑚𝑢𝑛𝑔𝑠𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠∗𝐵𝑒𝑧𝑢𝑠𝑐ℎ𝑙𝑎𝑔𝑡𝑒𝑠 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛)𝐿𝑒𝑡𝑧𝑡𝑒 𝐴𝑢𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛𝐸𝑟𝑠𝑡𝑒 𝐴𝑢𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛𝑏𝑒𝑧𝑢𝑠𝑐ℎ𝑙𝑎𝑔𝑡𝑒𝑠 𝐾𝑎𝑝𝑎𝑧𝑖𝑡ä𝑡𝑠𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 ∗ 𝑆𝑡𝑢𝑛𝑑𝑒𝑛 𝑖𝑚 𝐽𝑎ℎ𝑟 ∗ 0.01\r\nZum Jahresende würde so im Normalfall entweder zu viel oder zu wenig Geld eingenom-men werden, da der Strikepreis häufiger, oder seltener als erwartet erreicht wird. Im Grundsatz können in diesen Fällen dann die Mehr- oder Mindereinnahmen über Kapazitäts-marktkonten ins Folgejahr übertragen und ausgeglichen werden. Um Extremszenarien (bspw. Krisenjahre, oder Jahre, in denen der Strikepreis nicht erreicht würde) müssen un-terjährige Evaluationen stattfinden, um in absoluten Ausnahmefällen den Strikepreis unter-jährig anpassen zu können.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 34\r\nVoraussetzung hierfür ist die Einführung eines Kapazitätsmarktkontos zum Ausgleich der Kosten. Die Kostenabwicklung erfolgt über den Kapazitätsmarktverantwortlichen. Hier sollte auf jeden Fall eine Einbindung der Stromlieferanten minimiert werden, um den admi-nistrativen Aufwand gering zu halten. Darüber hinaus ist es sachgerecht, die vollständigen KM-Kosten auf die Verbraucher in den Spitzenstunden zu verteilen, um zusätzliche Komple-xität, bspw. bei der Berücksichtigung von Speichern zu vermeiden.\r\nDiese Art der Kostenallokation führt zu einem klaren und effizienten Ex-ante-Signal an die Verbraucher, sodass diese Anreize haben, flexibel zu reagieren.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 34\r\n19 Anforderung 29: Verfügbarkeitsverpflichtung und Produktdefinition\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Für die Verfügbarkeit wird die Summe aus i) der gelieferten Leistung und ii) der auf den Day-Ahead-, Intraday- und Regelreservemärkten angebotenen Verfüg-barkeit, die nicht zu einer Aktivierung führte, zugrunde gelegt.\r\n›\r\nProblemstellung: Eine zentrale Herausforderung besteht darin, eindeutig zu bestimmen, zu welchen Zeitpunkten Kapazitätsanbieter verfügbar sein müssen und wie sich diese Ver-fügbarkeit wirksam kontrollieren lässt. Damit ein Kapazitätsmarkt seinen Zweck erfüllt, muss das Produkt so gestaltet sein, dass steuerbare Kapazitäten verlässlich dann einsatzbe-reit sind, wenn tatsächliche Knappheitssituationen auftreten.\r\nKnappheit kann entweder durch physikalische Knappheit im Netz, angezeigt durch die Sys-temverantwortlichen, oder über hohe Preise, die physikalische Knappheit widerspiegeln, definiert werden.\r\n\r\nPhysikalische Knappheit ist für Kapazitätsanbieter schwieriger prognostizierbar und kann in einzelnen Jahren ganz ausbleiben. Dies erschwert die Kontrolle und erhöht das Risiko, dass Kapazitäten teilnehmen, die im Ernstfall nicht liefern können.\r\n\r\nMarktliche Knappheit bietet eine höhere Prognostizierbarkeit für alle Akteure. Allerdings kann auch sie nicht sämtliche Knappheitssituationen erfassen, sodass einzelne physikali-sche Engpässe unberücksichtigt bleiben können. Hierfür zeigt üblicherweise eine Verfüg-barkeitspreisschwelle an, ab wann eine Knappheit vorliegt. Herausforderung ist es diese zu parametrieren, da hohe Preise nicht zwingend Knappheit widerspiegeln.\r\nZur Definition des Produktes der Kapazitätsverpflichtung gehört neben der Verfügbarkeits-preisschwelle auch die Berücksichtigung einer Rückzahlungsverpflichtung, um Übergewinne zu vermeiden. Diese ist im Grundsatz unabhängig von der Verfügbarkeitspreisschwelle. Eu-ropäische Genehmigungen erfolgen inzwischen faktisch nur noch unter Einbeziehung eines solchen Mechanismus. Für Speicher und Flexibilitätsoptionen ist dessen Berechnung der Rückzahlung jedoch besonders komplex. Darüber hinaus führt die Einführung einer Rück-zahlungsverpflichtung zu höheren Geboten, da die zurückzuzahlenden Gewinne in die Ge-bote eingepreist werden. Im Modell der Reliability Options (RO) wird eine zusätzliche Preis-schwelle der Rückzahlungsverpflichtung (RO-Preisschwelle) eingeführt, diese kann mit der Verfügbarkeitspreisschwelle verknüpft werden.\r\nBei Speichern wiederum ist zu berücksichtigen, dass diese ihre Erlöse nicht über das allge-meine Preisniveau realisieren, sondern durch die Preisdifferenzen am Stromgroßhandel. Eine Abschöpfung auf Basis des Strompreisniveaus ist daher in diesen Fällen übermäßig komplex.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 34\r\nSchließlich stellt sich die Frage, ob die Preisschwelle der marktlichen Knappheit zugleich jene dritte Preisschwelle (Umlagenpreisschwelle) darstellen soll, ab der die dynamische Umlage gemäß Anforderung 26 greift.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW spricht sich für die Einführung einer marktlich indizierten Ver-fügbarkeitsverpflichtung aus, die an eine indexierte Verfügbarkeitspreisschwelle gekoppelt ist. Diese wird bereits zu Beginn der Ausschreibung transparent festgelegt und täglich an aktuelle Preisentwicklungen, wie den Commodity-Preisen angepasst. Diese Schwelle muss oberhalb der Grenzkosten des teuersten Kraftwerks liegen, um dessen wirtschaftlichen Weiterbetrieb sicherzustellen.\r\nDer BDEW befürwortet die Einführung einer Reliability Option. Um zusätzliche Komplexität zu vermeiden, kann die RO-Preisschwelle auf der Höhe der Verfügbarkeitspreisschwelle an-gesetzt werden. Lastflexibilitäten sind aus der Rückzahlungsverpflichtung auszunehmen, um Komplexität zu vermeiden. Selbiges gilt für Speicher, die bei der Ausgestaltung der RO gesondert betrachtet werden müssen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 34\r\n20 Fazit und Ausblick\r\nDie Einführung eines Kapazitätsmarktes auf Grundlage der CISAF-Anforderungen ist ein zent-raler Schritt, um die absehbare Versorgungslücke in Deutschland effizient zu schließen. Alle Versorgungssicherheitsanalysen zeigen deutlich, dass ohne zusätzliche gesicherte Leistung be-reits in den kommenden Jahren Versorgungsrisiken auftreten könnten. Angesichts der langen Realisierungszeiträume für Kraftwerksneubauten ist eine schnelle politische Entscheidung, Ausgestaltung und Umsetzung zwingend erforderlich. Das von der Bundesregierung formu-lierte Ziel, den Mechanismus bis 2027 zu implementieren, muss daher konsequent mit den nö-tigen Personalressourcen verfolgt werden.\r\nWie das Papier zeigt, bieten die im CISAF genannten Anforderungen in zahlreichen Punkten hierfür einen zielführenden Rahmen, welcher ebenfalls die Kompatibilität mit bereits beste-henden Kapazitätsmärkten in anderen Mitgliedstaaten gewährleistet. Eine Orientierung an diesen Vorgaben ist zielführend, um eine zügige Genehmigung durch die Europäische Kommis-sion zu ermöglichen und gleichzeitig ein möglichst einfaches, transparentes und wirksames Marktdesign sicherzustellen. Dabei muss stets offengehalten werden, aus Erfahrungen zu ler-nen und bei Bedarf nachzusteuern.\r\nFür eine erfolgreiche und schnelle Implementierung ist die enge Einbindung der Energiewirt-schaft entscheidend. Nur im Dialog zwischen Politik, Ministerien und Marktakteuren kann ein effizienter Kapazitätsmarkt entstehen, der sowohl Investitionen in neue, flexible Kapazitäten ermöglicht als auch den Anforderungen an Versorgungssicherheit, Flexibilität und Klimaneut-ralität gerecht wird.\r\nAnsprechpartner\r\nMerlin Bähr Fachgebietsleiter Marktdesign merlin.baehr@bdew.de +49 30 300 199 1554\r\nTimon Groß Fachgebietsleiter Nachhaltiges Stromsystem timon.gross@bdew.de +49 30 300 199 1309"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022563","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur EPBD-Umsetzung im GEG und Wärmenetzrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1e/2b/695695/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170010.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 26. Januar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nNationale Umsetzung der EPBD mit Fokus GEG\r\nEckpunkte für eine Positionierung\r\nVersionsnummer: E 6.0\r\nSeite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einordnung ........................................................................................................ 3\r\n2 Die Positionen des BDEW zusammengefasst: ..................................................... 4\r\n3 Hauptanforderungsgröße................................................................................... 6\r\n4 Versorgungsoptionen / EE-Anteile ..................................................................... 8\r\n5 Nullemissionsgebäude ....................................................................................... 9\r\n6 Bewertung Fernwärme ...................................................................................... 9\r\n6.1 Allokationsmethoden für die Brennstoffaufteilung auf den Strom- und Wärmeteil aus KWK-Anlagen ......................................................................... 9\r\n6.2 Pauschale Primärenergiefaktoren für Wärmenetze .................................... 10\r\n7 Renovierungspläne / MEPS ............................................................................... 11\r\n8 Solarenergie / Gebäudeautomation / Lebenszyklusbilanzierung ........................ 12\r\nSeite 3 von 13\r\n1 Einordnung\r\nDie europäische Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (englisch: Energy Performance of Buildings Directive – EPBD) wurde 2002 erstmals erlassen und seitdem mehr-fach novelliert. Die aktuelle Fassung der EPBD (2024/1275/EU) wurde am 8. Mai 2024 im Amtsblatt der EU verkündet und ist am 28. Mai 2024 in Kraft getreten. Die EPBD enthält Um-setzungsaufträge an die Mitgliedstaaten zur ganzheitlichen energetischen Bewertung und Ver-besserung der Energieeffizienz von Gebäuden. Die novellierte EPBD muss durch die Mitglied-staaten im Wesentlichen bis zum 29. Mai 2026 in nationales Recht umgesetzt werden. Das Bundes-Klimaschutzgesetz, welches mit Bezug zur europäischen Zielerreichungsvorgabe ver-bindliche Zielvorgaben zur Minderung der Treibhausgasemissionen für Deutschland angepasst vorgibt, sollte auch bei der Umsetzung der EPBD berücksichtigt werden.\r\nIm Vergleich zum Basisjahr 1990 ist eine Reduktion der Emissionen um 65 Prozent bis 2030, um 88 Prozent bis 2040 sowie die Erreichung der Treibhausgasneutralität bis spätestens 2045 vorgesehen. Diese nationalen Zielsetzungen werden durch europäische Vorgaben flankiert: Nach der novellierten Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) ist im Gebäudesektor bis 2030 ein Anteil Erneuerbarer Energien von 49 Prozent zu erreichen. Die überarbeitete EPBD ver-pflichtet die Mitgliedstaaten darüber hinaus, ab 2030 ausschließlich emissionsfreie Neubauten zu errichten und bis 2050 einen klimaneutralen Gebäudebestand sicherzustellen.\r\nDie EPBD macht Vorgaben für Wohngebäude (Neubau und Gebäudebestand) sowie Nicht-wohngebäude (Neubau und Bestand). Für den Neubau gelten die strengsten Anforderungen; für den Bestand gilt es, die Gesamtenergieeffizienz mittels verschiedener Maßnahmen, wie nationalen Renovierungsplänen, sukzessive zu erhöhen. Die im aktuellen GEG enthaltene 65Prozent-Vorgabe für den Einsatz Erneuerbarer Energien dient der Umsetzung der europäi-schen Vorgaben und unterstützt die Zielstellungen sowohl der bisher geltenden EPBD als auch deren Novellierung im Jahr 2024. Mögliche Alternativ-Regelungen müssen sich daran messen lassen. Eine Beibehaltung der Regelungen der §§ 71 ff GEG1 als ein Baustein zur Erreichung dieser Ziele und zur Umsetzung der EPBD schafft Planungs- und Investitionssicherheit. Die Vor-gaben der §§ 71 ff. GEG sollten nach Auffassung des BDEW aber vereinfacht und praxistaug-lich ausgestaltet werden. Hierbei sind gegebenenfalls Übergangslösungen vorzusehen, die eine geordnete Umsetzung ermöglichen. Eine ersatzlose Streichung dieser Vorschriften - ohne\r\n1 Zum FAUNA-Prozess des §71 k GEG hat der BDEW einen konkreten Vorschlag im Rahmen der EnWG – Novelle zur Umsetzung der Gas-Binnenmarlt-RL eingebracht. Der FAUNA-Prozess ist dabei durch die Transformartionspla-nung der VNB zu ersetzen.\r\nSeite 4 von 13\r\nandere Mechanismen zur entsprechenden THG-Minderung - würde die Erreichung der natio-nalen und europäischen Klima- und Energieziele erheblich gefährden und wird daher seitens des BDEW abgelehnt. Die Energiewirtschaft investiert in großem Umfang in die Wärmewende und benötigt langfristige Planungssicherheit.\r\n2 Die Positionen des BDEW zusammengefasst:\r\n›\r\nDie EPBD legt Gesamtprimärenergie als Hauptanforderungsgröße fest. Der BDEW un-terstützt die Neuorientierung der Anforderungsgröße im Rahmen der Transformation der Wärmeversorgung, da der Zubau Erneuerbarer Energien die bisherige Berechnungs-logik verzerrt. Somit ist die Einbeziehung der Erneuerbaren Energien-Anteile in Ge-samtprimärenergie als Anforderungsgröße folgerichtig.\r\n›\r\nDer BDEW sieht – nach aktuellem Diskussionsstand – die Option der Pauschalfaktoren als geeignete Grundlage der weiteren Diskussion an.\r\n›\r\nDie im aktuellen GEG enthaltene 65Prozent-Vorgabe für den Einsatz Erneuerbarer Ener-gien dient der Umsetzung der europäischen Vorgaben und unterstützt die Zielstellun-gen sowohl der bisher geltenden EPBD als auch deren Novellierung im Jahr 2024. Mögli-che Alternativ-Regelungen müssen sich daran messen lassen. Eine Beibehaltung der Re-gelungen der §§ 71 ff GEG2 als ein Baustein zur Erreichung dieser Ziele und zur Umset-zung der EPBD schafft Vertrauen sowie Planungs- und Investitionssicherheit.\r\n›\r\nDas in der EPBD verankerte Zielbild eines europäischen „Nullemissionsgebäudes“, das die Rahmenanforderungen an neue und grundlegend sanierte Gebäude in der EU zu-künftig harmonisieren soll, bietet aus Sicht des BDEW einen wesentlichen Mehrwert für die nationale Umsetzung: Zunächst sollten die vorgeschlagenen Versorgungsoptionen ohne weitergehende Anforderungen in nationales Recht übernommen und die gegebe-nen Freiheitsgrade – insbesondere für bilanziell bezogenes Biomethan – genutzt wer-den.\r\n›\r\nDie „Stromgutschriftmethode“ trennt in einen fossilen Verdrängungsmix und einen „Reststrom“, was bei hohen EE-Anteilen im Stromnetz viele Stunden im Jahr kaum noch plausibel ist. Ein angemesseneres Verhältnis zwischen EE-Wärme und fossiler KWK-\r\n2 Zum FAUNA-Prozess des §71 k GEG hat der BDEW einen konkreten Vorschlag im Rahmen der EnWG – Novelle zur Umsetzung der Gas-Binnenmarlt-RL eingebracht. Der FAUNA-Prozess ist dabei durch die Transformartionspla-nung der VNB zu ersetzen.\r\nSeite 5 von 13\r\nWärme bietet die Carnot-Methode, weil die Allokation nicht von der Stromsystembilanz abhängt. Eine abrupte Umstellung würde jedoch die Emissionsfaktoren für eine große Anzahl an Wärmenetzen verschlechtern, die Kundenattraktivität dadurch senken und könnte den Ausbau daher weiter bremsen. Eine vorausschauende Pauschalierung der Faktoren für Wärmenetze wäre in der Lage solchen Brüchen entgegenzuwirken, die durch einen Wechsel der Allokationsmethode entstehen können. Bei der zukünftigen Methode nach Primärenergiefaktoren ist es wichtig, dass es keine Verzerrungen zwischen Energieträgern und Heiztechnologien gibt. Mit einer Pauschalisierung der Primärenergiefaktoren für Wärmenetze können bei der Umstellung auf die gesamte Primärenergie Komplexität und Bürokratie sowie das Auf-treten von Brüchen und eine Unabhängigkeit von der KWK-Allokation erreicht werden.\r\n›\r\nMit Bezug zu den Renovierungsvorgaben für Nichtwohngebäude spricht sich der BDEW dafür aus, die Wirtschaftlichkeit und Sinnhaftigkeit der Maßnahmen im Blick zu behal-ten und die Maßnahmen mit dem geringsten Aufwand zielgenau umzusetzen. (Nationale Maßnahmen zu Wohngebäuden, für die nach EPBD ebenfalls ein Gebäude-renovierungsplan umzusetzen ist, liegen noch nicht vor und werden hier zunächst noch nicht aufgegriffen.)\r\n›\r\nDer BDEW begrüßt die Prüf- und sukzessiven Gebäudeausstattungspflichten zur Nut-zung von Solarenergie. Eine bundeseinheitliche Regelung ist eine Chance, den bisheri-gen Flickenteppich zu harmonisieren. Auch die Potenziale der Gebäudeautomation sol-len zukünftig verstärkt gehoben werden. Dabei ist es aus Sicht des BDEW folgerichtig, zunächst Nichtwohngebäude mit leistungsstarker Anlagentechnik in die Pflicht zu neh-men. Besonderes Augenmerk sollte auf die praktikable Umsetzung der Berechnung des Lebenszyklus-Treibhauspotenzials neuer Gebäude gelegt werden. Hierbei würde für die betriebsbedingten Emissionen von Neubauten ein pauschaler Wert angesetzt wer-den, was durch den Emissionshandel und die Vorgaben des Nullemissionsgebäudes ge-rechtfertigt ist.\r\n›\r\nEs ist bei der Umsetzung der EPBD in nationales Recht darauf zu achten, dass dies so einfach wie möglich, praktikabel und unbürokratisch erfolgt. Die Fokussierung auf die Gesamtprimärenergie als Hauptanforderungsgröße ist grundsätzlich sinnvoll, sollte aber die Wechselwirkung mit der räumlichen Wärmeplanung, einer kosteneffiziente Dekar-bonisierung und der systemdienlichen Netzinfrastruktur nicht außer Acht lassen. Durch eine bessere Verzahnung des zukünftigen GEG/GMG mit dem WPG können die not-wendigen Rahmenbedingungen geschaffen werden, um die Potentiale der Wärmepla-nung für die Erreichung der angestrebten Klimaneutralität zu heben. Dabei muss zu-künftig ein \"level playing field\" gewährleistet werden. Insbesondere dürfen\r\nSeite 6 von 13\r\nVersorgungsoptionen, die einen wesentlichen Dekarbonisierungsbeitrag leisten, in der energetischen Bilanzierung nicht benachteiligt und so aus dem Wärmemarkt verdrängt werden.\r\n3 Hauptanforderungsgröße\r\nAls Hauptanforderungsgröße für die energetische Bewertung von Gebäuden setzt die EPBD zukünftig auf die Gesamtprimärenergie (bisher die nicht erneuerbare Primärenergie). Sie for-dert im Art. 5 die Festlegung von Mindestanforderungen an Gesamtenergieeffizienz. Die Ge-samtenergieeffizienz eines Gebäudes soll dabei zum Zwecke der Einhaltung der Mindestanfor-derungen an die Gesamtenergieeffizienz durch einen numerischen Indikator für den Primär-energieverbrauch pro Bezugsflächeneinheit und Jahr in kWh/(m² a) ausgedrückt werden.\r\nDie Gesamtprimärenergie als Anforderungsgröße bezieht dabei zum Beispiel Umwelt- und Solarwärme mit ein und kann nur mit gewissen Modifikationen (wie der Anpassung der Pri-märenergiefaktoren für Biomasse und Wasserstoff) die gewünschte Lenkungswirkung (Erhö-hung des EE-Anteils) entfalten. Dabei kann mit der Wahl der Primärenergiefaktoren bzw. wei-terer Bewertungskriterien der Einsatz eines Energieträgers oder einer Technologie erschwert oder begünstigt werden, sodass die angestrebte Entwicklung im Gebäudebereich erreicht wird. Bei der zukünftigen Methode nach Primärenergiefaktoren ist es wichtig, dass es keine Verzerrungen zwischen Energieträgern und Heiztechnologien gibt.\r\nEine Umstellung der Hauptanforderungsgröße von Primärenergie auf CO2- bzw. THG-Emissio-nen, die der Formulierung im Koalitionsvertrag entsprechen würde („Die erreichbare CO2-Ver-meidung soll zur zentralen Steuerungsgröße werden)“, scheint nicht EPBD-konform zu sein. Eine weitere Anforderung für THG- oder CO2-Lasten während der Betriebsphase (zusätzlich zu einer Primärenergie-Anforderung) ist für neue Gebäude unwahrscheinlich, da ohnehin spätes-tens ab 1. Januar 2030 für alle neuen Gebäude das Lebenszyklus-Treibhausgaspotenzial be-rechnet werden muss und die Zielvorgaben für das kumulative Lebenszyklus-Treibhausgaspo-tenzial eingehalten werden müssen.\r\nDer BDEW unterstützt die Neuorientierung der Anforderungsgröße im Rahmen der Transfor-mation der Wärmeversorgung, da der Zubau Erneuerbarer Energien die bisherige Berech-nungslogik verzerrt. Somit ist die Einbeziehung der Erneuerbaren Energien-Anteile in Ge-samtprimärenergie als Anforderungsgröße folgerichtig.\r\nDie EPBD fordert eine vorausschauende/zukunftsorientierte gesamtenergetische Bewertung. Dies ist sinnvoll, da die Effizienz von Strom- oder Fernwärmesystemen kontinuierlich oder zu-mindest schrittweise zunimmt, insbesondere durch den steigenden Anteil erneuerbarer Ener-giequellen. Aktuell wird eine Zukunftsorientierung über den Primärenergiefaktor von 5 Jahren\r\nSeite 7 von 13\r\ndiskutiert. Dem kann der BDEW – auch vor dem Hintergrund der prognostizierten PEF für Strom und Fernwärme – inhaltlich folgen, da dies auch im Einklang mit dem erwarteten Ener-giemix auf Grundlage der nationalen Energie- und Klimapläne (NECP) steht. (ergänzender Hinweis: Die Absenkung des Gesamt-PEF für Strom wird zukünftig deutlich fla-cher verlaufen als in den zurückliegenden Jahren der nicht-erneuerbare-PEF für Strom.)\r\nDiese Primärenergiefaktoren oder Gewichtungsfaktoren können auf nationaler Ebene festge-legt werden und stützen sich auf nationale, regionale oder lokale Informationen. Bei den aktu-ellen Überlegungen sind diese Ausgangsgrößen die THG-Emissionen, die der Nutzung der Energieträger im Gebäudebereich zu Grunde liegen.\r\nIm Ergebnis wurden von den Forschungsnehmern des BMWE zwei Optionen vertiefend vorge-stellt:\r\n›\r\nOption (mitschwingender) Klimaeffizienzfaktor\r\n\r\nFormel mit Gewichtung von Klimaschutz und Ressourcenschutz in einem Klimaeffi-zienzfaktor, der anteilig sowohl den Primärenergieeinsatz als auch die Klimawir-kung bewertet.\r\n\r\nBeispielsweise 50/50, wobei die Werte (politisch) festgelegt werden können.\r\n›\r\nOption Pauschalfaktoren\r\n\r\nWerden definiert, um energiewirtschaftlich sinnvolle Lösungen im Gebäude zu er-möglichen.\r\n\r\nSollen begründbar (herleitbar) und kompatibel mit der EPBD intendierten Steue-rungswirkung sein\r\nHinweis: Die PEF werden über den Neubau hinaus, z. B. über die Renovierungspläne, über die MEPS der NWG auch Bedeutung für den Gebäudebestand haben.\r\nDer BDEW sieht – nach aktuellem Diskussionsstand – die Option der Pauschalfaktoren als ge-eignete Grundlage der weiteren Diskussion. Es ist darauf zu achten, dass die große THG-Min-derung / Klimaschutzwirkung von Biogas/Biomethan – gerade im Zusammenhang mit Gülle-nutzung – adäquat Berücksichtigung findet.\r\n(zu Pauschalfaktoren in der Fernwärme, siehe weiter unten im Kapitel Fernwärme)\r\nDas Referenzgebäude wird im neuen System der Gesamtprimärenergie-Betrachtung ange-passt werden müssen. Ziel muss dabei sein, ein System sinnvoll, praktikabel und attraktiv baubarer Gebäude mit hoher Gesamteffizienz zu definieren (ggf. auch mit Pauschalwerten für Standardgebäude). Dabei ist der Gebäudebestand ebenso zu berücksichtigen wie die Ein-heitlichkeit mit Förderprogrammen und ein geordneter Übergang in das neue System.\r\nSeite 8 von 13\r\n4 Versorgungsoptionen / EE-Anteile\r\nDie EPBD fordert, dass die Mitgliedstaaten den Austausch von eigenständigen, mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizkesseln in bestehenden Gebäuden anstreben, um den nationa-len Ausstiegsplänen für mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizkesseln zu entsprechen. Sie verpflichtet die Mitgliedsstaaten zu einer ganzheitlichen energetischen Bewertung von Gebäu-den und flankiert erstmals explizit das Ziel eines klimaneutralen Gebäudebestands bis 2050. Die im aktuellen GEG enthaltene 65 Prozent-Vorgabe für den Einsatz Erneuerbarer Energien dient der Umsetzung der europäischen Vorgaben und unterstützt die Zielstellungen sowohl der bisher geltenden EPBD als auch deren Novellierung im Jahr 2024. Mögliche Alternativ-Re-gelungen müssen sich daran messen lassen. Die Beibehaltung der Regelungen der §§ 71 ff GEG3 als ein Baustein zur Erreichung dieser Ziele und zur Umsetzung der EPBD schafft Ver-trauen sowie Planungs- und Investitionssicherheit.\r\nVersorgungsoptionen (Heizungsarten) nach § 71 Abs. 3 GEG ermöglichen aktuell den An-schluss an ein Wärmenetz, die Installation einer Wärmepumpe, einer Stromdirektheizung, ei-ner solarthermischen Anlage, einer Heizungsanlage zur Nutzung von (gasförmiger) Biomasse oder grünem/ blauem Wasserstoff (auch bilanziell) oder einer Hybridheizung (mit Wärme-pumpe oder Solarthermie). Bei Wahl einer dieser Versorgungsoptionen gilt die 65 %-Anforde-rung als erfüllt.\r\nGemäß dem in der EPBD festgehaltenen Erwägungsgrund Nummer 22 gilt Energie, die durch Verbrennung erneuerbarer Brennstoffe erzeugt wird, als am Standort erzeugte Energie aus er-neuerbaren Quellen, wenn die Verbrennung des erneuerbaren Brennstoffs am Standort statt-findet. Damit ist die Vor-Ort-Nutzung von beispielsweise mit Biomethan gespeisten Systemen EPBD-konform. Dies gilt es auch national umzusetzen.\r\nSpätestens ab Einführung des Nullemissionsgebäude-Standards – 2028 für neu errichtete öf-fentliche und 2030 für sämtliche Neubauten – dürfen diese vor Ort keine CO2-Emissionen aus fossilen Brennstoffen mehr verursachen.\r\n3 Zum FAUNA-Prozess des §71 k GEG hat der BDEW einen konkreten Vorschlag im Rahmen der EnWG – Novelle zur Umsetzung der Gas-Binnenmarlt-RL eingebracht. Der FAUNA-Prozess ist dabei durch die Transformartionspla-nung der VNB zu ersetzen.\r\nSeite 9 von 13\r\n5 Nullemissionsgebäude\r\nDas in der EPBD verankerte Zielbild eines europäischen „Nullemissionsgebäudes“, das die Rah-menanforderungen an neue und grundlegend sanierte Gebäude in der EU zukünftig harmoni-sieren soll, bietet aus Sicht des BDEW einen wesentlichen Mehrwert für die nationale Umset-zung: Zunächst sollten die vorgeschlagenen Versorgungsoptionen ohne weitergehende Anfor-derungen in nationales Recht übernommen und die gegebenen Freiheitsgrade – insbesondere für bilanziell bezogenes Biomethan – genutzt werden. Der BDEW unterstützt ausdrücklich die einhergehende Verpflichtung zur Nutzung Erneuerbarer Energien und die Vermeidung von vor-Ort-Emissionen vorbehaltlich technischer bzw. wirtschaftlicher Härtefallregelungen.\r\nDie pauschalen Erfüllungsoptionen des aktuell gültigen GEG könnten dafür fortgeführt wer-den, da sie selbst neuen EPBD-Regelungsansätzen, die die Dekarbonisierung von Energiever-sorgungsoptionen vorausschauend mitdenken, gerecht werden. Nach Auffassung des BDEW spricht die Praktikabilität des Ansatzes sowie der geringe bürokratische Regelungsaufwand für eine Beibehaltung der pauschalen Erfüllungsoptionen.\r\nNicht umgesetzt werden sollte das in den (unverbindlichen) Leitlinien vorgeschlagene, kilo-wattstundenscharfe Kompensationsprinzip für einen restfossilen Energiebezug zukünftiger Nullemissionsgebäude. In der bereits laufenden Transformationsphase werden Energieträger und -systeme sukzessive auf das Ziel eines klimaneutralen Gebäudebestandes ausgerichtet. Diesem Umstand werden die vorherig beschriebenen, pauschalen Erfüllungsoptionen gerecht, die ebendiesen Zubau Erneuerbarer Energien vorausschauend mitdenken.\r\n6 Bewertung Fernwärme\r\n6.1 Allokationsmethoden für die Brennstoffaufteilung auf den Strom- und Wärmeteil aus KWK-Anlagen\r\nIm heutigen Bewertungssystem werden KWK-Einspeiser mit dem Stromverdrängungsmix be-wertet, während zusätzliche Nachfragesegmente, beispielsweise elektrische Wärmebereitstel-lung, mit dem Durchschnittsmix bewertet werden. Die “Stromgutschriftmethode” verwendet die Aufteilung in einen (fossilen) Verdrängungsmix, der durch KWK-Strom ersetzt wird, und einen „Reststrom“, der angesichts der hohen Anteile Erneuerbarer Energien in Deutschland zu vielen Stunden des Jahres nicht mehr zu rechtfertigen ist. Darüber hinaus liefert die Stromgut-schriftmethode negative Werte, wenn Energieträger mit besonders niedrigen PEF eingesetzt werden, die dann auf einen unteren Schwellenwert begrenzt werden, sodass eine Differenzie-rung dieser Anlagen nicht mehr erfolgen kann, da sie alle auf diesen unteren Schwellenwert gekappt werden.\r\nSeite 10 von 13\r\nEin angemesseneres Bewertungsverhältnis zwischen erneuerbaren Energien (EE)-Wärme und fossiler KWK-Wärme bietet die Carnot-Methode zur Allokation der KWK-Brennstoff-mengen. Bei der Anwendung der Carnot-Methode besteht das oben genannte Problem nicht, da die Höhe der allokierten Energien/THG-Emissionen nicht mehr von der Bilanz des Stromsys-tems abhängt. Aber: Durch eine Abkehr von der Stromgutschriftmethode wird der große Vor-teil der KWK – der in der Vergangenheit bei deutlich geringeren EE-Anteilen im Stromnetz durchaus nachvollziehbar war – in Fernwärmenetzen eliminiert. Somit birgt der punktuelle Wechsel der Allokationsmethode und die damit einhergehende Verschlechterung der Emissi-onsfaktoren von Fernwärme die Gefahr, der weiteren Verlangsamung des Ausbaus aufgrund abnehmender Attraktivität für Kunden. Es werden daher sinnvolle Übergangsregelungen für Wärme aus KWK-Anlagen bei einer langfristigen Umstellung zur Carnot-Methode benötigt, um plötzliche Sprünge in der Bewertung von Wärmenetzen zu vermeiden. Ferner sollte es für be-stehende Wärmelieferverträge, die auf PEF-Werte mit Stromgutschriftmethode referenzieren, Bestandsschutz geben.\r\n6.2 Pauschale Primärenergiefaktoren für Wärmenetze\r\nMit einer Pauschalisierung der zukunftsorientierten Primärenergiefaktoren für Wärmenetze können bei der Umstellung auf den Gesamtprimärenergiebedarf Komplexität und Bürokratie vermieden werden. Eine Pauschalierung der Faktoren für Wärmenetze wäre zudem in der Lage den Brüchen ent-gegenzuwirken, die durch einen Wechsel der Allokationsmethode entstehen können.\r\nDie Idee der Anwendung pauschaler Primärenergiefaktoren ist also zu begrüßen. Um dabei eine angemessene Lenkungswirkung der Primärenergiefaktoren für Wärmenetze zu erreichen, sollten bei der Verwendung von Pauschalfaktoren zwei Verwendung finden:\r\n1.\r\nEin Standardfaktor für alle Wärmenetze unabhängig davon, wie effizient sie sind, so-dass der Anschluss an ein Wärmenetz für Gebäudeeigentümer gegenüber anderen Heiztechnologien nicht unattraktiv wird. Diese Pauschaloption bietet Wärmenetzbe-treibern die Möglichkeit bereits heute weitere Gebäude anzuschließen.\r\n2.\r\nEin Effizienzfaktor für Wärmnetze, die ihren Dekarbonisierungspfad bereits beschritten haben und die weitere Planung bspw. mithilfe eines Dekarbonisierungsfahrplans nachweisen können. Für diesen Effizienzfaktor ist die Ausgestaltung eines Pauschalfaktors ein praktibabler Weg\r\nVor dem Hintergrund der Wachstums- und Entwicklungsziele im Fernwärmesektor ist es von entscheidender Bedeutung, in diesem Zusammenhang sicherzustellen, dass es zu keiner Bevorzugung einer dezentralen Wärmepumpe gegenüber einem Fernwärmenetzanschluss kommt. Mit dem Effizienzfaktor sollte daher mit möglichst niedrigem bürokratischem\r\nSeite 11 von 13\r\nAufwand eine Technologieoffenheit zur dezentralen Wärmepumpe geschaffen werden. Aufgrund des Pauschalsystems ist eine KWK-Allokation nicht mehr nötig.\r\nVor dem Hintergrund der Technologieoffenheit und der Wachstums- und Entwicklungsziele bei den Wärmenetzen ist es von entscheidender Bedeutung, in diesem Zusammenhang sicherzustellen, dass es zu keiner Bevorzugung einer gebäudeintegrierten Wärmepumpe ge-genüber einem Wärmenetzanschluss kommt. Mit dem Effizienzfaktor sollte daher mit mög-lichst niedrigem bürokratischem Aufwand eine Technologieoffenheit zur gebäudeintegrierten Wärmepumpe geschaffen werden. Aufgrund des Pauschalsystems ist eine KWK-Allokation nicht mehr nötig.\r\nEs ist zu beachten, dass die wahrscheinliche Art der Wärmeversorgung erst mit Vorliegen der Wärmeplanung aufgezeigt werden kann, dementsprechend muss darauf geachtet werden, dass die Fristen synchron sind und keine neuen Fristen eingeführt werden.\r\n7 Renovierungspläne / MEPS\r\nIn Deutschland gibt es rund 2 Mio. GEG-relevante Nichtwohngebäude (NWG) gem. der Defini-tion des GEG (geheizt/gekühlt und keine Wohngebäude). Der BDEW spricht sich für die Beibe-haltung der NWG-Definition des GEG aus.\r\nDie EPBD fordert verbindliche Mindestvorgaben für die Gesamteffizienz – sogenannte MEPS (Minimum Energy Performance Standards) – für NWG. Durch die Mitgliedsstaaten muss der Bestand an NWG zum Stichtag 01. Januar 2020 erfasst werden, um die sogenannten Schwel-lenwerte der 16% und 26% ineffizientesten NWG zu definieren. Die Schwellenwerte können festgelegt werden:\r\n›\r\nNach Anzahl der Gebäude\r\n›\r\nNach Nutzfläche (hier wäre eine deutlich größere Menge betroffen).\r\nAktuell wird diskutiert, die Anzahl der unmittelbar MEPS-verpflichteten NWG durch Annah-mefiktionen (Bauten neuer als 1995 usw.) zu reduzieren, um den Aufwand realisierbar zu hal-ten und zielgenau die energetisch schlechtesten Gebäude „zu treffen“. Dieses Vorgehen sollte transparent und konsequent umgesetzt werden.\r\nDes Weiteren kann die Festlegung der Werte erfolgen nach:\r\n›\r\nDifferenziert nach Gebäudetypen / -Kategorien oder\r\n›\r\nfür den gesamten Bestand\r\nDa unter Berücksichtigung des Gesamtprimärenergieansatzes bei der Betrachtung des gesam-ten Bestandes eine Verzerrung hin zu wenigen Gebäudetypen (beispielsweise Krankenhäuser\r\nSeite 12 von 13\r\nmit hohem Strombedarf für raumlufttechnische Anlagen) entstehen würde, kann der BDEW eine Gebäudetypenklassifizierung nachvollziehen.\r\nBei der Diskussion darum, ob:\r\n›\r\nein festen Bedarfs- oder Verbrauchswert (kWh/m²a) oder\r\n›\r\nein x-Faktor zum Verbrauch eines entsprechenden Referenzgebäudes (beispielsweise „4x schlechter als heutiger Neubau“)\r\nzur Bewertung herangezogen wird, spricht sich der BDEW dafür aus, die Wirtschaftlichkeit und Sinnhaftigkeit der Maßnahmen im Blick zu behalten und die Maßnahmen mit dem geringsten Aufwand umzusetzen. Zudem sollte auf vorhandene, aktuelle Daten zurückgegriffen werden und keine neuen allgemeinen Datenlieferverpflichtungen implementiert werden.\r\n8 Solarenergie / Gebäudeautomation / Lebenszyklusbilanzierung\r\nDie novellierte EPBD bedingt weiterhin Anpassungen im Bereich der technischen Gebäudeaus-stattung sowie bei den Anforderungen an die energetische Bilanzierung.\r\nIn diesem Zusammenhang begrüßt der BDEW zunächst die Prüf- und sukzessiven Gebäude-ausstattungspflichten zur Nutzung von Solarenergie. Eine bundeseinheitliche Regelung ist eine Chance, den bisherigen „regionalen Flickenteppich“ zu harmonisieren.\r\nAuch die Potenziale der Gebäudeautomation sollen zukünftig verstärkt gehoben werden. Da-bei ist es aus Sicht des BDEW folgerichtig, zunächst Nichtwohngebäude mit leistungsstarker Anlagentechnik (290 kW) in die Pflicht zu nehmen. Eigenständige Benchmarkberechnungen und die Fähigkeit von Gebäuden, Verantwortliche über Effizienzabweichungen zu informieren, sind in diesem Zusammenhang die wichtigsten Hebel.\r\nBesonderes Augenmerk sollte auf die praktikable Umsetzung der Berechnung des Lebenszyk-lus-Treibhauspotenzials neuer Gebäude i. R. d. Artikels 7 gelegt werden. Viele Eingabepara-meter für diese Berechnung liegen bereits aus Verpflichtungen oder freiwilligen Informationen anderer Regelwerke (z. B. Umweltproduktdeklarationen oder Ökodesign-Anforderungen) vor. Die Nutzung dieser Grundlagen sollte, wie auch die Möglichkeit generischer Daten im Falle ho-her Erfüllungsaufwände, zugelassen werden. Der BDEW sieht das Treibhausgasminderungspo-tenzial insbesondere abhängig von der Verwendung unterschiedlicher Baustoffe, da die tech-nische Gebäudeausrüstung bereits über das Ökodesign (und zukünftig auch über die ESPR-Verordnung) reguliert wird und Effizienzanforderung erfüllt werden müssen.\r\nSeite 13 von 13\r\nFür eine unbürokratische Bewertung der gesamten Betriebsphase schlägt der BDEW daher vor, energetische Pauschalfaktoren heranzuziehen, die die fortschreitende Dekarbonisierung über die 50-jährige Betrachtung der Energieversorgungsoptionen vorausschauend abbilden. Zudem sind die Versorgungsoptionen für zukünftige Nullemissionsgebäude vordefiniert und jeweils bereits mit nationalen oder europäischen Dekarbonisierungsanforderungen adressiert. Zusätzlich reizt der Emissionshandel die Bereitstellung und den Einsatz dekarbonisierter Ener-gieträger zunehmend an. Somit bildet sich ab, dass ein Großteil des in der Breite des Gebäude-sektors ab 2030 betrachteten Lebenszyklus bis 2080 bereits im Korridor der angestrebten Kli-maneutralität liegt, und damit keiner zusätzlichen Regulierungsbedarf."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023143","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle 2026 zur Anpassung der Fördermechanismen für erneuerbare Energien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/23/24/709616/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230011.pdf","pdfPageCount":28,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 16. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAnforderungen des BDEW an die anstehende EEG-Novelle\r\nSeite 2 von 28\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Fördermechanismus .......................................................................................... 4\r\n2.1 EEG-Novelle 2026: Zeithorizont und Fristen .................................................. 4\r\n2.2 Zweistufiges Verfahren ................................................................................... 5\r\n3 Neue Regelungen im EEG: Die wichtigsten Punkte .............................................. 6\r\n3.1 Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch mögliche negative Marktprämie ................................................................................................... 6\r\n3.2 Umsetzung der Übererlösabschöpfung in Fördermodell mit Marktwertkorridor ......................................................................................... 9\r\n3.3 Reduktion der Erlösrisiken aufgrund von § 51 EEG im Fördermodell des Hybriden CfD .................................................................................................. 9\r\n3.4 Dynamische Übererlös-Abschöpfung ........................................................... 12\r\n3.5 Fortbestand der Ausbaupfade und Flächenziele für Erneuerbare Energien bis 2030......................................................................................................... 15\r\n3.6 Stufenweise Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung von EE-Anlagen .................................................................................................... 17\r\n3.7 Kosteneffizienzpotenziale bei der Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien ........................................................................................................ 19\r\nSeite 3 von 28\r\n1 Einleitung\r\nDas Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hatte für den Herbst 2025 eine Novelle des Erneu-erbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) angekün-digt. Die Gesetzesänderungen sind Teil des Maßnahmenpakets zur Anpassung des Rahmens für die Energiewende im Strombereich. Neben der Implementierung eines technologieoffenen Kapazitätsmarkts und der Weiterentwicklung des Netzausbaus sowie der Erschließung dezent-raler Flexibilität sollen auch die Erneuerbaren Energien (EE) künftig markt- und systemdienli-cher gefördert werden als bisher.\r\nDer BDEW hat bereits umfangreiche Diskussionsbeiträge zur Umsetzung der Energieziele der neuen Bundesregierung eingebracht. Mit diesem Positionspapier legt der BDEW Vorschläge für Maßnahmen zum Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien vor, die im EEG und Wind-SeeG besonders dringend und mit Blick auf die Zeitabläufe der Gesetzgebungsprozesse auf na-tionaler, wie auch auf EU-Ebene, besonders zügig umgesetzt werden müssen.\r\nDie zu implementierenden Konzepte sollten die Balance zwischen den angestrebten Zielen mit einer hohen Genauigkeit und Komplexität und der praktischen Umsetzbarkeit im Rahmen von realistischen Umsetzungspfaden beachten. Die Branche unterstützt das Ziel eines effizienten und sicheren Energiesystems. Ohne realistische und zeitlich gut aufeinander abgestimmte Umsetzungspfade wird dieses Ziel jedoch ebenso verfehlt, wie mit unterambitionierten Zielen. Vor diesem Hintergrund werden in diesem Papier Pfade vorgeschlagen, um diese Balance zu wahren.\r\nDie in den folgenden Kapiteln vorgeschlagenen Schritte zur Anpassung des Fördermechanis-mus im EEG sollten gleichzeitig auch für das WindSeeG umgesetzt werden. Hintergrund ist, dass das WindSeeG separat aber zeitlich parallel zum EEG beihilferechtlich genehmigt wurde und entsprechend nun angepasst sowie neu beihilferechtlich genehmigt werden muss, um den Offshore-Wind-Ausbau basierend auf einem zweiseitigen Absicherungsmechanismus er-folgreich fortsetzen zu können (siehe BDEW-Stellungnahme zur WindSeeG-Reform 2026).\r\nIn diesem Zusammenhang möchten wir auch auf die Bedeutung des Bürokratieabbaus im Kon-text des EEG hinweisen. Das EEG steht exemplarisch für den Anstieg der Anzahl an Gesetzen in der Energiewirtschaft. Es wurde im Jahr 2000 als wegweisende Initiative gefeiert, um den Aus-bau erneuerbarer Energien in Deutschland voranzutreiben. Der Ausbau der Erneuerbaren ist ein wichtiger Teil der Energiewende und das EEG ist hierbei ein wesentlicher Motor. Doch im Laufe der Jahre führten die wiederkehrenden Novellierungen und Ergänzungen im EEG dazu, dass das Gesetz immer komplexer und kleinteiliger wurde. Neben den 7 großen Novellierun-gen gab es zudem 56 Änderungen des Gesetzes.\r\nSeite 4 von 28\r\nStartete der Gesetzgeber im Jahr 2000 noch mit überschaubaren 12 Paragrafen, wuchs das EEG bis 2021 auf 200 Paragrafen an. In den nächsten zwei Jahren reduzierte sich immerhin der Umfang u.a. durch den Wegfall der EEG-Umlage auf 167 Paragrafen. Die Regelungen bleiben jedoch umfangreich und im Detail komplex. Das Beispiel „Wegfall der EEG-Umlage“ zeigt je-doch, dass eine Reduzierung der Regelungsdichte grundsätzlich möglich und weiterhin not-wendig ist. Dies gilt umso mehr vor dem Hintergrund, dass die Bundesregierung mit dem Koa-litionsvertrag, mit der Modernisierungsagenda und auch mit der Föderalen Modernisierungsa-genda entscheidende Schritte für modernere Prozesse und weniger Bürokratie gehen will.\r\n2 Fördermechanismus\r\n2.1 EEG-Novelle 2026: Zeithorizont und Fristen\r\nSeit Einstufung der EEG-Förderung als „staatliche Beihilfen“ im Sinne des Europarechts bedarf jede förderrelevante Änderung des Gesetzes einer beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre haben gezeigt, dass sich die beihilferechtliche Prüfung durch die Europäische Kommission (KOM) lange hinziehen kann. Ist eine solche Genehmigung der KOM erforderlich und ausstehend, können die Unternehmen der Energiewirtschaft mangels Planungssicherheit keine Investitionen tätigen oder neue Pro-jekte planen, die mit dem noch unsicheren gesetzlichen Rahmen in Zusammenhang stehen. Dies resultiert letztlich auch aus dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt in § 101 EEG 2023.\r\nAußerdem gilt die bisherige beihilferechtliche Genehmigung des EEG nur bis zum 31. Dezem-ber 2026. Daher muss das EEG für ab dem 1. Januar 2027 neu in Betrieb zu nehmende oder neu zu bezuschlagende EEG-Anlagen an die beihilferechtlichen EU-Rechtsvorgaben angepasst worden sein, damit für diese Anlagen dann ab dem 1. Januar 2027 eine EEG-Förderung mög-lich ist. Zur Gewährleistung einer EEG-Förderperspektive für Neuanlagen und zur Vermeidung eines temporären Förderausfalls Anfang 2027 und weitreichendem Einbruch beim EE-Ausbau muss folglich die EEG-Novelle Mitte 2026 vom Bundestag beschlossen und spätestens Ende 2026 durch die KOM beihilferechtlich genehmigt worden sein.\r\nSchon jetzt laufen in den Unternehmen der Energiewirtschaft die Projektplanungen für EE-An-lagen, die ab 2027 in Betrieb gehen sollen. Aus Sicht des BDEW muss der durch das Bundes-wirtschaftsministerium (BMWE) derzeit verfolgte Zeitplan für die EEG-Novelle mit einem Ab-schluss des Gesetzgebungsverfahrens Mitte 2026 und einer rechtzeitigen beihilferechtlichen Genehmigung der EEG-Änderungen bis Ende 2026 unbedingt eingehalten werden.\r\nSeite 5 von 28\r\nAbbildung 1: Zeitplan des BMWE für die anstehende EEG-Novelle\r\n2.2 Zweistufiges Verfahren\r\nUm die Einhaltung des Zeitraums für den Abschluss der EEG-Novelle auf Bundesebene bis Be-ginn der Sommerpause 2026 einzuhalten, empfiehlt der BDEW ein Vorgehen in zwei Stufen für die Weiterentwicklung des EEG: In der ersten Stufe sollten nur Neuerungen eingeführt werden, die keinen erheblichen Sys-temwechsel mit sich bringen und somit zügig umzusetzen sind. Hierzu gehört die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlös-Abschöpfung im EEG. Er sollte aus Sicht des BDEW in die bestehende Fördersystematik des EEG eingebaut werden und in der ersten Stufe nicht mit einem Wechsel der Fördersystematik verbunden werden. Zudem sollten die Vorgaben der EU-Strombinnenmarktverordnung (nach Artikel 19d) zu einer effizienten Teilnahme an den Strommärkten und der Vermeidung marktverzerrender Wirkung der Förderregeln eingehalten werden.\r\nEin Wechsel der Fördersystematik bringt erhebliche Veränderungen mit sich und muss des-halb hinsichtlich seiner Auswirkungen sorgfältig evaluiert sowie ausführlich mit Energiewirt-schaft und Wissenschaft hinsichtlich ihrer Auswirkungen konsultiert werden. Er sollte als zweite Stufe dann sorgfältig vorbereitet und mit der Energiebranche ausgearbeitet werden, nachdem das EEG 2027 rechtzeitig zum 01.01.2027 in Kraft getreten ist. In der ersten Stufe sollte daher nur eine Übererlösabschöpfung und Gewährleistung einer effizienten Teilnahme der geförderten Anlagen an den Strommärkten angelehnt an die europäischen Mindestanfor-derungen in den bestehenden EEG-Mechanismus eingebaut werden. Diese Mindestanforde-rungen schreiben die Übererlösabschöpfung ab einer Anlagenleistung von 200 Kilowatt (kW)\r\nEEG-Novelle ab Februar 2026\r\nAbschluss Spätsommer 2026 2026EEG-Novelle ab Spät-sommer Februar 2026\r\nSeite 6 von 28\r\nvor. Aus Sicht des BDEW sollte diese Grenze bei der Umsetzung in deutsches Recht nicht un-terschritten werden, da die Umsetzung der Abschöpfung bei den Verteilnetzbetreibern, die den Mechanismus höchstwahrscheinlich werden umsetzen müssen, zu wesentlichem und vor allem neuem Umsetzungsaufwand führt. Die zu erwartenden Einnahmen aus der Übererlösab-schöpfung aus Anlagen unter 200 kW installierter Leistung stehen dazu nach Erwartungen des BDEW in keinem angemessenen Verhältnis.\r\nSofern ein längerfristig geltender Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien eingeführt werden soll, der zu einer noch stärkeren Integration der EE-Erzeugung in die Strommärkte führt und die Liquidität der Terminmärkte stützt, sollte dies erst nach einer fachlichen Diskus-sion mit der Energiewirtschaft und in der Fortsetzung des Erkenntnisgewinns aus bisherigen Diskussionen und Prozessen als zweite Stufe erfolgen. Beim Zeitplan der Umstellung sind auch die langen Projektvorlaufzeiten zu berücksichtigen.\r\n3 Neue Regelungen im EEG: Die wichtigsten Punkte\r\nFolgende Regelungsinhalte sollten vorrangig ohne Anspruch auf Vollständigkeit im Rahmen der kommenden EEG-Novelle umgesetzt werden.\r\n3.1 Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch mögliche negative Marktprämie\r\nGegenwärtig gewährleistet die gleitende Marktprämie im EEG den Erneuerbaren-Ausbau. Sie ist jedoch nur bis Ende 2026 europarechtlich genehmigt. Danach muss ein Fördersystem mit einem Rückzahlungsmechanismus für Einnahmen oberhalb des Förderbedarfs eingeführt wer-den, das die effiziente Teilnahme der geförderten Anlagen an den Strommärkten gewährleis-tet. Dies sehen Art. 19d der EU-Strombinnenmarkt-Verordnung 2024/1747 sowie die Klima-, Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien (KUEBLL) so vor.\r\nDer BDEW schlägt als regulatorisch und auch in den Abrechnungssystemen der Netzbetreiber einfach umsetzbaren Abschöpfungsmechanismus vor, dass die Marktprämie künftig für neu in Betrieb genommene Anlagen bzw. für neu bezuschlagte Anlagen ab einer installierten Leis-tung von 200 kW auch negativ werden kann. Ein Nachteil dieser Regelung könnte sein, dass im Falle einer negativen Marktprämie der Netzbetreiber im Jahresmittel Zahlungen von Anlagen-betreibern einfordern müsste. Ein Inkasso bedeutet erhebliche Aufwände, im Falle einer Insol-venz droht sogar ein Forderungsausfall. Der Netzbetreiber sollten von dieser Inkassopflicht be-freit werden. Andernfalls müssten die entstehenden Aufwände als dauerhaft nicht beeinfluss-bare Kosten (ab 5. Regulierungsperiode: KAnEu) definiert und über die Erlösobergrenze voll-ständig anerkannt werden. Inkassoaufwände und Forderungsausfälle infolge der Insolvenz von Anlagenbetreibern sind vom Netzbetreiber nicht beeinflussbar.\r\nSeite 7 von 28\r\nSie sollten in § 14 EnFG in einer neu zu ergänzenden Ziffer 5 aufgegriffen werden. Hier schlägt der BDEW folgende Formulierung vor:\r\n„5. Forderungsausfälle infolge von Insolvenz eines Anlagenbetreibers bei der Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch eine negative Marktprämie“.\r\nAlternativ können die Forderungsausfälle über die Erlösobergrenze berücksichtigt werden.\r\nDem Vorschlag liegen folgende Überlegungen zugrunde:\r\nDerzeit ergibt sich die Höhe der Marktprämie durch die Differenz zwischen dem Monats- oder Jahresmarktwert zum anzulegenden Wert der jeweiligen EEG-Anlage. Betreiber von EEG-Anla-gen erhalten den mit dem Direktvermarkter vertraglich vereinbarten Preis für den Verkauf ih-res Stroms am Spotmarkt, sowie als Marktprämie die Differenz zwischen Marktwert und anzu-legendem Wert als Zahlung aus dem EEG-Konto. Derzeit kann die Marktprämie im EEG nicht negativ werden, sondern nur auf null sinken. Betreiber von EE-Anlagen erhalten also bei Mo-nats- bzw. Jahresmarktwerten, höher oder gleich ihrem Anzulegenden Wert, keine Zahlung durch das EEG, sie müssen aber auch keine Förderung an das EEG-Konto zurückzahlen.\r\nDarf die Marktprämie künftig auch negativ werden, ergibt sich automatisch eine Rückzah-lungspflicht der Anlagenbetreiber an das EEG-Konto in angemessener Höhe. Für diesen Effekt ist es unerheblich, dass die Marktprämie für neu in Betrieb genommene EEG-Anlagen bzw. für neue Zuschläge nach dem EEG anhand des Jahresmittelwerts des Stroms aus einer nach EEG geförderten EE-Anlage ermittelt wird und nicht mehr nach Monatsmittelwert wie dies für den größten Teil der Bestandsanlagen der Fall ist. Im Falle der Berechnung anhand des Jahresmit-telwerts ist zwar das Auftreten einer negativen Marktprämie im Jahresmittel unwahrscheinli-cher als bei Anlegung des Monatsmarktwertes. Die Rückzahlung ergibt sich aber bereits impli-zit aus der ermittelten Höhe der Marktprämie, wie die folgende Überlegung illustriert:\r\nIn der Anlage 1 des EEG heißt es “Für jede Viertelstunde eines Kalendermonats wird der durchschnittliche Spotmarktpreis mit der Menge des in dieser Viertelstunde gemäß Online-Hochrechnung (...) erzeugten Stroms (...) multipliziert. Die Ergebnisse für alle Viertelstunden des Kalendermonats werden summiert. Diese Summe wird dividiert durch die Menge des in dem gesamten Kalendermonat nach der Online-Hochrechnung (...) erzeugten Stroms (...)”.\r\nDas Ergebnis ist der mengengewichtete Durchschnittserlös einer Anlage am Day-Ahead-Markt. In die Berechnung fließen auch Werte aus Viertelstunden oberhalb des anzulegenden Werts ein. Dadurch berücksichtigt die Marktwertberechnung nach EEG die Mehrerlöse bereits jetzt. Einzige erforderliche Neuerung, damit Preise oberhalb des anzulegenden Wertes dämpfend\r\nSeite 8 von 28\r\nauf die Höhe der Marktprämie wirken, ist die Möglichkeit, diese auch negativ werden zu las-sen.\r\nBeispielrechnung:\r\nDer Anzulegende Wert (AZW) für die Stromerzeugung einer EE-Anlage liegt bei 75 Euro/MWh\r\nDer Monatsmarktwert liegt im Monat 1 bei 0 Euro/MWh und im Monat 2 bei 100 EUR/MWh; die eingespeiste Menge sei in beiden Monaten identisch.\r\nBei einer monatlichen Berechnung der Marktprämie benötigt der Anlagenbetreiber in Monat 1 eine Marktprämie von 75 Euro/MWh. Im Monat 2 erzielt er hingegen einen Erlös von 25 Euro/MWh oberhalb des Anzulegenden Werts. In Monat 2 liegt der technologiespezifische Monatsmarktwert mit 100 Euro/MWh um 25 Euro/MWh über dem anzulegenden Wert. Die Marktprämie in Monat 1 ist laut aktuellem EEG also 75 Euro, in Monat 2 dementsprechend 0 Euro/MWh. Kann die Marktprämie negativ werden, liegt sie im Monat 2 bei -25 Euro/MWh.\r\nIn Summe erhält der Anlagenbetreiber also im Monat 1 75 Euro und muss in Monat 2 25 Euro/MWh zurückzahlen. Daraus ergibt sich im Mittel der beiden Monate der Anzulegende Wert von 75 Euro/MWh. Es fällt für das EEG-Konto also eine Belastung von 50 Euro/MWh für die in Monat 1 erzeugte Menge an, da die negative Marktprämie im Monat 2 die Marktprämie aus Monat 1 wieder abgesenkt hat.\r\nIm Falle einer Berechnung auf Basis des Jahresmarktwertes wird der mengengewichtete Preis über das Jahr berechnet. Dieser entspricht nicht genau dem Mittelwert von 12 Monatsmarkt-werten. Durch die Gewichtung fällt der Jahresmarktwert in der Regel etwas niedriger aus als der Mittelwert aller Monatsmarktwerte. Die Preise von 0 Euro im ersten Monat und von 100 Euro/MWh im zweiten Monat fließen jedoch zu ähnlichen Teilen in den Marktwert ein. Dieser liegt also bei 0 + 100 Euro = 50 Euro. Damit liegt die Marktprämie bei 25 Euro/MWh, die der Anlagenbetreiber für beide Monate erhält – die 50 EUR/MWh aus der monatlichen Berech-nung der Marktprämie belaufen sich nun also auf 25 EUR/MWh für die doppelte Strommenge, also über die beiden Monate jeweils 25 Euro/MWh. Da er im ersten Monat keinen Marktwert erzielt hat, aber im zweiten Monat 100 Euro/MWh, liegt sein Erlös in Summe bei (0 + 25 + 25 + 100) / 2 = 75 EUR/MWh. Das Ergebnis ist also gleich, ebenfalls aufgrund der neuen Möglich-keit der negativen Marktprämie.\r\nSeite 9 von 28\r\n3.2 Umsetzung der Übererlösabschöpfung in Fördermodell mit Marktwertkorridor\r\nAlternativ zur Umsetzung der Übererlösabschöpfung über die Möglichkeit einer negativen Marktprämie ist aus Sicht des BDEW auch die Variante mit einem Marktwertkorridor vorteil-haft, auch wenn sie die Aufwände und Komplexität in der Abrechnung und der Prognose des EEG-Finanzierungsbedarfs erhöht. Sie entwickelt die bisher bestehende Logik der Gleitenden Marktprämie weiter: Es gibt eine Erlösuntergrenze, bei deren Unterschreiten wie bisher eine staatliche Förderung gezahlt wird. Bei Überschreiten der Obergrenze des Marktwertkorridors wird der zusätzliche Erlös entsprechend den neuen EU-Vorgaben abgeschöpft. In diesem Sinne ähnelt es auch Option 2 aus dem BMWK-Optionenpapier vom Sommer 2024 mit dem Unter-schied, dass ein Puffer eingebaut ist. Wie auch vom BMWK selbst vorgeschlagen, wäre auch hier grundsätzlich eine Umstellung von einer zeit- auf eine mengenbasierte Förderung denk-bar, um das Mengenrisiko zu adressieren. Die Kapitalkostenunterschiede hängen in letzter Konsequenz davon ab, wie der untere Wert des Korridors gesetzt wird. Solange dessen Set-zung realistisch erfolgt, dürfte der Korridor nur eine weitere Streuung hinsichtlich der Risikoaf-finität erlauben und damit letztlich wettbewerbsfördernd sein. Setzt man seine Rechnung zur Finanzierung am unteren Ende an, sollte es keine Unterschiede zu einem Fixwert geben. Anla-genbetreiber sind im Falle eines langen Referenzzeitraumes innerhalb des Korridors angehal-ten ihre Anlage markteffizient zu betreiben. Richtig ausgestaltet, kann das Cap und Floor Mo-dell einen effizienten Dispatch anreizen. Die CfD-Option mit Marktwertkorridor ist von den beiden produktionsabhängigen Varianten das vorteilhaftere Modell für die Terminvermark-tung von geförderten Anlagen. Dieser Effekt wird umso größer, je größer der Marktkorridor ist, da sich die am Terminmarkt abzusichernde Preisunsicherheit nicht nur auf Fehlbeträge, sondern auch auf Zusatzerlöse bezieht.\r\n3.3 Reduktion der Erlösrisiken aufgrund von § 51 EEG im Fördermodell des Hybriden CfD\r\nAls innovative Möglichkeit zur Reduktion der Erlösrisiken aufgrund der Regelungen nach § 51 EEG – keine Förderung bei negativen Preisen – im künftigen Fördersystem für Erneuerbare Energien wird in der energiewirtschaftlichen Debatte derzeit der „Hybride CfD“ diskutiert. Bei diesem Fördermodell fallen Zahlungen und Rückzahlungen für EEG-Anlagen nach einer Aus-schreibung 20 Jahre lang nur für die Einspeisung in Viertelstunden mit einem Day-Ahead-Preis über null an. In Viertelstunden mit negativen Strompreisen wird, wie schon jetzt, nach § 51 EEG keine Marktprämie ausgezahlt. Die geförderte Strommenge wird anhand der tatsächli-chen Einspeisung ins Stromnetz ermittelt.\r\nDie in Viertelstunden mit einem negativen Day-Ahead-Preis entgangene Zahlung wird im Ge-gensatz zur Regelung nach § 51a EEG oder dem bisherigen Vorschlag des BDEW – dem\r\nSeite 10 von 28\r\nMarktmengenmodell – unmittelbar im jeweiligen Jahr durch eine Anhebung des Anzulegen-den Werts (AZW) ausgeglichen. Diese Erhöhung leitet sich aus dem Verhältnis der Referenzer-zeugung von EE-Anlagen in Viertelstunden mit negativen und positiven Strompreisen ab. Dar-aus ergibt sich ein Korrekturfaktor, um den der Anzulegende Wert erhöht wird. Das ist vorteil-haft im Sinne niedriger Zinsen für die Projektfinanzierung durch Fremdkapital. Dabei muss klargestellt werden, dass bei Anwendung auf die Einspeisevergütung zuerst die Multiplikation des Korrekturfaktors mit dem anzulegenden Wert und dann die Verringerung nach § 53 EEG erfolgt. Der Korrekturfaktor muss von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) über deren zentrale Internetplattform oder der BNetzA ermittelt und veröffentlicht werden. Die Refe-renzerzeugung wird basierend auf der technologiespezifischen Online-Hochrechnung der ÜNB ermittelt, die auch im aktuellen EEG genutzt wird. Damit würde der anzulegende Wert mit ei-nem Mengenfaktor angepasst, was die Ermittlung der tatsächlichen Vergütung für EEG-Anla-genbetreiber verkompliziert. Sie müsste daher durch den VNB mit für ihn erhöhtem Aufwand erfolgen.\r\nDer hybride CfD ist also primär produktionsabhängig und vermeidet so das Basisrisiko produk-tionsunabhängiger Modelle, die die zu fördernde Strommenge anhand eines theoretisch zu erwartenden Stromertrags ermitteln. Für den Ausgleich des Erlösrisikos aufgrund der Rege-lung in § 51 EEG wird ein produktionsunabhängiger (kapazitativer) Ansatz verfolgt.\r\nAbbildung 2: Ermittlung der Standardleistung in MW zur Ermittlung des Korrekturfaktors zur Berechnung des Anzulegenden Werts\r\nQuelle: Guidehouse\r\nSeite 11 von 28\r\nIm Hybriden CfD bezieht die Jahresmarktwertberechnung – anders als derzeit die Ermittlung der Gleitenden Marktprämie – nur noch Viertelstunden mit positiven Preisen ein, da der Aus-gleich für negative Strompreise über die Erhöhung des Anzulegenden Werts erfolgt. Es wür-den künftig also zwei Jahresmarktwerte existieren – einer für die alte Rechtslage und einer für die neue Rechtslage.\r\nDas Modell des Hybriden CfD hat verglichen mit dem „Marktmengenmodell“ den Vorteil, dass Anlagenbetreiber bereits am Ende eines jeden Betriebsjahres für die in negativen Viertelstun-den entgangene Förderung kompensiert werden würden. Somit unterliegt die Förderung nicht der Inflation, die eine am Ende des gesamten Förderzeitraums nach 20 Jahren nachholende Zahlung stark entwertet.\r\nEine Übererlös-Abschöpfung findet dann statt, wenn der Jahresmarktwert größer als der An-zulegende Wert ist. Letzterer erhöht sich aber durch die Korrektur aus den Viertelstunden mit negativen Preisen. Grundsätzlich muss im Anhang 1 des EEG die Möglichkeit einer negativen Marktprämie eingeräumt werden. Der Hybride CfD kann auch mit der dynamischen Übererlös-abschöpfung versehen werden. Diese Ausgestaltung mit dynamischer Abschöpfung lehnt der BDEW jedoch zum jetzigen Kenntnisstand ab, da sie weitreichende Auswirkungen mit sich bringen würde, während der Nutzen noch nicht quantifizierbar ist. Für die mit der Abrechnung beauftragten Netzbetreiber müssen die Komplexität und der zusätzliche Aufwand möglichst niedrig gehalten werden, aber auch für EE-Betreiber, die für notwendige Abrechnungen mit Kooperationspartnern und Flächeneigentümern auf eine schlanke Umsetzung angewiesen sind. Dies wird mit der Ausgestaltung des Modells über die Möglichkeit einer negativen Markt-prämie am besten erreicht. Wichtig ist auch, dass die Zahlung der durch den Korrekturfaktor erfolgten höheren Marktprämie nicht erst am Jahresende erfolgt, sondern bereits im Laufe des Jahres durch übliche Abschlagszahlungen. Allerdings ist dies nur bei Anlagen mit intelli-gentem Messsystem (iMSys) praktikabel, wenn der endgültige Korrekturfaktor unmittelbar nach Ende des betreffenden Kalendermonats feststeht. Bei SEP-Anlagen in der Einspeisever-gütung kann die Korrektur mit vertretbarem Aufwand nur einmal jährlich im Rahmen der Jah-resabrechnung auf Grundlage eines durchschnittlichen kalenderjahresbezogenen Korrek-turfaktors durchgeführt werden. Eine Möglichkeit zur Vereinfachung der Abrechnung wäre eine jährliche Pauschalregelung mit einer Spitzabrechnung alle 5 Jahre im Rahmen der Spitzabrechnung nach § 36h Abs. (2). Bei der Korrektur des Anzulegenden Wertes ist zu beach-ten, dass sich auch Auswirkungen auf die Redispatch-Abrechnung ergeben.\r\nEntscheidend für eine sinnvolle Implementierung des Hybriden CfD ist zudem der Fortbestand des Referenzertragsmodells für Windenergie an Land. Andernfalls würde an guten Windstand-orten eine Überförderung und im Binnenland ein Fadenriss eintreten. Ohnehin ist an wind-schwächeren Standorten in Süddeutschland der Anteil der Einspeisung zu negativen\r\nSeite 12 von 28\r\nPreisstunden höher als bei Anlagen an windstarken Standorten. Umso wichtiger ist daher ein Ausgleich, um eine bundesweit gleichmäßige Verteilung des Windzubaus zu gewährleisten.\r\nIn negativen Viertelstunden sollte der Strom aus Sicht des BDEW unterhalb des Netzanschlus-ses für zusätzlichen Verbrauch in Sektorkopplungs-Anwendungen wie Elektrolyseuren und Batterien genutzt werden können. Allerdings darf der zwischengespeicherte Strom in positi-ven Viertelstunden nicht als förderbarer EEG-Strom ins Netz zurückgespeist werden, um dann mit den um den Korrekturfaktor angehobenen Anzulegenden Wert gefördert zu werden. Stattdessen dürfen die Batteriespeicher ihren ausgespeicherten Strom lediglich am Strom-markt verkaufen. Diese Regelung bringt allerdings mehr Komplexität in die Abwicklung für Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und ggf. Lieferanten, da der Speicher zusätzlich gemes-sen werden muss. Vor Einführung der Regelung muss daher MiSpeL eingeführt sein, so dass die Marktkommunikation die Regelung abbilden kann. Zudem muss MiSpeL dahingehend ak-tualisiert werden, dass eine Doppelförderung vermieden wird. Dies wird voraussichtlich zum 01.04.2027 der Fall sein.\r\nDer BDEW sieht vor dem Hintergrund des regulatorischen Rahmens in § 51 EEG den Hybriden CfD als ein geeignetes Instrument, um die Erlösrisiken durch negative Strompreisphasen zu ad-ressieren. Gleichzeitig fließen Elemente einer produktionsunabhängigen Förderung ein, die das marktdienliche Verhalten der geförderten Anlagen anreizen. Es stellen sich allerdings noch konkrete Implementierungsfragen, die in einem umfassenden Stakeholderprozess diskutiert werden müssen. Im Falle einer Einführung sollte der hybride CfD aus BDEW-Sicht für alle ge-förderten EE-Anlagen erst ab einer installierten Leistung von 200 kW greifen.\r\n3.4 Dynamische Übererlös-Abschöpfung\r\nWird der von der Strombinnenmarktverordnung vorgeschriebene zweiseitige CfD im einfachs-ten Fall durch eine Anpassung im Anhang 1 EEG so umgesetzt, dass die Marktprämie negativ werden kann (Anpassungen in Anhang 1 EEG), wird in einem Abschöpfungsjahr die antizipierte Marktprämie in die Grenzkosten eingepreist. Die Anbieter werden also nicht bei null Euro/MWh1 bieten, sondern die zu zahlende Marktprämie als Grenzgebot einstellen. Der un-mittelbare Effekt ist eine Anhebung der börslichen Angebotskurve für Neuanlagen und per-spektivisch für alle geförderten EE-Anlagen.\r\n1 Der Einfachheit halber setzen wir in den Ausführungen die tatsächlichen Grenzkosten für EE-Anlagen mit null Euro/MWh an. Ein schwach positiver Wert der Grenzkosten hat keinen Einfluss auf die Argumentation.\r\nSeite 13 von 28\r\nFür das Börsenergebnis gibt es zwei Szenarien:\r\n•\r\nDie Nachfrage bleibt inelastisch. In diesem Falle steigt in Zeiten, in denen die abge-schöpften EE-Anlagen preissetzend sind, der Börsenpreis. Die Nachfrage bezahlt somit die Abschöpfung.\r\n•\r\nDie Abschöpfung ist derart hoch, dass es zu Verschiebungen in der Einsatzreihenfolge kommt, weil die Merit-Order sich verschiebt. Im schlimmsten Fall würden fossile Anla-gen statt EE-Anlagen bezuschlagt, weil das Förderregime die EE-Anlagen aus dem Markt preist.\r\nDem Gedanken einer dynamischen Übererlös-Abschöpfung liegt die Befürchtung zugrunde, dass in Abschöpfungsjahren ein Anreiz entsteht, dass geförderte EE-Anlagen trotz positiver Marktpreise keinen Strom erzeugen und vermarkten, um negative Erlöse zu vermeiden. Zu-dem besteht die Gefahr, dass mehr Abschöpfungsjahre auftreten werden, weil der anzule-gende Wert nominal konstant bleibt und nicht an die Inflation angepasst wird, während die Strompreise steigen. Würde man im EEG den anzulegenden Wert an die allgemeine Preisent-wicklung anpassen – wie z.B. bei Klimaschutzverträgen und anderen Förderregimen –, könn-ten die Zahl der Abschöpfungsjahre und der Betrag der Abschöpfung in den kommenden Jah-ren höchstwahrscheinlich signifikant reduziert werden.\r\nUm die beiden genannten Effekte zu quantifizieren, müsste eine genauere Untersuchung an-gestellt werden.\r\nMit der dynamischen Übererlös-Abschöpfung soll der negative Effekt der Marktprämie auf das Gebotsverhalten durch eine dynamische Abschöpfung neutralisiert werden. Bei diesem Kon-zept soll die Abschöpfung nur dann greifen, wenn sie oberhalb eines zu definierenden Min-desterlöses liegt. Das heißt, ein Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter kann weiterhin ein Gebot bei null Euro/MWh einstellen und wird bei Markträumungspreisen zwischen Null Euro und dem Mindesterlös nicht belastet. So wird der Anreiz für einen Betrieb der EE-Anlage auf-rechterhalten.\r\nSeite 14 von 28\r\nAbbildung 3: Beispielhaftes Auszahlungsprofil durch eine dynamische Übererlös-Abschöp-fung\r\nEine solche Regelung hätte weitreichende Konsequenzen:\r\n•\r\nIm Gegensatz zum normalen Markt, bei dem Erlös und Strompreis ab den Grenzkosten linear verlaufen, der Grenznutzen also konstant ist, entsteht im Regime der dynami-schen Abschöpfung in gewissen Preisbereichen kein Grenznutzen: Ein höherer Strom-preis erzeugt keine höheren Erlöse. Dieses nichtlineare Verhalten muss im Portfolio-management entsprechend berücksichtigt, aber auch in den Direktvermarktungs-Ver-trägen mit den Anlagenbetreibern klar kommuniziert werden. Hier fällt ein deutlich hö-herer Aufklärungsaufwand an. Dieser zusätzliche Aufwand wird sich in den Kosten für die Direktvermarktung niederschlagen und damit entweder in den Strompreisen oder in einem gebremsten EE-Ausbau.\r\n•\r\nEs ist unklar, wie sich dieser Mechanismus in komplexeren Portfolios niederschlägt und ob sich unerwünschte gegenläufige Effekte ergeben.\r\n•\r\nDie dynamische Abschöpfung muss für jede Viertelstunde und für jede Anlage separat berechnet werden. Diese Aufgabe würde vermutlich den Verteilnetzbetreibern zufal-len und zu einer weiteren EEG-bedingten Abrechnungskomplexität für diese führen. Auch diese müssten hierfür IT-Systeme und Personal bereithalten und diese Kosten in den Netzentgelten abbilden.\r\nEine umfassende Analyse, sowohl ökonomisch durch das BMWE als auch durch die betroffe-nen BDEW-Mitglieder (Händler, Erzeuger, Netzbetreiber) steht noch aus und kann in der\r\nSeite 15 von 28\r\nknappen noch zur Verfügung stehenden Zeit für das Parlamentarische Verfahren zur EEG-No-velle nicht mehr geleistet werden.\r\nDer BDEW fordert daher, auf eine Dynamisierung der Übererlös-Abschöpfung anhand des ak-tuellen Börsenpreises zu verzichten.\r\n3.5 Fortbestand der Ausbaupfade und Flächenziele für Erneuerbare Energien bis 2030\r\nDie gemäß EEG 2023 jährlich vorgesehenen Zubaumengen für Erneuerbare Energien stehen im Kontext der europäischen Erneuerbaren-Energien-Richtlinien RED II und RED III. Deutsch-land hat zur Erfüllung seiner Klimaschutzambitionen gesetzlich festgelegt, bis zum Jahr 2030 einen EE-Anteil von 80 % an der Bruttostromerzeugung in Deutschland zu erreichen.\r\nAuf Basis der Annahme eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030 sieht das EEG Ausbauziele für EE-Technologien vor, um dieses 80 %-Ziel zu erreichen. Die Ausbauziele sollen – insbesondere bei der Photovoltaik – durch den Zubau über verschiedene Fördermechanis-men erreicht werden. Bei Windenergie an Land und bei Windenergie auf See wurden die Aus-schreibungsmengen so dimensioniert, dass bei Ausschöpfen der Ausschreibungsvolumina die Zubauziele erreicht werden.\r\nAngesichts eines erwartbar geringeren Stromverbrauchs in 2030 stellt sich die Frage nach der Höhe der Ausschreibungsmengen und der benötigten installierten Leistung im Jahr 2030.\r\nAuf Basis der bisherigen Annahmen im EEG und WindSeeG (Verbrauchsannahmen, Kapazitäts-ziele und diesen zugrunde liegende Volllaststunden) wären für die Erreichung des Ziels, bis 2030 ein Anteil von 80 % Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu realisieren, 600 TWh EE-Strom erforderlich (80 % von 750 TWh). Dies sollte durch die so genannten GW-Ziele an installierter Leistung im Jahr 2030 (PV 215 GW, Wind onshore 115 GW und Wind off-shore 30 GW) erreicht werden.\r\nIn dem am 15. September 2025 veröffentlichten Monitoringbericht zum Start der 21. Legisla-turperiode der Bundesregierung bildet die Entwicklung des Strombedarfs eine maßgebliche Grundlage für die weiteren Überlegungen zur Gestaltung der Energiewende. Angesichts eines laut Gutachten zu erwartenden Stromverbrauchs in 2030 zwischen 600 und 700 TWh stellt sich die Frage nach der Höhe der Ausschreibungsmengen und der benötigten installierten Leistung im Jahr 2030.\r\nDabei müssen jedoch die Volllaststunden und entsprechend die tatsächlichen Stromerträge der letzten Jahre betrachtet werden. Schreibt man diese fort, könnten im Jahr 2030 zwischen etwa 512 TWh (untere Volllaststunden) bis 575 TWh (obere Volllaststunden) EE-Strom-\r\nSeite 16 von 28\r\nerzeugung realisiert werden, wenn die obigen GW-Ziele erreicht werden. Ausgehend von der Prognose der vorherigen Bundesregierung eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030, entspräche dies einem EE-Anteil von 68 % bis 77 %, da optimistischere Volllaststunden zugrunde gelegt wurden.\r\nIn der Abbildung 4 ist neben der Untergrenze von 512 TWh und der Obergrenze von 575 TWh auch der gemittelte Wert von 544 TWh aufgeführt. Werden bis 2030 die bisherigen EE-Aus-bauziele erreicht, wäre bei einem prognostizierten Strombedarf von 650 TWh das EE-Ziel von 80 % im Mittel zu erreichen. Bei der Untergrenze der Volllaststunden ist dies schon nicht mehr gegeben. Wenn der Bruttostromverbrauch bei 700 TWh liegt, dann sind die 80 % im Mittel ebenfalls nicht zu erreichen.\r\nAbbildung 4: EE-Quote bei Berücksichtigung des Strombedarfs im Rahmen des Monitoring-berichts, tatsächlicher EE-Stromerzeugung und einem vollständigen Erreichen der Ausbau-ziele gemäß EEG 2030 Bruttostromver-brauch TWh Untergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Obergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Mittelwert EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) 700 512 (73 %) 575 (82 %) 544 (78 %) 650 512 (79 %) 575 (88 %) 544 (84 %) 600 512 (85%) 575 (96 %) 544 (91 %)\r\nAbbildung 5 zeigt: Eine Verzögerung beim Erreichen der Ausbauziele bis 2030, wie es der Mo-nitoringbericht des BMWE beschreibt2, würde bedeuten, dass selbst bei einem Bruttostrom-verbrauch von 600 TWh das 80 %-Ziel im Mittel nicht erreicht wird.\r\n2 Die Werte stellen einen Durchschnitt der Berechnungen aus den dem Monitoring zugrunde liegenden explorati-ven Szenarien und keine Prognose dar, vgl. Monitoringbericht der Bundesregierung, S. 64\r\nSeite 17 von 28\r\nAbbildung 5: EE-Quote bei Berücksichtigung des Strombedarfs im Rahmen des Monitoring-berichts, tatsächlichen Volllaststunden und verzögertem Erreichen der Ausbauziele gemäß EEG 2030 Bruttostromver-brauch TWh Untergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Obergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Mittelwert EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) 700 443 (63 %) 496 (71 %) 469 (67 %) 650 443 (68 %) 496 (76 %) 469 (72 %) 600 443 (74%) 496 (83 %) 469 (78 %)\r\nAus Sicht des BDEW müssen demzufolge sowohl die Zubauziele als auch die Ausschreibungs-volumina fortbestehen und dürfen nicht im Lichte derzeit vermuteter geringerer Stromver-bräuche im Jahr 2030 nach unten korrigiert werden.\r\nDer BDEW fordert daher einen Fortbestand der bestehenden Ausbaupfade und der zu deren Erreichung festgelegten Ausschreibungsvolumina. Zudem müssen die im Windflächenbedarfs-gesetz (WindBG) geregelten Flächenziele von 1,4 % bis 2025 und 2 % bis 2032 fortbestehen. Sie beeinflussen unmittelbar die Entwicklung der für die EEG-Ausschreibung infrage kommen-den Projektvolumina. Als zusätzliche Flächenoption müssen auch artenarme Forststandorte einbezogen werden.\r\nGerade bei Windenergie an Land haben die erfreulichen Verbesserungen bei der Genehmi-gungssituation zu einer Projektpipeline geführt, die auch bei Erhalt der bestehenden Aus-schreibungsvolumina einen dynamischen Wettbewerb gewährleistet. Ein kostengünstiger wei-terer Ausbau von Windenergie an Land ist also derzeit möglich. Eine Kürzung würde zum Ver-fall von Genehmigungen führen, da viele Projekte nicht die Chance hätten einen Zuschlag zu erlangen. Dies würde den Industriezweig „Wind an Land“ schwächen mit negativen Auswir-kungen auf die wirtschaftliche Entwicklung in Deutschland.\r\n3.6 Stufenweise Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung von EE-Anlagen\r\nUm die Marktintegration der Erneuerbaren Energien voranzutreiben, sollten Neuanlagen auch unter 100 kW ihren Strom künftig verpflichtend direktvermarkten. Dabei ist aus Sicht des BDEW ein stufenweises Einführen der Direktvermarktungspflicht für Anlagen ab 25 kW ziel-führend, das bis 7 kW abgesenkt wird, wenn gewährleistet ist, dass dort intelligente Messsys-teme (iMSys) mit Steuerbox im Massenprozess funktionstauglich eingebaut werden können.\r\nSeite 18 von 28\r\nNur dann ist auch für dieses Anlagensegment ein Zugang zu Direktvermarktern gegeben. We-sentliche Voraussetzung für die Absenkung des Leistungsschwellenwerts für die ver-pflichtende Direktvermarktung von 100 kW auf 25 und später 7 kW ist auch, dass branchen-weit einheitliche, von der BNetzA akzeptierte massengeschäftstaugliche Nachweise nach § 10b Abs. 5 EEG eingeführt sind. Die Sanktionierung von Verstößen gegen § 10b EEG (Vorhalten von Einrichtungen zur marktorientierten Steuerung) aus § 52 EEG 2023 ist aus Sicht des BDEW zu streichen und Nachweise für Fernsteuerbarkeit in einem realistischen Zeitfenster sind zu ermöglichen. Die Erstanmeldung zur Direktvermarktung sollte nicht mehr über das EEG sankti-oniert, sondern nur noch in den Marktprozessen (derzeit noch „MPES“) abgebildet werden. Die Praxis hat gezeigt, dass die Mitteilungspflichten der Anlagenbetreiber nach § 21c EEG 2023, die parallel zu den von der BNetzA festgelegten MPES gelten, zu Missverständnissen und Fehlern führen, die seit Inkrafttreten des EEG 2023 mit eigenständigen Strafzahlungen nach § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 verbunden sind. Klarheit kann diesbezüglich nur geschaffen werden, wenn die MPES sämtliche Veräußerungsformen nach EEG abdecken und § 21c EEG 2023 ohne weitere Bedingungen auf die MPES verweisen würde.\r\nHintergrund ist, dass mit der Absenkung der Schwelle die Anzahl der betroffenen Anlagen sehr stark ansteigt. Eine stufenweise Absenkung ermöglicht es, diese stark steigende Anzahl der Anwendungsfälle praxisgerecht umzusetzen und dabei auch Abläufe in den Unternehmen un-ter Berücksichtigung von Lerneffekten zu entwickeln. Auch in der Übergangszeit bis zum Ein-treten der Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung sollte keine implizite Vermarktungs-rolle der Verteilnetzbetreiber geschaffen werden. Zu beachten ist, dass die Netzbetreiber ne-ben der Abwicklung der für die Direktvermarktung erforderlichen Marktprozesse insbeson-dere die Neugestaltung der Netzentgeltsystematik („AgNes“), die Festlegung zur Marktin-tegration von Speichern und Ladepunkten (\"MiSpeL\"), Regelungen zum Energy Sharing sowie das von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geplante zentrale System zur Aggregation und Ab-rechnung bilanzierungsrelevanter Daten im deutschen Strommarkt (MaBiS-Hub) umsetzen müssen. Die verschiedenen Projekte greifen immer wieder auf die gleichen Ressourcen in den Unternehmen und bei den IT-Dienstleistern zu. Vor diesem Hintergrund sollten die verschie-denen Vorhaben zeitlich aufeinander abgestimmt werden.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, dass EE-Anlagen ab einer installierten Leistung von 25 kWp und ab Inbetriebnahme ab dem 01.01.2027 mit einer Übergangsfrist von einem Jahr ab dem 01.01.2028 ihren Strom verpflichtend ungefördert direktvermarkten müssen. Um den Hoch-lauf der Anwendungsfälle in der praktischen Bearbeitung im Unternehmen gut abwickeln zu können und interne Verfahrensweise zu etablieren, sollten Neuanlagen unterhalb einer Leis-tung von 25 kW erst zum 01.01.2030 in die verpflichtende ungeförderte Direktvermarktung überführt werden, da dann die Einführung des MaBiS-Hub sowie die Umsetzung der neuen\r\nSeite 19 von 28\r\nNetzentgeltsystematik abgeschlossen sein sollten, welches beide große Transformationspro-jekte darstellen und viele Ressourcen in den Unternehmen binden. Aus Sicht des BDEW sollte dabei eine Bagatellgrenze von 7 kW dauerhaft bestehen bleiben, so dass Anlagen unterhalb dieser Leistungsgrenze auch künftig ihren Strom zu den jeweils geltenden Regeln veräußern können. Bereits ab dem 1.1.2027 sollte die gleitende Marktprämie für die Teileinspeisung von PV-Anlagen auf die Höhe des Marktwerts des Überschuss-Stroms abgesenkt werden, so dass Anlagen, die schon vor 2032 in die ungeförderte Direktvermarktung wechseln, einen Vorteil durch die Vermarktung ihres Überschuss-Stroms erzielen können.\r\n3.7 Kosteneffizienzpotenziale bei der Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien\r\nDer aktuelle Fortschritt beim Ausbau Erneuerbarer Energien ist ein Erfolg und das Ergebnis klarer politischer Zielsetzungen, beschleunigter Verfahren und verlässlicher Investitionsbedin-gungen. Gleichzeitig zeigt sich, dass auch beim weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien Effizi-enzpotenziale bestehen. Diese zu heben ist entscheidend, um die Transformation des Energie-systems langfristig kosteneffizient zu gestalten.\r\nDer BDEW hat daher Vorschläge vorgelegt, wie sich die Ausbaupfade der Erneuerbaren Ener-gien effizienter umsetzen lassen – ohne den notwendigen Zubau auszubremsen oder Investiti-onssignale zu schwächen. Viele der Vorschläge eignen sich für eine Umsetzung in der anste-henden EEG-Novelle und können so unmittelbar Kostensenkungspotenziale heben:\r\n1.\r\nDie EEG-Vergütung für neue kleine und mittlere PV-Dachanlagen bis 100 kWp zur Volleinspeisung kann aus Sicht des BDEW abgeschafft werden, da dieses Anlagenseg-ment zur Volleinspeisung ohnehin nur noch einen geringen Anteil an der installierten PV-Leistung ausmacht. Diese Anlagen können ihren Strom aber ungefördert direktvermark-ten.\r\n2.\r\nUm große Dachflächen auf Gebäuden ohne die Möglichkeit zur Eigenversorgung auch weiterhin zu nutzen, empfiehlt der BDEW die Möglichkeit zur Volleinspeisung über Aus-schreibungen für die geförderte Direktvermarktung für PV-Dachanlagen ab 100 kWp. Ausschreibungen für größere PV-Dachanlagen ab 750 kWp – vorbehaltlich der beihilfe-rechtlichen Genehmigung – sollten ebenfalls fortbestehen. Voraussetzung für die Absen-kung der Leistungsgrenze für die Ausschreibung von PV-Anlagen des zweiten Segments ist ein vereinfachtes Verfahren für die Rückerstattung des Projektsicherungsbeitrags nach § 38d EEG.\r\nSeite 20 von 28\r\n3.\r\nFür PV-Dachanlagen zur Eigenversorgung und Teileinspeisung sollte die aktuell geltende Festvergütung für die Überschusseinspeisung ab einer Leistung von 25 kWp durch eine Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung ersetzt werden. Die Schwelle sollte dabei wie oben dargestellt in zwei Stufen abgesenkt werden. Bei der künftigen Anpassung der Förderung der PV-Anlagen mit Eigenverbrauch und Teileinspeisung muss auch das Ergeb-nis des von der BNetzA geleiteten Prozesses zur Neufestlegung der Netzentgelte berück-sichtigt werden. Ein schrittweises Vorgehen sowie Übergangsoptionen können Marktfrik-tionen vermeiden und gleichzeitig Raum für neue Geschäftsmodelle wie die Kombination mit Speichern oder gemeinschaftlichen Nutzungskonzepten geben. Bis zur Umsetzung sollte die Gleitende Marktprämie übergangsweise auf die Höhe des Marktwertes des Überschussstroms abgesenkt werden.\r\nDie Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung sollte allerdings nicht auf Mieterstrom angewandt werden. Diese Projekte verlieren ohne zusätzliche Förderung ihre Wirtschaft-lichkeit, weshalb der aktuelle Förderrahmen für Mieterstrom nicht verändert werden sollte.\r\n4.\r\nSeit einigen Monaten besteht eine Möglichkeit für Sonderabschreibungen von PV-Anla-gen für Unternehmen gemäß dem Investitionsförderprogramm der Bundesregierung. Diese neue Maßnahme ist eine weitere Begünstigung der ohnehin wirtschaftlichen PV-Dachanlagen und Hausspeicher. Diese steuerliche Förderung kann aus Sicht des BDEW da-her wieder zurückgenommen werden.\r\n5.\r\nStrom aus Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) ist heute unter günstigen Bedingun-gen wettbewerbsfähig, jedoch besonders in Kombination mit dem sicheren Investitions-rahmen des EEG im Hintergrund. Um weitere PV-Freiflächenpotenziale zu erschließen, sollten Einschränkungen bei Freiflächenanlagen, wie die Anlagenzusammenfassung bei Anlagen entlang von Verkehrswegen, entfallen bzw. angepasst werden.\r\n6.\r\nDie Erzeugungskosten von PV-Freiflächenanlagen sind umso geringer, je größer die Anlage ist. Im aktuellen EEG liegt die Maximalgröße bei 50 MW, vorbehaltlich der Genehmigung dieses Schwellenwertes durch die EU-Kommission. Größere Anlagen sollen nicht geför-dert werden, da diese von allein wirtschaftlich tragfähig seien. Die wirtschaftlichen Rah-menbedingungen haben sich seitdem aber spürbar verändert. Darum sollte diese Grenze nochmals überprüft und bei Bedarf auf 80 MW angehoben werden.\r\n7.\r\nPV-Freiflächenanlagen sind baurechtlich wenig komplex und sollten daher unbürokrati-scher als derzeit genehmigt werden. Ein Beispiel hierfür ist eine Ausweitung der Privile-gierung der Vorhaben von derzeit 200 auf 500 Meter entlang von Verkehrswegen. Dar-über hinaus würde eine Reform der Erbschaftssteuer auf Flächen mit PV-Freiflächenanla-gen für Bürokratieabbau und Planungssicherheit sorgen.\r\nSeite 21 von 28\r\n8.\r\nDer Anwendungsbereich der naturschutzfachlichen Mindestkriterien für Solaranlagen, die nicht ausschließlich auf, an oder in einem Gebäude angebracht sind, nach § 48 Abs. 6 EEG ist auf Freiflächenanlagen nach Nr. 2 und 3 zu beschränken. Anlagen, die an einer sonstigen baulichen Anlage (z.B. Mauer, Zaun) oder teilweise an einem Gebäude ange-bracht sind (Nr. 1) oder als „Gartenanlage“ errichtet werden (Nr. 1a), können diese Anfor-derungen faktisch häufig nicht erfüllen und müssen daher ausgenommen werden. Auch der diesbezügliche BMWK-Leitfaden (Stand: Juli 2024) bezieht sich ausdrücklich allein auf PV-Freiflächenanlagen. Der Anwendungsbereich von § 37 Abs. 1a EEG ist entsprechend anzupassen.\r\n9.\r\nBei Windenergie an Land haben eine hohe Zahl an Genehmigungsbescheiden und weiter rückläufige Verfahrenslaufzeiten in den meisten Bundesländern zu einer ausreichenden Projektpipeline geführt. Dadurch entsteht in den Ausschreibungen eine wettbewerbliche Preisfindung, die bereits zu einem Sinken der EEG-Zuschlagswerte führt. Diese Entwick-lung muss fortgesetzt werden, um einen geringeren Förderbedarf für Windenergie an Land zu erreichen. Die Ausschreibungsvolumina für Windenergie an Land sollten daher in der aktuellen Höhe fortbestehen. Im Lichte der alleine 2025 erfolgten Neugenehmigun-gen von über 20 GW und der mittlerweile auf nur noch gut 6 ct/kWh gesunkenen Zu-schlagshöhe in den Ausschreibungen könnte das Ausschreibungsvolumen sogar kurzfristig angehoben werden, um das Auslaufen bestehender Projektgenehmigungen zu vermei-den. Sinnvoll wäre beispielsweise, einmalig 10 GW Ausschreibungsmengen zusätzlich in das Ausschreibungsvolumen aufzunehmen, die auch die im Rahmen von NZIA geforderten gesonderten Ausschreibungen umfassen.\r\n10.\r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Er-neuerbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung wäh-rend der Errichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte auch auf private Flä-chen ausgeweitet werden. Insbesondere beim Transport der Rotorblätter für Windener-gieanlagen ist ein Überschwenken von (privaten) Grundstücken kaum vermeidbar und von geringer Nutzungsintensität. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetz-ausbau (§ 12 Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitbandausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz (TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren An-wendung. Dies wird den Netzanschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen und damit de-ren Beitrag zur Energieversorgung vereinfachen und deutlich beschleunigen.“\r\n11.\r\nDie aktuelle Regelung nach § 36h EEG 2023 schafft einen ökonomischen Anreiz zur Ver-dichtung von Windparks: Abschattungseffekte durch benachbarte Windenergieanlagen werden bereits im Standortgütenachweis berücksichtigt. Eine Reform der Kompensation von Windabschattungsverlusten kann dazu beitragen, dass Windenergieanlagen mit größerem Abstand und effizienter zueinander errichtet werden. Die Folge wäre eine\r\nSeite 22 von 28\r\nAbsenkung der Förderkosten im EEG-System. Größere Abstände zwischen den Anlagen können allerdings den Gesamtflächenbedarf erhöhen und sollten daher frühzeitig in die strategische Flächenplanung einbezogen werden. Die Abschaffung des Korrekturfaktors von 50 Prozent im Referenzmodell lehnt der BDEW hingegen ab, da kein Kostenvorteil zu erwarten ist, zumal die Mehrheit neuer Genehmigungen ohnehin für mittlere und schwächere Standorte erteilt wird: Zwar sänke die höchste Vergütung, wenn nur bis zu einer Standortgüte von 60 Prozent extrapoliert würde. Diese Kostenersparnis für das EEG-Konto würde aber das Auseinanderfallen von Erzeugungszentren in Norddeutschland und Verbrauchszentren in Süd- und Westdeutschland begünstigen, denn die Realisierung vie-ler Windkraftprojekte in Süd- und Westdeutschland wäre durch die Abschaffung des Kor-rekturfaktors von 50 Prozent im Referenzmodell nicht mehr möglich. Schon jetzt führt der bisher zu geringe Ausbau der Windenergie in Süddeutschland dazu, dass Stromtransporte über weite Strecken erforderlich werden sowie Netzengpässe verstärkt und damit Netz-kosten und Redispatchkosten ansteigen. Der Ausbau wird durch den Fortbestand des Kor-rekturfaktors 50 % dort priorisiert, wo kein zusätzlicher Netzausbau erforderlich ist, und hoher Verbrauch besteht. Darüber hinaus muss bspw. über eine Südquote die Bezuschla-gung von Windprojekten in Regionen mit guter Verfügbarkeit von Stromnetzen deutlich angehoben werden. Allerdings sollte dennoch darauf geachtet werden, dass die Bundes-länder in Mittel- und Süddeutschland möglichst windhöffige Standorte ausweisen.\r\n12.\r\nDer BDEW unterstützt die übergeordneten Ziele des Net-Zero Industry Act (NZIA) ein-schließlich des Erhalts sowie des Aus- und Aufbaus europäischer Produktionskapazitä-ten insbesondere für die Energiewende kritische Transformationstechnologien im Bereich der Erneuerbaren Energien (EE) und der Energienetze. Damit der NZIA tatsächlich europä-ische Hersteller von Netto-Null-Technologien stärkt und ein Level-Playing Field schafft, muss darauf verzichtet werden, eine hohe Bürokratielast durch eine Vielzahl teils kom-plexer nicht-preisbezogener Kriterien zu schaffen. Der BDEW regt daher dringend an, be-stehende Herausforderungen durch einen Maßnahmenmix zu adressieren, der Investiti-onsabsicherungsprogramme, Bürokratieabbau, Förderung, regulatorische Anpassungen und Anreize beinhalten sollte. Der NZIA allein reicht nicht aus, um die notwendige Resili-enz zu schaffen.\r\n13.\r\nDie Innovationsausschreibung zur Förderung der mittlerweile ohnehin sehr wirtschaftli-chen Batteriespeicher kann bei Kombinationsausschreibungen beendet werden. Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus PV-Freiflächenanlagen und Batteriespeichern werden auch ohne Förderung nach und nach eine stärkere Rolle im ungeförderten PPA-Markt spielen, da diese Kombination das Marktwertprofil von Strom aus Photovoltaik-Anlagen wesentlich verbessert. Daher ist es entscheidend, dass Batteriespeicher in Kombination\r\nSeite 23 von 28\r\nmit EE-Anlagen hinter dem Netzanschlusspunkt durchgehend zugelassen werden müssen. Die freiwerdende Ausschreibungsmenge sollte auf die Ausschreibungsmenge für PV-Frei-flächenanlagen aufgeschlagen werden\r\n14.\r\nEin Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland sollte zunehmend ungefördert im Markt erfolgen. Grüne PPAs sind hierzu ein geeignetes Instrument. Kleinere Unterneh-men sind im PPA-Markt hingegen unterrepräsentiert. Ursächlich sind die hohen Anforde-rungen an die Bonität von Abnehmern für eine langfristige Projektfinanzierung. Das Aus-fallrisiko führt zu hohen Risikoaufschlägen, so dass keine wirtschaftlich tragfähige Projekt-finanzierung mit langer Laufzeit für kleinere Unternehmen mittlerer Bonität möglich ist. Daher sollte dieses Risiko aus Sicht des BDEW durch eine staatliche Besicherung abgefe-dert werden. Eine staatliche Besicherung von PPAs kann Kredit- und Ausfallrisiken durch den PPA-Abnehmer sowie das Bonitäts- und Ausfallrisiko für den EE-Betreiber und die fi-nanzierenden Banken abfedern und senkt insgesamt die PPA-Preise. EE-Anlagen mit Stromgestehungskosten von Grünstrom nahe am Preisniveau des Strommarktes, z. B. große Freiflächen-PV-Anlagen, Windenergieanlagen an Land an sehr guten Standorten und unter passenden Rahmenbedingungen Offshore-Windanlagen können dann auch mit-telständischen Abnehmern PPAs anbieten.\r\n15.\r\nStrom aus kleinen Biogasanlagen bleibt wegen der nicht mehr nennenswert reduzierba-ren Substratkosten dauerhaft eine vergleichsweise teure Erneuerbare Energie mit hohen variablen Kosten. Für eine Anschlussförderung müssen aus der EEG-Vergütung fallende Anlagen eine höhere Flexibilisierung und die Nutzung der Abwärme gewährleisten. Ein Fortbestand der aktuellen Ausschreibungsbedingungen führt also ohne weitere Maßnah-men zu einer jährlichen Einsparung an EEG-Förderung und sollte daher aus Sicht des BDEW beibehalten werden. Parallel hierzu muss allerdings § 39g Abs. 6 EEG 2023 hin-sichtlich der Berechnungsmethodik der Anschlussförderung klarstellend angepasst wer-den, um weitere Rechtsstreitigkeiten hierzu zu vermeiden und die Perspektive für eine entsprechende Anschlussförderung der Anlagen nicht zu gefährden.\r\n16.\r\nBei Offshore-Windparks bestehen erhebliche Einsparpotenziale bei den Kosten der Netz-anbindung durch eine verpflichtende Überbauung in volkswirtschaftlich sinnvollem Maße. Zudem können die Systemkosten (in €/MWh) durch eine weniger dichte Bebauung in der deutschen AWZ und grenzüberschreitenden Flächenkooperation mit den Nachbar-ländern im Nord- und Ostseeraum um circa 11% reduziert werden, ohne die Ausbauziele in Frage zu stellen (siehe Fraunhofer IWES 2026). Weitere Kostensenkungspotenziale ent-stehen durch den koordinierten Weiterbetrieb bestehender und im Bau befindlicher Offshore-Windparks über 25 Jahre hinaus und eine Verlängerung des Genehmigungszeit-raums auf 35 Jahre für zukünftige Anlagen (siehe BDEW-Stellungnahme 2025).\r\nSeite 24 von 28\r\n17.\r\nDie aktuelle Gesetzeslage sorgt dafür, dass die EEG-Förderung bei Neuanlagen und neu bezuschlagten Anlagen bereits bei viertelstündlichen negativen Börsenstrompreisen ent-fällt. Das EEG 2023 bietet für Anlagen bis zum Inbetriebnahmejahr 2015 die Möglichkeit, gegen einen Vergütungs-Aufschlag von 0,6 ct/kWh für den verbleibenden Förderzeitraum auf Förder-Zahlungen bei negativen Preisen zu verzichten. Gleiches gilt für jüngere EEG-Anlagen mit einer Leistung unter dem jeweils geltenden Schwellenwert für eine Negative-Preise-Regelung. Um noch mehr Anlagenbetreibern die Möglichkeit zu geben, zur Verrin-gerung der negativen Preiszeiten beizutragen und damit das EEG-Konto zu entlasten, sollten aus Sicht des BDEW daher Möglichkeiten für Anlagen der Inbetriebnahmejahre ab 2016 geschaffen werden, für die bereits eine Negative-Preise-Regelung mit längerem Zeit-bezug gilt. Sie könnten gegen eine moderate Anhebung der EEG-Vergütung in den § 51 bzw. 51a EEG 2023 (n.F.) optieren und auf die Vergütung bei negativen Preisen verzich-ten. Dabei sollte nach Technologien sowie nach Inbetriebnahmejahren differenziert werden. Um die Zeiten negativer Preise wirklich zu verringern, sollten die Betreiber bei negativen Preisen nicht einspeisen dürfen.\r\n18.\r\nDie durch das EEG 2023 eingefügte, gestufte Sanktionsmechanik des § 52 EEG 2023 führt zu signifikanter bürokratischer Belastung bei Netzbetreibern. Die Regelung führt zu er-heblichen Abwicklungsproblemen v.a. durch eine Sanktionierung mit kleinen Beträgen weit unter dem Verwaltungsaufwand. Dies macht sich insbesondere an den Sanktionszah-lungspflichten selbst für Kleinst-Anlagen mit Kleinst-Beträgen von 1,20 Euro/Kalendermo-nat bemerkbar. Außerdem sieht die Regelung Korrekturabrechnungen für die Vergangen-heit vor, weil sich nachträglich die Sanktion geändert hat, ohne dass dies zeitlich limitiert ist. Zu besonders viel unnötigem Aufwand für alle Beteiligten führt die Sanktion bei nicht rechtzeitiger Anmeldung zu einer Veräußerungsform (§ 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023). An de-ren Stelle sollte die alleinige Ablehnung über die Marktkommunikation bei fristgerechter Anmeldung treten. Im Übrigen hat für kleinere Anlagen hier bereits die Einführung der unentgeltlichen Abnahme und die automatische Zuordnung zu dieser Veräußerungsform bei Nichtmeldung zu sinnvollen Lösungen geführt. Entbürokratisiert wird die Regelung durch eine Streichung der nachträglichen Änderung von Sanktionen bzw. Begrenzung auf das jeweils vorangegangene Kalenderjahr. Hier würde eine einheitliche Strafzahlung bei Pflichtverstößen mit einer Abrechnung pro Monat zu einer erheblichen Entlastung führen. Es entstünden geringere Belastungen bei Netzbetreibern durch die Anwendung von § 52 EEG 2023 bei Forderungsermittlung und -durchsetzung. Daher schlägt der BDEW die Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 vor.\r\n19.\r\nAufgrund der Anforderungen in § 33 Abs. 4 EEG 2012 müssen Marktintegrationslagen (MIM-Anlagen), also grundsätzlich Aufdach-Solarstromanlagen, die ab 1. April 2012 bis 31.\r\nSeite 25 von 28\r\nDezember 2013 in Betrieb genommen worden sind, eine separate Erzeugungsmessung für die entsprechenden MIM-Module haben. Zudem besteht eine Pflicht zum 10%igen Eigen-verbrauch. Eine Verbesserung wäre die Streichung der Vorgabe einer separaten Erzeu-gungsmessung für entsprechende MIM-Module, um bei Erweiterungen keinen Auf-wuchs mehr mit Messkonzepten in der Kaskade entstehen zu lassen (Generatorzähler wird nach aktuell geltendem EEG nicht mehr benötigt). Damit würde eine vereinfachte Messung (keine Kaskade), eine vereinfachte Abrechnung, eine vereinfachte Anlagener-weiterung und eine Minimierung von Kundenbeschwerden erreicht werden. Zudem schlägt der BDEW die Streichung der gesetzlichen und entsprechend sanktionierten Pflicht eines 10 %-igen Eigenverbrauchs vor. Aufgrund aktueller Tendenzen werden diese Anlagen vorwiegend in Überschusseinspeisung betrieben werden. Entsprechende Rege-lungen waren im Regierungsentwurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letzten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW erwartet daher, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle be-rücksichtigt werden.\r\n20.\r\nDie Ausfallvergütung für Anlagen > 100 kW gemäß § 21 Abs. 1 Nr. 2 EEG kann bis zu ei-ner Dauer von 3 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten, max. aber 6 Kalendermonate pro Kalenderjahr, in Anspruch genommen werden. Die derzeitigen Regelungen zur Di-rektvermarktung zwingen Netzbetreiber zu sehr komplexen und zeitraubenden Prüf- und Umsetzungsprozessen. Insbesondere hervorzuheben sind folgende Punkte: Die nachträg-liche Korrektur der Bilanzkreiszuordnung der Stromeinspeisung einer Anlage in der Direkt-vermarktung, die sich nach der Inbetriebnahme als nicht förderfähig herausstellt, ist in den Marktprozessen nur zeitlich begrenzt vorgesehen und erfordert regelmäßig aufwän-dige Einzelfallklärungen zwischen Netzbetreiber und Direktvermarkter. Bei der Ausfallver-gütung ist die Überwachung der Fristen und Begrenzungen IT-technisch hochkomplex und in der Umsetzung aufwändig und fehleranfällig. Die Frist zur Mitteilung des erstmaligen Einstiegs in eine Veräußerungsform und die zugehörige Zahlung bei Verstoß gegen diese Frist ist nicht praxisgerecht, da die Bilanzkreisanmeldung erst nach Zählereinbau möglich ist, welcher häufig erst kurz vor der Inbetriebnahme der Anlage erfolgt. Die Ausfallvergü-tung sollte sich stattdessen lediglich über eine bestimmte Maximalzahl von aufeinan-derfolgenden Monaten erstrecken, die so zu bemessen ist, dass nach der allgemeinen Erfahrung ein Wiedereinstieg in die verpflichtende Direktvermarktung möglich ist. Rege-lungen zur Präzisierung der Vorgaben für die Ausfallvergütung waren im Regierungsent-wurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letz-ten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW schlägt daher vor, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle berücksichtigt werden.\r\nSeite 26 von 28\r\n21.\r\nDer Netzbetreiber ist gemäß § 36h Abs. 1 i. V. m. § 36j EEG verpflichtet, den anzulegen-den Wert für Windenergieanlagen an Land auf Grundlage des Zuschlagswerts und des Korrekturfaktors des Gütefaktors auf Basis eines vom Anlagenbetreiber vorzulegenden Gutachtens zu berechnen. Der anzulegende Wert muss nach 5, 10 und 15 Jahren über-prüft und ggf. auch rückwirkend angepasst werden. Zu viel oder zu wenig geleistete Zah-lungen oberhalb einer Bagatellgrenze müssen ausgeglichen werden. Rückzahlungsansprü-che des Netzbetreibers müssen verzinst werden. Es ist nicht nachvollziehbar, warum die Berechnung durch den Netzbetreiber erfolgen soll, zumal der Gütefaktor nach § 36h Abs. 3, 4 EEG durch ein vom Anlagenbetreiber zu beauftragendes Gutachten nachgewiesen werden muss. Die Erstellung eines solchen Gutachtens ist für die Validität der Berechnung ausreichend. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass durch die möglichen Zusatzgebote nach § 36j EEG die Komplexität der Berechnung weiter zunimmt. Im Kontext mit der vor-gesehenen regelmäßigen Überprüfung nach § 36h Abs. 2 EEG entsteht dem Netzbetreiber ein unnötig hoher Zusatzaufwand und das Risiko, den anzulegenden Wert falsch zu be-rechnen. Die Berechnung des anzulegenden Werts sollte daher Bestandteil des Gutach-tens zum Nachweis des Gütefaktors sein. Bezüglich der rückwirkenden Abrechnungskor-rekturen im Zuge der turnusmäßigen Überprüfung sollte zumindest gesetzlich klargestellt werden, dass die ggf. erforderlichen Ausgleichszahlungen nicht als nachträgliche Korrek-turen für die vorangegangenen Kalenderjahre im Sinne von § 20 EnFG zu behandeln sind, sondern als zusätzliche Abrechnung im Jahr der Überprüfung des anzulegenden Werts (d.h. keine Stornierung und Neuabrechnung zurückliegender Abrechnungsjahre). Außerdem sollte auf die Verzinsung von Rückforderungsansprüchen verzichtet werden.\r\n22.\r\nDie Förderung für Solaranlagen des ersten Segments darf gemäß §§ 38, 38h, 39 EEG nur ausgezahlt werden, wenn zusätzlich zum erteilten Ausschreibungszuschlag von der BNetzA eine Zahlungsberechtigung ausgestellt wird. Der Anlagenbetreiber muss bei Ge-botsabgabe für Solaranlagen des zweiten Segments einen Projektsicherungsbeitrag an die BNetzA bezahlen, der nach Zuschlagserteilung von der BNetzA an den zuständigen Über-tragungsnetzbetreiber überwiesen wird. Der Verteilnetzbetreiber muss nach Inbetrieb-nahme der Anlage den Projektsicherungsbeitrag dem Anlagenbetreiber auszahlen und kann sich diesen vom Übertragungsnetzbetreiber erstatten lassen. Hinsichtlich der Zah-lungsberechtigung für Solaranlagen des ersten Segments fordert der BDEW künftig eine abschließende Prüfung der Sachlage durch die BNetzA und nicht durch den Netzbetrei-ber. Dies gilt insbesondere für die Vorlage einer baulichen Anlage, eines Bebauungsplans und eines Moorbodens. Auch das Verfahren für den Projektsicherungsbeitrag für Solaran-lagen im zweiten Segment ist unnötig aufwändig ausgestaltet. Analog zu den bei anderen Ausschreibungssegmenten von den Anlagenbetreibern bei der BNetzA zu hinterlegenden Sicherheitszahlungen sollte die BNetzA auch die Projektsicherungsbeiträge nach\r\nSeite 27 von 28\r\nInbetriebnahme der Anlage wieder unmittelbar dem Anlagenbetreiber erstatten. Hierfür hat der Anlagenbetreiber der BNetzA den Zeitpunkt und den Umfang der Realisierung entsprechend nachzuweisen.\r\n23.\r\nKünftig müssen sich Prosuming-Anwendungen stärker systemdienlich verhalten und be-nötigen dafür die passenden Rahmenbedingungen. Der Betrieb von Hausspeichern darf nicht – wie derzeit – einen Anreiz haben, Strom ohne Dämpfung der Mittagsspitze einzu-speichern. Durch Anreize im Zuge des BNetzA-Festlegungsverfahrens zur Marktintegra-tion von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) könnten auch Speicher nachgerüstet oder im Bestand auf eine systemdienliche Fahrweise umgestellt werden.\r\n24.\r\nAnlagen, die nach 20 Jahren aus der EEG-Förderung fallen, erhalten heute eine Anschluss-förderung in der Höhe des Börsenpreises, reduziert um die Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Die Anschlussvergütung könnte an eine starke Ein-speisebegrenzung zur Mittagszeit gekoppelt werden. Dazu ist die genaue Beschreibung des technischen Konzepts für die Umsetzung der Einspeisebeschränkung erforderlich.\r\n25.\r\nEine Möglichkeit zur Versorgung von gewerblichen Abnehmern mit Grünstrom sind Di-rektlieferungen aus Wind- und PV-Anlagen. Wird die derzeitige Obergrenze durch das Erfordernis des „unmittelbaren räumlichen Zusammenhangs“ im EEG (§ 3 Nr. 16 und § 21b Abs. 4 Nr. 2. a) für EE-Erzeuger und Abnehmer für Direktlieferungen aufgehoben, werden wesentlich mehr Anwendungen möglich, ohne das Netz mit zusätzlichen Strom-mengen aus Erneuerbaren zu belasten.\r\n26.\r\nDerzeit zählt die Schaffung einfacher Vergabe- und Auskunftsprozesse für Netzan-schlüsse zu den zentralen Herausforderungen bei der Transformation unseres Energiesys-tems.\r\n27.\r\nDamit Kostendämpfungspotenziale im Stromnetz gehoben werden können, bedarf es an-gepasster rechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Der BDEW hat in seinem im Juni 2025 veröffentlichten Papier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ dafür eine Reihe an Vorschlägen vorgelegt.\r\n28.\r\nDer BDEW erkennt die Notwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts im EEG an. Al-lerdings sollte dieser aus den Erfahrungen mit der Vergangenheit, gerade hinsichtlich des „Solarpaketes 2024“, künftig so ausgestaltet werden, dass die unter Anwendungsvorbe-halt gestellten EEG-Regelungen nicht auf diejenigen Anlagen angewandt werden, die vor einer entsprechenden beihilferechtlichen Genehmigung in Betrieb genommen werden bzw. an für einen Ausschreibungstermin vor der Genehmigung ein Gebot abgegeben ha-ben. Eine rückwirkende Anwendung entsprechender Regelungen ist speziell im Segment der gesetzlichen Förderung zu vermeiden, weil diese immer einen weiteren\r\nSeite 28 von 28\r\nUmsetzungsaufwand bei den Anschluss-Netzbetreibern nach sich zieht. Die beihilferechtli-chen Genehmigungen verhindern eine entsprechende Rückwirkung normalerweise nicht, weil sie allermeist nicht darstellen, ob sie auch rückwirkend gelten oder erst für Anlagen mit Inbetriebnahme/Gebotstermin ab Genehmigung.\r\nAnsprechpartnerin\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemin-tegration\r\nTelefon: +49 30 300199-1310\r\nE-Mail: ruth.brand-schock@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-02-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023144","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Industrieemissions-Richtlinie in BImSchG, WHG und KrWG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/34/fb/709618/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230012.pdf","pdfPageCount":23,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten über 1.900\r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen.\r\nSie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent\r\ndes Erdgasabsatzes, über 90 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der\r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 12. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- undSte\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzum Gesetzentwurf zur Umsetzung\r\nder novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED)\r\ndurch ein Artikelgesetz und eine\r\nMantelverordnung\r\nGesetzentwurf vom 23. Januar 2026\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nSeite 2 von 23\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Zusammenfassung der Kernforderungen ............................................................ 5\r\n2.1 Kernforderungen zum Artikelgesetz .......................................................................... 5\r\n2.2 Kernforderungen zur Mantelverordnung .................................................................. 6\r\n3 Änderungsvorschläge des BDEW im Einzelnen .................................................... 7\r\n3.1 Änderungsvorschläge zum Artikelgesetz ................................................................... 7\r\n3.1.1 Artikel 1: Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG) ................... 7\r\n3.1.2 Artikel 2: Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) ..................................... 11\r\n3.1.3 Artikel 3: Änderung des Kreislaufwirtschaftsgesetzes (KrWG) ................................ 16\r\n3.1.4 Artikel 5: Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung .......... 17\r\n3.2 Änderungsvorschläge zur Mantelverordnung ......................................................... 18\r\n3.2.1 Artikel 1: Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen (4. BImSchV) ......... 18\r\n3.2.2 Artikel 2: Verordnung über Immissionsschutz- und Störfallbeauftragte (5. BImSchV)\r\n................................................................................................................................. 19\r\n3.2.3 Artikel 3: Verordnung über die Umsetzung von Managementvorgaben und\r\nUmweltleistungswerten in Industrieanlagen (45. BImSchV) ................................... 20\r\n3.2.4 Artikel 5: Verordnung über das Genehmigungsverfahren (9. BImSchV) ................. 22\r\n3.2.5 Artikel 5: Verordnung über Emissionserklärungen (11. BImSchV) .......................... 23\r\nSeite 3 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n1 Einleitung\r\nDie Bundesregierung hat am 23. Januar 2026 den Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) über ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nvorgelegt. Ziel des Verfahrens ist es, die am 4. August 2024 in Kraft getretene Richtlinie (EU)\r\n2024/1785 zur Änderung der Richtlinie 2010/75/EU umzusetzen. Die allgemeine Umsetzungsfrist\r\nfür die Mitgliedstaaten endet am 1. Juli 2026.\r\nDie IED regelt die Zulassung und den Betrieb von großen Industrieanlagen. Mit der überarbeiteten\r\nRichtlinie werden systematisch strengere Genehmigungsauflagen für IED-pflichtige Anlagen\r\neingeführt. Außerdem sollen künftig in Genehmigungen Umweltleistungswerte festgelegt\r\nwerden. In verpflichtenden Umweltmanagementsystemen soll ein stärkerer Fokus auf Ressourceneffizienz,\r\nGewässerschutz sowie Verwendung von nicht-toxischen Chemikalien gelegt\r\nwerden. Als neue Betreiberpflicht tritt die Einführung eines Umweltmanagementsystems\r\nhinzu.\r\nAls Spitzenverband der Energie- und Wasserwirtschaft vertritt der Bundesverband der Energie\r\nund Wasserwirtschaft – BDEW e. V. die Interessen einer Vielzahl von Unternehmen, die\r\nvon der IED betroffene Großfeuerungs- und Abfall(mit)verbrennungsanlagen mit essenzieller\r\nSystemrelevanz für die Strom-, Fernwärme- und Gasversorgung sowie die Abwasserentsorgung\r\nund die Herstellung von Wasserstoff betreiben. Gleichzeitig nimmt der BDEW auch die\r\nInteressen der Wasserwirtschaft wahr.\r\nDer BDEW begrüßt die Absicht der Bundesregierung, die neuen europäischen Regelungen 1:1\r\numzusetzen. Der Koalitionsvertrag der Bundesregierung (KoaV) formuliert hier deutlich:\r\n„Die Industrie-Emissionsrichtlinie und die EU-Luftqualitätsrichtlinie übertragen wir 1:1\r\nund so schlank wie möglich. Wir heben weitere Beschleunigungspotenziale im Bundes-\r\nImmissionsschutzgesetz (BImSchG)“ (Rz 1201)\r\nZudem ist bei der Umsetzung darauf zu achten, dass keine zusätzlichen bürokratischen Anforderungen\r\ngestellt werden bzw. Bürokratie abgebaut wird. Auch hier ist der KoaV eindeutig:\r\n„Bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht schließen wir bürokratische Übererfüllung\r\naus“ (Rz 2014)\r\n„Unnötige Belastungen durch die europäische Ebene verhindern wir“ (Rz. 2002)\r\n„Wir werden die Bürokratiekosten für die Wirtschaft um 25 Prozent (rund 16 Milliarden\r\nEuro) reduzieren und den Erfüllungsaufwand für Unternehmen, Bürgerinnen und Bürger\r\nsowie Verwaltung um mindestens zehn Milliarden Euro senken. Unsere Ziele erreichen\r\nwir auch durch Erhöhung von Schwellenwerten, Ausweitung von Ermessensspielräumen,\r\nPauschalierungen, Stichtagsregelungen, Genehmigungsfiktionen,\r\nSeite 4 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nPräklusionsregelungen und Bagatellvorbehalten. Zusätzlich soll ein fachrechtlicher Bürokratierückbau\r\nerfolgen“ (Rz 1945 ff.)\r\nIm Rahmen der zweiten Verbändeanhörungen hat der BDEW eine umfangreiche Stellungnahme\r\nvorgelegt. Vor diesem Hintergrund begrüßt der BDEW ausdrücklich die Änderungen im\r\nGesetzentwurf, die darauf abzielen, die neuen Betreiberpflichten eindeutig auf IED-Anlagen zu\r\nbegrenzen und im Vorgriff auf den EU-Umweltomnibus den durch die neue Umweltmanagement-\r\nVerordnung ausgelösten Verwaltungsaufwand insbesondere im Hinblick auf das Chemikalienmanagement\r\nund die Anfertigung von Transformationsplänen zu verringern. Außerdem\r\nwurde die in Art. 15 (7) IED vorgesehene wichtige Möglichkeit für „Abweichungen im Fall einer\r\nKrise“ nunmehr in das BImSchG, das WHG und das KrWG aufgenommen.\r\nAllerdings verbleibt aus Sicht des BDEW immer noch erheblicher Anpassungsbedarf, insbesondere\r\nbei den neuen wasserrechtlichen Bestimmungen, um Genehmigungsverfahren zu\r\nbeschleunigen und eine schlanke bürokratiearme Umsetzung der IED zu erreichen, um so\r\nden Erfüllungsaufwand für Betreiber und Behörden weiter zu verringern und nicht auszuweiten.\r\nIm Folgenden werden Änderungswünsche und Verbesserungsvorschläge des BDEW dargelegt.\r\nSeite 5 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n2 Zusammenfassung der Kernforderungen\r\n2.1 Kernforderungen zum Artikelgesetz\r\n› Allgemein: Die neuen Vorgaben der IED sind – wie im Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung\r\nvorgesehen - 1:1 umzusetzen. Insbesondere ist die Umsetzung der sich aus der\r\nnovellierten IED ergebenen neuen Betreiberpflichten im Sinne einer 1:1-Umsetzung durchgängig\r\nauf IED-Anlagen zu beschränken. Es sollten alle Möglichkeiten zur Verringerung des\r\nVerwaltungsaufwandes für Behörden und Betreiber genutzt werden.\r\nDie Ausnahmetatbestände nach Art. 15 (5) IED (Emissionsgrenzwerte) und Art. 15 (6) IED\r\n(Umweltleistungswerte) sollten vor dem Hintergrund der neuartigen Anforderungen an die\r\nFestlegung von Emissionsgrenzwerten und verbindlicher Spannen für die Umweltleistung\r\nvollständig in BImSchG, WHG und KrWG umgesetzt werden. Die Zulassung von Ausnahmen\r\naufgrund des geographischen Standorts und lokaler Umweltbedingungen sollte insbesondere\r\nfür bestehende Anlagen unbedingt im Rahmen von Rechtsverordnungen, Verwaltungsvorschriften\r\nund Genehmigungsauflagen eingeräumt werden.\r\n› BImSchG: Im Gesetzeszweck (§ 1) sollte das für alle genehmigungsbedürftigen Anlagen neu\r\neingeführte Wort „kontinuierlich“ gestrichen werden. Das Prinzip der kontinuierlichen Verbesserung\r\nwird üblicherweise durch die Einführung eines Umweltmanagementsystems\r\n(UMS) konkretisiert. Die Pflicht zur Einführung wird allerdings nur für Anlagen unter der Industrieemissionsrichtlinie\r\ngefordert.\r\nDer im Rechtstext neu eingeführte Begriff „Umweltleistungsgrenzwert“ sollte in Abgrenzung\r\nzu den Begriffen „Orientierungswert für die Umweltleistung“ und „Umweltleistungsvergleichswert“)\r\nin den Begriffsbestimmungen definiert werden.\r\n› WHG: Die Änderung des WHG sollte zum Anlass genommen werden, eine Verfahrenserleichterung\r\nfür einfache wasserrechtliche Nutzungsänderungen einzuführen. Die Erlaubnispflicht\r\nsollte für geringfügige Änderungen, bei denen keine stoff- oder güterelevanten Auswirkungen\r\nauf die Wasser- bzw. Abwasserqualität zu befürchten sind, durch eine Anzeigemöglichkeit\r\nanalog § 15 BImSchG erfüllt werden dürfen.\r\nDie Möglichkeit der Freistellung von der Genehmigungspflicht im Falle einer vertraglichen\r\nRegelung zwischen dem Betreiber der Abwasseranlage und dem Einleiter, sollte auch für\r\nöffentliche Abwasseranlagen grundsätzlich bei Einvernehmen ermöglicht werden.\r\nIn den Begriffsbestimmungen ist eine „BVT-konforme“ Definition für eine „vorhandene Abwassereinleitung“\r\nin Abgrenzung zu einer neuen Einleitung zu ergänzen.\r\nSeite 6 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› UVPG: Für Windfarmen sollte zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes die Schwelle\r\nzur allgemeinen Vorprüfung von derzeit 6 auf 10 Anlagen angehoben werden.\r\n2.2 Kernforderungen zur Mantelverordnung\r\n› 4. BImSchV: Zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes sollte eine Wahlmöglichkeit eingeführt\r\nwerden, dass der Vorhabenträger die Durchführung eines immissionsschutzrechtlichen\r\nGenehmigungsverfahrens beantragen kann, wenn nur die Nebeneinrichtung einer Anlage\r\neinem (vereinfachten) BImSchG-Tatbestand unterliegt.\r\nDie Genehmigungsbedürftigkeit sollte sich für Windenergieanlagen auch auf die „dazugehörigen\r\nNebenanlagen“ gemäß § 3 Nr. 15a EEG erstrecken.\r\n› 5. BImSchV: Die Pflicht zur Bestellung eines Immissionsschutzbeauftragten sollte für Großfeuerungsanlagen\r\ndurch eine Anhebung der maßgeblichen Schwellenwerte für die Feuerungswärmeleistung\r\neingeschränkt werden.\r\n› 45. BImSchV: Die Anforderungen an das Umweltmanagementsystem sind mit einem besonderen\r\nBlick auf eine bürokratiearme Umsetzung unter Vermeiden von Doppelaufwand\r\nund Berücksichtigung bestehender Strukturen umzusetzen.\r\nDie behördlich festzulegenden Anforderungen bezüglich der Umweltleistungsgrenzwerte\r\nsollten nicht in der 45. BImSchV, sondern in den einschlägigen branchenspezifischen Verordnungen\r\nund Verwaltungsvorschriften geregelt werden.\r\n› 9. BImSchV: Es sollten Vorschläge zur Verfahrenserleichterung oder Verringerung des Verwaltungsaufwandes\r\naufgenommen werden (z. B. durch digitale Auslegung der Unterlagen).\r\nEs sollte in das Ermessen der Behörde gestellt sein, welche Unterlagen vom Betreiber zur\r\nBegründung einer Ausnahme vorzulegen sind.\r\n› 11. BImSchV: Die Verordnung über Emissionserklärungen sollte zur Reduzierung des Verwaltungsaufwandes\r\naufgehoben werden.\r\nSeite 7 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n3 Änderungsvorschläge des BDEW im Einzelnen\r\n3.1 Änderungsvorschläge zum Artikelgesetz\r\n3.1.1 Artikel 1: Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG)\r\n› Zu Nr. 2: § 1 BImSchG-E (Gesetzeszweck)\r\nIn § 1 Absatz 2 Satz 2 ist das neu eingeführte Wort „kontinuierlich“ zu streichen. Das Prinzip\r\nder kontinuierlichen Verbesserung wird üblicherweise durch die Einführung eines Umweltmanagementsystems\r\n(UMS) konkretisiert. Die Pflicht zur Einführung wird allerdings nur für Anlagen\r\nunter der Industrieemissionsrichtlinie gefordert.\r\nDie Ausweitung dieses Managementkonzepts auf alle genehmigungsbedürftigen Anlagen stellt\r\neine wesentliche Abweichung von der 1:1-Umsetzung dar und kann zu einem erheblich höheren\r\nVerwaltungsaufwand sowie Verunsicherung und Überforderung von Behörden und Anlagenbetreibern\r\nführen.\r\n› Zu Nr. 3 h): § 3 BImSchG-E (Begriffsbestimmungen zur Umweltleistung)\r\nDer im Rechtstext neu eingeführte Begriff „Umweltleistungsgrenzwert“ sollte in Abgrenzung\r\nzu den Begriffen nach Abs. 6i („Orientierungswert für die Umweltleistung“) und Abs. 6j („Umweltleistungsvergleichswert“)\r\nin den Begriffsbestimmungen definiert werden. Dabei ist in der\r\nBegriffsdefinition oder zumindest in der Gesetzesbegründung klarzustellen, dass die Grenzwerte\r\nnur für den Betrieb unter normalen Betriebsbedingungen gelten und sich aus Gründen\r\nder Verhältnismäßigkeit am weniger strengen Ende der Spanne von Umweltleistungswerten\r\norientieren. Die Anforderung der IED ist, dass die (verbindlichen) Spannen oder Umweltleistungsgrenzwerte\r\neingehalten werden. Eine 1:1-Umsetzung bedeutet daher, dass nur der\r\nobere Rand einer Spanne als Grenzwert vorgegeben sein darf. Dies sollte dem Verordnungsgeber\r\nbzw. bei Verwaltungsvorschriften ausdrücklich gesetzlich auferlegt werden.\r\n› Zu Nr. 9: § 10 BImSchG-E (Genehmigungsverfahren)\r\nArt. 24 Abs. 2 Buchstabe a IED sollte so ins deutsche Recht umgesetzt werden, dass sich eine\r\nVeröffentlichungspflicht nur auf ausdrücklich von der Behörde konsolidierte Genehmigungsauflagen\r\nbeziehen darf und dies auch nur auf solche, die den Regelungsgegenstand der IED\r\nbetreffen.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 8 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nEs sollten folgende Änderung in § 10 vorgenommen werden:\r\n In § 10 Abs. 1 sollte zur Verfahrensbeschleunigung ergänzt werden, dass die Prüfung\r\nder nachgereichten Unterlagen unverzüglich geschehen muss und Teilprüfungen zur\r\nVerfahrensbeschleunigung ausdrücklich zugelassen sind.\r\n In § 10 Abs. 3 Satz 5 sollte das Wort „soweit“ durch ein „wenn“ ersetzt werden, um\r\nklarzustellen, dass sich der Widerspruch auf den gesamten Antrag bezieht (wie in der\r\nzugrunde liegenden damaligen PlanSiG-Regelung).\r\n Für ein elektronisches Verfahren von Anfang bis Ende muss aus Sicht des BDEW auch\r\nnoch § 10 Abs. 7 angepasst werden. Dort ist aktuell noch geregelt, dass der Genehmigungsbescheid\r\n„schriftlich“ zu erlassen ist, damit scheiden andere Formen der Erteilung\r\ndes Verwaltungsakts aus, d. h. auch die digitale Erteilung. Hier sollte „schriftlich\r\noder elektronisch“ stehen. In der Praxis scheitert die rein digitale Antragsbearbeitung\r\nzudem noch daran, dass die Behörden für die Erteilung des Bescheids eine schriftliche\r\nFassung der Antragsunterlagen zur Stempelung als genehmigt anfordern, da die Antragsunterlagen\r\nBestandteil der Genehmigung sind. Für den Fall der elektronischen Bescheiderteilung\r\nsollte klargestellt werden, dass es weder für den Erlass des Bescheids\r\nnoch für seine öffentliche Bekanntmachung erforderlich ist, die Antragsunterlagen mit\r\neinem Äquivalent zur bei Papierfassungen üblichen Stempelung zu versehen. Eine\r\nmögliche Formulierung eines neuen Satzes 2 in § 10 Abs. 7 könnte lauten:\r\n„Wird der Genehmigungsbescheid elektronisch erteilt, sind die Antragsunterlagen in\r\nder letztmalig bei der Genehmigungsbehörde ergänzten Fassung als dem Bescheid\r\nzugrundeliegend anzusehen, ohne dass es einer besonderen elektronischen Kennzeichnung\r\nbedürfte.“\r\n Der BDEW weist darauf hin, dass Kraftwerke Teil der kritischen Infrastruktur sind und\r\ndaher den KRITIS-Regelungen unterfallen. Insbesondere die (in Deutschland nach wie\r\nvor nicht umgesetzte) CER-RL fordert eine Resilienz der Anlagen gegen physische Angriffe.\r\nIn Genehmigungsverfahren für solche für die Versorgungssicherheit relevanten\r\nAnlagen (gerade als Back-Up Kraftwerke) muss daher die Möglichkeit bestehen, dass\r\ndie Details der Antragsunterlagen nicht weltweit elektronisch verfügbar und auswertbar\r\nsind. Dies betrifft den gesamten (technischen) Antrag, eine Abgrenzung bestimmter\r\nTeile der Antragsunterlagen, welche für Sicherheitsbelange relevant sind / sein\r\nkönnten, ist dabei kaum möglich.\r\n Es sollte folgende Angleichung des § 10 Abs. 8 an die Anforderungen des § 10 Abs. 8a\r\nerfolgen, da keine höheren Anforderungen an die Bekanntmachung der Bescheide von\r\nVorhaben, die nicht der IED unterfallen, gestellt werden sollten:\r\nSeite 9 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n„(8) Die Zustellung des Genehmigungsbescheids an die Personen, die Einwendungen erhoben\r\nhaben, kann durch öffentliche Bekanntmachung ersetzt werden. Die öffentliche\r\nBekanntmachung wird dadurch bewirkt, dass der verfügende Teil des Bescheides mit\r\nAusnahme in Bezug genommener Antragsunterlagen und die Rechtsbehelfsbelehrung\r\nin entsprechender Anwendung des Absatzes 3 Satz 1 bekannt gemacht werden (…)“\r\n› Zu Nr. 11: § 12a BImSchG-E (Nebenbestimmungen zur Genehmigung)\r\nDer Gesetzentwurf verzichtet im Hinblick auf abweichende Emissionsanforderungen und Umweltleistungsgrenzwerte\r\nweiterhin auf die vollständige Umsetzung des europarechtlichen Tatbestandes\r\nnach Art. 15 (5) Unterabsatz 1 Buchstabe a (Emissionsgrenzwerte) bzw. Art. 15 (6)\r\nUnterabsatz 1 Buchstabe a (Umweltleistungswerte) bei der Zulassung von Ausnahmen.\r\nVor dem Hintergrund der neuartigen Anforderungen an die Festlegung von Emissionsgrenzwerten\r\nund verbindlicher Spannen für die Umweltleistung sollte in Absatz 2 Nr. 1 und 2 deshalb\r\ndie Zulassung von Ausnahmen nicht nur aufgrund „technischer Merkmale“ der Anlage,\r\nsondern auch aufgrund des „geographischen Standorts und lokaler Umweltbedingungen“ insbesondere\r\nfür bestehende Anlagen unbedingt im Rahmen von Rechtsverordnungen, Verwaltungsvorschriften\r\nund Genehmigungsauflagen eingeräumt werden.\r\n› Zu Nr. 18: § 29c BImSchG-E (Überwachung der Immissionskonzentration bei IED-Anlagen)\r\nAbsatz 1 dient der Umsetzung des Artikels 18 Absatz 2 und 3 der Industrieemissions-Richtlinie\r\nund enthält neben luftspezifischen Regelungen auch Regelungen zur Sicherstellung der Einhaltung\r\neiner Umweltqualitätsnorm nach § 2 Nummer 3 der Oberflächengewässerverordnung.\r\nDiese Regelungen überlappen mit § 61d WHG-E, der ebenfalls Regelungen hinsichtlich strengerer\r\nEmissionsgrenzwerte zwecks Einhaltung von Umweltqualitätsnormen nach Artikel 18\r\nIED enthält. Der neue § 61d entspricht insoweit der vorgesehenen Neuregelung in § 29c BIm-\r\nSchG in Bezug auf den Schutz von Oberflächengewässern.\r\nUm Doppelregulierung zu vermeiden und die Umsetzung zu erleichtern, sollten die Regelungen\r\nnach Absatz 1 und 2 bezüglich der Einhaltung von Umweltqualitätsnormen für Oberflächengewässer\r\neinheitlich und ausschließlich im Wasserrecht geregelt werden. Die Beurteilung\r\nder Sachverhalte sollte kompetenzrechtlich nicht durch die BImSchG-Behörde, sondern durch\r\ndie Wasserbehörde erfolgen.\r\nSeite 10 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nDarüber hinaus schlägt der BDEW vor, den Ausdruck\r\n„quantifizierbare oder messbare Auswirkungen auf die Umwelt“ durch\r\n„mehr als nur unerhebliche Auswirkungen auf die Umwelt“ zu ersetzen.\r\n› Zu Nr. 30: § 52a BImSchG-E (Überwachung von IED-Anlagen)\r\nDer Gesetzentwurf geht bei einer Aktualisierung einer Genehmigung aufgrund neuer BVTSchlussfolgerungen\r\nderzeit von zwei verfahrensrechtlichen Möglichkeiten aus:\r\n1. einer Änderungsgenehmigung und/oder\r\n2. einer nachträglichen Anordnung.\r\nEs gibt aber noch einen dritten Weg, der insbesondere im Fall von beantragten Ausnahmen\r\n(bspw. innerhalb oder außerhalb der Bandbreiten) relevant sein wird und auch bisher in der\r\nPraxis angewendet wird (vor allem auch bei Rechtsverordnungen, deren Grenzwerte unmittelbar\r\nvollziehend sind):\r\n3. der proaktive Antrag des Vorhabenträgers auf Ausnahme und Feststellung der\r\nneuen geltenden Grenzwerte.\r\nDer Gesetzgeber sollte diese Möglichkeit ausdrücklich anerkennen und die verfahrensrechtlichen\r\nRegelungen für einen solchen beantragten Bescheid regeln (bzw. die bestehenden Regelungen\r\nfür entsprechend anwendbar erklären).\r\n› Zu Nr. 33: § 58e BImSchG-E (Pflicht zur Umsetzung eines Umweltmanagementsystems\r\nfür IED-Anlagen)\r\nDie Verordnungsermächtigung für die Rechtsverordnung bedarf der näheren Konkretisierung.\r\nInsbesondere sind die in Art. 14a Abs. 3 enthaltenen Erwägungen zur Verhältnismäßigkeit in\r\ndie Ermächtigung nach Absatz 2 aufzunehmen. Darüber hinaus bedarf es der Klarstellung, ob\r\nsich die in Absatz 3 enthaltenen Regelungen an den Betreiber, den Zertifizierer oder die zuständige\r\nBehörde richten.\r\nSeite 11 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Nr. 37: § 65 BImSchG-E (Schadensersatz)\r\nDer neu eingeführte § 65 zielt darauf ab, eine Sonderverjährungsregelung zur Umsetzung des\r\nArt. 79a Abs. 3 IED einzuführen. Der BDEW bezweifelt, dass vor dem Hintergrund der bereits\r\nsehr weitreichenden bestehenden Ansprüche nach dem Umwelthaftungsgesetz und dem Bürgerlichen\r\nGesetzbuch ein wesentlicher Umsetzungsbedarf im BImSchG besteht. Der Vorschlag\r\nführt weder zu mehr Rechtssicherheit und Rechtsklarheit noch im Ergebnis zu einer längeren\r\nVerjährungsfrist als derzeit etabliert. § 65 erscheint entbehrlich und sollte gestrichen werden.\r\n› Zu Nr. 43 b) BImSchG-E: Anlage 1 (Kriterien zur Bestimmung des Standes der Technik)\r\nIn Anlage 1 Nr. 2 wird eine neue Unterkategorie gefährlicher Stoffe eingeführt. Der Begriff\r\n„besonders besorgniserregender Stoffe“ bedarf als noch unbestimmter Rechtsbegriff der näheren\r\nKonkretisierung in den Begriffsbestimmungen oder im Rahmen der Gesetzesbegründung.\r\n3.1.2 Artikel 2: Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG)\r\n› Zu Nr. 2: § 3 Nr. 11 WHG-E (Stand der Technik)\r\nUm eine Verunsicherung und einen unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand für Nicht-IEDAnlagen\r\nzu vermeiden, sollte im Sinne einer 1:1-Umsetzung der IED der Zusatz „einschließlich\r\nder menschlichen Gesundheit und des Klimas“ nur auf Abwässer und Anlagen im Anwendungsbereich\r\nnach § 61a Anwendung finden. Der Zusatz ist entsprechend auf solche Fälle einzuschränken\r\noder als ergänzende Konkretisierung des Standes der Technik für die Behandlung\r\nvon IED-Abwässern in § 61b aufzunehmen.\r\n› Zu Nr. 5: § 57 WHG-E (Einleiten von Abwasser in Gewässer)\r\nDer BDEW unterstützt das in Art. 14 (1) Buchstabe b IED und § 57 WHG-E zum Ausdruck gebrachte\r\nAnliegen, den Schutz von Trinkwassereinzugsgebieten durch angemessene Auflagen\r\nin den Erlaubnissen zu gewährleisten. Hierbei sind für IED-Abwässer die in den einschlägigen\r\nBVT-Schlussfolgerungen genannten Maßnahmen zum Trinkwasserschutz zu prüfen. Für die\r\nwirksame und maßgeschneiderte Festlegung von Auflagen ist eine frühzeitige Beteiligung der\r\ndirekt betroffenen Wasserversorger bei Neu- und wesentlichen Änderungsverfahren von Industrieanlagen\r\nin Trinkwassergewinnungsgebieten sowie ein effizienter Informationsaustausch\r\nzwischen Vollzugsbehörden und Wasserversorgern über für die Trinkwasserressourcen\r\nrelevante Emissionen erforderlich, aber ohne die Verfahren zu verzögern.\r\nSeite 12 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nDarüber hinaus hat die zuständige Behörde gemäß Art. 7 IED im Falle einer Umweltverschmutzung,\r\ndie sich auf die Trinkwasserressourcen, einschließlich der grenzüberschreitenden Ressourcen,\r\noder im Falle einer indirekten Einleitung auf die Abwasserinfrastruktur auswirkt, die\r\nbetroffenen Betreiber von Trinkwasser- und Abwasseranlagen über die Maßnahmen, die getroffen\r\nwurden, um durch diese Verschmutzung verursachte Schäden für die menschliche Gesundheit\r\nund die Umwelt zu vermeiden oder zu beheben, zu unterrichten.\r\n› Zu Nr. 7: § 59 WHG-E (Indirekteinleiter)\r\nDie im geltenden § 59 Abs. 2 vorgesehene Möglichkeit der Freistellung von der Genehmigungspflicht\r\nim Falle einer vertraglichen Regelung zwischen Betreiber der Abwasseranlage\r\nund dem Einleiter, sollte grundsätzlich auch für öffentliche Anlagen für den Einzelfall ermöglicht\r\nwerden, sofern dies von beiden Akteuren einvernehmlich gewünscht ist. Hierdurch kann\r\nder administrative Aufwand für Betreiber, Indirekteinleiter und Behörden in geeigneten Fallkonstellationen\r\nverringert werden.\r\nBei der Freistellung handelt es sich um eine „behördliche Vorkontrolle“ für Indirekteinleitungen.\r\nDer Freistellungsbescheid darf nur erteilt werden, wenn nach Auffassung der zuständigen\r\nBehörde durch die vertraglichen Regelungen ausreichend sichergestellt ist, dass die materiellen\r\nAnforderungen an die Indirekteinleitung eingehalten werden. Die nicht auszuschließenden\r\nRisiken (einschließlich Sanktionen) einer Zulassung von Indirekteinleitungen, im Hinblick auf\r\ndie sodann durch den öffentlichen Abwasserentsorger einzuhaltenden wasserrechtlichen Einleiterlaubnisse,\r\ndürfen nicht überwiegend allein auf diesen und damit auf die Allgemeinheit\r\nverlagert werden. Hierbei ist zu beachten, dass es im Falle von nachträglichen Änderungen der\r\nvertraglichen Regelungen, die sich auf die Einhaltung der Anforderungen auswirken können,\r\neiner erneuten Freistellung bedarf.\r\n§ 59 Absatz 2 sollte in analoger Weise in § 58 übernommen werden, um die alternative vertragliche\r\nRegelung mit privaten auch mit öffentlichen Betreibern zu ermöglichen. Die Ausgestaltung\r\nder Indirekteinleitung sollte weitgehend dem Satzungsrecht und der direkten Einigung\r\nzwischen Abwasseranlagenbetreiber und Indirekteinleiter überlassen werden. Die Vollzugsbehörde\r\nsollte sich darauf beschränken können, die Freistellungsbescheide zu erteilen\r\nbzw. zu erneuern und die Direkteinleitung zu regeln und zu überwachen.\r\nAls Folgeänderung ist in § 61g der Verweis auf § 59 um einen analogen Verweis auf § 58 zu ergänzen.\r\nSeite 13 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Nr. 9: Unterabschnitt 2 WHG-E (Beseitigung von Abwasser aus IED-Anlagen)\r\nDer neu eingeführte Unterabschnitt 2 dient der Umsetzung der Anforderungen der IED an die\r\nEntsorgung von Abwasser. Die neu eingeführten Paragraphen sind unübersichtlich und an vielen\r\nStellen schwer zu lesen, auch aufgrund der vielen Querverweise und Verästelungen. Der\r\nBDEW empfiehlt, den entsprechenden Unterabschnitt noch einmal umfänglich zu überarbeiten,\r\num Lesbarkeit und rechtssicheren Vollzug zu erhöhen und die Komplexität für die Betreiber\r\nzu reduzieren.\r\n› Zu Nr. 9: § 61b RefE WHG (Begriffsbestimmungen)\r\nIn den Begriffsbestimmungen ist unbedingt eine „BVT-konforme“ Definition für eine „vorhandene\r\nAbwassereinleitung“ in Abgrenzung zu einer neuen Einleitung zu ergänzen.\r\nDie Definition wird für §§ 61c und 61e benötigt, um eine sachgerechte Umsetzung innerhalb\r\nvon vier Jahren nach Veröffentlichung von BVT-Schlussfolgerungen zur Haupttätigkeit für die\r\nim Sinne der BVT-Schlussfolgerung „bestehende Anlagen“ sicherzustellen.\r\nEine bestehende Anlage im Sinne der BVT-Merkblätter ist hierbei jede Anlage, bei der es sich\r\nnicht um eine neue Anlage handelt. Eine neue Anlage ist eine Anlage, die nach Veröffentlichung\r\nvon BVT-Schlussfolgerungen zur Haupttätigkeit erstmals genehmigt wird, oder eine\r\nnach Veröffentlichung dieser BVT-Schlussfolgerungen auf dem bestehenden Fundament einer\r\nalten Anlage gänzlich neu errichtete Anlage. Diese anlagenbezogenen Begrifflichkeiten sind für\r\nvorhandene und neue Abwassereinleitungen entsprechend anzuwenden.\r\n§ 61c Abs. 5 und § 61g Abs. 5 regeln die Umsetzung emissionsbezogener Anforderungen aus\r\nneuen BVT-Schlussfolgerungen für vorhandene Abwassereinleitungen. Hierbei muss zwischen\r\nden Fallkonstellationen „neue Einleitungen“ (Abs. 2) versus „vorhandene Einleitungen“\r\n(Abs. 5) klarer unterschieden werden. Eine angemessene Umsetzungsfrist ist nicht nur für Abwassereinleitungen\r\naus bereits in Betrieb befindlichen Anlagen, sondern auch für vor Veröffentlichung\r\nder BVT-Schlussfolgerungen zur Haupttätigkeit genehmigte oder im Bau befindliche,\r\naber noch nicht in Betrieb gesetzte Anlagen erforderlich.\r\n› Zu Nr. 9: § 61c WHG-E (Abweichende Emissionsanforderungen)\r\nDer WHG-E verzichtet in Abs. 3 Satz 1 und Abs. 5 Satz 3 im Hinblick auf abweichende Emissionsanforderungen\r\nund Fristen auf die Umsetzung des europarechtlichen Tatbestandes nach\r\nArt. 15 (5) Unterabsatz 1 Buchstabe a IED (geografischer Standort und lokale Umweltbedingungen\r\nder betreffenden Anlage) bei der Zulassung von Ausnahmen.\r\nSeite 14 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nVor dem Hintergrund der zunehmend strengeren Anforderungen an die Festlegung von Emissionsbegrenzungen\r\nnach Art. 15 (3) IED sollte die Zulassung von Ausnahmen von den Emissionsanforderungen\r\nnicht nur aufgrund technischer Merkmale der Anlage, sondern auch aufgrund\r\ndes geographischen Standorts und der lokalen Umweltbedingungen insbesondere für\r\nbestehende Anlagen unbedingt eingeräumt werden.\r\nEine Relevanz könnte beispielsweise für Fälle mit hoher Hintergrundbelastung des Rohwassers\r\n(Vorbelastung) gegeben sein, bei denen bestimmte Emissionsgrenzwerte, die sich an den unteren\r\nBandbreiten orientieren, nicht mit einem verhältnismäßigen Aufwand eingehalten werden\r\nkönnen.\r\n› Zu Nr. 9: § 61d WHG-E (Überwachung in aufnehmende Oberflächengewässer)\r\nIn dem neuen § 61 d Abs. 2 wird der Fall geregelt, dass zur Sicherstellung der Einhaltung der\r\nBewirtschaftungsziele nach § 27 Emissionsgrenzwerte unterhalb der in den BVT-Schlussfolgerungen\r\ngenannten Emissionsbandbreiten festgelegt werden. Steht auf Grundlage der Bewertung\r\nder zuständigen Behörde fest, dass die Einleitung quantifizierbare oder messbare Auswirkungen\r\nauf die Umwelt hat, ist in der Erlaubnis sicherzustellen, dass die Konzentration der betreffenden\r\nSchadstoffe im aufnehmenden Oberflächengewässer überwacht wird.\r\nDie Überwachung des Oberflächengewässers sollte durch die Behörde erfolgen und die Kosten\r\nfür diese Überwachung sollten nicht auf den Betreiber abgewälzt werden, da dieser nicht für\r\ndie Einhaltung der behördliche Bewirtschaftungsziele verantwortlich gemacht werden sollte.\r\n› Zu Nr. 9: § 61e (Tiefgreifende industrielle Transformation)\r\nDie in Absatz 1 Nr. 3 vorgesehene jährliche Berichtspflicht sollte zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes\r\nnicht allgemein, sondern nur einmalig und nachfolgend bei grundlegenden\r\nNeuerungen bzw. Änderungen im Rahmen der geplanten Transformation gefordert werden.\r\nBei einer Transformation innerhalb der 8-Jahresfrist ist nicht davon auszugehen, dass sich die\r\nUmstände kurzfristig ändern.\r\n› Zu Nr. 9: § 61f (Ausnahmen im Krisenfall)\r\nFür eine effektive Anwendung der Regelung sollte in Absatz 1 Satz 1 neben der Abweichung\r\nvon der Rechtsverordnung auch gleichermaßen die Abweichung von durch die Behörde festgelegten\r\nGrenzwerten (gemäß § 61 c und g) ermöglicht werden.\r\nSeite 15 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Nr. 9: § 61g WHG-E (Zusätzliche Anforderungen an Indirekteinleitungen)\r\nIn § 61h wird nur unzureichend auf die bestehende Systematik der Anhänge der AbwV eingegangen,\r\ndie zwischen Anforderungen an die Einleitungsstelle in das Gewässer (Teile C), den\r\nOrt vor Vermischung und den Ort des Anfalls (Teile D und E) unterscheiden. Nur zu letzteren\r\nbeiden Teilen aller bestehenden Anhänge wären in § 61g Anforderungen zu formulieren. Die\r\nAnforderungen an das Abwasser für die Einleitungsstelle in das Gewässer sind nicht für die Indirekteinleitung\r\nanzuwenden.\r\nAußerdem sollte in § 61g ein Verweis auf den nachfolgenden § 61h aufgenommen werden,\r\ndass bei der Festsetzung der Anforderungen für die Indirekteinleitung die Reinigungsleistung\r\nnachfolgender Abwasserbehandlungsanlagen zu berücksichtigen ist.\r\n› Zu Nr. 9: § 61h (Zusätzliche Anforderungen an Indirekteinleitungen im Hinblick auf nachgeschaltete\r\nAbwasserbehandlungsanlagen)\r\nDer § 61 h ist missverständlich mit „zusätzlichen“ Anforderungen an die Indirekteinleitung tituliert.\r\nDas Wort „zusätzlich“ sollte durch das Wort „abweichende“ ersetzt werden.\r\nDie in § 61h eingeführte Regelung betrifft nicht nur Einzelfälle. Es wird bei der überwiegenden\r\nMehrzahl von Indirekteinleitungen die Regel sein, dass die Kläranlage die Reinigung der belasteten\r\nAbwässer übernimmt. Vor allem vor dem Hintergrund der vorgesehenen Nachrüstung\r\nder Kläranlagen mit einer vierten Reinigungsstufe wäre es volkswirtschaftlich nicht verhältnismäßig,\r\nbereits bei jedem einzelnen Indirekteinleiter die gleichen Anforderungen wie bei einer\r\nDirekteinleitung anzusetzen und damit dafür zu sorgen, dass eine Vielzahl kleiner Vorbehandlungsanlagen\r\nerrichtet werden, die nicht annähernd die Reinigungsleistung großer Anlagen erzielen.\r\nDies würde auch die Vorgaben zur Ressourceneffizienz konterkarieren.\r\nDie Behörde wird im Regelfall die Genehmigung erteilen, wenn die aufnehmende Kläranlage\r\ndie Anforderungen nach Nr. 1 bis 4 erfüllt. Demzufolge sollte in Satz 1 das Wort \"darf\" durch\r\n\"soll\" ersetzt werden.\r\nDie Aufgabe zur Schadstoffreduzierung aus IED-Anlagen kann allerdings nicht in allen Fällen\r\nauf die öffentlichen Abwasserentsorger verlagert werden. Es muss dabei auch der Aspekt der\r\nverursachungsgerechten Lastenverteilung sowie der Refinanzierung und der damit einhergehende\r\nUmlage der Kosten im Einzelfall berücksichtigt werden, die ggf. die Kunden der öffentlichen\r\nAbwasserentsorgung betreffen würden. Die Möglichkeit zur angemessenen Beteiligung\r\nder Indirekteinleiter an der Schadstoffreduzierung vor der Einleitung in das öffentliche Netz\r\noder zumindest an deren Kosten, unter Berücksichtigung der genannten finanziellen Gesichtspunkte\r\nund der technischen Leistungsfähigkeit der öffentlichen Abwasseranlagen sowie der\r\nSeite 16 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nörtlichen Verhältnisse muss im Rahmen der Prüfung der Anforderungen nach Nr. 1 bis 4 berücksichtigt\r\nwerden. Diese Möglichkeit besteht schon heute insbesondere in Form der satzungsrechtlich\r\nmöglichen Erhebung von Erschwernisbeiträgen.\r\n› Zu Nr. 14: Anlage 1 WHG-E (Kriterien zur Bestimmung des Standes der Technik)\r\nIn Anlage 1 Nr. 2 wird eine neue Unterkategorie gefährlicher Stoffe eingeführt. Die neu eingeführte\r\nBegrifflichkeit der „besonders besorgniserregenden Stoffe“ sollte möglichst ganz entfallen,\r\num nicht weitere „Stoffkategorien“ zu erschaffen oder bedarf als noch unbestimmter\r\nRechtsbegriff der näheren Konkretisierung in den Begriffsbestimmungen oder im Rahmen der\r\nGesetzesbegründung.\r\n› Zu § 8 RefE WHG (Erlaubnispflicht bei geringfügigen Änderungen)\r\nDie Änderung des WHG sollte zum Anlass genommen werden, eine Verfahrenserleichterung\r\nfür einfache wasserrechtliche Nutzungsänderungen wie Nutzungszweck, Koordinaten Einleitung,\r\nneue Abwasserströme ohne Änderung von Abwassermenge und -beschaffenheit einzuführen.\r\nAls weitere Beispiele, bei denen der Bedarf für eine neue bzw. geänderte wasserrechtliche\r\nErlaubnis den Bau von Anlagen erheblich verzögern kann, können nicht wesentliche\r\nBohrpfahlverschiebungen bei der Tiefengründung von Anlagen oder kleinere Veränderungen\r\nbei der Wasserhaltung in Baugruben aufgeführt werden. Für diese einfachen Sachverhalte\r\nmüssen derzeit im Regelfall aufwändige und zeitlich nicht begrenzte Erlaubnisverfahren durchgeführt\r\nwerden.\r\nFür im Ermessen der Behörde geringfügige Änderungen sollte die Erlaubnispflicht durch eine\r\nAnzeigemöglichkeit analog § 15 BImSchG mit einer befristeten Reaktionszeit für die Behörde\r\n(beispielsweise von 3 Monaten) erfüllt werden dürfen, wenn durch die Änderungen keine\r\nstoff- oder güterelevanten Auswirkungen auf die Wasser- bzw. Abwasserqualität zu befürchten\r\nsind.\r\n3.1.3 Artikel 3: Änderung des Kreislaufwirtschaftsgesetzes (KrWG)\r\nDie Zulassung von Ausnahmen von den Emissionsanforderungen und von den Umweltleistungsgrenzwerten\r\nnach den Art. 15 (5) und Art. 15 (6) aufgrund des geographischen Standorts\r\nund der lokalen Umweltbedingungen sollten im Sinne einer 1:1-Umsetzung und in Analogie zu\r\nden Ergänzungsvorschlägen zum BImSchG und zum WHG auch in das Kreislaufwirtschaftsgesetz\r\nübernommen werden.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 17 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n3.1.4 Artikel 5: Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\n› 1:1-Umsetzung der UVP-Richtlinie\r\nUm Wettbewerbsverzerrungen auf dem EU-Binnenmarkt zu vermeiden, sollte die UVP-Richtlinie\r\ngrundsätzlich eine 1:1-Anwendung im nationalen Recht finden. Zusätzliche Tatbestände\r\noder zu niedrig angesetzte Schwellenwerte führen in vielen Bereichen der Energiewende zum\r\nerheblichen Mehraufwand.\r\nAuch hier erinnern wir an den Koalitionsvertrag:\r\n„Wir werden das Umweltgenehmigungsrecht vereinfachen, Bürokratie abbauen und Verfahren\r\nbeschleunigen – mit klaren Fristen und Typengenehmigungen. Zudem werden wir\r\nnach EU-Recht zulässige Spielräume für die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) nutzen\r\nund diese vereinfachen, unter anderem, indem wir Schwellenwerte für Vorhaben mit UVPPflicht\r\nanheben und eine Aussetzung der UVP-Vorprüfung für Änderungsgenehmigungen\r\nprüfen.“ (Rz. 1348 ff.)\r\n› § 2 UVPG-E Begriffsbestimmungen\r\nDer BDEW schlägt vor, in § 2 Nr. 5 die Begriffsbestimmung der „Windfarm“ wie folgt an die\r\nBegrifflichkeiten des Windenergieflächenbedarfsgesetzes anzupassen:\r\n„Windfarm im Sinne dieses Gesetzes sind drei oder mehr Windkraftanlagen, deren Einwirkungsbereich\r\nsich überschneidet und die in einem funktionalen Zusammenhang stehen,\r\nunabhängig davon, ob sie von einem oder mehreren Vorhabenträgern errichtet\r\nund betrieben werden. Ein funktionaler Zusammenhang wird insbesondere angenommen,\r\nwenn sich die Windkraftanlagen in demselben Windenergiegebiet derselben\r\nKonzentrationszone oder in einem Gebiet nach § 7 Absatz 3 des Raumordnungsgesetzes\r\nbefinden.\r\nDer BDEW schlägt zudem vor, die in Nr. 1.6.2. Anl. 1 UVPG vorgegebene Schwelle zur allgemeinen\r\nVorprüfung von derzeit 6 auf 10 Anlagen anzuheben. Damit würde es bei 3 bis 9 Anlagen\r\nbei der standortbezogenen Vorprüfung verbleiben. Aus Sicht des BDEW ist die deutlich\r\numfangreichere allgemeine Vorprüfung aufgrund des technischen Fortschritts der Anlagen\r\nund der fortgeschrittenen Standardisierung im Umweltbereich auch nicht erforderlich. Sie ist\r\nzudem deutlich fehleranfälliger als die standortbezogene Vorprüfung. Auch die UVP-Richtlinie\r\nenthält hierfür keine Vorgaben, sondern regelt nur, dass für Windfarmen eine UVP-Prüfung\r\ndurchzuführen ist.\r\nSeite 18 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Anlage 1 Nr. 10 UVPG-E: Sonstige Industrieanlagen\r\nZur Vereinfachung und Rechtsklarheit sollte Nr. 10.8 (Wasserelektrolyseure) wie folgt an die\r\nBegrifflichkeiten und Schwellenwerte der 4. BImSchV, die zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung\r\nvom 12. November 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 355) geändert worden ist, angepasst werden:\r\n Im Einklang mit Anlage 1 Nr. 10.26 der 4. BImSchV sollte die Nr. 10.8 („Errichtung und\r\nBetrieb einer Anlage zur Wasserelektrolyse zur Erzeugung von Wasserstoff sowie Sauerstoff,\r\nausgenommen integrierte chemische Anlagen nach Nummer 4.1, mit einer\r\nelektrischen Nennleistung von“) umbenannt werden in „Errichtung und Betrieb einer\r\nAnlage zur Herstellung von Wasserstoff durch die Elektrolyse von Wasser mit“.\r\n Die Nr. 10.8.1 sollte im Einklang mit der 4. BImSchV und den Vorgaben nach Anhang 1\r\nIED wie folgt gefasst werden: „einer Produktionskapazität von 50 Tonnen Wasserstoff\r\noder mehr je Tag“.\r\n Die Nr. 10.8.2 sollte im Einklang mit der 4. BImSchV wie folgt gefasst werden: „einer\r\nelektrischen Nennleistung von 5 Megawatt oder mehr, soweit nicht von Nummer 10.8.1\r\nerfasst“.\r\n3.2 Änderungsvorschläge zur Mantelverordnung\r\n3.2.1 Artikel 1: Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen (4. BImSchV)\r\n› Zu § 1 Abs. 2 4. BImSchV-E\r\nÄhnlich wie in § 43 Abs. 2 EnWG geregelt, sollte zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes\r\nin § 1 Abs. 4 eine Wahlmöglichkeit des Vorhabenträgers eingeführt werden, dass der Vorhabenträger\r\ndie Durchführung eines immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahrens beantragen\r\nkann, wenn nur die Nebeneinrichtung einer Anlage einem (vereinfachten) BImSchGTatbestand\r\nunterliegt.\r\nNach bisher herrschender Auffassung kann eine Nebeneinrichtung nicht das Genehmigungsverfahren\r\nfür die Gesamt-/Hauptanlage vorgeben, nur umgekehrt.\r\nBeispiel: Zu einer Großspeicherbatterie gehört häufig ein Umspanntransformator. Letzterer\r\nbedarf einer vereinfachten immissionsschutzrechtlichen Genehmigung, ist aber eindeutig nur\r\neine Nebeneinrichtung zur Batterie. Die Batterie selbst bedarf nur einer Baugenehmigung.\r\nDerzeit müssen daher im Regelfall zwei getrennte Verfahren durchgeführt werden. Die Baugenehmigung\r\nder Batterie kann nicht in das BImSchG-Verfahren des Trafos einbezogen werden.\r\nSeite 19 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Anhang 1 Nr. 1.6 4. BImSchV-E (Windenergieanlagen)\r\nIm Sinne einer Beschleunigung des Ausbaus der Windenergieanlagen und auch einer 1:1-Umsetzung\r\nvon EU-Recht wird eingeführt, dass Windkraftanlagen genehmigungsrechtlich im vereinfachten\r\nVerfahren (also ohne Öffentlichkeitsbeteiligung) zugelassen werden können, unabhängig\r\nvon der Anzahl einzelner Windkraftanlagen des Vorhabens.\r\nDer BDEW begrüßt diese Vereinfachung ausdrücklich. In die Anlagenbeschreibung zu Nummer\r\n1.6 sollte außerdem klarstellend aufgenommen werden, dass sich die Genehmigungsbedürftigkeit\r\nnicht nur auf die Windenergieanlage im engeren Sinne, sondern auch auf die „dazugehörigen\r\nNebenanlagen“ gemäß § 3 Nr. 15a EEG erstreckt mit der Folge, dass keine aufwändigen\r\nAnnexgenehmigungen für Zuwegung und Kabel erforderlich sind.\r\nDer Verordnungsbegründung zufolge sollen über den Standort hinausgehende Infrastruktureinrichtungen\r\n(wie Stromleitungen oder weitläufige Zuwegungen) nicht zur Anlage gehören.\r\nNach Auffassung des BDEW sind jedoch die der Errichtung und dem Betrieb dienende Nebenanlagen\r\neinzubeziehen, wobei Anlagen jenseits der Übergabestation, einschließlich des Umspannwerks,\r\nnicht erfasst sind.\r\nDer BDEW schlägt vor, Nr. 1.6 wie folgt zu fassen:\r\n„Anlagen zur Nutzung von Windenergie mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 Metern\r\neinschließlich dazugehöriger Nebenanlagen im Sinne von § 3 Nr. 15a EEG“\r\n3.2.2 Artikel 2: Verordnung über Immissionsschutz- und Störfallbeauftragte (5. BImSchV)\r\n› Zu Anlage 1 5. BImSchV-E\r\nDer Koalitionsvertrag sieht ein Sofortprogramm für den Bürokratierückbau vor, demzufolge\r\ninsbesondere mit Blick auf kleine und mittlere Unternehmen, Verpflichtungen zur Bestellung\r\nvon Betriebsbeauftragten abgeschafft und der Schulungs-, Weiterbildungs- und Dokumentationsaufwand\r\nsignifikant reduziert werden soll. Darüber hinaus wurde in den Sondierungsergebnissen\r\nvon CDU/CSU und SPD zur Bildung einer neuen Bundesregierung der Wunsch geäußert,\r\neine signifikante Reduzierung der gesetzlich vorgeschriebenen Betriebsbeauftragten für\r\nUmweltschutz vorzunehmen\r\nZur Unterstützung dieser Vorhaben sollte im Rahmen der geplanten Änderung der 5. BImSchV\r\ndie Pflicht zur Bestellung eines Immissionsschutzbeauftragten für bestimmte Großfeuerungsanlagen\r\neingeschränkt werden. Die Schwellenwerte für die Feuerungswärmeleistung in Anhang\r\nI Nummer 1 sollten an die neuen Schwellenwerte des UVPG für Feuerungsanlagen angepasst\r\nwerden. Insbesondere aufgrund der gestiegenen Anforderungen aus den\r\nSeite 20 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nimmissionsschutzrechtlichen Zulassungsverfahren sowie der Fortentwicklung des Standes der\r\nTechnik sollte Anlage 1 Nummer 1 wie folgt geändert werden:\r\n„1. Anlagen nach Nummer 1.1 mit einer Feuerungswärmeleistung bei\r\na) festen oder flüssigen Brennstoffen von 200 150 Megawatt oder mehr oder\r\nb) gasförmigen Brennstoffen von 300 250 Megawatt oder mehr;“\r\n3.2.3 Artikel 3: Verordnung über die Umsetzung von Managementvorgaben und Umweltleistungswerten\r\nin Industrieanlagen (45. BImSchV)\r\n› Allgemeine Anmerkungen für die Ausgestaltung der neuen Verordnung\r\nDer BDEW begrüßt, dass sich der Anwendungsbereich der neuen 45. BImSchV für Energie und\r\nIndustrieanlagen ausdrücklich auf Anlagen nach der Industrieemissions-Richtlinie im Sinne von\r\n§ 3 der 4. BImSchV beschränkt.\r\nUnternehmen, die bereits auf freiwilliger Basis UMS für ihre Standorte eingeführt haben (z. B.\r\nnach EMAS, ISO 14001 oder ISO 50001) müssen in die Lage versetzt werden, bestehende Managementstrukturen\r\nund Dokumentationen zum Nachweis der Anforderungen nutzen zu können.\r\nDer Detaillierungsgrad des UMS soll gemäß Art. 14a (3) IED von Umfang und der Komplexität\r\nder Anlage sowie ihren potenziellen Umweltauswirkungen abhängig sein. Für Anlagen mit geringfügigen\r\nEmissionen und geringen Umweltrisiken sollten deshalb passgenaue Erleichterungen\r\nbeim Aufbau und Weiterentwickeln des UMS zugelassen werden. Wenn Elemente des\r\nUMS bereits an anderer Stelle erfüllt wurden, muss darauf verwiesen bzw. zurückgegriffen\r\nwerden dürfen.\r\nZudem muss der Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen bei der Veröffentlichung als\r\nTeil des Umweltmanagementsystems gewährleistet sein.\r\n› Zu § 5 45. BImSchV-E (Messverpflichtungen und Datenerhebung)\r\nFür die Bewertung der Erreichung der umweltpolitischen Ziele und der orientierenden Leistungsindikatoren\r\nbesteht im Hinblick auf Messgrößen, Messverfahren und Häufigkeit ein gewisser\r\nSpielraum für die Anlagenbetreiber, der das bereits etablierte Berichtswesen und die\r\nbestehenden Strukturen und Messeinrichtungen, aber auch die Verwendung von Berechnungsfaktoren\r\nangemessen berücksichtigen kann. Die Hauptaufgabe der Leistungswerte\r\nSeite 21 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n(„Benchmarks“) besteht darin, im Rahmen des UMS die Optimierung und kontinuierliche Verbesserung\r\ndes Betriebs der Anlage zu unterstützen.\r\n§ 5 sollte demzufolge nicht nur auf Datenerhebungen oder Messungen zur Erfassung der Umweltleistung,\r\nsondern auch auf Berechnungsmethoden abstellen.\r\nSatz 4 regelt, dass die Datenerhebungen und Messungen zur Bewertung der Erreichung der\r\numweltpolitischen Ziele und der Leistungsindikatoren auch die Überwachung der Einhaltung\r\nder Umweltleistungsgrenzwerte gemäß den §§ 8 und 9 ermöglichen müssen.\r\nDie Messung und Nachweisführung der Einhaltung der (verpflichtenden) Umweltleistungsgrenzwerte\r\nwird im Regelfall im Rahmen der einschlägigen BVT-Schlussfolgerungen eindeutig\r\nund abschließend festgelegt. In vielen Fällen wird die Umweltleistung durch die Anlagenkonfiguration\r\nund die Umgebungsbedingungen bestimmt. Verbindliche Anforderungen an die Umweltleistung\r\nmüssen zum Abgleich mit den Bandbreiten der BVT-Schlussfolgerungen in der Regel\r\nunter normalen Betriebsbedingungen anhand standardisierter Messverfahren und reproduzierbarer\r\nMessbedingungen ermittelt werden.\r\nVor diesem Hintergrund wird die Einhaltung der Umweltleistungsgrenzwerte idealerweise einmalig\r\nbei der Inbetriebnahme oder wesentlichen Änderung unter branchenüblichen Standardbedingungen\r\nnachgewiesen (zum Beispiel über einen Leistungstest bei der Abnahme der Anlage).\r\nEine wiederkehrende Messung kann in den BVT-Schlussfolgerungen vorgesehen sein, ist\r\naber nicht zwingend erforderlich.\r\nSatz 4 sollte gestrichen werden. Die Überwachung der Grenzwerte sollte ausschließlich und\r\nabschließend in Abschnitt 3 geregelt werden.\r\n› Zu § 8 45. BImSchV-E (Umweltleistungsgrenzwerte)\r\nEs ist klarstellend in den Verordnungstext aufzunehmen, dass die Umweltleistungsgrenzwerte\r\nnach Art. 15 (4) IED für die normalen Betriebsbedingungen gelten. Die Errichtungsphase wird\r\nnach der IED-Novelle nicht betrachtet. In § 8 ist folgerichtig der Einschub „zu errichten und“ zu\r\nstreichen.\r\nDarüber hinaus fehlt in § 8 eine Übergangsregelung für die Anwendung der Umweltleistungsgrenzwerte.\r\nFür die Umsetzung von Umweltleistungsgrenzwerten ist für bestehende Anlagen\r\n– wie in der IED vorgesehen – eine Übergangsfrist von vier Jahren nach Veröffentlichung\r\nneuer einschlägiger BVT-Schlussfolgerungen einzuräumen:\r\n„Nach Veröffentlichung einer BVT-Schlussfolgerung ist bei der Festlegung von Umweltleistungsgrenzwerten\r\nunverzüglich zu gewährleisten, dass die verbindlichen Spannen\r\nSeite 22 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nvon mit den besten verfügbaren Techniken assoziierten Umweltleistungswerten entsprechend\r\nder Beschreibung in den BVT-Schlussfolgerungen nicht überschritten werden.\r\nAbweichend hiervon ist bei bestehenden Anlagen innerhalb von vier Jahren nach Veröffentlichung\r\nvon BVT-Schlussfolgerungen zur Haupttätigkeit sicherzustellen, dass die\r\nneuen Umweltleistungsgrenzwerte eingehalten werden.\r\nSollte die Einhaltung der Umweltleistungsgrenzwerte innerhalb dieser Frist wegen technischer\r\nMerkmale oder des geografischen Standorts und lokale Umweltbedingungen\r\nder betroffenen Anlage unverhältnismäßig sein, soll die zuständige Behörde einen längeren\r\nZeitraum festlegen.“\r\nUmweltleistungswerte aus „alten“ BVT-Merkblättern sollten nicht als Verpflichtung in die Verordnung\r\naufgenommen werden, da sich das UMS an zukünftigen BVT-Schlussfolgerungen mit\r\neinschlägigen Umweltleistungswerten orientieren sollte. Gemäß Übergangsregel in Art. 3 IED\r\nist Art. 15 (4) erst bei Vorliegen neuer BVT-Schlussfolgerungen anzuwenden.\r\n› Zu § 9 45. BImSchV-E (Überwachung)\r\nAls Folgeänderung zur Streichung von § 6 Satz 4 ist § 10 wie folgt zu fassen:\r\n„Soweit Grenzwerte nach § 8 festgelegt werden, hat der Betreiber die Einhaltung der\r\nGrenzwerte auf Grundlage der Messungen gemäß § 6 zu erfassen Vorgaben und\r\nMessverpflichtungen der einschlägigen BVT-Schlussfolgerungen nachzuweisen. Die\r\nErgebnisse sind für die Dauer von 5 Jahren aufzubewahren und der zuständigen Behörde\r\nentsprechend § 8 Absatz 2 auf Verlangen vorzulegen. Die Behörde kann eine regelmäßige\r\nelektronische Vorlage anordnen, soweit wiederkehrende Messungen in den\r\nBVT-Schlussfolgerungen für den Grenzwert vorgesehen sind.“\r\n3.2.4 Artikel 5: Verordnung über das Genehmigungsverfahren (9. BImSchV)\r\n› Zu § 4a 9. BImSchV-E (zusätzliche Unterlagen bei abweichenden Regelungen)\r\nDie in den neu eingeführten konkretisierenden Absätzen 5 und 6 geforderten Nachweise und\r\nergänzenden Unterlagen sind sehr aufwändig und zu detailliert. Es sollte im Ermessen der Behörde\r\nsein, welche Unterlagen vom Betreiber zur Begründung einer Ausnahme vorzulegen\r\nsind. Die Absätze 5 und 6 sollten nicht in die 9. BImSchV aufgenommen werden.\r\nSeite 23 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu § 10 9. BImSchV-E (digitale Auslegung der Unterlagen)\r\nEntsprechend der oben geforderten Anpassung in § 10 Abs. 3 Satz 5 BImSchG-E von dem\r\nWortlaut „soweit“ auf „wenn“, müsste die vom Wortlaut gleiche Regelung in § 10 Abs. 1 Satz\r\n5 9. BImSchV-E ebenfalls angepasst werden:\r\n“Der Vorhabenträger kann der Veröffentlichung im Internet widersprechen, wenn soweit\r\ner die Gefährdung von Betriebs- oder Geschäftsgeheimnissen oder wichtiger Sicherheitsbelange\r\nbefürchtet; in diesem Fall muss die Behörde eine andere Form der\r\nVeröffentlichung wählen.”\r\nAußerdem enthält der Gesetzentwurf keine relevanten Vorschläge zur Verfahrenserleichterung\r\noder Verringerung des Verwaltungsaufwandes (z. B. durch digitale Auslegung der Unterlagen).\r\n3.2.5 Artikel 5: Verordnung über Emissionserklärungen (11. BImSchV)\r\nNach Auffassung des BDEW kann die 11. BImSchV ersatzlos gestrichen werden, um eine erhebliche\r\nReduzierung von Berichts- und Verwaltungsaufwand für Unternehmen und Behörden\r\nzu erreichen und Doppelarbeit zu vermeiden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-02-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023145","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Novelle des EEG 2026 und WindSeeG (Fördermechanismen und Ausbaupfade)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/80/bf/709620/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230013.pdf","pdfPageCount":28,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 16. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAnforderungen des BDEW an die anstehende EEG-Novelle\r\nSeite 2 von 28\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Fördermechanismus .......................................................................................... 4\r\n2.1 EEG-Novelle 2026: Zeithorizont und Fristen .................................................. 4\r\n2.2 Zweistufiges Verfahren ................................................................................... 5\r\n3 Neue Regelungen im EEG: Die wichtigsten Punkte .............................................. 6\r\n3.1 Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch mögliche negative Marktprämie ................................................................................................... 6\r\n3.2 Umsetzung der Übererlösabschöpfung in Fördermodell mit Marktwertkorridor ......................................................................................... 9\r\n3.3 Reduktion der Erlösrisiken aufgrund von § 51 EEG im Fördermodell des Hybriden CfD .................................................................................................. 9\r\n3.4 Dynamische Übererlös-Abschöpfung ........................................................... 12\r\n3.5 Fortbestand der Ausbaupfade und Flächenziele für Erneuerbare Energien bis 2030......................................................................................................... 15\r\n3.6 Stufenweise Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung von EE-Anlagen .................................................................................................... 17\r\n3.7 Kosteneffizienzpotenziale bei der Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien ........................................................................................................ 19\r\nSeite 3 von 28\r\n1 Einleitung\r\nDas Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hatte für den Herbst 2025 eine Novelle des Erneu-erbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) angekün-digt. Die Gesetzesänderungen sind Teil des Maßnahmenpakets zur Anpassung des Rahmens für die Energiewende im Strombereich. Neben der Implementierung eines technologieoffenen Kapazitätsmarkts und der Weiterentwicklung des Netzausbaus sowie der Erschließung dezent-raler Flexibilität sollen auch die Erneuerbaren Energien (EE) künftig markt- und systemdienli-cher gefördert werden als bisher.\r\nDer BDEW hat bereits umfangreiche Diskussionsbeiträge zur Umsetzung der Energieziele der neuen Bundesregierung eingebracht. Mit diesem Positionspapier legt der BDEW Vorschläge für Maßnahmen zum Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien vor, die im EEG und Wind-SeeG besonders dringend und mit Blick auf die Zeitabläufe der Gesetzgebungsprozesse auf na-tionaler, wie auch auf EU-Ebene, besonders zügig umgesetzt werden müssen.\r\nDie zu implementierenden Konzepte sollten die Balance zwischen den angestrebten Zielen mit einer hohen Genauigkeit und Komplexität und der praktischen Umsetzbarkeit im Rahmen von realistischen Umsetzungspfaden beachten. Die Branche unterstützt das Ziel eines effizienten und sicheren Energiesystems. Ohne realistische und zeitlich gut aufeinander abgestimmte Umsetzungspfade wird dieses Ziel jedoch ebenso verfehlt, wie mit unterambitionierten Zielen. Vor diesem Hintergrund werden in diesem Papier Pfade vorgeschlagen, um diese Balance zu wahren.\r\nDie in den folgenden Kapiteln vorgeschlagenen Schritte zur Anpassung des Fördermechanis-mus im EEG sollten gleichzeitig auch für das WindSeeG umgesetzt werden. Hintergrund ist, dass das WindSeeG separat aber zeitlich parallel zum EEG beihilferechtlich genehmigt wurde und entsprechend nun angepasst sowie neu beihilferechtlich genehmigt werden muss, um den Offshore-Wind-Ausbau basierend auf einem zweiseitigen Absicherungsmechanismus er-folgreich fortsetzen zu können (siehe BDEW-Stellungnahme zur WindSeeG-Reform 2026).\r\nIn diesem Zusammenhang möchten wir auch auf die Bedeutung des Bürokratieabbaus im Kon-text des EEG hinweisen. Das EEG steht exemplarisch für den Anstieg der Anzahl an Gesetzen in der Energiewirtschaft. Es wurde im Jahr 2000 als wegweisende Initiative gefeiert, um den Aus-bau erneuerbarer Energien in Deutschland voranzutreiben. Der Ausbau der Erneuerbaren ist ein wichtiger Teil der Energiewende und das EEG ist hierbei ein wesentlicher Motor. Doch im Laufe der Jahre führten die wiederkehrenden Novellierungen und Ergänzungen im EEG dazu, dass das Gesetz immer komplexer und kleinteiliger wurde. Neben den 7 großen Novellierun-gen gab es zudem 56 Änderungen des Gesetzes.\r\nSeite 4 von 28\r\nStartete der Gesetzgeber im Jahr 2000 noch mit überschaubaren 12 Paragrafen, wuchs das EEG bis 2021 auf 200 Paragrafen an. In den nächsten zwei Jahren reduzierte sich immerhin der Umfang u.a. durch den Wegfall der EEG-Umlage auf 167 Paragrafen. Die Regelungen bleiben jedoch umfangreich und im Detail komplex. Das Beispiel „Wegfall der EEG-Umlage“ zeigt je-doch, dass eine Reduzierung der Regelungsdichte grundsätzlich möglich und weiterhin not-wendig ist. Dies gilt umso mehr vor dem Hintergrund, dass die Bundesregierung mit dem Koa-litionsvertrag, mit der Modernisierungsagenda und auch mit der Föderalen Modernisierungsa-genda entscheidende Schritte für modernere Prozesse und weniger Bürokratie gehen will.\r\n2 Fördermechanismus\r\n2.1 EEG-Novelle 2026: Zeithorizont und Fristen\r\nSeit Einstufung der EEG-Förderung als „staatliche Beihilfen“ im Sinne des Europarechts bedarf jede förderrelevante Änderung des Gesetzes einer beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre haben gezeigt, dass sich die beihilferechtliche Prüfung durch die Europäische Kommission (KOM) lange hinziehen kann. Ist eine solche Genehmigung der KOM erforderlich und ausstehend, können die Unternehmen der Energiewirtschaft mangels Planungssicherheit keine Investitionen tätigen oder neue Pro-jekte planen, die mit dem noch unsicheren gesetzlichen Rahmen in Zusammenhang stehen. Dies resultiert letztlich auch aus dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt in § 101 EEG 2023.\r\nAußerdem gilt die bisherige beihilferechtliche Genehmigung des EEG nur bis zum 31. Dezem-ber 2026. Daher muss das EEG für ab dem 1. Januar 2027 neu in Betrieb zu nehmende oder neu zu bezuschlagende EEG-Anlagen an die beihilferechtlichen EU-Rechtsvorgaben angepasst worden sein, damit für diese Anlagen dann ab dem 1. Januar 2027 eine EEG-Förderung mög-lich ist. Zur Gewährleistung einer EEG-Förderperspektive für Neuanlagen und zur Vermeidung eines temporären Förderausfalls Anfang 2027 und weitreichendem Einbruch beim EE-Ausbau muss folglich die EEG-Novelle Mitte 2026 vom Bundestag beschlossen und spätestens Ende 2026 durch die KOM beihilferechtlich genehmigt worden sein.\r\nSchon jetzt laufen in den Unternehmen der Energiewirtschaft die Projektplanungen für EE-An-lagen, die ab 2027 in Betrieb gehen sollen. Aus Sicht des BDEW muss der durch das Bundes-wirtschaftsministerium (BMWE) derzeit verfolgte Zeitplan für die EEG-Novelle mit einem Ab-schluss des Gesetzgebungsverfahrens Mitte 2026 und einer rechtzeitigen beihilferechtlichen Genehmigung der EEG-Änderungen bis Ende 2026 unbedingt eingehalten werden.\r\nSeite 5 von 28\r\nAbbildung 1: Zeitplan des BMWE für die anstehende EEG-Novelle\r\n2.2 Zweistufiges Verfahren\r\nUm die Einhaltung des Zeitraums für den Abschluss der EEG-Novelle auf Bundesebene bis Be-ginn der Sommerpause 2026 einzuhalten, empfiehlt der BDEW ein Vorgehen in zwei Stufen für die Weiterentwicklung des EEG: In der ersten Stufe sollten nur Neuerungen eingeführt werden, die keinen erheblichen Sys-temwechsel mit sich bringen und somit zügig umzusetzen sind. Hierzu gehört die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlös-Abschöpfung im EEG. Er sollte aus Sicht des BDEW in die bestehende Fördersystematik des EEG eingebaut werden und in der ersten Stufe nicht mit einem Wechsel der Fördersystematik verbunden werden. Zudem sollten die Vorgaben der EU-Strombinnenmarktverordnung (nach Artikel 19d) zu einer effizienten Teilnahme an den Strommärkten und der Vermeidung marktverzerrender Wirkung der Förderregeln eingehalten werden.\r\nEin Wechsel der Fördersystematik bringt erhebliche Veränderungen mit sich und muss des-halb hinsichtlich seiner Auswirkungen sorgfältig evaluiert sowie ausführlich mit Energiewirt-schaft und Wissenschaft hinsichtlich ihrer Auswirkungen konsultiert werden. Er sollte als zweite Stufe dann sorgfältig vorbereitet und mit der Energiebranche ausgearbeitet werden, nachdem das EEG 2027 rechtzeitig zum 01.01.2027 in Kraft getreten ist. In der ersten Stufe sollte daher nur eine Übererlösabschöpfung und Gewährleistung einer effizienten Teilnahme der geförderten Anlagen an den Strommärkten angelehnt an die europäischen Mindestanfor-derungen in den bestehenden EEG-Mechanismus eingebaut werden. Diese Mindestanforde-rungen schreiben die Übererlösabschöpfung ab einer Anlagenleistung von 200 Kilowatt (kW)\r\nEEG-Novelle ab Februar 2026\r\nAbschluss Spätsommer 2026 2026EEG-Novelle ab Spät-sommer Februar 2026\r\nSeite 6 von 28\r\nvor. Aus Sicht des BDEW sollte diese Grenze bei der Umsetzung in deutsches Recht nicht un-terschritten werden, da die Umsetzung der Abschöpfung bei den Verteilnetzbetreibern, die den Mechanismus höchstwahrscheinlich werden umsetzen müssen, zu wesentlichem und vor allem neuem Umsetzungsaufwand führt. Die zu erwartenden Einnahmen aus der Übererlösab-schöpfung aus Anlagen unter 200 kW installierter Leistung stehen dazu nach Erwartungen des BDEW in keinem angemessenen Verhältnis.\r\nSofern ein längerfristig geltender Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien eingeführt werden soll, der zu einer noch stärkeren Integration der EE-Erzeugung in die Strommärkte führt und die Liquidität der Terminmärkte stützt, sollte dies erst nach einer fachlichen Diskus-sion mit der Energiewirtschaft und in der Fortsetzung des Erkenntnisgewinns aus bisherigen Diskussionen und Prozessen als zweite Stufe erfolgen. Beim Zeitplan der Umstellung sind auch die langen Projektvorlaufzeiten zu berücksichtigen.\r\n3 Neue Regelungen im EEG: Die wichtigsten Punkte\r\nFolgende Regelungsinhalte sollten vorrangig ohne Anspruch auf Vollständigkeit im Rahmen der kommenden EEG-Novelle umgesetzt werden.\r\n3.1 Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch mögliche negative Marktprämie\r\nGegenwärtig gewährleistet die gleitende Marktprämie im EEG den Erneuerbaren-Ausbau. Sie ist jedoch nur bis Ende 2026 europarechtlich genehmigt. Danach muss ein Fördersystem mit einem Rückzahlungsmechanismus für Einnahmen oberhalb des Förderbedarfs eingeführt wer-den, das die effiziente Teilnahme der geförderten Anlagen an den Strommärkten gewährleis-tet. Dies sehen Art. 19d der EU-Strombinnenmarkt-Verordnung 2024/1747 sowie die Klima-, Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien (KUEBLL) so vor.\r\nDer BDEW schlägt als regulatorisch und auch in den Abrechnungssystemen der Netzbetreiber einfach umsetzbaren Abschöpfungsmechanismus vor, dass die Marktprämie künftig für neu in Betrieb genommene Anlagen bzw. für neu bezuschlagte Anlagen ab einer installierten Leis-tung von 200 kW auch negativ werden kann. Ein Nachteil dieser Regelung könnte sein, dass im Falle einer negativen Marktprämie der Netzbetreiber im Jahresmittel Zahlungen von Anlagen-betreibern einfordern müsste. Ein Inkasso bedeutet erhebliche Aufwände, im Falle einer Insol-venz droht sogar ein Forderungsausfall. Der Netzbetreiber sollten von dieser Inkassopflicht be-freit werden. Andernfalls müssten die entstehenden Aufwände als dauerhaft nicht beeinfluss-bare Kosten (ab 5. Regulierungsperiode: KAnEu) definiert und über die Erlösobergrenze voll-ständig anerkannt werden. Inkassoaufwände und Forderungsausfälle infolge der Insolvenz von Anlagenbetreibern sind vom Netzbetreiber nicht beeinflussbar.\r\nSeite 7 von 28\r\nSie sollten in § 14 EnFG in einer neu zu ergänzenden Ziffer 5 aufgegriffen werden. Hier schlägt der BDEW folgende Formulierung vor:\r\n„5. Forderungsausfälle infolge von Insolvenz eines Anlagenbetreibers bei der Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch eine negative Marktprämie“.\r\nAlternativ können die Forderungsausfälle über die Erlösobergrenze berücksichtigt werden.\r\nDem Vorschlag liegen folgende Überlegungen zugrunde:\r\nDerzeit ergibt sich die Höhe der Marktprämie durch die Differenz zwischen dem Monats- oder Jahresmarktwert zum anzulegenden Wert der jeweiligen EEG-Anlage. Betreiber von EEG-Anla-gen erhalten den mit dem Direktvermarkter vertraglich vereinbarten Preis für den Verkauf ih-res Stroms am Spotmarkt, sowie als Marktprämie die Differenz zwischen Marktwert und anzu-legendem Wert als Zahlung aus dem EEG-Konto. Derzeit kann die Marktprämie im EEG nicht negativ werden, sondern nur auf null sinken. Betreiber von EE-Anlagen erhalten also bei Mo-nats- bzw. Jahresmarktwerten, höher oder gleich ihrem Anzulegenden Wert, keine Zahlung durch das EEG, sie müssen aber auch keine Förderung an das EEG-Konto zurückzahlen.\r\nDarf die Marktprämie künftig auch negativ werden, ergibt sich automatisch eine Rückzah-lungspflicht der Anlagenbetreiber an das EEG-Konto in angemessener Höhe. Für diesen Effekt ist es unerheblich, dass die Marktprämie für neu in Betrieb genommene EEG-Anlagen bzw. für neue Zuschläge nach dem EEG anhand des Jahresmittelwerts des Stroms aus einer nach EEG geförderten EE-Anlage ermittelt wird und nicht mehr nach Monatsmittelwert wie dies für den größten Teil der Bestandsanlagen der Fall ist. Im Falle der Berechnung anhand des Jahresmit-telwerts ist zwar das Auftreten einer negativen Marktprämie im Jahresmittel unwahrscheinli-cher als bei Anlegung des Monatsmarktwertes. Die Rückzahlung ergibt sich aber bereits impli-zit aus der ermittelten Höhe der Marktprämie, wie die folgende Überlegung illustriert:\r\nIn der Anlage 1 des EEG heißt es “Für jede Viertelstunde eines Kalendermonats wird der durchschnittliche Spotmarktpreis mit der Menge des in dieser Viertelstunde gemäß Online-Hochrechnung (...) erzeugten Stroms (...) multipliziert. Die Ergebnisse für alle Viertelstunden des Kalendermonats werden summiert. Diese Summe wird dividiert durch die Menge des in dem gesamten Kalendermonat nach der Online-Hochrechnung (...) erzeugten Stroms (...)”.\r\nDas Ergebnis ist der mengengewichtete Durchschnittserlös einer Anlage am Day-Ahead-Markt. In die Berechnung fließen auch Werte aus Viertelstunden oberhalb des anzulegenden Werts ein. Dadurch berücksichtigt die Marktwertberechnung nach EEG die Mehrerlöse bereits jetzt. Einzige erforderliche Neuerung, damit Preise oberhalb des anzulegenden Wertes dämpfend\r\nSeite 8 von 28\r\nauf die Höhe der Marktprämie wirken, ist die Möglichkeit, diese auch negativ werden zu las-sen.\r\nBeispielrechnung:\r\nDer Anzulegende Wert (AZW) für die Stromerzeugung einer EE-Anlage liegt bei 75 Euro/MWh\r\nDer Monatsmarktwert liegt im Monat 1 bei 0 Euro/MWh und im Monat 2 bei 100 EUR/MWh; die eingespeiste Menge sei in beiden Monaten identisch.\r\nBei einer monatlichen Berechnung der Marktprämie benötigt der Anlagenbetreiber in Monat 1 eine Marktprämie von 75 Euro/MWh. Im Monat 2 erzielt er hingegen einen Erlös von 25 Euro/MWh oberhalb des Anzulegenden Werts. In Monat 2 liegt der technologiespezifische Monatsmarktwert mit 100 Euro/MWh um 25 Euro/MWh über dem anzulegenden Wert. Die Marktprämie in Monat 1 ist laut aktuellem EEG also 75 Euro, in Monat 2 dementsprechend 0 Euro/MWh. Kann die Marktprämie negativ werden, liegt sie im Monat 2 bei -25 Euro/MWh.\r\nIn Summe erhält der Anlagenbetreiber also im Monat 1 75 Euro und muss in Monat 2 25 Euro/MWh zurückzahlen. Daraus ergibt sich im Mittel der beiden Monate der Anzulegende Wert von 75 Euro/MWh. Es fällt für das EEG-Konto also eine Belastung von 50 Euro/MWh für die in Monat 1 erzeugte Menge an, da die negative Marktprämie im Monat 2 die Marktprämie aus Monat 1 wieder abgesenkt hat.\r\nIm Falle einer Berechnung auf Basis des Jahresmarktwertes wird der mengengewichtete Preis über das Jahr berechnet. Dieser entspricht nicht genau dem Mittelwert von 12 Monatsmarkt-werten. Durch die Gewichtung fällt der Jahresmarktwert in der Regel etwas niedriger aus als der Mittelwert aller Monatsmarktwerte. Die Preise von 0 Euro im ersten Monat und von 100 Euro/MWh im zweiten Monat fließen jedoch zu ähnlichen Teilen in den Marktwert ein. Dieser liegt also bei 0 + 100 Euro = 50 Euro. Damit liegt die Marktprämie bei 25 Euro/MWh, die der Anlagenbetreiber für beide Monate erhält – die 50 EUR/MWh aus der monatlichen Berech-nung der Marktprämie belaufen sich nun also auf 25 EUR/MWh für die doppelte Strommenge, also über die beiden Monate jeweils 25 Euro/MWh. Da er im ersten Monat keinen Marktwert erzielt hat, aber im zweiten Monat 100 Euro/MWh, liegt sein Erlös in Summe bei (0 + 25 + 25 + 100) / 2 = 75 EUR/MWh. Das Ergebnis ist also gleich, ebenfalls aufgrund der neuen Möglich-keit der negativen Marktprämie.\r\nSeite 9 von 28\r\n3.2 Umsetzung der Übererlösabschöpfung in Fördermodell mit Marktwertkorridor\r\nAlternativ zur Umsetzung der Übererlösabschöpfung über die Möglichkeit einer negativen Marktprämie ist aus Sicht des BDEW auch die Variante mit einem Marktwertkorridor vorteil-haft, auch wenn sie die Aufwände und Komplexität in der Abrechnung und der Prognose des EEG-Finanzierungsbedarfs erhöht. Sie entwickelt die bisher bestehende Logik der Gleitenden Marktprämie weiter: Es gibt eine Erlösuntergrenze, bei deren Unterschreiten wie bisher eine staatliche Förderung gezahlt wird. Bei Überschreiten der Obergrenze des Marktwertkorridors wird der zusätzliche Erlös entsprechend den neuen EU-Vorgaben abgeschöpft. In diesem Sinne ähnelt es auch Option 2 aus dem BMWK-Optionenpapier vom Sommer 2024 mit dem Unter-schied, dass ein Puffer eingebaut ist. Wie auch vom BMWK selbst vorgeschlagen, wäre auch hier grundsätzlich eine Umstellung von einer zeit- auf eine mengenbasierte Förderung denk-bar, um das Mengenrisiko zu adressieren. Die Kapitalkostenunterschiede hängen in letzter Konsequenz davon ab, wie der untere Wert des Korridors gesetzt wird. Solange dessen Set-zung realistisch erfolgt, dürfte der Korridor nur eine weitere Streuung hinsichtlich der Risikoaf-finität erlauben und damit letztlich wettbewerbsfördernd sein. Setzt man seine Rechnung zur Finanzierung am unteren Ende an, sollte es keine Unterschiede zu einem Fixwert geben. Anla-genbetreiber sind im Falle eines langen Referenzzeitraumes innerhalb des Korridors angehal-ten ihre Anlage markteffizient zu betreiben. Richtig ausgestaltet, kann das Cap und Floor Mo-dell einen effizienten Dispatch anreizen. Die CfD-Option mit Marktwertkorridor ist von den beiden produktionsabhängigen Varianten das vorteilhaftere Modell für die Terminvermark-tung von geförderten Anlagen. Dieser Effekt wird umso größer, je größer der Marktkorridor ist, da sich die am Terminmarkt abzusichernde Preisunsicherheit nicht nur auf Fehlbeträge, sondern auch auf Zusatzerlöse bezieht.\r\n3.3 Reduktion der Erlösrisiken aufgrund von § 51 EEG im Fördermodell des Hybriden CfD\r\nAls innovative Möglichkeit zur Reduktion der Erlösrisiken aufgrund der Regelungen nach § 51 EEG – keine Förderung bei negativen Preisen – im künftigen Fördersystem für Erneuerbare Energien wird in der energiewirtschaftlichen Debatte derzeit der „Hybride CfD“ diskutiert. Bei diesem Fördermodell fallen Zahlungen und Rückzahlungen für EEG-Anlagen nach einer Aus-schreibung 20 Jahre lang nur für die Einspeisung in Viertelstunden mit einem Day-Ahead-Preis über null an. In Viertelstunden mit negativen Strompreisen wird, wie schon jetzt, nach § 51 EEG keine Marktprämie ausgezahlt. Die geförderte Strommenge wird anhand der tatsächli-chen Einspeisung ins Stromnetz ermittelt.\r\nDie in Viertelstunden mit einem negativen Day-Ahead-Preis entgangene Zahlung wird im Ge-gensatz zur Regelung nach § 51a EEG oder dem bisherigen Vorschlag des BDEW – dem\r\nSeite 10 von 28\r\nMarktmengenmodell – unmittelbar im jeweiligen Jahr durch eine Anhebung des Anzulegen-den Werts (AZW) ausgeglichen. Diese Erhöhung leitet sich aus dem Verhältnis der Referenzer-zeugung von EE-Anlagen in Viertelstunden mit negativen und positiven Strompreisen ab. Dar-aus ergibt sich ein Korrekturfaktor, um den der Anzulegende Wert erhöht wird. Das ist vorteil-haft im Sinne niedriger Zinsen für die Projektfinanzierung durch Fremdkapital. Dabei muss klargestellt werden, dass bei Anwendung auf die Einspeisevergütung zuerst die Multiplikation des Korrekturfaktors mit dem anzulegenden Wert und dann die Verringerung nach § 53 EEG erfolgt. Der Korrekturfaktor muss von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) über deren zentrale Internetplattform oder der BNetzA ermittelt und veröffentlicht werden. Die Refe-renzerzeugung wird basierend auf der technologiespezifischen Online-Hochrechnung der ÜNB ermittelt, die auch im aktuellen EEG genutzt wird. Damit würde der anzulegende Wert mit ei-nem Mengenfaktor angepasst, was die Ermittlung der tatsächlichen Vergütung für EEG-Anla-genbetreiber verkompliziert. Sie müsste daher durch den VNB mit für ihn erhöhtem Aufwand erfolgen.\r\nDer hybride CfD ist also primär produktionsabhängig und vermeidet so das Basisrisiko produk-tionsunabhängiger Modelle, die die zu fördernde Strommenge anhand eines theoretisch zu erwartenden Stromertrags ermitteln. Für den Ausgleich des Erlösrisikos aufgrund der Rege-lung in § 51 EEG wird ein produktionsunabhängiger (kapazitativer) Ansatz verfolgt.\r\nAbbildung 2: Ermittlung der Standardleistung in MW zur Ermittlung des Korrekturfaktors zur Berechnung des Anzulegenden Werts\r\nQuelle: Guidehouse\r\nSeite 11 von 28\r\nIm Hybriden CfD bezieht die Jahresmarktwertberechnung – anders als derzeit die Ermittlung der Gleitenden Marktprämie – nur noch Viertelstunden mit positiven Preisen ein, da der Aus-gleich für negative Strompreise über die Erhöhung des Anzulegenden Werts erfolgt. Es wür-den künftig also zwei Jahresmarktwerte existieren – einer für die alte Rechtslage und einer für die neue Rechtslage.\r\nDas Modell des Hybriden CfD hat verglichen mit dem „Marktmengenmodell“ den Vorteil, dass Anlagenbetreiber bereits am Ende eines jeden Betriebsjahres für die in negativen Viertelstun-den entgangene Förderung kompensiert werden würden. Somit unterliegt die Förderung nicht der Inflation, die eine am Ende des gesamten Förderzeitraums nach 20 Jahren nachholende Zahlung stark entwertet.\r\nEine Übererlös-Abschöpfung findet dann statt, wenn der Jahresmarktwert größer als der An-zulegende Wert ist. Letzterer erhöht sich aber durch die Korrektur aus den Viertelstunden mit negativen Preisen. Grundsätzlich muss im Anhang 1 des EEG die Möglichkeit einer negativen Marktprämie eingeräumt werden. Der Hybride CfD kann auch mit der dynamischen Übererlös-abschöpfung versehen werden. Diese Ausgestaltung mit dynamischer Abschöpfung lehnt der BDEW jedoch zum jetzigen Kenntnisstand ab, da sie weitreichende Auswirkungen mit sich bringen würde, während der Nutzen noch nicht quantifizierbar ist. Für die mit der Abrechnung beauftragten Netzbetreiber müssen die Komplexität und der zusätzliche Aufwand möglichst niedrig gehalten werden, aber auch für EE-Betreiber, die für notwendige Abrechnungen mit Kooperationspartnern und Flächeneigentümern auf eine schlanke Umsetzung angewiesen sind. Dies wird mit der Ausgestaltung des Modells über die Möglichkeit einer negativen Markt-prämie am besten erreicht. Wichtig ist auch, dass die Zahlung der durch den Korrekturfaktor erfolgten höheren Marktprämie nicht erst am Jahresende erfolgt, sondern bereits im Laufe des Jahres durch übliche Abschlagszahlungen. Allerdings ist dies nur bei Anlagen mit intelli-gentem Messsystem (iMSys) praktikabel, wenn der endgültige Korrekturfaktor unmittelbar nach Ende des betreffenden Kalendermonats feststeht. Bei SEP-Anlagen in der Einspeisever-gütung kann die Korrektur mit vertretbarem Aufwand nur einmal jährlich im Rahmen der Jah-resabrechnung auf Grundlage eines durchschnittlichen kalenderjahresbezogenen Korrek-turfaktors durchgeführt werden. Eine Möglichkeit zur Vereinfachung der Abrechnung wäre eine jährliche Pauschalregelung mit einer Spitzabrechnung alle 5 Jahre im Rahmen der Spitzabrechnung nach § 36h Abs. (2). Bei der Korrektur des Anzulegenden Wertes ist zu beach-ten, dass sich auch Auswirkungen auf die Redispatch-Abrechnung ergeben.\r\nEntscheidend für eine sinnvolle Implementierung des Hybriden CfD ist zudem der Fortbestand des Referenzertragsmodells für Windenergie an Land. Andernfalls würde an guten Windstand-orten eine Überförderung und im Binnenland ein Fadenriss eintreten. Ohnehin ist an wind-schwächeren Standorten in Süddeutschland der Anteil der Einspeisung zu negativen\r\nSeite 12 von 28\r\nPreisstunden höher als bei Anlagen an windstarken Standorten. Umso wichtiger ist daher ein Ausgleich, um eine bundesweit gleichmäßige Verteilung des Windzubaus zu gewährleisten.\r\nIn negativen Viertelstunden sollte der Strom aus Sicht des BDEW unterhalb des Netzanschlus-ses für zusätzlichen Verbrauch in Sektorkopplungs-Anwendungen wie Elektrolyseuren und Batterien genutzt werden können. Allerdings darf der zwischengespeicherte Strom in positi-ven Viertelstunden nicht als förderbarer EEG-Strom ins Netz zurückgespeist werden, um dann mit den um den Korrekturfaktor angehobenen Anzulegenden Wert gefördert zu werden. Stattdessen dürfen die Batteriespeicher ihren ausgespeicherten Strom lediglich am Strom-markt verkaufen. Diese Regelung bringt allerdings mehr Komplexität in die Abwicklung für Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und ggf. Lieferanten, da der Speicher zusätzlich gemes-sen werden muss. Vor Einführung der Regelung muss daher MiSpeL eingeführt sein, so dass die Marktkommunikation die Regelung abbilden kann. Zudem muss MiSpeL dahingehend ak-tualisiert werden, dass eine Doppelförderung vermieden wird. Dies wird voraussichtlich zum 01.04.2027 der Fall sein.\r\nDer BDEW sieht vor dem Hintergrund des regulatorischen Rahmens in § 51 EEG den Hybriden CfD als ein geeignetes Instrument, um die Erlösrisiken durch negative Strompreisphasen zu ad-ressieren. Gleichzeitig fließen Elemente einer produktionsunabhängigen Förderung ein, die das marktdienliche Verhalten der geförderten Anlagen anreizen. Es stellen sich allerdings noch konkrete Implementierungsfragen, die in einem umfassenden Stakeholderprozess diskutiert werden müssen. Im Falle einer Einführung sollte der hybride CfD aus BDEW-Sicht für alle ge-förderten EE-Anlagen erst ab einer installierten Leistung von 200 kW greifen.\r\n3.4 Dynamische Übererlös-Abschöpfung\r\nWird der von der Strombinnenmarktverordnung vorgeschriebene zweiseitige CfD im einfachs-ten Fall durch eine Anpassung im Anhang 1 EEG so umgesetzt, dass die Marktprämie negativ werden kann (Anpassungen in Anhang 1 EEG), wird in einem Abschöpfungsjahr die antizipierte Marktprämie in die Grenzkosten eingepreist. Die Anbieter werden also nicht bei null Euro/MWh1 bieten, sondern die zu zahlende Marktprämie als Grenzgebot einstellen. Der un-mittelbare Effekt ist eine Anhebung der börslichen Angebotskurve für Neuanlagen und per-spektivisch für alle geförderten EE-Anlagen.\r\n1 Der Einfachheit halber setzen wir in den Ausführungen die tatsächlichen Grenzkosten für EE-Anlagen mit null Euro/MWh an. Ein schwach positiver Wert der Grenzkosten hat keinen Einfluss auf die Argumentation.\r\nSeite 13 von 28\r\nFür das Börsenergebnis gibt es zwei Szenarien:\r\n•\r\nDie Nachfrage bleibt inelastisch. In diesem Falle steigt in Zeiten, in denen die abge-schöpften EE-Anlagen preissetzend sind, der Börsenpreis. Die Nachfrage bezahlt somit die Abschöpfung.\r\n•\r\nDie Abschöpfung ist derart hoch, dass es zu Verschiebungen in der Einsatzreihenfolge kommt, weil die Merit-Order sich verschiebt. Im schlimmsten Fall würden fossile Anla-gen statt EE-Anlagen bezuschlagt, weil das Förderregime die EE-Anlagen aus dem Markt preist.\r\nDem Gedanken einer dynamischen Übererlös-Abschöpfung liegt die Befürchtung zugrunde, dass in Abschöpfungsjahren ein Anreiz entsteht, dass geförderte EE-Anlagen trotz positiver Marktpreise keinen Strom erzeugen und vermarkten, um negative Erlöse zu vermeiden. Zu-dem besteht die Gefahr, dass mehr Abschöpfungsjahre auftreten werden, weil der anzule-gende Wert nominal konstant bleibt und nicht an die Inflation angepasst wird, während die Strompreise steigen. Würde man im EEG den anzulegenden Wert an die allgemeine Preisent-wicklung anpassen – wie z.B. bei Klimaschutzverträgen und anderen Förderregimen –, könn-ten die Zahl der Abschöpfungsjahre und der Betrag der Abschöpfung in den kommenden Jah-ren höchstwahrscheinlich signifikant reduziert werden.\r\nUm die beiden genannten Effekte zu quantifizieren, müsste eine genauere Untersuchung an-gestellt werden.\r\nMit der dynamischen Übererlös-Abschöpfung soll der negative Effekt der Marktprämie auf das Gebotsverhalten durch eine dynamische Abschöpfung neutralisiert werden. Bei diesem Kon-zept soll die Abschöpfung nur dann greifen, wenn sie oberhalb eines zu definierenden Min-desterlöses liegt. Das heißt, ein Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter kann weiterhin ein Gebot bei null Euro/MWh einstellen und wird bei Markträumungspreisen zwischen Null Euro und dem Mindesterlös nicht belastet. So wird der Anreiz für einen Betrieb der EE-Anlage auf-rechterhalten.\r\nSeite 14 von 28\r\nAbbildung 3: Beispielhaftes Auszahlungsprofil durch eine dynamische Übererlös-Abschöp-fung\r\nEine solche Regelung hätte weitreichende Konsequenzen:\r\n•\r\nIm Gegensatz zum normalen Markt, bei dem Erlös und Strompreis ab den Grenzkosten linear verlaufen, der Grenznutzen also konstant ist, entsteht im Regime der dynami-schen Abschöpfung in gewissen Preisbereichen kein Grenznutzen: Ein höherer Strom-preis erzeugt keine höheren Erlöse. Dieses nichtlineare Verhalten muss im Portfolio-management entsprechend berücksichtigt, aber auch in den Direktvermarktungs-Ver-trägen mit den Anlagenbetreibern klar kommuniziert werden. Hier fällt ein deutlich hö-herer Aufklärungsaufwand an. Dieser zusätzliche Aufwand wird sich in den Kosten für die Direktvermarktung niederschlagen und damit entweder in den Strompreisen oder in einem gebremsten EE-Ausbau.\r\n•\r\nEs ist unklar, wie sich dieser Mechanismus in komplexeren Portfolios niederschlägt und ob sich unerwünschte gegenläufige Effekte ergeben.\r\n•\r\nDie dynamische Abschöpfung muss für jede Viertelstunde und für jede Anlage separat berechnet werden. Diese Aufgabe würde vermutlich den Verteilnetzbetreibern zufal-len und zu einer weiteren EEG-bedingten Abrechnungskomplexität für diese führen. Auch diese müssten hierfür IT-Systeme und Personal bereithalten und diese Kosten in den Netzentgelten abbilden.\r\nEine umfassende Analyse, sowohl ökonomisch durch das BMWE als auch durch die betroffe-nen BDEW-Mitglieder (Händler, Erzeuger, Netzbetreiber) steht noch aus und kann in der\r\nSeite 15 von 28\r\nknappen noch zur Verfügung stehenden Zeit für das Parlamentarische Verfahren zur EEG-No-velle nicht mehr geleistet werden.\r\nDer BDEW fordert daher, auf eine Dynamisierung der Übererlös-Abschöpfung anhand des ak-tuellen Börsenpreises zu verzichten.\r\n3.5 Fortbestand der Ausbaupfade und Flächenziele für Erneuerbare Energien bis 2030\r\nDie gemäß EEG 2023 jährlich vorgesehenen Zubaumengen für Erneuerbare Energien stehen im Kontext der europäischen Erneuerbaren-Energien-Richtlinien RED II und RED III. Deutsch-land hat zur Erfüllung seiner Klimaschutzambitionen gesetzlich festgelegt, bis zum Jahr 2030 einen EE-Anteil von 80 % an der Bruttostromerzeugung in Deutschland zu erreichen.\r\nAuf Basis der Annahme eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030 sieht das EEG Ausbauziele für EE-Technologien vor, um dieses 80 %-Ziel zu erreichen. Die Ausbauziele sollen – insbesondere bei der Photovoltaik – durch den Zubau über verschiedene Fördermechanis-men erreicht werden. Bei Windenergie an Land und bei Windenergie auf See wurden die Aus-schreibungsmengen so dimensioniert, dass bei Ausschöpfen der Ausschreibungsvolumina die Zubauziele erreicht werden.\r\nAngesichts eines erwartbar geringeren Stromverbrauchs in 2030 stellt sich die Frage nach der Höhe der Ausschreibungsmengen und der benötigten installierten Leistung im Jahr 2030.\r\nAuf Basis der bisherigen Annahmen im EEG und WindSeeG (Verbrauchsannahmen, Kapazitäts-ziele und diesen zugrunde liegende Volllaststunden) wären für die Erreichung des Ziels, bis 2030 ein Anteil von 80 % Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu realisieren, 600 TWh EE-Strom erforderlich (80 % von 750 TWh). Dies sollte durch die so genannten GW-Ziele an installierter Leistung im Jahr 2030 (PV 215 GW, Wind onshore 115 GW und Wind off-shore 30 GW) erreicht werden.\r\nIn dem am 15. September 2025 veröffentlichten Monitoringbericht zum Start der 21. Legisla-turperiode der Bundesregierung bildet die Entwicklung des Strombedarfs eine maßgebliche Grundlage für die weiteren Überlegungen zur Gestaltung der Energiewende. Angesichts eines laut Gutachten zu erwartenden Stromverbrauchs in 2030 zwischen 600 und 700 TWh stellt sich die Frage nach der Höhe der Ausschreibungsmengen und der benötigten installierten Leistung im Jahr 2030.\r\nDabei müssen jedoch die Volllaststunden und entsprechend die tatsächlichen Stromerträge der letzten Jahre betrachtet werden. Schreibt man diese fort, könnten im Jahr 2030 zwischen etwa 512 TWh (untere Volllaststunden) bis 575 TWh (obere Volllaststunden) EE-Strom-\r\nSeite 16 von 28\r\nerzeugung realisiert werden, wenn die obigen GW-Ziele erreicht werden. Ausgehend von der Prognose der vorherigen Bundesregierung eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030, entspräche dies einem EE-Anteil von 68 % bis 77 %, da optimistischere Volllaststunden zugrunde gelegt wurden.\r\nIn der Abbildung 4 ist neben der Untergrenze von 512 TWh und der Obergrenze von 575 TWh auch der gemittelte Wert von 544 TWh aufgeführt. Werden bis 2030 die bisherigen EE-Aus-bauziele erreicht, wäre bei einem prognostizierten Strombedarf von 650 TWh das EE-Ziel von 80 % im Mittel zu erreichen. Bei der Untergrenze der Volllaststunden ist dies schon nicht mehr gegeben. Wenn der Bruttostromverbrauch bei 700 TWh liegt, dann sind die 80 % im Mittel ebenfalls nicht zu erreichen.\r\nAbbildung 4: EE-Quote bei Berücksichtigung des Strombedarfs im Rahmen des Monitoring-berichts, tatsächlicher EE-Stromerzeugung und einem vollständigen Erreichen der Ausbau-ziele gemäß EEG 2030 Bruttostromver-brauch TWh Untergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Obergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Mittelwert EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) 700 512 (73 %) 575 (82 %) 544 (78 %) 650 512 (79 %) 575 (88 %) 544 (84 %) 600 512 (85%) 575 (96 %) 544 (91 %)\r\nAbbildung 5 zeigt: Eine Verzögerung beim Erreichen der Ausbauziele bis 2030, wie es der Mo-nitoringbericht des BMWE beschreibt2, würde bedeuten, dass selbst bei einem Bruttostrom-verbrauch von 600 TWh das 80 %-Ziel im Mittel nicht erreicht wird.\r\n2 Die Werte stellen einen Durchschnitt der Berechnungen aus den dem Monitoring zugrunde liegenden explorati-ven Szenarien und keine Prognose dar, vgl. Monitoringbericht der Bundesregierung, S. 64\r\nSeite 17 von 28\r\nAbbildung 5: EE-Quote bei Berücksichtigung des Strombedarfs im Rahmen des Monitoring-berichts, tatsächlichen Volllaststunden und verzögertem Erreichen der Ausbauziele gemäß EEG 2030 Bruttostromver-brauch TWh Untergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Obergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Mittelwert EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) 700 443 (63 %) 496 (71 %) 469 (67 %) 650 443 (68 %) 496 (76 %) 469 (72 %) 600 443 (74%) 496 (83 %) 469 (78 %)\r\nAus Sicht des BDEW müssen demzufolge sowohl die Zubauziele als auch die Ausschreibungs-volumina fortbestehen und dürfen nicht im Lichte derzeit vermuteter geringerer Stromver-bräuche im Jahr 2030 nach unten korrigiert werden.\r\nDer BDEW fordert daher einen Fortbestand der bestehenden Ausbaupfade und der zu deren Erreichung festgelegten Ausschreibungsvolumina. Zudem müssen die im Windflächenbedarfs-gesetz (WindBG) geregelten Flächenziele von 1,4 % bis 2025 und 2 % bis 2032 fortbestehen. Sie beeinflussen unmittelbar die Entwicklung der für die EEG-Ausschreibung infrage kommen-den Projektvolumina. Als zusätzliche Flächenoption müssen auch artenarme Forststandorte einbezogen werden.\r\nGerade bei Windenergie an Land haben die erfreulichen Verbesserungen bei der Genehmi-gungssituation zu einer Projektpipeline geführt, die auch bei Erhalt der bestehenden Aus-schreibungsvolumina einen dynamischen Wettbewerb gewährleistet. Ein kostengünstiger wei-terer Ausbau von Windenergie an Land ist also derzeit möglich. Eine Kürzung würde zum Ver-fall von Genehmigungen führen, da viele Projekte nicht die Chance hätten einen Zuschlag zu erlangen. Dies würde den Industriezweig „Wind an Land“ schwächen mit negativen Auswir-kungen auf die wirtschaftliche Entwicklung in Deutschland.\r\n3.6 Stufenweise Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung von EE-Anlagen\r\nUm die Marktintegration der Erneuerbaren Energien voranzutreiben, sollten Neuanlagen auch unter 100 kW ihren Strom künftig verpflichtend direktvermarkten. Dabei ist aus Sicht des BDEW ein stufenweises Einführen der Direktvermarktungspflicht für Anlagen ab 25 kW ziel-führend, das bis 7 kW abgesenkt wird, wenn gewährleistet ist, dass dort intelligente Messsys-teme (iMSys) mit Steuerbox im Massenprozess funktionstauglich eingebaut werden können.\r\nSeite 18 von 28\r\nNur dann ist auch für dieses Anlagensegment ein Zugang zu Direktvermarktern gegeben. We-sentliche Voraussetzung für die Absenkung des Leistungsschwellenwerts für die ver-pflichtende Direktvermarktung von 100 kW auf 25 und später 7 kW ist auch, dass branchen-weit einheitliche, von der BNetzA akzeptierte massengeschäftstaugliche Nachweise nach § 10b Abs. 5 EEG eingeführt sind. Die Sanktionierung von Verstößen gegen § 10b EEG (Vorhalten von Einrichtungen zur marktorientierten Steuerung) aus § 52 EEG 2023 ist aus Sicht des BDEW zu streichen und Nachweise für Fernsteuerbarkeit in einem realistischen Zeitfenster sind zu ermöglichen. Die Erstanmeldung zur Direktvermarktung sollte nicht mehr über das EEG sankti-oniert, sondern nur noch in den Marktprozessen (derzeit noch „MPES“) abgebildet werden. Die Praxis hat gezeigt, dass die Mitteilungspflichten der Anlagenbetreiber nach § 21c EEG 2023, die parallel zu den von der BNetzA festgelegten MPES gelten, zu Missverständnissen und Fehlern führen, die seit Inkrafttreten des EEG 2023 mit eigenständigen Strafzahlungen nach § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 verbunden sind. Klarheit kann diesbezüglich nur geschaffen werden, wenn die MPES sämtliche Veräußerungsformen nach EEG abdecken und § 21c EEG 2023 ohne weitere Bedingungen auf die MPES verweisen würde.\r\nHintergrund ist, dass mit der Absenkung der Schwelle die Anzahl der betroffenen Anlagen sehr stark ansteigt. Eine stufenweise Absenkung ermöglicht es, diese stark steigende Anzahl der Anwendungsfälle praxisgerecht umzusetzen und dabei auch Abläufe in den Unternehmen un-ter Berücksichtigung von Lerneffekten zu entwickeln. Auch in der Übergangszeit bis zum Ein-treten der Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung sollte keine implizite Vermarktungs-rolle der Verteilnetzbetreiber geschaffen werden. Zu beachten ist, dass die Netzbetreiber ne-ben der Abwicklung der für die Direktvermarktung erforderlichen Marktprozesse insbeson-dere die Neugestaltung der Netzentgeltsystematik („AgNes“), die Festlegung zur Marktin-tegration von Speichern und Ladepunkten (\"MiSpeL\"), Regelungen zum Energy Sharing sowie das von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geplante zentrale System zur Aggregation und Ab-rechnung bilanzierungsrelevanter Daten im deutschen Strommarkt (MaBiS-Hub) umsetzen müssen. Die verschiedenen Projekte greifen immer wieder auf die gleichen Ressourcen in den Unternehmen und bei den IT-Dienstleistern zu. Vor diesem Hintergrund sollten die verschie-denen Vorhaben zeitlich aufeinander abgestimmt werden.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, dass EE-Anlagen ab einer installierten Leistung von 25 kWp und ab Inbetriebnahme ab dem 01.01.2027 mit einer Übergangsfrist von einem Jahr ab dem 01.01.2028 ihren Strom verpflichtend ungefördert direktvermarkten müssen. Um den Hoch-lauf der Anwendungsfälle in der praktischen Bearbeitung im Unternehmen gut abwickeln zu können und interne Verfahrensweise zu etablieren, sollten Neuanlagen unterhalb einer Leis-tung von 25 kW erst zum 01.01.2030 in die verpflichtende ungeförderte Direktvermarktung überführt werden, da dann die Einführung des MaBiS-Hub sowie die Umsetzung der neuen\r\nSeite 19 von 28\r\nNetzentgeltsystematik abgeschlossen sein sollten, welches beide große Transformationspro-jekte darstellen und viele Ressourcen in den Unternehmen binden. Aus Sicht des BDEW sollte dabei eine Bagatellgrenze von 7 kW dauerhaft bestehen bleiben, so dass Anlagen unterhalb dieser Leistungsgrenze auch künftig ihren Strom zu den jeweils geltenden Regeln veräußern können. Bereits ab dem 1.1.2027 sollte die gleitende Marktprämie für die Teileinspeisung von PV-Anlagen auf die Höhe des Marktwerts des Überschuss-Stroms abgesenkt werden, so dass Anlagen, die schon vor 2032 in die ungeförderte Direktvermarktung wechseln, einen Vorteil durch die Vermarktung ihres Überschuss-Stroms erzielen können.\r\n3.7 Kosteneffizienzpotenziale bei der Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien\r\nDer aktuelle Fortschritt beim Ausbau Erneuerbarer Energien ist ein Erfolg und das Ergebnis klarer politischer Zielsetzungen, beschleunigter Verfahren und verlässlicher Investitionsbedin-gungen. Gleichzeitig zeigt sich, dass auch beim weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien Effizi-enzpotenziale bestehen. Diese zu heben ist entscheidend, um die Transformation des Energie-systems langfristig kosteneffizient zu gestalten.\r\nDer BDEW hat daher Vorschläge vorgelegt, wie sich die Ausbaupfade der Erneuerbaren Ener-gien effizienter umsetzen lassen – ohne den notwendigen Zubau auszubremsen oder Investiti-onssignale zu schwächen. Viele der Vorschläge eignen sich für eine Umsetzung in der anste-henden EEG-Novelle und können so unmittelbar Kostensenkungspotenziale heben:\r\n1.\r\nDie EEG-Vergütung für neue kleine und mittlere PV-Dachanlagen bis 100 kWp zur Volleinspeisung kann aus Sicht des BDEW abgeschafft werden, da dieses Anlagenseg-ment zur Volleinspeisung ohnehin nur noch einen geringen Anteil an der installierten PV-Leistung ausmacht. Diese Anlagen können ihren Strom aber ungefördert direktvermark-ten.\r\n2.\r\nUm große Dachflächen auf Gebäuden ohne die Möglichkeit zur Eigenversorgung auch weiterhin zu nutzen, empfiehlt der BDEW die Möglichkeit zur Volleinspeisung über Aus-schreibungen für die geförderte Direktvermarktung für PV-Dachanlagen ab 100 kWp. Ausschreibungen für größere PV-Dachanlagen ab 750 kWp – vorbehaltlich der beihilfe-rechtlichen Genehmigung – sollten ebenfalls fortbestehen. Voraussetzung für die Absen-kung der Leistungsgrenze für die Ausschreibung von PV-Anlagen des zweiten Segments ist ein vereinfachtes Verfahren für die Rückerstattung des Projektsicherungsbeitrags nach § 38d EEG.\r\nSeite 20 von 28\r\n3.\r\nFür PV-Dachanlagen zur Eigenversorgung und Teileinspeisung sollte die aktuell geltende Festvergütung für die Überschusseinspeisung ab einer Leistung von 25 kWp durch eine Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung ersetzt werden. Die Schwelle sollte dabei wie oben dargestellt in zwei Stufen abgesenkt werden. Bei der künftigen Anpassung der Förderung der PV-Anlagen mit Eigenverbrauch und Teileinspeisung muss auch das Ergeb-nis des von der BNetzA geleiteten Prozesses zur Neufestlegung der Netzentgelte berück-sichtigt werden. Ein schrittweises Vorgehen sowie Übergangsoptionen können Marktfrik-tionen vermeiden und gleichzeitig Raum für neue Geschäftsmodelle wie die Kombination mit Speichern oder gemeinschaftlichen Nutzungskonzepten geben. Bis zur Umsetzung sollte die Gleitende Marktprämie übergangsweise auf die Höhe des Marktwertes des Überschussstroms abgesenkt werden.\r\nDie Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung sollte allerdings nicht auf Mieterstrom angewandt werden. Diese Projekte verlieren ohne zusätzliche Förderung ihre Wirtschaft-lichkeit, weshalb der aktuelle Förderrahmen für Mieterstrom nicht verändert werden sollte.\r\n4.\r\nSeit einigen Monaten besteht eine Möglichkeit für Sonderabschreibungen von PV-Anla-gen für Unternehmen gemäß dem Investitionsförderprogramm der Bundesregierung. Diese neue Maßnahme ist eine weitere Begünstigung der ohnehin wirtschaftlichen PV-Dachanlagen und Hausspeicher. Diese steuerliche Förderung kann aus Sicht des BDEW da-her wieder zurückgenommen werden.\r\n5.\r\nStrom aus Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) ist heute unter günstigen Bedingun-gen wettbewerbsfähig, jedoch besonders in Kombination mit dem sicheren Investitions-rahmen des EEG im Hintergrund. Um weitere PV-Freiflächenpotenziale zu erschließen, sollten Einschränkungen bei Freiflächenanlagen, wie die Anlagenzusammenfassung bei Anlagen entlang von Verkehrswegen, entfallen bzw. angepasst werden.\r\n6.\r\nDie Erzeugungskosten von PV-Freiflächenanlagen sind umso geringer, je größer die Anlage ist. Im aktuellen EEG liegt die Maximalgröße bei 50 MW, vorbehaltlich der Genehmigung dieses Schwellenwertes durch die EU-Kommission. Größere Anlagen sollen nicht geför-dert werden, da diese von allein wirtschaftlich tragfähig seien. Die wirtschaftlichen Rah-menbedingungen haben sich seitdem aber spürbar verändert. Darum sollte diese Grenze nochmals überprüft und bei Bedarf auf 80 MW angehoben werden.\r\n7.\r\nPV-Freiflächenanlagen sind baurechtlich wenig komplex und sollten daher unbürokrati-scher als derzeit genehmigt werden. Ein Beispiel hierfür ist eine Ausweitung der Privile-gierung der Vorhaben von derzeit 200 auf 500 Meter entlang von Verkehrswegen. Dar-über hinaus würde eine Reform der Erbschaftssteuer auf Flächen mit PV-Freiflächenanla-gen für Bürokratieabbau und Planungssicherheit sorgen.\r\nSeite 21 von 28\r\n8.\r\nDer Anwendungsbereich der naturschutzfachlichen Mindestkriterien für Solaranlagen, die nicht ausschließlich auf, an oder in einem Gebäude angebracht sind, nach § 48 Abs. 6 EEG ist auf Freiflächenanlagen nach Nr. 2 und 3 zu beschränken. Anlagen, die an einer sonstigen baulichen Anlage (z.B. Mauer, Zaun) oder teilweise an einem Gebäude ange-bracht sind (Nr. 1) oder als „Gartenanlage“ errichtet werden (Nr. 1a), können diese Anfor-derungen faktisch häufig nicht erfüllen und müssen daher ausgenommen werden. Auch der diesbezügliche BMWK-Leitfaden (Stand: Juli 2024) bezieht sich ausdrücklich allein auf PV-Freiflächenanlagen. Der Anwendungsbereich von § 37 Abs. 1a EEG ist entsprechend anzupassen.\r\n9.\r\nBei Windenergie an Land haben eine hohe Zahl an Genehmigungsbescheiden und weiter rückläufige Verfahrenslaufzeiten in den meisten Bundesländern zu einer ausreichenden Projektpipeline geführt. Dadurch entsteht in den Ausschreibungen eine wettbewerbliche Preisfindung, die bereits zu einem Sinken der EEG-Zuschlagswerte führt. Diese Entwick-lung muss fortgesetzt werden, um einen geringeren Förderbedarf für Windenergie an Land zu erreichen. Die Ausschreibungsvolumina für Windenergie an Land sollten daher in der aktuellen Höhe fortbestehen. Im Lichte der alleine 2025 erfolgten Neugenehmigun-gen von über 20 GW und der mittlerweile auf nur noch gut 6 ct/kWh gesunkenen Zu-schlagshöhe in den Ausschreibungen könnte das Ausschreibungsvolumen sogar kurzfristig angehoben werden, um das Auslaufen bestehender Projektgenehmigungen zu vermei-den. Sinnvoll wäre beispielsweise, einmalig 10 GW Ausschreibungsmengen zusätzlich in das Ausschreibungsvolumen aufzunehmen, die auch die im Rahmen von NZIA geforderten gesonderten Ausschreibungen umfassen.\r\n10.\r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Er-neuerbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung wäh-rend der Errichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte auch auf private Flä-chen ausgeweitet werden. Insbesondere beim Transport der Rotorblätter für Windener-gieanlagen ist ein Überschwenken von (privaten) Grundstücken kaum vermeidbar und von geringer Nutzungsintensität. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetz-ausbau (§ 12 Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitbandausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz (TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren An-wendung. Dies wird den Netzanschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen und damit de-ren Beitrag zur Energieversorgung vereinfachen und deutlich beschleunigen.“\r\n11.\r\nDie aktuelle Regelung nach § 36h EEG 2023 schafft einen ökonomischen Anreiz zur Ver-dichtung von Windparks: Abschattungseffekte durch benachbarte Windenergieanlagen werden bereits im Standortgütenachweis berücksichtigt. Eine Reform der Kompensation von Windabschattungsverlusten kann dazu beitragen, dass Windenergieanlagen mit größerem Abstand und effizienter zueinander errichtet werden. Die Folge wäre eine\r\nSeite 22 von 28\r\nAbsenkung der Förderkosten im EEG-System. Größere Abstände zwischen den Anlagen können allerdings den Gesamtflächenbedarf erhöhen und sollten daher frühzeitig in die strategische Flächenplanung einbezogen werden. Die Abschaffung des Korrekturfaktors von 50 Prozent im Referenzmodell lehnt der BDEW hingegen ab, da kein Kostenvorteil zu erwarten ist, zumal die Mehrheit neuer Genehmigungen ohnehin für mittlere und schwächere Standorte erteilt wird: Zwar sänke die höchste Vergütung, wenn nur bis zu einer Standortgüte von 60 Prozent extrapoliert würde. Diese Kostenersparnis für das EEG-Konto würde aber das Auseinanderfallen von Erzeugungszentren in Norddeutschland und Verbrauchszentren in Süd- und Westdeutschland begünstigen, denn die Realisierung vie-ler Windkraftprojekte in Süd- und Westdeutschland wäre durch die Abschaffung des Kor-rekturfaktors von 50 Prozent im Referenzmodell nicht mehr möglich. Schon jetzt führt der bisher zu geringe Ausbau der Windenergie in Süddeutschland dazu, dass Stromtransporte über weite Strecken erforderlich werden sowie Netzengpässe verstärkt und damit Netz-kosten und Redispatchkosten ansteigen. Der Ausbau wird durch den Fortbestand des Kor-rekturfaktors 50 % dort priorisiert, wo kein zusätzlicher Netzausbau erforderlich ist, und hoher Verbrauch besteht. Darüber hinaus muss bspw. über eine Südquote die Bezuschla-gung von Windprojekten in Regionen mit guter Verfügbarkeit von Stromnetzen deutlich angehoben werden. Allerdings sollte dennoch darauf geachtet werden, dass die Bundes-länder in Mittel- und Süddeutschland möglichst windhöffige Standorte ausweisen.\r\n12.\r\nDer BDEW unterstützt die übergeordneten Ziele des Net-Zero Industry Act (NZIA) ein-schließlich des Erhalts sowie des Aus- und Aufbaus europäischer Produktionskapazitä-ten insbesondere für die Energiewende kritische Transformationstechnologien im Bereich der Erneuerbaren Energien (EE) und der Energienetze. Damit der NZIA tatsächlich europä-ische Hersteller von Netto-Null-Technologien stärkt und ein Level-Playing Field schafft, muss darauf verzichtet werden, eine hohe Bürokratielast durch eine Vielzahl teils kom-plexer nicht-preisbezogener Kriterien zu schaffen. Der BDEW regt daher dringend an, be-stehende Herausforderungen durch einen Maßnahmenmix zu adressieren, der Investiti-onsabsicherungsprogramme, Bürokratieabbau, Förderung, regulatorische Anpassungen und Anreize beinhalten sollte. Der NZIA allein reicht nicht aus, um die notwendige Resili-enz zu schaffen.\r\n13.\r\nDie Innovationsausschreibung zur Förderung der mittlerweile ohnehin sehr wirtschaftli-chen Batteriespeicher kann bei Kombinationsausschreibungen beendet werden. Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus PV-Freiflächenanlagen und Batteriespeichern werden auch ohne Förderung nach und nach eine stärkere Rolle im ungeförderten PPA-Markt spielen, da diese Kombination das Marktwertprofil von Strom aus Photovoltaik-Anlagen wesentlich verbessert. Daher ist es entscheidend, dass Batteriespeicher in Kombination\r\nSeite 23 von 28\r\nmit EE-Anlagen hinter dem Netzanschlusspunkt durchgehend zugelassen werden müssen. Die freiwerdende Ausschreibungsmenge sollte auf die Ausschreibungsmenge für PV-Frei-flächenanlagen aufgeschlagen werden\r\n14.\r\nEin Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland sollte zunehmend ungefördert im Markt erfolgen. Grüne PPAs sind hierzu ein geeignetes Instrument. Kleinere Unterneh-men sind im PPA-Markt hingegen unterrepräsentiert. Ursächlich sind die hohen Anforde-rungen an die Bonität von Abnehmern für eine langfristige Projektfinanzierung. Das Aus-fallrisiko führt zu hohen Risikoaufschlägen, so dass keine wirtschaftlich tragfähige Projekt-finanzierung mit langer Laufzeit für kleinere Unternehmen mittlerer Bonität möglich ist. Daher sollte dieses Risiko aus Sicht des BDEW durch eine staatliche Besicherung abgefe-dert werden. Eine staatliche Besicherung von PPAs kann Kredit- und Ausfallrisiken durch den PPA-Abnehmer sowie das Bonitäts- und Ausfallrisiko für den EE-Betreiber und die fi-nanzierenden Banken abfedern und senkt insgesamt die PPA-Preise. EE-Anlagen mit Stromgestehungskosten von Grünstrom nahe am Preisniveau des Strommarktes, z. B. große Freiflächen-PV-Anlagen, Windenergieanlagen an Land an sehr guten Standorten und unter passenden Rahmenbedingungen Offshore-Windanlagen können dann auch mit-telständischen Abnehmern PPAs anbieten.\r\n15.\r\nStrom aus kleinen Biogasanlagen bleibt wegen der nicht mehr nennenswert reduzierba-ren Substratkosten dauerhaft eine vergleichsweise teure Erneuerbare Energie mit hohen variablen Kosten. Für eine Anschlussförderung müssen aus der EEG-Vergütung fallende Anlagen eine höhere Flexibilisierung und die Nutzung der Abwärme gewährleisten. Ein Fortbestand der aktuellen Ausschreibungsbedingungen führt also ohne weitere Maßnah-men zu einer jährlichen Einsparung an EEG-Förderung und sollte daher aus Sicht des BDEW beibehalten werden. Parallel hierzu muss allerdings § 39g Abs. 6 EEG 2023 hin-sichtlich der Berechnungsmethodik der Anschlussförderung klarstellend angepasst wer-den, um weitere Rechtsstreitigkeiten hierzu zu vermeiden und die Perspektive für eine entsprechende Anschlussförderung der Anlagen nicht zu gefährden.\r\n16.\r\nBei Offshore-Windparks bestehen erhebliche Einsparpotenziale bei den Kosten der Netz-anbindung durch eine verpflichtende Überbauung in volkswirtschaftlich sinnvollem Maße. Zudem können die Systemkosten (in €/MWh) durch eine weniger dichte Bebauung in der deutschen AWZ und grenzüberschreitenden Flächenkooperation mit den Nachbar-ländern im Nord- und Ostseeraum um circa 11% reduziert werden, ohne die Ausbauziele in Frage zu stellen (siehe Fraunhofer IWES 2026). Weitere Kostensenkungspotenziale ent-stehen durch den koordinierten Weiterbetrieb bestehender und im Bau befindlicher Offshore-Windparks über 25 Jahre hinaus und eine Verlängerung des Genehmigungszeit-raums auf 35 Jahre für zukünftige Anlagen (siehe BDEW-Stellungnahme 2025).\r\nSeite 24 von 28\r\n17.\r\nDie aktuelle Gesetzeslage sorgt dafür, dass die EEG-Förderung bei Neuanlagen und neu bezuschlagten Anlagen bereits bei viertelstündlichen negativen Börsenstrompreisen ent-fällt. Das EEG 2023 bietet für Anlagen bis zum Inbetriebnahmejahr 2015 die Möglichkeit, gegen einen Vergütungs-Aufschlag von 0,6 ct/kWh für den verbleibenden Förderzeitraum auf Förder-Zahlungen bei negativen Preisen zu verzichten. Gleiches gilt für jüngere EEG-Anlagen mit einer Leistung unter dem jeweils geltenden Schwellenwert für eine Negative-Preise-Regelung. Um noch mehr Anlagenbetreibern die Möglichkeit zu geben, zur Verrin-gerung der negativen Preiszeiten beizutragen und damit das EEG-Konto zu entlasten, sollten aus Sicht des BDEW daher Möglichkeiten für Anlagen der Inbetriebnahmejahre ab 2016 geschaffen werden, für die bereits eine Negative-Preise-Regelung mit längerem Zeit-bezug gilt. Sie könnten gegen eine moderate Anhebung der EEG-Vergütung in den § 51 bzw. 51a EEG 2023 (n.F.) optieren und auf die Vergütung bei negativen Preisen verzich-ten. Dabei sollte nach Technologien sowie nach Inbetriebnahmejahren differenziert werden. Um die Zeiten negativer Preise wirklich zu verringern, sollten die Betreiber bei negativen Preisen nicht einspeisen dürfen.\r\n18.\r\nDie durch das EEG 2023 eingefügte, gestufte Sanktionsmechanik des § 52 EEG 2023 führt zu signifikanter bürokratischer Belastung bei Netzbetreibern. Die Regelung führt zu er-heblichen Abwicklungsproblemen v.a. durch eine Sanktionierung mit kleinen Beträgen weit unter dem Verwaltungsaufwand. Dies macht sich insbesondere an den Sanktionszah-lungspflichten selbst für Kleinst-Anlagen mit Kleinst-Beträgen von 1,20 Euro/Kalendermo-nat bemerkbar. Außerdem sieht die Regelung Korrekturabrechnungen für die Vergangen-heit vor, weil sich nachträglich die Sanktion geändert hat, ohne dass dies zeitlich limitiert ist. Zu besonders viel unnötigem Aufwand für alle Beteiligten führt die Sanktion bei nicht rechtzeitiger Anmeldung zu einer Veräußerungsform (§ 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023). An de-ren Stelle sollte die alleinige Ablehnung über die Marktkommunikation bei fristgerechter Anmeldung treten. Im Übrigen hat für kleinere Anlagen hier bereits die Einführung der unentgeltlichen Abnahme und die automatische Zuordnung zu dieser Veräußerungsform bei Nichtmeldung zu sinnvollen Lösungen geführt. Entbürokratisiert wird die Regelung durch eine Streichung der nachträglichen Änderung von Sanktionen bzw. Begrenzung auf das jeweils vorangegangene Kalenderjahr. Hier würde eine einheitliche Strafzahlung bei Pflichtverstößen mit einer Abrechnung pro Monat zu einer erheblichen Entlastung führen. Es entstünden geringere Belastungen bei Netzbetreibern durch die Anwendung von § 52 EEG 2023 bei Forderungsermittlung und -durchsetzung. Daher schlägt der BDEW die Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 vor.\r\n19.\r\nAufgrund der Anforderungen in § 33 Abs. 4 EEG 2012 müssen Marktintegrationslagen (MIM-Anlagen), also grundsätzlich Aufdach-Solarstromanlagen, die ab 1. April 2012 bis 31.\r\nSeite 25 von 28\r\nDezember 2013 in Betrieb genommen worden sind, eine separate Erzeugungsmessung für die entsprechenden MIM-Module haben. Zudem besteht eine Pflicht zum 10%igen Eigen-verbrauch. Eine Verbesserung wäre die Streichung der Vorgabe einer separaten Erzeu-gungsmessung für entsprechende MIM-Module, um bei Erweiterungen keinen Auf-wuchs mehr mit Messkonzepten in der Kaskade entstehen zu lassen (Generatorzähler wird nach aktuell geltendem EEG nicht mehr benötigt). Damit würde eine vereinfachte Messung (keine Kaskade), eine vereinfachte Abrechnung, eine vereinfachte Anlagener-weiterung und eine Minimierung von Kundenbeschwerden erreicht werden. Zudem schlägt der BDEW die Streichung der gesetzlichen und entsprechend sanktionierten Pflicht eines 10 %-igen Eigenverbrauchs vor. Aufgrund aktueller Tendenzen werden diese Anlagen vorwiegend in Überschusseinspeisung betrieben werden. Entsprechende Rege-lungen waren im Regierungsentwurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letzten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW erwartet daher, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle be-rücksichtigt werden.\r\n20.\r\nDie Ausfallvergütung für Anlagen > 100 kW gemäß § 21 Abs. 1 Nr. 2 EEG kann bis zu ei-ner Dauer von 3 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten, max. aber 6 Kalendermonate pro Kalenderjahr, in Anspruch genommen werden. Die derzeitigen Regelungen zur Di-rektvermarktung zwingen Netzbetreiber zu sehr komplexen und zeitraubenden Prüf- und Umsetzungsprozessen. Insbesondere hervorzuheben sind folgende Punkte: Die nachträg-liche Korrektur der Bilanzkreiszuordnung der Stromeinspeisung einer Anlage in der Direkt-vermarktung, die sich nach der Inbetriebnahme als nicht förderfähig herausstellt, ist in den Marktprozessen nur zeitlich begrenzt vorgesehen und erfordert regelmäßig aufwän-dige Einzelfallklärungen zwischen Netzbetreiber und Direktvermarkter. Bei der Ausfallver-gütung ist die Überwachung der Fristen und Begrenzungen IT-technisch hochkomplex und in der Umsetzung aufwändig und fehleranfällig. Die Frist zur Mitteilung des erstmaligen Einstiegs in eine Veräußerungsform und die zugehörige Zahlung bei Verstoß gegen diese Frist ist nicht praxisgerecht, da die Bilanzkreisanmeldung erst nach Zählereinbau möglich ist, welcher häufig erst kurz vor der Inbetriebnahme der Anlage erfolgt. Die Ausfallvergü-tung sollte sich stattdessen lediglich über eine bestimmte Maximalzahl von aufeinan-derfolgenden Monaten erstrecken, die so zu bemessen ist, dass nach der allgemeinen Erfahrung ein Wiedereinstieg in die verpflichtende Direktvermarktung möglich ist. Rege-lungen zur Präzisierung der Vorgaben für die Ausfallvergütung waren im Regierungsent-wurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letz-ten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW schlägt daher vor, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle berücksichtigt werden.\r\nSeite 26 von 28\r\n21.\r\nDer Netzbetreiber ist gemäß § 36h Abs. 1 i. V. m. § 36j EEG verpflichtet, den anzulegen-den Wert für Windenergieanlagen an Land auf Grundlage des Zuschlagswerts und des Korrekturfaktors des Gütefaktors auf Basis eines vom Anlagenbetreiber vorzulegenden Gutachtens zu berechnen. Der anzulegende Wert muss nach 5, 10 und 15 Jahren über-prüft und ggf. auch rückwirkend angepasst werden. Zu viel oder zu wenig geleistete Zah-lungen oberhalb einer Bagatellgrenze müssen ausgeglichen werden. Rückzahlungsansprü-che des Netzbetreibers müssen verzinst werden. Es ist nicht nachvollziehbar, warum die Berechnung durch den Netzbetreiber erfolgen soll, zumal der Gütefaktor nach § 36h Abs. 3, 4 EEG durch ein vom Anlagenbetreiber zu beauftragendes Gutachten nachgewiesen werden muss. Die Erstellung eines solchen Gutachtens ist für die Validität der Berechnung ausreichend. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass durch die möglichen Zusatzgebote nach § 36j EEG die Komplexität der Berechnung weiter zunimmt. Im Kontext mit der vor-gesehenen regelmäßigen Überprüfung nach § 36h Abs. 2 EEG entsteht dem Netzbetreiber ein unnötig hoher Zusatzaufwand und das Risiko, den anzulegenden Wert falsch zu be-rechnen. Die Berechnung des anzulegenden Werts sollte daher Bestandteil des Gutach-tens zum Nachweis des Gütefaktors sein. Bezüglich der rückwirkenden Abrechnungskor-rekturen im Zuge der turnusmäßigen Überprüfung sollte zumindest gesetzlich klargestellt werden, dass die ggf. erforderlichen Ausgleichszahlungen nicht als nachträgliche Korrek-turen für die vorangegangenen Kalenderjahre im Sinne von § 20 EnFG zu behandeln sind, sondern als zusätzliche Abrechnung im Jahr der Überprüfung des anzulegenden Werts (d.h. keine Stornierung und Neuabrechnung zurückliegender Abrechnungsjahre). Außerdem sollte auf die Verzinsung von Rückforderungsansprüchen verzichtet werden.\r\n22.\r\nDie Förderung für Solaranlagen des ersten Segments darf gemäß §§ 38, 38h, 39 EEG nur ausgezahlt werden, wenn zusätzlich zum erteilten Ausschreibungszuschlag von der BNetzA eine Zahlungsberechtigung ausgestellt wird. Der Anlagenbetreiber muss bei Ge-botsabgabe für Solaranlagen des zweiten Segments einen Projektsicherungsbeitrag an die BNetzA bezahlen, der nach Zuschlagserteilung von der BNetzA an den zuständigen Über-tragungsnetzbetreiber überwiesen wird. Der Verteilnetzbetreiber muss nach Inbetrieb-nahme der Anlage den Projektsicherungsbeitrag dem Anlagenbetreiber auszahlen und kann sich diesen vom Übertragungsnetzbetreiber erstatten lassen. Hinsichtlich der Zah-lungsberechtigung für Solaranlagen des ersten Segments fordert der BDEW künftig eine abschließende Prüfung der Sachlage durch die BNetzA und nicht durch den Netzbetrei-ber. Dies gilt insbesondere für die Vorlage einer baulichen Anlage, eines Bebauungsplans und eines Moorbodens. Auch das Verfahren für den Projektsicherungsbeitrag für Solaran-lagen im zweiten Segment ist unnötig aufwändig ausgestaltet. Analog zu den bei anderen Ausschreibungssegmenten von den Anlagenbetreibern bei der BNetzA zu hinterlegenden Sicherheitszahlungen sollte die BNetzA auch die Projektsicherungsbeiträge nach\r\nSeite 27 von 28\r\nInbetriebnahme der Anlage wieder unmittelbar dem Anlagenbetreiber erstatten. Hierfür hat der Anlagenbetreiber der BNetzA den Zeitpunkt und den Umfang der Realisierung entsprechend nachzuweisen.\r\n23.\r\nKünftig müssen sich Prosuming-Anwendungen stärker systemdienlich verhalten und be-nötigen dafür die passenden Rahmenbedingungen. Der Betrieb von Hausspeichern darf nicht – wie derzeit – einen Anreiz haben, Strom ohne Dämpfung der Mittagsspitze einzu-speichern. Durch Anreize im Zuge des BNetzA-Festlegungsverfahrens zur Marktintegra-tion von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) könnten auch Speicher nachgerüstet oder im Bestand auf eine systemdienliche Fahrweise umgestellt werden.\r\n24.\r\nAnlagen, die nach 20 Jahren aus der EEG-Förderung fallen, erhalten heute eine Anschluss-förderung in der Höhe des Börsenpreises, reduziert um die Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Die Anschlussvergütung könnte an eine starke Ein-speisebegrenzung zur Mittagszeit gekoppelt werden. Dazu ist die genaue Beschreibung des technischen Konzepts für die Umsetzung der Einspeisebeschränkung erforderlich.\r\n25.\r\nEine Möglichkeit zur Versorgung von gewerblichen Abnehmern mit Grünstrom sind Di-rektlieferungen aus Wind- und PV-Anlagen. Wird die derzeitige Obergrenze durch das Erfordernis des „unmittelbaren räumlichen Zusammenhangs“ im EEG (§ 3 Nr. 16 und § 21b Abs. 4 Nr. 2. a) für EE-Erzeuger und Abnehmer für Direktlieferungen aufgehoben, werden wesentlich mehr Anwendungen möglich, ohne das Netz mit zusätzlichen Strom-mengen aus Erneuerbaren zu belasten.\r\n26.\r\nDerzeit zählt die Schaffung einfacher Vergabe- und Auskunftsprozesse für Netzan-schlüsse zu den zentralen Herausforderungen bei der Transformation unseres Energiesys-tems.\r\n27.\r\nDamit Kostendämpfungspotenziale im Stromnetz gehoben werden können, bedarf es an-gepasster rechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Der BDEW hat in seinem im Juni 2025 veröffentlichten Papier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ dafür eine Reihe an Vorschlägen vorgelegt.\r\n28.\r\nDer BDEW erkennt die Notwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts im EEG an. Al-lerdings sollte dieser aus den Erfahrungen mit der Vergangenheit, gerade hinsichtlich des „Solarpaketes 2024“, künftig so ausgestaltet werden, dass die unter Anwendungsvorbe-halt gestellten EEG-Regelungen nicht auf diejenigen Anlagen angewandt werden, die vor einer entsprechenden beihilferechtlichen Genehmigung in Betrieb genommen werden bzw. an für einen Ausschreibungstermin vor der Genehmigung ein Gebot abgegeben ha-ben. Eine rückwirkende Anwendung entsprechender Regelungen ist speziell im Segment der gesetzlichen Förderung zu vermeiden, weil diese immer einen weiteren\r\nSeite 28 von 28\r\nUmsetzungsaufwand bei den Anschluss-Netzbetreibern nach sich zieht. Die beihilferechtli-chen Genehmigungen verhindern eine entsprechende Rückwirkung normalerweise nicht, weil sie allermeist nicht darstellen, ob sie auch rückwirkend gelten oder erst für Anlagen mit Inbetriebnahme/Gebotstermin ab Genehmigung.\r\nAnsprechpartnerin\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemin-tegration\r\nTelefon: +49 30 300199-1310\r\nE-Mail: ruth.brand-schock@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-02-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023147","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für KRITIS-Schutz und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/90/97/709624/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230017.pdf","pdfPageCount":19,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000\r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen.\r\nSie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent\r\ndes Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der\r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 5. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nImpulse zu sicherheitspolitischen Fragen der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nVersion 1.0\r\nSeite 2 von 19\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n• Resilienz durch Business Continuity Management stärken: ................................. 4\r\n• Cyber-Resilienz durch Informationssicherheits-Management stärken: ................ 4\r\n• Finanzierung erhöhter Schutz- und Resilienzmaßnahmen: .................................. 4\r\n2 Einleitung .......................................................................................................... 6\r\n3 Positionen im Überblick ..................................................................................... 7\r\n3.1 Austausch zur Einsatzverfügbarkeit ermöglichen bzw. verbessern ............... 7\r\n3.2 Ganzheitliche und praxistaugliche Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für die Sicherheitsüberprüfung von Personen ............................................... 8\r\n3.3 Ergänzung des Bundesleistungsgesetzes erforderlich ................................... 9\r\n3.4 Lieferketten sicherstellen (Beispiele aus der Pandemie und der Gasmangellage) .............................................................................................. 9\r\n3.5 Neubewertung von Transparenzpflichten ................................................... 10\r\n3.6 Finanzierung, Kostenanerkennung, Entgelt- und Gebührenfähigkeit für erhöhte Schutz- und Resilienzmaßnahmen ................................................. 10\r\n3.7 Anwendungsbereich des Wassersicherstellungsgesetzes erweitern........... 12\r\n3.8 Schaffung von Rahmenverträgen für Liegenschaften und den Host-Nation-Support ......................................................................................................... 15\r\n3.9 Haftung und Versicherung ............................................................................ 16\r\n3.10 Lehren aus der Ukraine auf den Schutz unserer kritischen Infrastrukturen übertragen .................................................................................................... 17\r\n3.11 Krisenresilienz durch vernetztes Üben und Handeln von Staat, Wirtschaft und Gesellschaft ........................................................................................... 18\r\nSeite 3 von 19\r\n1 Executive Summary\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft bildet die Grundlage für das Funktionieren von Staat, Gesell-schaft und Wirtschaft. Die Mitgliedsunternehmen des BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) nehmen vor diesem Hintergrund eine elementare Aufgabe wahr und tragen Verantwortung hinsichtlich der Bereitstellung zentraler Versorgungs- und Entsorgungs-leistungen. Dies gilt in Friedenszeiten ebenso wie im Spannungs- und Verteidigungsfall. Für die Vorbereitung auf Vorfälle und Krisen in Friedenszeiten hat der BDEW in Reaktion auf den An-schlag mit regionalem Blackout in Berlin das Positionspapier „10 Punkte zur Stärkung der Resi-lienz kritischer Infrastrukturen Energie- und Wasserwirtschaft“ erarbeitet.\r\nAber auch im Zusammenhang mit dem Spannungs- und Verteidigungsfall trägt die Energie- und Wasserwirtschaft zur Umsetzung des ressortübergreifenden nationalen Vorsorge- und Einsatz-plans (Operationsplan Deutschland) bei, der das Zusammenwirken von staatlichen und wirt-schaftlichen Strukturen in Krisen-, Spannungs- und Verteidigungsfällen koordiniert, und so Vor-sorge trifft, um die Handlungsfähigkeit des Landes sicherzustellen.\r\nDas vorliegende Diskussionspapier möchte hier erste sicherheitspolitische Impulse geben, da-mit eine zügige Anpassung der erforderlichen rechtlichen, regulatorischen, organisatorischen und technologischen Rahmenbedingungen erfolgen kann. Das Papier soll darüber hinaus als Grundlage für vertiefende Diskussionen zu den Einzelfragen mit den jeweils dafür relevanten Akteuren dienen.\r\nDie Unternehmen sollen befähigt werden, auch im Krisen- bzw. Verteidigungsfall die Ver- und Entsorgung aufrechtzuerhalten. Der BDEW und seine Mitglieder haben im Rahmen der Corona-pandemie und der „Gaskrise“ zu Beginn des russischen Angriffskriegs gezeigt, dass die Branche in der Lage ist, komplexe Krisenlagen in enger Abstimmung mit Bund, Ländern und Kommunen zu bewältigen. Auf diesen Erfahrungen sollten Staat und Wirtschaft gemeinsam aufbauen. Dazu regt der BDEW Folgendes an:\r\nKernpositionen des BDEW\r\n•\r\nRechtliche Rahmenbedingungen prüfen und wo erforderlich anpassen:\r\no\r\nPrüfung und Ergänzung der rechtlichen Rahmenbedingungen insbesondere für die Wasserwirtschaft, um auch in allen Krisen- und Bedrohungslagen ohne\r\nSeite 4 von 19\r\nformelle Feststellung einer Bedrohungslage schnell handlungsfähig zu sein („Wassersicherstellungsgesetz light“).\r\no\r\nAnpassungsmöglichkeit von qualitativen Parametern für die Ver- und Abwasser-entsorgung.\r\no\r\nFlexibilisierung des Arbeitszeitgesetzes, Bewegungs- und Passierscheine.\r\no\r\nGanzheitliche und praxistaugliche Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für personelle Sicherheit (Sicherheitsüberprüfungen).\r\no\r\nTemporäre Abweichungen von Umwelt- und Qualitätsstandards für die Wasser-wirtschaft parallel zu den Regelungen des EnSiG für Energie ermöglichen; recht-liche Klarstellungen und einheitliche Kriterien (Matrix) erforderlich.\r\n•\r\nKritische Rohstoffe und Lieferketten und Verfügbarkeit von Betriebsmitteln absi-chern:\r\no\r\nIdentifikation kritischer Rohstoffe und Chemikalien; Prüfung der Bildung von Konsortien mit Abnahmegarantien zur Sicherung der Produktion.\r\no\r\nPrüfung einer strategischen, effizienten Lagerhaltung für Versorgungs- und Netz-wiederaufbau.\r\no\r\nAufbau und Vorhaltung der hierfür erforderlichen personellen Fähigkeiten unter Einbeziehung der Kooperation der Netzbetreiber\r\no\r\nFinanzierung der Lager- und Personalkosten über den Verteidigungshaushalt und/oder einen Resilienzfonds.\r\n• Resilienz durch Business Continuity Management stärken:\r\no\r\nAufbau eines systematischen Business Continuity Management (BCM) zur Kri-senvorsorge; Umsetzung der Anforderungen aus CER-Richtlinie und KRITIS-Dach-gesetz; Begleitung durch BDEW-Arbeitsgruppe.\r\n• Cyber-Resilienz durch Informationssicherheits-Management stärken:\r\no\r\nDas digitale Energiesystem der Zukunft erfordert durchgängige „Cyber-Resilienz-by Design“.\r\n• Finanzierung erhöhter Schutz- und Resilienzmaßnahmen:\r\no\r\nKlarer Rechtsrahmen und regulatorisch gesicherte Kosten- und Entgeltanerken-nung für Schutz-, Wiederherstellungs- und Resilienzmaßnahmen (inkl. BCM und Krisenmanagement).\r\no\r\nStaatliche Flankierung sicherheitsbedingter Investitionen zur Wahrung der wirt-schaftlichen Leistungsfähigkeit der Unternehmen.\r\nSeite 5 von 19\r\no\r\nFinanzierung über den von der Schuldenbremse ausgenommenen Verteidi-gungshaushalt sowie über einen einzurichtenden Resilienzfonds.\r\n•\r\nRahmenverträge mit Bundeswehr und für Host-Nation-Support:\r\no\r\nLangfristige Vertragsmodelle zur Sicherstellung von Energie- und Wasserversor-gung militärischer Liegenschaften.\r\no\r\nRechtliche, wirtschaftliche und technische Planungssicherheit für Betreiber.\r\n•\r\nKlärung von Haftungs- und Versicherungsfragen:\r\no\r\nNotwendig sind eindeutige rechtliche Regelungen, wenn Anlagen der Energie- und Wasserwirtschaft für staatliche Zwecke und zur Gefahrenabwehr eingesetzt werden. Derzeit besteht Rechtsunsicherheit hinsichtlich des Einsatzes von Ab-wehrsystemen und der Folgentragung soweit es zu Schäden kommt.\r\n•\r\nTransparenzpflichten neu bewerten:\r\no\r\nReduktion öffentlich zugänglicher Geodaten und Leistungsinformationen zu kri-tischen Infrastrukturen.\r\no\r\nZugriff auf sensible Infrastrukturdaten nur für berechtigte Akteure.\r\no\r\nEinschränkung Datenschutz.\r\no\r\nPrüfung der Risiken offener Datenplattformen im Rahmen der nationalen Risiko-analyse gemäß CER-Richtlinie.\r\n•\r\nVernetztes Handeln, Austausch von Informationen und gemeinsames Üben:\r\no\r\nEinbindung der Energie- und Wasserwirtschaft in den Nationalen Sicherheitsrat.\r\no\r\nGemeinsames Lagebild, frühzeitige Informationsteilung in beide Richtungen.\r\no\r\nRegelmäßige Krisenübungen mit Behörden, BOS, Bundeswehr und Wirtschaft, um Vertrauen und gemeinsame Standards zu schaffen und Erfahrungen zu nut-zen.\r\no\r\nGemeinsame Reallabore für neue Schutzsysteme (z.B. Drohnenabwehr).\r\no\r\nEinbindung kleiner und mittlerer Unternehmen (KMU) durch praxisnahe Trai-ningsformate.\r\n•\r\nSofortige Beschleunigung von Maßnahmen zum Ausbau der Infrastruktur\r\no\r\nUnverzüglicher Ausbau kritischer Infrastrukturen zur unmittelbaren Stärkung der Versorgungssicherheit.\r\nSeite 6 von 19\r\no\r\nSofortige Beschleunigung von Infrastrukturmaßnahmen durch die zuständigen Behörden.\r\n•\r\nDatenschutz sicherheitspolitisch anpassen\r\no\r\nDie Auslegung/Anwendung der Datenschutzvorschriften muss ermöglichen, dass eine Überwachung von kritischen Punkten im öffentlichen Raum rechtssicher möglich ist.\r\n•\r\nAusfallsichere Kommunikation\r\no\r\nEffektive Notfallkommunikation zwischen Betreibern und Behörden.\r\no\r\nAusfallsichere Kommunikationsinfrastruktur für schnellen Versorgungs- und Netzwiederaufbau.\r\no\r\nEtablierung schwarzfallfester Kommunikationslösungen (z. B. 450-MHz-Funknetz für Energie- und Wasserwirtschaft).\r\n2 Einleitung\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft spielt für die Versorgung der Bevölkerung, der Verwaltung, der Industrie sowie der Sicherheitsbehörden und der Bundeswehr eine zentrale Rolle: Ohne Energie, Wasserver- und Abwasserentsorgung können wesentliche gesellschaftliche sowie staatliche Funktionen nicht aufrechterhalten werden.\r\nDies gilt nicht nur in Friedenszeiten, sondern auch im Spannungs- und Verteidigungsfall. Insbe-sondere im Rahmen der Gesamtverteidigung gemäß den Rahmenrichtlinien für die Gesamtver-teidigung der Bundesregierung (RRGV) spielt die Energie- und Wasserwirtschaft eine tragende Rolle für die zivile Verteidigung. Ein vorsorglich zu betrachtender Fall ist dabei der Bündnisfall, in dem die Bundesrepublik Deutschland zur logistischen Drehscheibe für Material und Personen wird; mit zusätzlichen Anforderungen an die Energie- und Wasserversorgung.\r\nDie Situation in der Pandemie und die Ausrufung der Alarmstufe bzw. Frühwarnstufe wegen der Lage des Gasmarktes nach dem Ausbruch des russischen Angriffskriegs zeigen, dass ein Krisen-management in enger Abstimmung zwischen Wirtschaft, Bund, Ländern und Kommunen für eine schnelle Beherrschung komplexer Krisenlagen und eine bedarfsgerechte Allokation be-grenzter Ressourcen unverzichtbar ist.\r\nSeite 7 von 19\r\nAbbildung 1 Rahmenrichtlinien für die Gesamtverteidigung der Bundesregierung (RRGV)\r\nDie deutsche Energie- und Wasserwirtschaft ist sich deshalb ihrer Verantwortung gegenüber Gesellschaft und Staat bewusst und leistet ihren Beitrag zur Sicherung der Ver- und Entsorgung in Deutschland auch in schwierigen Situationen.\r\nDamit die Energie- und Wasserwirtschaft auch künftig auf Krisenfälle optimal vorbereitet ist, sind aus Sicht des BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft verschiedene ge-setzliche Grundlagen zu überprüfen und politische Initiativen angesichts der geopolitischen Lage so zügig wie möglich umzusetzen.\r\n3 Positionen im Überblick\r\n3.1 Austausch zur Einsatzverfügbarkeit ermöglichen bzw. verbessern\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft sieht eine zentrale Herausforderung in der Praxis darin, dass Betreiber kritischer Infrastrukturen, Behörden und Streitkräfte bislang kaum rechtssicher er-kennen können, welche Beschäftigten in Schlüsselpositionen zugleich in Reserve, Katastrophen-schutz oder Feuerwehr eingebunden sind. Diese Informationslücke verlangsamt in Krisen-, Spannungs- und Verteidigungsfällen sowohl die Versorgungssicherheit als auch die Einsatzpla-nung der Sicherheitsbehörden und der Bundeswehr. Deshalb ist zu prüfen, ob die gesetzlichen Grundlagen zum Austausch solcher Daten angepasst oder konkretisiert werden können.\r\nInsbesondere könnten die Rahmenrichtlinien für die Gesamtverteidigung und die Zivile Alarm-planrichtlinie ergänzt werden. Sinnvoll erscheint die Einführung eines standardisierten Verfah-rens, mit dem die unterschiedlichen Behörden und Wirtschaftszweige ohne Zeitverlust Infor-mationen über unentbehrliche Mitarbeitende austauschen können („Unentbehrlichkeits-\r\nSeite 8 von 19\r\nregelung“). Dieses Verfahren könnte den Austausch über Beschäftigte in KRITIS-Schlüsselfunk-tionen ermöglichen, die gegenüber militärischer Einberufung oder Katastrophenschutzeinsatz zurückgestellt werden müssen – analog zu Verfahren nach Wehrpflichtgesetz (§ 13 WPflG) und Unabkömmlichstellungsverordnung.\r\nAuf Länderebene sind einheitliche Freistellungs-, Erstattungs- und Meldeverfahren für Feuer-wehr- und Katastrophenschutzeinsätze zu harmonisieren. Einheitliche Formulare, Fristen und digitale Schnittstellen würden Planungssicherheit schaffen.\r\nHinsichtlich der Freistellung von Personal sollte klargestellt werden, dass zum entsprechenden Schlüsselpersonal, alle Mitarbeitenden gehören, die den Betrieb aufrechterhalten. Damit geht dieser Personenkreis in der Energieversorgung weit über Mitarbeitende der Leitwarten hinaus und kann auch Beschäftigte aus dem Rechnungswesen, den Rechtsabteilungen oder generell Führungskräfte umfassen. In Krisen- und Konfliktlagen hängt die fortgesetzte Versorgung von Bevölkerung, Industrie, Sicherheitsbehörden und Streitkräften nicht allein von den Fachkräften an netz- und anlagenkritischen Stellen ab. Ebenso unverzichtbar ist die Aufrechterhaltung der wirtschaftlichen und rechtlichen Handlungsfähigkeit der Unternehmen. Nur wenn auch diese zentralen Unterstützungsfunktionen gesichert sind, kann die Energie- und Wasserwirtschaft in ihrer gesamten Wertschöpfungskette stabil bleiben und ihre Verantwortung für die öffentliche Daseinsvorsorge erfüllen.\r\nBDEW-Vorschlag\r\n•\r\nEinführung eines Verfahrens zum Informationsaustausch über die Personalverfügbar-keit. Erweiterung des Begriffs des „betriebsnotwendigen Personals“ für die Energie- und Wasserwirtschaft.\r\n3.2 Ganzheitliche und praxistaugliche Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für die Sicher-heitsüberprüfung von Personen\r\nBislang fehlt eine gesetzliche Grundlage, die definiert, wie Unternehmen rechtssicher überprü-fen lassen können, ob Bewerbende, Mitarbeitende sowie Dienstleistende, die in sicherheitsre-levanten Unternehmenseinheiten – z.B. Konzernsicherheit, IT-Administration und IT-Sicherheit – tätig sind, zuverlässig und vertrauenswürdig sind und nicht in den bisherigen Anwendungsbe-reich von Geheimschutz oder vorbeugenden Sabotageschutz des Sicherheitsüberprüfungsge-setzes eingebunden sind.\r\nDer BDEW spricht sich deshalb, anschließend an den Vorschlag des BDI - Bundesverband der Deutschen Industrie e.V. dafür aus, ein Verfahren zu etablieren, das Rechtssicherheit für die Unternehmen schafft, die künftig unter den Anwendungsbereich der NIS-2-Umsetzung sowie\r\nSeite 9 von 19\r\nder CER-RL-Umsetzung fallen und schlägt hierzu die Aufnahme einer freiwilligen Vertrauens-würdigkeitsüberprüfung vor. Diese Überprüfung muss jedoch auch zwingend innerhalb eines engen Zeitrahmens erfolgen, da der Fachkräftemangel nicht nur in der deutschen Wirtschaft dazu führt, dass in einem dynamischen Bewerbermarkt Entscheidungen schnell getroffen wer-den müssen. Eine solche Überprüfung muss durch staatliche Stellen durchgeführt werden.\r\nDenkbar wäre daher auch eine Regelung, die ähnlich dem Atomrecht oder dem LuftSiG eine Überprüfung der Zuverlässigkeit zulässt.\r\n3.3 Ergänzung des Bundesleistungsgesetzes erforderlich\r\nDie Regelungen des Bundesleistungsgesetzes sind grundsätzlich richtig und wichtig. Insbeson-dere ist wie in § 4 Abs. 2 Nr. 6 des BLG geregelt, sicherzustellen, dass die Unternehmen der Energie und Wasserwirtschaft nicht in Anspruch genommen werden dürfen, soweit sie die ent-sprechenden Mittel selbst zur Aufrechterhaltung der Versorgung benötigen. Es ist aber zu prü-fen, ob im Bundesleistungsgesetz (BLG) Anpassungen oder Konkretisierungen erforderlich sind. So müssten in § 4 Abs. 2 Nr. 6 BLG aus Sicht des BDEW die vor dem Hintergrund der Wärme-wende immer wichtiger werdenden Fernwärmeunternehmen ergänzt werden.\r\n3.4 Lieferketten sicherstellen (Beispiele aus der Pandemie und der Gasmangellage)\r\nDas Thema der Versorgungssicherheit war zuletzt insbesondere im Abwasserbereich von großer Relevanz, betrifft jedoch ebenso die Trinkwasserversorgung und die Energiewirtschaft. In bei-den Sektoren spielen die Verfügbarkeit von Rohstoffen, Chemikalien und Betriebsmitteln sowie die Stabilität der Lieferketten eine zentrale Rolle. So zeigte sich beispielsweise während der Corona-Pandemie, wie kritisch Engpässe bei Fällmitteln sein können. Unternehmen sind daher gefordert, diejenigen Rohstoffe zu identifizieren, die für ihren Betrieb besonders kritisch sind – etwa Salzsäure, andere chemische Grundstoffe oder auch die eigenproduzierte Energie. Denk-bar ist, dass sich Nachfrager zu einem Konsortium zusammenschließen, um gemeinsam einen Hersteller zu gewinnen, der gegen Abnahmegarantien seine Produktion auf die benötigten Stoffe umstellt. Ein solches Vorgehen wurde bereits mit dem Bundeskartellamt diskutiert und im damaligen Fall der Mangellage während der Gaskrise als kartellrechtlich unbedenklich ange-sehen.\r\nEin zentrales Instrument zur Sicherung der Lieferketten ist das sogenannte Business Continuity Management (BCM) und das Lieferantenmanagement der Informationssicherheitsmanage-mentsysteme (ISMS). Insbesondere BCM soll Unternehmen gegen existenzbedrohende Unter-brechungen des Geschäftsbetriebs wappnen. In der Energiewirtschaft und in der Informations-sicherheit ist es bereits etabliert, künftig wird es auch eine zentrale Rolle zur Umsetzung der Anforderungen aus der CER-Richtlinie und dem KRITIS-Dachgesetz sowie der NIS2-Richtlinie und\r\nSeite 10 von 19\r\ndem NIS2-Umsetzungsgesetz spielen. Dabei geht es nicht nur um physische Schutzmaßnahmen und technische, sondern auch um organisatorische und strategische Vorkehrungen. Der BDEW hat hierzu eine eigene Arbeitsgruppe eingerichtet, um insbesondere die Resilienz der kritischen Infrastruktur in der Energie- und Wasserwirtschaft zu stärken. Ziel ist es, Lieferengpässe zumin-dest für einen begrenzten Zeitraum zu überbrücken – entscheidend bleibt jedoch, welche Maß-nahmen greifen, wenn eine Krise länger andauert.\r\n3.5 Neubewertung von Transparenzpflichten\r\nDie Verfügbarkeit von Leistungs- und Geodaten kritischer Infrastrukturen über maschinell aus-lesbare Online-Ressourcen von Behörden, kommunalen Einrichtungen, aber auch von Web-Ser-viceanbietern oder Open-Source-Quellen begünstigt Einsatzszenarien von nicht-kooperativen und autonomen Drohnen gegen kritische Infrastrukturen. Mit den verfügbaren Plattformen und Tools für Open Source Intelligence (OSINT) lassen sich mit relativ geringem Aufwand direkte Zuordnungen von Bildquellen, Geokoordinaten (UMT & GPS) und kritischen Infrastrukturen her-stellen. In diesem Zusammenhang müssen auch die rechtlichen Rahmenbedingungen bei den Transparenzpflichten für Betreiber und Aufsichtsbehörden kritischer Infrastrukturen zügig und ganzheitlich neu bewertet und angepasst werden. Bestehende Webangebote von Behörden oder von Open-Source-Quellen, die systematisch Leistungsdaten und / oder Geolokationen von kritischer Infrastruktur bereitstellen, sollten deshalb beschränkt / abstrahiert werden.\r\nEs sollte in Zukunft bei Portalen von Behörden und Einrichtungen auf Bundes- und Landesebene sowie der Kommunen grundsätzlich nachvollziehbar sein, wer Infrastrukturdaten abruft. Auch sollten deshalb Ausschreibungen und Verbändebeteiligungen in Zukunft nur der Branche und Stakeholdern mit nachgewiesenem Interesse, nicht aber einer breiten Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden, wenn diese sicherheitsrelevante Aspekte der Planung und Umsetzung von Vorhaben der kritischen Infrastrukturen zum Inhalt haben.\r\n3.6 Finanzierung, Kostenanerkennung, Entgelt- und Gebührenfähigkeit für erhöhte Schutz- und Resilienzmaßnahmen\r\nFür eine wirksame Resilienz der Energie- und Wasserwirtschaft sowie eine fortgesetzte Wett-bewerbsfähigkeit des Energiestandorts Deutschlands in Europa ist zunächst sicherzustellen, dass Investitionen in neue Schutzsysteme oder Resilienzmaßnahmen als betriebsnotwendige Aufwendungen anerkannt und damit über die Entgelte und Gebühren refinanzierbar sind. Er-forderlich ist auch eine eindeutige Regelung zur Kostenanerkennung durch die Bundesnetza-gentur. Nur so können Betreiber kritischer Infrastrukturen mit Planungssicherheit investieren und gleichzeitig sicherstellen, dass die Refinanzierung im Rahmen der regulierten Entgeltsys-teme gewährleistet ist. Darüber hinaus muss die Finanzierung der Systeme durch den Staat\r\nSeite 11 von 19\r\ninsbesondere in nicht-regulierten Bereichen der Energiewirtschaft (d.h. Betreiber kritischer Energieanlagen) flankiert werden.\r\nAngesichts der zunehmenden hybriden Bedrohungslage ist es erforderlich, dass erhöhte Schutz- und Resilienzmaßnahmen der Energie- und Wasserwirtschaft auch über den von der Schulden-bremse ausgenommenen Verteidigungshaushalt sowie einen noch einzurichtenden Resilienz-fonds finanziert werden.\r\nDie Infrastrukturen der Energie- und Wasserversorgung sind nicht nur für die Bevölkerung un-verzichtbar, sondern auch für die Operationsfähigkeit der Bundeswehr und ihrer Verbündeten im Rahmen des Host Nation Supports bzw. des Operationsplans Deutschland sowie für die Funk-tionsfähigkeit der Sicherheits- und Verteidigungsindustrie. Entsprechend muss die Kostenaner-kennung durch die Bundesnetzagentur Hand in Hand mit der staatlichen Mitfinanzierung erfol-gen, um sowohl die betriebliche Tragfähigkeit als auch die nationale und bündnisstrategische Resilienz sicherzustellen. Ähnlich gilt dies auch für die Anerkennung dieser Kosten durch die Kartellbehörden für die Wasserwirtschaft bzw. durch die Kommunalaufsicht im Rahmen der Kommunalabgabengesetze der Länder (Preis- und Gebührenkalkulation).\r\nFür Deutschland bedeutet dies: Die energie- und wasserspezifische Resilienz ließe sich künftig national wie bündnisstrategisch finanzieren. Neue Schutzsysteme wie Systeme zur Detektion und Abwehr von Drohnen sollten als legitime Resilienzinvestitionen gelten, für die entspre-chende Förderkulissen im Verteidigungshaushalt geschaffen werden müssen – im Sinne einer wirksamen Gesamtverteidigung, die zivile Infrastrukturen schützt und damit auch die Verteidi-gungsfähigkeit sichert.\r\nNach Art. 87 a Abs. 3 GG dürfen die Streitkräfte im Verteidigungs- und Spannungsfall zivile Ob-jekte schützen, soweit dies zur Erfüllung der Verteidigungsaufgaben notwendig ist – eine Pflicht besteht jedoch nicht. Damit steht im Raum, dass die Unternehmen der Energie- und Wasser-wirtschaft eigenverantwortlich Schutzmaßnahmen ergreifen müssen, die mit erheblichen Kos-ten verbunden sind. Diese müssen in der Kalkulation von Gebühren und Preisen abgebildet wer-den können, soweit eine Finanzierung aus anderen Quellen nicht sichergestellt ist. Klar ist dabei: Die Hauptverantwortung für die Verteidigungsfähigkeit der Infrastruktur liegt beim Staat.\r\nHierfür bedarf es klarer Rechtsgrundlagen, die aktuell nicht gegeben sind. Entsprechende Rechtsgrundlagen sind entscheidend für die wirtschaftliche Planbarkeit: Nur mit klaren Befug-nissen lassen sich Kosten und Aufwendungen für Schutzmaßnahmen realistisch gegenkalkulie-ren.\r\nGesetzliche Regelungen und Befugnisse sind auch erforderlich, damit im Gebührenstreit oder im Rahmen einer kartellrechtlichen Preisüberprüfung dargetan werden kann, warum einzelne Kosten kalkulationsfähig sind.\r\nSeite 12 von 19\r\n3.7 Anwendungsbereich des Wassersicherstellungsgesetzes erweitern\r\nSchnelles Handeln in Krisensituationen sowie bereits bei deren Anzeichen wird durch spezielle Sicherstellungs- und Vorsorgegesetze rechtlich abgesichert, die eine Vielzahl relevanter Aspekte vorab regeln. Zentrale Elemente der Sicherstellung der Energie- und Wasserversorgung bzw. Abwasserentsorgung sind das Energiesicherungsgesetz (EnSiG) und das Wassersicherstellungs-gesetz (WasSiG). Beide Gesetze dienen dazu, die Versorgungssicherheit im jeweiligen Bereich zu gewährleisten, sind aber in ihren Anwendungsbereichen und Voraussetzungen unterschied-lich ausgerichtet. Das Energiesicherungsgesetz (EnSiG) dient der Sicherstellung der Energiever-sorgung im Krisenfall. Es kommt zur Anwendung, wenn die Energieversorgung unmittelbar ge-fährdet oder bereits gestört ist und diese Gefährdung oder Störung durch marktgerechte Maß-nahmen nicht, nicht rechtzeitig oder nur mit unverhältnismäßigen Mitteln zu beheben ist (§ 1 EnSiG). In diesem Fall können durch Rechtsverordnungen Maßnahmen getroffen werden, die Produktion, Transport, Speicherung und Verteilung von Energieträgern betreffen, um die De-ckung des lebenswichtigen Bedarfs an Energie zu sichern. Der Anwendungsbereich des EnSiG umfasst verschiedene Energiearten wie Erdöl, Erdgas, Strom und andere Energieträger sowie typische Krisenmaßnahmen zur Versorgungssicherung.\r\nDas Wassersicherstellungsgesetz (WasSiG) hingegen ist ausschließlich auf die Wasserwirtschaft im Verteidigungsfall ausgerichtet. Sein Zweck ist es, Maßnahmen zu treffen, um die Versorgung oder den Schutz der Zivilbevölkerung und der Streitkräfte mit lebensnotwendigem Trinkwasser, Betriebswasser, Löschwasser sowie die Abwasserentsorgung im Verteidigungsfall sicherzustel-len (§ 1 WasSiG). Das Gesetz ermöglicht Vorsorge- und Planungsmaßnahmen, die im Rahmen der Wasserwirtschaft erforderlich sind, um eine Grundversorgung auch bei außergewöhnlichen Ereignissen im Verteidigungsfall sicherzustellen.\r\nWährend das EnSiG ausdrücklich auf sofortige Versorgungsgefahren und -störungen im Ener-giesektor abzielt, ist das WasSiG historisch stark am Verteidigungsfall orientiert und regelt die staatliche Vorsorge und Sicherstellung der Wasserinfrastruktur in solchen Situationen. Eine um-fassende Regelung für allgemeine Krisenlagen jenseits des Verteidigungsfalls in der Wasserwirt-schaft existiert im WasSiG nicht in dem Maße wie im EnSiG für die Energieversorgung, was in der Praxis tendenziell zu unterschiedlichen Vorsorgebedingungen führen kann.\r\nEine entsprechende Regelung, die den Bund zur Prüfung ggf. notwendiger Anpassungen des Wassersicherstellungsgesetzes und der auf seiner Grundlage erlassenen Rechtsverordnungen und Verwaltungsvorschriften auffordert, enthalten im Übrigen auch die Rahmenrichtlinien für die Gesamtverteidigung - Gesamtverteidigungsrichtlinien (RRGV) in Punkt 22.3.\r\nWährend das EnSiG also schon bei einer Gefährdung der Versorgung wirksam ist, greift das WasSiG für viele Aspekte unter anderem hinsichtlich der Absenkung von\r\nSeite 13 von 19\r\nQualitätsanforderungen im Verteidigungsfall oder vorsorglich, aber auch mit Blick auf den Ver-teidigungsfall, der vom Deutschen Bundestag mit Zweidrittelmehrheit beschlossen werden müsste.\r\nDie rechtlichen Vorgaben zur Sicherstellung der Versorgung auch im Energie- und Wasserbe-reich bestehen aus einem mehrstufigen System, das sowohl rechtsstaatliche Grenzen (z. B. Schutz der Grundrechte) als auch operative Handlungsfähigkeit in Krisen berücksichtigt. An be-stimmten Punkten bedarf dieses System der Anpassung, da es den aktuellen sicherheitspoliti-schen Herausforderungen nicht mehr vollumfänglich gerecht werden kann. Der rechtliche Rah-men muss ein hohes Maß an Handlungsfähigkeit und Flexibilität sicherstellen, damit alle Betei-ligten auch auf Sicherheits- und Krisenlagen unterhalb des Spannungs- und Verteidigungsfalls angemessen und effektiv reagieren können. Vor dem Hintergrund der hybriden Lagen sollte im WasSiG vorsorglich, auf das Erfordernis der Feststellung eines Spannungs- oder Verteidigungs-falls durch den Deutschen Bundestag verzichtet werden und wie im EnSiG auf die Gefährdung der Versorgung abgestellt werden. Gerade der Angriffskrieg Russlands gegen die Ukraine hat gezeigt, dass die Abgrenzung von Krisenszenarien nicht in festen Stufen erfolgt, sondern Ge-fährdungslagen sich gleichzeitig und ungeordnet ergeben können.\r\nDarüber hinaus stellt sich die Frage, inwieweit eine vorübergehende Absenkung von Qualitäts- und Umweltstandards hinnehmbar ist. So könnte es in der Abwasserentsorgung notwendig werden, den Einsatz von Fällmitteln zu reduzieren, was wiederum temporäre Überschreitungen von Grenzwerten nach sich ziehen würde. In diesen Fällen müsste auch die Abwasserabgabe zeitweise ausgesetzt werden. In Krisensituationen muss es möglich sein, Qualitätsanforderun-gen zugunsten der Versorgungssicherheit abzusenken – vorausgesetzt, die Behörden handeln pragmatisch und ahnden Verstöße gegen Umweltstandards nicht. Ein Übergangsbetrieb, der sich auf Basisfunktionen wie Entwässerung, Gesundheitsvorsorge und Energieversorgung kon-zentriert, wäre dann denkbar, während nachrangige Prozesse – etwa die Phosphor-Elimination – zeitweise zurückgestellt werden könnten. Hilfreich wäre hierbei eine Matrix, die festlegt, wel-che Einschränkungen beim Ausfall bestimmter Stoffe vertretbar sind und bis zu welchem Grad.\r\nRechtlich eröffnet § 102 WHG zwar bereits die Möglichkeit, dass die Gewässeraufsicht unter bestimmten Voraussetzungen auf das Verteidigungsministerium übergeht. Diese Regelung wurde bisher jedoch nicht angewendet, und es ist unklar, welche Anlagen als „der Verteidigung dienend“ im Sinne dieser Vorschrift gelten. Sollte die Versorgung von Truppenbewegungen da-runterfallen, besteht dringender Klarstellungsbedarf. Zwar gibt es bereits verwaltungsrechtli-che Instrumente wie Duldungen oder Ermessensspielräume der Behörden, doch bleibt die Ge-fahr von Verbandsklagen bestehen, sobald europarechtlich festgelegte Grenzwerte überschrit-ten werden. Diese Gefahr könnte in Krisensituationen zu nicht hinnehmbaren Verzögerungen führen. Auch die Wiederherstellungsverordnung enthält bereits Ausnahmeklauseln für Zwecke\r\nSeite 14 von 19\r\nder Landesverteidigung – eine vergleichbare Regelung fehlt jedoch bislang im Wasser- und Energiewirtschaftsrecht und wäre dringend erforderlich. Duldungen sind in der Daseinsvor-sorge zwar rechtlich begründbar, dennoch sind sie für echte Ausnahmesituationen ungeeignet. Die Erfahrung aus der Energiekrise hat gezeigt, dass in solchen Lagen auch kurzfristige gesetzli-che Anpassungen möglich und notwendig sind – dies muss künftig auch im Bereich der Wasser-wirtschaft berücksichtigt werden.\r\nErgänzend zu den dargestellten Anpassungsbedarfen im Bereich der Abwasserentsorgung ist auch die öffentliche Wasserversorgung in vergleichbarer Weise krisenfest auszugestalten. In außergewöhnlichen Lagen, insbesondere bei Versorgungsengpässen, Stoffknappheit oder ein-geschränkter Aufbereitungskapazität, kann die uneingeschränkte Einhaltung sämtlicher Quali-tätsparameter der Trinkwasserverordnung (TrinkwV) faktisch unmöglich werden. Auch hier be-darf es daher klar geregelter, rechtssicherer Abweichungsmöglichkeiten.\r\nDie Trinkwasserverordnung sieht zwar bereits Ausnahmetatbestände vor, diese sind jedoch pri-mär auf lokal begrenzte oder technische Störungen ausgerichtet und nicht auf überregionale oder sicherheitspolitisch relevante Krisensituationen. Für Lagen von nationaler Tragweite – etwa im Verteidigungs-, Spannungs-, Bündnis- oder Katastrophenfall – fehlt bislang eine syste-matische Möglichkeit, Grenzwerte zeitlich befristet abzusenken oder Prioritäten zwischen mik-robiologischer Sicherheit und chemisch-physikalischer Wasserqualität rechtssicher neu zu ge-wichten.\r\nEntsprechend wäre auch § 38 Infektionsschutzgesetz weiterzuentwickeln, um in Not- und Kri-senlagen eine pragmatische, am Gesundheitsschutz orientierte Abweichung von regulären Qua-litätsanforderungen zu ermöglichen, ohne dass Versorger oder Behörden dem Risiko straf- oder ordnungsrechtlicher Verfolgung ausgesetzt sind. Entscheidend ist dabei eine risikobasierte Steuerung: Während der Schutz vor akuten, infektiologischen Gefahren stets Priorität haben muss, könnten langfristig relevante, toxikologische oder ästhetische Parameter vorübergehend in den Hintergrund treten, sofern dies zur Aufrechterhaltung der Versorgung erforderlich ist.\r\nAnalog zu den vorgeschlagenen Regelungen für die Abwasserwirtschaft wäre auch für die Trink-wasserversorgung ein gestuftes Krisenregime erforderlich, das festlegt, welche Abweichungen bei welchen Störungen zulässig sind und bis zu welchem Ausmaß. Eine solche rechtlich veran-kerte Priorisierung würde es den zuständigen Behörden ermöglichen, im Krisenfall handlungs-fähig zu bleiben und die Versorgung der Bevölkerung sowie kritischer Infrastrukturen sicherzu-stellen, ohne durch unionsrechtliche Grenzwerte, Verbandsklagen oder Vollzugsrisiken blo-ckiert zu werden.\r\nSeite 15 von 19\r\nBDEW-Vorschlag\r\n•\r\nAnaloge Regelung für Wasser im WasSiG wie für das EnSiG einführen: Anknüpfungs-punkt Gefährdung der Wasserver- und Abwasserentsorgung gleich aus welchem Grund und dadurch Gefährdung der Versorgung der Bevölkerung.\r\n•\r\nAufnahme von Verordnungsermächtigungen zur Ermöglichung einer temporären Ab-weichung von Umwelt- und Qualitätsstandards für die Wasserwirtschaft.\r\n3.8 Schaffung von Rahmenverträgen für Liegenschaften und den Host-Nation-Support\r\nAus Sicht der Energie- und Wasserwirtschaft ist die Schaffung von Rahmenverträgen für die Lie-genschaften der Bundeswehr und den Host-Nation-Support (HNS) ein zentrales Instrument, um Versorgungssicherheit, Planbarkeit und Effizienz im Sinne der gesamtstaatlichen Verteidigungs-fähigkeit sicherzustellen. Der Operationsplan Deutschland sieht eine enge Verzahnung militäri-scher und ziviler Akteure vor. Insbesondere die Energie- und Wasserwirtschaft spielt dabei eine Schlüsselrolle, da die Funktionsfähigkeit militärischer Einrichtungen und alliierter Unterstüt-zungsstrukturen unmittelbar von stabilen Versorgungsnetzen abhängt. Rahmenverträge zwi-schen der Bundeswehr und Versorgungsunternehmen können hierfür die notwendigen rechtli-chen und organisatorischen Grundlagen schaffen, um sowohl den Regelbetrieb als auch Krisen- und Verteidigungsfälle abzusichern.\r\nUm in Krisensituationen oder bei einer erhöhten Präsenz verbündeter Streitkräfte Versorgungs-ausfälle zu vermeiden, bedarf es langfristiger und verlässlicher Strukturen. Rahmenverträge bie-ten den Vorteil, dass sie über eine festgelegte Laufzeit Versorgungskapazitäten, Entgeltrahmen und Abrufmechanismen regeln können. Sie ermöglichen im Krisenfall den schnellen Abruf zu-sätzlicher Leistungen. Damit tragen sie wesentlich zur Resilienz und Handlungsfähigkeit der Bundeswehr bei, ohne den zivilen Versorgungsmarkt zu destabilisieren. Die Möglichkeit, Eska-lationsstufen – also abgestufte Leistungsniveaus für Frieden, Krise und Verteidigungsfall – ver-traglich festzuhalten, schafft eine klare Grundlage für Handlungsfähigkeit in Ausnahmesituatio-nen.\r\nFür die Energie- und Wasserwirtschaft bedeuten Rahmenverträge nicht nur eine klare Definition von Leistungs- und Haftungsrahmen, sondern auch Investitionssicherheit. Netzbetreiber und Versorgungsunternehmen müssen langfristig planen, um Infrastruktur zu modernisieren und Kapazitätsreserven – etwa Notstromversorgung, wasserwirtschaftliche Infrastruktur, redun-dante Leitungsnetze oder Wärme- und Kältepuffer – vorzuhalten. Rahmenverträge mit der Bun-deswehr könnten diese Investitionen absichern, indem sie eine planbare Abnahme garantieren und zugleich den öffentlichen Auftrag erfüllen, kritische Infrastruktur auch im Verteidigungsfall aufrechtzuerhalten. Dabei ist entscheidend, dass die Rahmenverträge flexibel gestaltet werden: Sie sollten sowohl normale Versorgungsleistungen (Strom, Gas, Wärme, Trinkwasser,\r\nSeite 16 von 19\r\nAbwasserentsorgung) als auch besondere Anforderungen (z. B. Notstromaggregate, alternative Wasserzufuhrsysteme, Notbrunnen, mobile Aufbereitungsanlagen) abdecken.\r\nAuch aus ökonomischer Sicht sind Rahmenverträge sinnvoll. Sie vermeiden aufwendige Einzel-vergaben und kurzfristige Ausschreibungen in Hochlast- oder Krisenphasen, senken Transakti-onskosten und können Transparenz über Preis- und Leistungskonditionen schaffen. Gleichzeitig fördern sie Kooperationen zwischen Bundeswehr, Bundesliegenschaftsverwaltungen und regi-onalen Versorgungsunternehmen. Die Einbindung regionaler Netzbetreiber und Stadtwerke er-möglicht, lokale Strukturen zu stärken und regionale Wertschöpfung zu sichern – ein Aspekt, der sowohl im Rahmen des OPLAN DEU als auch der Daseinsvorsorge von großer Bedeutung ist.\r\nPolitisch und strategisch betrachtet, leisten Rahmenverträge zudem einen Beitrag zur Umset-zung der gesamtstaatlichen Resilienzstrategie. Sie verbinden militärische Anforderungen mit zi-vilen Kapazitäten, was im Sinne der gesamtstaatlichen Verteidigung ein zentraler Pfeiler ist. Gleichzeitig können sie Anforderungen an Nachhaltigkeit und Energieeffizienz integrieren – etwa den Ausbau erneuerbarer Energien auf Bundeswehrliegenschaften oder die Dekarbonisie-rung von Wärme- und Kälteversorgungssystemen. Damit leisten sie einen doppelten Beitrag: zur Sicherheitspolitik und zur Energie- und Klimawende.\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft spricht sich daher klar für die Etablierung solcher Rahmen-vertragsmodelle aus. Diese sollten langfristig angelegt, modular aufgebaut und mit klaren Eska-lations- und Kooperationsmechanismen versehen sein. Wichtig ist dabei eine enge Abstimmung zwischen der Bundeswehr, dem Bundesamt für Infrastruktur, Umweltschutz und Dienstleistun-gen der Bundeswehr (BAIUDBw) sowie den zivilen Versorgern. Nur durch planbare, vertraglich gesicherte Zusammenarbeit kann im Frieden effizient und im Krisenfall schnell gehandelt wer-den. Rahmenverträge bilden somit das Bindeglied zwischen Versorgungssicherheit, militäri-scher Einsatzfähigkeit und wirtschaftlicher Stabilität – und sind ein unverzichtbares Element für die erfolgreiche Umsetzung des OPLAN Deutschland und des Host-Nation-Supports.\r\n3.9 Haftung und Versicherung\r\nFür die Energie- und Wasserwirtschaft braucht es klare rechtliche Regelungen zu Versicherung und Haftung, insbesondere wenn Anlagen wie Talsperren oder Klärwerke militärisch genutzt oder für Abwehrmaßnahmen herangezogen werden. Schon jetzt berichten erste Unternehmen, dass Industrieanlagen keine Genehmigungen mehr erhalten zur Errichtung, Erweiterung oder Umgestaltung von Bauten, wenn sie täglich von Drohnen überflogen werden, da diese gar nicht mehr gesichert werden können.\r\nUnd selbst wenn Abwehrsysteme vorhanden sind, bleibt offen, wer im Ernstfall die Verantwor-tung (strafrechtlich, haftungsrechtlich) für deren Einsatz trägt und wie mit möglichen Kollate-ralschäden umzugehen ist.\r\nSeite 17 von 19\r\nDie Frage der Versicherungsfähigkeit (Infrastrukturen, D&O etc.) stellt sich dabei ebenso wie die Notwendigkeit einer Haftungsfreistellung.\r\nSchließlich sollten die möglichen Risiken von Transparenzpflichten für die kritischen Infrastruk-turen im Rahmen der Nationalen Risikoanalyse gemäß CER-Richtlinie betrachtet werden.\r\n3.10 Lehren aus der Ukraine auf den Schutz unserer kritischen Infrastrukturen übertragen\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft zieht aus den Erfahrungen des russischen Angriffskrieges ge-gen die Ukraine klare Lehren für die Stärkung der gesamtstaatlichen Resilienz in Deutschland. Der systematische Beschuss ukrainischer Energieinfrastrukturen hat gezeigt, dass Strom-, Wärme- und Wasserver- und Abwasserentsorgung gezielt als strategische Ziele genutzt werden, um das Durchhaltevermögen von Staat und Bevölkerung zu schwächen. Diese Erkenntnisse müssen in die deutsche und europäische Sicherheitsarchitektur einfließen – insbesondere in den Fähigkeitsaufwuchs bei der Luftverteidigung, der Drohnenabwehr, aber auch bei der Pla-nung von systemkritischen Energieanlagen.\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft fordert daher, dass Betreiber kritischer Infrastrukturen früh-zeitig und verbindlich in Planungs- und Schutzkonzepte von Bund und Ländern einbezogen wer-den. Energieanlagen, Netzleitstellen, Speicher und wasserwirtschaftliche Infrastrukturen (wie z.B. Talsperren bzw. Aufbereitungsanlagen) gehören zur kritischen Grundstruktur eines funkti-onierenden Staates. Ihre Zerstörung oder Beeinträchtigung hätte nicht nur gravierende Auswir-kungen auf die Versorgung, sondern auch auf die öffentliche Sicherheit und den Zivilschutz. Der Schutz dieser Anlagen muss daher integraler Bestandteil nationaler Verteidigungsplanung und Teil einer gemeinsamen Lagebewertung von Sicherheitsbehörden, Bundeswehr und KRITIS-Be-treibern sein.\r\nDie Ukraine verdeutlicht zugleich, dass Resilienz nicht allein durch Schutz, sondern vor allem durch Strukturvielfalt entsteht. Je diversifizierter die Erzeugung und Versorgung organisiert ist, desto geringer die systemische Verwundbarkeit gegenüber kinetischen Angriffen. Auch für Deutschland gilt: Die Energiewende ist nicht nur eine Klimaschutzaufgabe, sondern wird vor dem Hintergrund der aktuellen sicherheitspolitischen Lage zugleich eine Sicherheitsstrategie. Der Ausbau erneuerbarer Energien, intelligenter Netze und lokaler Speicherlösungen für Insel-netze muss so gestaltet werden, dass Schwarzstartfähigkeit und Inselbetriebskapazitäten ver-bessert und kritische Abhängigkeiten verringert werden.\r\nNeben der Energieversorgung ist auch die Wasserwirtschaft integraler Bestandteil von Sicher-heitsüberlegungen. Wasseraufbereitungsanlagen, Talsperren und Versorgungs- und Entsor-gungsinfrastruktur zählen zu den am höchsten schutzbedürftigen Infrastrukturen des Landes. Ein gezielter Angriff auf diese Einrichtungen hätte unmittelbare Folgen für Bevölkerungsschutz, Landwirtschaft, Industrie und Gesundheit (Seuchenabwehr). Daher sind Wasser- und\r\nSeite 18 von 19\r\nAbwasserbetriebe in die Planungen zur Luftverteidigung und Drohnenabwehr (vgl. hierzu das BDEW-Positionspapier zur Drohnenabwehr) ebenso einzubinden wie Energieunternehmen. Moderne Detektionssysteme, redundante Steuerungseinheiten und die physische Sicherung sensibler Anlagen müssen durch Förder- und Kooperationsprogramme unterstützt werden.\r\nZu prüfen ist die Implementierung einer strategischen und effizienten Lagerhaltung für den Ver-sorgungs- und Netzwiederaufbau sowie die hierfür notwendigen personellen Fähigkeiten unter Berücksichtigung der Kooperation der Netzbetreiber. Diese Kosten sollten auch im Rahmen der finanziellen Rahmenbedingungen des Verteidigungshaushalts/Resilienzfonds getragen werden.\r\nSchließlich zeigen die Erfahrungen aus der Ukraine, dass schnelle, unbürokratische Zusammen-arbeit zwischen Wirtschaft, Verwaltung und Einsatzkräften selbst unter extremem Druck mög-lich ist. Diese positive Erfahrung sollte in Deutschland institutionell verankert werden. Regelmä-ßige gemeinsame Übungen von Energie- und Wasserwirtschaft, Sicherheitsbehörden, Bundes-wehr und Katastrophenschutzorganisationen schaffen Vertrauen, Verständnis und Handlungs-sicherheit. Sie stärken die operative Koordination im Krisenfall und tragen dazu bei, insbeson-dere kleine und mittlere Unternehmen der Branche gezielt zu befähigen.\r\n3.11 Krisenresilienz durch vernetztes Üben und Handeln von Staat, Wirtschaft und Gesell- schaft\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft sieht in der gemeinsamen Vorbereitung und im regelmäßi-gen Üben von Krisen- und Verteidigungsszenarien mit den Sicherheitsbehörden von Bund und Ländern, den Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (BOS) sowie der Bundes-wehr einen zentralen Baustein der gesamtstaatlichen Resilienz. Nur durch ein abgestimmtes und praxisnahes Zusammenspiel aller Akteure kann im Ernstfall die Versorgungssicherheit ge-währleistet und die Handlungsfähigkeit von Staat, Wirtschaft und Gesellschaft gesichert wer-den.\r\nZiel sollte es daher auch sein, die Voraussetzung für ein bundesweites Lagebild zu schaffen, auf das Behörden, Bundeswehr und KRITIS-Betreiber gleichermaßen zurückgreifen können.\r\nÜbungen schaffen Vertrauen, Klarheit und Routine. Sie fördern das gegenseitige Verständnis über Strukturen, Zuständigkeiten und Kommunikationswege und ermöglichen es, Schwachstel-len frühzeitig zu erkennen und gezielt zu beheben. Besonders in komplexen Lagen – etwa bei hybriden Bedrohungen, großflächigen Cyberangriffen, Sabotageakten oder Versorgungsausfäl-len – entscheidet die Qualität des Zusammenwirkens über die Stabilität des Gesamtsystems.\r\nEin besonderer Fokus sollte dabei auf der Einbindung kleiner und mittlerer Unternehmen (KMU) liegen, die einen nicht unerheblichen Teil der kritischen Versorgungsstrukturen in der Energie- und Wasserwirtschaft betreiben. Diese Unternehmen müssen befähigt werden, ihre Krisen- und\r\nSeite 19 von 19\r\nNotfallpläne regelmäßig zu prüfen, Melde- und Alarmierungswege zu trainieren und die Schnitt-stellen zu Behörden und anderen Versorgern zu erproben. Dazu braucht es praxisorientierte Unterstützung, standardisierte Übungsformate sowie den Zugang zu Trainings- und Lernres-sourcen, die auf die betrieblichen Möglichkeiten von KMU zugeschnitten sind.\r\nDas gemeinsame Üben stärkt nicht nur die operative Handlungsfähigkeit, sondern auch das ge-genseitige Vertrauen zwischen Wirtschaft, Verwaltung, Einsatzkräften, Bundeswehr und Bevöl-kerung. Es fördert eine gemeinsame Sicherheitskultur, in der alle Beteiligten ihre Rollen und Verantwortlichkeiten kennen und in Stresssituationen sicher agieren können. So entsteht ein belastbares Netzwerk aus öffentlichen und privaten Akteuren, das auch unter extremen Bedin-gungen funktionsfähig bleibt.\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft spricht sich daher für das regelmäßige gemeinsame Üben zwischen KRITIS-Betreibern, Behörden, BOS und Bundeswehr aus. Dafür braucht es geeignete rechtliche und organisatorische Rahmenbedingungen, abgestimmte Szenarien und einheitli-che Kommunikationsstandards. Ziel ist eine lernende, kooperative Sicherheitsarchitektur, die auf Erfahrung, Vertrauen und gelebter Zusammenarbeit basiert.\r\nAnsprechpartner/Ansprechpartnerin\r\nMathias Böswetter\r\nFachgebietsleiter KRITIS-, Cyber- und Sicherheitspolitik mathias.boeswetter@bdew.de\r\nDr. Tanja Utescher-Dabitz\r\nAbteilungsleiterin Betriebswirtschaft | Digitalisierung | Sicherheit\r\ntanja.utescher-dabitz@bdew.de\r\nMartin Weyand\r\nMitglied der Hauptgeschäfts-führung und Hauptgeschäfts-führer Wasser und Abwasser\r\nmartin.weyand@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023148","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der AVBFernwärmeV, der Kartellrechtlichen Praxis und der WärmeLV statt Einführung neuer Fernwärmeregulierung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/97/3f/837493/Stellungnahme-Gutachten-SG2609020005.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW \r\nFragen zum Stakeholderdialog: Preistransparenz und Preisaufsicht am 12. Juni 2026 \r\n1 Preistransparenzplattform (PTP) \r\n1.1 Ist die bestehende Preistransparenzplattform sinnvoll?  \r\nJa. Und die Preistransparenz weiter zu stärken, wird in der Branche überwiegend befürwor\r\ntet. Seit Beginn der Plattform hat die Anzahl gelisteter Netze immer weiter zugenommen, \r\nobwohl sie auf Freiwilligkeit beruht. Immer mehr Unternehmen nehmen sich also die Zeit, \r\num Ihre Daten hier einpflegen zu lassen und haben offenbar erkannt, dass die Plattform \r\nmehr Vorteile als Nachteile für sie bietet. Es ist nicht zuletzt für die Unternehmen selbst inte\r\nressant, wo sie sich mit ihren Kennzahlen zueinander einordnen.  \r\nEin Abgleich der Veröffentlichung in der PTP mit anderen bestehenden Veröffentlichungsver\r\npflichtungen ist dabei zwingend erforderlich. Ein FW-Versorgungsunternehmen ist an ver\r\nschiedenen Stellen zur Veröffentlichung von Daten verpflichtet (z. B. im Rahmen des WPG). \r\nIn der PTP sollten daher grundsätzlich nur jene Informationen veröffentlicht werden, die \r\nauch aufgrund anderer Verpflichtungen veröffentlicht werden müssen. Abweichende oder \r\nunterschiedliche Daten oder Datenformate würden lediglich Verwirrung stiften und zu wei\r\nteren Diskussionen führen. Außerdem muss eine Vergleichbarkeit der Daten (Datenqualität) \r\nsichergestellt werden. \r\n1.2 Was sollten aus Ihrer Sicht die Ziele einer verpflichtenden Plattform sein?  \r\nZiel der Plattform ist es das Verständnis für Fernwärmepreise bei den Kunden zu erhöhen \r\nund die regionalen Besonderheiten der deutschlandweit vorhandenen Wärmenetze im Gro\r\nben abzubilden. Dazu bedarf es passender Kennzahlen, um einerseits spezifische Gegeben\r\nheiten abbilden zu können und andererseits das Bild nicht unnötig zu überfrachten. Wichtig \r\nist, eine gewisse Vergleichbarkeit zu schaffen, und für Kunden eine erste, grobe Orientierung \r\nzu bieten. \r\nMit Blick auf kleinere, dezentrale Versorgungsstrukturen und Contracting-Modelle ist dabei \r\ndie Individualität der jeweiligen Versorgungslösung zu beachten. Die Preise werden hier in \r\nder Regel individuell verhandelt. Den Modellen liegen andere Leistungsgrenzen zugrunde als \r\nbei der reinen Fernwärmeversorgung: Die Investitionen und folglich auch Preise umfassen \r\nhäufig auch andere Dienstleistungen, wie Kälte, PV-Strom und Ladeinfrastruktur, Stroman\r\nschlusskosten, Heizungs- und Kälteverteilung.  \r\n1.3 Wie könnte die Anzahl der teilnehmenden Unternehmen (auch auf freiwilliger Basis) \r\nerhöht werden?  \r\nDer BDEW wirbt jeden Monat innerhalb der Mitgliedschaft. Das führt zu einem stetigen An\r\nstieg der gelisteten Netze. Aber klar ist auch: 100 % der Wärmenetze kann man so nicht er\r\nreichen. Innerhalb der BDEW-Gremien hat sich jedoch bisher kein Fernwärmeversorgungs\r\nunternehmen gegen eine Verpflichtung ausgesprochen, was die Sichtbarkeit der eigenen \r\nNetzkennzahlen auf der Preistransparenzplattform angeht. \r\n1.4 Welche Erfahrungen haben Sie mit der bestehenden Plattform gemacht?  \r\nSeit April 2024 haben BDEW, AGFW und VKU gute Erfahrungen mit der Preistransparenz\r\nplattform gemacht. Seit mehr als zwei Jahren beobachten wir ein großes Interesse an der \r\nPlattform und einen stetigen Zuwachs an gelisteten Teilnetzen, sowie die vermehrten Anfra\r\ngen von Forschungseinrichtungen, Medien, interessierten Privatleuten und Studenten was \r\ndie Auswertung der Daten angeht.  \r\n1.5 Fehlen bei der bestehenden Plattform Angaben (beispielsweise Preisbestandteile wie \r\nArbeits-, Grund- und Messpreis der verschiedenen Tarife)?  \r\nWird in der Frage 1.6. und 1.11 mit beantwortet. \r\n1.6 Welche Informationen sollten für eine Preistransparenzplattform gemeldet werden?  \r\nBisher veröffentlicht werden: \r\n• Mischpreise für drei Standardabnahmefälle: Einfamilienhaus, Mehrfamilienhaus, Ge\r\nwerbe \r\n• Datumsangabe, seit wann der aktuelle Preis gilt; Anpassungszeitraum \r\n• Netzgröße und Netzverluste \r\n• Angaben zu Energieträgern und Umfang an erneuerbaren Energieträgern und unver\r\nmeidbarer Abwärme i.S.d. WPG \r\n• Anteil KWK und Primärenergiefaktor \r\n• Historie dieser Angaben im Downloadbereich \r\nSinnvolle bzw. nicht sinnvolle Erweiterungen der Angaben wären z.B.: - - - \r\nSinnvoll: Genaue Angabe der Energieträger: Hierzu wird die Branche eine geeignete \r\nDarstellung auf der PTP finden, um die Anteile der eingesetzten Energieträger ange\r\nmessen abzubilden. Es sei jedoch darauf hingewiesen, dass u.a. durch den Einfluss \r\ndes Marktelementes im Arbeitspreis eine einfache Nachvollziehbarkeit trotzdem \r\nnicht möglich ist. \r\nSinnvoll: Länge des Wärmenetzes in km: Auf der PTP wird bisher die angeschlossene \r\nLeistung in MW kategorisiert angegeben zur Einordnung der Netzgröße. Die alleinige \r\nAngabe der Netzlänge sagt wenig über Struktur, Effizienz oder Komplexität eines \r\nFernwärmenetzes aus. Daher ist unklar, welchen Mehrwert die Angabe dieses Wer\r\ntes auf der PTP für Verbraucher bringen könnte. Andererseits kann die Netzlänge \r\nnützlich als Teil eines Kennzahlensets sein, wenn dieses Set zur besseren Differenzie\r\nrung von Skalen- und Verdichtungseffekten beiträgt, also wird die Branche auch hier \r\neine geeignete Darstellung auf der PTP finden, um die Netzlänge angemessen abzu\r\nbilden (Trassenlänge ohne Hausanschlüsse). \r\nNicht sinnvoll: Im Vorjahr durchschnittlich erzielter Preis (über alle Tarife und Netze \r\nhinweg) in EUR/MWh (Gesamterlös aus Fernwärmeverkauf/Gesamtabsatzmenge): \r\nDiese Kennzahl kann ohne Erläuterungen für sich genommen keine Aussage über die \r\nKosteneffizienz eines Netzes treffen. Auch Fernwärmeunternehmen veröffentlichen \r\nden Erlös aus dem Fernwärmeabsatz und die Gesamtabsatzmenge – ohnehin bereits \r\nim Rahmen ihrer Jahresbilanzen, dann aber zusammen mit einer individuellen \r\n2 \r\nErläuterung. Damit kann bereits heute zusammen mit den Daten der Preistranspa\r\nrenzplattform eine tiefere Analyse erfolgen, falls nötig. Ein durchschnittlicher Preis \r\nbildet auch nicht den Preis für die individuelle Versorgungslösung zutreffend ab und \r\nkann zu Missverständnissen über den Preis der Wärmelieferung führen. - \r\nNicht sinnvoll: Informationen zur grundsätzlichen Verfügbarkeit eines Tarifes: z. B. \r\nAngaben darüber, in welcher Stadt bzw. Region ein Tarif verfügbar ist sowie An\r\nschlussbedingungen, die eine eventuell erforderliche Mindestanschlussleistung bein\r\nhalten könnte: Diese Angabe übersteigt deutlich, was die Plattform leisten kann. \r\nWenn sich ein Gebäude innerhalb oder in der Nähe des mit Ortangabe registrierten \r\nTeilnetzes befindet, dann sollte beim Versorger eine individuelle Anfrage gestellt \r\nwerden. \r\nAusgenommen sein müssen auf jeden Fall Geschäftsgeheimnisse und wettbewerbsrelevante \r\nInformationen. Zudem müssen die Vorgaben des KRITIS-Dachgesetzes und der nachgelager\r\nten Regelungen beachtet werden, Fernwärmeversorgung fällt unter die KRITIS-VO. \r\nDie Angabe zahlreicher weiterer Parameter ginge darüber hinaus mit einem erheblichen bü\r\nrokratischen Aufwand bei den Unternehmen einher. Daher sollte der Detaillierungsgrad der \r\nInformationen auch unter dem Aspekt der politisch geforderten Entbürokratisierung bewer\r\ntet werden. Letztlich muss der Aufwand der Datenbereitstellung immer in einem angemes\r\nsenen Verhältnis zum Nutzen für die Kunden stehen. \r\n1.7 Ist die Angabe eines Mischpreises für Standardabnahmefälle zur Vergleichbarkeit der \r\nTarife aus Ihrer Sicht sinnvoll?  \r\nGrundsätzlich, ja. Die Methodik wurde gewählt, um mit möglichst einfachen Kennzahlen ei\r\nnen groben Überblick für die Kunden zu geben, wo sie sich in etwa einordnen können. \r\nIm Bereich des Contracting können Mischpreise jedoch auch irreführend sein, da es den \r\n„Standardabnahmefall“ in der Regel nicht gibt.  \r\n1.8 Sollten die Angaben je nach Netzgröße variieren?  \r\nNein, wichtig ist aber, dass für Contracting-Modelle eine passende Darstellungsform erarbei\r\ntet wird, mit der die Individualität der Versorgungslösungen abgebildet werden kann bzw. \r\ndie Möglichkeit beibehalten bleibt, freiwillig an der PTP teilzunehmen. Denn diese passen \r\nnicht ohne Weiteres in die derzeitige Kennzahlbildung der PTP. \r\n1.9 Sollte die Meldung erst ab einer bestimmten Netzgröße oder Kundenzahl erfolgen?  \r\nSowohl die Kundenanzahl als auch die Netzgröße sind relevant. Es ist ein Unterschied, ob ein \r\nUnternehmen/Contractor 20 Kunden mit je einer Anlage versorgt oder eine Anlage betreibt, \r\ndie 20 Kunden versorgt. Einzellieferungen bzw. Gebäudenetze sollten auf jeden Fall ausge\r\nnommen sein. \r\nDaneben könnte auch die angeschlossene Wärmeleistung ein geeignetes Kriterium darstel\r\nlen. Für kleinere Wärmeversorgungslösungen ist eine Meldung nicht immer sinnvoll. Neben \r\nder Höhe der Wärmeleistung könnte auch ein qualitatives Kriterium eingeführt werden, z.B. \r\nder Umstand, ob es sich um ein allgemeines Wärmeversorgungsnetz handelt. Zur \r\n3 \r\nBesonderheit bei Contracting-Modellen: In Unterscheidung zur klassischen leitungsgebunde\r\nnen Fernwärmeversorgung ist für die dezentrale Versorgung über Contracting-Modelle (sog. \r\nEnergieliefercontracting) die Individualität der jeweiligen Lösungen vor Ort prägend.  \r\nDer Kunde kann aus einer Vielzahl von lokalen und überregionalen Anbietern wählen. Je \r\nnach versorgter Liegenschaft werden individuelle Leistungen und Preise vereinbart. Jedes \r\nEnergieliefercontracting-Modell hat ihren eigenen, individuell kalkulierten Preis, in Abhän\r\ngigkeit von Laufzeit, Anlagentechnik, eingesetzter Energie und ggf. weiteren Energiedienst\r\nleistungen (neben der Belieferung mit Wärme sind auch die Bereitstellung von Kälte, Dampf, \r\nDruckluft, Beleuchtung, Strom aus BHKW, E-Mobilität-Infrastruktur und energienahe Dienst\r\nleistungen möglich). Hier gibt es keine „Kundengruppen“ oder Tarife. \r\nDiese Beschreibung trifft teilweise auch auf kleinere Wärme- und Quartiersnetze zu. Es \r\nkommt insoweit nicht unbedingt auf die absolute Zahl von angeschlossenen Gebäuden an \r\n(siehe Definition im GModG-Entwurf: zwei Gebäude mit mehr als 100 Wohnungen sind be\r\nreits ein Wärmenetz), sondern ob es sich um sog. allgemeine Wärmenetze handelt, oder \r\neben um Wärmenetze, die für eine von vornherein feststehende Abnehmeranzahl und Leis\r\ntung aufgebaut werden. Der wesentliche Unterschied besteht in der Fähigkeit der beiden \r\nWärmenetztypen später, nach der ursprünglichen Konzeption, in die Breite wachsen zu kön\r\nnen. Diese Fähigkeit hängt von mehr Kriterien ab als von der Größe des Versorgungsgebie\r\ntes. Deshalb sollte die Abgrenzung von Wärmenetzen nicht auf eine strikte quantitative \r\nGröße abzielen, sondern auf die qualitative Einordnung inwiefern sich das Wärmenetz po\r\ntenziell vergrößern oder verlagern kann.  \r\n1.10 Sollten ggf. weitere Eigenschaften von Netzen bei der Erforderlichkeit von Angaben \r\nberücksichtigt werden (beispielsweise Anteil der verschiedenen Energieträger, Länge \r\ndes Fernwärmenetzes und Menge der abgesetzten Fernwärme)?  \r\nJa, siehe Antwort auf Frage 1.6 \r\n1.11 Sollten die auf der Plattform zu meldenden und auf der Rechnung aufgeführten \r\nPreisbestandteile vereinheitlicht werden, um Vergleichbarkeit und Transparenz zu ge\r\nwährleisten?  \r\nNein, das wäre zu kleinteilig, um den Kunden etwas zu nützen. Kunden in unterschiedlichen \r\nWärmenetzgebieten haben unterschiedliche Preisbestandteile, was auch sinnvoll ist für die \r\nindividuelle Versorgungssituation. Daher ist der Mischpreis der aussagekräftigste Wert, auch \r\nwenn die Aufschlüsselung aller Bestandteile die genauere Variante wäre. Über den Wert der \r\nDarstellung dieser zusätzlichen Komponenten im Sinne einer größeren Analyse, die nicht \r\ndurch die Kunden selbst erfolgt, wäre zu diskutieren. \r\n1.12 In welchem Turnus sollten die Daten für die Plattform aktualisiert werden?  \r\nSie werden aktuell monatlich aktualisiert. Ein engerer Turnus ist nicht sinnvoll. \r\n1.13 Von wem sollte die Plattform betrieben werden?  \r\nDie drei Branchenverbände AGFW, VKU und BDEW geben bisher den Betrieb in Auftrag. Auf\r\ntragnehmer ist PWC. Wichtig ist, als Auftragnehmer einen unabhängigen Dienstleister zu \r\n4 \r\nwählen, der wiederum die Rohdaten an die Verbände zurückliefert, damit sie aufbereitet \r\nund anonymisiert ausgewertet und veröffentlicht werden können.  \r\n2 Preisaufsicht  \r\n2.1 Worin besteht eine Preisaufsicht im Fernwärmebereich derzeit?  \r\nDer Schutz vor überhöhten Preisen ist in der Fernwärme durch das bestehende Kartellrecht \r\nund zusätzlich durch die Regelungen der AVBFernwärmeV gewährleistet.  \r\nDurch §§ 19, 29 GWB unterliegen Fernwärmepreise der allgemeinen kartellrechtlichen Miss\r\nbrauchsaufsicht. Durch die Ausweitung des § 29 GWB im Jahr 2022 wurde die Stellung der \r\nKartellbehörden in Preismissbrauchsverfahren gegen Fernwärmeversorger nochmal ge\r\nstärkt. Sowohl das Bundeskartellamt als auch regelmäßig die Landeskartellbehörden haben \r\nin der Vergangenheit auch Preisuntersuchungen im Fernwärmesektor durchgeführt. Deutlich \r\nhervorzuheben ist, dass sämtliche der zuletzt durchgeführten Untersuchungen der Kartell\r\nämter gezeigt haben, dass es keine Hinweise auf ein flächendeckend überhöhtes Preisniveau \r\nim Fernwärmesektor gibt. Sie zeigen auch, dass kein hohes Maß an missbräuchlich hohen \r\nPreisen existiert. Soweit in Einzelfällen Maßnahmen und Missbrauchsverfahren erforderlich \r\nwaren, haben diese auch zu entsprechenden Preissenkungen geführt, was belegt, dass es \r\neine funktionierende Kontrolle der Fernwärmepreise gibt. \r\nDa die zwischen den Vertragsparteien verhandelten Preise zu Beginn eines Versorgungsver\r\ntrages festgelegt werden und das Fernwärmeunternehmen nur über eine vertraglich verein\r\nbarte Preisanpassungsklausel die Möglichkeit hat, die Preise anzupassen, ist überdies recht\r\nlich gesichert, dass die Fernwärmeversorgungsunternehmen während der vertraglich verein\r\nbarten Laufzeit die Preise nicht beliebig neu setzen können. Vorgegeben wird dies durch die \r\nfür die besondere Preisstruktur in der Fernwärmeversorgung bewährte Regelung des § 24 \r\nAbs. 4 AVBFernwärmeV. \r\nNach den Anforderungen der AVBFernwärmeV sind darüber hinaus zahlreiche relevante In\r\nformationen dem Kunden offenzulegen und im Internet zu veröffentlichen, insbesondere zu \r\nden allgemeinen Preisen und den angewendeten Preisanpassungsklauseln. \r\n2.2 Der Koalitionsvertrag und das Eckpunktepapier zum Gebäudemodernisierungsgesetz \r\nsehen eine Stärkung der Preisaufsicht vor. Wie könnte aus Ihrer Sicht diese Stärkung \r\naussehen?  \r\nAus Sicht des BDEW gibt es bereits eine funktionierende Preisaufsicht, siehe die Beantwor\r\ntung der Frage 2.1.  \r\nGleichwohl könnten verstärkte Transparenzanforderungen dazu beitragen, das Vertrauen in \r\ndie Fernwärmepreise zu stärken, siehe Teil 1. Das hat die Branche erkannt und dazu die be\r\nreits im Frühjahr 2024 eine Preistransparenzplattform für Wärmenetze etabliert, die konti\r\nnuierlich weiterentwickelt wird. Der BDEW setzt sich intensiv bei seinen Mitgliedsunterneh\r\nmen dafür ein, sich an der Preistransparenzplattform zu beteiligen.  \r\n5 \r\n2.3 Halten Sie eine stärkere Preisaufsicht für erforderlich?  \r\nNein. Der angestrebte Schutz vor überhöhten Preisen ist in der Fernwärme bereits heute \r\ndurch das bestehende Kartellrecht und zusätzlich durch die Regelungen der AVBFernwärmeV \r\ngewährleistet (siehe auch bereits die Antwort auf die Frage 2.1.). Es gibt gegenwärtig keinen \r\nGrund, neben dem bewährten Instrumentarium der Missbrauchskontrolle die Fernwärme \r\neiner weitergehenden Preisaufsicht zu unterziehen.  \r\nEine kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht existiert bereits und hat sich in der Vergangenheit \r\nbewährt. Durch die Weiterentwicklung der Veröffentlichungsvorschriften wird sich der Ar\r\nbeitsaufwand der Behörden in Zukunft vermutlich verringern. Denn wir wissen heute, dass \r\nauch die Kartellämter zur Umsetzung ihrer Aufgaben zur Missbrauchsaufsicht unter anderem \r\nden Zugang zu relevanten Unternehmensdaten aus der Preistransparenzplattform nutzen. \r\nDementsprechend werden Preiskontrollen künftig einfacher durchzuführen sein.  \r\n2.4 Wie bewerten Sie den Zusammenhang zwischen einer Stärkung der Preisaufsicht und \r\ndem Thema PAK und einseitige Preisanpassung?  \r\nDie Diskussion um die Preise in der Fernwärmeversorgung hängt zum einen eng mit der \r\nFrage der Preisbildung zusammen, zum anderen mit der Frage der Preisanpassung.  \r\nPreisbildung \r\nZum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses wirken sich zwei Elemente besonders aus, die die \r\nWärmenetzbetreiber bei der Preisbildung einschränken.  \r\n1. Für alle Kunden gilt, dass sich Fernwärme im Wettbewerb mit anderen Heizungstech\r\nnologien am Standort befindet. \r\n2. Für Mieterinnen und Mieter gilt zusätzlich die Wärmelieferverordnung. Sie regelt, \r\ndass die Heizkosten beim Umstieg auf eine gewerbliche Wärmelieferung nicht höher \r\nsein dürfen als die bisherigen Kosten für die Beheizung mit einer meist fossil betrie\r\nbenen und längst abgeschriebenen Heizungsanlage. Das gilt auch dann, wenn sich \r\nschon abzeichnet, dass die bestehende Heizung oder andere Heiztechnologien an \r\ndem Standort in Zukunft sehr teuer sein werden. Diese Regelung muss daher drin\r\ngend überarbeitet werden. Hier muss ein Wettbewerbsgleichgewicht hergestellt wer\r\nden, das nicht die alte Heizung als Maßstab ansetzt, sondern alle Heizungsoptionen in \r\nihrer Wirkung auf die Gesamtmiete bewertet.  \r\nBei der Preisbildung ist der Fernwärmeversorger also nicht frei. Er muss immer beachten, \r\nwie seine Preise im Markt um die Heizsysteme liegen. Er muss, um am Markt langfristig be\r\nstehen zu können in seiner Preisgestaltung marktfähig bleiben. Hinzu kommt, dass – je nach \r\nLaufzeit der Fernwärmeversorgungsverträge mit den unterschiedlichen Kunden – in jedem \r\nJahr ein Teil der Bestandskunden die Verträge kündigen und zu einer alternativen Wärme\r\nversorgung wechseln kann. Daneben sieht sich der Fernwärmeversorger, wenn er Anbietern \r\nmit großer Nachfrage gegenübersteht (z.B. Wohnungsunternehmen mit vielen fernwärme\r\nversorgten Objekten oder Gewerbeobjekten) einem Verhandlungspartner gegenüber, der \r\nauf Augenhöhe seine Vertragsvorstellung einbringen kann. Der Versorger ist im Rahmen \r\n6 \r\nseiner unternehmerisch-kaufmännischen Preisgestaltungsfreiheit daher stets an eine ange\r\nmessene Preisgestaltung gebunden und kann keine beliebigen Preise festlegen.  \r\nDiese unterliegen schließlich einer kartellrechtlichen Preiskontrolle (Preisaufsicht in Form \r\nder Missbrauchskontrolle). Der Schutz vor missbräuchlich überhöhten Preisen ist durch das \r\nbestehende Kartellrecht ordnungsgemäß – und effektiv – gewährleistet (siehe bereits Beant\r\nwortung der vorherigen Fragen 2.1.-2.3.). \r\nPreisanpassungsklausel \r\nEine darüber hinausgehende Preiskontrolle findet schließlich durch die vertraglich vereinbar\r\nten Preisanpassungsklauseln statt. Denn diese dienen ohne Zweifel der Kontrolle der ver\r\ntraglich vereinbarten Preise bzw. deren Entwicklung. Sie besitzen eine große praktische Be\r\ndeutung. Anders als etwa in der Strom- oder Gasversorgung werden in der Fernwärmever\r\nsorgung regelmäßig langfristige Verträge über mehrere Jahre abgeschlossen. Diese Langfris\r\ntigkeit der vertraglichen Bindung bedingt, dass dem Versorger die Möglichkeit und den Kun\r\nden das Recht eingeräumt werden muss, dass aufgrund von Änderungen beispielsweise der \r\nBrennstoff-Beschaffungs- oder der Bereitstellungskosten die Preise auch während der Ver\r\ntragslaufzeit angepasst werden können. Fernwärmelieferverträge enthalten daher in der Re\r\ngel eine Klausel zur automatischen Preisanpassung (PAK), deren Ausgestaltung durch § 24 \r\nAbs. 4 AVBFernwärmeV vorgegeben wird. Die PAK besteht aus einer konkreten aus verschie\r\nden Preisindizes zusammengesetzten mathematischen Formel, aus der sich ohne jeglichen \r\nPreissetzungsspielraum für den Fernwärmeversorger die jeweiligen Preise ergeben. Laut §24 \r\nAVBFernwärmeV dürfen Preisänderungsklauseln nur so ausgestaltet sein, dass sie sowohl die \r\nKostenentwicklung bei Erzeugung und Bereitstellung der Fernwärme durch das Unterneh\r\nmen als auch die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wärmemarkt angemessen berücksichti\r\ngen. Sie müssen die maßgeblichen Berechnungsfaktoren vollständig und in allgemein ver\r\nständlicher Form ausweisen.  \r\nDer BGH hat in seiner jüngeren Rechtsprechung zur Rechtmäßigkeit von Preisanpassungs\r\nklauseln in der Fernwärmeversorgung noch einmal deutlich herausgestellt, dass in der Fern\r\nwärmeversorgung andere rechtliche Voraussetzungen gegeben sind als in der Strom- oder \r\nGasversorgung. Kernaussage des BGH ist, dass die Wirksamkeit einer Preisanpassungsklausel \r\nan den Vorgaben der spezielleren Regelung des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV zu messen ist \r\nund nicht an den Voraussetzungen der §§ 307 ff. BGB. Die Vorgaben des § 24 Abs. 4 AVB\r\nFernwärmeV resultieren aus den Besonderheiten der Fernwärme, wie beispielsweise den \r\nhohen Investitionen in die Netze und Erzeugungsanlagen sowie der mehrjährigen Laufzeit \r\nfür Fernwärmeversorgungsverträge. Dieser Regelung kommt damit richtigerweise eine Aus\r\nnahmestellung zu. Denn obwohl auch für den Strom- und Gasbereich etwa zeitgleich zur AV\r\nBFernwärmeV Allgemeine Versorgungsbedingungen erlassen wurden, enthält nur die AVB\r\nFernwärmeV eine derartige Normierung. Mit der Regelung wurde die Zielsetzung verfolgt, \r\neine Vereinheitlichung der bestehenden Fernwärme-Preisanpassungsklauseln zu erreichen. \r\nVor dem Aspekt des Kundenschutzes sollte sichergestellt werden, dass das Gleichgewicht \r\nvon Leistung und Gegenleistung während der Dauer des Fernwärmeversorgungsvertrages \r\ngewahrt bleibt. Um diesen verordnungsrechtlichen Vorgaben gerecht zu werden, müssen die \r\nFernwärmeversorgungsunternehmen ihre Preisanpassungsklauseln inhaltlich so gestalten, \r\n7 \r\ndass zum einen eine kostenorientierte Preisbemessung gewährleistet wird. Zum anderen soll \r\naber auch dem Umstand entsprochen werden, dass sich die Gestaltung der Fernwärme\r\npreise \"nicht losgelöst von den Preisverhältnissen am Wärmemarkt vollziehen kann\". Der \r\nVerordnungsgeber wollte damit den Besonderheiten und den wirtschaftlichen Bedürfnissen \r\nin der Fernwärmeversorgung Rechnung tragen.  \r\nDie in den Verträgen verwendete Preisanpassungsklausel ist an den Vorgaben des § 24 \r\nAbs. 4 AVBFernwärmeV zu messen, was, wie die ausdifferenzierte Rechtsprechung des BGH \r\nzeigt, den Bedürfnissen nach einer ausgewogenen Preisanpassung auch genügt. Mit den \r\nnach den Vorgaben des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV aufzustellenden mathematischen Preis\r\nanpassungsklauseln sind die Berechnungsfaktoren für eine Preisänderung vertraglich so be\r\nstimmt, dass bei der Berechnung des geänderten Preises kein Ermessensspielraum besteht. \r\nDie Vorschrift stellt damit eine bewährte Regelung für die besondere Preisstruktur in der \r\nFernwärmeversorgung dar, deren rechtskonforme Anwendung durch die zuverlässige ge\r\nrichtliche Kontrolle in ausreichendem Maße sichergestellt ist. Dass das System der gerichtli\r\nchen Kontrolle funktioniert, zeigt die sorgfältige Auseinandersetzung des BGH mit verschie\r\ndenen Rechtsfragen.  \r\nAus den Entscheidungen des BGH ergeben sich auch unmittelbare Konsequenzen für die Ver\r\nsorgungsunternehmen, die die Rechtsprechung des Gerichts bei der Gestaltung ihrer Preis\r\nanpassungsklauseln beachten müssen. Anderenfalls besteht das Risiko, dass sich der Ver\r\ntragspartner aufgrund einer fehlerhaften Preisanpassungsklausel auf sein Zahlungsverweige\r\nrungsrecht nach § 30 Abs. 1 AVBFernwärmeV beruft und ggf. Rückforderungsansprüche ge\r\ngenüber dem Fernwärmeversorger geltend macht. \r\nEinseitige Preisanpassungen \r\nDie Erreichung der Klimaschutzziele und die damit verbundene Dekarbonisierung erfordert \r\nin der Praxis Umstellungen in der Brennstoffbeschaffung bzw. Erzeugungstechnologie, Um\r\nstrukturierungen im Versorgungssystem und im Zuge dessen sowohl Investitionen in den Be\r\nstand als auch die Vornahme von erheblichen Neuinvestitionen. Kosten aus der Umsetzung \r\ngesetzlich vorgegebener Maßnahmen müssen aber – sofern sie nicht anderweitig staatlich \r\ngefördert werden – auch erwirtschaftet werden können.  \r\nDie zahlreichen neuen gesetzlichen Aufgaben der Fernwärmeversorger im Zuge des Wandels \r\nhin zu einer klimaneutralen, dekarbonisierten Wärmeversorgung dürfen nicht zu ungerecht\r\nfertigten Belastungen bei den Versorgungsunternehmen führen. Der Verordnungsgeber hat \r\ndies mit dem Entwurf eines § 24a AVBFernwärmeV-E im Juli 2024 bereits erkannt, wonach \r\ndem „Fernwärmeversorgungsunternehmen, das im Zuge der Wärmewende seinen eingesetz\r\nten Energieträger wechselt oder die Beschaffungsstruktur wesentlich ändert“, die Möglich\r\nkeit eingeräumt werden sollte, die mit dem Kunden vereinbarte und auf Grund der geänder\r\nten Umstände ansonsten leerlaufende Preisänderungsklausel anzupassen.  \r\nWenn es dem Versorgungsunternehmen selbst bei einer Anpassung der PAK an die verän\r\nderten Kostenstrukturen nicht gelingt, seine notwendigen Investitionen damit abzudecken, \r\nmuss es zwangsläufig auch den Basispreis anpassen. Denn zu jeder PAK gehört der Basis\r\npreis dazu und kann im Grunde nicht losgelöst davon betrachtet werden. Um Dekarbonisie\r\nrungsinvestitionen in laufenden Vertragsverhältnissen abbilden zu können, muss also auch \r\n8 \r\nder Basispreis angepasst werden können. Die Änderung von Kostenstrukturen infolge von \r\nInvestitionen zur Erreichung verbindlicher Dekarbonisierungsziele darf nicht dazu führen, \r\ndass Versorger bestehende Verträge kündigen und Neuverträge aufsetzen müssen. Pla\r\nnungs- und Investitionssicherheit erfordert rechtssichere Mechanismen zur pragmatischen \r\nVertragsanpassung und umlagefähigen Kostendeckung. Kurze Vertragslaufzeiten stellen der\r\nzeit eine nicht zufriedenstellende Notlösung dar, um neue Preise über Neuverträge abzubil\r\nden. Bevorzugt werden rechtssichere Anpassungsmechanismen unter klaren verordnungs\r\nrechtlichen Voraussetzungen, die den Kunden vor ungerechtfertigten, willkürlichen Preisan\r\npassungen während der Vertragslaufzeit schützen. Der Kundenschutz könnte alternativ auch \r\ndurch ein Sonderkündigungsrecht erzielt werden. Mit der Frage, welche Rolle Basispreise \r\nwährend der Dekarbonisierung der Fernwärme spielen, hat sich der BDEW in einer bisher \r\nnoch nicht veröffentlichten Studie beschäftigt. Ein daraus abgeleitetes Diskussionspapier mit \r\neiner groben Einordnung der Ergebnisse finden Sie im Anhang.  \r\n2.5 Wer sollte eine Preisaufsicht ausüben?  \r\nSiehe bereits die Antwort auf Frage 2.3., die Missbrauchskontrolle obliegt aktuell den Kartell\r\nbehörden. Dabei sollte es aus Sicht des BDEW auch so bleiben. \r\n2.6 Wie bewerten Sie den Ansatz einer Beweislastumkehr in der Missbrauchsaufsicht?  \r\nDie bereits mit der Anpassung des § 29 GWB im Jahr 2022 erfolgte Einführung einer Beweis\r\nlastumkehr auch für Fernwärme führte bereits zu erheblichen Rechtsunsicherheiten, weil da\r\nmit nicht mehr nur die Behörde einen Missbrauch nachweisen muss, sondern das Unterneh\r\nmen schon bei einem Vergleichspreis-Verdacht belastbar erklären und belegen muss, warum \r\nseine Preise abweichen. Gerade bei Fernwärme ist aber oft unklar, welche Unternehmen \r\noder Netze überhaupt vergleichbar sind: Erzeugungsmix, Netzdichte, Alter der Anlagen, \r\nKWK-Anteil, Dekarbonisierungspfad, Brennstoffkosten, kommunale Vorgaben und Investiti\r\nonszyklen unterscheiden sich stark. Insbesondere kann die Erleichterung der Arbeit für das \r\nBundeskartellamt durch eine „Arbeitsverlagerung“ auf die Unternehmen kein Argument \r\nsein. Dies gilt umso mehr, als die Unternehmen - anders als die Behörde - keinen Einblick in \r\ndie Situation bei einem etwaigen Vergleichsunternehmen haben. \r\nDie Unsicherheit wirkt besonders investitionshemmend: Fernwärmeunternehmen müssen \r\nlangfristig in Netzausbau, Verdichtung, Dekarbonisierung und neue Erzeugungsanlagen in\r\nvestieren. Wenn später unklar ist, ob die daraus resultierenden Preise als „sachlich gerecht\r\nfertigt“ anerkannt werden, entsteht ein Ex-post-Risiko für Geschäftsmodelle und Preisgestal\r\ntung.  \r\n2.7 Wie bewerten Sie die Vorschläge der Monopolkommission im Sektorgutachten Ener\r\ngie zur Preisaufsicht?  \r\nSiehe hierzu bitte: BDEW-Stellungnahme vom 2. Februar 2026 (anbei). \r\nZusammengefasst ist an dieser Stelle Folgendes festzuhalten: In der Debatte um die Fern\r\nwärmepreise geht es nicht nur um die Frage „Wann sind Preise zu hoch?“, sondern um die \r\ngrundsätzliche Architektur des Fernwärmesektors: Bleibt es bei einer Kombination aus zivil\r\nrechtlichem Vertragsrahmen, Preisgleitklauseln und kartellrechtlicher Missbrauchsaufsicht, \r\n9 \r\nergänzt um Transparenzanforderungen – oder wird Fernwärme stärker wie ein reguliertes \r\nNetzgeschäft mit preisbegrenzenden Instrumenten und wettbewerblichen Designvorgaben \r\nbehandelt? Aus der Praxis lässt sich einwenden, dass der Zusammenhang zwischen fehlen\r\nder Regulierung und hohen Fernwärmepreisen nicht korrekt und irreführend ist. Aus Sicht \r\ndes BDEW gibt es weder einen Anlass noch eine hinreichende Rechtfertigung für die Einfüh\r\nrung eines neuen Regulierungsrahmens für Wärmenetze. Es gibt mit den Bestimmungen der \r\nAVBFernwärmeV, der WärmeLV, der kartellrechtlichen Missbrauchskontrolle und maßgebli\r\nchen Entscheidungen des BGH bereits aus den vergangenen Jahren einen klaren Rechts- und \r\nOrdnungsrahmen für die Fernwärmeversorgung. Anstatt zusätzliche Regulierungsinstru\r\nmente zu schaffen, sollte der bestehende Rahmen schrittweise dem Transformationsprozess \r\nin der Wärme angepasst werden, siehe dazu die Vorschläge des BDEW in der Stellungnahme \r\nvom 2. Februar 2026 Was die Preistransparenz und ein Verständnis für das Zustandekom\r\nmen der Fernwärmepreise angeht, sind sich alle Fernwärmeversorgungsunternehmen einig: \r\nAuf der Preistransparenzplattform sichtbar zu sein und die Darstellung verständlicher Kenn\r\nzahlen für Wärmenetze sind wichtig und sollten ein umfassendes Bild der Fernwärme in \r\nDeutschland zeigen.  \r\nDie Fernwärmeversorgungsunternehmen befinden sich mitten in der größten Transforma\r\ntion ihrer Geschichte und sind aufgrund des großen Investitionsbedarfs in hohem Maße auf \r\nexternes Kapital angewiesen. Wichtig ist, dass der Ausbau der Fernwärme kalkulierbar \r\nbleibt. Eine Diskussion über einen neuen regulatorischen Rahmen führt unweigerlich zu Ver\r\nunsicherungen bei den Investoren und externen Kapitalgebern und kann Investitionsrückhal\r\ntung oder Risikoaufschläge zur Folge haben. Für Verbraucher bedeutet dies, dass ein eigent\r\nlich effizientes und gemeinschaftlich genutztes Versorgungssystem durch strukturelle Hin\r\ndernisse weniger zugänglich werden könnte. Damit drohen nicht nur höhere Kosten für die \r\nVerbraucher, die sich bereits am Wärmenetz befinden, sondern auch eine spürbare Hürde \r\nfür die Wärmewende. Um solche Risiken zu minimieren, sind Regelungen notwendig, die \r\neine verlässliche Refinanzierung der Infrastrukturkosten ermöglichen.  \r\nIm Übrigen sei auf die Stellungnahme der Bundesregierung zu dem Sektorgutachten der Mo\r\nnopolkommission verwiesen. \r\n2.8 Welche Maßnahmen sind aus Ihrer Sicht für eine Stärkung der Preisaufsicht konkret \r\nerforderlich?  \r\nSiehe bereits die Beantwortung der Frage 2.2.; ein Weg könnte es sein, die Markttranspa\r\nrenz zu verbessern.  \r\n10 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023149","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Wasserstoffgesetzes zur Schaffung eines integrierten Rechtsrahmens für den Markthochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d8/74/709626/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230024.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nSeite 1 von 5\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 1 von 5\r\n1 Einleitung\r\nWasserstoff ist ein elementarer Baustein für eine moderne und zukunftssichere Energieversorgung\r\nDeutschland. Wasserstoff ist essentiell, damit Deutschland als Industriestandort im internationalen\r\nWettbewerb bestehen kann. Mit Wasserstoff wird die industrielle Dekarbonisierung\r\ngelingen und eine wettbewerbsfähige energieintensive Industrie ermöglicht. Nur mit\r\nWasserstoff gelingt eine resiliente Energieversorgung. Wasserstoff ist der natürliche Partner\r\nder Erneuerbaren Energien.\r\nAls erneuerbares oder kohlenstoffarmes Molekül übernimmt Wasserstoff eine Systemfunktion,\r\ndie Erneuerbare Energien speicherbar und flexibel transportier- und nutzbar macht. Das\r\nSystem Wasserstoff leistet einen Beitrag zur Reduzierung des saisonalen Ungleichgewichts der\r\nerneuerbaren Stromproduktion mit einer Überproduktion in den Sommermonaten und der\r\nHerausforderung der Dunkelflaute in den Wintermonaten. Wasserstoff erlaubt die Kopplung\r\nzwischen Elektronen und Molekülen auf den unterschiedlichen Ebenen (zentral und dezentral,\r\nbis hin zu autonomen und modularen Anlagen), ermöglicht die Speicherung und Transport von\r\nerheblichen Energiemengen und trägt zur Dekarbonisierung des Systems bei. Zudem senkt die\r\nNutzung der Sektorkopplung durch Wasserstoff die Systemkosten, indem der Bedarf am notwendigen\r\nStromnetzausbau sowie Redispatchmaßnahmen und raus resultierende Kosten reduziert\r\nund der Anstieg der Stromnetzentgelte gedämpft wird. Wasserstoff erhöht die Resilienz\r\ndes deutschen Energiesystems, neben lokaler und regionaler Wasserstoffproduktion mit\r\nErneuerbaren Energien stärkt ein diversifizierter Energieimport die Unabhängigkeit Deutschlands.\r\nWasserstoff und seine Derivate eröffnen zusätzliche Chancen beim Aufbau von strategischen\r\nund langfristigen Partnerschaften im globalen Wettbewerb, da die Erzeugungspotenziale weltweit\r\nbreiter verteilt sind, als es bei den fossilen Vorkommen der Fall ist. Ferner liegen die großen\r\nVorteile einer Wasserstoffwirtschaft darin, dass sie sowohl auf innovativen und diversifizierten\r\nTechnologien aufbaut, Wertschöpfungsgeflechte (Ökosysteme) begünstigt und damit\r\nModernisierung, Innovation und eine Vertiefung von Wertschöpfung mit sich bringen kann.\r\nNicht zuletzt erlauben die unterschiedlichen technologischen Pfade zur Produktion von erneuerbarem\r\nund kohlenstoffarmem Wasserstoff auch eine Diversifizierung der (Vor)Lieferketten\r\nund schaffen zusätzliche Resilienz.\r\nSeite 2 von 5\r\n2 Status Quo des Wasserstoffmarkthochlaufs\r\nAktuell steht der Wasserstoffmarkthochlauf noch am Anfang. Anders als in etablierten Märk-ten fehlen noch belastbare Strukturen, standardisierte Produkte und ausreichend zahlungsbe-reite Nachfrage. Die notwendige Infrastruktur ist noch im Aufbau. In dieser Initialphase fehlen den Marktakteuren wichtige Rahmenparameter, um den Markt zu entwickeln. Projektrisiken werden oft gleichzeitig von mehreren Kostentreibern beeinflusst, die wiederum verschiedenen Kategorien wie Regulatorik, Marktreife, Finanzierung, Infrastruktur oder Technologie zuzuord-nen sind. Aufgrund dieser Multikausalität reichen isolierte Einzelmaßnahmen regelmäßig nicht aus, um Projekte finanzierbar zu machen.\r\nHinzukommt, dass die Vorteile und der Nutzen der Wasserstoffversorgung erst zeitversetzt ihre Wirkung entfalten. Zunächst entstehen hingegen Kosten, denen noch kein Ertrag gegen-übersteht. Auch Skalierungseffekte können noch nicht eintreten. So gestaltet sich der Hochlauf des Wasserstoffs auch deswegen schwierig, weil das Produkt Wasserstoff im Vergleich zu ins-besondere Erdgas teurer und damit im Vergleich nicht wettbewerbsfähig ist. Dies gilt sowohl für kohlenstoffarmen als auch in besonderem Maße für erneuerbaren Wasserstoff. Obgleich das Interesse potenzieller Kunden sektorübergreifend sehr groß ist, bleibt durch den Kosten-unterschied die Zahlungsbereitschaft hinter dem Notwendigen zurück. Die Preislücke kann ak-tuell ohne politische Unterstützung nicht geschlossen werden.\r\nZu diesen strukturellen Herausforderungen kommt der aktuelle europäische und nationale Rechts- und Regulierungsrahmen hinzu. Dieser verursacht einerseits zusätzliche Kosten. Ande-rerseits verkennt der Rechts- und Regulierungsrahmen die fundamentalen Herausforderungen, die die Einführung eines neuen Energieträgers unter den Bedingungen einer verteilten Wert-schöpfungskette und unter Wettbewerbsbedingungen etablierter fossiler Energieträger mit sich bringt.\r\nIm Ergebnis sind zahlreiche Projekte mit großer Unsicherheit konfrontiert, Risikoaufschläge steigen und die Bankability sinkt. Aus diesem Grund erfolgen Investitionen selbst dann nicht, wenn einzelne Rahmenbedingungen punktuell verbessert werden. Als Resultat werden zuge-sagte Fördergelder teilweise nicht in Anspruch genommen, weil diese nicht ausreichen, um ei-nen Business Case herzustellen.\r\nWasserstofferzeugung, -transport, -speicherung, -handel und -anwendung in deren Wechsel-wirkung mit dem Stromsektor müssen ineinandergreifen, um einen ganzheitlichen Systemum-bau zu ermöglichen. Nur so können volkswirtschaftliche Synergien gehoben und Wertschöp-fungsketten in Form von industriellen, regionalen Clustern für einen Marktaufbau realisiert werden. Bis das Risikomanagement und die Marktdurchdringung durch Marktakteure geleistet werden kann, steht die Politik in der Pflicht, geeignete Rahmenbedingungen als Basis für einen\r\nSeite 3 von 5\r\nerfolgreichen Wasserstoffmarkthochlauf zu schaffen und mit Fördermitteln den Aufbau zu hin-terlegen,\r\n3 Das H2G – Wasserstoffgesetz als zentraler Rechtsrahmen für die erfolgreiche Ge-staltung des Markthochlaufs\r\nIm Hinblick auf die dargestellten Herausforderungen braucht es jetzt ein konzertiertes Vorge-hen, um den Aufbau eines Wasserstoffsystems wertschöpfungsübergreifend zu gestalten.\r\nHierzu bedarf es eines Wasserstoffgesetzes (H2G), das eine ähnliche Wirkung entfalten kann, wie seinerzeit das EEG als zentraler Ermöglicher des Hochlaufs der Erneuerbaren Energien. Aus den praktischen Erfahrungen – insbesondere zu den finanziellen Herausforderungen des EEG für Verbraucher und Bundeshaushalt – soll dabei ausdrücklich gelernt werden.\r\nDas H2G definiert die Ziele und schafft klare Anreizinstrumente. Der Förderrahmen wir dabei rechtssicher, planbar und einheitlich, aber auch degressiv und zeitlich begrenzt definiert. Das H2G sollte im Ergebnis für alle Rechtsanwender den zentralen Ort für Regelungen für den Was-serstoffmarkt darstellen.\r\nEin H2G würde im Wesentlichen aus drei Teilen bestehen:\r\nTeil 1: Ziele sowie Begriffsbestimmungen\r\n§ 1 Ziele\r\n§ 2 Begriffsbestimmungen\r\nTeil 2: Infrastruktur\r\n§ 3 Infrastruktur\r\n§ 4 Beschleunigungsmaßnahmen\r\nTeil 3: Anreizinstrumente und Instrumente zur Risikoabsicherung\r\n§ 5 Anreizinstrumente Produktion\r\n§ 6 Instrumente zur Risikoabsicherung\r\n§ 7 Anreizinstrumente Nachfrage\r\n§ 8 Anreiz- und Absicherungsinstrumente weitere Infrastruktur\r\nSeite 4 von 5\r\nTeil 1 (Ziele sowie Begriffsbestimmungen)\r\nDer Wasserstoffhochlauf braucht verlässlich definierte Ziele, klare Rahmenbedingungen und eine langfristige Perspektive. Die Wasserstoffwirtschaft erfüllt wichtige Systemfunktionen bei der Energieversorgung der Zukunft und muss auf Innovationen und Vertiefung der wirtschaftli-chen Wertschöpfung gerichtet sein. Um die festgeschriebenen Ziele zu erreichen, sind Verfah-ren zu beschleunigen, Anwendungsbereiche ganzheitlich im Sinne heimischer Wertschöpfung und Erzeugung auszugestalten, Bürokratie auf ein Minimum zu begrenzen sowie regulatorische Vorgaben ermöglichend auszugestalten.\r\nDerzeit stehen relevante Rahmenregelungen der Entstehung eines Marktes entgegen. Das H2G muss hier mit klaren Regeln Rechtssicherheit geben und die wirtschaftspolitische Trias von Ordnungspolitik, Anreizmechanismen und Förderung abgewogen und gezielt einsetzen. Nur wenn sich alle relevanten Wertschöpfungsstufen des H2-Marktes parallel entwickeln und inei-nandergreifen, kann der Hochlauf erfolgreich sein.\r\nTeil 2 (Infrastruktur)\r\nWer einen Energieträger strategisch entwickeln will, muss den Infrastrukturausbau von Beginn an mitdenken und priorisieren, denn dieser ist das Rückgrat jedes gehandelten Energieträgers. Gerade bei den vielfältigen Einsatzmöglichkeiten und Importrouten von Wasserstoff und sei-nen Derivaten ist dies von großer Bedeutung. Die Infrastruktur ist die Voraussetzung für flä-chendeckende Erzeugung, Transport, Speicherung und Nutzung des Energieträgers. Ohne eine vorausschauende Planung der Infrastruktur bleiben Investitionen in Erzeugung, Beschaf-fung/Portfoliomanagement und Anwendung hinter ihren Möglichkeiten zurück. Eine gut ge-plante und finanzierte Infrastruktur entscheidet damit maßgeblich über Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und das Tempo der Transformation.\r\nMit dem Aufbau eines bundesweiten Wasserstoff-Kernnetzes ist bereits ein wichtiges voraus-laufendes, ermöglichendes Element auf dem Weg. Es bietet Planungs- und Investitionssicher-heit für potentielle Produzenten und Nachfrager, da es nicht ausschließlich am konkreten Be-darf ausgerichtet wurde. Darüber hinaus müssen entsprechende Rahmenregelungen auch für Wasserstoffnetze außerhalb des Kernnetzes auf Transport- und Verteilnetzebenen implemen-tiert werden, so dass nicht nur Wasserstoffkunden entlang des Kernnetzes profitieren, sondern auch weitere Marktteilnehmer.\r\nZudem müssen die Rahmenbedingungen für den Aufbau der Infrastruktur für die Produktion (Elektrolyseure), den Import (Terminals) und – ganz wichtig – Wasserstoffspeicher geschaffen werden. Die Definition von regionalen Clustern und Importkorridoren kann hier wichtige Bei-träge leisten. Um diesen Ansatz zu flankieren und zum Erfolg zu verhelfen, bedarf es weiterer Zielvorgaben für Produktion und Nachfrage.\r\nSeite 5 von 5\r\nTeil 3 (Anreiz- und Förderinstrumente sowie Risikoabsicherung)\r\nErst die verzahnte Umsetzung von risikominimierenden Maßnahmen stabilisiert Kostenpfade und schafft Risikopuffer im Upstream-Segment, ermöglicht Handel sowie Portfolioaufbau im Midstreambereich und sichert Nachfrage im Downstream-Sektor.\r\nFür die Schaffung eines klaren, ineinandergreifenden und konsistenten Förderregimes ist es wichtig, dass die bestehenden Risiken für Marktakteure gezielt gesenkt und möglichst beseitigt werden. Abnehmer brauchen wettbewerbsfähige Preise. Gleichzeitig benötigen Produzenten, Importeure, Händler und Infrastrukturbetreiber risikoadäquate Einnahmen. In der Hochlauf-phase ist mit klug gesetzten Anreiz- und Förderinstrumenten eine synchronisierten Marktent-wicklung entlang der gesamten Wertschöpfungskette den nachhaltigen Aufbau von Strukturen zu ermöglichen.\r\nDazu müssen Differenzverträge für das Anwendungsfeld H2 praxistauglich ausgestaltet und mit einem eigenen Förderbudget versehen werden. Durch diese Maßnahme kann die erste großs-kalige industrielle Nachfragewelle nach Wasserstoff abgesichert und gleichzeitig wichtige Sig-nale an Infrastrukturbetreiber und Erzeuger gesandt werden.\r\nCfDs sind auf der Ebene des Handels zu verankern. Hierdurch können im Rahmen eines CfD-basierten Förderdesigns langfristige Erzeugungs- und Lieferverträge gebündelt und dadurch Preis- und Absatzrisiken auf Portfolioebene handhabbar gemacht werden. Zugleich können fle-xible Vertragsstrukturen angeboten und die Risiken aus Preisvolatilität und Beschaffung auf Portfolioebene übernommen werden.\r\nEine Grüngasquote kann ein geeignetes Instrument für den Wasserstoffhochlauf sein und lang-fristige Sicherheit bieten, ist aber nicht hinreichend für den Hochlauf.\r\nGrundsätzlich sind Bürgschaften, Ausfallgarantien und Avalkredite ein wichtiger Baustein auf allen Marktebenen. Sie sind geeignet, bisher nicht marktlich abbildbare Risiken abzusichern und so die Finanzierungskosten zu senken bzw. im Kern überhaupt erst zu ermöglichen, indem nicht handhabbares Risiko erst handhabbar gemacht wird. Diese reduzieren wiederum den Preis des Energieträgers und tragen zur Wettbewerbsfähigkeit sowie der kosteneffizienten Verwendung von Fördermitteln bei.\r\nAuf Ebene der Produzenten ist die Ausgestaltung der Förderrichtlinie für systemdienliche Elektrolyseure notwendig.\r\nDes Weiteren ist eine zeitnahe und ambitionierte Umsetzung der RED III im Industriesektor notwendig."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023150","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Neugestaltung des Rechtsrahmens der Gasversorgungssicherheit nach 2027","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3c/80/709628/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230026.pdf","pdfPageCount":32,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 27. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nKonzept Gasversorgungssicherheit und Weiterentwicklung Instrumente\r\nAbsicherung für akute Notfallsituationen und Extremereignisse\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 32\r\nInhalt\r\n1 Einführung ......................................................................................................... 3\r\n2 Rahmenbedingungen ......................................................................................... 4\r\n2.1 Versorgungssituation: Neue Normalität ........................................................ 4\r\n2.2 Markt: Ein stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung.............................................................. 13\r\n3 Absicherungsfälle ............................................................................................. 14\r\n3.1 Differenzierung der Absicherungsfälle und Abstufung der Risiken ............. 14\r\n3.2 Absicherungsniveau und Versicherungslösung: Staatliche Entscheidung ... 17\r\n4 Instrumente ...................................................................................................... 18\r\n4.1 Überblick und Bewertungskriterien ............................................................. 18\r\n4.2 Strategische Reserve .................................................................................... 19\r\n4.3 Speicherverpflichtung................................................................................... 21\r\n4.4 Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) als Back up-Mechanismus/Last Resort ............................................................................ 25\r\n5 Handlungsempfehlung ...................................................................................... 29\r\nSeite 3 von 32\r\n1 Einführung\r\nEnergieversorgungssicherheit spielt für die Akzeptanz in der Gesellschaft und die Produktivität der Wirtschaft eine herausragende Rolle. Spätestens seit der Energiekrise infolge des russi-schen Angriffskriegs gegen die Ukraine ist die hohe Bedeutung von Resilienz des europäischen und deutschen Energiesystems in Politik, Wirtschaft und Gesellschaft umfassend deutlich ge-worden. Wenngleich die europäische Dimension – gerade mit Blick auf die Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts und europäische Industrie-, Handels- und Sicherheitspolitik – zentral ist, fokussieren sich die Ausführungen im Folgenden auf Deutschland und die spezielle Ausgangs-situation hierzulande.\r\nAuch in Zukunft muss eine diversifizierte Gasversorgung angestrebt werden, um Konzentrati-onsrisiken bei einzelnen Lieferanten und Herkunftsländern zu vermeiden sowie die Gasversor-gung mit einem Mix an verschiedenen Instrumenten abzusichern. Ebenso wichtig bleiben die Instandhaltung, Optimierung und der Ausbau von Gasnetzen. Für die Absicherung sind auch Infrastrukturen und ausreichende Kapazitäten zentral.\r\nBesondere Bedeutung kommt Gasspeichern zu, um Produktions- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ohne Kompromittierung der Versorgungssicherheit auszugleichen. Unabhängig von Importen generell und der Auslastungs-situation der LNG-Importterminals im Besonderen können saisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen durch Speicher ausgeglichen werden. Dadurch tragen Gasspeicher wesentlich zur Stabilisierung und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\n2022 wurden auf nationaler sowie auf europäischer Ebene verbindliche Füllstandsvorgaben für Gasspeicher gesetzlich eingeführt. Die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Die Ent-wicklungen in den letzten drei Jahren zeigen jedoch, dass starre gesetzliche Vorgaben zur Be-füllung der Gasspeicher langfristig nicht zielführend sind. Dauerhafte, staatliche Vorgaben zu Speicherfüllständen und Speicherreserven stehen immer im Wechselspiel mit marktbasierten Mechanismen und bergen immer das Risiko, eine effizientere Optimierung zu beeinträchtigen.\r\nDeshalb braucht es ein marktorientiertes System, das ggf. durch verhältnismäßige Instru-mente für Risiken im Kriegs- und Krisenfall und Notfälle ergänzt werden kann, die der Markt nicht zwangsläufig vollumfänglich antizipiert bei Speicherbuchungen berücksichtigt.\r\nDaher bedarf es für die Zeit nach dem Auslaufen der Vorgaben des deutschen Gasspeicherge-setzes und der europäischen Füllstandsvorgaben eines Instruments für die Absicherung akuter Notfallsituationen und vom Markt nicht antizipierbarer Extremereignisse. Dies können bei-spielsweise der ungeplante Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -\r\nSeite 4 von 32\r\nanlagen oder ein geopolitisch bedingter Lieferstopp sein - auch oder gerade in Kombination mit gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen. Ein solcher Absicherungsrahmen ist ein zentra-ler Baustein für die Versorgungssicherheit.\r\nDaneben ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentliche Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Diese ist nicht nur eine Frage der verfügbaren Gas-mengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. Es ist daher zu prü-fen, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss. Dieser größere Rahmen ist nicht Gegenstand dieses Papiers. Dies kann Auswirkungen auf die hier diskutierten Instrumente zur Absicherung akuter Notfallsitua-tionen und Extremereignisse haben. Im Folgenden werden zunächst die aktuellen Rahmenbe-dingungen dargestellt und die relevanten Absicherungsfälle hergeleitet sowie verschiedene Instrumente qualitativ bewertet. Dies bereitet eine solide Basis für die Handlungsempfehlung im letzten Kapitel.\r\n2 Rahmenbedingungen\r\n2.1 Versorgungssituation: Neue Normalität\r\nDie Menge an russischen Erdgasimporten nach Deutschland war historisch kontinuierlich an-gestiegen und betrug 2021 über 50 Prozent der gesamten deutschen Erdgasimporte. Deutsch-land agierte als Drehscheibe im europäischen Gasmarkt, sodass große Mengen dieser Importe zur Versorgung Westeuropas re-exportiert wurden. LNG-Importe spielten in Europa eine ge-ringere Rolle als heute. In Deutschland beispielsweise existierten bis 2022 überhaupt keine LNG-Regasifizierungsterminals.\r\nSeite 5 von 32\r\nPipelineimporte russischen Erdgases nach Deutschland wurden in Folge des russischen An-griffskriegs auf die Ukraine 2022 im Laufe des Jahres komplett eingestellt. Die Importe aus Norwegen stiegen und in Europa wuchs die Bedeutung von LNG-Importen rasant. Die Auslas-tung der europäischen LNG-Regasifizierungsterminals stieg an und in Deutschland wurden schnell mehrere solcher Terminals installiert, weitere sind in Planung, und die Infrastruktur zur Anlandung (im Fernleitungsnetz) wurde und wird weiterhin ertüchtigt.\r\nAktuelle Versorgungssituation\r\nIm Jahr 2025 kamen 45 Prozent des in Deutschland verbrauchten Erdgases aus Norwegen als wichtigstem und größten Lieferanten. Und dies mit hoher Zuverlässigkeit.\r\nÜber die Grenzübergangspunkte v. a. mit den Niederlanden, Belgien, Frankreich und Däne-mark wurden ebenfalls 45 Prozent des Gasverbrauchs importiert. Das sind zum Großteil eben-falls LNG-Mengen, die über Terminals aus den Nachbarländern importiert und nach Deutsch-land transportiert werden.\r\nDer Anteil direkter LNG-Importe an deutschen Terminals betrug 10 Prozent, allerdings mit im Jahresverlauf steigender Tendenz. Im 1. Halbjahr 2025 hatten diese einen Anteil von 8 Pro-zent, im 2. Halbjahr stieg ihr Anteil auch aufgrund der Inbetriebnahme des zweiten Terminals in Wilhelmshaven auf 12 Prozent an. Der überwiegende Teil der direkten deutschen LNG-Im-porte stammt mit einem Anteil von 94 Prozent aus den USA.\r\nSeite 6 von 32\r\nDie EU-Staaten haben sich im Oktober 2025 auf ein vollständiges Importverbot für russisches LNG ab dem 1. Januar 2027 geeinigt.\r\nDie heimische Produktion in Deutschland und Europa ist rückläufig. Die inländische Förderung deckt in Deutschland fünf Prozent des Bedarfs, weitere fünf Prozent werden aus niederländi-scher Förderung importiert. Die Bedeutung von Biogas und Biomethan in Europa steigt hinge-gen kontinuierlich.\r\nDie etablierten Handelsbeziehungen, insbesondere mit Norwegen, sind ein wichtiger Bei-trag zur Versorgungssicherheit. Importe aus weiteren Ländern über Pipelines und per LNG tragen ferner zur Versorgungssicherheit bei.\r\nGasmärkte national, europäisch und weltweit\r\nSowohl die Gasmärkte in Deutschland und Europa als auch der globale LNG-Markt funktionie-ren gut und zuverlässig. LNG wird in einer großen Anzahl von Staaten auf mehreren Kontinen-ten produziert und über eine große Anzahl von Terminals importiert. Die Abkopplung der eu-ropäischen Gasversorgung von russischem Pipelinegas und die Hinwendung zum globalen LNG-Markt erhöht die LNG-Nachfrage und damit die Konkurrenz mit Asien.\r\nDie IEA erwartet in einer aktuellen Gasmarktanalyse1, dass im Jahr 2026 das weltweite LNG-Angebot voraussichtlich um 7 Prozent oder etwa 40 Mrd. m3 wachsen wird. Auch im Folgejahr werden weitere Zuwächse erwartet. Der Löwenanteil der Angebotsausweitung kommt aus Nordamerika und Qatar und dürfte nach Erwartung der IEA den Nachfragezuwachs in Asien übersteigen.\r\nAuf dem von hoher Liquidität geprägten globalen LNG-Markt können die für Europa und Deutschland notwendigen Mengen im Grundsatz beschafft werden, solange genug Kapazitä-ten an den Importterminals vorhanden sind. In der Vergangenheit waren unterschiedliche Auslastungssituationen der LNG-Terminals in Europa zu beobachten.\r\n1 Gas 2025: Analysis and forecasts to 2030, IEA, 27. Oktober 2025, hier abrufbar: https://iea.blob.core.windows.net/assets/db3d568d-b985-4cc2-bb1a-119517f118ac/Gas2025.\r\nSeite 7 von 32\r\nQuelle: Bruegel\r\nGrundsätzlich wirkt ein höheres Angebot an LNG preisdämpfend in den europäischen Gas-märkten. Genaue Preiseffekte lassen sich nur schwer abschätzen, da die Preisbildung in den Gasmärkten von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird, insbesondere vom globalen LNG-Markt, aber auch von der generellen Entwicklung der Gasnachfrage und damit auch den struk-turellen Veränderungen insbesondere im Wärmemarkt, der Industrie und in der Stromerzeu-gung, der Verfügbarkeit und Füllstände der europäischen Gasspeicher, von Witterungseffek-ten, der konjunkturellen Entwicklung etc.\r\nSeite 8 von 32\r\nDurch die globale Verfügbarkeit von LNG verringern sich tendenziell die saisonalen Preisunter-schiede und eine kurzfristige Beschaffung wird vereinfacht.\r\nDie Entscheidung für den Ausbau der LNG-Terminalinfrastruktur hat Auswirkungen auf den Markt. Importe an deutschen Terminals und den Terminals in Nachbarländern tragen direkt zur Versorgungssicherheit in Deutschland bei. Das hat auch positive Rückwirkungen auf die Li-quidität des deutschen Handelsplatzes.\r\n›\r\nDie Gasmärkte funktionieren gut und zuverlässig. Sie sind von hohem Wettbewerb ge-prägt.\r\n›\r\nLNG macht den Markt flexibler, führt aber zu stärkerer Exposition Deutschlands ge-genüber globalen Marktbewegungen und -trends, externen Ereignissen und Schocks. Dies sind Marktsystematiken, die aus anderen Bereichen wie beispielsweise Kohle oder Öl gut bekannt sind und von den Importeuren bzw. Händlern in ihren Beschaf-fungsstrategien berücksichtigt werden.\r\nSeite 9 von 32\r\nGeoökonomische sowie geo- und sicherheitspolitische Einflüsse\r\nGeoökonomisch besteht Unklarheit, wann und an welcher Stelle Nationalstaaten, z. B. mit Zöl-len oder Handelsbeschränkungen, in den freien Markt eingreifen könnten. So muss davon aus-gegangen werden, dass wirtschaftliche Macht zur Erreichung politischer Ziele instrumentali-siert wird. Die Ausrichtung der US-LNG-Exportpolitik beispielsweise ist von hohen Unwägbar-keiten geprägt.\r\nZudem führt die Situation im Nahen und Mittleren Osten zu Unsicherheiten auf den Märkten. Für die Verfügbarkeit von Mengen auf dem globalen Markt ist die sich entwickelnde Rolle Chi-nas nicht nur als Nachfrager, sondern auch als Handelsakteur mit Speichern und Portfolien prägend.\r\nSolche Effekte können die Balance zwischen Angebot und Nachfrage im globalen LNG-Markt verändern und somit zu Preiseffekten führen, wenn Handelsrouten daraufhin angepasst wer-den.\r\n›\r\nGeopolitische Verwerfungen bringen hohe Unwägbarkeiten und Risiken mit sich; die Sicherheitslage hat eine neue Qualität erlangt.\r\n›\r\nDie neue Normalität ist auch sicherheitspolitisch und geopolitisch geprägt.\r\nGasnetzinfrastruktur\r\nDie Gasnetzinfrastruktur in Deutschland ist eng vermascht und leistungsfähig. Sie besteht aus Ferngasleitungen und Gasverteilernetzen, die das Gas zuverlässig zu allen Kunden transportie-ren. Die Gasnetzinfrastruktur ist auch über Europa hinaus vernetzt und ermöglicht Energie-importe über transkontinentale Pipelines und den Seeweg aus den Anrainerregionen. Diese Infrastruktur ist das Fundament für den Gasbinnenmarkt und die Basis für die Energieversor-gung.\r\nZu den Assets Deutschlands zählen das gute Pipelinenetz, das die Bundesrepublik mit den Nachbarländern (bidirektional) verbindet, die LNG-Terminalinfrastruktur, die Gasspeicher und der Zugang zum liquiden, europäischen Gasbinnenmarkt.\r\nSeite 10 von 32\r\nWeite Teile der Gasinfrastruktur sind konzipiert worden, um einen Gasfluss von Ost nach West zu ermöglichen. Durch die Veränderungen von 2022 entsteht nun aber die Notwendigkeit, ganz andere Gasflüsse abzubilden: bspw. von den westeuropäischen LNG-Terminals nach Ost-europa.\r\nSeite 11 von 32\r\nAbb.: Vergleich Import-/Exportbilanz H-Gas der Winter seit 2020/2021 in TWh, FNB Gas Winterrückblick 2024/25\r\nDies wird von den Netzbetreibern ermöglicht, muss jedoch bei der zukünftigen Entwicklung des Gasmarkts sowie des regulatorischen Umfelds unbedingt berücksichtigt werden.\r\n›\r\nDie Gasnetzinfrastruktur in Deutschland und Europa ist gut vernetzt und leistungsfä-hig.\r\n›\r\nVeränderung der Gasflüsse ist noch vollständig in der Gasinfrastruktur auszubilden.\r\nBedeutung der Gasspeicher\r\nSaisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen werden in hohem Umfang durch Speicher ausgeglichen. Insbesondere an sehr kalten Tagen wird ein hoher Teil des Gas-bedarfs aus den Speichern gedeckt. Bei einem Füllstand von unter 30 Prozent verlangsamt sich die Ausspeicherung deutlich.\r\nSeite 12 von 32\r\nDeutschland verfügt über die größten Gasspeicherkapazitäten in der Europäischen Union. Die 46 deutschen Untertage-Gasspeicher sind räumlich über ganz Deutschland verteilt und kön-nen knapp 24 Mrd. m³ Arbeitsgas aufnehmen. Das entspricht mehr als einem Viertel der in Deutschland im Jahr verbrauchten Gasmenge.\r\nDurch den Ausbau von LNG-Importen und die Nutzung von Gasspeichern kann die kurzfristige Abhängigkeit von einzelnen Importen reduziert werden. Speichermengen sind im Land und so-fort verfügbar. Gasspeicheranlagen können Unwägbarkeiten in der Beschaffung abfangen und Preisvolatilitäten dämpfen.\r\nGleichzeitig sind die Rahmenbedingungen für Gasspeicher aktuell herausfordernd. Sie befin-den sich im Spannungsfeld zwischen Wettbewerbsmarkt und immer mehr Regulierung. Nied-rige, zeitweise negative Sommer/Winter-Spreads sowie stetig steigende „Speichernebenkos-ten“ für Transport, Umlagen, Antriebsenergie, Gasfinanzierung etc. erhöhen die Opportuni-tätskosten und senken damit die Zahlungsbereitschaft der Speichernutzer. Dies gefährdet die Finanzierung von (Re-)Investitionen und birgt die Gefahr des Verlusts von Speicherkapazitäten mit entsprechenden Auswirkungen auf Versorgungssicherheit.\r\n›\r\nDiese Faktoren machen Gasspeicher zu einem wesentlichen Bestandteil der Energiein-frastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten, zum Beispiel bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\nSeite 13 von 32\r\n2.2 Markt: Ein stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung\r\nDer Markt übersetzt Knappheiten in Preissignale und schafft somit Anreize, diese Nachfrage zu bedienen. Dies geschieht nicht nur in Echtzeit, sondern auch vorausschauend: Selbst Knapp-heiten, die erst in der Zukunft erwartet werden, führen zu Anreizen, diese schon heute vo-rausschauend zu adressieren, sei es über Importe, Produktion oder Einspeicherungen. In Summe sorgt der Markt dafür, dass Gas zu dem Zeitpunkt und an der Stelle verbraucht wird, wo es den höchsten volkswirtschaftlichen Mehrwert bringt:\r\n›\r\nDamit geht eine effiziente Allokation von Angebot und Nachfrage einher, weil sowohl Kon-sumenten- als auch Produzentenrente maximiert werden.\r\n›\r\nDadurch entsteht Planungssicherheit für Energiekunden und andere Marktteilnehmer, während gleichzeitig der Wettbewerb für Effizienz und Bezahlbarkeit sorgt.\r\n›\r\nGleichzeitig reduzieren Händler und Importeure ihre Risiken durch rechtzeitige und güns-tige Beschaffung und Vertragsabschlüsse mit verlässlichen Lieferanten zu stabilen Bedin-gungen.\r\nPreissignale, die erwartbare Knappheiten anzeigen, Risikominimierung der Unternehmen und das Streben des Marktes, die entsprechenden Profite zu realisieren, führen zu bedarfsgerech-ter Beschaffung, die auch Vorsorge und Absicherung umfasst. Bei erwarteter hoher Nachfrage wird also auf Vorrat eingekauft.\r\nRegulatorische Eingriffe in den Markt stellen diese Funktionalität in Frage. Einschränkungen der Reaktionsfähigkeit von Marktteilnehmern oder Infrastruktur führen dazu, dass Markter-wartungen eben nicht mehr zu den notwendigen Reaktionen führen und dass die Planungssi-cherheit abnimmt. Dies verringert die Versorgungssicherheit und erhöht die Kosten der Ener-gieversorgung zu einem Zeitpunkt, zu dem das Preisniveau für Erdgas in Europa im internatio-nalen Vergleich weiterhin auf einem hohen Niveau liegt und der Ausstieg aus russischen Erd-gaslieferungen und die geplanten zusätzlichen Schwierigkeiten durch die Methanemissions-verordnung dem europäischen Markt zusätzliche Mengen entziehen, die ersetzt werden müs-sen.\r\nVersorgungssicherheitsinstrumente könnten dazu dienen, das Risiko von Versorgungsunter-brechungen im Falle unvorhersehbarer Ereignisse zu reduzieren, die von Marktteilnehmern nicht antizipiert werden können. Dabei gilt es, die daraus resultierenden Nachteile (Verteue-rung und möglicherweise Einschränkung der Energieversorgung) gegen die Vorteile (bspw. die Option, mit einer Notreserve im Notfall Handlungsfähigkeit aufrechtzuerhalten) abzuwägen.\r\nSeite 14 von 32\r\n›\r\nWesentliche Grundlage für eine sichere Versorgung ist ein gut funktionierender Markt. Wenn diesem flankierende Instrumente hinzugefügt werden, müssen diese In-strumente verhältnismäßig sein und nur auf Ereignisse/Schocks abzielen, die der Markt nicht ausreichend antizipiert und die potenziell gefährdend für die Versor-gungssicherheit sein können.\r\n›\r\nMarkteingriffe zur Absicherung für akute Notfallsituationen und nicht antizipierbare Extremereignisse sollten daher ausschließlich dem Krisenfall dienen und gezielt und begrenzt eingesetzt werden. Einen solchen Notfall könnte zum Beispiel der Ausfall ei-ner zentralen Importpipeline darstellen.\r\n3 Absicherungsfälle\r\n3.1 Differenzierung der Absicherungsfälle und Abstufung der Risiken\r\nIm Koalitionsvertrag wurde die Abschaffung der Gasspeicherumlage zur Entlastung der Ener-gieverbraucher vereinbart und mit der Aufgabe verbunden, geeignete Instrumente für eine versorgungssichere und kostengünstigere Befüllung der Gasspeicher auf den Weg zu bringen.\r\nAuf europäischer Ebene ist die Weiterentwicklung der Architektur und des Rechtsrahmens der Energieversorgungssicherheit für das erste Halbjahr 2026 angekündigt.\r\nGrundlage für eine Ausgestaltung muss eine sorgfältige Abwägung sein. Ausgangsfragen sind, wie Absicherungsbedarf ausgelöst wird und welche Absicherungsfälle zu unterscheiden sind.\r\nDie erste Unterscheidung liegt dabei in der Abgrenzung zwischen der akuten Handlungsfähig-keit in einem Krisen-/Notfall gegenüber der Absicherung des Gasverbrauchs im Jahresverlauf unter normalen bis hin zu besonderen oder extremen Bedingungen.\r\nBei Betrachtung des Absicherungsfalls Gasverbrauch im Jahresverlauf lassen sich die Risiken abstufen.\r\nSeite 15 von 32\r\nAbstufung der Risiken\r\nGrundsätzlich gilt, dass der Markt die erforderliche Gasmenge für die Sicherstellung der Ver-sorgung mit Erdgas bereitstellt.\r\nGashändler und -lieferanten nehmen ihre Verpflichtung zur Belieferung ihre Kunden auf ver-traglicher Basis sowie beispielsweise für die geschützten Kunden nach gesetzlichen Vorgaben wahr und bedienen sich dabei unterschiedlicher Instrumente im Rahmen ihrer Bezugsportfo-lien.\r\nGaslieferanten verpflichten sich ihren Kunden gegenüber zur Lieferung während des Vertrags-zeitraums. Eine besondere Verpflichtung kommt gem. des Versorgungsstandards (siehe EU-Gasversorgungssicherheits-Verordnung und EnWG) gegenüber den geschützten Kunden zum Tragen.\r\nMarktteilnehmer antizipieren diese Gasnachfrage und sorgen dafür, dass sie gedeckt werden kann. Eine wichtige Rolle spielen dabei Preissignale, wenn sich schon im Sommer die Winter-nachfrage im Terminmarkt ablesen lässt. Das führt dann zu angemessenen Einspeicherungen im Sommer oder zur Kontrahierung anderer Gasmengen, wie beispielsweise Pipeline- oder LNG-Importen. Daraus resultiert der grundsätzlich zu beobachtende Rhythmus, dass Gasspei-cher im Sommer befüllt und im Winter entleert werden. Der zunehmende Anteil von LNG am Erdgasaufkommen und dadurch stärkere Verknüpfung mit Entwicklungen auf dem Weltmarkt kann sich auf in der Vergangenheit etablierte Mechanismen auswirken. Daher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss, um die erforderlichen Gasmengen zur Sicherstellung der Versor-gungssicherheit bereitzustellen.\r\nSeite 16 von 32\r\nDie Gasnetzbetreiber sind im Rahmen ihrer Systemverantwortung nach dem Energiewirt-schaftsgesetz (EnWG) verpflichtet, den Betrieb sicherer und zuverlässiger Netze zu gewährleis-ten. Den Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern kommt für die Sicherstellung der Gasver-sorgung dabei eine zentrale Rolle zu. Sie stellen sicher, dass die vom Markt bereitgestellten Gasmengen an die Stellen transportiert werden, wo sie benötigt werden. Zur Absicherung der regionalen physischen Verfügbarkeit von Gas zur Gewährleistung eines stabilen Netzbetriebs ist mit den LTOs (Long-Term Options) bereits ein Instrument etabliert, das jedoch ein Instru-ment der Regelenergie, nicht der Versorgungssicherheit ist und nicht von den Fernleitungs-netzbetreibern (FNB) zu Transportzwecken genutzt werden darf.\r\n›\r\nFür einen „Normalwinter“ kann von einer sicheren Versorgung auf marktlicher Basis ausgegangen werden, und auch ungewöhnlich kalte Temperaturen sind zu einem wei-ten Teil gut bewältigbar. Gasmengen sind auf dem globalen Markt grundsätzlich aus-reichend verfügbar.\r\n›\r\nDie Marktkräfte und bestehende Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, wo unerwartete Risiken sich materialisieren, und externe Schocks auftreten. Eine Vor-sorge für Extremsituationen können Märkte nur bedingt treffen, da sie nicht auf die Bereitstellung von öffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in sel-tenen Extremereignissen ausgerichtet sind. Das gewünschte Maß an Versorgungssi-cherheit und damit den Umfang der benötigten Vorsorge zu definieren, ist Staatsauf-gabe. Bekanntermaßen werden Risiken nicht vollumfänglich vom Markt antizipiert und eingehegt.\r\n›\r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute beschreibt (s. Kapitel 2.1), haben insbesondere geopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität er-langt. Der ungeplante Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Importquellen ist nicht mehr undenkbar; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extremer Kälte.\r\nSeite 17 von 32\r\n3.2 Absicherungsniveau und Versicherungslösung: Staatliche Entscheidung\r\nEs stellt sich die Frage, ob für diese Risiken – Extremereignisse/externe Schocks – eine „Versi-cherungslösung“ einzurichten ist.\r\n›\r\nEine solche Entscheidung kann nur der Staat treffen. Der Staat muss das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entscheiden, ob eine Versicherungslösung imple-mentiert oder das Risiko mit hohem Schadenspotential im Eintrittsfall eingegangen wird. Dabei ist zwischen einer „Versicherungsprämie“, die dauerhaft zu zahlen ist und ggf. erhöhten Kosten der Energieversorgung durch Verknappung der Flexibilitätsquellen gegenüber einem potenziellen Schaden abzuwägen.\r\nGrundprinzipien\r\nBei der Abwägung sollten auch folgende Grundprinzipien Berücksichtigung finden:\r\n›\r\nEnergieversorgungssicherheit als Teil des energiepolitischen Dreiecks ist die Fähigkeit ei-ner Volkswirtschaft, das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf über verschiedene Zeiträume hinweg sicherzustellen. D. h. sichere Versorgung ist gege-ben, wenn Energie an dem Ort, zu dem Zeitpunkt und in der Menge verfügbar ist, zu der sie nachgefragt wird. Das hat auch eine große internationale Tragweite.\r\n›\r\nDabei gilt grundsätzlich, dass die Energieversorgungssicherheit im Rahmen der jeweiligen Tätigkeiten und Zuständigkeiten in der gemeinsamen Verantwortung der Energieunter-nehmen, der Mitgliedstaaten, der zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten sowie der EU liegt. Dieser dreistufige Gemeinschaftsmechanismus – 1. Energieunternehmen, 2. Mit-gliedstaaten, 3. EU – hat sich bewährt und sollte weiterhin gestärkt werden.\r\n›\r\nEs sollte das Prinzip gelten, marktliche Mechanismen so lange wie möglich aufrecht zu er-halten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen.\r\n›\r\nPreise sind, gerade auch in einer Krise, ein wichtiges Steuerungsinstrument. Dieses darf nicht durch Eingriffe in die freie Preisbildung behindert werden.\r\n›\r\nIn den Bereichen, in denen staatliche Eingriffe stattfinden, um das gewünschte Niveau von Versorgungssicherheit zu erreichen, sind diese so auszugestalten, dass Fehlanreize vermieden werden und marktliche Mechanismen wirken können.\r\nSeite 18 von 32\r\n›\r\nRegelungen, Instrumente und Maßnahmen müssen transparent und handhabbar ausge-staltet sein. Dazu gehört, dass alle Beteiligten diese kennen, ihre Aufgaben und Verant-wortlichkeiten verstehen und umsetzen können.\r\n4 Instrumente\r\n4.1 Überblick und Bewertungskriterien\r\nVor dem Hintergrund der aktuellen Entwicklungen sowie beim Blick in andere europäische Mitgliedstaaten zeigt sich eine Vielzahl an Instrumenten zur Absicherung akuter Notfallsituati-onen und Extremereignissen.\r\nDiese reichen von einer strategischen Gasreserve über Speicherverpflichtungen oder Last res-ort-Mechanismen. Eine genauere Betrachtung zeigt jedoch, dass es nicht nur eine Vielzahl an Instrumenten gibt, sondern diese auch je nach Ausgestaltung in zahlreichen Varianten auftre-ten können.\r\nDie im Folgenden dargestellte qualitative Bewertung bezieht sich konkret auf die Absicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen. Aufgrund der Viel-zahl an denkbaren Varianten ist sie als eine allgemeine Einordnung der betrachteten Instru-mente zu verstehen; je nach konkreter Ausgestaltung oder Zielsetzung kann sich eine Bewer-tung auch verändern.\r\nFür die Bewertung wurden die folgenden Kriterien zugrunde gelegt:\r\n›\r\nEffektivität (bezogen auf Speicherfüllstände): K.o.-Kriterium\r\n›\r\nKosteneffizienz\r\n›\r\nNotwendige Anpassungen des Regulierungsrahmens\r\n›\r\nOperative Umsetzung\r\n›\r\nAufwand Kontrolle/Monitoring\r\n›\r\nAbgrenzung und Anzahl der Verpflichteten\r\n›\r\nMarktrollenkonformität / Einhaltung der Unbundlinggrenzen\r\n›\r\nAuswirkungen auf den Speichermarkt\r\n›\r\nAuswirkungen auf Marktpreisbildung und Marktverhalten\r\nSeite 19 von 32\r\n4.2 Strategische Reserve\r\nBei der strategischen Reserve hält eine zentrale Instanz eine bestimmte Gasmenge dauerhaft in Gasspeichern vor und diese wird nur unter zuvor definierten Bedingungen eingesetzt.\r\nZielsetzung\r\nZiel einer strategischen Reserve ist es, die Handlungsfähigkeit zu Beginn von Krisen-/Notfallsi-tuationen zu gewährleisten, indem dediziert dafür vorgesehene Speichermengen unverzüglich aktiviert werden können. Sie dient im Falle von Lieferengpässen zur kurzfristigen und kurzzei-tigen Überbrückung bis zur Wirksamkeit von Maßnahmen des Bundeslastverteilers (BLastV). Auslöser können insbesondere der Ausfall von technischer Infrastruktur oder von Liefermen-gen sein (physischer Engpass aufgrund unvorhergesehener, kurzfristiger Entwicklungen).\r\nDie Bundesnetzagentur in ihrer Rolle als Bundeslastverteiler hat in einer Gasmangellage und bei Ausrufung der Notfallstufe die Aufgabe, den lebenswichtigen Bedarf an Gas zu decken (vgl. § 1 EnSiG sowie § 1 GasSV). Das heißt, der Bundeslastverteiler muss die benötigten Gasmen-gen beschaffen bzw. den Gasverbrauch steuern, um sogenannte „Engpasszonen“ aufzulösen.\r\nDiese „Engpasszonen“ werden von den FNB gemeldet, wenn der Marktgebietsverantwortliche (das Unternehmen Trading Hub Europe, kurz THE) nicht ausreichend Gas als Regelenergie auf dem Markt beschaffen kann.\r\nDabei kann der Bundeslastverteiler verschiedene Maßnahmen abwägen, um eine Engpass-zone aufzulösen.\r\nUm zu Beginn einer solchen Krisen-/Notfallsituation sofort handlungsfähig zu sein und die ers-ten Tage zu überbrücken, ist eine strategische Reserve ein sehr gut geeignetes Instrument. Da-bei bedarf es sowohl der Menge als auch der Leistung aus Speichern.\r\nAusgestaltung\r\n›\r\nQuantifizierung (Beispielrechnung): Spitzenlast 6 bis 6,5 TWh an einem kühlen Tag Zeitraum 6 bis 10 Tage Ausfall von Gaslieferungen in Höhe von 30 Prozent: 2 bis 2,5 TWh\r\nErgebnis: Strategische Reserve in Höhe von 15 bis 24 TWh\r\n›\r\nAuswahl\r\nFür die Auswahl der Speicherkapazitäten gibt es verschiedene Ansätze, deren Vor- und Nachteile noch genauer abzuwägen sind. Denkbare Ansätze sind beispielsweise: Verteilung der Speicheranlagen auf verschiedene Regionen gemäß ihrer Notwendigkeit in verschiedenen Ausfallszenarien (z. B. Ausfall Importroute, Ausfall zentraler Betriebsmittel);\r\nSeite 20 von 32\r\nAufteilung auf die H-Gas-Regelenergiezonen von THE mit bedarfsgerechter Gewichtung, wie sie im Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan vorliegen; Rein kostenbasierte Verteilung über wettbewerblichen Ausschreibungsmechanismus mit oder ohne Ex-ante-Vorgabe einer regionalen Verteilung…\r\nDie o. g. Ansätze bedürfen der weiteren Bewertung. Dabei ist insbesondere auch zu beach-ten, dass Speicherbetreiber je nach Ausgestaltung von der Vorhaltung einer Reserve profi-tieren können bzw. schlechter gestellt werden.\r\n›\r\nFreigabemechanismus\r\nDurch den Bundeslastverteiler, wenn dem Marktgebietsverantwortlichen (MGV) eine marktbasierte Beschaffung von Regelenergie nicht mehr möglich ist. Es muss sichergestellt sein, dass die Freigabe nur beim Eintreten dieser Marktlage erfolgt und es keine Möglich-keit der politischen Einflussnahme gibt, um Marktpreise aus politischen Gründen zu sen-ken.\r\n›\r\nBefüllung [noch auszugestalten]\r\nDer Staat ist Eigentümer des Gases (analog Ölreserve). Die Befüllung müsste zeitlich so gestreckt werden, um Marktverzerrungen zu vermeiden.\r\n›\r\nFinanzierung\r\nAus dem Staatshaushalt\r\nDie strategische Reserve ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Hand-lungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhal-tung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf Basis einer Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen Mechanismus durch den Bundeslastverteiler erfolgt.\r\nBewertung\r\nEine strategische Reserve kann die Handlungsfähigkeit staatlicher Stellen im Knappheitsfall zeitlich begrenzt erhöhen. Beispielsweise könnte im Notfall auf diese Weise die Vorlaufzeit der Verfügungen des Bundeslastverteilers ohne Versorgungsunterbrechung überbrückt werden. Je nach Jahreszeit und Umfang der Reserve kann diese auch wesentlich länger wirken.\r\nSeite 21 von 32\r\nDem stehen direkte Kosten gegenüber, weil die benötigte Gasmenge erworben werden muss und nicht preislich abgesichert werden kann. Auch der Betrieb der für die Reserve verwende-ten Gasspeicheranlagen müsste zentral finanziert werden. Darüber hinaus fallen indirekte Kos-ten an, da dem Markt Flexibilitätsquellen entzogen werden und diese somit in Hochpreispha-sen, beispielsweise zur Belieferung der neuen Kraftwerke im Rahmen der Kraftwerksstrategie während einer Dunkelflaute, nicht mehr zur Verfügung stehen würden. Je nach Umfang der Reserve und Ausgestaltung der Rahmenbedingungen für die Beschaffung besteht bei der Be-füllung der Reserve die Gefahr marktverzerrender und preistreibender Effekte. Diese können aber reduziert werden, in dem die Befüllung der Speicher über bspw. drei Jahre erfolgt.\r\n4.3 Speicherverpflichtung\r\nBei einer Speicherverpflichtung wird Marktteilnehmern die Pflicht auferlegt, bis zu einem be-stimmten Zeitpunkt oder Zeitkorridor im Jahr eine bestimmte Menge Gas einzuspeichern bzw. eingespeichert zu halten, um eine physische Krisenvorsorge aufzubauen. Der Aufbau einer sol-chen physischen Krisenvorsorge kann – je nach Ausgestaltung – marktorientiert erfolgen.\r\nZu implementieren sind entsprechende Kontrollmechanismen (z. B. durch BNetzA und/oder MGV) sowie Art und Umfang von Sanktionierungsmaßnahmen bei Nichterfüllung.\r\nDie Verpflichtung sollte handelbar sein bzw. als Dienstleistung durch Dritte erbracht werden können.\r\nDenkbar wäre jeweils auch, die Speicherverpflichtung für andere Erfüllungsoptionen zu öffnen (bspw. Produktion, physisch abgesicherte Lieferverträge, Demand Response). Das würde aber in der Ausgestaltung jeweils eine eher untergeordnete Rolle spielen und wird daher in diesem Dokument nicht tiefergehend betrachtet.\r\nBei der konkreten Ausgestaltung einer Speicherverpflichtung ergibt sich eine Vielzahl an Vari-anten.\r\n›\r\nVarianten: Speicherverpflichtung der Marktteilnehmer\r\n\r\nLieferanten: Verpflichtung für Vertriebe, anteilig vom Verbrauch der eigenen [ge-schützten] Kunden einzuspeichern.\r\n\r\nBilanzkreisverantwortliche: Verpflichtung für alle Bilanzkreisverantwortlichen anteilig vom Verbrauch der dem Bilanzkreis zugeordneten [geschützten] Kunden einzuspei-chern.\r\n\r\nGasimporteure: Verpflichtung für Gasimporteure, anteilig von der importierten Menge einzuspeichern.\r\nSeite 22 von 32\r\n\r\nSpeicherkunden: Verpflichtung für Speichernutzer, ihre gebuchten Speicherkapazitä-ten zu einem vorgegebenen Maß auch zu nutzen, mit Erlösabsicherung für den Spei-cherbetreiber\r\n›\r\nVarianten: Speicherverpflichtung der Infrastrukturbetreiber\r\n\r\nNetzbetreiber: Verpflichtung für Netzbetreiber, die Befüllung von Speichern sicherzu-stellen\r\n\r\nSpeicherbetreiber: Verpflichtung für Speicherbetreiber, Füllstand in Höhe von x Pro-zent ihrer Speicheranlagen sicherzustellen\r\nGrundsätzlich sind die letztgenannten Marktrollen nicht als Adressaten einer Speicherver-pflichtung geeignet, da Unbundlinggrenzen überschritten würden und die Infrastrukturbetrei-ber keine Gasmengen haben oder handeln. Es wäre darüber hinaus ineffizient, da die erfor-derlichen Funktionen in den Unternehmen erst aufgebaut werden müssten. Diese Varianten werden daher nicht weitergehend bewertet.\r\nBewertung der Varianten Speicherverpflichtung der Marktteilnehmer zur Absicherung von akuten Notfallsituationen und Extremereignissen in der Übersicht\r\nLieferantenverpflichtung\r\nVerpflichtung für Vertriebe, anteilig vom Verbrauch der eigenen [geschützten] Kunden einzuspeichern\r\nAnzahl der Verpflichteten: rd. 900\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\ngeringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nsehr hoher Aufwand für die operative Umsetzung sehr hoher Aufwand für Kontrolle und Monitoring Gefahr negativer Effekte auf die Wettbewerbsintensität im Lieferanten-markt\r\nDimensionierung müsste den Verbrauch geschützter Kunden überstei-gen, um überhaupt zusätzliche Einspeicherung anzureizen. Nachteile würden sich signifikant erhöhen, wenn die Verpflichtung auch für RLM-Mengen gelten würde.\r\nSeite 23 von 32\r\nBKV-Verpflichtung\r\nVerpflichtung für alle Bilanzkreisverantwortlichen, anteilig vom Verbrauch der dem Bilanz-kreis zugeordneten [geschützten] Kunden einzuspeichern.\r\nUntervarianten: alle Kunden oder nur SLP-Kunden\r\nAnzahl der Verpflichteten: rd. 400 (nur SLP-BKV)\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\nIdentifikation der Verpflichteten einfach geringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nhoher Aufwand für operative Umsetzung, Kontrolle und Monitoring\r\nImporteursverpflichtung\r\nVerpflichtung für Gasimporteure, anteilig von der importierten Menge einzuspeichern.\r\nAnzahl der Verpflichteten: offen, abhängig von der Definition der Importeurs-Eigenschaft im Kontext der Verpflichtung\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\ngeringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nsehr negative Einflüsse für Attraktivität des nationalen Gasmarkts negative Einflüsse auf Transit-Flüsse\r\nSeite 24 von 32\r\nSpeicherkunden mit erlössichernder Umlagefinanzierung für Speicherbetreiber\r\nVerpflichtung für Speichernutzer, ihre gebuchten Speicherkapazitäten zu einem vorgege-benen Maß auch zu nutzen; Speicherbetreiber verauktionieren ihre Kapazitäten; bei Aukti-onserlös unter den erlaubten Kosten wird ausgeglichen und per Umlage finanziert (in Anlehnung an das französische Modell; zu berücksichtigen ist, dass die Ausgangssituati-onen in Deutschland und Frankreich beispielsweise hinsichtlich der Anzahl der Speicherbe-treiber etc. unterschiedlich sind)\r\nAnzahl der Verpflichteten: gering (Speicherkunden plus Speicherbetreiber)\r\nEffektivität\r\nmittel bis hoch\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel (Kosten für Erlösabsicherung / Umlage)\r\nVorteile\r\nAufwand Kontrolle/Monitoring geringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung\r\nNachteile\r\nnotwendige Anpassungen des Regulierungsregimes (Vollregulierung der Speicher und Einführung Umlagesystem)\r\nEine solche Regulierung kann dazu führen, dass nicht-erlösgesicherte Speicher im Wettbewerb gegenüber erlösgesicherten Speichern chan-cenlos werden.\r\nRegulierungsrisiko/Vielzahl offener Fragen bei konkreter Ausgestaltung\r\nDie Auswirkungen eines Speicherregulierungsmodells, welches an das französische Regime an-gelehnt ist, lassen sich nicht vollständig bewerten, da es verschiedene Ausgestaltungsvarian-ten gibt. Allerdings ergeben sich bereits auf dieser Ebene verschiedene Fragestellungen, wel-che die Komplexität und mögliche Problemstellungen veranschaulichen; beispielsweise:\r\n›\r\nWerden alle deutschen Speicher von der Regulierung erfasst und damit kostenreguliert oder nur bestimmte?\r\n›\r\nNach welchen Kriterien wird ggf. eine Auswahl getroffen bzw. das zu erfassende Ar-beitsgasvolumen (AGV) festgelegt?\r\n›\r\nWerden einheitliche Erlöse für alle Speicherbetreiber, bezogen auf das jeweilige AGV, ermittelt? Oder wird jeder Speicherbetreiber kostenbasiert betrachtet?\r\n›\r\nFalls kostenbasierte Erlöse pro Speicherbetreiber ermittelt werden, wie werden Anreize zur Kosteneinsparung gesetzt? Wie werden vorherige Investitionen eines Speicherbe-treibers zur Kosteneinsparung und Effizienzverbesserung berücksichtigt?\r\n›\r\nWie werden variable Energiekosten berücksichtigt?\r\nSeite 25 von 32\r\nAußerdem ist zu beachten, dass im französischen Modell in seiner Logik eine Befüllpflicht für gebuchte Speicherkapazitäten für den Speicherkunden besteht und bei nicht ausreichender Buchung von Speicherkapazitäten als last resort ein anderer Akteur für die Buchung und an-schließenden Befüllung verantwortlich ist. (Anmerkung: In Frankreich wäre das der Speicher-betreiber selbst. Denkbar wäre alternativ die Vermarktung von Speicherkapazitäten zu negati-ven Preisen.)\r\nBewertung\r\nDie qualitative Bewertung zeigt, dass nicht eine Marktrolle zu identifizieren ist, die der ide-ale zu Verpflichtende wäre, um Notfallsituationen und Extremereignisse abzusichern. Bei allen Marktrollen zeigen sich neben einzelnen Vorteilen unterschiedliche Nachteile.\r\nAlle Speicherverpflichtungen führen zu Mehrkosten und Marktverzerrungen, da die eingespei-cherte Menge die antizipierte Nachfrage ggf. übersteigt. Das bedeutet je nach Ausgestaltung, dass Preise im Spätwinter tendenziell gedrückt werden und Preise im Sommer und Frühwinter tendenziell erhöht werden. Marktliche Anreize für die Speicherbefüllung werden somit ge-schwächt, was dann wiederum die notwendige Dimensionierung und Kosten der Speicherver-pflichtung erhöht.\r\n4.4 Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) als Back up-Mechanismus/Last Resort\r\nFür eine mögliche Verpflichtung des MGV werden im Folgenden zwei verschiedene Alternati-ven betrachtet, die jeweils eine Weiterentwicklung des Status Quo darstellen.\r\nGegen eine unveränderte Beibehaltung des Status Quo sprechen insbesondere die seit der Einführung der Speichergesetz-Regelungen im Jahr 2022 aufgetretenen marktverzerrenden Effekte, deren Wiederholung es bei der Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens drin-gend zu vermeiden oder mindestens zu reduzieren gilt.\r\nUrsächlich dafür waren im Wesentlichen:\r\n›\r\nStarre, speicherscharfe Füllstandsvorgaben in Kombination mit einem implizierten Au-tomatismus bzgl. Eingreifen des MGV\r\n›\r\nAuseinanderfallen des gesetzlichen Wortlauts und der praktischen Anwendung: Intrans-parenz bzgl. der konkreten Entscheidungskriterien für ein Tätigwerden des MGV führte zu Fehlannahmen im Markt bzgl. Wahrscheinlichkeit und Umfang des Eingreifens durch den MGV\r\nSeite 26 von 32\r\n›\r\nEnge – und aufgrund der speicherscharfen Füllstandsvorgaben ausrechenbare – zeitli-che Restriktionen für eine Speicherbefüllung durch den MGV, welche eine Kostenopti-mierung in der Beschaffung einschränken (MGV als „desperate buyer“)\r\n›\r\nEin auf den marktlich gebildeten Speicherentgelten aufsetzendes reguliertes Entgelt für Eigenbuchungen durch den MGV, welches bei sinkenden Sommer-Winter-Spreads den Anreiz zur marktlichen Verauktionierung von Speicherkapazitäten durch die Speicher-betreiber reduziert\r\nDie hohen historischen Kosten, die das Speichergesetz bisher verursachte, bleiben bei der Be-wertung eines künftigen Mechanismus außer Betracht, da diese in wesentlichen Teilen auf die damaligen Umstände zurückzuführen sind (v. a. kurzfristige Einführung parallel zur bestehen-den Krise und der damit einhergehenden Preissituation, fehlender Terminmarktzugang des MGV etc.).\r\nWeiterhin hat sich die gesetzlich vorgesehene Stufenlogik teilweise als in der Praxis nicht sinn-voll umsetzbar erwiesen (Stufe 2) und das Nebeneinander von Stufe 1 und Stufe 3 zur Lösung desselben Grundproblems bringt unnötige Komplexität und Ineffizienzen in der Umsetzung mit sich.\r\n›\r\nVariante 1: Beanreizung der marktlichen Speicherbefüllung durch Ausschreibung von strategischen Befüllungsinstrumenten\r\n\r\nAus dem heutigen Speichergesetz-System bleibt lediglich die sog. Stufe 1 erhalten, d. h. der MGV schreibt analog des heutigen § 35c Abs. 1 EnWG bei Bedarf strategische Befül-lungsinstrumente als Anreiz für die marktliche Speicherbefüllung aus, wird jedoch nicht selbst zwecks Speicherbefüllung tätig.\r\n\r\nDie zum Einsatz kommenden Befüllungsinstrumente werden transparent und diskrimi-nierungsfrei ausgeschrieben. Die Erarbeitung des Produktdesigns erfolgt unter frühzeiti-ger Einbindung der betroffenen Marktteilnehmer (insbesondere potenzieller Anbieter und Speicherbetreiber).\r\n\r\nAuf die bisherigen Füllstandsvorgaben des § 35b EnWG kann in diesem Modell verzich-tet werden – es handelt sich um einen reinen Anreizmechanismus, der nur bei Bedarf genutzt wird und dessen Ausschreibungsvolumen situativ an die Füllstandssituation im Ausschreibungszeitpunkt angepasst wird.\r\nSeite 27 von 32\r\n›\r\nVariante 2: MGV als Befüller of last resort\r\n\r\nAus dem heutigen Speichergesetz-System bleibt lediglich die sog. Stufe 3 erhalten, d. h. die Rolle des MGV erstreckt sich nicht auf das Anreizen marktlicher Einspeicherungen, sondern beschränkt sich auf die Rolle eines „Befüllers of last resort“, der bei Bedarf ein-springt, um die für erforderlich gehaltenen Speicherfüllstände gesichert zu erreichen.\r\n\r\nVoraussetzung dafür ist bei gebuchten, aber nicht befüllten Speicherkapazitäten wie heute ein UIOLI-Mechanismus, über den auch die Speicherbetreiber mit eigenen Pflich-ten an dem System mitwirken müssen. Speicherkapazitäten, die gar nicht erst gebucht sind, können wie heute durch den MGV selbst gebucht werden (sog. „Eigenbuchung“).\r\n\r\nDie Entscheidungskriterien für ein Tätigwerden des MGV werden in der gesetzlichen Re-gelung klar beschrieben und die UIOLI-Vorgaben darauf zugeschnitten.\r\n\r\nDas Eigenbuchungs-Entgelt wird stärker an den dem Speicherbetreiber tatsächlich ent-stehenden Kosten orientiert.\r\n\r\nSämtliche vertretbaren Spielräume zur Erweiterung der Flexibilität des MGV in der Be-schaffung von Speichermengen werden ausgenutzt (z. B., indem der MGV auch zeitlich nachgelagert zum restlichen Markt befüllen kann, Eigenbuchungen mit mehr Vorlauf ge-tätigt werden etc.).\r\n\r\nZu prüfen wäre, ob und wenn ja, in welcher Form für ein solches System weiterhin dedi-zierte Füllstandsvorgaben benötigt werden. Sofern dies zur praktischen Handhabung un-vermeidbar ist, müsste gesetzlich klargestellt sein, in welchen Fällen und für wen eine Verfehlung der Füllstandsvorgaben jeweils welche Konsequenzen hat (z. B. Verzicht auf UIOLI, wenn der MGV ohnehin nicht tätig werden soll etc.).\r\nBeiden Varianten gemeinsam ist, dass der MGV – im Gegensatz zu einer Verpflichtung der obi-gen Marktteilnehmer – nur aktiv wird, wenn die Gasspeicher im normalen Marktgeschehen nicht rechtzeitig oder nicht ausreichend befüllt werden („Backup-Funktion“).\r\nDas Eingreifen des MGV unterliegt keinem Automatismus, sondern es gilt die Prämisse, dass es sich um eine Kann-Regelung handelt, nach der ein Tätigwerden des MGV eine entspre-chende Anweisung durch BNetzA und BMWE voraussetzt – es ließe sich darüber durch die Be-hörden steuern, ob und wenn ja, wann und in welchem Umfang der MGV eingreift (z. B. nur dann und in dem Umfang, wie es erforderlich ist, um etwaige Speicherfüllstandsvorgaben auf EU-Ebene einzuhalten).\r\nSeite 28 von 32\r\nBeide Varianten würden ferner durch ein Speichermonitoring-System mit Meldepflichten der Speicherbetreiber an die BNetzA ergänzt, das bzgl. Umfang und Zeitpunkt bzw. Frequenz der Meldungen jeweils auf die Logik der jeweiligen Variante zugeschnitten wäre.\r\nDie Finanzierung dieser Versorgungssicherheitsaufgaben des MGV müsste bzw. könnte analog Speichergesetz über eine Umlage oder aus Haushaltsmitteln erfolgen.\r\nBewertung\r\nDiese Optionen sind eine Fortentwicklung der heute gültigen Regelungen. Die Erfahrungen der letzten Jahre führen hier zu Verbesserungen, die die Gesamtkosten drücken könnten.\r\nDie Problematik der vergangenen Jahre, dass kurzfristige Entscheidungen der Behörden zu sig-nifikanten Marktverzerrungen führen und möglicherweise die Erwartung eines staatlichen Ein-griffs zu Zurückhaltung bei den Marktteilnehmern bei der Einspeicherung führt, bleibt im We-sentlichen bestehen.\r\nSeite 29 von 32\r\nZusammenfassung / Bewertungen in der Übersicht\r\n›\r\nStrategische Reserve\r\n\r\nZur Absicherung von akuten Krisen-/Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen ein sehr gut geeignetes Instrument\r\n\r\nDirekte Kosten plus indirekte Kosten durch Entzug von Flexibilitäten\r\n›\r\nSpeicherverpflichtung\r\n\r\nEs ist nicht eine Marktrolle zu identifizieren, die der ideale zu Verpflichtende wäre. Bei allen Marktrollen zeigen sich neben einzelnen Vorteilen unterschiedliche Nach-teile.\r\n\r\nAlle Speicherverpflichtungen führen zu Kosten und Marktverzerrungen; marktliche Anreize für die Speicherbefüllung werden geschwächt.\r\n›\r\nMGV als Back up-Mechanismus / Last Resort\r\n\r\nFortentwicklung der gültigen Regelungen; Verbesserungen können Gesamtkosten senken\r\n\r\nGefahr signifikanter Marktverzerrungen durch kurzfristige Entscheidungen der Be-hörden und in Erwartung eines staatlichen Eingriffs bleiben im Wesentlichen beste-hen\r\n5 Handlungsempfehlung\r\nIm März bzw. Ende 2027 laufen die aktuellen Regelungen zu Gasspeicherfüllstandsvorgaben auf nationaler und europäischer Ebene aus. Daher ist in 2026 der rechtliche Rahmen für „post 2027“ zu gestalten. Zudem ist auch zu prüfen, ob der marktliche Rahmen für Gasspeicher in der „Neuen Normalität“ weiterhin funktioniert.\r\nUm akute Notfallsituationen und vom Markt nicht antizipierbare Extremereignisse wie bei-spielsweise den ungeplanten Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen oder einen geopolitisch bedingten Lieferstopp auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen absichern zu können, kommt der BDEW auf Basis der Analyse der veränderten Versorgungssituation, einer Differenzierung der Absicherungsfälle und Risiken sowie der qualitativen Bewertung unterschiedlicher Instru-mente zu folgender Handlungsempfehlung:\r\nSeite 30 von 32\r\n›\r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute beschreibt, haben insbesondere geopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität erlangt. Der ungeplante Aus-fall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Im-portquellen ist nicht mehr undenkbar; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extremer Kälte.\r\n›\r\nEin stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energie-versorgung.\r\n›\r\nVor dem Hintergrund eines gut funktionierenden Gasmarktes und ausreichend vorhande-nen Gasmengen auf den globalen Märkten, ist eine kosteneffiziente, stabile und sichere Gasversorgung in einem \"Normalwinter\" Aufgabe der Unternehmen. Und auch ungewöhn-lich kalte Temperaturen sind zu einem weiten Teil gut bewältigbar.\r\n›\r\nDie Marktkräfte und bestehenden Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, wenn unerwartete Risiken sich materialisieren und externe Schocks auftreten. Bei der Vorsorge für Extremsituationen können Märkte versagen, da sie nicht auf die Bereitstellung von öf-fentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen Extremereignissen ausgerichtet sind. Das ist Staatsaufgabe. Solche Risiken werden nicht vollumfänglich vom Markt antizipiert und eingehegt.\r\n›\r\nGasspeicher sind wesentlicher Bestandteil der Energieinfrastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\n›\r\nIn jedem Fall muss der Staat das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entschei-den, ob und in welchem Umfang eine Versicherungslösung implementiert oder das Risiko mit hohem Schadenspotential im Eintrittsfall eingegangen wird.\r\n›\r\nDiese Abwägung muss bezüglich der beiden Absicherungsfälle stattfinden 1) um die akute Handlungsfähigkeit in einem Krisen-/Notfall zu gewährleisten sowie 2) zur Vorsorge für Extremereignisse.\r\n›\r\nDaneben ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentli-che Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Diese ist nicht nur eine Frage der verfügba-ren Gasmengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. Daher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss.\r\n›\r\nWeiterhin sind ebenfalls gesetzliche Regelungen erforderlich, wie mit geplanten Stilllegun-gen von Gasspeichern verfahren wird (z. B. Ankündigungspflicht etc.) bzw. wie ein\r\nSeite 31 von 32\r\nwirtschaftlicher Weiterbetrieb von Erdgasspeichern aus Gründen der Versorgungssicher-heit ermöglicht werden kann.\r\n›\r\nAnforderungen an einen staatlichen Eingriff zur Absicherung von akuten Notfallsituatio-nen und nicht antizipierbaren Extremereignissen\r\n•\r\nBestehende Füllstandsvorgaben nicht verlängern: Die Füllstandsvorgaben für Gasspei-cher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Die Entwicklungen in den letzten drei Jahren zeigen jedoch, dass starre gesetzliche Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher langfristig nicht zielführend sind. Dauerhafte, staatliche Vorgaben zu Speicherfüllständen und Speicherreserven stehen im Wechselspiel mit marktbasierten Mechanismen und bergen immer das Risiko, eine effi-zientere Optimierung zu beeinträchtigen.\r\n•\r\nStaatlichen Markteingriff auf ein Ziel ausrichten: Ein staatlicher Eingriff muss dabei grundsätzlich auf ein konkretes Ziel – hier Versorgungssicherheit im Sinne der Absiche-rung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen – ausge-richtet sein.\r\n•\r\nStaatlichen Markteingriff auf ein Instrument für dieses Ziel begrenzen.\r\n•\r\nDas gewählte Instrument muss mit einem präzise formulierten Ziel und klaren Einsatz-regeln unterlegt und geeignet sein, unmittelbare Wirkung zu entfalten.\r\n•\r\nDie strategische Reserve erfüllt als Instrument am ehesten die Anforderungen zur Ab-sicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen.\r\n•\r\nEs ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Handlungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhaltung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf Basis ei-ner Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen Mechanismus durch den Bundeslastverteiler erfolgt. Bei der Dimensionierung müssen die erwartbaren direkten und indirekten Kosten berücksichtigt werden.\r\nEinspeicherverpflichtungen anderer Marktteilnehmer (Speicherkunden, Lieferanten, BKVs, Infrastrukurbetreiber) sind bei einer strategischen Reserve, die zur Absicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen dient, nicht sinnvoll.\r\nSeite 32 von 32\r\nEs bedarf der weiteren Ausgestaltung einer strategischen Reserve in Hinblick auf Quantifizie-rung, Auswahl, Befüllung, Finanzierung und Freigabemechanismus. Der BDEW erarbeitet hier-für derzeit konkrete Vorschläge.\r\nDarüber hinaus ist auch die Situation der Gasspeicher mit den Fragen eines wirtschaftlichen Betriebs und zukünftig erforderlichen Speicherkapazitäten von hoher Relevanz. Auch hierzu ist der BDEW derzeit in der Analyse, um Inkonsistenzen aufzuzeigen und Empfehlungen für einen konsistenten und langfristigen Rahmen für Gasspeicher abzuleiten.\r\nFür einen ganzheitlichen Blick auf die verschiedenen Stränge der energiewirtschaftlichen Resi-lienz sei auf das BDEW-Diskussionspapier „Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe“ hingewiesen. Das Diskussionspapier erörtert wirtschaftliche, systemische und opera-tive Aspekte für ein resilientes Energiesystem und zeigt die Forderungen der Energiewirtschaft für die Stärkung der Resilienz in einzelnen Bereichen des Energiesystems auf.\r\nBei der Sicherung der Anlagen und der Infrastruktur geht es sowohl um Prävention als auch um die Verbesserung der Reaktion auf Ausfälle, für die jetzt diverse rechtliche Vorgaben ange-passt werden müssen. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 9. März 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nKurzbewertung GMG-Eckpunkte\r\nZu den Eckpunkten von CDU/CSU und SPD vom 24.Februar 2026\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nKurzbewertung GMG-Eckpunkte\r\nSeite 2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Management Summary mit zentralen Erfordernissen der GMG-Ausgestaltung ... 3\r\n2 GEG / GMG / „Abschaffung Heizungsgesetz“ ...................................................... 3\r\n2.1 Allgemein ............................................................................................................. 4\r\n2.2 „Bio-Treppe“ ........................................................................................................ 4\r\n2.3 Grüngas-Quote / Grünheizöl-Quote .................................................................... 5\r\n2.4 Förderung ............................................................................................................. 7\r\n3 EPBD ................................................................................................................. 7\r\n4 WPG .................................................................................................................. 8\r\n5 Fernwärme/ Nahwärme .................................................................................... 9\r\n6 Zeitplan und Inkrafttreten ................................................................................ 10\r\nSeite 3 von 10\r\n1 Management Summary mit zentralen Erfordernissen der GMG-Ausgestaltung\r\nDie Vorlage der Eckpunkte zur Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) hin zu einer Wei-terentwicklung eines Gebäudemodernisierungsgesetzes (GMG) von Union und SPD sind ein wichtiger Beitrag, um Planungs- sowie Investitionssicherheit herzustellen und ein ganzheitli-ches Wärmepaket zu schnüren. Es benötigt dringend einer Wärmewende aus einem Guss. Auf Basis der Eckpunkte ist im weiteren Gesetzgebungsprozess ein konsistentes Gesamtpaket zu entwickeln.\r\nMit den vorgelegten Eckpunkten verfolgen Union und SPD einen anderen Ansatz bezüglich der Wärmewende in der Hauswärmeversorgung als das bisher geltende GEG.\r\nDie deutlichste Änderung stellt der Wegfall der 65-Prozent-Anforderung an neue Heizungen dar. Dabei ist klar: Die deutschen und europäischen Klimaschutzziele gelten. Die Anforderun-gen an die Dekarbonisierung im Gebäudesektor müssen daher geeignet sein, diese Ziele zu er-reichen. Andernfalls drohen aufgrund der europäischen Klimaschutz- und Emissionsschutzziele bei einer Verfehlung dieser Ziele erhebliche Strafzahlungen in Milliardenhöhe im Rahmen des Effort-Sharing-Mechanismus. Grundsätzlich gilt: Änderungen des bisherigen GEG dürfen nicht der europäischen Gesetzgebung widersprechen, dies gilt nicht nur für die gültige EPBD.\r\nZentrale Leitlinie der künftigen kommunalen Wärmeplanung muss eine integrierte, verbindli-che, kosteneffiziente und verlässliche Infrastrukturplanung sein. Bestehende und künftige Inf-rastrukturen stellen die zentrale Orientierungsgröße sowohl für Wärmeanbieter als auch Ver-braucher dar. Dies ist in den Eckpunkten angelegt und muss nun sowohl im GMG als auch im WPG ausbuchstabiert werden. Insbesondere Verbraucher benötigen bestmögliche Klarheit über die künftigen infrastrukturell verfügbaren Erfüllungsoptionen, um eine tragfähige, infor-mierte Entscheidung zu treffen.\r\nAufgabe der integrierten Infrastrukturplanung muss zudem sein, Transformationsplanungen zu berücksichtigen und entsprechend den Betrieb von parallelen Infrastrukturen zur Vermei-dung von zusätzlichen Systemkosten zu minimieren.\r\nDas Zusammenwirken der Preiskomponenten wie Beschaffungspreis, Netzentgelte (und ihre Verteilung auf Anschlussnehmer) und perspektivisch steigender CO2-Preis muss im Blick be-halten werden.\r\nHinsichtlich der angestrebten stärkeren Nutzung von Biomethan sind Fragen zu Nutzungskon-kurrenzen, zur Handelbarkeit und Bilanzierung sowie zur Mengenverfügbarkeit zu berücksich-tigen.\r\nDer weitere Gesetzgebungsprozess muss entsprechend genutzt werden, um Wechselwirkun-gen und Inkonsistenzen ausgewogen und integriert aufzulösen.\r\n2 GEG / GMG / „Abschaffung Heizungsgesetz“\r\nDie im Eckpunktepapier vorgeschlagenen Maßnahmen führen zu einer neuen Situation zwi-schen den Dekarbonisierungsanforderungen der dezentralen Erfüllungsoptionen sowie den\r\nSeite 4 von 10\r\nWärmenetzen, die 2030 30 Prozent und 2040 80 Prozent erfüllen müssen. Es bedarf eines sinnvollen Ausgleichs der Attraktivität für Investitionen auf Infrastrukturebene.\r\nVoraussetzung für eine schrittweise Transformation des Wärmemarktes und eine bessere Planbarkeit für Gebäudeeigentümer ist eine konsistente und verlässliche Ausgestaltung des nationalen Emissionshandels sowie perspektivisch des europäischen Emissionshandels im Ge-bäudesektor.\r\nEs fehlen Hinweise auf die Weiterentwicklung der Anforderungsgrößen, deren Fortschreibung in der EPBD vorgesehen ist.\r\n2.1 Allgemein\r\nBewertung\r\n›\r\nHinsichtlich der Erreichung der Klimaschutzziele im Gebäudesektor ist zu prüfen, ob die Ausweitung der Erfüllungsoptionen geeignet ist, zu einer hinreichenden CO2-Minderung im Bestand beizutragen.\r\n›\r\nInvestitionsentscheidungen von Verbrauchern sollten auf Basis von verbindlichen und ver-ständlichen Informationen und der Kontinuität von gesetzlichen Regelungen getroffen wer-den können. Nur so erhalten diese die Möglichkeit, Chancen und Risiken ihrer Investitions-entscheidung realistisch abzuwägen. Hierzu gehört auch, dass bestehende Planungen, wie eine kommunale Wärmeplanung oder die Planungen der Infrastrukturbetreiber Strom, Gas und Wärme bei der Wahl der Heizung, als notwendige Information in die Investitionsent-scheidung einfließen sollten.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\n›\r\nWechselwirkungen bei der integrierten Infrastrukturplanung sind zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für jene, die sich mit der Umsetzung des Gasbinnenmarktpakets für die erforderliche Transformation der Gasnetze ergeben, also die mittel- und langfristige Ver-fügbarkeit der Infrastruktur als notwendige Bedingung für den Energieträgereinsatz abbil-den.\r\n2.2 Bio-Treppe\r\nBewertung\r\nDie vollständige Entfristung der Biomethan-Treppe, unabhängig von jeglicher kommunaler Wärmeplanung, bewertet der BDEW kritisch. Der BDEW hatte sich für eine befristete Verlän-gerung der „Biomethan-Treppe“ über 2026 bzw. 2028 lediglich für jene Gebiete ausgespro-chen, die nach kommunaler Wärmeplanung nicht für Fernwärme bzw. für eine dezentrale Wärmeversorgung jenseits von fossil beschickten Heizungen genutzt werden sollten und nur bis zur Vorlage der Transformationsplanungen der Gasnetzbetreiber.\r\nSeite 5 von 10\r\nIm Sinne des gesellschaftlichen Rückhalts müssen die zu erwartenden Auswirkungen durch ei-nen erhöhten Einsatz von Biomethan bzw. Bioheizöl auf die Endkundenpreise berücksichtigt werden und für Verbraucher Planbarkeit geschaffen werden. Zu prüfen ist ferner, inwiefern durch die vorgesehene „Bio-Treppe“ parallele Infrastrukturen in Gebieten verfestigt werden, wo Wärmepumpe oder Fernwärme im Sinne der kommunalen Wärmeplanung sinnvoll An-wendung finden sollten. Im Sinne der Kosten- und Systemeffizienz bedarf es Klarheit, in wel-chen Gebieten welche Infrastruktur künftig die Wärmeversorgung übernehmen soll.\r\nZudem muss zwingend beachtet werden, dass Investitionsentscheidungen für den Ausbau von Fernwärmenetzen nicht erschwert werden und weiterhin auf gesellschaftliche Zustimmung stoßen. Für Fernwärmenetze gelten dann zukünftig wesentlich strengere Dekarbonisierungs-anforderungen nach § 32 WPG. Hier bedarf es eines angemessenen Ausgleichs der Attraktivi-tät für Investitionen, um insbesondere bereits getätigte Investitionen im Bereich der Fern-wärme nicht nachträglich zu entwerten.\r\nDie Kopplung von Bio-Treppe und einer Grüngasquote muss für die Energielieferanten und Kunden bürokratiearm umgesetzt werden können. Komplexe Nachweis- und Zuordnungsver-fahren erzeugen unnötige Bürokratiekosten und erschweren die Akzeptanz.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\nDie Infrastrukturplanungen – kommunale Wärmepläne, Netzentwicklungspläne der Gasver-teilnetze– sind bei der Realisierung der Erfüllungsoptionen beim Heizungstausch zu berück-sichtigen.\r\n2.3 Grüngas-Quote / Grünheizöl-Quote\r\nBewertung\r\nEine Grüngasquote muss sich an den Anforderungen zur Treibhausgasreduktion und dem Ziel der Klimaneutralität des Bundes-Klimaschutzgesetzes orientieren.\r\nEine Grüngas- bzw. Grünheizölquote muss für Energielieferanten bürokratiearm und einfach sowie für Kunden verständlich umgesetzt werden. Sie sollte so ausgestaltet werden, dass un-verhältnismäßig hohe zusätzliche Kostenbelastungen für Kunden und Mieter vermieden wer-den.\r\nVerantwortliche (Quotenverpflichtete) sollten in Analogie zum nEHS/BEHG die Inverkehrbrin-ger von Erdgas und Heizöl (ohne Lieferungen an Industrie und Gewerbe) sein.\r\nGrüne Gase wie Biomethan bleiben voraussichtlich für die kommenden Jahre ein knappes Gut. Die Nutzungskonkurrenz mit anderen Anwendungssektoren (Kraftwerke, Industrie, Verkehr, etc.) ist groß. Des Weiteren bedarf es einer EEG-Anschlussförderung, um die Vor-Ort-Verstro-mung bei oftmals gleichzeitiger Wärmeversorgung in regionalen Wärmenetzen zu verstärken sowie das Flexibilisierungspotential von Biogasanlagen zu heben. Beim künftigen Anschuss von Biomethananlagen an das Gasverteilnetz ist vorzusehen, dass nur solche Kosten umgelegt\r\nSeite 6 von 10\r\nwerden können, die aus einem gesamtwirtschaftlich effizienten Netzanschluss resultieren und die Anschlusskosten unterhalb eines festzusetzenden Schwellenwertes liegen sollten. Dane-ben besteht aktuell ein nationaler CO2-Preis und zukünftig ein europäisches Emissionshandels-system für Wärme und Verkehr. Mögliche Preissteigerungen und Kostenbelastungen für die Kunden müssen berücksichtigt und kommuniziert werden.\r\nZur Hebung der Biomethanpotentiale für den Wärmemarkt sind einige Voraussetzungen not-wendig:\r\n›\r\nErstellung einer verlässlichen Biomassestrategie: Mit einer Biomassestrategie ist zu beant-worten, aus welchen Quellen und in welchen Mengen Biogas und Biomethan nachhaltig zur Verfügung gestellt werden können.\r\n›\r\nAusbau eines europäischen Biomethanmarktes und Herstellung der Importbedingungen: Dazu ist die Schaffung eines umfassenden Zertifizierungs- und Handelssystems notwendig.\r\n›\r\nEinbindung in die Infrastrukturplanungen: Mit der Umsetzung des Gaspaketes werden die Rahmenbedingungen für die Transformation der Gasnetze gelegt. Biomethan muss nicht nur hergestellt, sondern auch über ein bestehendes Gasnetz transportiert werden. Insofern ist jede Potentialanalyse eng an die Verteilnetzentwicklungspläne (VNEP) und nicht zuletzt an die kommunale Wärmeplanung anzulehnen und eine integrierte Systemplanung vorzu-nehmen. Im EnWG ist die Grundlage für die Ausweisung von Biomethanregionen im Rah-men der Erstellung der VNEP zu schaffen.\r\n›\r\nSchaffung von Biomethan-Clustern: Eng verbunden mit der Gasnetzentwicklungsplanung ist die mögliche Schaffung von sogenannten Biomethan-Clustern im Rahmen der Kommunalen Wärmeplanung. Es gibt regionale Erzeugungsschwerpunkte und auch lokale Verbrauchsge-biete, wo der Einsatz von klimaneutralem Gas langfristig die wirtschaftlichste Lösung sein kann.\r\n›\r\nLevel playing field zwischen den verschiedenen Energieträgern: Jeder Einsatz von Biome-than im Wärmemarkt wird nicht ohne Auswirkungen auf andere Energieträger und Infra-strukturen sein.\r\nDarüber hinaus sind für die erforderlichen Investitionen zur Hebung der Potentiale stabile und verlässliche Rahmenbedingungen notwendig sowie eine Vorlaufzeit von mehreren Jahren für die Genehmigung und den Bau neuer Biogasaufbereitungs- und Einspeiseanlagen. Gleiches gilt für den Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\nEs bedarf einer klaren Definition der Erfüllungsoptionen „klimafreundliches Gas und Heizöl”.\r\nEbenso bedarf es einer klaren Definition des Anwendungsbereiches und einer Klärung, ob hiervon auch erdgas- bzw. ölbasierter Fernwärme und Nahwärme umfasst sein sollen. In je-dem Fall ist eine bürokratiearme und zugleich eindeutige Abgrenzung für die Verpflichteten zwingend.\r\nSeite 7 von 10\r\nFür die gewünschte Freistellung von der CO2-Preisbelastung des nationalen Brennstoffemissi-onshandels bedarf es nach geltender Rechtslage eines Nachweises der Einhaltung der RED-III-Nachhaltigkeitskriterien und delegierte Rechtsakte für grünen und kohlenstoffarmen Wasser-stoff.\r\nDes Weiteren ist zu klären, in welchem rechtlichen Rahmen - GMG, EnWG, TEHG/BEHG oder BImSchG – die Quote zu regeln ist.\r\nUm unnötigen zusätzlichen Berichts- und Verwaltungsaufwand für Inverkehrbringer zu ver-meiden, ist eine Anknüpfung an die TEHG-/BEHG-Emissionsberichterstattung sinnvoll.\r\nEs müssen zwingend die Wechselwirkungen und Konkurrenzen der Grüngasquote mit EEG-Förderung (Biomethan-Kraftwerke) und Treibhausgasquote im Verkehr (Gasmobilität) beach-tet werden.\r\n2.4 Förderung\r\nBewertung\r\nDer BDEW spricht sich für einen effizienten und kohärenten Förderrahmen aus, der auf kon-kurrierende Förderungen verzichtet. Dies betrifft beispielsweise die bisherige Möglichkeit, in Wärmenetzausbaugebieten den Einbau einer Wärmepumpe fördern zu lassen, in denen wie-derum der Ausbau der Wärmenetze staatlich gefördert werden soll. Hier fordert der BDEW Einschränkungen der Einzelförderung im Sinne der Systemeffizienz.\r\nUnklar ist, wie die Förderrichtlinie zur BEG zukünftig ausgestaltet werden soll. Hier braucht es dringend Klärung.\r\nAusdrücklich begrüßt wird die beabsichtigte gesetzliche Ausgestaltung und Verstetigung der BEW. Da es sich bei der BEW bisher um eine staatliche Beihilfe handelt, ist auf eine Ausgestal-tung zu achten, die eine langwierige Phase der Notifizierung bei der EU-Kommission vermei-det.\r\n3 EPBD\r\nBewertung\r\nWir unterstützen eine 1-zu-1-Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD). Allerdings wird mit dem GMG aktuell nur der Neubau adressiert. Die beabsichtigte Umsetzung der EPBD im Ge-bäudebestand in nationales Recht bleibt offen und ist dringend zu klären. Dies betrifft eben-falls die sich aus der EPBD ergebenden Sanierungspflichten.\r\nDer BDEW unterstützt die Bestrebungen der Bundesregierung, den Quartiersansatz in der EPBD zu verankern. Dazu gehört aber auch eine Definition des Quartiersbegriffs, zum Beispiel räumlich, nach Gebäudeklassen oder nach Eigentumsverhältnissen.\r\nSeite 8 von 10\r\nUnklar bleibt der Umgang des Gesetzgebers mit der Frist zur nationalen Umsetzung der EPBD bis Mai 2026.\r\n4 WPG\r\nBewertung\r\nDie Beibehaltung einer flächendeckenden Wärmeplanung ist ausdrücklich zu begrüßen.\r\nGrundsätzlich muss jedoch die Qualität bzw. Aussagekraft der Wärmepläne weiter gesteigert werden. Die Wärmepläne stellen das geeignete Instrument zur Koordinierung sowie zur kohä-renten und weitsichtigen Planung dar. Dies gilt insbesondere hinsichtlich der mit Umsetzung der Gasbinnenmarktrichtlinie künftig zu erstellenden Gas- und Wasserstoffverteilernetzent-wicklungspläne, die mit zusätzlichem Abstimmungsaufwand der Energieversorger einherge-hen. Auch für die Kommunen steigt der Koordinationsaufwand durch die Berücksichtigung al-ler bestehenden Infrastrukturplanungen. Die Weiterentwicklung der Pläne der Netzbetreiber (Strom und Gas) sollten verpflichtend und proaktiv berücksichtigt werden, auch bei der Fort-schreibung der Wärmepläne.\r\nDie beabsichtigten Vereinfachungen bei der Datenverarbeitung und der Bündelung von Betei-ligungs- und Informationsformaten dürfen nicht dazu führen, dass die Beteiligung der Energie-versorger im Prozess der Erstellung der Wärmepläne ausgesetzt oder weiter begrenzt wird. Gerade die Beteiligung der Infrastrukturbetreiber erhöht die Qualität der kommunalen Wär-meplanung. In der Fläche ist ein Stakeholderprozess von großer Bedeutung, damit auch die verschiedenen Infrastrukturbetreiber in Austausch treten können.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\nDringend zu klären ist, wie mit bisher im WPG bestehenden Verweisen auf Bestimmungen des bisherigen GEG - § 3 Abs. 1 Nr. 7b, 15 und 17; § 9 Abs. 2; § 10 Abs. 4; § 14 Abs. 3; § 18 Abs. 4; §§ 26-28; § 29 Abs. 8 – umzugehen ist, wenn diese künftig im GEG entfallen.\r\nIm Rahmen einer verlässlichen und langfristig bezahlbaren Energieversorgung im Rahmen der kommunalen Daseinsvorsorge, sollte die Energiewirtschaft fortlaufend und dauerhaft in den Prozess einer regulären Wärmeplanung (Bestandsanalyse etc.) eingebunden werden.\r\nDie aktuelle Frist für die Fortschreibung der Wärmepläne von fünf Jahren sollte verkürzt wer-den, um die Veränderungen der Rahmenbedingungen, etwa durch die Umsetzung der Gasbin-nenmarktrichtlinie, besser zu berücksichtigen.\r\nFür die Umsetzung der Ergebnisse der Wärmepläne ist es notwendig die Binnenwirkung der Pläne innerhalb des kommunalen Entscheidungsprozesses zu erhöhen. Das heißt konkret, dass die Wärmepläne zum Beispiel zwingend bei der Erstellung und Überarbeitung der Bauleitpla-nung berücksichtigt werden.\r\nSeite 9 von 10\r\nDurch die beabsichtigte Streichung der §§ 71 ff. GEG verlieren §§ 26 und 27 WPG an einem Regelungsinhalt. Die Möglichkeit, ein Gebiet in der Wärmeplanung als Fernwärme- oder Was-serstoffnetzausbaugebiet auszuweisen, ist für die Kommunen aber weiterhin wichtig. Die Aus-weisungsentscheidung ist bei anderen städtebaulichen Maßnahmen stärker zu berücksichti-gen als der Wärmeplan. §§ 26 und 27 WPG sollten erhalten bleiben (auch ohne Verweis auf das GEG).\r\n5 Fernwärme/ Nahwärme\r\nBewertung\r\nDie Beschlüsse im Bereich der Fernwärme bleiben weitgehend unkonkret und stellen eine Wiederholung der Festlegungen aus dem Koalitionsvertrag dar.\r\nDurch die geplante Änderung der Dekarbonisierungsvorgaben der Erfüllungsoptionen im GMG entsteht eine neue Situation zwischen den Dekarbonisierungsanforderungen der dezentralen Erfüllungsoptionen sowie den Wärmenetzen, die 2030 30 Prozent und 2040 80 Prozent erfül-len müssen. Es bedarf eines sinnvollen Ausgleichs der Attraktivität für Investitionen in Wärme-netze.\r\nUnklar bleibt, wie eine Reform der AVBFernwärmeV ausgestaltet werden soll.\r\nBezüglich der Idee einer Schlichtungsstelle im Bereich Nah-/Fernwärme sollte generell be-dacht werden, dass die vertragliche, d.h. für eine Schlichtung relevante Beziehung in den meisten Fällen nicht zwischen Verbraucher und Wärmelieferant, sondern zwischen Vermieter und Wärmelieferant besteht und somit diese von einer Schlichtung erfasst werden müssten.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\nZu klären ist, wie mit dem Regelungsinhalt der Modernisierungsumlage der §§ 555b Nr. 1a und 559e Abs. 1 und 3 BGB durch den Wegfall des bedingenden Querverweises in den §§ 71 und 71o GEG umzugehen ist. In diesem Zusammenhang ist zu prüfen, ob die Modernisierungs-umlage für alle Formen der Heizungsmodernisierung, also auch für den Anschluss an Wärme-netze, ausgestaltet werden kann, um notwendige Wettbewerbsgleichgewicht anzustreben.\r\nZu klären ist ferner, wie das Leistungsanpassungsrecht „Korrekturen oder Anpassungen an den realistischen Verbrauch für Kunden“ ermöglicht werden kann. Zu prüfen ist, ob vor dem Hin-tergrund der Planbarkeit für Versorgungsunternehmen, Messwerte am Kundenanschluss da-für verwendet werden können, um Kunden individuell mögliche Korrekturen vorzuschlagen.\r\nSeite 10 von 10\r\n6 Zeitplan und Inkrafttreten\r\nBewertung\r\nEin Inkrafttreten des neuen GMG zum 1. Juli 2026 ist sehr ambitioniert, bedenkt man, dass sich die Branche mit ihren Prozessen, Berechnungen und Nachweisen darauf einstellen muss. Wichtig ist, zeitnah einen konkreten Gesetzesvorschlag vorzulegen, damit angemessen viel Zeit für eine umfassende Konsultation der Branche gewährleistet ist. Die aufgezeichneten Wechselwirkungen mit weiteren Gesetzesvorhaben sind zu berücksichtigen.\r\nDie Energiewirtschaft fordert aufgrund des Umfangs der Einigung innerhalb der Regierungsko-alition und der Komplexität der Materie mit ihren vielen Wechselwirkungen eine ausreichend bemessene Konsultationszeit."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023153","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung gesetzlicher Instrumente der Gasversorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6e/14/709657/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230028.pdf","pdfPageCount":32,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 27. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nKonzept Gasversorgungssicherheit und Weiterentwicklung Instrumente\r\nAbsicherung für akute Notfallsituationen und Extremereignisse\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 32\r\nInhalt\r\n1 Einführung ......................................................................................................... 3\r\n2 Rahmenbedingungen ......................................................................................... 4\r\n2.1 Versorgungssituation: Neue Normalität ........................................................ 4\r\n2.2 Markt: Ein stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung.............................................................. 13\r\n3 Absicherungsfälle ............................................................................................. 14\r\n3.1 Differenzierung der Absicherungsfälle und Abstufung der Risiken ............. 14\r\n3.2 Absicherungsniveau und Versicherungslösung: Staatliche Entscheidung ... 17\r\n4 Instrumente ...................................................................................................... 18\r\n4.1 Überblick und Bewertungskriterien ............................................................. 18\r\n4.2 Strategische Reserve .................................................................................... 19\r\n4.3 Speicherverpflichtung................................................................................... 21\r\n4.4 Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) als Back up-Mechanismus/Last Resort ............................................................................ 25\r\n5 Handlungsempfehlung ...................................................................................... 29\r\nSeite 3 von 32\r\n1 Einführung\r\nEnergieversorgungssicherheit spielt für die Akzeptanz in der Gesellschaft und die Produktivität der Wirtschaft eine herausragende Rolle. Spätestens seit der Energiekrise infolge des russi-schen Angriffskriegs gegen die Ukraine ist die hohe Bedeutung von Resilienz des europäischen und deutschen Energiesystems in Politik, Wirtschaft und Gesellschaft umfassend deutlich ge-worden. Wenngleich die europäische Dimension – gerade mit Blick auf die Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts und europäische Industrie-, Handels- und Sicherheitspolitik – zentral ist, fokussieren sich die Ausführungen im Folgenden auf Deutschland und die spezielle Ausgangs-situation hierzulande.\r\nAuch in Zukunft muss eine diversifizierte Gasversorgung angestrebt werden, um Konzentrati-onsrisiken bei einzelnen Lieferanten und Herkunftsländern zu vermeiden sowie die Gasversor-gung mit einem Mix an verschiedenen Instrumenten abzusichern. Ebenso wichtig bleiben die Instandhaltung, Optimierung und der Ausbau von Gasnetzen. Für die Absicherung sind auch Infrastrukturen und ausreichende Kapazitäten zentral.\r\nBesondere Bedeutung kommt Gasspeichern zu, um Produktions- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ohne Kompromittierung der Versorgungssicherheit auszugleichen. Unabhängig von Importen generell und der Auslastungs-situation der LNG-Importterminals im Besonderen können saisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen durch Speicher ausgeglichen werden. Dadurch tragen Gasspeicher wesentlich zur Stabilisierung und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\n2022 wurden auf nationaler sowie auf europäischer Ebene verbindliche Füllstandsvorgaben für Gasspeicher gesetzlich eingeführt. Die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Die Ent-wicklungen in den letzten drei Jahren zeigen jedoch, dass starre gesetzliche Vorgaben zur Be-füllung der Gasspeicher langfristig nicht zielführend sind. Dauerhafte, staatliche Vorgaben zu Speicherfüllständen und Speicherreserven stehen immer im Wechselspiel mit marktbasierten Mechanismen und bergen immer das Risiko, eine effizientere Optimierung zu beeinträchtigen.\r\nDeshalb braucht es ein marktorientiertes System, das ggf. durch verhältnismäßige Instru-mente für Risiken im Kriegs- und Krisenfall und Notfälle ergänzt werden kann, die der Markt nicht zwangsläufig vollumfänglich antizipiert bei Speicherbuchungen berücksichtigt.\r\nDaher bedarf es für die Zeit nach dem Auslaufen der Vorgaben des deutschen Gasspeicherge-setzes und der europäischen Füllstandsvorgaben eines Instruments für die Absicherung akuter Notfallsituationen und vom Markt nicht antizipierbarer Extremereignisse. Dies können bei-spielsweise der ungeplante Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -\r\nSeite 4 von 32\r\nanlagen oder ein geopolitisch bedingter Lieferstopp sein - auch oder gerade in Kombination mit gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen. Ein solcher Absicherungsrahmen ist ein zentra-ler Baustein für die Versorgungssicherheit.\r\nDaneben ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentliche Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Diese ist nicht nur eine Frage der verfügbaren Gas-mengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. Es ist daher zu prü-fen, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss. Dieser größere Rahmen ist nicht Gegenstand dieses Papiers. Dies kann Auswirkungen auf die hier diskutierten Instrumente zur Absicherung akuter Notfallsitua-tionen und Extremereignisse haben. Im Folgenden werden zunächst die aktuellen Rahmenbe-dingungen dargestellt und die relevanten Absicherungsfälle hergeleitet sowie verschiedene Instrumente qualitativ bewertet. Dies bereitet eine solide Basis für die Handlungsempfehlung im letzten Kapitel.\r\n2 Rahmenbedingungen\r\n2.1 Versorgungssituation: Neue Normalität\r\nDie Menge an russischen Erdgasimporten nach Deutschland war historisch kontinuierlich an-gestiegen und betrug 2021 über 50 Prozent der gesamten deutschen Erdgasimporte. Deutsch-land agierte als Drehscheibe im europäischen Gasmarkt, sodass große Mengen dieser Importe zur Versorgung Westeuropas re-exportiert wurden. LNG-Importe spielten in Europa eine ge-ringere Rolle als heute. In Deutschland beispielsweise existierten bis 2022 überhaupt keine LNG-Regasifizierungsterminals.\r\nSeite 5 von 32\r\nPipelineimporte russischen Erdgases nach Deutschland wurden in Folge des russischen An-griffskriegs auf die Ukraine 2022 im Laufe des Jahres komplett eingestellt. Die Importe aus Norwegen stiegen und in Europa wuchs die Bedeutung von LNG-Importen rasant. Die Auslas-tung der europäischen LNG-Regasifizierungsterminals stieg an und in Deutschland wurden schnell mehrere solcher Terminals installiert, weitere sind in Planung, und die Infrastruktur zur Anlandung (im Fernleitungsnetz) wurde und wird weiterhin ertüchtigt.\r\nAktuelle Versorgungssituation\r\nIm Jahr 2025 kamen 45 Prozent des in Deutschland verbrauchten Erdgases aus Norwegen als wichtigstem und größten Lieferanten. Und dies mit hoher Zuverlässigkeit.\r\nÜber die Grenzübergangspunkte v. a. mit den Niederlanden, Belgien, Frankreich und Däne-mark wurden ebenfalls 45 Prozent des Gasverbrauchs importiert. Das sind zum Großteil eben-falls LNG-Mengen, die über Terminals aus den Nachbarländern importiert und nach Deutsch-land transportiert werden.\r\nDer Anteil direkter LNG-Importe an deutschen Terminals betrug 10 Prozent, allerdings mit im Jahresverlauf steigender Tendenz. Im 1. Halbjahr 2025 hatten diese einen Anteil von 8 Pro-zent, im 2. Halbjahr stieg ihr Anteil auch aufgrund der Inbetriebnahme des zweiten Terminals in Wilhelmshaven auf 12 Prozent an. Der überwiegende Teil der direkten deutschen LNG-Im-porte stammt mit einem Anteil von 94 Prozent aus den USA.\r\nSeite 6 von 32\r\nDie EU-Staaten haben sich im Oktober 2025 auf ein vollständiges Importverbot für russisches LNG ab dem 1. Januar 2027 geeinigt.\r\nDie heimische Produktion in Deutschland und Europa ist rückläufig. Die inländische Förderung deckt in Deutschland fünf Prozent des Bedarfs, weitere fünf Prozent werden aus niederländi-scher Förderung importiert. Die Bedeutung von Biogas und Biomethan in Europa steigt hinge-gen kontinuierlich.\r\nDie etablierten Handelsbeziehungen, insbesondere mit Norwegen, sind ein wichtiger Bei-trag zur Versorgungssicherheit. Importe aus weiteren Ländern über Pipelines und per LNG tragen ferner zur Versorgungssicherheit bei.\r\nGasmärkte national, europäisch und weltweit\r\nSowohl die Gasmärkte in Deutschland und Europa als auch der globale LNG-Markt funktionie-ren gut und zuverlässig. LNG wird in einer großen Anzahl von Staaten auf mehreren Kontinen-ten produziert und über eine große Anzahl von Terminals importiert. Die Abkopplung der eu-ropäischen Gasversorgung von russischem Pipelinegas und die Hinwendung zum globalen LNG-Markt erhöht die LNG-Nachfrage und damit die Konkurrenz mit Asien.\r\nDie IEA erwartet in einer aktuellen Gasmarktanalyse1, dass im Jahr 2026 das weltweite LNG-Angebot voraussichtlich um 7 Prozent oder etwa 40 Mrd. m3 wachsen wird. Auch im Folgejahr werden weitere Zuwächse erwartet. Der Löwenanteil der Angebotsausweitung kommt aus Nordamerika und Qatar und dürfte nach Erwartung der IEA den Nachfragezuwachs in Asien übersteigen.\r\nAuf dem von hoher Liquidität geprägten globalen LNG-Markt können die für Europa und Deutschland notwendigen Mengen im Grundsatz beschafft werden, solange genug Kapazitä-ten an den Importterminals vorhanden sind. In der Vergangenheit waren unterschiedliche Auslastungssituationen der LNG-Terminals in Europa zu beobachten.\r\n1 Gas 2025: Analysis and forecasts to 2030, IEA, 27. Oktober 2025, hier abrufbar: https://iea.blob.core.windows.net/assets/db3d568d-b985-4cc2-bb1a-119517f118ac/Gas2025.\r\nSeite 7 von 32\r\nQuelle: Bruegel\r\nGrundsätzlich wirkt ein höheres Angebot an LNG preisdämpfend in den europäischen Gas-märkten. Genaue Preiseffekte lassen sich nur schwer abschätzen, da die Preisbildung in den Gasmärkten von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird, insbesondere vom globalen LNG-Markt, aber auch von der generellen Entwicklung der Gasnachfrage und damit auch den struk-turellen Veränderungen insbesondere im Wärmemarkt, der Industrie und in der Stromerzeu-gung, der Verfügbarkeit und Füllstände der europäischen Gasspeicher, von Witterungseffek-ten, der konjunkturellen Entwicklung etc.\r\nSeite 8 von 32\r\nDurch die globale Verfügbarkeit von LNG verringern sich tendenziell die saisonalen Preisunter-schiede und eine kurzfristige Beschaffung wird vereinfacht.\r\nDie Entscheidung für den Ausbau der LNG-Terminalinfrastruktur hat Auswirkungen auf den Markt. Importe an deutschen Terminals und den Terminals in Nachbarländern tragen direkt zur Versorgungssicherheit in Deutschland bei. Das hat auch positive Rückwirkungen auf die Li-quidität des deutschen Handelsplatzes.\r\n›\r\nDie Gasmärkte funktionieren gut und zuverlässig. Sie sind von hohem Wettbewerb ge-prägt.\r\n›\r\nLNG macht den Markt flexibler, führt aber zu stärkerer Exposition Deutschlands ge-genüber globalen Marktbewegungen und -trends, externen Ereignissen und Schocks. Dies sind Marktsystematiken, die aus anderen Bereichen wie beispielsweise Kohle oder Öl gut bekannt sind und von den Importeuren bzw. Händlern in ihren Beschaf-fungsstrategien berücksichtigt werden.\r\nSeite 9 von 32\r\nGeoökonomische sowie geo- und sicherheitspolitische Einflüsse\r\nGeoökonomisch besteht Unklarheit, wann und an welcher Stelle Nationalstaaten, z. B. mit Zöl-len oder Handelsbeschränkungen, in den freien Markt eingreifen könnten. So muss davon aus-gegangen werden, dass wirtschaftliche Macht zur Erreichung politischer Ziele instrumentali-siert wird. Die Ausrichtung der US-LNG-Exportpolitik beispielsweise ist von hohen Unwägbar-keiten geprägt.\r\nZudem führt die Situation im Nahen und Mittleren Osten zu Unsicherheiten auf den Märkten. Für die Verfügbarkeit von Mengen auf dem globalen Markt ist die sich entwickelnde Rolle Chi-nas nicht nur als Nachfrager, sondern auch als Handelsakteur mit Speichern und Portfolien prägend.\r\nSolche Effekte können die Balance zwischen Angebot und Nachfrage im globalen LNG-Markt verändern und somit zu Preiseffekten führen, wenn Handelsrouten daraufhin angepasst wer-den.\r\n›\r\nGeopolitische Verwerfungen bringen hohe Unwägbarkeiten und Risiken mit sich; die Sicherheitslage hat eine neue Qualität erlangt.\r\n›\r\nDie neue Normalität ist auch sicherheitspolitisch und geopolitisch geprägt.\r\nGasnetzinfrastruktur\r\nDie Gasnetzinfrastruktur in Deutschland ist eng vermascht und leistungsfähig. Sie besteht aus Ferngasleitungen und Gasverteilernetzen, die das Gas zuverlässig zu allen Kunden transportie-ren. Die Gasnetzinfrastruktur ist auch über Europa hinaus vernetzt und ermöglicht Energie-importe über transkontinentale Pipelines und den Seeweg aus den Anrainerregionen. Diese Infrastruktur ist das Fundament für den Gasbinnenmarkt und die Basis für die Energieversor-gung.\r\nZu den Assets Deutschlands zählen das gute Pipelinenetz, das die Bundesrepublik mit den Nachbarländern (bidirektional) verbindet, die LNG-Terminalinfrastruktur, die Gasspeicher und der Zugang zum liquiden, europäischen Gasbinnenmarkt.\r\nSeite 10 von 32\r\nWeite Teile der Gasinfrastruktur sind konzipiert worden, um einen Gasfluss von Ost nach West zu ermöglichen. Durch die Veränderungen von 2022 entsteht nun aber die Notwendigkeit, ganz andere Gasflüsse abzubilden: bspw. von den westeuropäischen LNG-Terminals nach Ost-europa.\r\nSeite 11 von 32\r\nAbb.: Vergleich Import-/Exportbilanz H-Gas der Winter seit 2020/2021 in TWh, FNB Gas Winterrückblick 2024/25\r\nDies wird von den Netzbetreibern ermöglicht, muss jedoch bei der zukünftigen Entwicklung des Gasmarkts sowie des regulatorischen Umfelds unbedingt berücksichtigt werden.\r\n›\r\nDie Gasnetzinfrastruktur in Deutschland und Europa ist gut vernetzt und leistungsfä-hig.\r\n›\r\nVeränderung der Gasflüsse ist noch vollständig in der Gasinfrastruktur auszubilden.\r\nBedeutung der Gasspeicher\r\nSaisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen werden in hohem Umfang durch Speicher ausgeglichen. Insbesondere an sehr kalten Tagen wird ein hoher Teil des Gas-bedarfs aus den Speichern gedeckt. Bei einem Füllstand von unter 30 Prozent verlangsamt sich die Ausspeicherung deutlich.\r\nSeite 12 von 32\r\nDeutschland verfügt über die größten Gasspeicherkapazitäten in der Europäischen Union. Die 46 deutschen Untertage-Gasspeicher sind räumlich über ganz Deutschland verteilt und kön-nen knapp 24 Mrd. m³ Arbeitsgas aufnehmen. Das entspricht mehr als einem Viertel der in Deutschland im Jahr verbrauchten Gasmenge.\r\nDurch den Ausbau von LNG-Importen und die Nutzung von Gasspeichern kann die kurzfristige Abhängigkeit von einzelnen Importen reduziert werden. Speichermengen sind im Land und so-fort verfügbar. Gasspeicheranlagen können Unwägbarkeiten in der Beschaffung abfangen und Preisvolatilitäten dämpfen.\r\nGleichzeitig sind die Rahmenbedingungen für Gasspeicher aktuell herausfordernd. Sie befin-den sich im Spannungsfeld zwischen Wettbewerbsmarkt und immer mehr Regulierung. Nied-rige, zeitweise negative Sommer/Winter-Spreads sowie stetig steigende „Speichernebenkos-ten“ für Transport, Umlagen, Antriebsenergie, Gasfinanzierung etc. erhöhen die Opportuni-tätskosten und senken damit die Zahlungsbereitschaft der Speichernutzer. Dies gefährdet die Finanzierung von (Re-)Investitionen und birgt die Gefahr des Verlusts von Speicherkapazitäten mit entsprechenden Auswirkungen auf Versorgungssicherheit.\r\n›\r\nDiese Faktoren machen Gasspeicher zu einem wesentlichen Bestandteil der Energiein-frastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten, zum Beispiel bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\nSeite 13 von 32\r\n2.2 Markt: Ein stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung\r\nDer Markt übersetzt Knappheiten in Preissignale und schafft somit Anreize, diese Nachfrage zu bedienen. Dies geschieht nicht nur in Echtzeit, sondern auch vorausschauend: Selbst Knapp-heiten, die erst in der Zukunft erwartet werden, führen zu Anreizen, diese schon heute vo-rausschauend zu adressieren, sei es über Importe, Produktion oder Einspeicherungen. In Summe sorgt der Markt dafür, dass Gas zu dem Zeitpunkt und an der Stelle verbraucht wird, wo es den höchsten volkswirtschaftlichen Mehrwert bringt:\r\n›\r\nDamit geht eine effiziente Allokation von Angebot und Nachfrage einher, weil sowohl Kon-sumenten- als auch Produzentenrente maximiert werden.\r\n›\r\nDadurch entsteht Planungssicherheit für Energiekunden und andere Marktteilnehmer, während gleichzeitig der Wettbewerb für Effizienz und Bezahlbarkeit sorgt.\r\n›\r\nGleichzeitig reduzieren Händler und Importeure ihre Risiken durch rechtzeitige und güns-tige Beschaffung und Vertragsabschlüsse mit verlässlichen Lieferanten zu stabilen Bedin-gungen.\r\nPreissignale, die erwartbare Knappheiten anzeigen, Risikominimierung der Unternehmen und das Streben des Marktes, die entsprechenden Profite zu realisieren, führen zu bedarfsgerech-ter Beschaffung, die auch Vorsorge und Absicherung umfasst. Bei erwarteter hoher Nachfrage wird also auf Vorrat eingekauft.\r\nRegulatorische Eingriffe in den Markt stellen diese Funktionalität in Frage. Einschränkungen der Reaktionsfähigkeit von Marktteilnehmern oder Infrastruktur führen dazu, dass Markter-wartungen eben nicht mehr zu den notwendigen Reaktionen führen und dass die Planungssi-cherheit abnimmt. Dies verringert die Versorgungssicherheit und erhöht die Kosten der Ener-gieversorgung zu einem Zeitpunkt, zu dem das Preisniveau für Erdgas in Europa im internatio-nalen Vergleich weiterhin auf einem hohen Niveau liegt und der Ausstieg aus russischen Erd-gaslieferungen und die geplanten zusätzlichen Schwierigkeiten durch die Methanemissions-verordnung dem europäischen Markt zusätzliche Mengen entziehen, die ersetzt werden müs-sen.\r\nVersorgungssicherheitsinstrumente könnten dazu dienen, das Risiko von Versorgungsunter-brechungen im Falle unvorhersehbarer Ereignisse zu reduzieren, die von Marktteilnehmern nicht antizipiert werden können. Dabei gilt es, die daraus resultierenden Nachteile (Verteue-rung und möglicherweise Einschränkung der Energieversorgung) gegen die Vorteile (bspw. die Option, mit einer Notreserve im Notfall Handlungsfähigkeit aufrechtzuerhalten) abzuwägen.\r\nSeite 14 von 32\r\n›\r\nWesentliche Grundlage für eine sichere Versorgung ist ein gut funktionierender Markt. Wenn diesem flankierende Instrumente hinzugefügt werden, müssen diese In-strumente verhältnismäßig sein und nur auf Ereignisse/Schocks abzielen, die der Markt nicht ausreichend antizipiert und die potenziell gefährdend für die Versor-gungssicherheit sein können.\r\n›\r\nMarkteingriffe zur Absicherung für akute Notfallsituationen und nicht antizipierbare Extremereignisse sollten daher ausschließlich dem Krisenfall dienen und gezielt und begrenzt eingesetzt werden. Einen solchen Notfall könnte zum Beispiel der Ausfall ei-ner zentralen Importpipeline darstellen.\r\n3 Absicherungsfälle\r\n3.1 Differenzierung der Absicherungsfälle und Abstufung der Risiken\r\nIm Koalitionsvertrag wurde die Abschaffung der Gasspeicherumlage zur Entlastung der Ener-gieverbraucher vereinbart und mit der Aufgabe verbunden, geeignete Instrumente für eine versorgungssichere und kostengünstigere Befüllung der Gasspeicher auf den Weg zu bringen.\r\nAuf europäischer Ebene ist die Weiterentwicklung der Architektur und des Rechtsrahmens der Energieversorgungssicherheit für das erste Halbjahr 2026 angekündigt.\r\nGrundlage für eine Ausgestaltung muss eine sorgfältige Abwägung sein. Ausgangsfragen sind, wie Absicherungsbedarf ausgelöst wird und welche Absicherungsfälle zu unterscheiden sind.\r\nDie erste Unterscheidung liegt dabei in der Abgrenzung zwischen der akuten Handlungsfähig-keit in einem Krisen-/Notfall gegenüber der Absicherung des Gasverbrauchs im Jahresverlauf unter normalen bis hin zu besonderen oder extremen Bedingungen.\r\nBei Betrachtung des Absicherungsfalls Gasverbrauch im Jahresverlauf lassen sich die Risiken abstufen.\r\nSeite 15 von 32\r\nAbstufung der Risiken\r\nGrundsätzlich gilt, dass der Markt die erforderliche Gasmenge für die Sicherstellung der Ver-sorgung mit Erdgas bereitstellt.\r\nGashändler und -lieferanten nehmen ihre Verpflichtung zur Belieferung ihre Kunden auf ver-traglicher Basis sowie beispielsweise für die geschützten Kunden nach gesetzlichen Vorgaben wahr und bedienen sich dabei unterschiedlicher Instrumente im Rahmen ihrer Bezugsportfo-lien.\r\nGaslieferanten verpflichten sich ihren Kunden gegenüber zur Lieferung während des Vertrags-zeitraums. Eine besondere Verpflichtung kommt gem. des Versorgungsstandards (siehe EU-Gasversorgungssicherheits-Verordnung und EnWG) gegenüber den geschützten Kunden zum Tragen.\r\nMarktteilnehmer antizipieren diese Gasnachfrage und sorgen dafür, dass sie gedeckt werden kann. Eine wichtige Rolle spielen dabei Preissignale, wenn sich schon im Sommer die Winter-nachfrage im Terminmarkt ablesen lässt. Das führt dann zu angemessenen Einspeicherungen im Sommer oder zur Kontrahierung anderer Gasmengen, wie beispielsweise Pipeline- oder LNG-Importen. Daraus resultiert der grundsätzlich zu beobachtende Rhythmus, dass Gasspei-cher im Sommer befüllt und im Winter entleert werden. Der zunehmende Anteil von LNG am Erdgasaufkommen und dadurch stärkere Verknüpfung mit Entwicklungen auf dem Weltmarkt kann sich auf in der Vergangenheit etablierte Mechanismen auswirken. Daher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss, um die erforderlichen Gasmengen zur Sicherstellung der Versor-gungssicherheit bereitzustellen.\r\nSeite 16 von 32\r\nDie Gasnetzbetreiber sind im Rahmen ihrer Systemverantwortung nach dem Energiewirt-schaftsgesetz (EnWG) verpflichtet, den Betrieb sicherer und zuverlässiger Netze zu gewährleis-ten. Den Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern kommt für die Sicherstellung der Gasver-sorgung dabei eine zentrale Rolle zu. Sie stellen sicher, dass die vom Markt bereitgestellten Gasmengen an die Stellen transportiert werden, wo sie benötigt werden. Zur Absicherung der regionalen physischen Verfügbarkeit von Gas zur Gewährleistung eines stabilen Netzbetriebs ist mit den LTOs (Long-Term Options) bereits ein Instrument etabliert, das jedoch ein Instru-ment der Regelenergie, nicht der Versorgungssicherheit ist und nicht von den Fernleitungs-netzbetreibern (FNB) zu Transportzwecken genutzt werden darf.\r\n›\r\nFür einen „Normalwinter“ kann von einer sicheren Versorgung auf marktlicher Basis ausgegangen werden, und auch ungewöhnlich kalte Temperaturen sind zu einem wei-ten Teil gut bewältigbar. Gasmengen sind auf dem globalen Markt grundsätzlich aus-reichend verfügbar.\r\n›\r\nDie Marktkräfte und bestehende Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, wo unerwartete Risiken sich materialisieren, und externe Schocks auftreten. Eine Vor-sorge für Extremsituationen können Märkte nur bedingt treffen, da sie nicht auf die Bereitstellung von öffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in sel-tenen Extremereignissen ausgerichtet sind. Das gewünschte Maß an Versorgungssi-cherheit und damit den Umfang der benötigten Vorsorge zu definieren, ist Staatsauf-gabe. Bekanntermaßen werden Risiken nicht vollumfänglich vom Markt antizipiert und eingehegt.\r\n›\r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute beschreibt (s. Kapitel 2.1), haben insbesondere geopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität er-langt. Der ungeplante Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Importquellen ist nicht mehr undenkbar; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extremer Kälte.\r\nSeite 17 von 32\r\n3.2 Absicherungsniveau und Versicherungslösung: Staatliche Entscheidung\r\nEs stellt sich die Frage, ob für diese Risiken – Extremereignisse/externe Schocks – eine „Versi-cherungslösung“ einzurichten ist.\r\n›\r\nEine solche Entscheidung kann nur der Staat treffen. Der Staat muss das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entscheiden, ob eine Versicherungslösung imple-mentiert oder das Risiko mit hohem Schadenspotential im Eintrittsfall eingegangen wird. Dabei ist zwischen einer „Versicherungsprämie“, die dauerhaft zu zahlen ist und ggf. erhöhten Kosten der Energieversorgung durch Verknappung der Flexibilitätsquellen gegenüber einem potenziellen Schaden abzuwägen.\r\nGrundprinzipien\r\nBei der Abwägung sollten auch folgende Grundprinzipien Berücksichtigung finden:\r\n›\r\nEnergieversorgungssicherheit als Teil des energiepolitischen Dreiecks ist die Fähigkeit ei-ner Volkswirtschaft, das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf über verschiedene Zeiträume hinweg sicherzustellen. D. h. sichere Versorgung ist gege-ben, wenn Energie an dem Ort, zu dem Zeitpunkt und in der Menge verfügbar ist, zu der sie nachgefragt wird. Das hat auch eine große internationale Tragweite.\r\n›\r\nDabei gilt grundsätzlich, dass die Energieversorgungssicherheit im Rahmen der jeweiligen Tätigkeiten und Zuständigkeiten in der gemeinsamen Verantwortung der Energieunter-nehmen, der Mitgliedstaaten, der zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten sowie der EU liegt. Dieser dreistufige Gemeinschaftsmechanismus – 1. Energieunternehmen, 2. Mit-gliedstaaten, 3. EU – hat sich bewährt und sollte weiterhin gestärkt werden.\r\n›\r\nEs sollte das Prinzip gelten, marktliche Mechanismen so lange wie möglich aufrecht zu er-halten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen.\r\n›\r\nPreise sind, gerade auch in einer Krise, ein wichtiges Steuerungsinstrument. Dieses darf nicht durch Eingriffe in die freie Preisbildung behindert werden.\r\n›\r\nIn den Bereichen, in denen staatliche Eingriffe stattfinden, um das gewünschte Niveau von Versorgungssicherheit zu erreichen, sind diese so auszugestalten, dass Fehlanreize vermieden werden und marktliche Mechanismen wirken können.\r\nSeite 18 von 32\r\n›\r\nRegelungen, Instrumente und Maßnahmen müssen transparent und handhabbar ausge-staltet sein. Dazu gehört, dass alle Beteiligten diese kennen, ihre Aufgaben und Verant-wortlichkeiten verstehen und umsetzen können.\r\n4 Instrumente\r\n4.1 Überblick und Bewertungskriterien\r\nVor dem Hintergrund der aktuellen Entwicklungen sowie beim Blick in andere europäische Mitgliedstaaten zeigt sich eine Vielzahl an Instrumenten zur Absicherung akuter Notfallsituati-onen und Extremereignissen.\r\nDiese reichen von einer strategischen Gasreserve über Speicherverpflichtungen oder Last res-ort-Mechanismen. Eine genauere Betrachtung zeigt jedoch, dass es nicht nur eine Vielzahl an Instrumenten gibt, sondern diese auch je nach Ausgestaltung in zahlreichen Varianten auftre-ten können.\r\nDie im Folgenden dargestellte qualitative Bewertung bezieht sich konkret auf die Absicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen. Aufgrund der Viel-zahl an denkbaren Varianten ist sie als eine allgemeine Einordnung der betrachteten Instru-mente zu verstehen; je nach konkreter Ausgestaltung oder Zielsetzung kann sich eine Bewer-tung auch verändern.\r\nFür die Bewertung wurden die folgenden Kriterien zugrunde gelegt:\r\n›\r\nEffektivität (bezogen auf Speicherfüllstände): K.o.-Kriterium\r\n›\r\nKosteneffizienz\r\n›\r\nNotwendige Anpassungen des Regulierungsrahmens\r\n›\r\nOperative Umsetzung\r\n›\r\nAufwand Kontrolle/Monitoring\r\n›\r\nAbgrenzung und Anzahl der Verpflichteten\r\n›\r\nMarktrollenkonformität / Einhaltung der Unbundlinggrenzen\r\n›\r\nAuswirkungen auf den Speichermarkt\r\n›\r\nAuswirkungen auf Marktpreisbildung und Marktverhalten\r\nSeite 19 von 32\r\n4.2 Strategische Reserve\r\nBei der strategischen Reserve hält eine zentrale Instanz eine bestimmte Gasmenge dauerhaft in Gasspeichern vor und diese wird nur unter zuvor definierten Bedingungen eingesetzt.\r\nZielsetzung\r\nZiel einer strategischen Reserve ist es, die Handlungsfähigkeit zu Beginn von Krisen-/Notfallsi-tuationen zu gewährleisten, indem dediziert dafür vorgesehene Speichermengen unverzüglich aktiviert werden können. Sie dient im Falle von Lieferengpässen zur kurzfristigen und kurzzei-tigen Überbrückung bis zur Wirksamkeit von Maßnahmen des Bundeslastverteilers (BLastV). Auslöser können insbesondere der Ausfall von technischer Infrastruktur oder von Liefermen-gen sein (physischer Engpass aufgrund unvorhergesehener, kurzfristiger Entwicklungen).\r\nDie Bundesnetzagentur in ihrer Rolle als Bundeslastverteiler hat in einer Gasmangellage und bei Ausrufung der Notfallstufe die Aufgabe, den lebenswichtigen Bedarf an Gas zu decken (vgl. § 1 EnSiG sowie § 1 GasSV). Das heißt, der Bundeslastverteiler muss die benötigten Gasmen-gen beschaffen bzw. den Gasverbrauch steuern, um sogenannte „Engpasszonen“ aufzulösen.\r\nDiese „Engpasszonen“ werden von den FNB gemeldet, wenn der Marktgebietsverantwortliche (das Unternehmen Trading Hub Europe, kurz THE) nicht ausreichend Gas als Regelenergie auf dem Markt beschaffen kann.\r\nDabei kann der Bundeslastverteiler verschiedene Maßnahmen abwägen, um eine Engpass-zone aufzulösen.\r\nUm zu Beginn einer solchen Krisen-/Notfallsituation sofort handlungsfähig zu sein und die ers-ten Tage zu überbrücken, ist eine strategische Reserve ein sehr gut geeignetes Instrument. Da-bei bedarf es sowohl der Menge als auch der Leistung aus Speichern.\r\nAusgestaltung\r\n›\r\nQuantifizierung (Beispielrechnung): Spitzenlast 6 bis 6,5 TWh an einem kühlen Tag Zeitraum 6 bis 10 Tage Ausfall von Gaslieferungen in Höhe von 30 Prozent: 2 bis 2,5 TWh\r\nErgebnis: Strategische Reserve in Höhe von 15 bis 24 TWh\r\n›\r\nAuswahl\r\nFür die Auswahl der Speicherkapazitäten gibt es verschiedene Ansätze, deren Vor- und Nachteile noch genauer abzuwägen sind. Denkbare Ansätze sind beispielsweise: Verteilung der Speicheranlagen auf verschiedene Regionen gemäß ihrer Notwendigkeit in verschiedenen Ausfallszenarien (z. B. Ausfall Importroute, Ausfall zentraler Betriebsmittel);\r\nSeite 20 von 32\r\nAufteilung auf die H-Gas-Regelenergiezonen von THE mit bedarfsgerechter Gewichtung, wie sie im Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan vorliegen; Rein kostenbasierte Verteilung über wettbewerblichen Ausschreibungsmechanismus mit oder ohne Ex-ante-Vorgabe einer regionalen Verteilung…\r\nDie o. g. Ansätze bedürfen der weiteren Bewertung. Dabei ist insbesondere auch zu beach-ten, dass Speicherbetreiber je nach Ausgestaltung von der Vorhaltung einer Reserve profi-tieren können bzw. schlechter gestellt werden.\r\n›\r\nFreigabemechanismus\r\nDurch den Bundeslastverteiler, wenn dem Marktgebietsverantwortlichen (MGV) eine marktbasierte Beschaffung von Regelenergie nicht mehr möglich ist. Es muss sichergestellt sein, dass die Freigabe nur beim Eintreten dieser Marktlage erfolgt und es keine Möglich-keit der politischen Einflussnahme gibt, um Marktpreise aus politischen Gründen zu sen-ken.\r\n›\r\nBefüllung [noch auszugestalten]\r\nDer Staat ist Eigentümer des Gases (analog Ölreserve). Die Befüllung müsste zeitlich so gestreckt werden, um Marktverzerrungen zu vermeiden.\r\n›\r\nFinanzierung\r\nAus dem Staatshaushalt\r\nDie strategische Reserve ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Hand-lungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhal-tung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf Basis einer Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen Mechanismus durch den Bundeslastverteiler erfolgt.\r\nBewertung\r\nEine strategische Reserve kann die Handlungsfähigkeit staatlicher Stellen im Knappheitsfall zeitlich begrenzt erhöhen. Beispielsweise könnte im Notfall auf diese Weise die Vorlaufzeit der Verfügungen des Bundeslastverteilers ohne Versorgungsunterbrechung überbrückt werden. Je nach Jahreszeit und Umfang der Reserve kann diese auch wesentlich länger wirken.\r\nSeite 21 von 32\r\nDem stehen direkte Kosten gegenüber, weil die benötigte Gasmenge erworben werden muss und nicht preislich abgesichert werden kann. Auch der Betrieb der für die Reserve verwende-ten Gasspeicheranlagen müsste zentral finanziert werden. Darüber hinaus fallen indirekte Kos-ten an, da dem Markt Flexibilitätsquellen entzogen werden und diese somit in Hochpreispha-sen, beispielsweise zur Belieferung der neuen Kraftwerke im Rahmen der Kraftwerksstrategie während einer Dunkelflaute, nicht mehr zur Verfügung stehen würden. Je nach Umfang der Reserve und Ausgestaltung der Rahmenbedingungen für die Beschaffung besteht bei der Be-füllung der Reserve die Gefahr marktverzerrender und preistreibender Effekte. Diese können aber reduziert werden, in dem die Befüllung der Speicher über bspw. drei Jahre erfolgt.\r\n4.3 Speicherverpflichtung\r\nBei einer Speicherverpflichtung wird Marktteilnehmern die Pflicht auferlegt, bis zu einem be-stimmten Zeitpunkt oder Zeitkorridor im Jahr eine bestimmte Menge Gas einzuspeichern bzw. eingespeichert zu halten, um eine physische Krisenvorsorge aufzubauen. Der Aufbau einer sol-chen physischen Krisenvorsorge kann – je nach Ausgestaltung – marktorientiert erfolgen.\r\nZu implementieren sind entsprechende Kontrollmechanismen (z. B. durch BNetzA und/oder MGV) sowie Art und Umfang von Sanktionierungsmaßnahmen bei Nichterfüllung.\r\nDie Verpflichtung sollte handelbar sein bzw. als Dienstleistung durch Dritte erbracht werden können.\r\nDenkbar wäre jeweils auch, die Speicherverpflichtung für andere Erfüllungsoptionen zu öffnen (bspw. Produktion, physisch abgesicherte Lieferverträge, Demand Response). Das würde aber in der Ausgestaltung jeweils eine eher untergeordnete Rolle spielen und wird daher in diesem Dokument nicht tiefergehend betrachtet.\r\nBei der konkreten Ausgestaltung einer Speicherverpflichtung ergibt sich eine Vielzahl an Vari-anten.\r\n›\r\nVarianten: Speicherverpflichtung der Marktteilnehmer\r\n\r\nLieferanten: Verpflichtung für Vertriebe, anteilig vom Verbrauch der eigenen [ge-schützten] Kunden einzuspeichern.\r\n\r\nBilanzkreisverantwortliche: Verpflichtung für alle Bilanzkreisverantwortlichen anteilig vom Verbrauch der dem Bilanzkreis zugeordneten [geschützten] Kunden einzuspei-chern.\r\n\r\nGasimporteure: Verpflichtung für Gasimporteure, anteilig von der importierten Menge einzuspeichern.\r\nSeite 22 von 32\r\n\r\nSpeicherkunden: Verpflichtung für Speichernutzer, ihre gebuchten Speicherkapazitä-ten zu einem vorgegebenen Maß auch zu nutzen, mit Erlösabsicherung für den Spei-cherbetreiber\r\n›\r\nVarianten: Speicherverpflichtung der Infrastrukturbetreiber\r\n\r\nNetzbetreiber: Verpflichtung für Netzbetreiber, die Befüllung von Speichern sicherzu-stellen\r\n\r\nSpeicherbetreiber: Verpflichtung für Speicherbetreiber, Füllstand in Höhe von x Pro-zent ihrer Speicheranlagen sicherzustellen\r\nGrundsätzlich sind die letztgenannten Marktrollen nicht als Adressaten einer Speicherver-pflichtung geeignet, da Unbundlinggrenzen überschritten würden und die Infrastrukturbetrei-ber keine Gasmengen haben oder handeln. Es wäre darüber hinaus ineffizient, da die erfor-derlichen Funktionen in den Unternehmen erst aufgebaut werden müssten. Diese Varianten werden daher nicht weitergehend bewertet.\r\nBewertung der Varianten Speicherverpflichtung der Marktteilnehmer zur Absicherung von akuten Notfallsituationen und Extremereignissen in der Übersicht\r\nLieferantenverpflichtung\r\nVerpflichtung für Vertriebe, anteilig vom Verbrauch der eigenen [geschützten] Kunden einzuspeichern\r\nAnzahl der Verpflichteten: rd. 900\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\ngeringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nsehr hoher Aufwand für die operative Umsetzung sehr hoher Aufwand für Kontrolle und Monitoring Gefahr negativer Effekte auf die Wettbewerbsintensität im Lieferanten-markt\r\nDimensionierung müsste den Verbrauch geschützter Kunden überstei-gen, um überhaupt zusätzliche Einspeicherung anzureizen. Nachteile würden sich signifikant erhöhen, wenn die Verpflichtung auch für RLM-Mengen gelten würde.\r\nSeite 23 von 32\r\nBKV-Verpflichtung\r\nVerpflichtung für alle Bilanzkreisverantwortlichen, anteilig vom Verbrauch der dem Bilanz-kreis zugeordneten [geschützten] Kunden einzuspeichern.\r\nUntervarianten: alle Kunden oder nur SLP-Kunden\r\nAnzahl der Verpflichteten: rd. 400 (nur SLP-BKV)\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\nIdentifikation der Verpflichteten einfach geringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nhoher Aufwand für operative Umsetzung, Kontrolle und Monitoring\r\nImporteursverpflichtung\r\nVerpflichtung für Gasimporteure, anteilig von der importierten Menge einzuspeichern.\r\nAnzahl der Verpflichteten: offen, abhängig von der Definition der Importeurs-Eigenschaft im Kontext der Verpflichtung\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\ngeringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nsehr negative Einflüsse für Attraktivität des nationalen Gasmarkts negative Einflüsse auf Transit-Flüsse\r\nSeite 24 von 32\r\nSpeicherkunden mit erlössichernder Umlagefinanzierung für Speicherbetreiber\r\nVerpflichtung für Speichernutzer, ihre gebuchten Speicherkapazitäten zu einem vorgege-benen Maß auch zu nutzen; Speicherbetreiber verauktionieren ihre Kapazitäten; bei Aukti-onserlös unter den erlaubten Kosten wird ausgeglichen und per Umlage finanziert (in Anlehnung an das französische Modell; zu berücksichtigen ist, dass die Ausgangssituati-onen in Deutschland und Frankreich beispielsweise hinsichtlich der Anzahl der Speicherbe-treiber etc. unterschiedlich sind)\r\nAnzahl der Verpflichteten: gering (Speicherkunden plus Speicherbetreiber)\r\nEffektivität\r\nmittel bis hoch\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel (Kosten für Erlösabsicherung / Umlage)\r\nVorteile\r\nAufwand Kontrolle/Monitoring geringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung\r\nNachteile\r\nnotwendige Anpassungen des Regulierungsregimes (Vollregulierung der Speicher und Einführung Umlagesystem)\r\nEine solche Regulierung kann dazu führen, dass nicht-erlösgesicherte Speicher im Wettbewerb gegenüber erlösgesicherten Speichern chan-cenlos werden.\r\nRegulierungsrisiko/Vielzahl offener Fragen bei konkreter Ausgestaltung\r\nDie Auswirkungen eines Speicherregulierungsmodells, welches an das französische Regime an-gelehnt ist, lassen sich nicht vollständig bewerten, da es verschiedene Ausgestaltungsvarian-ten gibt. Allerdings ergeben sich bereits auf dieser Ebene verschiedene Fragestellungen, wel-che die Komplexität und mögliche Problemstellungen veranschaulichen; beispielsweise:\r\n›\r\nWerden alle deutschen Speicher von der Regulierung erfasst und damit kostenreguliert oder nur bestimmte?\r\n›\r\nNach welchen Kriterien wird ggf. eine Auswahl getroffen bzw. das zu erfassende Ar-beitsgasvolumen (AGV) festgelegt?\r\n›\r\nWerden einheitliche Erlöse für alle Speicherbetreiber, bezogen auf das jeweilige AGV, ermittelt? Oder wird jeder Speicherbetreiber kostenbasiert betrachtet?\r\n›\r\nFalls kostenbasierte Erlöse pro Speicherbetreiber ermittelt werden, wie werden Anreize zur Kosteneinsparung gesetzt? Wie werden vorherige Investitionen eines Speicherbe-treibers zur Kosteneinsparung und Effizienzverbesserung berücksichtigt?\r\n›\r\nWie werden variable Energiekosten berücksichtigt?\r\nSeite 25 von 32\r\nAußerdem ist zu beachten, dass im französischen Modell in seiner Logik eine Befüllpflicht für gebuchte Speicherkapazitäten für den Speicherkunden besteht und bei nicht ausreichender Buchung von Speicherkapazitäten als last resort ein anderer Akteur für die Buchung und an-schließenden Befüllung verantwortlich ist. (Anmerkung: In Frankreich wäre das der Speicher-betreiber selbst. Denkbar wäre alternativ die Vermarktung von Speicherkapazitäten zu negati-ven Preisen.)\r\nBewertung\r\nDie qualitative Bewertung zeigt, dass nicht eine Marktrolle zu identifizieren ist, die der ide-ale zu Verpflichtende wäre, um Notfallsituationen und Extremereignisse abzusichern. Bei allen Marktrollen zeigen sich neben einzelnen Vorteilen unterschiedliche Nachteile.\r\nAlle Speicherverpflichtungen führen zu Mehrkosten und Marktverzerrungen, da die eingespei-cherte Menge die antizipierte Nachfrage ggf. übersteigt. Das bedeutet je nach Ausgestaltung, dass Preise im Spätwinter tendenziell gedrückt werden und Preise im Sommer und Frühwinter tendenziell erhöht werden. Marktliche Anreize für die Speicherbefüllung werden somit ge-schwächt, was dann wiederum die notwendige Dimensionierung und Kosten der Speicherver-pflichtung erhöht.\r\n4.4 Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) als Back up-Mechanismus/Last Resort\r\nFür eine mögliche Verpflichtung des MGV werden im Folgenden zwei verschiedene Alternati-ven betrachtet, die jeweils eine Weiterentwicklung des Status Quo darstellen.\r\nGegen eine unveränderte Beibehaltung des Status Quo sprechen insbesondere die seit der Einführung der Speichergesetz-Regelungen im Jahr 2022 aufgetretenen marktverzerrenden Effekte, deren Wiederholung es bei der Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens drin-gend zu vermeiden oder mindestens zu reduzieren gilt.\r\nUrsächlich dafür waren im Wesentlichen:\r\n›\r\nStarre, speicherscharfe Füllstandsvorgaben in Kombination mit einem implizierten Au-tomatismus bzgl. Eingreifen des MGV\r\n›\r\nAuseinanderfallen des gesetzlichen Wortlauts und der praktischen Anwendung: Intrans-parenz bzgl. der konkreten Entscheidungskriterien für ein Tätigwerden des MGV führte zu Fehlannahmen im Markt bzgl. Wahrscheinlichkeit und Umfang des Eingreifens durch den MGV\r\nSeite 26 von 32\r\n›\r\nEnge – und aufgrund der speicherscharfen Füllstandsvorgaben ausrechenbare – zeitli-che Restriktionen für eine Speicherbefüllung durch den MGV, welche eine Kostenopti-mierung in der Beschaffung einschränken (MGV als „desperate buyer“)\r\n›\r\nEin auf den marktlich gebildeten Speicherentgelten aufsetzendes reguliertes Entgelt für Eigenbuchungen durch den MGV, welches bei sinkenden Sommer-Winter-Spreads den Anreiz zur marktlichen Verauktionierung von Speicherkapazitäten durch die Speicher-betreiber reduziert\r\nDie hohen historischen Kosten, die das Speichergesetz bisher verursachte, bleiben bei der Be-wertung eines künftigen Mechanismus außer Betracht, da diese in wesentlichen Teilen auf die damaligen Umstände zurückzuführen sind (v. a. kurzfristige Einführung parallel zur bestehen-den Krise und der damit einhergehenden Preissituation, fehlender Terminmarktzugang des MGV etc.).\r\nWeiterhin hat sich die gesetzlich vorgesehene Stufenlogik teilweise als in der Praxis nicht sinn-voll umsetzbar erwiesen (Stufe 2) und das Nebeneinander von Stufe 1 und Stufe 3 zur Lösung desselben Grundproblems bringt unnötige Komplexität und Ineffizienzen in der Umsetzung mit sich.\r\n›\r\nVariante 1: Beanreizung der marktlichen Speicherbefüllung durch Ausschreibung von strategischen Befüllungsinstrumenten\r\n\r\nAus dem heutigen Speichergesetz-System bleibt lediglich die sog. Stufe 1 erhalten, d. h. der MGV schreibt analog des heutigen § 35c Abs. 1 EnWG bei Bedarf strategische Befül-lungsinstrumente als Anreiz für die marktliche Speicherbefüllung aus, wird jedoch nicht selbst zwecks Speicherbefüllung tätig.\r\n\r\nDie zum Einsatz kommenden Befüllungsinstrumente werden transparent und diskrimi-nierungsfrei ausgeschrieben. Die Erarbeitung des Produktdesigns erfolgt unter frühzeiti-ger Einbindung der betroffenen Marktteilnehmer (insbesondere potenzieller Anbieter und Speicherbetreiber).\r\n\r\nAuf die bisherigen Füllstandsvorgaben des § 35b EnWG kann in diesem Modell verzich-tet werden – es handelt sich um einen reinen Anreizmechanismus, der nur bei Bedarf genutzt wird und dessen Ausschreibungsvolumen situativ an die Füllstandssituation im Ausschreibungszeitpunkt angepasst wird.\r\nSeite 27 von 32\r\n›\r\nVariante 2: MGV als Befüller of last resort\r\n\r\nAus dem heutigen Speichergesetz-System bleibt lediglich die sog. Stufe 3 erhalten, d. h. die Rolle des MGV erstreckt sich nicht auf das Anreizen marktlicher Einspeicherungen, sondern beschränkt sich auf die Rolle eines „Befüllers of last resort“, der bei Bedarf ein-springt, um die für erforderlich gehaltenen Speicherfüllstände gesichert zu erreichen.\r\n\r\nVoraussetzung dafür ist bei gebuchten, aber nicht befüllten Speicherkapazitäten wie heute ein UIOLI-Mechanismus, über den auch die Speicherbetreiber mit eigenen Pflich-ten an dem System mitwirken müssen. Speicherkapazitäten, die gar nicht erst gebucht sind, können wie heute durch den MGV selbst gebucht werden (sog. „Eigenbuchung“).\r\n\r\nDie Entscheidungskriterien für ein Tätigwerden des MGV werden in der gesetzlichen Re-gelung klar beschrieben und die UIOLI-Vorgaben darauf zugeschnitten.\r\n\r\nDas Eigenbuchungs-Entgelt wird stärker an den dem Speicherbetreiber tatsächlich ent-stehenden Kosten orientiert.\r\n\r\nSämtliche vertretbaren Spielräume zur Erweiterung der Flexibilität des MGV in der Be-schaffung von Speichermengen werden ausgenutzt (z. B., indem der MGV auch zeitlich nachgelagert zum restlichen Markt befüllen kann, Eigenbuchungen mit mehr Vorlauf ge-tätigt werden etc.).\r\n\r\nZu prüfen wäre, ob und wenn ja, in welcher Form für ein solches System weiterhin dedi-zierte Füllstandsvorgaben benötigt werden. Sofern dies zur praktischen Handhabung un-vermeidbar ist, müsste gesetzlich klargestellt sein, in welchen Fällen und für wen eine Verfehlung der Füllstandsvorgaben jeweils welche Konsequenzen hat (z. B. Verzicht auf UIOLI, wenn der MGV ohnehin nicht tätig werden soll etc.).\r\nBeiden Varianten gemeinsam ist, dass der MGV – im Gegensatz zu einer Verpflichtung der obi-gen Marktteilnehmer – nur aktiv wird, wenn die Gasspeicher im normalen Marktgeschehen nicht rechtzeitig oder nicht ausreichend befüllt werden („Backup-Funktion“).\r\nDas Eingreifen des MGV unterliegt keinem Automatismus, sondern es gilt die Prämisse, dass es sich um eine Kann-Regelung handelt, nach der ein Tätigwerden des MGV eine entspre-chende Anweisung durch BNetzA und BMWE voraussetzt – es ließe sich darüber durch die Be-hörden steuern, ob und wenn ja, wann und in welchem Umfang der MGV eingreift (z. B. nur dann und in dem Umfang, wie es erforderlich ist, um etwaige Speicherfüllstandsvorgaben auf EU-Ebene einzuhalten).\r\nSeite 28 von 32\r\nBeide Varianten würden ferner durch ein Speichermonitoring-System mit Meldepflichten der Speicherbetreiber an die BNetzA ergänzt, das bzgl. Umfang und Zeitpunkt bzw. Frequenz der Meldungen jeweils auf die Logik der jeweiligen Variante zugeschnitten wäre.\r\nDie Finanzierung dieser Versorgungssicherheitsaufgaben des MGV müsste bzw. könnte analog Speichergesetz über eine Umlage oder aus Haushaltsmitteln erfolgen.\r\nBewertung\r\nDiese Optionen sind eine Fortentwicklung der heute gültigen Regelungen. Die Erfahrungen der letzten Jahre führen hier zu Verbesserungen, die die Gesamtkosten drücken könnten.\r\nDie Problematik der vergangenen Jahre, dass kurzfristige Entscheidungen der Behörden zu sig-nifikanten Marktverzerrungen führen und möglicherweise die Erwartung eines staatlichen Ein-griffs zu Zurückhaltung bei den Marktteilnehmern bei der Einspeicherung führt, bleibt im We-sentlichen bestehen.\r\nSeite 29 von 32\r\nZusammenfassung / Bewertungen in der Übersicht\r\n›\r\nStrategische Reserve\r\n\r\nZur Absicherung von akuten Krisen-/Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen ein sehr gut geeignetes Instrument\r\n\r\nDirekte Kosten plus indirekte Kosten durch Entzug von Flexibilitäten\r\n›\r\nSpeicherverpflichtung\r\n\r\nEs ist nicht eine Marktrolle zu identifizieren, die der ideale zu Verpflichtende wäre. Bei allen Marktrollen zeigen sich neben einzelnen Vorteilen unterschiedliche Nach-teile.\r\n\r\nAlle Speicherverpflichtungen führen zu Kosten und Marktverzerrungen; marktliche Anreize für die Speicherbefüllung werden geschwächt.\r\n›\r\nMGV als Back up-Mechanismus / Last Resort\r\n\r\nFortentwicklung der gültigen Regelungen; Verbesserungen können Gesamtkosten senken\r\n\r\nGefahr signifikanter Marktverzerrungen durch kurzfristige Entscheidungen der Be-hörden und in Erwartung eines staatlichen Eingriffs bleiben im Wesentlichen beste-hen\r\n5 Handlungsempfehlung\r\nIm März bzw. Ende 2027 laufen die aktuellen Regelungen zu Gasspeicherfüllstandsvorgaben auf nationaler und europäischer Ebene aus. Daher ist in 2026 der rechtliche Rahmen für „post 2027“ zu gestalten. Zudem ist auch zu prüfen, ob der marktliche Rahmen für Gasspeicher in der „Neuen Normalität“ weiterhin funktioniert.\r\nUm akute Notfallsituationen und vom Markt nicht antizipierbare Extremereignisse wie bei-spielsweise den ungeplanten Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen oder einen geopolitisch bedingten Lieferstopp auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen absichern zu können, kommt der BDEW auf Basis der Analyse der veränderten Versorgungssituation, einer Differenzierung der Absicherungsfälle und Risiken sowie der qualitativen Bewertung unterschiedlicher Instru-mente zu folgender Handlungsempfehlung:\r\nSeite 30 von 32\r\n›\r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute beschreibt, haben insbesondere geopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität erlangt. Der ungeplante Aus-fall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Im-portquellen ist nicht mehr undenkbar; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extremer Kälte.\r\n›\r\nEin stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energie-versorgung.\r\n›\r\nVor dem Hintergrund eines gut funktionierenden Gasmarktes und ausreichend vorhande-nen Gasmengen auf den globalen Märkten, ist eine kosteneffiziente, stabile und sichere Gasversorgung in einem \"Normalwinter\" Aufgabe der Unternehmen. Und auch ungewöhn-lich kalte Temperaturen sind zu einem weiten Teil gut bewältigbar.\r\n›\r\nDie Marktkräfte und bestehenden Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, wenn unerwartete Risiken sich materialisieren und externe Schocks auftreten. Bei der Vorsorge für Extremsituationen können Märkte versagen, da sie nicht auf die Bereitstellung von öf-fentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen Extremereignissen ausgerichtet sind. Das ist Staatsaufgabe. Solche Risiken werden nicht vollumfänglich vom Markt antizipiert und eingehegt.\r\n›\r\nGasspeicher sind wesentlicher Bestandteil der Energieinfrastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\n›\r\nIn jedem Fall muss der Staat das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entschei-den, ob und in welchem Umfang eine Versicherungslösung implementiert oder das Risiko mit hohem Schadenspotential im Eintrittsfall eingegangen wird.\r\n›\r\nDiese Abwägung muss bezüglich der beiden Absicherungsfälle stattfinden 1) um die akute Handlungsfähigkeit in einem Krisen-/Notfall zu gewährleisten sowie 2) zur Vorsorge für Extremereignisse.\r\n›\r\nDaneben ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentli-che Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Diese ist nicht nur eine Frage der verfügba-ren Gasmengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. Daher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss.\r\n›\r\nWeiterhin sind ebenfalls gesetzliche Regelungen erforderlich, wie mit geplanten Stilllegun-gen von Gasspeichern verfahren wird (z. B. Ankündigungspflicht etc.) bzw. wie ein\r\nSeite 31 von 32\r\nwirtschaftlicher Weiterbetrieb von Erdgasspeichern aus Gründen der Versorgungssicher-heit ermöglicht werden kann.\r\n›\r\nAnforderungen an einen staatlichen Eingriff zur Absicherung von akuten Notfallsituatio-nen und nicht antizipierbaren Extremereignissen\r\n•\r\nBestehende Füllstandsvorgaben nicht verlängern: Die Füllstandsvorgaben für Gasspei-cher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Die Entwicklungen in den letzten drei Jahren zeigen jedoch, dass starre gesetzliche Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher langfristig nicht zielführend sind. Dauerhafte, staatliche Vorgaben zu Speicherfüllständen und Speicherreserven stehen im Wechselspiel mit marktbasierten Mechanismen und bergen immer das Risiko, eine effi-zientere Optimierung zu beeinträchtigen.\r\n•\r\nStaatlichen Markteingriff auf ein Ziel ausrichten: Ein staatlicher Eingriff muss dabei grundsätzlich auf ein konkretes Ziel – hier Versorgungssicherheit im Sinne der Absiche-rung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen – ausge-richtet sein.\r\n•\r\nStaatlichen Markteingriff auf ein Instrument für dieses Ziel begrenzen.\r\n•\r\nDas gewählte Instrument muss mit einem präzise formulierten Ziel und klaren Einsatz-regeln unterlegt und geeignet sein, unmittelbare Wirkung zu entfalten.\r\n•\r\nDie strategische Reserve erfüllt als Instrument am ehesten die Anforderungen zur Ab-sicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen.\r\n•\r\nEs ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Handlungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhaltung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf Basis ei-ner Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen Mechanismus durch den Bundeslastverteiler erfolgt. Bei der Dimensionierung müssen die erwartbaren direkten und indirekten Kosten berücksichtigt werden.\r\nEinspeicherverpflichtungen anderer Marktteilnehmer (Speicherkunden, Lieferanten, BKVs, Infrastrukurbetreiber) sind bei einer strategischen Reserve, die zur Absicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen dient, nicht sinnvoll.\r\nSeite 32 von 32\r\nEs bedarf der weiteren Ausgestaltung einer strategischen Reserve in Hinblick auf Quantifizie-rung, Auswahl, Befüllung, Finanzierung und Freigabemechanismus. Der BDEW erarbeitet hier-für derzeit konkrete Vorschläge.\r\nDarüber hinaus ist auch die Situation der Gasspeicher mit den Fragen eines wirtschaftlichen Betriebs und zukünftig erforderlichen Speicherkapazitäten von hoher Relevanz. Auch hierzu ist der BDEW derzeit in der Analyse, um Inkonsistenzen aufzuzeigen und Empfehlungen für einen konsistenten und langfristigen Rahmen für Gasspeicher abzuleiten.\r\nFür einen ganzheitlichen Blick auf die verschiedenen Stränge der energiewirtschaftlichen Resi-lienz sei auf das BDEW-Diskussionspapier „Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe“ hingewiesen. Das Diskussionspapier erörtert wirtschaftliche, systemische und opera-tive Aspekte für ein resilientes Energiesystem und zeigt die Forderungen der Energiewirtschaft für die Stärkung der Resilienz in einzelnen Bereichen des Energiesystems auf.\r\nBei der Sicherung der Anlagen und der Infrastruktur geht es sowohl um Prävention als auch um die Verbesserung der Reaktion auf Ausfälle, für die jetzt diverse rechtliche Vorgaben ange-passt werden müssen. BDEW zeigt im 10-Punkte-Papier zur Stärkung der Resilienz der kriti-schen Energie- und Wasserinfrastrukturen den akuten Handlungsbedarf auf."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023154","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Klimaschutzarchitektur nach 2030","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/06/c5/709659/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230029.pdf","pdfPageCount":27,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nBelgien\r\nwww.bdew.de\r\nBrüssel, 16 March 2026\r\nPosition Paper\r\nPositionspapier\r\nPost 2030 Framework\r\nEuropas Klimapolitik nach 2030: Leitplanken für die Energiewirtschaft\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 2 von 27\r\n1 Einführung ................................................................................................. 4\r\n2 Zusammenfassung ..................................................................................... 5\r\n3 Klimagesetz ............................................................................................... 8\r\n3.1 Klimaziel 2040 ................................................................................................... 8\r\n3.2 ESR: Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030 ..... 8\r\n3.3 Internationale Gutschriften .............................................................................. 9\r\n4 Emissionshandelssystem (ETS) ................................................................. 11\r\n4.1 ETS 1 ................................................................................................................ 12\r\n4.1.1 Cap, Reduktionspfad und Markstabilität ........................................................ 12\r\n4.1.2 Wettbewerbsfähigkeit und Carbon-Leakage-Schutz: ein funktionaler CBAM 13\r\n4.1.3 Erweiterung des Anwendungsbereichs und der Marktliquidität ................... 14\r\n4.1.4 Integration von Negativemissionen in den ETS 1 ........................................... 15\r\n4.2 ETS 2 ................................................................................................................ 16\r\n4.2.1 Vollständige und einheitliche Einführung des ETS 2 in der EU ....................... 16\r\n4.2.2 Preisstabilität und CO₂-Preisdämpfungsmaßnahmen .................................... 17\r\n4.2.3 Soziale Flankierung und Klimasozialfonds ...................................................... 17\r\n4.2.4 Ablösung nationaler Systeme, Auswirkungen auf die ESR ............................. 18\r\n5 Erneuerbare Energien .............................................................................. 18\r\n5.1 Erneuerbare Energien Ziel .............................................................................. 19\r\n5.2 Unterziele ........................................................................................................ 19\r\n5.3 Regulatorischer Rahmen der RED ................................................................... 20\r\n6 Flottengrenzwerte ................................................................................... 20\r\n7 Energieeffizienz ....................................................................................... 21\r\n7.1 Primärenergieverbrauch ................................................................................. 22\r\n7.2 Endenergieverbrauch und Systemeffizienz .................................................... 22\r\n7.3 Gebäudeeffizienz ............................................................................................ 23\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 3 von 27\r\n8 Flexibilisierung ........................................................................................ 23\r\n9 Governance-Verordnung .......................................................................... 24\r\n10 Energiesystem der Zukunft ...................................................................... 25\r\n10.1 Elektrifizierung ................................................................................................ 25\r\n10.2 Moleküle ......................................................................................................... 26\r\n10.2.1 RFNBO delegierter Rechtsakt ......................................................................... 26\r\n10.2.2 kohlenstoffarmer Wasserstoff ........................................................................ 27\r\n10.2.3 Infrastrukturaufbau für CO₂-Management ..................................................... 27\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 4 von 27\r\n1 Einführung\r\nDie europäische Legislaturperiode 2019 bis 2024 war ein klimapolitischer Meilenstein. Mit dem Europäischen Klimagesetz wurde Klimaneutralität für die gesamte EU rechtlich verbind-lich festgelegt: Bis 2030 müssen die Emissionen um mindestens 55 Prozent (netto: nach Abzug des Beitrags natürlicher Kohlenstoffsenken) gegenüber 1990 reduziert werden. Die deutsche Energiewirtschaft arbeitet seit vielen Jahren konsequent auf die Klimaneutralität hin und hat mit erheblichen Investitionen große Fortschritte erzielt. Die Einigung auf ein Emissionsredukti-onsziel von 90 Prozent für das Jahr 2040 ist ein weiterer wichtiger Schritt auf diesem Weg.\r\nFür Sommer und Herbst 2026 plant die Europäische Kommission Gesetzgebungsvorschläge zur entsprechenden Anpassung der EU-Ziel- und Maßnahmenarchitektur zur Erreichung des 2040-Ziels, voraussichtlich geltend für die Zeit nach 2030. Damit tritt die europäische Klimapolitik in eine neue Phase ein: Es geht nicht um eine erneute Debatte über die Ambitionshöhe, sondern um die kohärente Weiterentwicklung der bestehenden Instrumente im Lichte des 2040-Ziels.\r\nDas Fit-for-55-Paket hat bis 2030 eine sehr detaillierte Ziel- und Maßnahmenarchitektur etab-liert. Quoten, Unterziele und zahlreiche Einzelvorgaben haben Investitionssicherheit gegeben und Innovationen angestoßen. Gleichzeitig wurden hohe Komplexität, Bürokratie und teil-weise Widersprüche zwischen Vorgaben erzeugt.\r\nZwischenzeitlich haben sich die Rahmenbedingungen grundlegend verändert: Die wesentli-chen Sektoren unterliegen, wenn das Emissionshandelssystem (ETS) 2 umgesetzt sein wird, einer EU-weiten CO₂-Bepreisung, Erneuerbare Energien sind in etlichen Ländern systemprä-gend, Elektrifizierung und Moleküle ergänzen sich in der Transformation. Gleichzeitig haben sich die geopolitischen und geoökonomischen Rahmenbedingungen deutlich verschoben. Wettbewerbsfähigkeit, Standortsicherung und Resilienz sind zentrale Bewertungskriterien für die Ausgestaltung des Post-2030-Rahmens.\r\nVor diesem Hintergrund sollte die EU-Klimaschutzarchitektur durch folgende Leitlinien geprägt sein:\r\n1.\r\nETS als Rückgrat der Klimaschutzarchitektur: Das Klimaziel 2040 und der Pfad zur Kli-maneutralität sollten in erster Linie über einen verlässlichen Minderungspfad und ei-nen funktionsfähigen CO2-Preis im ETS 1 und ETS 2 umgesetzt werden. Die Weiterent-wicklung des ETS 1 darf Investitionssicherheit sowie die Wirtschaftlichkeit bereits ge-planter und realisierter Transformationsinvestitionen nicht beeinträchtigen. Gleichzei-tig müssen die mit der CO2-Bepreisung für die Industrie verbundenen Herausforderun-gen berücksichtigt werden.\r\n2.\r\nZielarchitektur konsolidieren und Unterziele gezielt einsetzen: Die hohe Regelungs-dichte des Fit-for-55-Rahmens sollte nach 2030 in eine kohärente und vereinfachte\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 5 von 27\r\nArchitektur überführt werden. Unterziele und Detailvorgaben sind nur dort beizube-halten, wo sie für Investitionssicherheit und Transformationsgeschwindigkeit unab-dingbar sind, insbesondere gilt dies für das übergeordnete Erneuerbare-Energien-Ziel oder für Ziele zum Einsatz von Wasserstoff.\r\n3.\r\nErgänzende Instrumente zur Absicherung der Zielerreichung: Begrenzte, qualitätsgesi-cherte Flexibilitätsoptionen wie CO₂-Entnahmen und internationale Gutschriften kön-nen zur Absicherung beitragen. Diese Instrumente dürfen die innereuropäische Emis-sionsminderung nicht ersetzen oder verzögern.\r\n4.\r\nElektrifizierung und klimaverträgliche Moleküle als komplementäre Transformations-pfade: Die Dekarbonisierung erfordert sowohl eine konsequente Direktelektrifizierung als auch den Einsatz klimaverträglicher Moleküle, insbesondere in schwer elektrifizier-baren Anwendungen. Beide Pfade sind komplementär und systemisch zu integrieren.\r\nDie anstehenden Gesetzgebungsvorhaben, insbesondere die Revision des EU-Emissionshan-delssystems ETS 1 sowie die Einführung des ETS 2, die Weiterentwicklung des europäischen Rahmens für CO₂-Management und CO₂-Entnahmen, die Überarbeitung der Governance- Verordnung sowie Anpassungen in den Bereichen Erneuerbare Energien und Energieeffizienz, bieten die Gelegenheit, eine konsistente Systemarchitektur zu etablieren, die Klimaschutz, Wettbewerbsfähigkeit und Versorgungssicherheit zusammendenkt.\r\nFür eine erfolgreiche Energiewende, einschließlich des für die Dekarbonisierung des Gassek-tors erforderlichen Hochlaufs der Wasserstoffwirtschaft, sind eine Reihe weiterer bürokratie-armer und den Hochlauf unterstützender Rahmenbedingungen erforderlich. Dieses Positions-papier fokussiert auf die unmittelbaren klimapolitischen Vorgaben und Instrumente. Mit ihm legt der BDEW zentrale Leitlinien für die Ausgestaltung des europäischen Klimarahmens nach 2030 vor.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) vertritt die Interessen von mehr als 2.000 Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft in Deutschland. Er wird sich auf Basis des vorliegenden Papiers in den Konsultationen zur EU-Klimaschutzarchitektur im Jahr 2026 konstruktiv einbringen.\r\n2 Zusammenfassung\r\nDer BDEW unterstützt die bestehenden europäischen Klimaschutzziele. Maßstab für den BDEW ist das deutsche Klimaschutzgesetz mit einem Emissionsreduktionsziel von minus 88 Prozent bis 2040 gegenüber 1990 ohne Senken und internationale Flexibilitäten.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 6 von 27\r\n›\r\nDie Lastenteilungsverordnung (ESR) sollte nach 2030 grundlegend reformiert werden. ETS-erfasste Sektoren dürfen nicht mehr unter die ESR fallen, für Deutschland darf keine stär-kere Belastung als beim deutschen Klimaziel erfolgen.\r\nDer Emissionshandel muss das zentrale Steuerungsinstrument bleiben. Dafür braucht es ei-nen verlässlichen industrieverträglichen Cap-Pfad und einen funktionsfähigen CO₂-Preis in li-quiden Märkten, um die Lenkungswirkung in Richtung Dekarbonisierung zu erhalten. Wettbe-werbsfähigkeit und Carbon-Leakage-Schutz müssen gewährleistet werden. Bereits getätigte Transformationsinvestitionen dürfen nicht entwertet werden.\r\n›\r\nUm das 2040-Ziel zu erreichen, müssen wichtige Parameter der EU-Klimaschutzarchitektur wie u. a. der ETS 1, ein funktionierender Carbon-Leakage-Schutz, inklusive eines wirksamen Grenzausgleichsmechanismus/Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), aber auch der ETS 2, so sichergestellt werden, dass Wettbewerbsfähigkeit und Leistbarkeit seitens der Bürger und der Wirtschaft gewährleistet sind.\r\n›\r\nFür internationale Gutschriften müssen anspruchsvolle, rechtssichere Kriterien gelten. Sie sind als Sicherheitsnetz für die Absicherung der Klimaschutzziele zu verstehen und dürfen nicht dazu führen, dass eingeschlagene Transformationspfade in Frage gestellt, verlang-samt oder anderweitig beeinträchtigt werden.\r\n›\r\nNegativemissionen und CO2-Management sind perspektivisch erforderlich, um insbeson-dere unvermeidbare Restemissionen abzusichern und die Klimaneutralität zu erreichen. Dabei sind strenge Qualitätskriterien anzulegen. Eine Integration in den ETS ist zu prüfen.\r\n›\r\nAus Sicht des BDEW sollte eine Erweiterung des ETS-Systems auf zusätzliche Sektoren und Prozesse vorrangig gegenüber einer Aufweichung des Cap oder des Reduktionspfads ge-prüft werden.\r\n›\r\nDarüber hinaus sollte die EU-Kommission ihre Anstrengungen für ein Linking mit vergleich-baren „Cap & Trade“ Systemen anderer Länder und Regionen im Einklang mit Artikel 25 der ETS-Richtlinie deutlich verstärken und damit auch die Harmonisierung globaler Anstren-gungen vorantreiben.\r\n›\r\nDer ETS 2 darf nicht weiter verzögert werden und muss spätestens 2028 EU-weit vollstän-dig und einheitlich starten. Zusätzliche Verzögerungen oder Fragmentierungen würden Wirksamkeit und Binnenmarkt gefährden. Preisstabilisierung muss strikt regelbasiert, transparent und mengenbegrenzt sein. Soziale Abfederung soll vor allem über die zielge-richtete Verwendung der Einnahmen und den Klimasozialfonds erfolgen, nicht über eine dauerhafte Schwächung des CO₂-Preissignals.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 7 von 27\r\nEin verbindliches EU-Erneuerbaren-Gesamtziel bleibt nach 2030 ein zentraler Investitionsan-ker und stärkt Resilienz und Souveränität. Strom aus erneuerbaren Quellen kann die Resilienz des Energiesystems stärken, Treibhausgasemissionen und Energiekosten senken und die Ener-gieeffizienz langfristig erhöhen. Gleichzeitig sollte die Zielarchitektur entschlackt werden, um unnötige Komplexität und Regulierungslast zu senken und Unternehmen mehr Flexibilität bei der Umsetzung zu geben. Unterziele sollten nur dort verbindlich fortgeführt werden, wo sie für die Planungs- und Investitionssicherheit einen klaren Mehrwert liefern.\r\n›\r\nDirektelektrifizierung ist zentrale „No-regret-Option“ zur Emissionsminderung. Dazu braucht es geeignete Reformen für wettbewerbsfähige Strompreise, die Steuern, Abgaben und Umlagen konsequent senken. Gleichzeitig ist an vielen Stellen, etwa aufgrund stoffli-cher Anforderungen, logistischer Restriktionen oder begrenzter Netzkapazitäten, der Ein-satz von Molekülen effizient und teilweise dauerhaft unabdingbar. Elektrifizierung und Mo-leküle sind daher keine Gegensätze, sondern komplementäre Elemente eines integrierten Energiesystems.\r\n›\r\nFür eine nachhaltige und kosteneffiziente Transformation sind erneuerbare und kohlen-stoffarme Gase wichtige Bausteine. Grüner und kohlenstoffarmer Wasserstoff sowie Bio-gas und Biomethan sind dort unverzichtbar, wo direkte Elektrifizierung an Grenzen stößt. Dafür müssen Regulierung und Rahmenbedingungen für grünen und kohlenstoffarmen Wasserstoff so angepasst werden, dass Investitionssicherheit entsteht.\r\n›\r\nVerbindliche Elektrifizierungsquoten lehnt der BDEW aufgrund von methodischer Unklar-heit, neuer Zielkonflikte und Bürokratie ab.\r\n›\r\nEnergieeffizienz bleibt eine wichtige Säule der Dekarbonisierung, der BDEW spricht sich jedoch gegen bindende Ziele und somit für eine indikative Fortführung aus. Die EU-Ener-gieeffizienzrichtlinie (EED) ist entsprechend zu vereinfachen.\r\n›\r\nEin Erneuerbaren-dominiertes System braucht mehr flexible Erzeugung, Last, Speicher und systemdienliche Technologien. Wo Marktpreise nicht reichen, sind wettbewerbliche, technologieneutrale Kapazitätsmechanismen möglich. Elektrolyseure bilden einen wichti-gen Eckpfeiler der Flexibilität des Energiesystems.\r\nAnpassungen der Flottengrenzwerte dürfen nicht die Investitionssicherheit gefährden. Eine kohärente Paketlösung mit klarer Priorität für die Elektromobilität ist aus BDEW-Sicht der rich-tige Ansatz. Der Kommissionsvorschlag zu einer Regulierung für saubere Unternehmensflotten kann hier ein wichtiger Baustein sein.\r\nMit der stärkeren Rolle von ETS 1 und ETS 2 sinkt die Notwendigkeit paralleler Emissionssteue-rung über die ESR. Nationale Energie- und Klimapläne (NECPs) sollten im Rahmen der\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 8 von 27\r\nGovernance-Verordnung zwar weiter als Instrument verankert sein, jedoch optimiert und eu-ropaweit möglichst harmonisiert werden.\r\n3 Klimagesetz\r\n3.1 Klimaziel 2040\r\nDer BDEW unterstützt die europäischen Klimaschutzziele. Maßstab ist dabei das deutsche Kli-maschutzgesetz mit seiner Zielvorgabe von minus 88 Prozent bis 2040 (ohne Senken und in-ternationale Flexibilitäten).\r\nDer Erhalt und die Stärkung der industriellen Wettbewerbsfähigkeit müssen dabei zentraler Parameter sein. Der Fokus muss auf konkreten Maßnahmen sowie auf Planungs- und Investiti-onssicherheit in einem funktionierenden Markt liegen, nicht auf permanent neuen Zieldebat-ten. Das bedeutet zum einen, dass Revisionsklauseln nicht dazu genutzt werden dürfen, die Ambitionshöhe des Ziels fortlaufend infrage zu stellen. Es bedeutet zum anderen auch, dass es keinesfalls zu einer weiteren Verschiebung von Emissionsminderungsanforderungen auf die ETS 1 Sektoren mangels Zielerfüllung anderer Sektoren kommen darf. Ein Review muss klaren und im Voraus bekannten Kriterien folgen, sich auf robuste wissenschaftliche Erkenntnisse stützen und vorrangig dazu dienen, Instrumente und Maßnahmen anzupassen, statt die grundlegenden Zielgrößen zu verändern und damit Unsicherheiten zu schüren. Es ist somit in-strumenten-, nicht zielbezogen auszugestalten. Nur wenn Richtung und Ambitionsniveau des Klimaziels verlässlich sind, können Unternehmen langfristige Investitionen planen und Trans-formationspfade stabil umsetzen.\r\n3.2 ESR: Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030\r\nDas europäische Klimagesetz sieht vor, dass Kosteneffizienz und Solidarität als Teil der Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030 unter Berücksichtigung der je-weiligen nationalen Gegebenheiten bei der Fortführung der Effort Sharing Regulation (ESR) zu berücksichtigen sind.\r\nMit der Einführung des ETS 2 ab 2028 verbleiben lediglich die Sektoren Landwirtschaft (welche im Wesentlichen durch die LULUCF-Regulierung abgedeckt wird) und „Sonstige“ als wesentli-cher Regelungsinhalt für die ESR. Aus Sicht des BDEW sollte idealerweise mit Einführung des ETS 2, spätestens jedoch ab 2030, die ESR – wenn überhaupt – nicht in der bestehenden Form mit einzelspezifischen Mitgliedstaatenvorgaben fortgeführt werden. Sollte eine Fortführung der bestehenden Systematik dennoch erfolgen, so sind folgende Aspekte für die Zeit nach 2030 zwingend zu berücksichtigen:\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 9 von 27\r\n1.\r\nEs darf keine automatische „proportionale“ Fortschreibung der Mitgliedstaatenziele der ESR für 2030 bis 2040 zu Lasten Deutschlands erfolgen.\r\n2.\r\nEs ist eine Neubewertung der Vermeidungskosten und -potenziale in den Mitgliedstaa-ten und des Konzepts von „Kosteneffizienz und Solidarität“ nach geltender ESR für die Zeit nach 2030 erforderlich.\r\n3.\r\nEs darf keine Fortführung der Flexibilitätsmöglichkeit für bestimmte Mitgliedstaaten nach Verringerung von EU-ETS-Zertifikaten (Art. 6 ESR) zu Lasten Deutschlands und der vom EU-ETS erfassten Aktivitäten vorgesehen werden.\r\n4.\r\nVom ETS 2 erfasste Brennstoffemissionen sind aus dem ESR-Anwendungsbereich (un-ter Berücksichtigung des nationalen Opt-in weiterer Emissionen) herauszunehmen.\r\n5.\r\nDer Brennstoffeinsatz in landwirtschaftlichen Feuerungsanlagen sollte EU-weit in das ETS 2 aufgenommen werden.\r\n6.\r\nEs ist ein kohärenter EU-weiter Ansatz zur Emissionsminderung in der Abfallwirtschaft (einschließlich Abfallverbrennung) ohne Carbon-Leakage-Risiko und Fehlanreizen für Deponierung erforderlich.\r\n7.\r\nAnstelle einer „residualen ESR“ sollten die nicht von der EU-weiten CO₂-Bepreisung er-fassten Emissionen verstärkt über komplementäre EU-weite Instrumente adressiert werden (technische Standards, Agrarpolitik, Kreislaufwirtschaft etc.).\r\n8.\r\nDas Ziel der Klimaneutralität erfordert eine frühe EU-weite Integration von Negative-missionen in Form von Carbon Removal Credits (CDR) von Anlagen mit einer dauerhaf-ten Speicherung des CO2 in das ETS sowie weitere unterstützende Maßnahmen, u. a. der Integration von Emissionsvermeidungszertifikaten, um den Hochlauf der Technolo-gien sicherzustellen.\r\n3.3 Internationale Gutschriften\r\nEin zentrales Element der Änderung des Europäischen Klimagesetzes ist die geplante Nutzung Art.-6.4(PA)-konformer internationaler Gutschriften als eine ergänzende Absicherung inner-halb des bestehenden Zielrahmens. Diese Gutschriften beruhen auf Emissionsminderungen oder zusätzlichen Entnahmen in anderen Teilen der Welt und können dazu genutzt werden, THG-Emissionen in der EU auszugleichen. Vorgesehen ist, dass für das europäische 2040-Ziel internationale Gutschriften bis zu einem Umfang von 5 Prozentpunkten der Netto-Emissionen der EU im Jahr 1990 auf die europäischen Emissionsminderungsziele bis 2040 bzw. die Minde-rungsanstrengungen der Mitgliedstaaten angerechnet werden können.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 10 von 27\r\nInternationale Gutschriften können zu einer global tieferen Durchdringung von Klimaschutz-maßnahmen und in der Folge -ambitionen führen. Angesichts der Erfahrungen mit früheren Mechanismen müssen diese Gutschriften anspruchsvoll, rechtssicher und überprüfbar sein. Zertifikate mit minderer Qualität dürfen die tatsächliche Transformation in der EU nicht ver-drängen, sondern dienen als Sicherheitsnetz für schwer oder nicht vermeidbare Emissionen.\r\nArtikel 6 des Pariser Abkommens bietet eine geeignete Grundlage für einen neuen Anlauf. Ausgehend von der Beschlusslage der COP 29 und der daran anknüpfenden weiteren Ausar-beitung der Umsetzungsregeln im Rahmen der internationalen Verhandlungen kann eine sig-nifikante europäische Nachfrage den entscheidenden Hebel für den Hochlauf eines solchen internationalen Kohlenstoffmarktes insbesondere für hochwertige und rechtssichere Sen-kenzertifikate bilden.\r\nDer BDEW steht der Anrechenbarkeit internationaler Gutschriften unter den folgenden Vo-raussetzungen offen gegenüber:\r\n1.\r\nDie Nutzung internationaler Projektgutschriften durch die EU-Kommission oder die Mitgliedstaaten sollte vorrangig der Zielerreichung dienen und optimal erst nach Aus-schöpfen aller inländischen Flexibilitäten ermöglicht werden („Sicherheitsnetz“).\r\n2.\r\nEine Nutzung von internationalen als auch heimischen Gutschriften im ETS darf nicht zu einer faktischen Aufweichung von Cap und Reduktionspfad führen. Nur so kann ein fairer Wettbewerb zwischen Maßnahmen sichergestellt werden, die innerhalb und au-ßerhalb der EU realisiert werden.\r\n3.\r\nEine Anrechnung sollte nicht nur bis 2040, sondern auch über 2040 hinaus zur Absiche-rung des Pfades hin zum Klimaneutralitätsziel vorgesehen werden.\r\n4.\r\nDie Einbindung von Gutschriften darf nicht dazu führen, dass eingeschlagene Transfor-mationspfade in der Industrie hin zu Wasserstoff in Frage gestellt, verlangsamt oder anderweitig beeinträchtigt werden.\r\n5.\r\nEine faire Allokation des Beitrags bzw. der Nutzung über alle Sektoren und Mitglied-staaten einschließlich CO₂-Märkte sowie Land-, Abfall- und Abwasserwirtschaft ist vor-zunehmen.\r\n6.\r\nAls mögliche Kriterien für die Hochwertigkeit sollte für dauerhafte Kohlenstoffsenken als Mindestanforderung die Einhaltung des europäischen Zertifizierungsrahmens (CRCF) gefordert werden. Für Emissionsreduktionen sollten die „Do not significantly harm (DNSH)“-Kriterien der EU-Taxonomie beachtet werden. Es sollten nur neue zu-sätzliche Gutschriften und keine verbleibenden Restkontingente aus dem CDM- Mechanismus genutzt werden.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 11 von 27\r\n7.\r\nBei der Überprüfung, Nachjustierung und Umsetzung der einschlägigen Rechtsvor-schriften und europäischen Klimaschutzinstrumente sollte keine ex-ante Berücksichti-gung des möglichen Beitrags internationaler Projektgutschriften erfolgen.\r\n8.\r\nIn Ergänzung hierzu sind stabile Energiepartnerschaften zur Verwirklichung bilateraler Projekte erforderlich (z. B. im Gas- und Wasserstoffsektor).\r\nDie Nutzung von internationalen Gutschriften zur Erfüllung der Abgabeverpflichtung im EU-ETS sollte daher nur bei der anstehenden Überarbeitung der Emissionshandelsrichtlinie (Richt-linie 2003/87/EG) Berücksichtigung finden, wenn die zuvor genannten Kriterien eingehalten werden.\r\nDie konkrete Ausgestaltung, zeitliche Staffelung und Anrechenbarkeit internationaler Gut-schriften sollte detailliert geprüft werden. Der BDEW wird sich im Konsultationsverfahren zur Einbeziehung internationaler Gutschriften zur Erfüllung der 2040-Zielvorgabe für strenge Qua-litätskriterien, eine klare Obergrenze und die Wahrung der Transformationsanreize einsetzen. Er hat dazu im Rahmen seiner Stellungnahme zum Vorschlag der EU-Kommission zur Ände-rung der Verordnung (EU) 2021/1119 („EU Climate Law“) und Einführung eines Zwischenziels für die Treibhausgasminderung für das Jahr 2040 erste Voraussetzungen skizziert.\r\n4 Emissionshandelssystem (ETS)\r\nDer ETS ist das zentrale marktwirtschaftliche Instrument zur Erreichung der Klimaziele der EU. ETS 1 für große ortsfeste Energie- und Industrieanlagen sowie Flug- und Seeverkehr und der neue ETS 2 für Brennstoffemissionen in Gebäuden, Verkehr und kleineren Anlagen bilden ge-meinsam das Rückgrat der europäischen CO₂-Bepreisung. Mit Blick auf das Klimaziel 2040 und die Klimaneutralität bis 2050 wird ihre Bedeutung weiter zunehmen.\r\nGleichzeitig wächst der politische Druck auf den CO₂-Preis. Steigende Wettbewerbsherausfor-derungen für energieintensive Branchen, soziale Fragen der Belastung von Haushalten und Unternehmen sowie die anstehende Verschärfung der Cap-Pfade und das Auslaufen der freien Zuteilung in CBAM-Sektoren führen zu Forderungen nach Reformen.\r\nDer BDEW setzt sich konsequent für den Fortbestand und die Integrität von ETS 1 und ETS 2 ein. Aus Sicht der Energiewirtschaft müssen beide Systeme auch nach 2030 die zentralen Steu-erungsinstrumente der europäischen Klimapolitik bleiben. Die perspektivische Zusammenfüh-rung von ETS 1 und ETS 2 sollte geprüft werden.\r\nAnpassungen sind dort erforderlich, wo kurzfristige Überlastungen einzelner Branchen drohen oder soziale und regionale Verwerfungen abgemildert werden müssen. Klimaschutz, Wettbe-werbsfähigkeit und Versorgungssicherheit müssen daher gemeinsam gedacht werden.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 12 von 27\r\nGleichzeitig sollte sichergestellt bleiben, dass die klimapolitische Lenkungswirkung des CO₂-Preises bestehen bleibt, die Investitionssicherheit der Energiebranche nicht untergraben oder die Finanzierung der Transformation über die Erlöse aus dem Zertifikatehandel dauerhaft aus-gehöhlt werden.\r\n4.1 ETS 1\r\nIm Rahmen der Revision des ETS 1 im Jahr 2026 sollte dessen Beitrag zur Erreichung der Klima-schutzziele 2040 und 2050 langfristig und verbindlich festgelegt werden. Die im europäischen Klimagesetz und nationalen Energie- und Klimaplänen (NECPs) verankerten Zwischenziele kön-nen nur erreicht werden, wenn Unternehmen in der Energie- und Industriebranche auf einen berechenbaren CO₂-Preis vertrauen können.\r\nViele Investitionen in neue Erzeugungskapazitäten, Netze, Wasserstoff und industrielle Dekar-bonisierung wurden bereits im Vertrauen auf ein nachhaltiges und ambitioniertes Preissignal getätigt. Eine grundlegende Schwächung des ETS 1, wie beispielsweise durch eine Ausweitung des Emissionsbudgets, würde diese Investitionen entwerten, deren Wirtschaftlichkeit beein-trächtigen und die Transformationspfade in Richtung 2040 unsicher machen.\r\nGleichzeitig müssen die mit der CO2-Bepreisung für die Industrie verbundenen Herausforde-rungen berücksichtigt werden. Ziel muss es sein, Carbon Leakage und abrupte industriepoliti-sche Verwerfungen zu vermeiden, ohne die Zielerreichung 2040/2050 oder die Investitionssi-cherheit zu beeinträchtigen.\r\nDer BDEW setzt sich dafür ein, dass Anpassungen zielgenau, industriepolitisch klug und ver-hältnismäßig erfolgen und sich an den übergeordneten Zielen für 2040 und 2050 ausrichten. Notwendig sind Lösungen für besonders belastete Branchen und Regionen, ohne die Integrität des Gesamtsystems in Frage zu stellen oder die Verantwortung für Emissionsminderungen in andere Sektoren zu verschieben.\r\n4.1.1 Cap, Reduktionspfad und Markstabilität\r\nDer heutige Reduktionspfad im ETS 1 sieht vor, dass ab etwa 2038 bis 2040 keine neuen Zerti-fikate für ortsfeste Anlagen mehr ausgegeben werden. Gleichzeitig werden freie Zuteilungen in den CBAM-Sektoren bis 2034 schrittweise abgebaut. Damit ist eine deutliche Verschärfung der Angebotslage im ETS 1 mit Folgen für die Amortisierung von Investitionen in Großanlagen absehbar. Es ist vor diesem Hintergrund nachvollziehbar, dass eine gewisse Liquidität auch über diesen Zeitraum hinaus gewährleistet werden muss.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 13 von 27\r\nDer lineare Reduktionsfaktor (LRF) stellt dabei einen zentralen Stabilitätsanker des EU-ETS dar. Er gewährleistet langfristige Planungssicherheit und bildet einen wesentlichen Investitionsrah-men für die Dekarbonisierung von Energie- und Industrieanlagen.\r\nGleichzeitig ist im Lichte des 2040-Ziels und der auslaufenden freien Zuteilung zu prüfen, wie ein industriell tragfähiger Übergang in die Phase nach 2039 gestaltet werden kann, ohne die Integrität und Lenkungswirkung des Systems zu gefährden. Deshalb sollte im Rahmen der EU-ETS-Revision 2026 ergebnisoffen geprüft werden, wie ein industrieverträglicher Cap-Pfad und ausreichende Liquidität über 2039 hinaus gesichert werden können. Hierzu kommen grund-sätzlich die im Klimaziel 2040 bereits genannten Möglichkeiten der Anrechnung von Negative-missionen und internationalen Gutschriften für ETS-Sektoren und eine Weiterentwicklung des Reduktionspfades nach 2030 sowie eine Verlängerung der freien Zuteilung für abwanderungs-gefährdete Industrie in Frage.\r\nAnpassungsbedarf besteht zudem vor allem bei der Ausgestaltung der Marktstabilitätsreserve und der Übergangsphase beim Auslaufen freier Zuteilungen. Die Marktstabilitätsreserve soll einerseits übermäßige Preisvolatilität begrenzen, andererseits darf sie nicht dazu genutzt wer-den, dauerhaft zusätzliche Zertifikatemengen in den Markt zu geben und damit die Lenkungs-wirkung des ETS 1 zu verwässern.\r\nFür die Energiewirtschaft ist Planbarkeit entscheidend. Veränderungen von Cap, Reduktions-pfad und Marktstabilitätsreserve sollten nur auf Basis transparenter Kriterien, mit ausreichen-der Vorlaufzeit und nach sorgfältiger Folgenabschätzung und Konsultation erfolgen. Dabei sind Instrumente der Mengensteuerungen direkten Preiseingriffen in jedem Fall vorzuziehen.\r\n4.1.2 Wettbewerbsfähigkeit und Carbon-Leakage-Schutz: ein funktionaler CBAM\r\nDie Wettbewerbsfähigkeit der energieintensiven Industrie und der Schutz vor Carbon Leakage sind zentrale Voraussetzungen für die Akzeptanz eines ambitionierten ETS 1. In vielen Sekto-ren stehen Unternehmen im internationalen Wettbewerb mit Produzenten, die keinen oder nur einen sehr niedrigen CO₂-Preis tragen. Wenngleich der europäische ETS bereits zur Einfüh-rung und Weiterentwicklung von CO2-Preissystemen in anderen Ländern beigetragen hat, lie-gen die dortigen Preise für Emissionszertifikate zumeist unterhalb des Preises im ETS 1.\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, die Mechanismen für den Carbon-Leakage-Schutz so auszu-gestalten, dass sie den Transformationsdruck aufrechterhalten und gleichzeitig Verlagerungen von Produktion und Emissionen verhindern. Ein funktionaler CBAM muss sicherstellen, dass Unterstützung zielgenau bei den tatsächlich exponierten Unternehmen ankommt, an ambitio-nierte Benchmarks anknüpft und Investitionen in Dekarbonisierung belohnt, statt zu verzö-gern. Überkompensation und Fehlanreize zur Fortsetzung fossiler Produktionsweisen sind zu vermeiden.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 14 von 27\r\nDazu gehören auch die bekannten Instrumente:\r\n1.\r\nFreie Zuteilung und CBAM Die schrittweise Verringerung der freien Zuteilung für CBAM-Sektoren erhöht den An-passungsdruck. Eine begrenzte Verlängerung der freien Zuteilung oder ein zeitweises Aussetzen bzw. „Einfrieren“ des CBAM-Faktors kann geprüft werden, damit – solange der CBAM noch nicht verlässlich wirkt – die Wettbewerbsfähigkeit europäischer Unter-nehmen aufrechterhalten bleibt. Dies muss jedoch transparent konditioniert werden.\r\n2.\r\nStrompreiskompensation Die im ETS-Recht vorgesehene Kompensation indirekter CO2-Kosten über den Strom-preis bleibt für besonders stromintensive Branchen von hoher Bedeutung. Angesichts zunehmender Elektrifizierung in vielen Wertschöpfungsketten sollte sie über 2030 hin-aus fortgeführt und an die Transformationspfade angepasst werden. Wichtig ist eine Ausweitung auf zusätzliche, tatsächlich stromintensive Produkte sowie eine ausrei-chende Finanzierung aus den Versteigerungserlösen. Bei langfristiger Planbarkeit kann die Strompreiskompensation einen wichtigen Impuls für Investitionen in die industri-elle Elektrifizierung setzen. Wird sie jedoch nur jährlich und abhängig von der jeweili-gen Haushaltslage der Mitgliedstaaten verlängert, verliert dieser Anreizeffekt weitge-hend seine Wirkung.\r\n3.\r\nKonditionierte Unterstützung und Förderinstrumente Flankierend zum ETS 1 können vereinzelt zielgerichtete Förderinstrumente wie Carbon Contracts for Difference oder europäische Dekarbonisierungsfonds sinnvoll sein. Ein funktionaler CBAM ergänzt diese Instrumente und stellt sicher, dass Carbon-Leakage-Schutz eng mit der tatsächlichen Transformation der betroffenen Branchen verknüpft wird.\r\nEntscheidend ist vor allem, dass Maßnahmen zur Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit und zur Vermeidung von Carbon Leakage nicht zu Lasten der Lenkungswirkung des ETS 1 gehen und die Investitionssignale für die Energiewirtschaft nicht untergraben.\r\n4.1.3 Erweiterung des Anwendungsbereichs und der Marktliquidität\r\nEine weitere Stellgröße für die Zukunft des ETS 1 ist sein Anwendungsbereich. Aus Sicht des BDEW sollte eine Erweiterung des Systems auf zusätzliche Sektoren und Prozesse vorrangig gegenüber einer Aufweichung des Cap oder des Reduktionspfads geprüft werden. Ein größe-res, breiteres System erhöht die Marktliquidität und kann Emissionsminderungen dort anrei-zen, wo sie kosteneffizient möglich sind.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 15 von 27\r\nEin relevanter Bereich, für den die EU-Kommission die Einbeziehung bis zum Sommer 2026 prüft, ist die Abfallwirtschaft. Die perspektivische Einbeziehung von Siedlungsabfallverbren-nungsanlagen in das ETS 1 kann sinnvoll sein, wenn sie EU-weit koordiniert erfolgt, Carbon-Leakage-Risiken angemessen adressiert und Fehlanreize zur Deponierung vermieden werden. Zu beachten ist, dass Abfallverbrennungsanlagen überwiegend unvermeidbare, nicht recycel-bare Abfälle mit nur begrenzt beeinflussbarem Heizwert behandeln. CO₂-Minderungspotenzi-ale und damit die Lenkungswirkung des ETS 1 sind daher gering, weshalb zudem klare Regeln zur Anrechnung von Negativemissionen aus CO₂-Entnahmeprojekten auf die Abgabepflicht nö-tig sind. Ein solcher Ansatz müsste also eng mit Abfallhierarchie, Kreislaufwirtschaftspolitik und nationalen Regulierungen verzahnt werden. Detailliert hat der BDEW sich in der BDEW-Stellungnahme zur Einbeziehung der Abfallverbrennung positioniert.\r\nDarüber hinaus sollte die EU-Kommission ihre Anstrengungen für ein Linking mit vergleichba-ren „Cap & Trade“ Systemen anderer Länder und Regionen (z. B. Großbritannien) im Einklang mit Artikel 25 der ETS-Richtlinie deutlich erhöhen. Hierdurch könnten langfristige internatio-nale Partnerschaften gefördert, der Emissionshandel auf globaler Ebene strategisch gestärkt, sowie auch die Harmonisierung globaler Anstrengungen vorangetrieben werden. Die Integrität und klimapolitische Ambition des ETS darf jedoch nicht beeinträchtigt werden.\r\n4.1.4 Integration von Negativemissionen in den ETS 1\r\nAufgrund der jährlich sinkenden Emissionsobergrenzen würden unter der derzeitigen Rechts-lage im Zeitraum von 2038 bis 2040 keine neuen Emissionszertifikate für den Emissionshandel für ortsfeste Anlagen (ETS 1) und ab etwa 2045 für den Brennstoffemissionshandel (ETS 2) mehr ausgegeben werden. Vor diesem Hintergrund sollten ETS-Unternehmen CO₂-Entnahme-zertifikate zur Erfüllung ihrer Verpflichtungen nutzen dürfen, um damit Anreize für Investitio-nen in Technologien zur CO₂-Entnahme zu setzen, deren Umsetzung einen entsprechenden zeitlichen Vorlauf erfordert. Damit die Transformation auch in schwer zu vermeidbaren Sekto-ren erfolgreich sein kann, bedarf es außerdem eines klaren und einheitlichen regulatorischen Zertifizierungsrahmen für naturbasierte und industrielle Senken wie DACCS und BioCCS. Er muss klare Berechnungsgrundlagen sowie eine transparente und verlässliche Überwachung, Berichterstattung und Prüfung dauerhaft entfernter Kohlenstoffmengen sicherstellen. Die An-erkennung und Ermöglichung von CCU bspw. im Rahmen der Siedlungsabfallverbrennung (bspw. Herstellung von synthetischem Naphtha) durch Anerkennung als „(temporäre) Nega-tivemissionen“ muss dabei mitbeachtet werden.\r\nZiel einer Weiterentwicklung des ETS kann – auch unter den Aspekten der Technologieoffen-heit und Innovationsförderung – nicht zuletzt darin liegen, die Nutzung von CO2 als Rohstoff über die bereits vorgesehenen Tatbestände des Artikels 12 3b) der ETS-Richtlinie hinaus\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 16 von 27\r\nanzureizen. Dies kann beispielsweise die temporäre Bindung von CO2 in einem Produkt bzw. die stoffliche Nutzung als Kohlenstoff-Feedstock in der chemischen Industrie umfassen. Eine solche Kreislaufwirtschaft kann „auf der Zielgeraden“ des Dekarbonisierungspfades einen wichtigen Beitrag zur Klimaneutralität leisten.\r\nDie in Kapitel 3.3 hinsichtlich der Einbindung von Senken und internationalen Gutschriften for-mulierten Grundsätze gelten auch für eine mögliche Nutzung im ETS 1.\r\n4.2 ETS 2\r\nDer ETS 2 ist der zentrale Baustein der europäischen CO₂-Bepreisung für Brennstoffemissionen in Gebäuden, Verkehr und kleineren Energie- und Industrieanlagen. Es soll die bisherige Mi-schung aus nationalen Systemen und ordnungsrechtlichen Vorgaben ablösen und so ein ein-heitlicheres Preissignal in der EU schaffen.\r\n4.2.1 Vollständige und einheitliche Einführung des ETS 2 in der EU\r\nDie Trilogeinigung zum europäischen Klimaziel 2040 sieht eine Verschiebung des Starts des ETS 2 um ein Jahr auf 2028 vor. Außerdem hat die EU-Kommission eine Reihe von Maßnahme zur CO2-Preisdämpfung vorgelegt. Der BDEW hat sich im Vorfeld für einen planmäßigen Start des ETS 2 ab 2027 ausgesprochen. Die nun beschlossene Verschiebung um ein Jahr soll Mit-gliedstaaten zusätzlichen zeitlichen Spielraum schaffen, um die europäischen Rechtsgrundla-gen umzusetzen und zusätzliche flankierende Maßnahmen in den ETS 2-Sektoren auf den Weg zu bringen. Insbesondere sollte auch eine frühzeitige Versteigerung von ETS 2-Zertifikaten Anfang 2027 auf den Weg gebracht werden, um frühzeitige Preissignale für die Marktteilneh-mer zu erreichen.\r\nDeutschland hat die Anforderungen der ETS-Richtlinie durch Anpassungen des Treibhaus-gasemissionshandelsgesetzes im Februar 2025 umgesetzt. In mehreren Mitgliedstaaten steht dies noch aus. Damit ein europäischer Emissionshandel funktionieren kann, ist er auf eine EU-weite, einheitliche Umsetzung angewiesen. Nur so kann sich der ETS 2-Markt mit den richti-gen Preissignalen etablieren. Aus Sicht des BDEW würde eine noch weiter verzögerte oder re-gional differenzierte Einführung des ETS 2 die klima- und energiepolitische Wirksamkeit des Systems erheblich schwächen und zu Wettbewerbsverzerrungen innerhalb des Binnenmarkts führen. Der BDEW setzt sich entsprechend für eine vollständige und einheitliche Einführung des ETS 2 ab 2028 in allen Mitgliedstaaten ein.\r\nNationale Besonderheiten und soziale Ausgleichsmaßnahmen sollten über die Verwendung der Einnahmen und ergänzende Instrumente adressiert werden, nicht durch eine dauerhafte Aufweichung oder Fragmentierung des Systems. Da auch kleine – im nicht nur europäischen, sondern auch internationalen Wettbewerb befindliche – Unternehmen Teil des ETS 2-\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 17 von 27\r\nGeltungsbereichs sind, sollte außerdem ein europäisch abgestimmter Carbon-Leakage-Schutz für diese Bereiche etabliert werden.\r\n4.2.2 Preisstabilität und CO₂-Preisdämpfungsmaßnahmen\r\nDie Einführung des ETS 2 betrifft unmittelbar Haushalte und kleine Unternehmen. Entspre-chend groß ist der politische Druck, starke CO₂-Preisspitzen zu vermeiden. Die EU-Kommission hat im Frühjahr auf Wunsch vieler Mitgliedstaaten Vorschläge vorgelegt, um die Preisentwick-lung zu glätten. Dazu gehören unter anderem frühzeitige Auktionen von Zertifikaten im Jahr 2027, Anpassungen der Marktstabilitätsreserve, eine Verlängerung ihrer Laufzeit über 2030 hinaus sowie ein verstärkter Preiskontrollmechanismus mit zusätzlichen Zertifikatsausschüt-tungen in den Jahren 2028 bis 2029.\r\nEine gezielte CO₂-Preisdämpfung in der Einführungsphase des ETS 2 kann in der Theorie sinn-voll sein, um Investitionsplanung und Akzeptanz zu unterstützen. Sie darf aber nicht dazu füh-ren, dass das Preissignal für mehrere Jahre faktisch außer Kraft gesetzt wird. Die vorgesehene Vervierfachung der maximalen Ausschüttungsmenge im Preiskontrollmechanismus auf bis zu 80 Millionen Zertifikate pro Jahr würde die jährliche Reduktion der Emissionsobergrenze über-steigen. Damit besteht die Gefahr, dass der Handlungsdruck zur Emissionsminderung für meh-rere Jahre weitgehend ausgesetzt und in die Zukunft verschoben wird.\r\nDer BDEW fordert, Preisdämpfungsinstrumente strikt regelbasiert, transparent und mit klaren Mengenobergrenzen auszugestalten. Dabei sind Instrumente der Mengensteuerung stets di-rekten Preiseingriffen vorzuziehen. Akzeptanz entsteht nicht durch dauerhafte Preisdecke-lung, sondern durch Transparenz, Planbarkeit und zielgerichtete Rückverteilung.\r\n4.2.3 Soziale Flankierung und Klimasozialfonds\r\nDie Bepreisung von Brennstoffen im ETS 2 wirkt direkt auf Heiz- und Kraftstoffkosten. Ohne soziale Flankierung besteht das Risiko, dass Haushalte mit geringem Einkommen und kleine Unternehmen überproportional belastet werden. Akzeptanz und politische Stabilität des Sys-tems hängen daher entscheidend von einer zielgerichteten Rückverteilung der Einnahmen ab.\r\nDer Klimasozialfonds ist das zentrale Instrument auf EU-Ebene, um diese Dimension zu adres-sieren. Seine Mittel sollen Maßnahmen finanzieren, die Haushalte und Kleinstunternehmen entlasten und zugleich Investitionen in Effizienz und klimafreundliche Technologien anstoßen, zum Beispiel Gebäudesanierung, Wärmepumpen, Fernwärme, ÖPNV oder Ladeinfrastruktur.\r\nDie Verwendung von ETS 2-Einnahmen sollte neben der Unterstützung vulnerabler Gruppen vor allem dazu genutzt werden, strukturelle Lösungen zu fördern, statt kurzfristig Energiekos-ten zu subventionieren (Schwerpunkt der CAPEX statt OPEX-Förderung). Direkte Entlastungen\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 18 von 27\r\nfür besonders betroffene Haushalte sind wichtig, müssen aber an eine Investitionsstrategie gekoppelt sein, die den Energieverbrauch und die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen und damit die Energiekosten dauerhaft reduziert.\r\nDer BDEW begrüßt in diesem Zusammenhang die ETS 2 Frontloading Facility, um frühzeitig In-vestitionen zu ermöglichen, solange sie streng zweckgebunden für Transformationsmaßnah-men eingesetzt wird und die Schuldentragfähigkeit gewahrt bleibt.\r\n4.2.4 Ablösung nationaler Systeme, Auswirkungen auf die ESR\r\nMit der Einführung des ETS 2 werden in Mitgliedstaaten bestehende nationale Brennstof-femissionshandelssysteme oder CO₂-Steuern abgelöst oder angepasst. In Deutschland wird der nationale Brennstoffemissionshandel weitgehend in das ETS 2 übergehen.\r\nAus Sicht des BDEW ist ein bruchfreier, unbürokratischer Übergang vom nationalen zum euro-päischen System entscheidend. Doppelregulierungen und widersprüchliche Preissignale müs-sen vermieden werden. Übergangsregeln sollten frühzeitig festgelegt werden, damit Unter-nehmen ihre Investitions- und Beschaffungsentscheidungen auf einen einheitlichen, europä-isch koordinierten CO₂-Preis stützen können.\r\nGleichzeitig verändert das ETS 2 die Rolle der EU-Klimaschutzverordnung (ESR). Brennstof-femissionen aus Gebäuden und Verkehr werden schrittweise in die EU-weite Bepreisung über-führt. Wie in Kapitel 3.2 dargestellt, spricht sich der BDEW dafür aus, vom ETS 2 erfasste Brennstoffemissionen aus dem Anwendungsbereich der ESR herauszunehmen. Die ESR sollte nicht in der bisherigen Form mit detaillierten nationalen Vorgaben fortgeführt werden.\r\nWichtig ist, dass ein unvollständig eingeführter ETS 2 nicht dazu führt, dass einzelne Mitglied-staaten, die den ETS 2 konsequent umsetzen, zusätzlich durch strengere ESR-Ziele belastet werden.\r\n5 Erneuerbare Energien\r\nErneuerbare Energien sind neben dem Emissionshandel die zweite tragende Säule des europä-ischen Klimarahmens nach 2030. Sie sichern nicht nur die Erreichung der Klimaziele, sondern stärken auch Versorgungssicherheit, Resilienz und die strategische Souveränität Europas. Der Ausbau von Windkraft, Photovoltaik, erneuerbarer Wärme, erneuerbarem und kohlenstoffar-men Wasserstoff und seiner Derivate sowie erneuerbarem Biomethan ist die Grundlage für Elektrifizierung, Wärmewende, Dekarbonisierung der Industrie und den Hochlauf klimaneutra-ler Mobilität.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 19 von 27\r\n5.1 Erneuerbare Energien Ziel\r\nDas europäische Erneuerbaren Ziel bleibt auch nach 2030 ein zentrales Element des Klimarah-mens. Es ergänzt das Klimaziel 2040 und die Emissionshandelssysteme ETS 1 und ETS 2, indem es den langfristigen Ausbaupfad für Erneuerbare Energien absichert und damit die Elektrifizie-rung, die Dekarbonisierung der Industrie und die Transformation des Verkehrs unterstützt.\r\nEs sollte daher auch im Post-2030-Rahmen verbindlich fortgeführt werden. Es dient nicht nur dem Klimaschutz, sondern stärkt auch Resilienz und strategische Souveränität Europas, da die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten sinkt und Versorgungssicherheit gewährleistet werden kann. Somit trägt es langfristig zu sinkenden Energiepreisen bei, weil es für die Projek-tierer und Anlagenhersteller bessere Planungssicherheit und damit geringere Kosten bedeu-tet. Die in der Richtlinie vorgeschriebenen Auktionskalender ermöglichen eine bessere EU-weite Sichtbarkeit für Projektierer.\r\nEin möglichst hoher Ausbau Erneuerbarer Energien ist dabei aus Klimaschutz-, Resilienz- und Kostensicht ausdrücklich anzustreben. Gleichzeitig sollte das EU-Ziel so ausgestaltet sein, dass es den Ausbaupfad für Erneuerbare verlässlich absichert, ohne andere Dekarbonisierungsopti-onen unnötig einzuengen.\r\nDabei muss das Erneuerbaren Ziel für die EU als Ganzes mit einer praktikablen Ziel- und Maß-nahmenarchitektur verbunden werden, die neben Ausbaupfaden Genehmigungsbeschleuni-gung, Förderkriterien, die Rolle des Stromhandelsmarkts zur Finanzierung und Absicherung des Erneuerbaren-Ausbaus, den Netzausbau adressiert und klare Definitionen trifft und somit eine valide Basis für Investitionsentscheidungen liefert.\r\nGleichzeitig hat die Vielzahl an Unterzielen und Einzelvorgaben die Komplexität deutlich er-höht. Der künftige Rahmen muss diese Erfahrungen aufnehmen, Investitionssicherheit geben und Übersteuerung vermeiden. Deshalb sollte die Ausgestaltung des Ziels nicht zu einer er-neuten Überfrachtung mit Detailvorgaben führen. Der EU-Rahmen sollte ein klares, verbindli-ches Gesamtziel vorgeben, den Mitgliedstaaten aber Spielräume bei der nationalen Ausgestal-tung lassen.\r\n5.2 Unterziele\r\nDie aktuelle Zielarchitektur für Erneuerbare Energien ist stark von Unterzielen und sektoralen Vorgaben geprägt. Das hat den Ausbau in zentralen Sektoren unterstützt, führt aber zu hoher Komplexität, erschwert nationale Umsetzung und Berichterstattung und schafft Überschnei-dungen mit ETS- und Effizienzzielen.\r\nIm Rahmen der Überprüfung der entsprechenden EU-Gesetzgebung sollte daher beachtet werden:\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 20 von 27\r\n›\r\nUnterziele sollten nur dort beibehalten werden, wo ein europäischer Rahmen einen kon-kreten Mehrwert schafft.\r\n›\r\nDie Mitgliedstaaten sollten die Möglichkeit haben, für zentrale Sektoren wie zum Beispiel Wärme und Kälte sowie Gebäude eigene Beiträge zum EU-Erneuerbaren Ziel festzulegen, eingebettet in ihre NECPs. Diese Beiträge können je nach nationaler Ausgangslage verbind-lich oder indikativ ausgestaltet werden.\r\n›\r\nUnterziele müssen eng mit Emissionshandel und Effizienzzielen abgestimmt werden, um Doppelregulierungen zu vermeiden und klare Preissignale zu sichern.\r\nDetailfragen zu einzelnen Unterzielen werden im Rahmen der angekündigten Konsultation zur Überarbeitung des EU-Rahmens für Erneuerbare Energien vertieft erörtert, bei der sich der BDEW intensiv einbringen wird.\r\n5.3 Regulatorischer Rahmen der RED\r\nDie RED III wurde mit der Zielstellung verabschiedet, dass verbindliche Ziele, klare Ausbau-pfade und beschleunigte Genehmigungen starke Investitionsimpulse auslösen. Gleichzeitig hat die (oftmals verzögerte) Umsetzung Defizite offengelegt. So hat beispielsweise die unklare De-finition „besonders sensibler Gebiete“ zu Verzögerungen geführt. Daher sollte die Kommission schnellstmöglich auf EU-weit klare und einheitliche Definitionen von Gebietskategorien und einheitliche Umweltstandards hinwirken. Ebenso sind im Rahmen einer Überarbeitung der RED die Digitalisierung und Standardisierung von Genehmigungsprozessen, die Umsetzbarkeit von Umweltprüfungen und sowohl die weitere Beschleunigung des Netzausbaus im Übertra-gungs- und Verteilnetz als auch die koordinierte europäische Planung zu priorisieren.\r\n6 Flottengrenzwerte\r\nDie anstehende Revision der europäischen CO₂-Regulierung (Verordnung (EU) 2019/631) hat das Ziel einer verlässlichen, investitionsfreundlichen und zugleich klimawirksamen Regulie-rung. Für den BDEW ist klar: Nur eine Weiterentwicklung der CO₂-Standards, die im Rahmen einer Gesamtstrategie die Elektromobilität nach vorne bringt, kann die Wettbewerbsfähigkeit des europäischen Standorts sichern und den langfristigen Pfad zur Klimaneutralität absichern.\r\nTrotz des verständlichen Anliegens der Europäischen Kommission, europäische Fahrzeugher-steller angesichts der herausfordernden globalen Wettbewerbssituation zu entlasten, dürfen Anpassungen der Regulierung nicht zulasten derjenigen Unternehmen gehen, die hier in Eu-ropa im Vertrauen auf die bestehenden europäischen Rahmenbedingungen massiv in die Elektromobilität investiert haben.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 21 von 27\r\nBei einer Überarbeitung der Flottengrenzwertregulierung sind dementsprechend das Investo-renvertrauen und die Glaubwürdigkeit der europäischen Transformationspolitik zentral. Die Mitgliedsunternehmen des BDEW haben erhebliche Vorleistungen erbracht: Allein in Deutsch-land wurden über fünf Milliarden Euro in rund 200.000 öffentliche Ladepunkte investiert. Die Vorgaben aus der Verordnung (EU) 2023/1804 (Alternative Fuels Infrastructure Regulation – AFIR) werden damit um mehr als das Zweieinhalbfache übertroffen. Diese Investitionen wur-den im Vertrauen auf stabile politische Rahmenbedingungen getätigt und dürfen nicht durch regulatorische Unsicherheit gefährdet werden.\r\nDaher halten wir eine kohärente europäische Paketlösung für zwingend erforderlich. Der Vor-schlag zu einer Regulierung für saubere Unternehmensflotten kann hierfür ein wichtiger Bau-stein sein. Eine entsprechende Verpflichtung sollte auf Ebene der Mitgliedstaaten ansetzen. Diese können auf einem breiten Instrumentenkasten zur Erfüllung der Vorgaben zurückgrei-fen. So können die Automobilhersteller entlastet werden, ohne zugleich die Investitionen in die Elektromobilität und die Ladeangebote zu gefährden.\r\n7 Energieeffizienz\r\nEnergieeffizienz bleibt auch nach 2030 ein wichtiges Element und schließt bestehende Lücken zur Zielerfüllung. Eine ausschließliche Fokussierung auf den absoluten Endenergieverbrauch einer Volkswirtschaft kann aber zu Fehlallokationen sowie zu wohlfahrts- und wachstumshem-menden Effekten führen. Konkret kann Energieeffizienz in der Detailausgestaltung in Konflikt zu einem flexibel zu betreibenden erneuerbaren Energiesystem geraten, wenn starre Vorga-ben Investitionen in Erzeugung, Netze oder Speicher behindern. Effizienzvorgaben sollten da-her zukünftig so ausgestaltet werden, dass energetischer Aufwand in Relation zu dem daraus erzielten Nutzen bzw. dem übergeordneten Gesamtziel der Klimaneutralität gesetzt wird.\r\nNeue verbindliche Effizienzziele auf EU-Ebene sind nicht erforderlich. Falls die EU-Gesetzgeber eine Zielgröße zur Energieeffizienz nach 2030 vorsehen, sollte sie allenfalls indikativ ausgestal-tet werden und durch rein indikative nationale Beiträge unterlegt werden. Diese Beiträge müssen unterschiedliche Ausgangslagen, Infrastrukturpfade und sektorale Strukturen abbil-den. Ein einheitlicher Ansatz mit detaillierten Vorgaben für alle Mitgliedstaaten würde die not-wendige Flexibilität einschränken, die insbesondere für kleine, stark industrialisierte oder be-reits weit elektrifizierte Volkswirtschaften wichtig ist. Zu detaillierte Umsetzungs- und Einspar-vorgaben, etwa über starre Artikel 8 Verpflichtungen in der Energieeffizienzrichtlinie oder enge Vorgaben zu Sektoren, Technologien und Instrumenten, erhöhen die Bürokratie, er-schweren kosteneffiziente Lösungswege und laufen der notwendigen System- und Technolo-gieoffenheit zuwider. In Verbindung mit den Preissignalen, die eine konsequente Einführung und Umsetzung von ETS 1 und ETS 2 senden, werden Effizienzziele weitgehend marktbasiert\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 22 von 27\r\nerreicht. Bei der kommenden Überarbeitung der EED müssen auch bürokratische Vorgaben und kleinteilige Vorgaben für nationale Politiken in der aktuellen Richtlinie konsequent abge-baut werden.\r\n7.1 Primärenergieverbrauch\r\nDer Post-2030-Rahmen muss beim Primärenergieverbrauch Wechselwirkungen zwischen Elektrifizierung, erneuerbaren und kohlenstoffarmen Energien (inkl. erneuerbaren Gasen) so-wie Infrastrukturentwicklung stärker berücksichtigen. Eine mengenorientierte Absenkung des Primärenergieverbrauchs darf Investitionen in EE-Erzeugung/Produktion, Netze, Speicher oder Power-to-X nicht „bestrafen“, wenn sie systemisch Emissionen mindern und langfristig Effizi-enzgewinne ermöglichen. „Energy efficiency first“ ist als Systemprinzip zu verstehen, das Ver-sorgungssicherheit, Systemintegration, Netzausbau, Kosteneffizienz sowie Umweltverträglich-keit und Akzeptanz gleichrangig einbezieht. Zudem kann ein Primärenergie-Senkpfad mit Ent-wicklungen wie dem Aufbau von Rechenzentren oder der Wasserstoffwirtschaft kollidieren, welche zusätzlich Energieverbräuche erzeugen. Dies ist zu prüfen.\r\n7.2 Endenergieverbrauch und Systemeffizienz\r\nNationale Zielpfade sind bereits sehr ambitioniert. Zusätzliche Einsparvolumina von mehreren hundert TWh bis 2030 sind praktisch schwer umsetzbar. Elektrifizierung in der Industrie oder in den Bereichen Verkehr (Elektromobilität) und Gebäude (Wärmepumpen) senkt dabei den Endenergiebedarf je Anwendung, erhöht jedoch den Strombedarf. Neue Anwendungen wie der zunehmende Aufbau von Rechenzentren oder der Wasserstoffhochlauf können den Ener-gieverbrauch insgesamt erhöhen und führen tendenziell zu einem höheren Endenergiever-brauch. Endenergieziele müssen daher so gestaltet sein, dass sie diese Transformationspfade unterstützen, statt konterkarieren und Effizienzgewinne dort adressieren, wo die größten un-genutzten Potenziale liegen.\r\nEin wichtiger Referenzpunkt für die Ausgestaltung von Effizienzzielen nach 2030 ist die aktuali-sierte sektorenübergreifende Nutzenergiebilanz und das daraus abgeleitete Energieflussbild von Primär- bis Nutzenergie, das BDEW, AG Energiebilanzen, HEA und FfE gemeinsam veröf-fentlicht haben. Die Daten aus dem Jahr 2023 zeigen, dass die Industrie ihren Energieeinsatz bereits zu rund 80 Prozent und private Haushalte zu etwa 81 Prozent in Nutzenergie umset-zen, während der Verkehrssektor trotz Effizienzfortschritten im Fahrzeugbestand weiterhin weniger als ein Drittel der eingesetzten Energie in mechanische Nutzenergie umsetzt. Die Nut-zenergiebilanz macht deutlich, dass ein erheblicher Teil der Verluste in der Umwandlungskette von Primär- zu End- und Nutzenergie entsteht, etwa bei der Bereitstellung von Wärme, Kälte oder eben Mobilität. Effizienzziele müssen diese Aspekte berücksichtigen und verstärkt dort\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 23 von 27\r\nansetzen, wo systemische Verluste besonders hoch sind. Auch vor diesem Hintergrund ist der Umstieg auf Elektromobilität voranzutreiben.\r\n7.3 Gebäudeeffizienz\r\nGebäude spielen eine zentrale Rolle für die Erreichung der Effizienz und Klimaziele. Die Gebäu-deenergieeffizienzrichtlinie verfolgt mit Artikel 3 Absatz 1 und weiteren Bestimmungen das Ziel eines bis 2050 weitgehend dekarbonisierten und in hohem Maße energieeffizienten Ge-bäudebestands. Grundrichtung und Ambitionsniveau unterstützt der BDEW.\r\nEntscheidend ist jedoch, dass die bereits laufende Transformationsphase des Gebäudesektors nicht durch immer neue Detailvorgaben gebremst wird. Begrenzte fachliche Ressourcen in den Mitgliedstaaten sollten in den Hochlauf erneuerbarer Wärme fließen, nicht in eine „per-fekte Verwaltung“ und kleinteilige Nachweisführung. Statt restfossile Anteile künftig gebäude- und kilowattstundenscharf auszuweisen, sollten Regelungen bestehende Anforderungen an Energiesysteme (z. B. effiziente Fernwärme- oder Kältenetze) mitdenken und in der Anwen-dung pauschal vereinfachen. Deshalb spricht sich der BDEW für energetische Kennwerte aus, die erwartete Fortschritte vorausschauend abbilden. Insgesamt sollten Vorgaben zur Gebäu-deeffizienz deshalb stärker auf Zielbilder und funktionale Anforderungen ausgerichtet werden, etwa auf den Pfad zu einem klimaneutralen Gebäudebestand zum praktikablen Zeitpunkt, und weniger auf starre Detailpflichten zu Einzelmaßnahmen.\r\n8 Flexibilisierung\r\nEin Energiesystem mit hohen Anteilen Erneuerbarer Energien braucht deutlich mehr flexible Erzeugung, Last und Speicher, um stabil und sicher zu funktionieren. Alle Formen dekarboni-sierter Flexibilität – wie Elektrolyseure, Speicher, Demand Side Response, flexible Lasten, Sek-torenkopplung und neue systemdienliche Technologien – sowie die integrierte und systemop-timierte Nutzung von Erneuerbaren-Erzeugung durch beispielsweise die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten müssen dafür durch geeignete Anreize markt-, netz- und system-dienlich kurz-, mittel- oder langfristig eingesetzt werden. Der Post-2030-Rahmen sollte Flexibi-lität systemisch mit der Weiterentwicklung des Energiesystems mitdenken und verlässliche Rahmenbedingungen und ein Level-Playing-Field für Flexibilitätsoptionen schaffen:\r\n›\r\nFlexibilitätsoptionen sollten in der europäischen und nationalen Planung sichtbar gemacht werden, etwa im Rahmen der NECPs und der Netzentwicklungsplanung. Wo es sinnvoll ist, können Mitgliedstaaten indikative Größenordnungen für Flexibilität, um Investitionen und Systementwicklung anzureizen, ohne neue starre Zielhierarchien zu schaffen.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 24 von 27\r\n›\r\nVerbraucherinnen, Verbraucher und Prosumer müssen besser befähigt werden, aktiv an Demand Side Response teilzunehmen. Dafür sind digitale Infrastruktur und begünstigende regulatorische Vorgaben entscheidend.\r\n›\r\nWo rein marktwirtschaftliche Signale nicht ausreichen, um genügend netz- und system-dienliche Flexibilitätsoptionen anzureizen, können marktbasierte Unterstützungsinstru-mente für Flexibilität und Speicher gerechtfertigt sein.\r\n›\r\nOhne klare Signale für Flexibilität drohen zusätzliche System- und Netzausbaukosten, stei-gende Redispatch-Aufwände und ein gebremster Ausbau Erneuerbarer Energien. Der euro-päische Rechtsrahmen sollte Flexibilität daher eng mit Erneuerbaren-Zielen, Elektrifizie-rung, Netzausbau und Energieeffizienz verzahnen.\r\n9 Governance-Verordnung\r\nMit der stärkeren Rolle von ETS 1 und ETS 2 sinkt die Notwendigkeit einer parallelen, detail-lierten nationalen Emissionszielsteuerung über die ESR (vgl. Kapitel 3.2). Mitgliedstaaten soll-ten weiter verpflichtet sein, NECPs mit Zielen und Maßnahmen festzulegen, gleichzeitig kann vor diesem Hintergrund die Detailtiefe überarbeitet werden. NECPs sollten künftig nicht der zusätzlichen Emissionszielsteuerung dienen, sondern der Transparenz, Koordination und In-vestitionssicherheit im Hinblick auf Infrastruktur, Versorgungssicherheit und Systemintegra-tion und somit der Sicherstellung der Kohärenz zwischen Klimazielen, Energieinfrastruktur, Elektrifizierung, Flexibilität und Versorgungssicherheit.\r\nDer BDEW unterstützt eine Weiterentwicklung der Governance-Verordnung mit dem Ziel, Ko-härenz und Vergleichbarkeit der NECPs zu verbessern, Doppelregulierung zu vermeiden und Planungs- und Investitionssicherheit zu stärken. NECPs sollten deutlich umsetzbarer und glaubwürdiger werden, da sie u. a. Kapazitätsmechanismen, beihilferechtliche Entscheidungen und die Netzplanung beeinflussen. Dafür braucht es einen EU-weit standardisierten Kern an Indikatoren und eine konsistente Struktur in allen Mitgliedstaaten, damit Fortschritt messbar und vergleichbar wird. Indikatoren, die einen weiteren Mehrwert bieten können, wären z. B. solche zur zeitgerechten Implementierung von europäischen Vorgaben im nationalen Recht, zu Genehmigungs- und Netzanschlusszeiten sowie zur Systemkonsistenz zwischen Lastzu-wachs, Erzeugung, Netzen und Interkonnektoren. Für mehr Transparenz und Vergleichbarkeit könnte zudem ein öffentliches EU-Dashboard beitragen.\r\nDie konkrete Ausgestaltung der Regelungen sollte im Rahmen der laufenden Konsultation zur Aktualisierung des Governance-Systems für die Energieunion und den Klimaschutz vertieft wer-den. Der BDEW bringt sich entsprechend in der Konsultation ein.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 25 von 27\r\n10 Energiesystem der Zukunft\r\nDie Transformation des europäischen Energiesystems erfordert ein integriertes Zusammen-spiel von Elektronen und Molekülen. Direktelektrifizierung ist in vielen Anwendungen eine klare „No-regret-Option“, da sie Primär- und Endenergieverbräuche spürbar senkt und dort, wo sie technisch und wirtschaftlich möglich ist, grundsätzlich Vorrang haben sollte. Gleichzei-tig ist an vielen Stellen – etwa aufgrund stofflicher Anforderungen, logistischer Restriktionen oder begrenzter Netzkapazitäten – der Einsatz von Molekülen effizient und teilweise dauer-haft unabdingbar. Elektrifizierung und Moleküle sind daher keine Gegensätze, sondern kom-plementäre Elemente eines integrierten Energiesystems der Zukunft.\r\n10.1 Elektrifizierung\r\nDirektelektrifizierung ist in vielen Anwendungen der effizienteste, kostengünstigste und schnellste Weg zur Emissionsminderung, insbesondere in Haushalten, im Dienstleistungssek-tor, im Verkehr sowie in großen Teilen der industriellen Prozess- und Niedertemperatur-wärme. Sie senkt den Gesamtenergiebedarf, reduziert Umwandlungsverluste und entlastet damit auch den Bedarf an knappen klimaneutralen Molekülen.\r\nDie Politik sollte Elektrifizierung konsequent unterstützen, ohne starre Elektrifizierungsziele oder -quoten vorzugeben. Solche Zielvorgaben würden den Handlungsspielraum einengen, neue Zielkonflikte mit ETS-, Erneuerbaren- und Effizienzzielen erzeugen und wären metho-disch kaum belastbar. Zudem wären Nachweispflichten aufwändig und sektorspezifisch schwer vergleichbar. Eine pauschale EU-Quote würde den unterschiedlichen Strukturen der Mitgliedstaaten nicht gerecht.\r\nStattdessen sollte der Fokus auf geeigneten Rahmenbedingungen liegen, die Elektrifizierung wirtschaftlich attraktiv machen und Investitionen planbar absichern. Dazu gehören insbeson-dere:\r\n›\r\nwettbewerbsfähige Strompreise durch eine Reform von Steuern, Abgaben und Umlagen sowie den schrittweisen Abbau fossiler Subventionen,\r\n›\r\nein schneller, systemisch abgestimmter Ausbau erneuerbarer Erzeugung, von Flexibilitäten und Netzinfrastruktur,\r\n›\r\nverlässliche beihilferechtliche und förderpolitische Rahmenbedingungen für Elektrifizie-rungsinvestitionen in Industrie, Energiewirtschaft, Gebäude und Verkehr.\r\nElektrifizierung bleibt damit ein wichtiges Leitinstrument der Transformation. Sie sollte über konsistente Preis- und Investitionssignale vorangebracht werden und nicht durch zusätzliche bürokratische Zielvorgaben überlastet werden.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 26 von 27\r\n10.2 Moleküle\r\nKomplementär sind erneuerbare und kohlenstoffarme Gase wie Biomethan und Wasserstoff zentrale Bausteine der Energiewende. Sie ermöglichen Sektorkopplung zwischen Strom, Wärme, Industrie und Verkehr und ergänzen die Elektrifizierung dort, wo diese technisch, wirtschaftlich oder systemisch an Grenzen stößt. Ihre Systemfunktion umfasst Speicherung, Transport und (saisonale) Flexibilität, etwa für energieintensive Industrieprozesse, Hochtem-peraturwärme, internationalen Energiehandel, die Flexibilisierung des Stromsystems und als Langzeitspeicher. Damit das gelingt, braucht es frühzeitig tragfähige Querverbindungen zwi-schen Strom- und Gasmärkten sowie passende regulatorische, marktliche und infrastruktu-relle Voraussetzungen. Zudem müssen Herkunfts- und Nachhaltigkeitsnachweise systemüber-greifend übertragbar und handelbar sein. Zuletzt sind auch die Finanzierung und das De- Risking der europäischen grenzüberschreitenden Wasserstoffinfrastruktur entscheidend für den Erfolg eines europäischen Wasserstoffmarkthochlaufs.\r\n10.2.1 RFNBO delegierter Rechtsakt\r\nDer Markthochlauf von RFNBO-konformem Wasserstoff (Wasserstoff nicht-biologischen Ur-sprungs) funktioniert nur dann realistisch und nachhaltig, wenn die Strombezugskriterien des Delegierten Rechtsakts RFNBO zeitnah systemdienlich weiterentwickelt werden. Die Anforde-rungen an Additionalität müssen so angepasst werden, dass sie erst ab 2035 greifen, die Zu-sätzlichkeit sollte dauerhaft bei monatlich gesetzt sein und nicht – wie bisher vorgesehen – 2030 auf stündlich verschärft werden. Somit wird der notwendige Wasserstoffhochlauf in der kommenden Dekade nicht konterkariert. Zusätzlich sollte, analog zu den Regelungen im Dele-gierten Rechtsakt zu kohlenstoffarmen Brennstoffen (DA LCF), die stündliche Bilanzierung der THG-Emissionen beim Netzstrombezug ermöglicht werden. Ein ausreichender Zugang zu er-neuerbarem Strom über das Netz ist unerlässlich, um eine systemdienliche Fahrweise von Elektrolyseuren zu ermöglichen, Skaleneffekte zu erhöhen und Kosten zu senken. Dies hätte weitere Kostendegressionen zur Folge und würde parallel die tatsächliche Klimawirkung diffe-renziert abbilden, anstatt pauschale Annahmen zu treffen, die den Einsatz von Netzstrom sys-tematisch benachteiligen. Gleichzeitig stellt er alle beteiligten Akteure, wie den Produzenten, Midstreamern, Endkunden und dem Staat vor Herausforderungen beim Risikomanagement, Portfolioaufbau und der Fristentransformation, da sich vor allem langfristige Geschäftsmo-delle aktuell nicht selbst tragen und dadurch Investitionsentscheidungen hinausgezögert wer-den. Anders als in etablierten Märkten fehlen belastbare Strukturen, standardisierte Produkte und ausreichend abgesicherte Nachfrage. Wasserstoff und seine Derivate sind (noch) keine handelbaren Commodities; ein funktionierender Markt mit verlässlichen Preissignalen muss sich erst entwickeln. Es fehlt weiterhin an regulatorischen und politischen\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 27 von 27\r\nRahmenbedingungen, die eine Marktentwicklung und -gestaltung und somit Investitionen auch vor dem Hintergrund der Importabhängigkeit auf internationaler Ebene ermöglichen.\r\n10.2.2 kohlenstoffarmer Wasserstoff\r\nAuch für kohlenstoffarmen Wasserstoff ist eine langfristige Absicherung des Markthochlaufs entscheidend. Derzeit bestehen jedoch erhebliche regulatorische Unsicherheiten, insbeson-dere im Zusammenspiel mit der EU-Methanemissionsverordnung (EU MER). Die konkreten Re-gelungen und ihre Auswirkungen auf Importpfade sind bislang unklar. Dies betrifft vor allem den LNG-Bezug, für den es derzeit keine praxistauglichen und belastbaren Vorgaben gibt. In der Folge werden Langfristverträge erschwert oder verhindert, was den Markthochlauf zusätz-lich hemmt.\r\nHinzu kommt, dass projektspezifische CO₂-Anrechnungen weiterhin nicht möglich sind und stattdessen zwingend auf pauschale Standardwerte zurückgegriffen werden muss, unabhängig von tatsächlichen Emissionsminderungen entlang der Wertschöpfungskette. Dies verhindert eine differenzierte Abbildung realer Klimaleistungen und schwächt gezielte Investitionsanreize für emissionsarme Projekte. Ohne mehr Planungssicherheit im Rahmen der EU MER und eine Weiterentwicklung der CO₂-Bilanzierungsregeln droht kohlenstoffarmem Wasserstoff sein Po-tenzial als Brückentechnologie zu verlieren, obwohl er einen wichtigen Beitrag zur Transfor-mation des Energiesystems leisten könnte.\r\n10.2.3 Infrastrukturaufbau für CO₂-Management\r\nStudien zur Erreichung der Klimaziele zeigen, dass technische Senken nötig sind, um unver-meidbare oder schwer vermeidbare CO₂-Emissionen zu adressieren, etwa aus industriellen und landwirtschaftlichen Prozessemissionen (vgl. Kapitel 4.1.4). CCU ermöglicht die stoffliche Nutzung abgeschiedenen CO₂, CCS die dauerhafte unterirdische Speicherung. Zentral ist der Aufbau einer bedarfsorientierten, leistungsfähigen Transport- und Speicherinfrastruktur. Da-für braucht es einen einheitlichen Netzzugang, De-Risking-Mechanismen, einen verlässlichen Regulierungsrahmen und die Priorisierung von CO₂-Infrastruktur im Planungsrecht, um ambiti-onierte Zeitpläne einhalten zu können. In der Startphase kann die gezielte Förderung von Clus-tern mit hohen CO₂-Mengen den Markthochlauf beschleunigen. Die Belange der öffentlichen Wasserversorgung bleiben unberührt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023154","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Klimaschutzarchitektur nach 2030","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/24/0c/778532/Stellungnahme-Gutachten-SG2606260033.pdf","pdfPageCount":22,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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It represents around \r\n90 percent of the electricity production, over 60 percent of local and district heating supply, 90 percent of natural gas, over 90 \r\npercent of energy grid as well as 80 percent of drinking water extraction as well as around a third of wastewater disposal in \r\nGermany. \r\nBDEW is registered in the German lobby register for the representation of interests vis-à-vis the German Bundestag and the \r\nFederal Government, as well as in the EU transparency register for the representation of interests vis-à-vis the EU institutions. \r\nWhen representing interests, it follows the recognised Code of Conduct pursuant to the first sentence of Section 5(3), of the \r\nGerman Lobby Register Act, the Code of Conduct attached to the Register of Interest Representatives (europa.eu) as well as \r\nthe internal BDEW Compliance Guidelines to ensure its activities are professional and transparent at all times. National register \r\nentry: R000888. European register entry: 20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\n(German Association of Energy and \r\nWater Industries) \r\nBDEW Representation at the EU \r\nAvenue de Cortenbergh 52 \r\n1000 Brussels \r\nBelgium \r\nwww.bdew.de \r\n Den ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nwww.bdew.de \r\nPage 2 of 22 \r\nContents \r\n1 Zusammenfassung und Kernforderungen ................................................... 3 \r\n2 Der Emissionshandel heute ........................................................................ 4 \r\n3 EU-ETS 1 - Zwischen Reform und Kontinuität .............................................. 5 \r\n3.1 Cap und Linearer Reduktionsfaktor .................................................................. 7 \r\n3.2 Marktstabilitätsreserve ..................................................................................... 8 \r\n3.3 Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie ............................................. 10 \r\n3.4 CBAM und kostenlose Zuteilungen ................................................................. 11 \r\n3.5 Internationale Gutschriften ............................................................................ 13 \r\n3.6 Abfallverbrennung .......................................................................................... 15 \r\n3.7 Integration von Negativemissionen ................................................................ 17 \r\n4 Perspektiven für den Emissionshandel – Vom EU-ETS zum internationalen \r\nCO2-Markt ............................................................................................... 18 \r\n4.1 Linking als erster Schritt internationaler Marktintegration ........................... 18 \r\n4.2 Artikel-6-Zertifikate als Brücke zu einem globalen CO2-Markt....................... 19 \r\n4.3 Globale CO2-Märkte als Antwort auf Carbon Leakage ................................... 20 \r\n4.4 Leitplanken für die Internationalisierung des ETS 1 ....................................... 21 \r\n \r\n \r\n  \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\n1 Zusammenfassung und Kernforderungen \r\nDer EU ETS 1 bleibt das zentrale marktwirtschaftliche Klimaschutzinstrument der EU und hat \r\nbereits erhebliche Emissionsminderungen in der Energiewirtschaft und der Industrie erzielt. \r\nIm anstehenden Review sollte das System weiterentwickelt werden, ohne seine Kernfunktion \r\nzu schwächen: ein verlässliches, wirksames und investitionsrelevantes CO₂-Preissignal zu set\r\nzen. Planungssicherheit, Marktstabilität, faire Wettbewerbsbedingungen und Carbon-Leakage\r\nSchutz sind dabei essenziell. Eine Verwässerung des Caps oder des linearen Reduktionsfaktors \r\nwürde die Glaubwürdigkeit des Systems untergraben und Unternehmen benachteiligen, die \r\nbereits in Dekarbonisierung investiert haben. \r\nGleichzeitig steht der ETS 1 vor neuen Herausforderungen, darunter sinkende Zertifikate\r\nmengen, steigende Transformationskosten, Risiken für die industrielle Wettbewerbsfähigkeit \r\nund mögliche Liquiditätsengpässe. Diese Herausforderungen sollten nicht durch eine \r\nSchwächung des ETS selbst gelöst werden. Stattdessen sollten industrie- und sozialpolitische \r\nZiele durch gezielte flankierende Maßnahmen adressiert werden, etwa durch \r\nStrompreiskompensation, Carbon Contracts for Difference, Investitionsprogramme und Trans\r\nformationsunterstützung. \r\nZentrale Handlungsempfehlungen: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nDer lineare Reduktionsfaktor sollte nicht abgeschwächt werden. Entlastungen für \r\nschwer transformierbare Sektoren sollten über gezielte Unterstützungsinstrumente er\r\nfolgen, nicht durch eine Verwässerung des Caps. \r\nDie Marktstabilitätsreserve sollte zu einem regelbasierten Liquiditätspuffer \r\nweiterentwickelt werden. Die automatische Löschung von Zertifikaten oberhalb von \r\n400 Millionen sollte ausgesetzt, die Verteilungsregeln sollten geglättet und die Ent\r\nnahmerate überprüft werden. Preisbasierte Eingriffe und Preissteuerung sollten \r\nabgelehnt werden. \r\nDer CBAM muss wirksam, administrierbar und umgehungssicher ausgestaltet werden. \r\nDer Abbau kostenloser Zuteilungen sollte nur dort erfolgen, wo der CBAM einen \r\ngleichwertigen Carbon-Leakage-Schutz gewährleistet. Exportorientierte Wertschöp\r\nfungsketten, Stromimporte und Elektrifizierungspfade müssen stärker berücksichtigt \r\nwerden. \r\nInternationale Gutschriften nach Artikel 6 des Pariser Abkommens sollten nur kontrol\r\nliert, begrenzt und qualitätsgesichert integriert werden. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 3 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\n› \r\n› \r\nNegative Emissionen und CO₂-Entnahmen sollten in den ETS 1 integriert werden, sobald \r\nein robuster Zertifizierungs- und MRV-Rahmen vorhanden ist. Dies würde die Liquidität \r\nunterstützen und Investitionen in Carbon-Management-Technologien anreizen. \r\nLangfristig sollte die EU den ETS 1 als Referenzmodell für internationale CO₂-Märkte \r\nweiterentwickeln. Eine Verknüpfung mit ähnlich ambitionierten Systemen sowie \r\nhochwertige Artikel-6-Zertifikate können die Liquidität erhöhen und Carbon-Leakage\r\nRisiken reduzieren, sofern sie das europäische CO₂-Preissignal und die Umweltintegrität \r\nnicht schwächen. \r\n2 Der Emissionshandel heute \r\nEmissionshandelssysteme basieren auf der einfachen Idee, dass Produzenten oder Emittenten \r\nvon CO₂ eine Erlaubnis erwerben müssen, um eine definierte Menge CO₂ in die Umwelt emit\r\ntieren zu dürfen. Hintergrund dieser Systeme ist es, den Ausstoß von umweltschädlichen Ga\r\nsen einzudämmen und zu reduzieren. Dabei legt eine Obergrenze (Cap) fest, wie viele Emissio\r\nnen maximal emittiert werden dürfen. Dieses Prinzip wird als „Cap and Trade“ bezeichnet. Der \r\nWert einzelner Emissionsberechtigungen ergibt sich dabei in der Regel aus dem Wechselspiel \r\nvon Angebot und Nachfrage bei einem über die Zeit sinkenden Cap. Die Kernidee: Durch die \r\nsinkende Verfügbarkeit der Emissionszertifikate und den daraus resultierenden steigenden \r\nPreis werden CO₂-intensive Prozesse verteuert, was Emittenten dazu motiviert, auf klima\r\nfreundliche Prozesse umzustellen. \r\nEin Blick in die Praxis zeigt, dass die Idee grundsätzlich effektiv ist. Seit 2005 nehmen europa\r\nweit rund 9.000 Anlagen der Energiewirtschaft und der energieintensiven Industrie am euro\r\npäischen Emissionshandelssystem (ETS 1) teil. Seit 2012 ist zudem der innereuropäische Luft\r\nverkehr erfasst und seit 2024 auch der Seeverkehr. Seitdem haben die erfassten deutschen \r\nAnlagen ihre Emissionen um rund 47 Prozent reduziert; europaweit gingen die Emissionen der \r\nstationären Anlagen im ETS 1 sogar um rund 51 Prozent zurück. Zentrale Treiber dieser Ent\r\nwicklung waren der steigende Anteil erneuerbarer Energien, der Rückgang der Stromerzeu\r\ngung aus Stein- und Braunkohle, Brennstoffwechsel, Effizienzsteigerungen sowie weitere \r\nklima- und energiepolitische Maßnahmen.  \r\nDer ETS 1 hat seit seinem Beginn Auktionserlöse in Höhe von 248 Milliarden Euro generiert, \r\ndie jeweils national in Klimaschutzmaßnahmen sowie in die Transformation des Energiesys\r\ntems geflossen sind. Diese eindrucksvollen Zahlen zeigen, dass der europäische Emissionshan\r\ndel ein wirksames marktbasiertes Instrument der europäischen Klimaschutzpolitik darstellt \r\nund wirksame Preissignale für die Transformation generiert. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 4 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nDie Energiewirtschaft versteht sich als Teil der Lösung, um die Folgen des Klimawandels einzu\r\ndämmen, und hat in den letzten beiden Jahrzehnten dazu beigetragen, den europäischen \r\nEmissionshandel weiterzuentwickeln. Für die Energiewirtschaft bietet der Emissionshandel \r\nVerlässlichkeit und Planbarkeit sowie effektive Preissignale für zukünftige Investitionsent\r\nscheidungen. Daher unterstützen der BDEW und seine über 2.000 Mitglieder diese zentrale \r\nSäule der europäischen Klimaschutzpolitik.  \r\nGleichzeitig zeigen die Verschiebung des europäischen Brennstoffemissionshandels (ETS 2), \r\nZeichen einer wirtschaftlichen Rezession sowie globale Konflikte wie der Iran-Krieg, dass der \r\nEmissionshandel an sich unter Druck steht. Die wirtschaftliche Situation zusammen mit dem \r\nEmissionshandel führen in bestimmten Sektoren zu fundamentalen Herausforderungen und \r\ndie Marktdynamik wird sich in den kommenden Jahren grundlegend verändern. \r\nDer ETS 1 wurde seit seiner Einführung im Jahr 2005 in vier Handelsphasen kontinuierlich wei\r\nterentwickelt. Mit diesem Papier möchte der BDEW das anstehende ETS-1-Review vorbereiten \r\nund einen Beitrag zur Weiterentwicklung leisten. Zunächst erfolgt eine Darstellung der gegen\r\nwärtigen Positionen zum ETS 1, anschließend werden aus dieser Betrachtung Eckpunkte und \r\nLeitplanken für das anstehende Review formuliert, nach denen die Energiewirtschaft mögliche \r\nVorschläge im Nachgang des Reviews bewertet. Abschließend erfolgt ein Ausblick auf die Zu\r\nkunft des ETS 1. \r\nDas Ziel der Energiewirtschaft besteht darin, den Emissionshandel zu erhalten, weiterzuentwi\r\nckeln und seine Anwendungsbereiche auszuweiten. Unternehmen, die bereits in die Dekarbo\r\nnisierung investieren, dürfen nicht unter einer möglichen vollständigen Entschärfung des \r\nEmissionshandels leiden. Gleichzeitig müssen schwer transformierbare Bereiche vor Überfor\r\nderung geschützt werden. Neben der Energiewirtschaft und der Industrie adressiert der Emis\r\nsionshandel auch die Bürgerinnen und Bürger selbst. In Zeiten geopolitischer Verwerfungen \r\nkommen ihm zudem industriepolitische und außenpolitische Rollen zu. Der BDEW versteht \r\nsich als energiewirtschaftlicher Verband, der auch diese großen Fragen zumindest mitdenken \r\nmöchte, wenn er auch für ihre Lösung lediglich Hinweise geben kann. \r\n3 EU-ETS 1 - Zwischen Reform und Kontinuität \r\nDie Reformdebatte bezüglich des ETS 1 hat mit der Verschiebung des ETS 2, der Verschärfung \r\nder EU-Klimaziele sowie mit der aktuellen Energiekrise – resultierend aus dem Konflikt der \r\nUSA und Israels mit dem Iran - wieder deutlich Fahrt aufgenommen. Jedoch gab es auch vor \r\ndiesen Ereignissen dringende Themen für die Überarbeitung des ETS 1, etwa das Thema der \r\nWettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industriebranchen. Innerhalb dieser sehr unter\r\nschiedlichen Ereignisse kristallisieren sich einige sehr unterschiedliche industrie-, sozial und \r\nwww.bdew.de \r\nPage 5 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\ngrundsätzliche wirtschaftspolitische Spannungsfelder heraus. Der ETS 1 soll dabei außenwirt\r\nschaftpolitische Fragestellungen adressieren, Endverbraucher vor hohen Preisen schützen und \r\nmittels effektiver Preissignale Transformation marktlich organisieren.  \r\nAll diese Fragestellungen sind wichtig, lassen sich aus Sicht der Energiewirtschaft aber nicht \r\nallein durch den ETS 1 lösen. Der ETS 1 sollte in erster Linie externalisierte Kosten internalisie\r\nren und dadurch Anreize schaffen, in emissionsärmere Alternativen zu investieren. Selbstver\r\nständlich muss das Marktdesign dabei Marktteilnehmer und Endverbraucher vor preislichen \r\nVerwerfungen schützen – jedoch braucht es hierzu zusätzliche politische Maßnahmen, um \r\netwa Fragen der Industrie- und Sozialpolitik von außerhalb zu flankieren. Damit der ETS 1 In\r\nvestitionen in klimaneutrale Technologien wirksam anreizen kann, braucht es ein ausreichend \r\nstarkes und verlässliches CO₂-Preissignal. Robuste und vorhersehbare Marktregeln sind dafür \r\nunerlässlich, um die Lenkungswirkung des Systems zu sichern und Investitionsentscheidungen \r\nplanbar zu machen. Im anstehenden Reviewprozess ist es daher wichtig alle Maßnahmen auf\r\neinander abzustimmen, um ein verlässliches, effizientes und nachhaltiges Preissignal zu gene\r\nrieren und gleichzeitig mögliche Volatilität zu begrenzen.  \r\nFür die Überarbeitung des ETS 1 sind aus Sicht des BDEW die folgenden vier Leitplanken ent\r\nscheidend, um den ETS 1 zu modernisieren und gleichzeitig ambitionierten und nachhaltigen \r\nKlimaschutz sicherzustellen: \r\n1.) Planungssicherheit \r\nFür die Energiewirtschaft ist der ETS 1 und die daraus resultierende Planungssicherheit eine \r\ngroße Errungenschaft. Durch verlässliche gesetzliche Rahmenbedingungen und Marktregeln \r\nkönnen Unternehmen ihre Investitionen langfristig planen und sich darauf verlassen, dass Ein\r\ngriffe nur dann vorgenommen werden, wenn es zu externen und unvorhergesehen Ereignis\r\nsen kommt. Diese Sicherheit ist essenziell für langfristige Investitionsentscheidungen. Aus \r\nSicht der Branche ist der jährliche lineare Reduktionsfaktor (LRF) von 4,4 Prozent – bis 2030 – \r\ngeeignet, eine Lenkungswirkung zur Dekarbonisierung zu erreichen. Der LRF sollte nicht abge\r\nschwächt werden. Eine Abschwächung würde die Integrität des Systems erheblich gefährden \r\nund insbesondere Vorreiter benachteiligen.  \r\n2.) Wirksames Preissignal \r\nInvestitionsentscheidungen werden auf der Grundlage von wirtschaftlichen Betrachtungen ge\r\ntroffen. Damit Anreize entstehen können, benötigt der ETS 1 ein wirksames und nicht zu stark \r\nverwässertes Preissignal. Zu niedrige Preise können notwendige Investitionen verschieben \r\noder sogar verhindern. Zu hohe oder zu volatile Preise führen natürlich zu Verwerfungen, die \r\nes zu minimieren gilt. Mit einem sinkenden Cap kann es perspektivisch zu höheren Zertifikats\r\npreisen kommen, die vor allem dann zu Belastungen führen, wenn klimaneutrale Alternativen \r\nwww.bdew.de \r\nPage 6 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nnicht ausreichend verfügbar sind – daher ist es um so wichtiger, bei der Überarbeitung des ETS \r\n1 möglichst keine Maßnahmen zu ergreifen, die das bestehende Preissignal unnötig verwäs\r\nsern oder die Planungssicherheit beeinträchtigen. \r\n3.) MSR zum Liquiditätsmanagement nutzen \r\nDie MSR wurde ursprünglich eingeführt, um die Überliquidität infolge eines strukturellen \r\nÜberangebots an CDM-Emissionsrechten zu reduzieren. Gleichzeitig entzieht sie dem Markt \r\njedoch auch in Phasen geringer Nachfrage – etwa infolge einer schwachen wirtschaftlichen \r\nEntwicklung – Zertifikate und kann dadurch zu höheren Zertifikatspreisen beitragen. Die MSR \r\nbleibt damit ein wichtiges Instrument des Liquiditätsmanagements, insbesondere zur Adres\r\nsierung struktureller Ungleichgewichte. Ihre Rolle wird sich künftig jedoch deutlich verändern: \r\nAngesichts des sinkenden Caps wird sie verstärkt Knappheit regulieren müssen. Umso wichti\r\nger ist es, dass die MSR strikt regelbasiert operiert. Eine Aussetzung der Löschung von Zertifi\r\nkaten innerhalb der MSR darf nicht dazu führen, dass die MSR selbst zu einem überdimensio\r\nnierten Puffer anwächst. Preisbasierte Ansätze lehnt der BDEW ab. \r\n4.) Emissionshandel politisch flankieren \r\nDer ETS 1 ist in erster Linie ein Klimaschutzinstrument zur Dekarbonisierung. Aus Sicht der \r\nEnergiewirtschaft sollte vermieden werden, mit dem ETS allein zugleich industrie- und sozial\r\npolitische Ziele zu erreichen. Daher ist neben dem ETS die politische Flankierung notwendig, \r\num Industrie und private Haushalte bestimmter Gruppen zielgerichtet zu entlasten. Denkbar \r\nsind hier Klimaschutzverträge, Investitionsprogramme oder Umstiegsprogramme auf z.B. kli\r\nmaneutrale Wärmetechnologien und Fahrzeuge. \r\nDie verschiedenen Themenfelder der ETS-1-Reform werden im Folgenden näher beleuchtet. \r\nAlle hier aufgeführten Maßnahmen sollten aufeinander abgestimmt und primär auf die Stabili\r\nsierung der Liquidität ausgerichtet sein. Aus rein marktdesigntechnischer Sicht können solche \r\nMaßnahmen lediglich vor Preisverwerfungen schützen. Sie sind jedoch nicht dazu geeignet, \r\nCO2-Preise auf ein bestimmtes Niveau zu lenken. \r\n3.1 Cap und Linearer Reduktionsfaktor \r\nAus Sicht des BDEW ist das Cap beziehungsweise der LRF von besonderer Bedeutung. Ein \r\nglaubwürdiges, sinkendes Cap ist die zentrale Voraussetzung für ein wirksames Preissignal. \r\nEine zu starke Abschwächung des LRF würde die klimapolitische Integrität des Systems gefähr\r\nden und insbesondere Unternehmen benachteiligen, die bereits frühzeitig in Dekarbonisie\r\nrung investiert haben. Im anstehenden Review sollte es daher nicht darum gehen, diesen Pfad \r\ngrundlegend in Frage zu stellen. Die Verbindlichkeit, die durch den LRF entsteht, ist aus der \r\nSicht der Energiewirtschaft das Herzstück des Emissionshandels und sollte daher unverändert \r\nbestehend bleiben. Sollte politisch dennoch über Anpassungen diskutiert werden, müssten \r\nwww.bdew.de \r\nPage 7 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\ndiese eng begrenzt bleiben und dürften die Integrität des Caps sowie die Planungs- und Inves\r\ntitionssicherheit nicht gefährden. \r\nGleichzeitig besteht die Aufgabe darin, im Lichte des 2040-Ziels, zu prüfen, wie ein industriell \r\ntragfähiger Übergang in die Phase nach 2039 gestaltet werden kann – ohne das benannte \r\nHerzstück des Systems zu gefährden. In Vorbereitung auf das ETS-Review möchte der BDEW \r\nan dieser Stelle darauf hinweisen, dass eine Entlastung bestimmter Sektoren nicht notwendi\r\ngerweise über eine Abschwächung des LRF erfolgen muss. Die wirksamsten Hebel liegen in der \r\nbereits angekündigten Verlängerung der kostenlosen Zuteilungen sowie in der Integration von \r\nNegativemissionen und Artikel-6-Zertifikaten – die Rahmenbedingungen hierfür werden spä\r\nter im Papier benannt. \r\n› Handlungsempfehlung: Die Energiewirtschaft investiert bereits heute in die Transformation. \r\nDer Erfolg dieser Investitionen ist eng mit Stabilität und Planungssicherheit verbunden. Da\r\nher lehnt der BDEW eine zu starke Abschwächung des LRF ab und empfiehlt, schwer zu \r\ntransformierende Sektoren im Rahmen des ETS-1-Reviews nicht primär über den LRF, son\r\ndern über andere Entlastungsmaßnahmen zu adressieren. \r\n3.2 Marktstabilitätsreserve \r\nIn seiner frühen Phase litt der ETS 1 unter einem massiven Preisverfall aufgrund eines struktu\r\nrellen Überangebots an Zertifikaten. Aus Sicht des BDEW war die Marktstabilitätsreserve \r\n(MSR) eine geeignete Antwort auf dieses Überangebot. Zwar stellt die MSR grundsätzlich ei\r\nnen Markteingriff dar, den der BDEW kritisch bewertet. Gleichwohl hat sie wesentlich dazu \r\nbeigetragen, das Überangebot der frühen ETS-1-Jahre wirksam abzubauen und die Funktions\r\nfähigkeit des Marktes zu stärken. Somit hat die MSR erheblich zur Stabilisierung und Glaub\r\nwürdigkeit des CO₂-Preissignals im EU-ETS 1 beigetragen. Gleichzeitig entzieht sie dem Markt \r\njedoch auch in Phasen geringer Nachfrage – etwa infolge einer schwachen wirtschaftlichen \r\nEntwicklung – Zertifikate und kann dadurch zu höheren Zertifikatspreisen beitragen. Bei einer \r\nReform der MSR sollten solche, für die Marktteilnehmer, nachteiligen Effekte berücksichtigt \r\nwerden. Auch in den kommenden Jahren wird es weiterhin noch zu einem Entzug von Zertifi\r\nkaten durch die MSR kommen. Daher ist es sachgerecht, durch eine Aussetzung der Löschung \r\nvon Zertifikaten aus der MSR einen Puffer für künftige Knappheitssituationen aufzubauen. \r\nDreh- und Angelpunkt der Reformdebatte zum EU-ETS 1 ist deshalb auch die Weiterentwick\r\nlung der MSR. Bereits vor dem anstehenden Review wurde vorgeschlagen, die automatische \r\nLöschung von Zertifikaten oberhalb der 400-Mio.-Schwelle auszusetzen. Bislang verlieren Zer\r\ntifikate in der MSR oberhalb dieser Schwelle jährlich ihre Gültigkeit. Aus Sicht des BDEW kann \r\neine solche Anpassung ein wichtiger Schritt hin zu einer Modernisierung des ETS 1 sein. Wäh\r\nrend die MSR bislang vor allem darauf ausgerichtet war, strukturelle Überschüsse im \r\nwww.bdew.de \r\nPage 8 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nZertifikatemarkt abzubauen, wird ihre Rolle in einem zunehmend knappen Marktumfeld neu \r\nzu bestimmen sein. Künftig sollte die MSR stärker als regelbasierter Liquiditätspuffer ausge\r\nstaltet werden, der fundamentale Angebots- und Nachfrageschocks abfedern und übermäßige \r\nMarktvolatilität begrenzen kann, ohne die ökologische Integrität des EU-ETS 1 zu unterlaufen. \r\nZu einer Weiterentwicklung der MSR kann zudem beitragen, die bestehenden Schwellenwerte \r\nan die künftigen Marktbedingungen anzupassen. Mit dem sinkenden Cap ist zu erwarten, dass \r\ndie Frage der Wiederausschüttung von Zertifikaten aus der MSR an Bedeutung gewinnt. Dabei \r\nsollte vermieden werden, dass das Unterschreiten eines einzelnen Schwellenwerts zu einer \r\nabrupten und sehr umfangreichen Ausschüttung führt. Eine entsprechende Glättungslogik \r\nwurde bereits für den Bereich zwischen 833 Mio. und 1.096 Mio. Zertifikaten eingeführt. Aus \r\nSicht des BDEW sollte geprüft werden, ob eine vergleichbare gleitende Ausschüttungsregel \r\nauch für den Bereich unterhalb von 400 Mio. Zertifikaten sinnvoll wäre. Entscheidend ist da\r\nbei, dass die Ausschüttungsregeln streng mengenbasiert, transparent und regelgebunden blei\r\nben. Die Einführung von Preistriggern lehnt der BDEW ab. Die MSR sollte ein Instrument des \r\nLiquiditätsmanagements bleiben und nicht zur expliziten politischen Preissteuerung genutzt \r\nwerden. Nur so kann das CO₂-Preissignal seine Funktion erfüllen und Investitionen in klima\r\nneutrale Technologien effizient anreizen. \r\nEine weitere Stellschraube kann die Anpassung der Entnahmerate sein. Derzeit werden bei ei\r\nner Total Number of Allowances in Circulation (TNAC) von mehr als 1.096 Mio. Zertifikaten 24 \r\nProzent der Gesamtmenge der im Umlauf befindlichen Zertifikate über zwölf Monate aus den \r\nAuktionsmengen entnommen und in die MSR überführt. Auch in den kommenden Jahren \r\nkann es trotz sinkenden Caps noch zu Entnahmen kommen. Im Rahmen des Reviews sollte da\r\nher geprüft werden, ob die Entnahmerate angepasst werden muss, um kurz- und mittelfristig \r\nausreichende Marktliquidität zu gewährleisten. Dabei sind die kurzfristige Entlastungswirkung \r\nund die langfristige Funktion der MSR als Stabilitätspuffer sorgfältig gegeneinander abzuwä\r\ngen. Eine Anpassung der Entnahmerate darf nicht zu einer Aufweichung des Caps führen, son\r\ndern muss darauf ausgerichtet bleiben, die Funktionsfähigkeit des Marktes unter zunehmen\r\nden Knappheitsereignissen zu sichern. \r\nEin weiteres Thema betrifft die Berechnung der TNAC. Um Fehlsteuerung durch die MSR zu \r\nvermeiden, sollten bei der Berechnung der TNAC die Nutzung von EUA durch den Flugverkehr \r\nbis zum Jahr 2024 sowie durch einige Mitgliedsstaaten im Rahmen der ESR-Flexibilität (bis zu \r\n100 Mio. bis 2030) einbezogen werden. \r\nInsgesamt sollte die Reform der MSR darauf ausgerichtet sein, die Funktionsfähigkeit und \r\nResilienz zu stärken, ohne die ökologische Integrität und die marktbasierte Lenkungswirkung \r\ndes ETS 1 zu unterlaufen. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 9 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\n› \r\nHandlungsempfehlung: Die MSR sollte zu einem regelbasierten Liquiditätspuffer für ein \r\nzunehmend knappes Marktumfeld weiterentwickelt werden. Dafür sollten die automati\r\nsche Löschung oberhalb von 400 Mio. Zertifikaten ausgesetzt, die Ausschüttungsregeln \r\ngeglättet und die Entnahmerate überprüft werden. Preistrigger und politische Preissteu\r\nerung sind abzulehnen; die Reform muss Marktliquidität sichern, ohne Cap, Preissignal \r\noder ökologische Integrität des EU-ETS 1 zu unterlaufen. \r\n3.3 Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie \r\nEin weiteres zentrales Themenfeld des Reviews ist Carbon Leakage, also die Verlagerung von \r\nProduktion und Investitionen in Länder mit weniger strengen Klimaschutzanforderungen. Aus \r\nSicht des BDEW kann dieses Risiko mit der voranschreitenden Transformation und Elektrifizie\r\nrung industrieller Prozesse weiter zunehmen. Dies gilt insbesondere für energieintensive Bran\r\nchen, deren Strom- und Energiebedarf im Zuge der Dekarbonisierung steigt. Die Carbon\r\nLeakage-Liste der EU sollte daher regelmäßig überprüft und an veränderte Transformations\r\npfade sowie tatsächliche Wettbewerbsrisiken angepasst werden. \r\nDer BDEW bewertet die bestehenden Instrumente des Carbon-Leakage-Schutzes, insbeson\r\ndere die kostenlose Zuteilung von Zertifikaten und die Kompensation indirekter CO₂-Kosten, \r\ngrundsätzlich als wirksam und wichtig. Sie sollten jedoch regelbasiert, zielgenau und transfor\r\nmationsorientiert ausgestaltet werden. Kostenlose Zuteilungen dürfen den Transformations\r\nanreiz nicht dauerhaft schwächen. Sie können jedoch übergangsweise erforderlich bleiben, \r\nsolange der Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) keinen gleichwertigen und ver\r\nlässlichen Schutz bietet. Ihr Abbau sollte daher nur in dem Maße erfolgen, in dem CBAM tat\r\nsächlich administrierbar, umgehungsfest und wirksam ist. Der Fokus sollte aus Sicht des BDEW \r\nentsprechend auf der Weiterentwicklung des CBAM liegen. \r\nDie Strompreiskompensation (SPK) hat weiterhin eine besondere Bedeutung. Aus Sicht des \r\nBDEW ist sie eines der wirkungsvollsten Instrumente des Carbon-Leakage-Schutzes, da sie in\r\ndirekte CO₂-Kosten adressiert und somit strombasierte Transformationspfade unterstützt. Mit \r\nder zunehmenden Elektrifizierung industrieller Prozesse gewinnt ihre Fortführung und lang\r\nfristige Finanzierung weiter an Bedeutung. Volkswirtschaftlich kann die SPK ein effizientes In\r\nstrument sein, da sie die Wettbewerbsfähigkeit sichert und zugleich Anreize für Elektrifizie\r\nrung schafft. Aktuell müssen Unternehmen Jahr für Jahr auf nationaler Ebene für die Fortfüh\r\nrung der SPK kämpfen. Diese Unsicherheit schafft keine Anreize für Investitionen in Elektrifi\r\nzierung. Die Möglichkeit der Einführung einer SPK sollte daher EU-weit planungssicher in der \r\nETS-Richtlinie verankert und die entsprechenden nationalen ETS-Einnahmen mehrheitlich \r\nzweckgebunden bereitgestellt werden. Über die tatsächliche Einführung sollte weiterhin jeder \r\nMitgliedsstaat selbst entscheiden. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 10 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nErgänzend zu den im ETS-Recht verankerten Instrumenten sollten flankierende Maßnahmen \r\nstärker genutzt werden, um konkrete Investitionen in klimaneutrale Prozesse auszulösen. Dies \r\nbetrifft insbesondere die Weiterentwicklung von Innovation Fund, Temporary Decarbonisa\r\ntion Fund und der Industrial Decarbonisation Bank. Dazu gehören insbesondere Carbon \r\nContracts for Difference (CCfD), die Transformationsmehrkosten absichern und Investitionen \r\nin Elektrifizierung, Wasserstoff oder andere klimaneutrale Verfahren ermöglichen. Ein Vorteil \r\ndieser Differenzverträge besteht darin, dass sie gezielt konditioniert werden können. So ist es \r\nmöglich, bestimmte Schritte der Wertschöpfung an Standorte in Deutschland oder Europa zu \r\nbinden und damit industrielle Wettbewerbsfähigkeit mit Klimaschutz zu verbinden. Hinzu \r\nkommt, dass der Industrial Accelerator Act (IAA) die Möglichkeit bietet, dass Leitmärkte für \r\nunterschiedliche Sektoren etabliert werden. Der Staat müsste keine weiteren finanziellen Mit\r\ntel in die Hand nehmen, da die Rahmenbedingungen bereits die richtigen Anreize setzen. \r\nDadurch wäre die Abnahme von grünen Produkten gesichert und eine Refinanzierung der \r\nTransformationskosten innerhalb der Wertschöpfungskette gegeben. \r\n3.4 CBAM und kostenlose Zuteilungen \r\nFür die Energiewirtschaft ist CBAM keinesfalls ein Randthema, das hauptsächlich die energie\r\nintensive Industrie betrifft. Die Ausgestaltung dieses Instruments entscheidet darüber, ob das \r\nPreissignal des ETS 1 politisch tragfähig bleibt. Wenn europäische Industrieunternehmen \r\ndurch steigende CO2-Kosten gegenüber Drittstaatenproduzenten benachteiligt werden, steigt \r\nder Druck den ETS 1 selbst abzuschwächen. Nur ein wirksamer CBAM kann diesen Druck redu\r\nzieren und dabei helfen ein wirksames Preissignal zu erhalten. Wirksamer Klimaschutz ist nur \r\ndann dauerhaft tragfähig, wenn er Wettbewerbsverzerrungen und die Verlagerung von Pro\r\nduktion in Länder mit geringeren Klimaschutzanforderungen begrenzt.  \r\nDerzeit ist der CBAM noch kein vollständig erprobtes Instrument, da er erst ab dem Jahr 2026 \r\nvollständig in Kraft getreten ist. Gleichzeitig beginnt in den von den kostenlosen Zuteilungen \r\nbetroffenen Sektoren die schrittweise Abschmelzung der kostenlosen Zuteilungen. Aus Sicht \r\ndes BDEW muss daher sorgfältig überprüft werden, ob CBAM tatsächlich einen gleichwertigen \r\nCarbon-Leakage-Schutz bietet und für welche Sektoren er diesen Schutz bieten kann. Die \r\nRückführung bestehender Schutzinstrumente darf nicht schneller erfolgen als der nachweisli\r\nche Aufbau eines wirksamen, administrierbaren und umgehungsfesten Grenzausgleichsme\r\nchanismus. Der BDEW begrüßt daher, dass in der Reformdebatte eine zeitlich begrenzte Fort\r\nführung beziehungsweise Anpassung des Abbaupfads der kostenlosen Zuteilung diskutiert \r\nwird. Wichtig ist hierbei jedoch, dass ein Teil des Transformationsdrucks erhalten bleibt, da \r\ndie kostenlosen Zuteilungen die betroffenen Branchen lediglich bis zu einem Punkt begleiten \r\nwerden, an dem insgesamt wenig Zertifikate verfügbar sein werden. Wichtig ist es daher, \r\nschnellstmöglich einen wirksamen Carbon-Leakage-Schutz zu etablieren. Besondere \r\nwww.bdew.de \r\nPage 11 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nAufmerksamkeit erfordert dabei die internationale Wettbewerbsfähigkeit exportorientierter \r\nUnternehmen. CBAM in seiner derzeitigen Ausgestaltung adressiert vor allem den Wettbe\r\nwerb auf dem EU-Binnenmarkt. Jedoch wird die Fokussierung auf den EU-Binnenmarkt nicht \r\nder Wettbewerbsrealität exportorientierter Unternehmen gerecht. Ihre Wettbewerbsnach\r\nteile entstehen insbesondere auf Märkten außerhalb der EU. Daher braucht es ergänzende, \r\nWTO-kompatible Instrumente, um CBAM zu ergänzen und so industrielle Wertschöpfung in \r\nEuropa zu sichern. Der BDEW kann hierzu kein vollumfängliches Konzept vorlegen, da unsere \r\nMitgliedsunternehmen hiervon praktisch nicht betroffen sind. Für die Energiewirtschaft ist ein \r\nwirksamer Carbon-Leakage-Schutz deshalb zentral, weil industrielle Elektrifizierung, Wasser\r\nstoffhochlauf, klimaneutrale Wärme und Investitionen in Netze, Speicher und Erzeugung auf \r\neine wettbewerbsfähige industrielle Nachfragebasis angewiesen sind. \r\nEine besondere energiewirtschaftliche Bedeutung hat CBAM mit Blick auf den grenzüber\r\nschreitenden Stromhandel. Da Strom selbst in den Anwendungsbereich des CBAM fällt, soll \r\nverhindert werden, dass CO₂-intensive Stromerzeugung in Drittstaaten gegenüber ETS-pflichti\r\nger Stromerzeugung innerhalb der EU einen strukturellen Wettbewerbsvorteil erhält. Dies \r\nkann dazu beitragen, die Integrität des EU-ETS 1 und des europäischen Strombinnenmarktes \r\nzu schützen. Zugleich muss die konkrete Ausgestaltung der CBAM-Regeln für Stromimporte \r\nenergiemarktlich praktikabel bleiben. Stromflüsse erfolgen kurzfristig, physikalisch und häufig \r\nsystemdienlich; daher dürfen Nachweis-, Berechnungs- und Abwicklungspflichten keine Fehl\r\nanreize für Versorgungssicherheit, grenzüberschreitenden Handel oder Systemstabilität set\r\nzen. Für Stromexporte und strombasierte Wertschöpfung außerhalb des EU-Binnenmarkts \r\nbleibt zudem zu prüfen, ob ergänzende, WTO-kompatible Instrumente erforderlich sind, um \r\nWettbewerbsnachteile durch unterschiedliche CO₂-Kosten zu begrenzen. \r\nEng mit diesem Thema verwoben ist das Thema der Benchmarks für die Zuteilungen. Grund\r\nsätzlich bestimmen die Benchmarks, wie viele kostenlose Zertifikate eine Anlage erhält. Sie \r\norientieren sich dabei an der Treibhausgasintensität der effizientesten Anlagen eines Produkt\r\nsegments. Aus Sicht des BDEW müssen Benchmarks so weiterentwickelt werden, dass sie am\r\nbitionierte Dekarbonisierung anreizen, dabei aber technisch realisierbare Transformations\r\npfade und die Verfügbarkeit klimaneutraler Alternativen berücksichtigen. Gerade mit Blick auf \r\ndie zunehmende Elektrifizierung industrieller Prozesse ist entscheidend, dass Benchmarks \r\nkeine Fehlanreize zulasten strombasierter Lösungen setzen. Klimaneutrale oder perspektivisch \r\nklimaneutrale Elektrifizierung, Wasserstoffanwendungen sowie CO₂-arme Wärme- und Pro\r\nzesslösungen dürfen nicht dadurch benachteiligt werden, dass direkte und indirekte Emissio\r\nnen oder die damit verbundenen Kosten nicht sachgerecht abgebildet werden. Die Ausgestal\r\ntung der Benchmarks muss daher eng mit der Strompreiskompensation, dem CBAM und der \r\nTransformation der Energieinfrastrukturen zusammengedacht werden. Ein sinnvoller \r\nwww.bdew.de \r\nPage 12 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nVorschlag, der sich gerade innerhalb der Diskussion befindet, ist eine stärkere Anerkennung \r\nindirekter CO2-Kosten bei Strombezug innerhalb der Ermittlung der Benchmarkfaktoren. Bis\r\nher werden bei der Ermittlung der Faktoren lediglich direkte Kostenbelastungen berücksich\r\ntigt. Damit für die Elektrifizierung adverse Anreize reduziert werden können, ist es eine Mög\r\nlichkeit indirekte Kostenbelastungen einfließen zu lassen. Hierbei ist jedoch auf eine rechtssi\r\nchere Umsetzung zu achten. Derzeit ist rechtlich nicht klar, ob diese Form der Berücksichti\r\ngung rechtlich umsetzbar ist. Bisher wird in den Förderlogiken klar zwischen direkten und indi\r\nrekten Belastungen unterschieden und in Artikel 10a Absatz 6 der ETS-Richtlinie eine doppelte \r\nKompensation dann über nationale Förderinstrumente ausgeschlossen. Aus Sicht des BDEW \r\nbedarf es hier einer rechtlichen Klarstellung. Jedenfalls kann über die Berücksichtigung indi\r\nrekter CO2-Kosten bei der Ermittlung der Benchmarks der voranschreitenden Elektrifizierung \r\nRechnung getragen werden. \r\nWeiterhin sollte im Bereich der kostenlosen Zuteilungen die Neuanlagenreserve näher be\r\ntrachtetet werden. Mit der ursprünglichen Ausstattung der NER mit 330 Mio. EUA ist sie mitt\r\nlerweile auf über 500 Mio. EUA angewachsen (aus Korrekturen der kostenlosen Zuteilung bei \r\nSchließung und Teilschließungen). Diese Mengen sollten ab 2031 für zusätzliche kostenlose \r\nZuteilung an die Industrie verwendet werden. \r\nZiel muss ein konsistenter Carbon-Leakage-Rahmen sein, der das CO₂-Preissignal des ETS 1 er\r\nhält, industrielle Elektrifizierung ermöglicht und zugleich die Investitionsbedingungen für die \r\nEnergiewirtschaft in eine klimaneutrale Strom-, Wärme- und Wasserstoffversorgung stärkt. \r\n› \r\nHandlungsempfehlung: Der CBAM sollte im Rahmen des ETS-1-Reviews gezielt weiter\r\nentwickelt werden, damit er einen wirksamen, administrierbaren und umgehungsfesten \r\nCarbon-Leakage-Schutz bietet. Die Rückführung kostenloser Zuteilungen darf nur in dem \r\nMaße erfolgen, in dem CBAM tatsächlich gleichwertigen Schutz gewährleistet; eine zeit\r\nlich begrenzte Anpassung des Abbaupfads sollte daher geprüft werden. Zugleich müssen \r\nexportorientierte Wertschöpfungsketten, Stromimporte und strombasierte Transforma\r\ntionspfade stärker berücksichtigt werden. Benchmarks sollten so ausgestaltet werden, \r\ndass sie Elektrifizierung, Wasserstoffanwendungen und CO₂-arme Prozesslösungen nicht \r\nbenachteiligen. Ergänzend sind Strompreiskompensation und rechtliche Klarstellungen \r\nzur Berücksichtigung indirekter CO₂-Kosten erforderlich, um Wettbewerbsfähigkeit, In\r\nvestitionssicherheit und das CO₂-Preissignal des ETS 1 miteinander zu verbinden. \r\n3.5 Internationale Gutschriften \r\nInternationale Gutschriften nach Artikel 6 des Pariser Abkommens können perspektivisch eine \r\nwichtige Rolle für die Weiterentwicklung des ETS 1 spielen – ein direkter Einbezug sollte pha\r\nsenweise erfolgen. Ein direkter Einbezug in den ETS 1 direkt zu Beginn der Integration ist nicht \r\nwww.bdew.de \r\nPage 13 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nzielführend. Mit dem sinkenden Cap und der zunehmenden Knappheit im europäischen Zerti\r\nfikatemarkt stellt sich die Frage, wie schwer vermeidbare Emissionen langfristig adressiert und \r\nzugleich Marktliquidität sowie internationale Anschlussfähigkeit gestärkt werden können. \r\nHochwertige internationale Minderungsleistungen können hierzu einen Beitrag leisten, sofern \r\nsie strengen Anforderungen an Wirksamkeit, Zusätzlichkeit, Transparenz und Vermeidung von \r\nDoppelzählungen genügen. Wenn die Nutzung von internationalen Zertifikaten im ETS 1 zuge\r\nlassen wird, muss sichergestellt werden, dass Carbon Dioxid Removals (CDR) aus internationa\r\nlen Quellen denselben Auflagen unterliegen wie CDR aus EU-Quellen. Andernfalls würden die \r\ninternationalen Zertifikate den (langfristigen) Grenzpreis setzen und EU-CDRs hätten kaum \r\neine Chance. \r\nAus Sicht des BDEW sollte eine Einbindung internationaler Gutschriften in den ETS 1 daher nur \r\nsehr vorsichtig und begrenzt geprüft werden. Die Erfahrungen mit Projektgutschriften aus \r\ndem Kyoto-Protokoll haben gezeigt, dass unzureichende Qualitätsstandards, unklare Zusätz\r\nlichkeit und mangelnde Kontrolle die Glaubwürdigkeit von Emissionshandelssystemen erheb\r\nlich beeinträchtigen können. Eine unkontrollierte Öffnung des ETS 1 für internationale Gut\r\nschriften wäre daher nicht sachgerecht und könnte das CO₂-Preissignal sowie die ökologische \r\nIntegrität des Systems schwächen. \r\nGleichzeitig sollte die EU die Entwicklung hochwertiger Artikel-6-Mechanismen aktiv beglei\r\nten. Insbesondere der Paris Agreement Crediting Mechanism nach Artikel 6.4 kann langfristig \r\ndazu beitragen, internationale CO₂-Märkte aufzubauen und Klimaschutzfinanzierung stärker \r\nmarktbasiert zu organisieren. Für die Energiewirtschaft können sich daraus neue Perspektiven \r\nergeben, etwa durch den Handel mit hochwertigen Zertifikaten, Investitionen in internatio\r\nnale Klimaschutzprojekte und neue Geschäftsfelder im Bereich Carbon Management und CO₂\r\nMärkte. \r\nFür den ETS 1 sollte zunächst ein kontrollierter, zentraler Ansatz geprüft werden. Denkbar \r\nwäre eine begrenzte Nutzung internationaler Gutschriften über ein zentrales europäisches \r\noder staatlich koordiniertes Ankauf- und Prüfmodell. Dadurch könnten Qualität, Integrität und \r\nAnrechenbarkeit der Zertifikate zentral bewertet werden, bevor eine weitergehende Einbin\r\ndung in europäische Compliance-Märkte erfolgt. Entscheidend ist, dass internationale Gut\r\nschriften nicht als kurzfristiges Entlastungsinstrument zur Verwässerung des ETS 1 verstanden \r\nwerden, sondern als Baustein einer langfristigen, integeren und international anschlussfähigen \r\nCO₂-Marktarchitektur. \r\n› \r\nHandlungsempfehlung: Die potenzielle Nutzung internationaler Gutschriften nach Arti\r\nkel 6 sollte im Rahmen des ETS-1-Reviews diskutiert werden. Der Ankauf sollte zentral \r\nerfolgen, die Einhaltung der strengen Qualitätsanforderungen ist dabei essenziell. Vo\r\nraussetzung sind klare internationale Regeln zu Zusätzlichkeit, Dauerhaftigkeit, \r\nwww.bdew.de \r\nPage 14 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nTransparenz, unabhängiger Verifizierung und Vermeidung von Doppelzählungen. Für \r\nden ETS 1 sollte zunächst ein kontrolliertes Ankauf- und Prüfmodell erwogen werden, \r\num internationale Marktintegration zu ermöglichen, ohne das CO₂-Preissignal, das Cap \r\noder die ökologische Integrität des Systems zu unterlaufen. Wichtig ist, dass ein fairer \r\nWettbewerb zwischen Maßnahmen sichergestellt wird, die innerhalb und außerhalb der \r\nEU realisiert werden, insbesondere für CCU-Maßnahmen. \r\n3.6 Abfallverbrennung \r\nDie mögliche Einbeziehung der Abfallverbrennung in den ETS 1 ist ein weiteres wichtiges \r\nThema für das anstehende Review. Durch die EU-ETS-Richtlinie ist die Europäische Kommis\r\nsion verpflichtet, die Machbarkeit einer Einbeziehung der Abfallverbrennung in den ETS 1 zu \r\nprüfen, mit dem Ziel einer möglichen Einbeziehung ab 2028. Dabei soll auch geprüft werden, \r\nob für Mitgliedstaaten eine Opt-out-Möglichkeit bis zum 31. Dezember 2030 erforderlich ist. \r\nDiese Prüfung soll zudem die Möglichkeit umfassen, weitere Abfallbewirtschaftungsprozesse \r\nin den EU-ETS einzubeziehen, insbesondere Deponien, die Methan- und Lachgasemissionen \r\nverursachen. Aus Sicht des BDEW kann eine solche Erweiterung des Anwendungsbereichs \r\ngrundsätzlich sinnvoll sein, wenn sie EU-weit harmonisiert, praxistauglich und abfallpolitisch \r\nkonsistent ausgestaltet wird. \r\nDie mögliche Einbeziehung von Siedlungsabfallverbrennungsanlagen in den ETS 1 sollte aus \r\nSicht des BDEW nur auf Grundlage einer umfassenden Kosten-Nutzen-Analyse erfolgen. Dabei \r\nsind die Auswirkungen auf Klimaschutz, Wettbewerb, administrative Belastungen und Entsor\r\ngungskosten gemeinsam zu bewerten. Eine Einbeziehung ist grundsätzlich sinnvoll, sofern sie \r\neuropaweit einheitlich erfolgt, alle relevanten Anlagenarten einschließlich Mitverbrennungs\r\nanlagen erfasst und so Wettbewerbsverzerrungen sowie Verlagerungen von Abfallströmen \r\nvermieden werden. \r\nEU-weit gibt es aktuell keine einheitliche CO2-Bepreisung für Anlagen zur Abfallverbrennung. \r\nDie Herstellung eines Level-Playing-Fields für Anlagen zur Abfallverbrennung und konkurrie\r\nrende Entsorgungsmöglichkeiten in der EU sollte hohe Priorität haben. Dies könnte durch eine \r\nEU-weite Zertifikatepflicht für TAB-Anlagen im ETS 1 ab dem Jahr 2028 erreicht werden: Je frü\r\nher eine EU-weit einheitliche CO2-Bepreisung für TAB-Anlagen eingeführt wird, desto früher \r\nkann ein fairer Wettbewerb zwischen den Abfallentsorgungsmöglichkeiten innerhalb der EU \r\nhergestellt werden und desto größer sind die Vorteile für den Klimaschutz. \r\nMit dem EU-weiten Einbezug von Anlagen zu Abfallverbrennung in das ETS 1 müssen die An\r\nreize und Vorgaben für die Deponierung von Abfällen EU-weit weiterentwickelt werden, damit \r\neine Wettbewerbsverzerrung und die damit drohende klimaschädliche Verlagerung der Ab\r\nfallentsorgung von TAB-Anlagen hin zur Deponierung vermieden wird. Ziel muss es sein, dass \r\nwww.bdew.de \r\nPage 15 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nder Anteil an deponierten Abfällen mit sehr klimaschädlichen Methanemissionen weitestmög\r\nlich vermieden wird.  \r\nZugleich muss berücksichtigt werden, dass Siedlungsabfallverbrennungsanlagen die Zusam\r\nmensetzung, den Heizwert und den fossilen Kohlenstoffgehalt der angelieferten Abfälle nur \r\nbegrenzt beeinflussen können. Sie behandeln überwiegend unvermeidbare und nicht recyc\r\nlingfähige Restabfälle, die weiterhin sicher entsorgt werden müssen. Die unmittelbare Len\r\nkungswirkung eines CO₂-Preises ist daher in diesem Bereich begrenzt. Wirksame Emissions\r\nminderungen hängen vielmehr stark von vorgelagerten Maßnahmen der Kreislaufwirtschaft \r\nab, insbesondere von Abfallvermeidung, besserer Getrenntsammlung, recyclingfähigem Pro\r\nduktdesign und der Reduzierung fossiler Bestandteile im Abfallstrom. \r\nDie perspektivische Einbeziehung von Siedlungsabfallverbrennungsanlagen in das ETS 1 ist \r\nsinnvoll, sofern sie EU-weit koordiniert erfolgt, Carbon-Leakage-Risiken angemessen adres\r\nsiert und Fehlanreize zur Deponierung vermieden werden. Mit dem erwarteten Übergang des \r\nnEHS in den ETS 2 voraussichtlich 2028 wäre ein unterbrechungsfreier Übergang der Abfallver\r\nbrennung vom nEHS in den ETS 1 sinnvoll. Im Falle eines Nichteinbezugs in den ETS 1 wäre \r\nsonst ein nationaler Sonderweg zu befürchten, der die Abfallverbrennung in Deutschland lang\r\nfristig wirtschaftlich benachteiligen könnte. Sollte eine Einbeziehung in den ETS 1 erfolgen, \r\nbraucht es daher einen praxistauglichen und sektorangepassten Rahmen. Dazu gehören eine \r\nangemessene Anpassung des ETS-Caps, geeignete Regeln zur kostenlosen Zuteilung für \r\nWärme- und Dampflieferungen sowie vereinfachte und zugleich robuste MRV-Regeln, etwa \r\ndurch Standardwerte für Abfallkategorien. Zudem müssen CO₂-Entnahmen, insbesondere aus \r\neigenen Carbon-Management-Aktivitäten der Anlagen oder aus anerkannten dauerhaften Ent\r\nnahmen, auf die Abgabepflicht angerechnet werden können. Da sich entsprechende Techno\r\nlogien in der Markthochlaufphase voraussichtlich nicht allein über den CO₂-Preis finanzieren \r\nlassen, können ergänzende Förderinstrumente wie Carbon Contracts for Difference erforder\r\nlich sein. Eine mögliche ETS-Einbeziehung der Siedlungsabfallverbrennung darf daher nicht iso\r\nliert als zusätzliche CO₂-Bepreisung verstanden werden. Sie muss vielmehr mit Abfallhierar\r\nchie, Kreislaufwirtschaft, Entsorgungssicherheit, Wärmenutzung und Carbon Management zu\r\nsammengedacht werden. Ziel sollte ein Rahmen sein, der zusätzliche Klimaschutzanreize setzt, \r\nohne Fehlanreize zulasten sicherer Entsorgung, hochwertiger Verwertung oder kommunaler \r\nGebührenstabilität zu schaffen. \r\n› \r\nHandlungsempfehlung: Eine Einbeziehung der Siedlungsabfallverbrennung in den EU\r\nETS 1 sollte möglichst ab 2028 EU-weit harmonisiert, praxistauglich und abfallpolitisch \r\nkonsistent erfolgen sowie Fehlanreize zur Deponierung vermeiden. Dabei müssen be\r\ngrenzte Einflussmöglichkeiten der Anlagen auf den Abfallinput, Entsorgungssicherheit, \r\nGebührenwirkungen sowie die Rolle von Carbon Management berücksichtigt werden. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 16 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nVoraussetzung sind angepasste MRV-Regeln, eine sachgerechte Cap-Anpassung, geeig\r\nnete Zuteilungsregeln und die Anrechenbarkeit von CO₂-Entnahmen. \r\n3.7 Integration von Negativemissionen  \r\nDer BDEW erkennt die Herausforderung an, dass die schwer transformierbaren Sektoren \r\ndurch den derzeitigen LRF und das Cap besonders stark gefordert sind. Gleichzeitig sind diese \r\nRahmenbedingungen unerlässlich, um die Glaubwürdigkeit und Planbarkeit des ETS 1 zu ge\r\nwährleisten. Aus Sicht der Energiewirtschaft gibt es eine Reihe von Maßnahmen, die diesen \r\nDruck lindern können. Grundsätzlich kann eine Steigerung der Liquidität hierbei helfen.  \r\nAus Sicht des BDEW sollte im Rahmen der CO2-Offshore-Speicherstrategie sowie unter Berück\r\nsichtigung der industriell nicht vermeidbaren Emissionen die schnellstmögliche Integration \r\nvon Negativemissionen in das ETS 1 verfolgt werden. Vor diesem Hintergrund sollten Unter\r\nnehmen des ETS 1 CO₂-Entnahmezertifikate zur Erfüllung ihrer Verpflichtungen nutzen dürfen, \r\num Anreize für Investitionen in Technologien zur CO₂-Entnahme zu schaffen, deren Umset\r\nzung einen entsprechenden zeitlichen Vorlauf erfordert. Mit dieser Maßnahme wird ein regu\r\nlierter Markt für Negativemissionen aufgebaut und durch weitere unterstützende Instrumente \r\nwie Differenzverträge kann ein beschleunigter Technologiehochlauf sichergestellt werden. Da\r\nmit die Transformation auch in schwer zu vermeidenden Sektoren erfolgreich sein kann, be\r\ndarf es außerdem eines klaren und einheitlichen regulatorischen Zertifizierungsrahmens für \r\nindustrielle Senken wie DACCS und BioCCS. Dieser Rahmen muss klare Berechnungsgrundla\r\ngen sowie eine transparente und verlässliche Überwachung, Berichterstattung und Prüfung \r\ndauerhaft entfernter Kohlenstoffmengen sicherstellen.  \r\nDabei muss auch die Anerkennung und Ermöglichung von CCU, beispielsweise im Rahmen der \r\nSiedlungsabfallverbrennung (beispielsweise Herstellung von synthetischem Naphtha), als \r\n„(temporäre) Negativemissionen“ berücksichtigt werden. Ziel einer Weiterentwicklung des \r\nETS 1 kann – auch unter den Aspekten der Technologieoffenheit und Innovationsförderung – \r\ndarin liegen, die Nutzung von CO₂ als Rohstoff über die bereits in Artikel 12 Absatz 3 Buch\r\nstabe b) der ETS-Richtlinie vorgesehenen Tatbestände hinaus anzureizen. Dies kann beispiels\r\nweise die temporäre Bindung von CO₂ in einem Produkt bzw. die stoffliche Nutzung als Koh\r\nlenstoff-Feedstock in der chemischen Industrie umfassen. Eine solche Kreislaufwirtschaft kann \r\n„auf der Zielgeraden“ des Dekarbonisierungspfads einen wichtigen Beitrag zur Klimaneutrali\r\ntät leisten. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 17 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\n4 Perspektiven für den Emissionshandel – Vom EU-ETS zum internationalen CO2\r\nMarkt \r\nDer ETS 1 ist das weltweit am weitesten entwickelte Emissionshandelssystem und bildet seit \r\nzwei Jahrzehnten den zentralen marktbasierten Rahmen der europäischen Klimaschutzpolitik. \r\nMit dem sinkenden Cap, steigenden Anforderungen an die industrielle Transformation und \r\nwachsenden internationalen Wettbewerbsrisiken stellt sich jedoch zunehmend die Frage, wie \r\nein ambitioniertes europäisches CO₂-Preissignal langfristig abgesichert werden kann. Aus Sicht \r\ndes BDEW sollte die Weiterentwicklung des ETS 1 daher nicht allein europäisch gedacht wer\r\nden. Der ETS 1 sollte perspektivisch als Ausgangspunkt und Referenzmodell für den Aufbau ei\r\nnes internationalen CO₂-Marktes verstanden werden. \r\nEine stärkere Internationalisierung des Emissionshandels kann mehrere Ziele miteinander ver\r\nbinden. Sie kann Marktliquidität erhöhen, Preisvolatilität begrenzen, Carbon-Leakage-Risiken \r\nreduzieren und zugleich internationale Klimaschutzanstrengungen stärken. Je mehr Wirt\r\nschaftsräume vergleichbare CO₂-Bepreisungssysteme etablieren, desto geringer wird der \r\nDruck, Wettbewerbsnachteile europäischer Unternehmen allein über CBAM, kostenlose Zutei\r\nlungen oder Kompensationsinstrumente auszugleichen. Für die Energiewirtschaft ist dies be\r\nsonders relevant, weil industrielle Elektrifizierung, Wasserstoffhochlauf, klimaneutrale Wärme \r\nund Investitionen in Netze, Speicher und Erzeugung auf eine wettbewerbsfähige industrielle \r\nNachfragebasis in Europa angewiesen sind. \r\n4.1 Linking als erster Schritt internationaler Marktintegration \r\nEin zentraler Baustein einer stärkeren Internationalisierung ist das Linking des ETS 1 mit ande\r\nren Emissionshandelssystemen. Durch eine Verknüpfung kompatibler Systeme können grö\r\nßere Märkte entstehen, die eine höhere Liquidität, stabilere Preissignale und effizientere \r\nEmissionsminderungen ermöglichen. Gleichzeitig kann Linking dazu beitragen, Wettbewerbs\r\nverzerrungen zwischen Wirtschaftsräumen mit vergleichbaren Klimaschutzambitionen zu re\r\nduzieren. \r\nAus Sicht des BDEW sollte die EU Linking-Perspektiven mit vergleichbar ambitionierten und \r\nrobust regulierten Emissionshandelssystemen aktiv voranbringen. Ein naheliegender Bezugs\r\npunkt ist das Vereinigte Königreich, dessen Emissionshandelssystem strukturell eng mit dem \r\nEU-ETS verwandt ist. Auch bestehende Erfahrungen mit der Verknüpfung des EU-ETS mit dem \r\nSchweizer Emissionshandelssystem können hierfür genutzt werden. Voraussetzung für jedes \r\nLinking ist jedoch, dass Umweltintegrität, Marktstabilität und regulatorische Qualität des ETS 1 \r\ngewahrt bleiben. \r\nLinking darf nicht zu einem Import niedrigerer Ambitionsniveaus führen. Erforderlich sind ver\r\ngleichbare Caps, robuste MRV-Systeme, wirksame Marktaufsicht, klare Regeln zur Vermeidung \r\nwww.bdew.de \r\nPage 18 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nvon Doppelzählungen sowie Mechanismen, um erhebliche Marktverwerfungen zu verhindern. \r\nEine Verknüpfung sollte daher schrittweise, konditioniert und reversibel ausgestaltet werden. \r\n› \r\nHandlungsempfehlung: Die EU sollte Linking-Optionen mit vergleichbar ambitionierten \r\nEmissionshandelssystemen strategisch prüfen und aktiv vorantreiben. Voraussetzung \r\nsind hohe Standards bei Cap-Integrität, MRV, Marktaufsicht und Vermeidung von Dop\r\npelzählungen. Linking sollte Marktliquidität und internationale Anschlussfähigkeit stär\r\nken, ohne das CO₂-Preissignal oder die ökologische Integrität des EU-ETS 1 zu schwä\r\nchen. \r\n4.2 Artikel-6-Zertifikate als Brücke zu einem globalen CO2-Markt \r\nNeben dem Linking bestehender Emissionshandelssysteme kann Artikel 6 des Pariser Abkom\r\nmens langfristig eine zentrale Rolle für die Entwicklung internationaler CO₂-Märkte spielen. \r\nArtikel 6 bildet die rechtliche Grundlage für freiwillige Kooperationen zwischen Staaten und \r\nfür marktbasierte Klimaschutzmechanismen. Er soll dazu beitragen, Klimaschutzambition zu \r\nerhöhen, nachhaltige Entwicklung zu fördern und die Integrität nationaler Klimaziele zu wah\r\nren. Damit bietet Artikel 6 grundsätzlich einen Rahmen, um Klimaschutz international effizien\r\nter zu organisieren und zugleich neue marktbasierte Finanzierungswege für Klimaschutzpro\r\njekte zu erschließen. \r\nFür den Aufbau globaler CO₂-Märkte ist insbesondere der Paris Agreement Crediting Mecha\r\nnism nach Artikel 6.4 relevant. Er steht unter Aufsicht der Vereinten Nationen und kann per\r\nspektivisch einen zentralen globalen Mechanismus für den Handel mit Emissionsgutschriften \r\nschaffen. Mit den Beschlüssen der COP29 in Baku wurden wichtige Grundlagen für die Opera\r\ntionalisierung dieses Mechanismus gelegt. Damit rückt die praktische Umsetzung internatio\r\nnaler CO₂-Märkte näher. Für die Energiewirtschaft kann dies neue Chancen eröffnen: etwa \r\ndurch den Handel mit hochwertigen Zertifikaten, die bilanzielle Erreichung von Klimazielen, \r\nInvestitionen in Klimaschutzprojekte und die Entwicklung neuer Geschäftsfelder. \r\nAus Sicht des BDEW kann ein internationaler Kohlenstoffmarkt langfristig auch zur Stabilisie\r\nrung europäischer Compliance-Märkte beitragen. Wenn CO₂-Märkte international stärker zu\r\nsammenwachsen, kann dies Marktliquidität erhöhen, Wettbewerbsverzerrungen verringern \r\nund den Bedarf an komplexen Ausgleichsinstrumenten wie CBAM oder kostenlosen Zuteilun\r\ngen perspektivisch reduzieren. Ein globalerer CO₂-Markt kann damit einen Beitrag zu einem \r\ninternationalen Level Playing Field leisten und zugleich marktbasiert internationale Klimafi\r\nnanzierung ermöglichen. Gerade für die deutsche Energiewirtschaft ist dies relevant, weil viele \r\nMitgliedsunternehmen global agieren, ambitionierte Klimaziele verfolgen und neue Geschäfts\r\nfelder im Bereich klimafreundlicher Technologien, Carbon Management und CO₂-Märkte ent\r\nwickeln können. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 19 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nArtikel 6 sollte damit nicht als kurzfristiges Entlastungsinstrument zur Verwässerung des ETS 1 \r\nverstanden werden. Sein Mehrwert liegt vielmehr darin, langfristig robuste internationale \r\nCO₂-Märkte aufzubauen, Klimaschutzfinanzierung marktbasiert zu stärken und europäische \r\nCO₂-Märkte international anschlussfähiger zu machen. Eine solche Entwicklung kann den ETS \r\n1 ergänzen, darf aber dessen Preissignal, Cap-Integrität und Transformationswirkung nicht un\r\nterlaufen. \r\n› \r\nHandlungsempfehlung: Die EU sollte die Entwicklung des Paris Agreement Crediting Me\r\nchanism und weiterer Artikel-6-Mechanismen eng begleiten und frühzeitig prüfen, unter \r\nwelchen Voraussetzungen hochwertige internationale Zertifikate in den europäischen \r\nKlimaschutzrahmen eingebunden werden können. Voraussetzung sind hohe Standards \r\nbei Zusätzlichkeit, Dauerhaftigkeit, Transparenz, unabhängiger Verifizierung und Ver\r\nmeidung von Doppelzählungen. Für den EU-ETS 1 sollte zunächst ein kontrolliertes, qua\r\nlitätsgesichertes Modell geprüft werden, das internationale Marktintegration ermög\r\nlicht, ohne das CO₂-Preissignal oder die ökologische Integrität des Systems zu verwäs\r\nsern. \r\n4.3 Globale CO2-Märkte als Antwort auf Carbon Leakage \r\nEin langfristiges Ziel europäischer Klimapolitik sollte der Aufbau eines globaleren CO₂-Marktes \r\nsein. Der CBAM ist ein wichtiger Schritt, um Wettbewerbsverzerrungen an der EU-Außen\r\ngrenze zu adressieren. Langfristig kann er jedoch einen internationalen CO₂-Markt nicht erset\r\nzen. Je stärker vergleichbare CO₂-Bepreisungssysteme in Drittstaaten entstehen, desto gerin\r\nger wird der Bedarf, Wettbewerbsunterschiede allein über Grenzausgleichsmechanismen zu \r\nkorrigieren. \r\nFür die Energiewirtschaft ist diese Perspektive besonders wichtig. Die Transformation der In\r\ndustrie wird in hohem Maße auf klimaneutralen Strom, Wasserstoff, Wärme, Speicher und \r\nNetzinfrastruktur angewiesen sein. Wenn industrielle Wertschöpfung aufgrund einseitiger \r\nCO₂-Kostenbelastungen aus Europa abwandert, schwächt dies nicht nur die industrielle Basis, \r\nsondern auch die Investitionsperspektiven für energiewirtschaftliche Transformationspro\r\njekte. Internationale CO₂-Märkte können daher dazu beitragen, Klimaschutz, Wettbewerbsfä\r\nhigkeit und Investitionssicherheit stärker miteinander zu verbinden. \r\nGleichzeitig darf Internationalisierung nicht mit Beliebigkeit verwechselt werden. Ein globaler \r\nCO₂-Markt kann nur dann Vertrauen schaffen, wenn er auf gemeinsamen Mindeststandards \r\nberuht. Der EU-ETS 1 sollte hierbei eine Referenzfunktion übernehmen. Seine Standards bei \r\nMonitoring, Reporting, Verification, Marktaufsicht, Cap-Integrität und Transparenz sollten \r\nnicht abgesenkt, sondern als Grundlage internationaler Marktintegration genutzt werden. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 20 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\n› \r\nHandlungsempfehlung: Die EU sollte den Aufbau internationaler CO₂-Märkte aktiv vo\r\nrantreiben und den EU-ETS 1 als Referenzmodell für hohe Markt- und Umweltintegrität \r\npositionieren. Ziel sollte sein, Carbon Leakage langfristig nicht nur über CBAM und Kom\r\npensation zu begrenzen, sondern durch die schrittweise Annäherung internationaler \r\nCO₂-Bepreisungssysteme. \r\n4.4 Leitplanken für die Internationalisierung des ETS 1 \r\nDie Internationalisierung des ETS 1 kann nur gelingen, wenn klare Leitplanken eingehalten \r\nwerden. Erstens muss die ökologische Integrität des ETS 1 gewahrt bleiben. Internationale \r\nVerknüpfungen oder Zertifikate dürfen nicht dazu führen, dass das europäische Cap faktisch \r\naufgeweicht oder der Transformationsdruck dauerhaft reduziert wird. Weiter müssen interna\r\ntionale Einheiten hohen Qualitätsanforderungen genügen. Dazu braucht es robuste Regeln zur \r\nVermeidung von Doppelzählungen und zur Sicherstellung tatsächlicher Emissionsminderun\r\ngen. \r\nWeiter muss Internationalisierung schrittweise erfolgen. Linking, Artikel-6-Zertifikate und die \r\nAnerkennung internationaler Minderungsleistungen sollten nicht gleichzeitig und unkontrol\r\nliert eingeführt werden. Vielmehr braucht es Pilotphasen, Mengenbegrenzungen, Review\r\nKlauseln und klare Ausstiegsmöglichkeiten, falls Umweltintegrität oder Marktstabilität gefähr\r\ndet werden. Auch sollte Internationalisierung mit der europäischen Industrie- und Energiepoli\r\ntik zusammengedacht werden. Sie ist kein Ersatz für den Ausbau klimaneutraler Infrastruktu\r\nren, Strompreiskompensation, Carbon-Leakage-Schutz oder Transformationsförderung, son\r\ndern ergänzt diese Instrumente. \r\n› \r\nHandlungsempfehlung: Die Internationalisierung des ETS 1 sollte schrittweise, qualitäts\r\ngesichert und regelbasiert erfolgen. Linking und Artikel-6-Mechanismen können langfris\r\ntig zum Aufbau eines globalen CO₂-Marktes beitragen, müssen aber an hohe Standards \r\nbei Umweltintegrität, Transparenz, Zusätzlichkeit, Vermeidung von Doppelzählungen \r\nund Marktstabilität gebunden werden. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 21 of 22 \r\nDen ETS 1 fit für die Zukunft machen \r\nDer EU-ETS 1 hat bewiesen, dass marktwirtschaft\r\nlicher Klimaschutz wirksam sein kann. Seine \r\nnächste Entwicklungsstufe sollte darin bestehen, \r\ndiese Logik international anschlussfähig zu ma\r\nchen. Ein globalerer CO₂-Markt kann dazu beitra\r\ngen, Klimaschutz effizienter zu organisieren, Car\r\nbon-Leakage-Risiken zu reduzieren und faire \r\nWettbewerbsbedingungen für klimaneutrale In\r\nvestitionen zu schaffen. Aus Sicht des BDEW sollte \r\nder ETS 1 daher nicht nur verteidigt, sondern als \r\nAusgangspunkt für den schrittweisen Aufbau ro\r\nbuster internationaler CO₂-Märkte weiterentwi\r\nckelt werden. Entscheidend ist, dass Internationa\r\nlisierung nicht zu einer Verwässerung des europä\r\nischen Preissignals führt, sondern Marktintegrität, \r\nInvestitionssicherheit und globale Klimaschutzam\r\nbition stärkt. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 22 of 22 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023155","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung energiepolitischer Kriseninstrumente und Verzicht auf Markteingriffe","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/89/18/709661/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230030.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Lessons Learned - Übertragbarkeit der Maßnahmen nach Beginn des Ukraine-Krieges auf die aktuelle Situation\r\nEinführung\r\nIm Rahmen des Angriffskriegs Russlands auf die Ukraine /Gas-Krise wurden zahlreiche Maßnahmen auf nationaler und europäischer Ebene getroffen, die sowohl auf die drohende Gas-Mangel-Lage als auch auf die stark steigenden Energiepreise reagierten. Einige der ad hoc Maßnahmen aus Krisenzei-ten sind mit Blick auf bessere Handlungsfähigkeit bei künftigen Krisen seitdem in Gesetze überführt worden.\r\nAktuell ist die Situation sowohl in Bezug auf die Versorgungssicherheit als auch auf Energie-Preise mit der im Februar 2022 nicht zu vergleichen. Auch wenn die weitere Entwicklung sehr abhängig ist vom weiteren Verlauf des Krieges und der Situation in der Straße von Hormus und je nach Entwick-lung weitere Preis-Anstiege möglich sind, sind bislang die Dimensionen gänzlich nicht vergleichbar:\r\nDamals überschritten die Gaspreise aufgrund der ersten Reduktion der russischen Gaslieferungen nach Europa bereits im September 2021 die 50 €/MWh-Marke im Terminmarkt und stieg im Spot-markt kurzzeitig auf über 100 €/MWh an - und das ausgehend von einem deutlich niedrigeren Niveau von etwa 20 €/MWh zu Jahresbeginn. Im Zuge des Angriffs Russlands auf die Ukraine stieg der Ter-minmarktpreis zunächst auf über 100 €/MWh und infolge weiterer Lieferreduktionen Richtung 200 €/MWh mit dann einem Spitzenwert von 314 €/MWh im August 2022. Vor dem Angriff der USA auf den Iran lag der Gaspreis im Spotmarkt bei 33 €/MWh und damit um die Hälfte niedriger als zum Zeitpunkt des Angriffs Russlands auf die Ukraine. Danach stieg der Gaspreis kurzzeitig auf über 50 €/MWh an und bewegt sich derzeit auf einem Niveau von rund 50 €/MWh seitwärts und liegt da-mit niedriger als im Herbst 2021 oder auf einem Niveau, das auch im Januar 2025 für einige Zeit er-reicht wurde (Stand: End-of-Day 17.03.2026). Allerdings reagieren die Märkte derzeit sehr volatil auf einzelne Ereignisse, wie teilweise deutliche untertägige Preissprünge von über 10 €/MWh im bisheri-gen Verlauf des 19.03. zeigen. Kurzfristig stieg das Monatsfuture April (TTF) von gut 50€/MWh auf über 70 €/MWh, sank dann aber in wenigen Stunden wieder auf gut 60 €/MWh ab.\r\nIm Gegensatz zu den Jahren 2021 und 2022, in denen ab September 2021 eine schrittweise geopoli-tisch-strategische physische Verknappung des Gasangebots in Europa stattfand, ist dies derzeit nicht der Fall. Weiterhin besteht aktuell zu keinem Zeitpunkt eine drohende Gas-Mangel-Lage und damit auch keine Gefährdung der Versorgung. Zudem sind die Gasimporte heute deutlich diversifizierter als 2021/22.\r\nDerzeit neu abschließbare Gastarife für Haushaltskunden zeigen zwar einen geringen Anstieg am ak-tuellen Rand, dieser ist aber noch im Rahmen üblicher Schwankungsbreiten. Die üblichen Preisanpas-sungen in laufenden Verträgen (soweit es sich nicht um Festverträge handelt) wurden mehrheitlich zum Jahresbeginn umgesetzt. Da auch die Beschaffung eher langfristig erfolgt, ist nicht damit zu rechnen, dass unterjährig oder außerplanmäßig Anpassungen der Preise im Haushaltssegment erfor-derlich werden. Zudem ist der überwiegende Teil der derzeit gelieferten Mengen bereits lange im Vo-raus im Terminmarkt zu den Preisen des Beschaffungszeitpunkts beschafft worden.\r\n\r\nDaher empfiehlt der BDEW von vergleichbaren Maßnahmen, insbesondere von Preis- und Subventionseingriffen, abzusehen.\r\nIm Folgenden hat der BDEW eine Auswahl von Maßnahmen im Rahmen der Ukraine/Gas-Krise aufgeführt und sie in den Kontext der aktuellen Situation gestellt und insbesondere eine Übertragbarkeit beleuchtet.\r\nMaßnahme im Rahmen der Ukraine/Gas-Krise\r\nErfahrung und Übertragbarkeit auf die aktuelle Situation (Krieg im Nahen Osten)\r\nNeuordnung der Grund- und Ersatzversorgungrege-lungen im EnWG\r\nDie Anpassung der Grund- und Ersatzversorgung hat wesentlich zur Stabilisierung des Endkundenmarktes beigetragen, insbesondere bei kurzfristigen Lieferantenausfällen und stark steigenden Beschaffungskosten für Grundversorger. Sie zeigt, dass regulatorische Flexibilität im Vertrieb notwendig ist, um Marktverwerfungen abzufedern.\r\nMit den Änderungen sind bereits die wesentlichen erforderlichen Maßnahmen umgesetzt worden. Es gilt aber im Markt insbesondere Discountern zu beobachten, ob diese sich ausreichend gegen Preisrisiken abgesichert haben (Aufgabe der BNetzA). Ein „Abwerfen“ der Kunden zulasten der Grundversorger sollte nicht erfolgen. Zusätzlicher gesetzlicher Rege-lungen bedarf es aber nicht\r\nSenkung der EEG-Umlage\r\nDie Absenkung bzw. Abschaffung der EEG-Umlage hat schnell und breit entlastend auf Verbraucher gewirkt.\r\nDie EEG-Umlage wird nunmehr richtigerweise haushaltskonform aus dem Kernhaushalt finanziert und ist für den Pfad der weiteren Elektrifizierung wesentlich.\r\nGesetz zur temporären Senkung des Umsatzsteu-ersatzes auf Gaslieferun-gen über das Erdgasnetz\r\nDie temporäre Mehrwertsteuersenkung konnte kurzfristig Preissteigerungen abmildern, war jedoch wenig zielgenau.\r\nEine Übertragbarkeit ist grundsätzlich möglich, aber aus Effizienz- und Zielgenauigkeitsgründen kritisch zu bewerten. Wenn erforderlich, sollte der mittlerweile gefundene Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden. Hiermit können vulnerable Gruppen zielgenau unterstützt werden.\r\nErdgas-Wärme-Soforthilfe-gesetz\r\nDie Soforthilfe ermöglichte eine schnelle Entlastung in einer akuten Preisspitzenphase und stabilisierte kurzfristig die Zahlungsfähigkeit vieler Haushalte.\r\nAls einmalige Maßnahme ist sie nicht nachhaltig angelegt, viel zu bürokratisch und eignet sich primär zur kurzfristigen Krisenintervention, nicht zur strukturellen Absicherung.\r\nWenn erforderlich, sollte der mittlerweile gefundene Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden. Hiermit können vulnerable Gruppen zielgenau unterstützt werden.\r\nErdgas-Wärme-Preisbrem-sengesetz\r\nDie Gaspreisbremse hat mit hohem Umsetzungsaufwand und Kosten Preisspitzen, vor allem auch für Gewerbe und In-dustrie gedämpft und soziale Härten reduziert. Gleichzeitig war die Umsetzung komplex, bürokratisch und mit erhebli-chem administrativem Aufwand für die Versorgungsunternehmen verbunden.\r\nDas Instrument wäre völlig unangemessen und in dieser Form nicht wiederholbar.\r\nWenn erforderlich, muss der mittlerweile gefundene Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden. Hiermit können vulnerable Gruppen zielgenau unterstützt werden. Dies ist eine staatli-che Aufgabe.\r\nStrompreisbremsengesetz\r\nDie Strompreisbremse hat mit hohem Umsetzungsaufwand und Kosten Preisspitzen, vor allem auch für Gewerbe und Industrie gedämpft und soziale Härten reduziert. Gleichzeitig war die Umsetzung komplex, bürokratisch und mit erhebli-chem administrativem Aufwand für die Versorgungsunternehmen verbunden.\r\nDas Instrument wäre völlig unangemessen und in dieser Form nicht wiederholbar.\r\nWenn erforderlich, muss der mittlerweile gefundenen Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden. Hiermit können vulnerable Gruppen zielgenau unterstützt werden. Dies ist eine staatli-che Aufgabe.\r\nGasspeichergesetz/Gas-speicher-Umlage\r\nDie Einführung der verpflichtenden Speicherbefüllung (Gasspeichergesetz) und Finanzierung via einer Gasspeicher-Um-lage waren zentrale Instrumente zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit in einer akuten geopolitischen Krisensitu-ation. Dies ging mit starken marktlichen Verwerfungen einher. Die Umlage wird mittlerweile aus dem Haushalt finan-ziert. Möglichen Diskussion zur Verlängerung der EU-Vorgaben sollte entgegengewirkt werden. Der BDEW spricht sich für die Einführung einer strategischen Reserve aus.\r\nBeschleunigung bei Ver-fahren zu LNG-Terminals\r\nDie drastische Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren hat entscheidend zur Diversifizierung der Gasbezugsquellen beigetragen und die Abhängigkeit von einzelnen Lieferländern reduziert.\r\nDies ist ein zentrales Beispiel dafür, wie regulatorische Beschleunigung unmittelbar Versorgungssicherheit erhöhen kann. Die Übertragbarkeit auf andere Infrastrukturprojekte (z. B. Netze, Wasserstoff) ist sehr hoch und wünschenswert, bedarf allerdings in wesentlichen Teilen europarechtlicher Anpassungen. Mit dem europäischen Infrastrukturpaket ist dies derzeit auf EU-Ebene thematisiert, ist vermutlich aber nicht weitgehend genug.\r\nBeschleunigung EE-Ausbau durch Beschleunigungs-maßnahmen bei Genehmi-gungsverfahren\r\nDie Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien stellt eine zentrale strukturelle Antwort auf geopolitische Ab-hängigkeiten dar. Sie trägt langfristig zur Reduktion von Importabhängigkeiten und zur Stärkung der Versorgungssicher-heit bei.\r\nDiese Maßnahme ist vollständig übertragbar und bleibt ein zentrales Element einer resilienten Energieversorgung. Im Sinne der Optimierung ist dabei immer auch der Netzausbau weiter zu beschleunigen.\r\nÜbergewinnabschöpfung\r\nDie Abschöpfung von Zufallsgewinnen hatte vor allem eine politische und verteilungspolitische Funktion. Die praktische Umsetzung war komplex und teilweise rechtlich umstritten. Sie hat am Ende nicht die erwarteten Einnahmen gebracht.\r\nDie Übertragbarkeit ist nicht zielführend und politisch sensibel. Jegliche künftige Maßnahme muss mit EU-Recht verein-bar sein und darf Investitionssignale sowie das Funktionieren der Stromhandelsgroßmärkte nicht gefährden. Mitglied-staaten müssen zweckgebundene Verwendung (für Endkunden) sicherstellen, z.B. durch Senkung von Netzentgelten.\r\nTankrabatt\r\nDer Tankrabatt führte kurzfristig zu einer Entlastung der Autofahrer/innen mit Verbrennungsmotor, war jedoch mit er-heblichen Mitnahmeeffekten verbunden und erreichte die Zielgruppen nur eingeschränkt.\r\nEr ist kein geeignetes Instrument zur Bewältigung struktureller Energiekrisen und sollte daher nicht wiederholt werden.\r\nTemporäre kurzfristige Energiereinsparmaßnah-men\r\nDie EnSikuMaV zielte auf kurzfristig wirksame Energieeinsparmaßnahmen ab, insbesondere im öffentlichen und gewerb-lichen Bereich (z. B. Absenkung von Raumtemperaturen, Beleuchtungsregeln). Die tatsächliche Wirkung einer solchen administrativen Maßnahme hängt stark von der Akzeptanz ab.\r\nAuf die aktuelle geopolitische Situation ist das Instrument nicht übertragbar, da es gegenwärtig keine potenziellen Ein-schränkungen der Versorgungssicherheit gibt.\r\nTemporäre mittelfristige Energiereinsparmaßnah-men\r\nDie EnSimiMaV setzte stärker auf strukturelle und mittelfristige Effizienzmaßnahmen, insbesondere im Gebäudebereich (z. B. verpflichtende Heizungsprüfungen und Optimierungen). Die Umsetzung war mit einem erheblichen organisatori-schen Aufwand verbunden ist (z. B. gleichzeitige Fachkräfteverfügbarkeit, administrative Abwicklung).\r\nEinzelne Inhalte zur Heizungsprüfung und Optimierung wurden mittlerweile in das GEG übernommen.\r\nErsatzkraftwerkebereithal-tungsgesetz\r\nDie temporäre Rückführung von Kohlekraftwerken in den Markt hat kurzfristig zur Sicherung der Stromversorgung bei-getragen und zusätzliche Flexibilität geschaffen und den Gasverbrauch gesenkt.\r\nÜbertragbarkeit ist auf akute Versorgungskrisen beschränkt und steht im Spannungsfeld zu klimapolitischen Zielen. Ge-genwärtig sind jedoch die Steinkohlepreise ebenfalls sehr stark angestiegen, so dass es keine Antwort auf steigende Strompreise darstellt.\r\nEnergiesicherungsgesetz\r\nMit den diversen Novellierungen des Energiesicherungsgesetzes hat der Staat bereits weitreichende Eingriffsmöglichkei-ten zur Sicherung der Energieversorgung, die er vor allem im Wege von Rechtsverordnungen ausgestalten kann (z. B. zeitliche/örtliche/mengenmäßige Verbrauchsbegrenzungen, Abweichungen von umweltrechtlichen Betriebsanforderun-gen. Treuhandlösungen, Eingriffe in Unternehmen).\r\nEs bildet den zentralen rechtlichen Rahmen für Krisenreaktionen und ist unmittelbar übertragbar auf andere geopoliti-sche Krisensituationen. Dies bezieht sich jedoch auf die Gefährdung oder Störung der Energieversorgung. Ein Mengen-problem bei der Gasversorgung besteht jedoch derzeit nicht.\r\n(EU-) Preiskrisenmechanis-mus\r\nIm Rahmen der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie 2024 eingeführte Möglichkeit, bei kumulativer Überschreitung von Preisgrenzen auf dem Groß- und Endkundenmarkt eine vorübergehende regionale oder EU-weite Preiskrise im Rah-men eines Durchführungsrechtsaktes durch den Rat der EU auszurufen. Diese ermöglicht Mitgliedstaaten, weitere In-strumente über eine Dauer von bis zu einem Jahr (verlängerbar) zu nutzen. Hierunter fallen befristete gezielte Eingriffe in die Preisfestsetzung für die Stromversorgung von KMUs sowie eine Preisfestsetzung unter den Gestehungskosten.\r\nBisher nicht zur Anwendung gekommen, sollte ausdrücklich Notfällen vorbehalten sein.\r\nMarktkorrekturmechanis-mus („EU-Gaspreisdeckel”)\r\nDer Mechanismus hätte automatisch gegriffen, wenn der Month-ahead-TTF-Preis an drei Arbeitstagen über 180 EUR/MWh gelegen hätte und zugleich 35 EUR/MWh über einem LNG-Referenzpreis am Weltmarkt. Die Verordnung galt ab 1. Februar 2023, anwendbar war der Mechanismus ab 15. Februar 2023. Ende 2023 wurde er verlängert, und zwar bis 31. Januar 2025. Der Gaspreisdeckel wurde jedoch nie ausgelöst.\r\nDer Gaspreisdeckel stellt einen weitreichenden Markteingriff mit unklarem Nutzen, aber erheblichen Risiken für Marktli-quidität, Risikomanagement und Finanzmarktstabilität dar. Es ist ausdrücklich davor zu warnen, dass ein Gaspreisdeckel unter aktueller Zusammensetzung der Erdgasimporte die Gasversorgung verschärfen könnte, weil Europas Wettbe-werbsfähigkeit um LNG-Lieferungen gegenüber dem asiatischen Markt sinken würde.\r\nGemeinsame Gaseinkaufs-plattform (EU)/ Aggrega-teEU\r\nDas Instrument des gemeinsamen Gaseinkaufs auf EU-Ebene hat keinen nennenswerten Mehrwert während der Ener-gieversorgungskrise post-2022 erbracht. Das Instrument lief schließlich im März 2025 aus. Gemeinsame Einkaufsplatt-formen wie AggregateEU sind nicht zielführend. Die Plattform ist ein Kriseninstrument von 2022/23, das nicht verstetigt werden soll. Das Instrument ist ansonsten als paralleler, teurer und bürokratischer Mechanismus neben dem aus Sicht des BDEW funktionierenden Markt zu sehen.\r\nFazit\r\nAufgrund der größeren Diversifizierung bei der Gasversorgung sind Deutschland und Europa grds. robuster bei der Gasversorgung aufgestellt als vor 2022. Trotzdem werden Energie-preise weiterhin auch von den Entwicklungen im Nahen Osten abhängen. Einen Anlass für entsprechende Maßnahmen wie im Rahmen der Energie-Krise ergibt sich daher in keiner Weise. Im Gegenteil, energiepolitische Eingriffe werden mittel- und langfristig sehr viel mehr Schaden anrichten als sie Einsparungen bringen können. Daher ist davon dringend abzura-ten. Vielmehr sollte weiter konsequent an dem Weg von Diversifizierung der Gasbeschaf-fung, Hochlauf von H2, Dezentralität durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und der Netzinfrastruktur und Elektrifizierung auch in den Bereichen Industrie, Gebäude und Verkehr festgehalten werden. Ein Augenmerk ist ferner darauf zu richten, dass mit der Umsetzung der Methan-VO und der RePowerEU nicht zusätzliche Importhürden geschaffen werden, die Mengen potenziell verknappen bzw. preistreibend wirken\r\nWenn die Bundesregierung Entlastungen von durch Preissteigerungen besonders betroffe-nen Industrie- und Gewerbetrieben oder von vulnerablen Haushaltskunden vorsieht, dann ist dies eine staatliche Aufgabe im Sinne der Industrie- und Sozialpolitik. Hierzu muss etwa der mittlerweile gefundene Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden.\r\nWeiterhin plädiert der BDEW für eine Senkung der Stromsteuer für alle Verbraucher.\r\nStand, 19. März 2026"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-03-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024122","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung der KWKG-Förderung bei Einführung eines Kapazitätsmechanismus ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7e/c2/730405/Stellungnahme-Gutachten-SG2604300021.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"frontier economics | Confidential 1\r\nIntegration von KWK in einem möglichen zukünftigen Kapazitätsmechanismus in Deutschland\r\nKernergebnisse der Studie im Auftrag des BDEW\r\nFebruar 2026\r\nD\r\nie Bundesregierung plant laut Koalitionsvertrag die Einführung eines technologieoffenen und marktwirtschaftlichen Kapazitätsmechanismus.1 Dabei wird auch erwähnt, dass der Mechanismus unter anderem die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) einbinden kann. Zur konkreten Ausgestaltung findet sich im Koalitionsvertrag allerdings keine Aussage. Vor diesem Hintergrund hat Frontier Economics im Auftrag des BDEW untersucht, welche Möglichkeiten es gibt, KWK-Anlagen in einem Kapazitätsmechanismus beispielsweise in Form eines Integrierten Kapazitätsmarktes (IKM)2 zu berücksichtigen und inwiefern diese in zentralen Ausschreibungen effektiv und effizient integriert werden können. Neben einer wirtschaftlichen Modellierung wurden hierfür auch bereits etablierte Kapazitätsmarkte aus dem europäischen Ausland (Belgien, Vereintes Königreich, Polen) analysiert.\r\nDekarbonisierungskriterien, De-Rating-Faktoren und Sekundärmarkt sind zentrale Ausgestaltungselemente für wettbewerbsfähige Teilnahme von KWK\r\nDie Integration\r\nvon KWK-Anlagen in einen zukünftigen Kapazitätsmechanismus hängt von der konkreten Ausgestaltung des KM und insbesondere des Ausschreibungsdesigns der zentralen Ausschreibungen ab. Von besonderer Relevanz für die Teilnahme von KWK-Anlagen sind dabei die folgenden Designelemente:\r\n■\r\nTechnologieoffenheit: Teilnahme von KWK-Anlagen ist zulässig. Dies betrifft auch geförderte KWK-Anlagen, bei diesen ist jedoch eine Überförderung auszuschließen. Eine beschleunigte beihilferechtliche Genehmigung eines Kapazitätsmechanismus nach dem CISAF (Clean Industrial Deal State Aid Framework) setzt technologieoffene, wettbewerbliche Ausgestaltung voraus. Separate technologiespezifische Auktionen oder Kernanteile sind grundsätzlich denkbar, aber beihilferechtlich herausfordernd.\r\n■\r\nDekarbonisierungskriterien: EU-Grenzwerte schreiben ≤550 g CO₂/kWh für Neuanlagen sowie ≤550 g/kWh oder ≤350 kg/kW/Jahr für Bestand vor. Da gemäß der\r\n1 CDU/CSU & SPD (2025): Verantwortung für Deutschland – Koalitionsvertrag, 21. Legislaturperiode; Link (zuletzt abgerufen am 25.11.2025).\r\n2 BDEW (06.09.2024): BDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“; Link (zuletzt abgerufen am 25.11.2025).\r\nfrontier economics | Confidential 2\r\ntechnischen Leitlinien von ACER3 alle Emissionen der Stromseite angerechnet werden, werden Gas-KWK mit niedriger elektrischer Effizienz (<36,5 %) auf sehr geringe Laufzeiten beschränkt. Zudem sind weitere Auflagen (z.B. H2-Readiness) oder strengere Grenzwerte (wie in Belgien) nach CISAF explizit zulässig.\r\n■\r\nDe-Rating-Faktoren: In Großbritannien, Belgien und Polen liegt der De-Rating-Faktor von KWK bei >90 % (bei unterschiedlichen Methodiken). Das ist vorteilhaft für flexible KWK, jedoch erhöhen zu hohe Faktoren das Risiko von Pönalen, wenn die tatsächliche Verfügbarkeit in Knappheitsstunden geringer ist. Self-De-Rating-Ansätze oder simulationsbasierte Verfahren können die Heterogenität der KWK grundsätzlich genauer abbilden, Anreize zur Verpflichtungserfüllung gewinnen bei Self-Derating allerdings an Bedeutung.\r\n■\r\nSekundärmarkt: Flexible Sekundärmärkte (ex-ante/ex-post) sind europäischer Standard und für KWK ein zentrales Instrument, um wärmeseitige Restriktionen mit stromseitigen Kapazitätsverpflichtungen zu vereinbaren. Die Korrelation zwischen KWK- und systemweiten Knappheitsstunden kann die Suche nach handelsfähigen Gegenparteien erschweren. Über den Sekundärmarkt können Lieferverpflichtungen (temporär) übertragen werden, um Pönalen zu vermeiden. Je nach Ausgestaltung des Sekundärmarktes und des ergänzenden Förderrahmens bestünde zudem die Möglichkeit, dass dort kurzfristig auch präqualifizierte Anlagen anbieten, die keine Zuschläge in der KM-Auktion erhalten haben.4\r\n■\r\nAuktionsfrequenz, Vorlaufzeiten und Vertragsdauern: Üblich sind CAPEX-abhängige Vertragslaufzeiten von 1 Jahr (Bestandsanlagen) bis 15 Jahre (Neuanlagen) sowie bezüglich Vorlaufzeit T-4 und T-1 Auktionen. Auktionen finden in der Regel mindestens jährlich statt. Investitionsschwellwerte wie beispielsweise im belgischen KM5 können KWK benachteiligen, wenn Wärmeinvestitionen nicht angerechnet werden.\r\nModellierung: Erlöse aus einem technologieoffenen Kapazitätsmechanismus können unter heutigen Marktbedingungen die KWK-Förderung nicht ersetzen\r\nAktuell erhalten KWK\r\n-Anlagen über ihre strom- und wärmeseitigen Markterlöse hinaus Zuschläge im Rahmen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). Mit Einführung eines Kapazitätsmarktes entsteht eine zusätzliche Erlösmöglichkeit für steuerbare Stromerzeugungsanlagen wie KWK. Gleichzeitig führt die höhere Verfügbarkeit steuerbarer Kapazitäten zu niedrigeren Strommarkterlösen. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage,\r\n3 ACER (o. J.): Examples of Calculation: CO₂ emission limits in Capacity Mechanisms (based on Article 22(4) of Regulation (EU) 2019/943 and ACER’s Opinion 22/2019); Link (zuletzt abgerufen am 25.11.2025).\r\n4 Dies kann beispielsweise eine Teilnahme von wärmegeführten KWK-Anlagen ermöglichen, die keine langfristige Lieferverpflichtung eingehen können.\r\n5 Im belgischen KM erhalten beispielsweise Anlagen mit Investitionskosten über 360 €/kW Verträge mit 15 Jahren Laufzeit, Anlagen mit geringeren Investitionskosten nur Verträge mit maximal 8 Jahren Laufzeit.\r\nfrontier economics | Confidential 3\r\ninwieweit Kapazitätszahlungen aus dem KM die derzeit im KWKG gewährten stromseitigen Zuschlagszahlungen substituieren könnten.\r\nUnsere Modellierung zeigt, dass\r\ndie erwarteten KM-Erlöse abzüglich der Mindereinnahmen auf dem Strommarkt die derzeitigen Zahlungen aus dem KWKG teilweise, aber unabhängig vom Anlagentyp unter heutigen Marktbedingungen nicht vollständig kompensieren können (17 – 80 % geringere Erlöse über die Laufzeit der Anlage). Bei Einführung eines Kapazitätsmarktes wäre daher das Weiterbestehen einer separaten KWK-Förderung notwendig, wenn KWK-Anlagen gegenüber dem Status Quo nicht schlechter gestellt werden sollen und die KWK für die Strom- und Wärmeversorgung auch zukünftig, wie von der Bundesregierung angekündigt, einen Beitrag leisten soll.\r\nN\r\nähmen geförderte KWK-Anlagen regulär am Kapazitätsmechanismus teil, so könnten Zahlungsströme aus dem KM und der KWK-Förderung verrechnet und KWKG-Fördersätze reduziert werden, um den positiven Nettoeffekt des KM (KM-Erlöse abzgl. Mindereinnahmen am EOM) auszugleichen und eine mögliche Überförderung von KWK-Anlagen zu vermeiden (siehe Abbildung 1). Nähmen nach dem KWKG geförderte KWK-Anlagen nicht an den KM-Auktionen teil, könnten die Anlagen bei der Dimensionierung der ausgeschriebenen KM-Kapazität berücksichtigt werden. In beiden Fällen müsste sich die veränderte Erlössituation der KWK-Anlagen dementsprechend in einer Anpassung der Fördersätze widerspiegeln.\r\nAbbildung 1 Vergleich der Erlöse von KWK-Anlagen in KWKG und KM\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Die Berechnung berücksichtigt alle Erlösströme über die Laufzeit einer neuen Anlage. Basisjahr der NPV-Berechnung ist 2030.\r\n1,1 ,0 5 ,5 51, 531,50 , 30 , 36 1,1 ,0 5 ,5 51 , 301, 36, 06 3 , 5 1, 1 5 ,5 1 5, 1,555, 11 56 ,0 6 ,01 5 ,5 1 5, 1, ,11 56 ,0 3 ,0 3 5 ,5 51, 531,0 6, 30 , 36 3 ,0 3 5 ,5 51 , 30 , 51 3 , 5 10 W W n age100 W W n age 500 Vbh, 113 Capture ate a head 000 Vbh, 110 Capture ate a head 500 Vbh, 130 Capture ate a head W rderung heute r se indereinnahmen O W heute O g i he eduktion W rderung oder Zah ung ntspri ht eduktion der rdersätze um 6 3 3 0 5\r\nfrontier economics | Confidential 4\r\nDie Ausgestaltung von KWKG-Förderung und KM sollte das „Missing Money“-Problem der KWK lösen und gleichzeitig Überförderung vermeiden\r\nDie Ergebnisse unserer Modellierung v\r\nerdeutlichen, dass eine KWK-Förderung bei Einführung eines Kapazitätsmarktes fortgeführt werden müsste, um eine Schlechterstellung im Vergleich zum Status Quo zu vermeiden. Ein Bestehen beider Mechanismen ist vor dem Hintergrund unterschiedlicher Zielsetzungen sachgerecht: Während das KWKG zu einer effizienten und treibhausgasneutralen Energieversorgung beitragen soll6, zielt ein Kapazitätsmarkt auf die Sicherstellung ausreichender gesicherter Leistung zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit ab. Die KWK kann bezüglich beider Zielsetzungen einen Beitrag leisten. Für eine beihilferechtliche Vereinbarkeit ist eine Überförderung der Anlagen allerdings auszuschließen. Dafür bestehen im Kern die folgenden drei Optionen.\r\nA. KWKG und gleichzeitige Teilnahme von KWK am KM (Variante Polen)\r\nIn\r\nPolen werden KM-Zahlungen mit KWK-Prämien verrechnet (d.h. von den KWK-Prämien abgezogen) und so eine Überförderung verhindert. Übertragbar wäre dies in Form einer Weiterführung des KWKG mit klarer Interaktion zum KM inklusive einer Abschöpfung von Übererlösen. Dabei sind Rückwirkungen des Kapazitätsmarktes auf Strommarkterlöse zu berücksichtigen. Diese Variante kann in der Umsetzung gegenüber einem einfachen Ausschluss von KWKG-Anlagen administrativ komplex sein, unter anderem, weil KWKG-Zus h agszah ungen in €/ Wh mit apazitätszah ungen in €/ W zusammengeführt werden müssten. Sie ist aber beihilferechtlich erprobt.\r\nB. KWKG und keine gleichzeitige Teilnahme von KWK am KM (aber Berücksichtigung bei KM-Dimensionierung)\r\nWerden\r\ngeförderte KWK-Anlagen von der Teilnahme am KM ausgeschlossen, können bestehende und geplante KWK-Kapazitäten bei der Dimensionierung der ausgeschriebenen KM-Kapazität berücksichtigt werden. Die stromseitige Finanzierung der KWK erfolgt dann wie bisher lediglich über den Strommarkt sowie das KWKG. Auch hier sind Rückwirkungen des Kapazitätsmarktes auf Strommarkterlöse zu berücksichtigen.\r\nC. KWKG wird mit Einführung des KM nicht fortgeführt\r\nOhne separate Förderbestandteile ist die Zuschlagswahrscheinlichkeit für KWK-Anlagen in einem technologieoffenen Kapazitätsmechanismus unter derzeitigen Marktbedingungen gering, sofern KWK-Anlagen mit vollen Kosten in den KM bieten. Soll der KM das Erlösniveau der bestehenden KWK-Förderung ersetzen, bräuchte es daher technologiespezifische KM-Auktionen, Kernanteile oder gleichwertige Mechanismen, welche in der\r\n6 KWKG 2025 §1 Abs. 1\r\nfrontier economics | Confidential 5\r\nbeihilferechtlichen Umsetzung herausfordernd sein dürften. Wärme-Förderbestandteile (Netze, Speicher) des KWKG müssten zudem aus einem funktionierenden Investitionsrahmen gelöst und anderweitig adressiert werden.\r\nEnergiewirtschaftliche Einordnung und Fazit\r\nDie KWK spielt heute im deutschen Energiesystem eine\r\nbedeutende Rolle, sowohl stromseitig, als auch wärmeseitig: Knapp 60 GW des deutschen Kraftwerksparks verfügen derzeit über eine Nutzwärmeauskopplung. Damit basieren zwei Drittel der heutigen steuerbaren Leistung in Deutschland auf Anlagen mit unterschiedlichen Formen von Nutzwärmeauskopplung. Ein großer Anteil der Anlagen sind Erdgas-BHKW (< 5MW), die zu einer hohen Dezentralität des Energiesystems zur Versorgung mit Strom und Wärme beitragen. Ihr Kapazitätsanteil ist allerdings gering: Industrie- und große KWK-Anlagen mit Nutzwärmeauskopplung kommen in Summe für knapp zwei Drittel der Gesamtnettoleistung aller Anlagen mit Nutzwärmeauskopplung auf.\r\nDie KWK\r\n-Technologie steht für hohe Energieeffizienz, Dezentralität sowie Klimaschutz und leistet heute sowohl auf der Strom- als auch auf der Wärmeseite einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit. Vor diesem Hintergrund hat die Bundesregierung im Koalitionsvertrag vereinbart, die Potenziale der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) konsequent und langfristig zu nutzen. Auch in den kommunalen Wärmeplänen, die aufgrund des sog. „Wärmep anungsgesetzes“ durch die Kommunen bis spätestens Juni 2028 aufzustellen sind, wird die KWK in vielen Versorgungsgebieten eine wichtige Rolle spielen. Allerdings sind rund 75 % der installierten KWK-Leistung älter als 10 Jahre, ca. 50 % älter als 20 Jahre. Der Investitionsbedarf in Bestands- und Neuanlagen sowie Netzinfrastruktur ist also erheblich. Damit wird ein sicherer Investitionsrahmen für (Re-)Investitionen in KWK-Anlagen von zentraler Bedeutung, soll die KWK weiterhin einen Beitrag zu den mittel- und langfristigen energiepolitischen Zielen wie Klimaschutz und Versorgungssicherheit leisten.\r\nDie\r\nStudie untersucht, wie KWK-Anlagen sinnvoll in einen KM eingebettet werden können. Es zeigt sich, dass Erlöse aus einem technologieoffenen Kapazitätsmechanismus unter heutigen Marktbedingungen die derzeitige KWK-Förderung nicht vollständig ersetzen können. Die stromseitige KWKG-Förderung kann also nicht unmittelbar durch technologieoffene KM-Ausschreibungen substituiert werden – zumindest solange die höhere Brennstoffeffizienz der KWK nicht durch steigende Preise im EU-ETS 2 (und dadurch steigende Preise für fossile Konkurrenztechnologien) marktbasiert ausreichend vergütet wird.\r\nUm die\r\ngesetzten energiewirtschaftlichen Zielsetzungen bezüglich der KWK zu erreichen, ergeben sich im Wesentlichen drei Möglichkeiten für das Zusammenspiel von KWKG und Kapazitätsmechanismus:\r\n■\r\nFortführung des KWKG bei gleichzeitiger Teilnahme von KWK am KM: Die Finanzierung von Investitionen und Betrieb der KWK erfolgt hierbei zum einen im Rahmen\r\nfrontier economics | Confidential 6\r\ndes Kapazitätsmechanismus – die anfallenden Kapazitätszahlungen würden entsprechend der EU-Regularien verursachungsgerecht durch die Stromverbraucher getragen werden. Zum anderen erfolgt die Deckung der Mehrkosten der KWK im Rahmen des KWKG. Dies kann als zusätzliche Kompensation des Beitrags der KWK zum Klimaschutz interpretiert werden. Komplex bei dieser Lösung wäre die Einführung einer geeigneten Verrechnungsregel von KM-Erlösen und KWK-Zuschlägen, um Überförderung zu vermeiden, sowie einer Berücksichtigung der Auswirkungen des Kapazitätsmarktes auf die Strommarkterlöse. In diesem Zusammenhang wäre ggf. – je nach aktueller Rechtslage – auch eine gesonderte Genehmigung durch die EU-Kommission erforderlich.\r\n■\r\nFortführung des KWKG bei Ausschluss von im KWKG geförderter KWK vom KM: Im Prinzip wäre dies KWK-seitig eine Fortführung des heutigen Systems für Neuanlagen und Modernisierung. Nicht über das KWKG geförderte Anlagen könnten am Kapazitätsmarkt teilnehmen. Die geförderten KWK-Kapazitäten würden bei der Ermittlung des Kapazitätsbedarfs des KM berücksichtigt, also von der Ausschreibungsmenge im KM abgezogen. Der Beitrag der KWK zur Versorgungssicherheit würde dann aus dem KWKG-Fördersystem finanziert, nicht über eine verursachungsorientierte Kostenschlüsselung auf Verbraucher wie im KM erforderlich. Da die Einführung eines KM die Erlöse aus dem Stromgroßhandelsmarkt mindern würde, wären die KWKG-Fördersätze an die veränderten Bedingungen anzupassen, damit die KWK gegenüber der Situation heute nicht schlechter gestellt würde. Dies würde eine Neujustierung von Fördersätzen bedeuten, wäre aber voraussichtlich weniger komplex als die Einführung von interagierenden Förder- bzw. Finanzierungssystemen.\r\n■\r\nBeendigung des KWKG bei Einführung des KM, verbunden mit einer zielgerichteten Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus (z.B. über technologiespezifische Auktionen oder Kernanteile). Vorteil dieser Lösung wäre, dass nicht mehrere Förderinstrumente zu koordinieren wären. Die Option könnte allerdings beihilferechtlich gegenüber der EU-Kommission schwerer durchsetzbar sein, da die Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus dann nicht mehr technologieoffen wäre. Mehrkosten des Klimaschutzbeitrags der KWK würden zudem (eher sachfremd) über den Kapazitätsmechanismus an die Endkunden gewälzt. Schließlich wäre die Definition von technologiespezifischen Submärkten oder -quoten im KM nicht trivial. Darüber hinaus würde mit Wegfall des KWKG ein zentrales Instrument zur Förderung des Fernwärmeausbaus beendet und etwaige Wärme-Förderbestandteile (Netze, Speicher) anderweitig zu adressieren seien.\r\nEine\r\nzeitnahe Klärung des zukünftigen regulatorischen Rahmens für KWK ist also für die in den nächsten Jahren anstehenden Investitionsentscheidungen von hoher Bedeutung. Dies gilt im Hinblick auf laufende Entwicklungen im KWKG (einschließlich der noch ausstehenden beihilferechtlichen Bewertung) sowie das Auslaufen der vermiedenen Netzentgelte (vNNE), das künftig zu geringeren Einnahmen der KWK-Anlagen führen wird. Eine konsistente\r\nfrontier economics | Confidential 7\r\nAbstimmung von KWKG, KM und weiteren relevanten Instrumenten ist zentral, um einerseits Planungssicherheit zu schaffen und andererseits Überförderungen zu vermeiden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024129","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge EnWG und EEG zur Reform der Netzanschlussverfahren 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c0/c0/752689/Stellungnahme-Gutachten-SG2606080036.pdf","pdfPageCount":39,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 3. Juni 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nEnWG- und EEG-Regelungen zum \r\nNetzanschlussverfahren \r\nArbeitsentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschafts\r\nrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau \r\nsowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens (Stand \r\n17.04.2026) \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n Seite 2 von 39 \r\nInhalt \r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 4 \r\n2 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss nach EnWG ...................... 8 \r\n2.1 Recht zur Kürzung von Netzkapazitäten, § 17 Absatz 1a EnWG-E ................. 8 \r\n2.1.1 Kein einseitiges Kürzungsrecht in Ausnahmefällen ........................................ 8 \r\n2.1.2 Umgang mit BKZ und nachträglicher Anschlusserweiterung ......................... 9 \r\n2.2 Co-Location, § 17 Absatz 2a EnWG-E ........................................................... 11 \r\n2.3 Netzkapazitätsvergabeverfahren Übertragungsnetz, § 17a EnWG-E .......... 13 \r\n2.4 Priorisierung Netzanschlussbegehren und Kontingente für \r\nNetzanschlusskapazität, ÜNB und VNB, § 17b EnWG-E ............................... 14 \r\n2.4.1 Grundsätze zur Priorisierung ........................................................................ 15 \r\n2.4.2 Zuteilung von Netzkapazität ......................................................................... 15 \r\n2.4.3 Priorisierungskriterien in Absatz 1 ............................................................... 18 \r\n2.4.4 Priorisierungskriterien und Freihalten von Kapazität im \r\nVerteilernetzbereich,  Absatz 2 .................................................................... 20 \r\n2.4.5 Verhältnis zu anderen Regelungen im EnWG und EEG ................................ 24 \r\n2.5 Zuteilung, Reservierung und Freigabe von Netzanschlusskapazität, § 17f \r\nEnWG-E ......................................................................................................... 25 \r\n2.5.1 Verfahren zur Zuteilung von Netzanschlusskapazität .................................. 25 \r\n2.5.2 Reservierungsverfahren, § 17f Absatz 1 EnWG-E ........................................ 27 \r\n2.6 Transparenz über zur Verfügung stehende Kapazitäten, § 17c EnWG-E ..... 29 \r\n2.6.1 Geografische Karte VNB, § 17c Absatz 1 EnWG-E ........................................ 30 \r\n2.6.2 Unverbindliche Netzanschlussauskunft VNB, § 17c Absatz 2 EnWG-E ........ 31 \r\n2.7 Netzanschlussprozesse mit Informationspflichten, § 17d EnWG-E ............. 32 \r\n2.8 Digitaler Netzanschlussprozess und Netzanschlussportal VNB, § 17e EnWG\r\nE .................................................................................................................... 33 \r\n3 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss von EE-Anlagen ............... 35 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n3.1 \r\n3.2 \r\n4 \r\nBaukostenzuschüsse (BKZ) für Erneuerbare-Energien-Anlagen, § 17 EEG .. 35 \r\nEinspeisenetz – Einspeisesteckdose, § 3 Nr. 18, § 8 EEG ............................. 37 \r\nMaßnahmen in kapazitätslimitierten Netzgebieten ........................................... 38 \r\n5 \r\nAnsätze zur weiteren Beschleunigung des Netzausbaus ..................................... 39 \r\nSeite 3 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n1 Zusammenfassung \r\nDer vorliegende inoffizielle Referentenentwurf eines Gesetzes „zur Änderung des Energiewirt\r\nschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Ver\r\nbesserung des Netzanschlussverfahrens“ vom 17. April 2026 greift eine zentrale Herausforde\r\nrung der Energiewende und der wirtschaftlichen Transformation auf und soll das Netzan\r\nschlussregime modernisieren. Der Gesetzentwurf sieht dafür ganz überwiegend gute und be\r\ngrüßenswerte Maßnahmen vor, die richtig und notwendig sind, um die Transformation des \r\nEnergiesystems in Deutschland zügig und kosteneffizient voranzubringen. \r\nAngesichts des stark wachsenden Anschlussbedarfs durch Erneuerbare Energien, Industrie, \r\nRechenzentren, Ladeinfrastruktur für E-Pkw und E-Lkw, Speicher, Elektrolyseure und Wärme\r\npumpen ist es sinnvoll und notwendig, bestehende Netzkapazitäten künftig deutlich flexibler \r\nund effizienter zu nutzen, um einen bestmöglichen Netzzugang zu gewährleisten. Hierfür be\r\ndarf es moderner, praxisgerechter und rechtssicherer Regelungen für den Netzanschluss.  \r\nZugleich darf die Weiterentwicklung des Netzanschlussrechts nicht isoliert betrachtet werden. \r\nEbenso erforderlich ist ein konsequenter und effizienter Ausbau der Netzinfrastruktur, um die \r\nvolkswirtschaftliche Resilienz und Leistungsfähigkeit des Energiesystems dauerhaft zu sichern. \r\nInsbesondere in Netzengpassgebieten braucht es dafür mehr Transparenz sowie deutlich ein\r\nfachere und schnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren. Neben dem Netzpaket ist da\r\nher ein ergänzendes Beschleunigungspaket für den Netzausbau notwendig, das auf Planungs- \r\nund Genehmigungsprozesse zielt und zu spürbaren Verkürzungen der Verfahren führt. Der \r\nBDEW hat diesbezüglich ein Papier mit kurzfristigen Maßnahmen zur Beschleunigung des \r\n110 kV-Hochspannungsnetzausbaus veröffentlicht. Netzausbauzeiträume von bis zu zehn Jah\r\nren können nicht der Maßstab sein, vielmehr bedarf es eines schnelleren Ausbaus.  \r\nDarüber hinaus ist insbesondere in Bezug auf den Themenkomplex Netz(anschluss)kapazitäten \r\ndas gesamte Strom- und Energiesystem in den Blick zu nehmen, weil sich dadurch Synergieef\r\nfekte und Lösungsmöglichkeiten eröffnen. So kann die stärkere Erschließung von Flexibilitäten – wie netzdienliche Großbatteriespeicher, Sektorkopplung oder lastseitige Flexibilität – dazu \r\nbeitragen, dass der Strom beispielsweise erzeugungsnah zwischengespeichert oder über die \r\nentsprechenden Technologien (Power to Gas, Power to Heat, Power to Vehicle) in andere \r\nEnergieträger umgewandelt oder andere Sektoren überführt wird. Dies bietet großes Poten\r\nzial für die Entlastung bei Stromnetzen und sollte parallel mitgedacht und vorangetrieben wer\r\nden.  \r\nIm Sinne der Gesamteffizienz ist es sinnvoll, dass Projektierer bei der Standortwahl neuer An\r\nlagen auch die kapazitative Situation der Stromnetze berücksichtigen. Dafür braucht es jedoch \r\ndie nötige Transparenz über die jeweilige Netzsituation. Es muss sichergestellt werden, dass \r\nSeite 4 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nsowohl für Anlagenbetreiber als auch für Netzbetreiber ein hohes Maß an wirtschaftlicher und \r\nplanerischer Verlässlichkeit gegeben ist. Gleichzeitig sollten Komplexität und administrativer \r\nAufwand für alle Beteiligten so gering wie möglich gehalten werden. \r\nInstrumente zur räumlichen Steuerung des Zubaus Erneuerbarer Energien nach dem Kriterium \r\nder verfügbaren Netzkapazität dürfen nur eingeführt werden, wenn ihre Auswirkungen auf \r\nNetzbetreiber und Anlagenbetreiber umfassend geprüft und angemessen berücksichtigt wer\r\nden. Hier bedarf es zunächst einer transparenten Datengrundlage und sodann einer klaren Ab\r\nschätzung der Auswirkungen – einerseits auf die Kosten und andererseits auf die Wirtschaft\r\nlichkeit der EE-Projekte. Dabei ist zum Beispiel die Standortgebundenheit von Technologien, \r\nwie Wind an Land, unbedingt zu beachten. Zu prüfen ist, welchen Beitrag standardisierte fle\r\nxible Netzanschlussverträge leisten können. Dabei müssen Wechselwirkungen von gesetzli\r\nchen und regulatorischen Regelungen im Blick bleiben (insbes. zu BKZ für Einspeiser, Einspei\r\nseentgelte, Regelungsansätze für Netzgebiete mit eingeschränkten Netzkapazitäten).  \r\nZusammenfassend sieht der BDEW folgende Punkte als besonders wichtig an:  \r\n› \r\n› \r\nNetzanschlussverfahren müssen schneller, digitaler und standardisierter werden \r\nDer BDEW unterstützt die Modernisierung des Netzanschlussregimes ausdrücklich. Stan\r\ndardisierte, digitalisierte und transparente Prozesse sind notwendig, um den stark stei\r\ngenden Anschlussbedarf durch EE-Anlagen, Industrie, Speicher, Rechenzentren, Elektro\r\nmobilität und Wärmepumpen bewältigen zu können.  \r\nNetzausbau muss beschleunigt werden  \r\nNeben neuen Anschlussregelungen bedarf es eines zusätzlichen Beschleunigungspaketes \r\nfür Planungs- und Genehmigungsverfahren. Netzausbauzeiten von bis zu zehn Jahren \r\nsind zu lang und entsprechen nicht unserem Anspruch. Der BDEW hat dazu bereits kon\r\nstruktive Vorschläge für ein Ermöglichungspaket seitens der Politik unterbreitet: Kurz\r\nfristige Maßnahmen zur Beschleunigung des 110 kV-Hochspannungsnetzausbaus. \r\n› \r\nFlexiblere Nutzung vorhandener Netzkapazitäten benötigt praktikable und rechtssi\r\nchere Regeln \r\nInstrumente wie flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA), gemeinsame Standortnut\r\nzung (Co-Location) oder Reservierungsverfahren können helfen, Netzkapazitäten effizi\r\nenter zu nutzen. Da sie technisch komplex und bislang nicht ausreichend erprobt sind, \r\nbraucht es für verpflichtende FCA einen praktikablen und rechtssicheren Rahmen. Die \r\nFörderung von Co-Location von Verbrauchs- oder Erzeugungskonstellationen mit Spei\r\nchern im Rahmen von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen sieht der BDEW als sinn\r\nvoll an. Diese Umsetzung sollte allerdings mit Augenmaß erfolgen, da nicht jeder zusätz\r\nliche Speicheranschluss technisch sofort realisierbar ist. \r\nSeite 5 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nPriorisierung von Netzanschlüssen mit klaren und diskriminierungsfreien Kriterien \r\nDer BDEW unterstützt Priorisierungsmöglichkeiten bei Netzengpässen, fordert aber ins\r\nbesondere für die Verteilernetze klare gesetzliche Regeln mit ausreichender Transparenz \r\nund Vereinheitlichung einerseits und Flexibilität für die Umsetzung in der Praxis anderer\r\nseits. Gleichzeitig muss Bestandsschutz für bereits zugesagte Netzanschlüsse gelten.  \r\nZuteilung von Netzkapazität im Engpassfall für Verteilernetz benötigt eigene Regeln \r\nVerteilnetze unterscheiden sich deutlich vom Übertragungsnetz. Sie sind regional ge\r\nprägt und müssen konsequent Versorgungszuverlässigkeit gewährleisten und sollen dar\r\nüber hinaus Wärmeplanung und Verkehrswende ermöglichen. Das ÜNB-Verfahren zur \r\nZuteilung von Netzanschlusskapazität lässt sich daher nicht eins zu eins übertragen. Je \r\nnach Netzgebiet können im Verteilernetz Verfahren wie Repartierung, Reifegradverfah\r\nren oder andere Ansätze für Anschlusspetenten und Netzbetreiber bessere Lösungen \r\nbieten.  \r\nMehr Transparenz über Netzkapazitäten – Sicherheit aber nicht aus dem Auge verlie\r\nren \r\nGeografische Netzkarten und unverbindliche Netzanschlussauskünfte können dabei hel\r\nfen, die Zahl der Anschlussbegehren insgesamt zu reduzieren, da sie mehr Transparenz \r\nfür die Netzanschlusspetenten herstellen und es ihnen ermöglichen, sich auf wirtschaft\r\nlich sinnvolle Projekte zu fokussieren. Das begrüßt der BDEW. Die unverbindliche Netz\r\nanschlussprüfung muss aber praxistauglich und möglichst bürokratiearm ausgestaltet \r\nwerden. Zur Berücksichtigung berechtigter Sicherheitsbedenken sollten Netzkarten und \r\nunverbindliche Netzanschlussauskünfte zusätzlich nur in geschützten Räumen und nur \r\nfür berechtigte Interessierte zugänglich gemacht werden können.   \r\nDigitale Netzanschlussportale sind richtig, die pauschale Umsetzungsfrist aber unrea\r\nlistisch \r\nDie Branche unterstützt die vollständige Digitalisierung der Netzanschlussprozesse. Die \r\nvorgesehenen pauschalen Fristen bis 2028 sind angesichts des notwendigen und erhebli\r\nchen Standardisierungs- und IT-Aufwands jedoch nicht generell umsetzbar. Es braucht \r\neinen realistischen, flexibleren Zeithorizont bis 2030. Früher umsetzbare Aspekte bei der \r\nVereinfachung, Standardisierung und Digitalisierung sollten hier zeitlich vorgezogen wer\r\nden können. \r\n› Baukostenzuschüsse für EE-Anlagen müssen regional differenziert und investitionsver\r\nträglich ausgestaltet werden \r\nDer BDEW hält regional differenzierte BKZ grundsätzlich für geeignet, um netzdienliche \r\nStandortsignale zu setzen. Gleichzeitig muss verhindert werden, dass sich verschiedene \r\nSeite 6 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nRegulierungsinstrumente kumulieren und Investitionen in EE-Anlagen wirtschaftlich ge\r\nfährden. Kohärenz bei der Gesetzgebung ist zentral. \r\n› Die „Einspeisesteckdose“ bzw. vorausschauender Netzausbau wird ausdrücklich unter\r\nstützt \r\nNetzbetreiber sollen Erzeugungsschwerpunkte frühzeitig antizipieren und Infrastruktur \r\nproaktiv errichten können. Dafür braucht es regulatorische Absicherung, schnellere Ge\r\nnehmigungen und bessere Datengrundlagen.  \r\n› Kapazitätslimitierte Netzgebiete müssen mit Augenmaß geregelt werden \r\nDer BDEW sieht weiteren Prüfbedarf bei den geplanten Regelungen zu kapazitätslimi\r\ntierten Netzgebieten. Vor neuen Eingriffen brauche es belastbare Datengrundlagen so\r\nwie eine Bewertung der Auswirkungen auf Wirtschaftlichkeit und Investitionen für alle \r\npotenziell betroffenen Netzgebiete. \r\nZu dem vorliegenden Entwurf hat der BDEW im Einzelnen folgende Anmerkungen: \r\nSeite 7 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n2 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss nach EnWG  \r\nDie folgenden Änderungen in § 17 EnWG betreffen Netzanschlussverfahren mit Vorgaben zu \r\nStandardisierung und Digitalisierung, Regelungen zu Transparenz über Netzkapazität und de\r\nren Vergabe (Priorisierung, Zuteilungsverfahren, Reservierungsverfahren). Diese Regelungen \r\nsind nach Einschätzung des BDEW für EEG- und KWK-Anlagen anwendbar, sofern in den jewei\r\nligen Spezialgesetzen, insbes. § 8 EEG und § 3 KWKG, keine spezielleren, diese im EnWG vor\r\ngesehenen späteren Vorschriften ausschließenden Vorgaben enthalten sind. In der Rechtsan\r\nwendung führt dies allerdings dazu, dass dies für jede Neuregelung zu überprüfen ist. Daher \r\nregt der BDEW an, die entsprechenden Regelungen auch im EEG und KWKG anzupassen und \r\nzu synchronisieren. \r\n2.1 Recht zur Kürzung von Netzkapazitäten, § 17 Absatz 1a EnWG-E \r\nMit einem neuen Abs. 1a werden die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen berechtigt, \r\nnach Zustandekommen eines Netzanschlussverhältnisses die vorzuhaltende Leistung auf den \r\nhöchsten gemessenen Leistungswert der vergangenen drei Jahre anzupassen, wenn sich her\r\nausstellt, dass die vorzuhaltende Leistung über einen Zeitraum von mehr als drei Jahren nicht \r\noder nicht in der vereinbarten Höhe in Anspruch genommen wurde. \r\nDie Auffassung, dass ein solches Recht besteht und genutzt werden kann, hatte die BNetzA für \r\nBezugsanlagen bereits in ihrem „Positionspapier zu vertraglichen Regelungen beim Netzan\r\nschluss, insbesondere zur Leistungsunter- und -überschreitung“ aus dem Jahr 2009 vertreten, \r\nohne Angabe eines bestimmten Zeitraums der Nichtnutzung der vereinbarten Kapazität. \r\nInsbesondere mit Blick auf längere Zeiträume und der bestehenden Knappheit an Anschluss\r\nkapazität erscheint diese Regelung grundsätzlich sinnvoll. Sie kann dazu beitragen, dass für be\r\nstehende Netzanschlüsse, die nach längerer Zeit anders genutzt werden (z.B. Industriebra\r\nchen) keine unnötig hohen Netzanschlusskapazitäten vorgehalten werden müssen und für an\r\ndere Nutzung zur Verfügung stehen. Grundsätzlich ist auch der angegebene Zeitraum von drei \r\nJahren für eine Rückschau sinnvoll. Zu überlegen wäre allerdings einen längeren Zeitraum z.B. \r\nvon fünf Jahren zu wählen. Insgesamt ist sicherzustellen, dass die Reduzierung nur erfolgt, \r\nwenn der Anschlussnehmer bzw. der Anschlussnutzer die ursprünglich vereinbarte Leistung \r\ngesichert über einen absehbaren Zeitraum nicht mehr nutzt. Andernfalls würde die Umset\r\nzung nur zu deutlichem Mehraufwand auf allen Seiten führen. \r\n2.1.1 \r\nKein einseitiges Kürzungsrecht in Ausnahmefällen \r\nDie Regelung in dieser Form erscheint vor allem für seit langer Zeit bestehende und größten\r\nteils unverändert genutzte Anschlüsse passend. Ungeeignet hingegen ist sie für solche Vorha\r\nben, die gerade errichtet werden und ihre Anschlusskapazität erst schrittweise über mehrere \r\nSeite 8 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nJahre hinaus vollumfänglich in Anspruch nehmen werden (ggf. in Abhängigkeit von der Markt\r\nentwicklung). Insbesondere bei Projekten in höheren Spannungsebenen kann der vollständige \r\nAbruf der beanspruchten Leistung mehrere Jahre dauern, z.B. beim Aufbau öffentlicher Lade\r\ninfrastruktur (die zudem auf eine Skalierung zur Abbildung eines steigenden Marktanteils an \r\nElektrofahrzeugen ausgelegt ist). Ein weiteres Beispiel sind Rechenzentren, die planmäßig \r\nschrittweise in Betrieb genommen werden und deren Leistung bzw. Auslastung sich über \r\nJahre erhöht. BDEW geht davon aus, dass diese Fälle über die Formulierung „nicht in der ver\r\neinbarten Höhe“ abgedeckt sind. Die Begründung sollte dies möglichst klarstellen. In diesen \r\nFällen würde die einseitige Reduzierung andernfalls vereinbarter Anschlusskapazität verhin\r\ndern, dass die Anlagen in dem geplanten Umfang genutzt werden können.  \r\nIn der praktischen Umsetzung durch den Netzbetreiber ist also mit Augenmaß vorzugehen, \r\nweil sich Anschlussvorhaben in einer beweglichen Hochlaufentwicklung befinden können. Da\r\nher müssen bei im Aufbau befindlichen Projekten ggf. andere Regelungen gelten, die entwe\r\nder im Netzanschlussvertrag oder im Sinne einer stufenweisen Reservierung vereinbart wer\r\nden können. In § 17f EnWG-E ist eine solche Reservierung bereits vorgesehen. Das Verhältnis \r\nzwischen diesen beiden Regelungen ist allerdings unklar und sollte möglichst direkt im Geset\r\nzestext zumindest aber in der Begründung geklärt werden. \r\nNicht passend ist die Regelung auch im Fall der Bereitstellung von Leistungen, die nur in Aus\r\nnahmefällen abgerufen werden, dann aber sicher zur Verfügung stehen müssen. Für diese \r\nFälle könnte eine Regelung erfolgen, die es dem Netzbetreiber ermöglicht, die Netzkapazitä\r\nten zumindest in der Zeit der Nichtnutzung anderweitig freizugeben.  \r\nAuch für den Netzanschluss zwischen Netzbetreibern der allgemeinen Versorgung sollte diese \r\nRegelung keine Anwendung finden. \r\nNicht angemessen erscheint die Kürzung auch in den Fällen, in denen die Anschlussnehmer \r\n(über die Netzanschlusskosten hinaus und unabhängig vom BKZ) direkt einen Teil der Kosten \r\ndes Netzausbaus getragen haben, um den Netzanschluss nach § 17 Abs. 1 und 2 EnWG zu er\r\nmöglichen. \r\n2.1.2 \r\nUmgang mit BKZ und nachträglicher Anschlusserweiterung \r\nDie Kürzung von Kapazitäten greift in bestehende Netzanschlussverträge bzw. -verhältnisse \r\nein und verändert die vereinbarte Leistung, für die der Anschlussnehmer ggf. einen Baukos\r\ntenzuschuss (BKZ) gezahlt hat. Wie bei der berechtigten Beendigung des Netzanschlussvertra\r\nges führt auch die berechtigte Reduzierung der Anschlussleistung nicht zu einem Rückerstat\r\ntungsanspruch. Die Begründung sollte dies klarstellen, um eventuellen Streitigkeiten vorzu\r\nbeugen. Andernfalls kann der BKZ nicht die erforderliche Lenkungswirkung entfalten.  \r\nSeite 9 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nBDEW-Forderung: \r\nDie Regelung sollte keine Anwendung finden auf: \r\n• Anlagen, die sich im Aufbau befinden oder stark von der Marktentwicklung abhängen \r\nund nach den Vereinbarungen im Netzanschlussvertrag bzw. den im Reservierungsver\r\nfahren vorgesehenen Regelungen planmäßig ggf. schrittweise erweitert werden, insb. \r\nöffentlich zugängliche Ladepunkte nach § 2 Nr. 2 LSV und Erzeugungsanlagen, insbe\r\nsondere auch weil der Anschlussnehmer hinsichtlich dieser Anlagen bereits erheblich \r\nin die eigene Infrastruktur (z.B. Umspannwerk) investiert hat; dieser planmäßig vorge\r\nsehene Aufbau ist daher vorab mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Dies sollte die Be\r\ngründung noch einmal klarstellen.  \r\n• Reserveanlagen oder Anlagen, die ähnliche Dienstleistungen erbringen, die nur im Not\r\nfall benötigt werden; \r\n• Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung und \r\n• in Fällen, in denen der Anschlussnehmer unabhängig von den Kosten der Errichtung \r\ndes Netzanschlusses und eines BKZ – in der Regel vertraglich vereinbart – einen Teil \r\nder durch den Anschluss verursachten Netzausbaukosten direkt getragen hat, um den \r\nNetzanschluss überhaupt zu ermöglichen.    \r\nDarüber hinaus: \r\n• Ist der Umgang mit der Zahlung bzw. Rückzahlung von BKZ und einer möglichen erneu\r\nten Beantragung der Kapazität innerhalb eines bestimmten festzulegenden Zeitraums \r\nzu klären.  \r\nDie Regelung könnte wie folgt geändert werden: \r\n(1a) Stellt sich nach Zustandekommen eines Netzanschlussverhältnisses heraus, dass \r\ndie für den Netzanschluss vorzuhaltende Leistung über einen Zeitraum von mehr als \r\ndrei 5 Jahren nicht oder nicht in der vereinbarten Höhe in Anspruch genommen wurde, \r\nsind Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen berechtigt, die vorzuhaltende Leis\r\ntung auf den höchsten gemessenen Leistungswert der vergangenen drei Jahre anzupas\r\nsen. Der Anschlussnehmer hat die Anpassung zu dulden. Die Erstattung von für den \r\nNetzanschluss gezahlten Baukostenzuschüssen erfolgt nicht. Wird innerhalb von 5 Jah\r\nren nach der einseitigen Anpassung die vorzuhaltende Leistung erhöht, ist die Erhe\r\nbung eines Baukostenzuschusses ausgeschlossen, soweit die erhöhte vorzuhaltende \r\nLeistung, die vor der Anpassung vereinbarte Leistung nicht übersteigt. Die Erhöhung \r\nerfolgt nach Maßgabe der Absätze 1 und 2 oder für Anlagen, die in den \r\nSeite 10 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nAnwendungsbereich des Erneuerbare-Energien-Gesetzes fallen, nach den danach gel\r\ntenden Regelungen. \r\n(1b) Absatz 1a ist nicht anzuwenden auf Netzanschlüsse,  \r\n1. über die vorwiegend Anlagen in das Netz einspeisen oder aus dem Netz beziehen, die \r\nplanmäßig nur im Bedarfsfall eingesetzt werden und die für die Dimensionierung des \r\nAnschlusses ausschlaggebend sind oder \r\n2. über die Netze der allgemeinen Versorgung an vorgelagerte Netze angeschlossen \r\nsind oder \r\n3. soweit der Anschlussnehmer Netzausbaukosten unabhängig von der Tragung von \r\nBaukostenzuschüssen und den Kosten der Errichtung des Netzanschlusses getragen \r\nhat, um den Anschluss zu ermöglichen.     \r\n2.2 Co-Location, § 17 Absatz 2a EnWG-E \r\nDer bisherige § 17 Abs. 2a wird um einen Satz 2 ergänzt, der die Errichtung von Speichern in \r\nCo-Location (mit EE-Anlagen oder Verbrauchseinrichtungen wie Ladesäulen oder Rechenzen\r\ntren) erleichtern soll. Dafür soll der Netzbetreiber den Anschluss von Energiespeicheranlagen \r\nnicht mit Hinweis auf einen Kapazitätsmangel ablehnen dürfen, wenn die bisherige maximale \r\nEntnahme- oder Einspeiseleistung am gleichen Netzverknüpfungspunkt durch die Co-Location \r\nunverändert bleibt. Zudem wird durch den Entfall einer Netzverträglichkeitsprüfung und dem \r\nVerbot der Ablehnung eine automatische Priorisierung von Energiespeichern in Co-Location\r\nSituationen für die ggf. zusätzlich benötigte Kapazitätszuweisung erreicht. § 17 Abs. 2b EnWG\r\nE dürfte insoweit eine Sonderregelung gegenüber § 17b EnWG-E darstellen. \r\nDer BDEW begrüßt, dass Anschlüsse in Co-Location-Konstellationen, wie unter anderem von \r\nEE-Anlagen und Speichern, gefördert werden sollen. Dies ist dringend notwendig, um eine \r\nbessere Ausnutzung von Netzkapazitäten anzureizen. Die Regelung geht allerdings unzutref\r\nfend davon aus, dass eine einmal zugeteilte Maximalkapazität für eine Anlage nach dem EEG \r\nimmer als 24/7-Kapazität vergeben wird. Dies ist – auch nach Auffassung der BNetzA – nicht \r\nder Fall. Denn die Kapazitätsvergabe erfolgt nach dem EEG für die jeweilige Anlage – nicht für \r\nden Netzanschlusspunkt an sich. Insofern ist nach erfolgtem Netzanschluss einer Anlage der \r\nNetzbetreiber zwar im Grundsatz verpflichtet, die eingespeisten Strommengen abzunehmen \r\nund bei Abregelungen nach dem Redispatch-Regime bilanziellen bzw. finanziellen Ersatz zu \r\nleisten. Dies gilt aber nach derzeitiger Rechtslage nur für den in dieser konkreten Anlage er\r\nzeugten Strom, nicht für alle über den Netzverknüpfungspunkt im weiteren einspeisbaren \r\nSeite 11 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nStrommengen, sofern die Maximalkapazität eingehalten wird. Wenn bspw. eine PV-Freiflä\r\nchenanlage mit drei Megawatt (MW) installiert ist, stehen kapazitätsseitig nicht automatisch \r\nauch die Nachtstunden für eine Einspeisung zur Verfügung.  \r\nDaher sollte dem Netzbetreiber grundsätzlich die Möglichkeit zu einer optionalen Prüfung und \r\nein Vetorecht eingeräumt werden, sofern und soweit gravierende Risiken für den sicheren \r\nNetzbetrieb bestehen. Im Rahmen der ohnehin erforderlichen Mitteilung an den Netzbetrei\r\nber sollte ein vierwöchiges Vetorecht vorgesehen werden, das ausschließlich bei gravierenden \r\nRisiken für den sicheren Netzbetrieb angewandt und gegenüber dem Anschlussnehmer aus\r\nführlich und unter konkreter Bezugnahme auf den Netzanschlusspunkt transparent und nach\r\nvollziehbar begründet werden muss. \r\nFür Anlagen, die keine Leistungserhöhung des Bestandsanschlusses auslösen, reine Bezugsan\r\nlagen sind und eine maximale Kapazität bis 30 kW nicht überschreiten, ist eine Bagatellgrenze \r\neinzuführen. Für diese Anlagen besteht kein Vetorecht des Netzbetreibers, in diesen Fällen \r\ndarf keine Ablehnung erfolgen. \r\nHinweis: Betreiber von Leitungen, die Anlagen in Co-Location-Situationen verbinden, sind mit \r\nder Unsicherheit, der Einordnung dieser Leitungen als Netz oder als Teil der Kundenanlage \r\nkonfrontiert. Hier bedarf es einer möglichst schnellen europarechtskonformen Lösung, wenn \r\nauch nicht im vorliegenden Gesetzentwurf.   \r\nBDEW-Forderung: \r\n• Es muss möglich bleiben, nach der Netzverträglichkeitsprüfung den gemeinsamen \r\nNetzanschluss von Energiespeicheranlagen mit EEG-Anlagen hinsichtlich der zusätzli\r\nchen Einspeisung abzulehnen; die Ablehnung darf nur in dem Maße erfolgen, wie der \r\nsofortige gemeinsame Anschluss mit einer Energiespeicheranlage kapazitätstechnisch \r\nnicht möglich ist. In diesem Fall besteht die Verpflichtung, eine flexible Netzanschluss\r\nvereinbarung als Alternative anzubieten, sofern dies netztechnisch möglich ist. \r\n• Einführung einer 30-kW-Obergrenze für hinzutretenden Speicher in Co-Location EEG\r\nAnlage für automatische Netzanschlussbewilligung. \r\nFormulierungsvorschlag für § 17 Abs. 2a Satz 2 EnWG-E (neu): \r\nBleibt die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen können den Anschluss von Ener\r\ngiespeicheranlagen an bestehenden Netzverknüpfungspunkten nicht unter Verweis auf \r\ndas Vorliegen eines Kapazitätsmangels verweigern, wenn die bisherige maximale Ent\r\nnahme- oder Einspeiseleistung durch den zusätzlichen Anschluss der Energiespeicheran\r\nlage unter Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach Absatz 2b oder § 8a \r\ndes Erneuerbare-Energien-Gesetzes unverändert, können Betreiber von \r\nSeite 12 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nElektrizitätsversorgungsnetzen den Anschluss von Energiespeicheranlagen an beste\r\nhenden Netzverknüpfungspunkten nur insoweit unter Verweis auf das Vorliegen eines \r\nKapazitätsmangels ablehnen, wie dies sicherheitstechnisch für einen sofortigen Bezug \r\nbzw. Einspeisung der Energiespeicheranlage erforderlich ist.  \r\nDer BDEW weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass in der Branche derzeit große Unsi\r\ncherheit besteht, wie Netzbetreiber diskriminierungsfrei Vorgaben für die Steuerung/Fahr\r\npläne in Konstellationen mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen, gerade unter Einbindung \r\nvon Speichern machen können. Für Projektierer ist nicht unbedingt transparent und vorher\r\nsehbar, auf welcher Grundlage bestimmte Einschränkungen von Netzbetreibern gefordert \r\nwerden. Dies betrifft insbesondere Piloten, die bereits vollflexible Netzanschlussverträge um\r\nsetzen. Im Zusammenhang mit der Umsetzung von flexiblen Netzanschlussverträgen in die \r\nPraxis wäre zudem ein Mindestmaß an Vereinheitlichung sinnvoll. Dies würde mehr Sicherheit \r\nfür alle Parteien schaffen. Die Verbände arbeiten derzeit an verschiedenen Mustervereinba\r\nrungen, die im Ergebnis - wie andere Muster - von der BNetzA festgelegt werden können. \r\n2.3 \r\nNetzkapazitätsvergabeverfahren Übertragungsnetz, § 17a EnWG-E \r\nMit einem neuen § 17a EnWG-E sollen Regelungen für den Netzanschluss an das Übertra\r\ngungsnetz geschaffen werden. Zum einen sollen gemeinsam transparente und effiziente Ver\r\nfahren entwickelt und von der BNetzA ggf. mit Verweis auf Änderungsbedarf bestätigt werden \r\n(Absatz 1). Zum anderen sollen ÜNB bei erwartetem Kapazitätsmangel den Netzanschluss mit \r\nGenehmigung durch die BNetzA vom Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung ab\r\nhängig machen dürfen (Absatz 2). \r\nBereits vor dem Inkrafttreten der geplanten Neuregelung haben die ÜNB im Februar 2026 das \r\ntransparente, zyklische Reifegradverfahren für Netzanschlüsse von Speichern und Großver\r\nbrauchern an das Übertragungsnetz vorgestellt, das am 1. April 2026 eingeführt wurde. Der \r\nBDEW begrüßt dieses Vorgehen und geht davon aus, dass die Netzbetreiber bereits im derzeit \r\ngeltenden Rechtsrahmen entsprechende Regelungen treffen können. Die BNetzA sollte das \r\nnun gewählte Verfahren möglichst zügig verbindlich durch eine Genehmigung bestätigen. Eine \r\nrechtssichere Grundlage für die Nutzung des vorgestellten Verfahrens und die Entscheidung \r\nder BNetzA wird spätestens § 17a Abs. 1 EnWG-E mit seinem Inkrafttreten bieten. \r\nFür Netzanschlüsse, die unter den Anwendungsbereich des EnWG fallen, ist darauf hinzuwei\r\nsen, dass sich die Möglichkeit der Anschlussverweigerung unter engen Voraussetzungen schon \r\nbisher aus § 17 Abs. 2 ergab. Dabei ist allerdings zu beachten, dass die Zahlung der Kosten zur \r\nSeite 13 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nBeseitigung der Einschränkungen der verfügbaren Netzanschluss- und Übertragungskapazität \r\nnicht dazu führt, dass der Kapazitätsmangel oder der Mangel an Netzanschlussmöglichkeiten \r\nund bei Betriebsmitteln behoben wird. Wo kein Schaltfeld ist, muss erst gebaut werden, bevor \r\nder Anschluss möglich wird. Etwas anderes kann nur gelten, wenn der Anschlusspetent ein be\r\nreits angeschlossenes Schaltfeld mit einem anderen Anschlussnehmer gemeinsam nutzen \r\nkann. Einer solchen Lösung könnte in der Praxis das Problem entgegenstehen, dass solche ge\r\nmeinschaftlich genutzten Anlagen dann ggf. nicht mehr als Kundenanlage, sondern als Netz \r\nanzusehen wären. Insbesondere kann dem Petenten nicht über das Recht zur Kostenüber\r\nnahme das Recht übertragen werden, zu entscheiden, in welchem Umfang und zu welchen \r\nZeitpunkten der erforderliche Netzausbau zu erfolgen hat. Der letzte Satz in Absatz 2 ist daher \r\nzu streichen. \r\nIn dem Zusammenhang mit der Einordnung von Energieanlagen als Kundenanlagen bedarf es \r\nallerdings einer grundsätzlichen Lösung, für die sich die Bundesregierung auf europäischer \r\nEbene nach Kenntnis des BDEW bereits einsetzt. \r\nGroßelektrolyseprojekte weisen Genehmigungs- und Realisierungszeiträume von fünf bis acht \r\nJahren auf und dürfen in der Reifegradprüfung im Netzanschlussverfahren nicht vollumfäng\r\nlich durch Technologien mit kürzeren Projektentwicklungszeiten, wie z.B. Batteriespeicher, \r\nverdrängt werden. \r\nBei einem Kapazitätsmangel könnte eine vorübergehende Alternative dagegen der Abschluss \r\neines flexiblen Netzanschlussvertrages sein, statt der Zahlung einer Geldsumme. \r\nBDEW-Forderung: \r\n• Einschränkung der Anwendung der Regelung zum Kapazitätsmangel nach Absatz 2 auf \r\nFälle der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit  \r\n2.4 \r\nPriorisierung Netzanschlussbegehren und Kontingente für Netzanschlusskapazität, \r\nÜNB und VNB, § 17b EnWG-E  \r\nDie vorgeschlagene Regelung in § 17b Abs. 1 EnWG-E soll den Übertragungsnetzbetreibern \r\neine grundsätzliche Priorisierung von vorliegenden Netzanschlussbegehren ermöglichen und \r\nstellt ausdrücklich fest, dass für bestimmte erwartete Anschlussbegehren im Rahmen einer \r\nPriorisierung auch Kapazität freigehalten werden kann. Das Freihalten von Kapazität ist damit \r\nals eine Form der Priorisierung legal definiert und gilt sowohl für die Priorisierungsgrund\r\nsätze der ÜNB als auch der VNB. § 17b Abs. 2 EnWG-E soll den Verteilernetzbetreibern die Be\r\nrechtigung geben, die von den ÜNB anhand der Kriterien in Absatz 1 der Regelung \r\nSeite 14 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\naufgestellten und von der BNetzA bestätigten Grundsätzen in ihrem Netzgebiet entsprechend \r\nanzuwenden.  \r\n2.4.1 \r\nGrundsätze zur Priorisierung  \r\nDie Priorisierung durch das Freihalten von Netzanschlusskapazitäten ist eine Form der Kontin\r\ngentierung für unterschiedliche Netzanschlussnehmer (EE-Anlagen, Batterien, Industrie, Lade\r\nparks, Rechenzentren, Elektrolyseure etc.) bis hin zu Kapazitäten für eine Elektrifizierung des \r\nWärmebereichs und erfordert wirtschafts- und industriepolitische Abwägungen, die die Netz\r\nbetreiber nicht ohne einen hinreichend konkreten rechtlichen Rahmen selbst übernehmen \r\nkönnen und sollten.  \r\nEs ist Aufgabe der Politik, Zielvorgaben zu definieren sowie konkrete Strategien zu entwi\r\nckeln, um unterschiedliche Netzanschlussnehmer entsprechend zu berücksichtigen und Ziel\r\nkonflikte zu lösen. Diese verbindlichen Zielvorgaben können dabei neben dem EnWG stehen \r\nund müssen klare und verbindliche Rahmenbedingungen festlegen, die die Netzbetreiber opti\r\nmalerweise bereits langfristig bei ihrer Planung berücksichtigen können.   \r\nAuf der Basis der in § 17b Abs. 1 und 2 EnWG-E vorgegeben Kriterien sollten die Netzbetreiber \r\nallgemeine Grundsätze entwickeln, die dem Verfahren zur Zuteilung von Netzanschlusskapazi\r\ntät zugrunde gelegt werden können. Die Priorisierung nach § 17b EnWG-E ist zudem nur dann \r\nerforderlich, wenn die Nachfrage nach Anschlusskapazität zu einer bestimmten Zeit an einem \r\nbestimmten Ort, das Angebot übersteigt. Sie sollte nur in Spannungsebenen oberhalb der Nie\r\nderspannung Anwendung finden. \r\nInsgesamt sollte das Verfahren für Netzbetreiber eine möglichst rechtssichere aber zugleich \r\nauch flexible Grundlage bilden, um zwischen unterschiedlichen Anschlussbegehren basierend \r\nauf sachlich gerechtfertigten Gründen diskriminierungsfrei zu entscheiden.  \r\nPriorisierungen in Netzgebieten sind außerdem grundsätzlich ein Indikator für besonders drin\r\ngenden Netzausbaubedarf. Die Einführung transparenter Priorisierungsverfahren muss daher \r\nmit zusätzlichen Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus verknüpft werden. Der \r\nBDEW hat dazu bereits verschiedene Vorschläge erarbeitet und in dem Positionspapier „Kurz\r\nfristige Maßnahmen zur Beschleunigung des 110 kV-Hochspannungsnetzausbaus“ vom 23. Ap\r\nril 2026 zusammengefasst und veröffentlicht: https://www.bdew.de/service/netzausbaube\r\nschleunigung-bdew-legt-positionspapier-vor-und-erarbeitet-weitere-maßnahmen/   \r\n2.4.2 \r\nZuteilung von Netzkapazität \r\nFür eine umsetzbare und transparente Übertragung der allgemeinen Priorisierungskriterien in \r\ndie Praxis bedarf es der weiteren Konkretisierung der im Gesetz für die Netzbetreiber \r\nSeite 15 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\ngenannten Kriterien in entsprechende Grundsätze für die Priorisierung. Für die Übertragungs\r\nnetzbetreiber ist dies im Rahmen des Verfahrens nach § 17a EnWG-E geplant. Falls ein Netz\r\nengpass und die Notwendigkeit zur Priorisierung bestehen, ist für die Verteilernetzbetreiber \r\ndas Verfahren noch zu klären. Bisher sieht der EnWG-Entwurf für die Verteilernetzbetreiber \r\neine solche Regelung nicht vor. Für die Zuteilung von Kapazität werden auf Basis der gelten\r\nden Rechtslage in der Praxis für die Entnahme bereits verschiedene Verfahren verwendet. Ins\r\ngesamt gehören dazu unter anderem das Reifegradverfahren, das Repartierungsverfahren und \r\ndas Windhundverfahren. Weitere Varianten sind denkbar. Das von den ÜNB angewendete \r\nReifegradverfahren ist nicht ohne weiteres auf alle Anschlusssituationen in den Verteilnetzen \r\nübertragbar. Die Verteilnetzbetreiber sollten neben der bisherigen Abarbeitung der Netzan\r\nschlussbegehren nach Eingang oder nach Reifegrad auch die Möglichkeit haben, die Kapazitä\r\nten im Repartierungsverfahren oder in anderen diskriminierungsfreien Verfahren zuzuteilen. \r\nNur so lassen sich die unterschiedliche Netztopologie und unterschiedliche Situation der Netz\r\nanschlusskonkurrenz (Stadt/Land, Hochspannung/Mittelspannung, etc.) berücksichtigen, um \r\nmöglichst sinnvolle Ergebnisse erzielen. \r\n Der BDEW schlägt dringend vor, die gesetzlichen Grundlagen für das Verfahren zur \r\nZuteilung von Netzkapazität im Verteilernetz separat zu regeln.   \r\nDas nachfolgende Schaubild soll den Zusammenhang zwischen Priorisierung, Zuteilung und \r\nReservierung verdeutlichen und das Verständnis des BDEW erläutern, das dieser Stellung\r\nnahme zugrunde liegt: \r\nSeite 16 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDie zeitliche Abfolge sieht der BDEW daher wie folgt: \r\n➢ Im Vorfeld: Entwickeln von Kriterien zur Priorisierung (ÜNB nach § 17a, VNB-Konkretisie\r\nrung in allgemeinen Grundsätzen zur Priorisierung) \r\n➢ Im Vorfeld: Entwickeln und Veröffentlichen eines Zuteilungsverfahrens nach diesen Kri\r\nterien sofern erforderlich (Engpässe bei Netzanschlusskapazität) (ÜNB nach § 17a, VNB \r\nUmsetzung der allgemeinen Grundsätze in ein Zuteilungsverfahren) \r\n➢ Im Vorfeld: Transparenz: Erste Information für Projektierer, wo hinreichend Netzkapazität \r\nvorhanden ist und wo Netzengpässe vorliegen \r\n➢ Konkretes Begehren: Netzanschlussprozess: - \r\nUnverbindliche Netzanschlussanfrage: für eine erste Einschätzung - - \r\nVerbindliche Netzanschlussanfrage/Netzanschlussbegehren  \r\nWeiterer Informationsaustausch in einem digitalisierten, weitgehend standardisierten \r\nund mit einheitlichen Fristen versehenen Verfahren \r\n• Netzverträglichkeitsprüfung \r\n• Ggf. Zuteilungsverfahren unter Berücksichtigung der Priorisierungskriterien bzw. \r\ngrundsätze (soweit anwendbar) \r\n• Mitteilung, wo, wann und mit ggf. welchen Einschränkungen der Netzanschluss \r\nmöglich ist – ggf. Übergang zu Verfahren für den Abschluss einer flexiblen Netzan\r\nschlussvereinbarung (Angebot Netzanschluss) \r\nSeite 17 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n➢ Konkretes Begehren: Reservierungsverfahren: - \r\nÜbergang in einheitliches, zeitlich klar geregeltes Reservierungsverfahren, um den Zeit\r\nraum zwischen Realisierung und tatsächlichem Netzanschluss abzusichern (Einspei\r\nsung) oder Abschluss Netzanschlussvertrag (Entnahme) \r\n➢ Abschluss des Verfahrens: Netzanschluss und Zahlung BKZ (soweit anwendbar) \r\n2.4.3 \r\nPriorisierungskriterien in Absatz 1 \r\nDie Kriterien zur Priorisierung in Absatz 1 sind grundsätzlich sinnvoll, ausgewogen und allge\r\nmein genug gewählt, so dass sie auch in der Zukunft eine Vielzahl von Fällen abdecken kön\r\nnen. Sie finden grundsätzlich Anwendung für die Entscheidung darüber, welche Anschlussbe\r\ngehren eine Anschlusszusage bzw. in welcher Reihenfolge sie sie erhalten, wenn die Nachfrage \r\nan Anschlusskapazität, die zur Verfügung stehenden Ressourcen übersteigt. Die Übertragungs\r\nnetzbetreiber können auf dieser Grundlage allgemeine Verfahren festlegen und genehmigen \r\nlassen, nach denen sie die vorliegenden Anschlussbegehren auf der Grundlage dieser Kriterien \r\ngrundsätzlich priorisieren. Die Kriterien bilden die Basis für den sachlichen Grund, der eine un\r\nterschiedliche und diskriminierungsfreie Behandlung von ähnlichen Anschlussbegehren er\r\nmöglicht, die nicht alle realisiert werden können. Dabei sollte klargestellt werden, dass sich \r\ndas neue Verfahren nicht auf bereits zugesagte Netzanschlusskapazitäten bezieht.  \r\nDie Freihaltung von Kapazitäten ist gesetzlich definiert. Ein Unterthema bei der Priorisierung \r\nvon Anschlussbegehren betrifft die Kapazität für Netzanschlussbegehren, die zwar mit hoher \r\nWahrscheinlichkeit in der Zukunft zu erwarten sind, sich aber noch nicht in konkreten An\r\nschlussbegehren konkretisiert haben (Freihaltung für zukünftige Vorhaben). Entsprechendes \r\nhatte der BDEW bereits in seinen Stellungnahmen zur Energierechtsnovelle 2024 sowie 2025 \r\ngefordert. \r\nRichtig ist, die Priorisierung anhand der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversor\r\ngungssystems zu ermöglichen (Nummer 1). Aus Sicht des BDEW sollten dabei auch die As\r\npekte der Sektorenkopplung mitgedacht werden. Dies sollte als Priorisierungskriterium auch \r\nklar formuliert werden, damit dieses Kriterium gleichrangig mit den anderen gesetzlich vorge\r\ngebenen Kriterien den Ausschlag geben kann.  \r\nBei der Priorisierung gesetzlicher Zielvorgaben nach Nummer 2 für den Ausbau u.a. von Erzeu\r\ngungsanlagen ist auch das Wärmeplanungsgesetz (WPG) zu beachten. Das WPG enthält in § 2 \r\nAbs. 1, Abs. 3 und § 29 Abs. 1 wichtige gesetzliche Zielvorgaben auf dem Weg zur Netto-Treib\r\nhausgasneutralität. Die knappen Netzkapazitäten insbesondere in Ballungsräumen, stellen \r\nauch ein Hindernis bei der Erreichung der im WPG geregelten Ziele zur Dekarbonisierung der \r\nFernwärme dar, wenn z.B. Großwärmepumpen und Power-to-Heat-Anlagen nicht rechtzeitig \r\nSeite 18 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nangeschlossen werden können. Das WPG sollte daher neben dem EEG als weiterer Bezugs\r\npunkt für die Priorisierung von Netzanschlussbegehren aufgrund von bestehenden gesetzli\r\nchen Zielvorgaben in der Gesetzesbegründung Erwähnung finden. \r\nIm Rahmen der in Nummer 2 erwähnten Ziele sieht der BDEW auch die Ziele der „Nationalen \r\nWasserstoffstrategie“ als wesentlich an. Sie stehen anders als die Ziele der Wärmewende (vo\r\nraussichtlichen Wärmeverbrauch und zur Art der Wärmeversorgung unter Berücksichtigung \r\nder Ergebnisse von Wärmeplanungen) und der Verkehrswende (Berücksichtigung von Progno\r\nsen des Bundesministeriums für Verkehr zum Ausbaubedarf an öffentlich zugänglicher Ladein\r\nfrastruktur), die zumindest in § 14d EnWG ausdrücklich im EnWG erwähnt sind, nicht unmit\r\ntelbar im Vordergrund und sollten daher nach Möglichkeit ebenfalls in der Begründung er\r\nwähnt werden. So können bei der Verteilung von knapper Kapazität auch die erwarteten An\r\nschlüsse von Elektrolyseuren berücksichtigt werden.  \r\nMit Blick auf das in Nummer 5 genannte Kriterium der effizienten Nutzung von Netzverknüp\r\nfungspunkten durch mehrere Anschlussnehmer wäre es vorteilhaft, in der Gesetzesbegrün\r\ndung noch einmal ausdrücklich klarzustellen, dass dies auch die Verbindung von Speichern \r\nund Erzeugung (Co-Location) umfasst. Darüber hinaus sieht der BDEW durch dieses Kriterium \r\nauch Repowering-Sachverhalte umfasst, da auch diese Sachverhalte zu einer effizienteren \r\nNutzung bestehender Anschlüsse beitragen. Auch diesen Punkt sollte die Begründung aus\r\ndrücklich aufgreifen. Insbesondere sollte so auch die rechtssichere Möglichkeit geschaffen \r\nwerden, dass in bestehenden Co-Location-Konstellationen hinzugetretene Anlagen mit flexib\r\nlen Netzanschlussvereinbarungen die Kapazität der Bestandsanlage übernehmen können.  \r\nBisher geht die Begründung eher auf die Verbindung mehrerer Anschlussnutzer ein, aber nicht \r\nauf die Erweiterung bestehender Anlagen, die nur an diesem besonderen vorfestgelegten Ort \r\nstattfinden kann. Dies gilt nicht nur für die Erweiterung bei Erzeugungs-, sondern auch bei \r\nVerbrauchsanlagen. Bei Verbrauchsanlagen können ggf. auch Elektrolyseure zu einer effizien\r\nten Anschlussnutzung beitragen. \r\nDer BDEW geht außerdem davon aus, dass über den in Nummer 6 genannten Punkt, der eine \r\nPriorisierung über die Raumordnungs- und Bauleitplanung ermöglicht, auch solche Verfahren \r\npriorisiert werden können, die über planerische Vorgaben ortsgebunden sind und deren Flä\r\nchen bestimmte Nutzungen vorgesehen sind. Hier sollte insbesondere neben der Raumord\r\nnungs- und Bauleitplanung die Standortgebundenheit ausdrücklich hinzugefügt werden. Wenn \r\netwa ein Anschlusspetent nicht ortsflexibel ist, dann sollte zwischen solchen Anschlussbegeh\r\nren, die in der Bauleitplanung grundsätzlich berücksichtigt sind und anderen, priorisiert wer\r\nden können. \r\nSeite 19 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nVon der Bauleitplanung – wie in § 1 BauGB – sind der Flächennutzungsplan (vorbereitender \r\nBauleitplan) und der Bebauungsplan (verbindlicher Bauleitplan) umfasst. Wie in der Begrün\r\ndung dargestellt, können daher unterschiedlichste in der Nutzung von Flächen vorgesehene \r\nIndustrie- und Gewerbevorhaben priorisiert werden. Die Begründung nennt hier Rechenzen\r\ntren und Wärmepumpen; sie sollte zudem weitere Beispiele wie Lade-Hubs oder andere In\r\ndustrieanlagen erwähnen, für die in Bebauungsplänen ebenfalls Flächen ausgewiesen werden \r\nkönnen und die in diesem Sinne dann ebenfalls ortsgebunden sind. Die Begründung sollte in \r\ndiesem Zusammenhang außerdem klarstellen, dass auch Pläne Berücksichtigung finden kön\r\nnen, die sich noch in Aufstellung befinden, selbst wenn diese noch nicht rechtsverbindlich \r\nsind. \r\nDie Option, standortgebundene Anlagen, darunter Windenergieanlagen an Land, Elektrolyseure \r\n(Nähe zum H2-Kernnetz notwendig) oder standortgebundene Speicher (wie Pumpspeicher) zu \r\npriorisieren, ist in jedem Fall notwendig. \r\nZu begrüßen sind daher die Regelungen in Nummer 5 für Anlagen in Co-Location und \r\nRepowering sowie in Nummer 6 für planerisch standortgebundene Anlagen, bei denen der An\r\nlagenbetreiber nicht auf andere Standorte ausweichen kann. Nicht standortgebundene Vorha\r\nben können eher in andere Gebiete verlagert werden und sollten nachrangig behandelt wer\r\nden, wenn Kapazitäten knapp sind.  \r\n Die Kriterien in Absatz 1 des Gesetzentwurfes sind sinnvoll gewählt, bedürfen aber \r\nder Erläuterung durch Beispiele zumindest in der Gesetzesbegründung und an eini\r\ngen Stellen auch der Konkretisierung im Gesetzestext. \r\nIn diesem Zusammenhang sollten zudem Regelungen aufgenommen werden, wann und unter \r\nwelchen Voraussetzungen die erstmalig festgelegten Verfahren angepasst werden dürfen und \r\nfreigehaltene Kapazitäten von den Netzbetreibern wieder freigegeben werden müssen. \r\n2.4.4 \r\nPriorisierungskriterien und Freihalten von Kapazität im Verteilernetzbereich,  \r\nAbsatz 2  \r\nDie Regelung in Absatz 2 bedarf aus mehreren Gründen einer Konkretisierung bzw. einer An\r\npassung auf die Besonderheiten der Verteilernetzbetreiber. \r\nDie allgemeine Möglichkeit der Priorisierung, die auch das Freihalten von Netzkapazität er\r\nfasst, sollte für ÜNB und VNB gegeben sein. Die einzelnen gesetzlich genannten Kriterien für \r\ndie Priorisierung durch die VNB sollten zum besseren Verständnis separat geregelt sein. Der \r\nKriterienkatalog im Gesetz sollte entsprechend differenziert und auf die VNB angepasst wer\r\nden. Dies ist unter anderem im Hinblick auf die entstehenden Bedarfe in kommunalen \r\nSeite 20 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nWärmeplänen, der Verkehrswende und sonstigen Bedarfen für der allgemeinen Energiever\r\nsorgung relevant. \r\nSollte eine solche Anpassung im Gesetzestext nicht erfolgen, wäre trotzdem begrüßenswert, \r\nwenn zumindest die Gesetzesbegründung klarstellt, dass auch Verteilernetzbetreiber im Eng\r\npassfall nicht nur konkrete Anschlussbegehren priorisieren, sondern auch für erwartete An\r\nschlussbegehren Kapazität freihalten dürfen. Dann sollten die Kriterienkataloge analog gelten. \r\nIdealerweise sollten in diesem Fall auch Beispiele aus dem Verteilernetzbereich genannt wer\r\nden.   \r\nFest steht, dass die für die Verteilernetzbetreiber nutzbaren Kriterien und allgemeinen \r\nGrundsätze für die Priorisierung nicht auf die von ÜNB nach § 17a EnWG-E entwickelten und \r\nvon der BNetzA bestätigten Grundsätze beschränkt sein können.   \r\nDie Priorisierung der VNB hinge sonst unmittelbar von dem Genehmigungsverfahren ab, das \r\ndie ÜNB mit der Behörde führen und auf dessen Ausgang die VNB keinen Einfluss haben. Die \r\nvon den ÜNB beantragten und von der BNetzA genehmigten Grundsätze im Übertragungsnetz \r\nkönnen oder werden bestimmte Aspekte naturgemäß nicht thematisieren, da sie auf der \r\nÜbertragungsnetzebene keine Rolle spielen. Das Ergebnis ist daher nicht oder nur sehr be\r\ndingt übertragbar. \r\n Die generelle Möglichkeit der Priorisierung und Freihaltung von Kapazitäten sollte \r\nausdrücklich für alle Netzbetreiber gelten. \r\n Die Umsetzung der Priorisierung durch die VNB in Absatz 2 sollte nicht ausschließlich \r\nauf die genehmigten Grundsätze der ÜNB verweisen, sondern zum besseren Ver\r\nständnis separat geregelt sein.   \r\nSeite 21 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDie Kriterien, die der Schaffung allgemeiner Grundsätze zur Priorisierung zugrunde liegen, soll\r\nten für ÜNB und VNB getrennt werden. Für die Entscheidungen der VNB spielen andere Fakto\r\nren eine Rolle. Bestimmte Anschlussnutzer werden vornehmlich an das Verteilernetz und nicht \r\nan das Übertragungsnetz angeschlossen. Der Bedarf von Unternehmen der Daseinsvorsorge \r\nund der steigende Bedarf in der Niederspannung inklusive aller Einzelhaushalte müssen bei \r\nder Priorisierung berücksichtigt werden können. Auch die Umsetzung der Wärmewendeziele \r\nspielt im Verteilernetz ebenso wie die Errichtung von Ladepunkten oder Lade-Hubs eine deut\r\nlich größere Rolle. Die oben zu § 17b Satz 2 Nr. 5 und 6 EnWG genannten Anwendungsfälle \r\n(Co-Location und Repowering), die zumindest auch die Erzeugungsanlagen betreffen, aber \r\nauch Industrie- und Gewerbegebiete und kommunale Planungen, haben auf Verteilnetzebene \r\nebenfalls eine sehr hohe Relevanz. Für die VNB sind die Regionalszenarien entscheidend, nicht \r\nder Szenariorahmen. In Nummer 1 wäre nicht die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizi\r\ntätsversorgungssystems, sondern der Netze (nach § 14 EnWG) die richtige Formulierung. In \r\nNummer 4, wären vor-, nach- und nebengelagerte Netzbedarfe zu berücksichtigen, statt nur \r\nvorgelagerte und nebengelagerte Netzebenen. Um den Bedarf der Niederspannung angemes\r\nsen berücksichtigen zu können, sollen auch andere Netzebenen des eigenen Netzes besonders \r\nim Gesetz genannt werden und nicht nur andere Netze. \r\n Für die VNB sollten die bereits im Entwurf in den Nummern 1 bis 6 genannten Krite\r\nrien für die ÜNB auf die VNB angepasst und separat im Gesetz geregelt werden, um \r\nUnsicherheit und absehbar entstehende Auslegungsfragen zu vermeiden. \r\n Die Priorisierung (inklusive Freihaltung) und die darauf beruhende Zuteilung von An\r\nschlusskapazität sollte nur in Spannungsebenen oberhalb der Niederspannung und \r\nfür Anlagen mit mehr als 30 kW gelten. \r\nErwartbare Leistungshochläufe in den nachgelagerten Netzebenen müssen bereits bei der Pla\r\nnung der vorgelagerten Netzebenen berücksichtigt werden. Solche künftigen Leistungsbedarfe \r\nkönnen zum Beispiel durch neue Baugebiete, Veränderungen infolge der kommunalen Wär\r\nmeplanung oder durch Rückspeisungen aus dem Zubau kleiner Erzeugungsanlagen entstehen. \r\nDamit diese Entwicklungen später netztechnisch bewältigt werden können, müssen in den \r\nvorgelagerten Netzen rechtzeitig entsprechende Kapazitäten eingeplant und vorgehalten wer\r\nden. Solange jedoch keine konkreten politischen Ziele und verbindlichen Rahmenbedingungen \r\nfür den Netzausbau bestehen, entsteht häufig ein Zeitverzug. Netzbetreiber erkennen zwar \r\nbereits einen künftigen Bedarf, konkrete Netzanschlussbegehren gehen aber oft erst deutlich \r\nspäter ein. Bei der Ermittlung künftiger Leistungsbedarfe ist dabei ein realistischer Zeithori\r\nzont zugrunde zu legen. Dieser sollte sich daran orientieren, auf welcher Spannungsebene der \r\njeweilige Leistungsanstieg zu erwarten ist. \r\nSeite 22 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nZu begrüßen ist der schon bisher in Absatz 2 enthaltene Verweis auf die dem Regionalszenario \r\nnach § 14d Abs. 3 EnWG zugrunde zu legenden Annahmen, wie unter anderem die Berücksich\r\ntigung der Bedarfe der Anforderungen aus der Wärme- und Verkehrswende. Dies wird es den \r\nNetzbetreibern ermöglichen, ihrer Planung entsprechend Kapazität für den Anschluss derarti\r\nger Anlagen vorzusehen, auch wenn noch keine konkreten Anschlussbegehren vorliegen.  \r\n Verteilernetzbetreiber müssen auf der Grundlage der im Gesetz für die VNB gelten\r\nden Kriterien für die Priorisierung eigene VNB-Grundsätze ableiten können unter Be\r\nrücksichtigung der Bedarfe der Unternehmen der Daseinsvorsorge und des Kapazi\r\ntätsbedarfs für die Niederspannung und unabhängig von den Übertragungsnetzbe\r\ntreibern.  \r\n Eine Umsetzungsmöglichkeit, die eine möglichst hohe Verbindlichkeit bei verbleiben\r\nder Flexibilität für die konkrete Umsetzung vor Ort schafft, könnte folgendes Vorge\r\nhen sein:  - - - - \r\nErarbeitung gemeinsamer allgemeiner Grundsätze auf der Grundlage der im Gesetz \r\ngenannten Kriterien  \r\nBestätigung (Genehmigung) durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) und Veröffentli\r\nchung der allgemeinen Grundsätze \r\nUmsetzung der bestätigten/genehmigten allgemeinen Grundsätze in Verfahren zur \r\nkonkreten Zuteilung von Kapazität bei Bedarf (Kapazitätsmangel) oder absehbarem \r\nBedarf \r\nVeröffentlichung und Anzeige des konkret gewählten Verfahrens und dessen An\r\nwendung auf bestimmte Netzgebiete und Spannungsebenen. \r\nDie Pflicht in der derzeit geplanten Form, Priorisierungsgrundsätze sowohl auf der Internet\r\nseite des jeweiligen Netzbetreibers als auch auf der Plattform nach § 14e EnWG zu veröffentli\r\nchen, ist in Zeiten der Bürokratievermeidung nicht sinnvoll. Eine solche Doppelveröffentli\r\nchung würde dauerhaften und unnötigen Pflege- und Abstimmungsaufwand verursachen \r\nohne zusätzlichen Transparenzgewinn zu bringen. Diese Pflicht erhöht zugleich das Risiko in\r\nkonsistenter oder veralteter Veröffentlichungsstände. Zusätzliche Veröffentlichungs- und Ak\r\ntualisierungspflichten führen zu neuer Dauerbürokratie (Erstellung und Abstimmung der In\r\nhalte, laufende Aktualisierung, Qualitätssicherung sowie technische Umsetzung auf der Platt\r\nform) und stehen im Widerspruch zu den politischen Zielen des Bürokratieabbaus und der \r\nVerfahrensvereinfachung.  \r\n Die Veröffentlichung der Anwendung der Priorisierung auf dem Portal des Netzbe\r\ntreibers sollte ausreichend sein. Die gemeinsame Internetplattform nach § 14e EnWG \r\nSeite 23 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nsollte hierzu lediglich einen standardisierten Verweis (Weiterleitungslink) je Netzbe\r\ntreiber bereitstellen. \r\nBei der Umsetzung der Anforderungen des Gesetzes müssen die Netzbetreiber insgesamt mit \r\ngroßer Sorgfalt vorgehen. Verfahren, die sich als nicht wirksam oder fehlerhaft erweisen, müs\r\nsen angepasst werden. Darauf soll den Anschlusspetenten ein Anspruch zustehen (§ 32 Abs. 1 \r\nEnWG). Bei der bestehenden Rechtslage und den vielfältigen zum Teil gegenläufigen Anforde\r\nrungen, die die Netzbetreiber in ihrem Verfahren vereinbaren müssen, sollte die Haftung nach \r\n§ 32 Abs. 3 EnWG auf Vorsatz und grobe Fahrlässigkeit begrenzt werden. \r\n Hat ein Netzbetreiber ein entsprechendes Verfahren mit der im Verkehr erforderli\r\nchen Sorgfalt nach bestem Wissen und Gewissen erarbeitet und durchgeführt, sollte \r\ndie Haftung nach § 32 Abs. 3 EnWG ausgeschlossen sein. Netzbetreiber sollten in die\r\nsen Fällen nicht für leichte Fahrlässigkeit haften. \r\n2.4.5 \r\nVerhältnis zu anderen Regelungen im EnWG und EEG \r\nDarüber hinaus sollte § 17b Abs. 2 EnWG-E eine konsistente Verbindung zu § 17f EnWG-E \r\nschaffen, der das Reservierungsverfahren regelt und mit § 17b Abs. 2 ähnlich eng zusammen\r\nhängt wie § 17b Abs. 1 mit § 17a EnWG-E. Diese Verbindung bleibt bisher – wie der genaue \r\nUmfang von § 17f EnWG-E selbst – unklar. \r\nWir gehen davon aus, dass die Priorisierungs-Regelung grundsätzlich auch zwischen gleichran\r\ngig anzuschließenden Erzeugungsanlagen, wie EE-Anlagen, KWK-Anlagen und Speichern An\r\nwendung finden soll, deren grundsätzliches Netzanschlussverfahren spezialgesetzlich geregelt \r\nist (siehe hierzu auch die Beispiele zu § 17b Abs. 1 Nr. 5 und 6 EnWG-E). Der Gesetzentwurf \r\noder zumindest die Begründung sollten dies noch einmal ausdrücklich klarstellen. \r\nDie Regelungen zum Priorisieren von Netzanschlussbegehren und Freihaltung von Netzan\r\nschlusskapazitäten sollte auf Anlagen bis 30 kW keine Anwendung finden.  \r\nDie Regelung zum Priorisieren sollte höheren Spannungsebenen vorbehalten sein und wird \r\nderzeit vorwiegend in der Hochspannungsebene angewendet. Relevant ist natürlich die Mög\r\nlichkeit, Kapazität für nachgelagerte (im Referentenentwurf wohl noch irrtümlich „vorgela\r\ngerte“) Netze, insbesondere für den Anschluss von Konstellationen, die in den Kriterien be\r\nreits genannt werden, freihalten zu können.  \r\n In § 17b die Anwendung auf EEG- und KWKG-Anlagen ausdrücklich klarstellen, so\r\nweit es sich um die Priorisierung zwischen derartigen Anlagen handelt und die An\r\nwendung auf Anlagen bis 30 kW ausnehmen. \r\nSeite 24 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n2.5 \r\nZuteilung, Reservierung und Freigabe von Netzanschlusskapazität, § 17f EnWG-E \r\n§ 17f Abs. 1 EnWG berechtigt und verpflichtet die Verteilernetzbetreiber, gemeinsame, objek\r\ntive, transparente und diskriminierungsfreie Vorgaben für die Reservierung von Netzan\r\nschlusskapazität für Netzanschlüsse mit einer Nennleistung von mindestens 135 Kilowatt zu \r\nentwickeln. Diese sind der BNetzA zu einem noch nicht enthaltenen Stichtag zur Bestätigung \r\nvorzulegen. Eine Begründung enthält der Arbeitsentwurf für § 17f EnWG nicht. Die Regelung \r\nscheint aber eher auf Erzeugungsanlagen als auf Verbrauchsanlagen zugeschnitten zu sein und \r\nist dafür in jedem Fall zu begrüßen.  \r\n2.5.1 \r\nVerfahren zur Zuteilung von Netzanschlusskapazität \r\n§ 17f EnWG-E regelt ausschließlich das Reservierungsverfahren, das sich in Engpassfällen aller\r\ndings an das Zuteilungsverfahren anschließt und sich beim Anschluss von Erneuerbaren Anla\r\ngen nach dem EEG und Verbrauchsanlagen nach dem EnWG unterscheidet.  \r\nBeide Verfahren, die Zuteilung und die Reservierung, müssen sinnvoll verknüpft und vonei\r\nnander abgrenzbar sein. Unser Verständnis zu diesen Verfahren und ihrer zeitlichen Abfolge \r\nist Kapitel 2.4.2 oben zu entnehmen. Das Verhältnis von § 17b Abs. 2 zu § 17f Abs. 1 EnWG-E \r\nund zur Zuteilung von Kapazität regelt der Gesetzentwurf wie schon dargestellt nicht. \r\nInsbesondere für Verbrauchs- aber auch für Erzeugungsanlagen bedarf es zusätzlich eines \r\nsinnvollen Verfahrens, das – auf der Grundlage allgemeiner Grundsätze – die Zuteilung von \r\nNetzanschlusskapazität im Engpassfall planbar macht. Grundsätzlich sollte das Gesetz z.B. in \r\n§ 17f EnWG-E oder ggf. in einer anderen Vorschrift die Verteilernetzbetreiber verpflichten, je\r\nweils ein transparentes, praxistaugliches und diskriminierungsfreies Verfahren festzulegen, \r\nauf dessen Grundlage und ggf. basierend auf den Priorisierungsgrundsätzen ggf. nach § 17b \r\nEnWG, die Zuteilung von Kapazität erfolgen kann, soweit dies wegen fehlender Netzkapazitä\r\nten notwendig ist.  \r\nDas grundsätzliche Recht auf Netzanschluss nach § 17 EnWG unterliegt nach § 17 Abs. 2 EnWG \r\nausschließlich in begründeten Fällen einer Einschränkung. Um Missverständnisse zu vermei\r\nden, könnte zumindest in der Begründung klargestellt werden, dass die Priorisierung nur An\r\nwendung finden darf, wenn die Nachfrage an Anschlusskapazität die zur Verfügung stehenden \r\nRessourcen übersteigt oder absehbar übersteigen wird. \r\nDer BDEW betont dabei nochmals, dass durch die Vielfalt der Netze, von den Spannungsebe\r\nnen über die bereits vorhandenen Lasten und Erzeugungsarten bis hin zur Struktur (Stadt/Flä\r\nche), keine vollständig einheitlichen Vorgaben möglich und auch für die beteiligten \r\nSeite 25 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nAnschlussbegehrenden und Netzbetreiber nicht sinnvoll sind. Ein einheitlicher Rahmen könnte \r\ndagegen sehr hilfreich sein.  \r\nFür die Zuteilung der Netzkapazität ggf. unter Nutzung der Kriterien zur Priorisierung nach \r\n§ 17b Abs. 1 EnWG-E kommen unterschiedliche Methoden in Frage, deren Anwendung durch \r\nden vorliegenden Entwurf nicht eingeschränkt wird. Für die Zuteilung von Entnahmeleistung \r\nhatte der BDEW mögliche diskriminierungsfreie Vergabeverfahren in der Anwendungshilfe \r\n„Zuteilung von Entnahmeleistungen oberhalb der Niederspannung“ aufgeführt, darunter das \r\nReifegradverfahren und das Repartierungsverfahren. Die Anwendungshilfe beruht auf der \r\nGrundlage der Ausführungen der BNetzA und stellt verschiedene Verfahren dar, die alle je\r\nweils Vor- und Nachteile aufweisen, aber grundsätzlich zulässig sind und im Sinne optimaler \r\nNutzung der Netzanschlusskapazitäten vor Ort genutzt werden können. \r\n In keinem Fall darf das durch die Übertragungsnetzbetreiber nach § 17a EnWG-E ge\r\nwählte Verfahren für die Zuteilung (z.B. das Reifegradverfahren) die Verteilernetzbe\r\ntreiber hinsichtlich der Wahl des jeweiligen Verfahrens zu Zuteilung von Kapazitäten \r\nim Verteilnetz einschränken. Dies sollte sich aus dem Gesetzestext selbst klar erge\r\nben oder sollte zumindest in der Begründung erläutert werden. \r\nAuf dieser Grundlage sollte das Gesetz einen Rahmen für derartige Verfahren vorsehen, die \r\nbei Bedarf Anwendung finden, also wenn und solange die Netzkapazität begrenzt ist oder sich \r\nein Engpass in der Zukunft abzeichnet. Ein solcher Rahmen könnte vorsehen, dass die Verfah\r\nren transparent ausgestaltet sein und eindeutige und objektiv nachvollziehbare Ergebnisse \r\nproduzieren müssen. Außerdem müssen das zur Anwendung kommende Verfahren und die \r\ndamit verbundenen Verfahrensregeln auf der Internetseite des Netzbetreibers veröffentlicht \r\nsein. Die Differenzierung zwischen den verschiedenen Anschlussbegehren muss sachlich auf \r\nder Grundlage der Kriterien nach § 17b EnWG-E begründet sein. \r\nEine im Ablauf vorgelagerte Frage ist die Prüfung der Ernsthaftigkeit der Netzanschlussan\r\nfrage, die nicht nur der Verteilung von knappen Netzanschlusskapazitäten, sondern auch der \r\nBeschleunigung der Bearbeitung von Netzanschlussbegehren dient. Die Bearbeitung von \r\nernsthaften Anschlussbegehren, die auch eine realistische Chance auf eine Umsetzung haben, \r\nmuss im Netzanschlussverfahren in jedem Fall Vorrang haben.      \r\nInsgesamt ist das Thema der Priorisierung im Rahmen des Netzanschlussverfahrens eng ver\r\nbunden mit der Schaffung von Transparenz über die verfügbaren Kapazitäten und gem. § 17c \r\nAbsatz 1 und 2 EnWG-E. Das stellt sicher, dass die Anschlusspetenten die Möglichkeit haben, \r\nmögliche Engpässe bei der Standortwahl für ihre Anschlussbegehren zu berücksichtigen. Der \r\nNachweis von hohen Realisierungsaussichten für die Anschlussbegehren hängt unter anderem \r\nSeite 26 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nunmittelbar davon ab, wie gut die Anschlusspetenten passende Anschlusspunkte im Vorfeld \r\nidentifizieren können, weil je nach Situation für den Anschlusspetenten zusätzliche Kosten \r\nentstehen können.    \r\n2.5.2 \r\nReservierungsverfahren, § 17f Absatz 1 EnWG-E \r\nFür zusätzliche Effizienz kann das Reservierungsverfahren in einem transparenten, diskriminie\r\nrungsfreien und möglichst verteilnetzbetreiberübergreifenden, standardisierten Verfahren, \r\ndas Rechtssicherheit für alle beteiligten Akteure herstellt und die Handhabung von Reservie\r\nrungen planbar macht, sorgen. Der BDEW unterstützt dieses Regelungsvorhaben ausdrücklich. \r\nReservierte Kapazität kann über das in § 17f EnWG-E beschriebene Reservierungsverfahren \r\nbefristet und die Reservierung beendet bzw. zurückgenommen werden, soweit die Anschluss\r\npetenten sie nicht weiterverfolgen oder die vereinbarten Verfahrensschritte nicht einhalten. \r\nGenerell ist das Reservierungsverfahren in Verbindung mit einer angemessenen Gebühr geeig\r\nnet, seriöse Anschlussanfragen zu bedienen und den Vergabeprozess knapper Kapazitäten so\r\nmit deutlich effizienter zu gestalten.  \r\nFür Erzeugungsanlagen ist es sinnvoll, die in § 17f Abs. 1 EnWG-E vorgesehene „Gebühr“ als \r\nReservierungskaution auszugestalten, die neben der Prüfung der Ernsthaftigkeit des Antrags \r\ndas Ziel verfolgt, zumindest einen Teil der spekulativen Anfragen mit geringer Realisierungs\r\nwahrscheinlichkeit abzuwehren.  \r\nDiese Zahlung wäre als Voraussetzung einer Erstreservierung zeitlich nach einem Ernsthaftig\r\nkeitsnachweis für die Bearbeitung des Netzanschlussantrags zu sehen. Im Fall der Umsetzung \r\ndes Projekts kann eine Verrechnung der Kaution mit den Netzanschlusskosten oder einem \r\nBaukostenzuschuss erfolgen. Wird das Projekt nicht umgesetzt und liegen die Gründe hierfür \r\nunverschuldet außerhalb der Sphäre des Antragstellers, ist die Realisierungskaution zurückzu\r\nerstatten. \r\nKein Anspruch auf Rückerstattung der Reservierungskaution besteht hingegen, wenn der \r\nNetzbetreiber dem Antragsteller bereits vor Zahlung der Kaution eine Indikation zu den War\r\ntezeiten für den Netzausbau mitgeteilt hat und das Projekt aufgrund dieser Wartezeiten nicht \r\numgesetzt wird.  \r\nDer Arbeitsentwurf des BMWE sieht richtigerweise vor, dass ein Reservierungsverfahren ab \r\neiner bestimmten Leistungsgrenze greift: Die vorgesehene Schwelle von 135 kW ist für Erzeu\r\ngungsanlagen aus Sicht der Praxis sachgerecht, da sie kleinere Anlagen von unnötigem admi\r\nnistrativem Aufwand entlastet. Anlagen oberhalb dieser Größenordnung sind typischerweise \r\nplanungs- und netztechnisch relevanter (z. B. hinsichtlich Netzplanung oder Transformatoraus\r\nlastung).  \r\nSeite 27 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nFür Verbrauchsanlagen erscheint das Reservierungsverfahren, mit dem die Zusage von Netz\r\nanschlüssen befristet wird, allerdings nicht vordringlich regelungsbedürftig, kann aber auch \r\nhier hilfreich sein bei Anlagen, deren Errichtung nicht sofort erfolgt. Die Praxis ist hier bisher \r\nunterschiedlich. Unabhängig von der Frage einer möglichen Priorisierung erfolgt bei Erzeu\r\ngungsanlagen nach der Prüfung des Netzverknüpfungspunkts oft eine Zusage verbunden mit \r\neiner Reservierung.  \r\nBei Verbrauchsanlagen wird häufig das Anschlussbegehren geprüft, eine Zusage erteilt und ein \r\nAnschlussvertrag geschlossen, wenn der Anschluss auch tatsächlich errichtet wird. Eine Reser\r\nvierung ist dann notwendig, wenn sich die Errichtung der Anlage über einen längeren Zeit\r\nraum erstreckt. In diesen Fällen kann auch beim Netzanschluss von Verbrauchsanlagen die \r\nNutzung eines Reservierungsverfahrens helfen, das Anschlussverfahren verbindlicher zu ge\r\nstalten. \r\nAnpassungsbedarf besteht hinsichtlich der Verbrauchsanlagen insbesondere aber nicht aus\r\nschließlich hinsichtlich der pauschalen Überführung der 135 kW-Grenze von der Einspeiseseite \r\nauf die Lastseite. Für die Entnahmeleistung kann diese Grenze grundsätzlich ebenfalls Anwen\r\ndung finden, allerdings nur soweit sie oberhalb der Niederspannung angeschlossen sind.  \r\nEin entsprechendes Vorgehen hinsichtlich einer Reservierungskaution wäre für die Bezugsan\r\nlagen ebenfalls denkbar, allerdings in den meisten Fällen eher als ein Teil der Ernsthaftigkeits\r\nprüfung. \r\nSowohl für Verbrauchsanlagen als auch für Einspeiseanlagen gilt: Die „Gebühr“ oder „Kau\r\ntion“ darf jeweils nur so hoch sein, dass ernsthafte Projekte mit einer hohen Realisierungs\r\nwahrscheinlichkeit nicht beeinträchtigt werden, denn sie muss vorfinanziert werden. Daher \r\nerscheint es sinnvoll, dass die Höhe der „Kaution“ auch davon abhängig zu machen ist, ob le\r\ndiglich die Ernsthaftigkeit geprüft wird oder ob es sich um eine Reservierungskaution handelt.  \r\nDas Reservierungsverfahren sollte zwar grundsätzlich am Projektfortschritt bemessen sein. Bei \r\nunverschuldeten Projektverzögerungen (z.B. durch langwierige Genehmigungs- oder Gerichts\r\nverfahren) sollten aber angemessene Flexibilitäten vorgesehen werden können, ohne zu viele \r\nunnötige Leistungskapazitäten zu blockieren. Die konkrete Ausgestaltung der Reservierungs\r\nmodalitäten erfolgt, wie die Festlegung einer jeweils dem Zweck angepassten „Kaution“ oder \r\n„Gebühr“ im Detail zurecht nicht auf Gesetzesebene, sondern unterliegt der Bestätigung und \r\nwie alle Anforderungen zum Netzanschluss insgesamt der Aufsicht der Regulierungsbehörden. \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag: \r\nDer BDEW schlägt folgende Ergänzung in § 17f EnWG-E vor \r\nSeite 28 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n(1) \r\nDie Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben unter angemessener Berück\r\nsichtigung der Belange von Netzanschlussbegehrenden gemeinsame, objektive, transpa\r\nrente und diskriminierungsfreie Vorgaben für die Reservierung von zugeteilter Netzan\r\nschlusskapazität für Netzanschlüsse mit einer Nennleistung von mindestens 135 Kilowatt \r\nzu entwickeln. Die Reservierung von Netzanschlusskapazität ist für einen Netzanschluss in \r\nder Mittelspannungsebene, einschließlich der Umspannebene von Hochspannung zu Mit\r\ntelspannung und der Umspannebene von Mittelspannung zu Niederspannung, vorzusehen. \r\nDie Reservierungsdauer ist auf einzelne, jeweils aufeinanderfolgende Zeiträume zu befris\r\nten und an den jeweiligen Projektfortschritt zu binden. Zusätzlich können die Betreiber von \r\nElektrizitätsverteilernetzen für die Reservierung von Netzanschlusskapazität eine ange\r\nmessene und diskriminierungsfreie Gebühr erheben. \r\n(2) \r\n(3) \r\n[….] \r\nDie von den Netzbetreibern Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen nach Ab\r\nsatz 1 erarbeiteten Vorgaben sind der Bundesnetzagentur bis spätestens zum Ablauf des … \r\n[einsetzen: Datum des Tages und Monats der Verkündung dieses Gesetzes sowie Jahres\r\nzahl des ersten auf die Verkündung folgenden Jahres] zur Bestätigung vorzulegen. Die \r\nBundesnetzagentur bestätigt die Vorgaben oder verlangt Änderungen. Verlangt die Bun\r\ndesnetzagentur Änderungen, so haben die Netzbetreiber diese innerhalb von bis zu zwei \r\nMonaten umzusetzen und die Vorgaben der Bundesnetzagentur erneut zur Bestätigung \r\nvorzulegen. Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben das Reservierungsverfah\r\nren spätestens drei Monate nach der Bestätigung Netzanschlusskapazität entsprechend \r\nder erarbeiteten Vorgaben anzuwenden zu reservieren. \r\n2.6 \r\nTransparenz über zur Verfügung stehende Kapazitäten, § 17c EnWG-E \r\nEin neuer § 17c EnWG-E verpflichtet die Netzbetreiber in seinem Absatz 1, verfügbare Netzka\r\npazitäten auf einer geografischen Karte monatlich aktualisiert im Internet zu veröffentlichen \r\n(geografische Karte). Netzbetreiber können dabei auch Gebiete ausweisen, in denen be\r\nstimmte Anschlussnehmerarten (in einem Priorisierungsverfahren) aus sachlichen Gründen \r\nbevorzugt angeschlossen werden. Die Gesetzesbegründung spricht von „Vorzugs-Netzgebie\r\nten“. Dies dient der Umsetzung der Binnenmarktverordnung (Artikel 50 Abs. 4a) und Binnen\r\nmarktrichtlinie Strom (Artikel 31 Abs. 3). Gleichzeitig wird eine unverbindliche Netzanschluss\r\nauskunft eingeführt. \r\nEine diskriminierungsfreie und vorausschauende Vergabe von Netzanschluss- und Netzein\r\nspeisekapazitäten erfordert, dass Netzanschlusspetenten frühzeitig Zugang zu verständlichen, \r\ntransparenten, nutzbaren und möglichst aktuellen Informationen über verfügbare sowie \r\nSeite 29 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nabsehbare Kapazitäten in den jeweiligen Netzgebieten erhalten oder diese selbstständig ein\r\nsehen können. Dies schafft Planungssicherheit und trägt zugleich dazu bei, die Netzbetreiber \r\nspürbar zu entlasten. Einen ersten Schritt hierzu kann die geografische Karte leisten. \r\nDie Regelung setzt die europäischen Vorgaben im Großen und Ganzen pragmatisch um und ist \r\nvor diesem Hintergrund grundsätzlich positiv zu bewerten. Im Detail erscheinen die Regelun\r\ngen aber noch nicht konsistent. \r\nVor dem Hintergrund des jüngst eingeführten Reifegradverfahrens im Übertragungsnetz ist es \r\nsinnvoll, den Turnus zur Aktualisierung der Netzkarten an die Zyklusdauer anzupassen und im \r\nÜbertragungsnetz entsprechend von einer monatlichen Aktualisierung abzuweichen. \r\nDie geografische Karte nach Absatz 1 erfasst zwei Umspannebenen. Die unverbindliche Netz\r\nanschlussauskunft ermöglicht ebenfalls eine grafische Darstellung und umfasst drei Span\r\nnungsebenen, die Mittelspannung und die jeweils angrenzenden Umspannebenen. Über\r\nschneidend müssen sowohl die Karte als auch die unverbindliche Netzauskunft daher für die \r\nUmspannung von der Mittelspannung in die Hochspannung zur Verfügung gestellt werden. \r\nAbbildung 1 zeigt zum besseren Verständnis das Verhältnis, in dem Karte und unverbindliche \r\nNetzanschlussauskunft über die verschiedenen Spannungs- und Umspannungsebenen anzu\r\nwenden sein sollen. \r\nAbbildung 1: Anwendungsbereiche Karte und Netzanschlussauskunft \r\n2.6.1 \r\nGeografische Karte VNB, § 17c Absatz 1 EnWG-E \r\nIm Rahmen der Umsetzung dieser Regelung ist darauf zu achten, dass die Karte den strengen \r\nVorgaben für Betreiber von KRITIS genügt und nicht fein granular wird, um einerseits brauch\r\nbare Informationen zur Verfügung zu stellen, aber andererseits Sicherheitsrisiken zu minimie\r\nren. Die Ausweisung freier Kapazitäten in den Umspannebenen könnte dazu führen, dass \r\nSeite 30 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\ndiese je Umspannwerk ausgewiesen werden müssen. Wäre als Konsequenz die Lage der Um\r\nspannwerke auf den Netzkarten zu veröffentlichen, ist dies abzulehnen. Bei der Ausgestaltung \r\nder Karte ist darauf zu achten, dass keine eindeutigen Rückschlüsse auf die Lage kritischer Inf\r\nrastruktur möglich sind. Daher sollten bspw. nur sinnvoll abzugrenzende Bereiche um die je\r\nweiligen Umspannwerke dargestellt werden. So könnte ein erforderliches Maß an (öffentli\r\ncher) Transparenz gewährleistet werden, ohne durch den Detailgrad dieser Angaben Sicher\r\nheitsrisiken wie Terrorismus, Sabotage oder Cyberangriffe zu befördern. Zusätzlich sollte die \r\nOption bestehen, die Karten nur in einem geschützten Bereich und nur berechtigten Interes\r\nsenten (bspw. im Rahmen der Kundenanschlussportale) bereitzustellen. \r\nDie Karten müssen im Ergebnis so ausgestaltet sein, dass ein angemessener Ausgleich zwi\r\nschen Granularität, praktischer Verwendbarkeit, administrativem Aufwand und berechtigten \r\nSicherheitsinteressen erreicht wird. Dabei sollte die Detailtiefe so gewählt werden, dass der \r\nBeginn einer gezielten Projektentwicklung auf ihrer Grundlage tatsächlich möglich ist. \r\nÜber die unverbindliche Netzauskunft erfolgt auch eine Darstellung über eine Karte. Daher \r\nsollte die Umspannebene von Hochspannung zu Mittelspannung – die jetzt von beiden An\r\nforderungen erfasst wird – möglichst nur entweder in der geografischen Karte oder in der un\r\nverbindlichen Netzanschlussauskunft berücksichtigt werden, nicht in beiden. Dabei sollte je\r\ndem Netzbetreiber freigestellt sein, welche Darstellungsform in der Umspannebene von Hoch\r\nspannung zu Mittelspannung gewählt wird. \r\n2.6.2 \r\nUnverbindliche Netzanschlussauskunft VNB, § 17c Absatz 2 EnWG-E \r\nDie unverbindliche Netzanschlussprüfung soll für Anschlüsse ab einer Leistung von 135 kW ab \r\ndem 1. Januar 2028 zur Verfügung stehen. Auf dieser Basis soll eine erste Prüfung für An\r\nschlüsse in der Mittelspannungsebene sowie in den angrenzenden Umspannebenen Hoch- zur \r\nMittelspannung sowie Mittel- zur Niederspannung erfolgen.  \r\nZu beachten ist grundsätzlich, dass die unverbindliche Netzanschlussprüfung einerseits – ins\r\nbesondere im Verhältnis zur Netztransparenzkarte – hinreichend Aussagekraft entfaltet, ande\r\nrerseits aber nicht zu einer Vollprüfung beim Netzbetreiber führt, die zu einem weiteren Fla\r\nschenhals für die zügige Bearbeitung von Netzanschlussbegehren führen könnte. Zudem sollte \r\nzum Schutz kritischer Infrastruktur – analog zur geografischen Karte – die Möglichkeit beste\r\nhen, die unverbindliche Netzanschlussauskunft nur in einem geschützten Bereich und nur be\r\nrechtigten Interessenten (bspw. im Rahmen der Kundenanschlussportale) bereitzustellen. \r\nFür kleinere Netzbetreiber, die in der Regel auch nur wenige Netzanschlussanfragen erhalten, \r\nsollte die Einführung der automatisierten unverbindlichen Netzanschlussprüfung im Sinne des \r\nKosten-/Nutzen-Verhältnisses freiwillig sein. Der BDEW hält daher eine Ausnahmeregelung für \r\nDe-minimis-Unternehmen für sinnvoll, wie sie auch die zugrunde liegende europäische \r\nSeite 31 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nRegelung ermöglicht. Dies gilt vor allem dann, wenn in diesen Netzgebieten keine Engpässe \r\nbestehen. Ein geeigneter Schwellenwert sollte daher im weiteren Verfahren in Abstimmung \r\nmit der Branche geprüft werden. \r\nFür die Unternehmen mit nur wenigen Umspannwerken in der Umspannung von der Nieder\r\nspannung in die Mittelspannung, könnte beispielsweise zudem die Option bestehen, die geo\r\ngrafische Karte anstelle der unverbindlichen Netzanschlussprüfung anzubieten. Sie würde im \r\nErgebnis aufgrund der geringen Größe des Netzgebietes eine angemessene Transparenz her\r\nstellen, wie die dann nicht weiterführende und teure Einführung eines Tools, das für die effizi\r\nente Bearbeitung einer Vielzahl von Anfragen gedacht ist und dort seinen Nutzen entfaltet.  \r\nDie im Gesetz genannte Umsetzungsfrist für die unverbindliche Netzanschlussauskunft über \r\nein entsprechendes Tool ist bis zum 1. Januar 2028 für alle Verteilnetzbetreiber ab 100.000 \r\nKunden einzuhalten. Für Netzbetreiber, die weniger als 100.000 Kunden angeschlossen haben \r\nund nicht unter eine De-minimis-Regelung fallen, sollten eine Frist zum 1. Januar 2030 vorge\r\nsehen werden. Von der Regel ausgenommen werden sollten De-minimis-Unternehmen, für \r\ndie der Schwellenwert noch gemeinsam mit der Branche abgestimmt werden muss.  \r\nNicht klar wird aus der Regelung in § 17c Abs. 2 Satz 2 Nr. 1 und 2 EnWG-E, in welchem Ver\r\nhältnis diese Mitteilung zur Ermittlung des gesamtwirtschaftlich günstigeren Verknüpfungs\r\npunkts nach § 8 Abs. 1 Satz 1 2. HS EEG 2023 steht. Nach dem Wortlaut ist jedenfalls die Mit\r\nteilung auf einen hinsichtlich der Netzkapazität derzeit bereits geeigneten weiter entfernt ge\r\nlegenen Netzverknüpfungspunkt bezogen, nicht allein auf einen gesamtwirtschaftlich günsti\r\ngeren, wie er nach § 8 Abs. 1 Satz 1 2. HS. EEG 2023 ermittelt wird. \r\nBDEW-Forderung:  \r\n• Die unverbindliche Netzanschlussprüfung darf nicht zu komplex werden, muss aber be\r\nlastbare und für Projektierer verwertbare Aussagen liefern, ohne zu einer aufwendigen \r\nVollprüfung durch den Netzbetreiber zu werden. \r\n• Zur Adressierung von Sicherheitsbedenken können die Netzkarte und die unverbindli\r\nche Netzanschlussauskunft auch in geschützten Räumen berechtigten Interessierten \r\nzur Verfügung gestellt werden. \r\n2.7 \r\nNetzanschlussprozesse mit Informationspflichten, § 17d EnWG-E \r\nAbsatz 2 verpflichtet die Netzbetreiber, auf ihrer Internetseite allgemeine Informationen zum \r\nAblauf der Prüfung des Anschlussbegehrens sowie zu den einzureichenden Unterlagen bereit\r\nzustellen und alle erforderlichen Daten aufzulisten. Absatz 3 sieht vor, dass Netzbetreiber den \r\nSeite 32 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nEingang einer Netzanschlussanfrage unverzüglich bestätigen und nach einer Drei-Monats\r\nFrist als Höchstfrist regelmäßig über den Status und die weitere Bearbeitung des Anschlussbe\r\ngehrens und den geplanten zeitlichen Ablauf informieren.  \r\nKonkrete Fristigkeiten – einschließlich transparenter Informationen über den Bearbeitungs\r\nstand eines Netzanschlussbegehrens – sind nicht im Gesetz, sondern durch die Branche im \r\nRahmen von TAB- und TAR-Verfahren zu regeln. \r\nDiese Regelungen stellen auch für den Netzanschlussprozess von EEG-Anlagen Neuerungen \r\ndar. Dabei gilt hierfür bereits die Spezialregelung in § 8 EEG, die unberührt bleiben soll. Es \r\nwäre daher sinnvoll, noch klarer zu regeln, was genau nun für EE-Anlagen gelten soll. Bereits \r\nbestehende strengere Informations-, Genehmigungs- und Anschlussfristen in anderen Geset\r\nzen und Verordnungen bleiben aus Sicht des BDEW unberührt (z.B. für Letztverbraucher in der \r\nNiederspannung über die NAV). Dies sollte der Entwurf klarstellen. \r\nDer BDEW unterstützt die Regelung des § 17d inklusive der Pflicht zur unverzüglichen Bestäti\r\ngung des Eingangs des Netzanschlussbegehrens ausdrücklich und weist darauf hin, dass die \r\nbloße Aufnahme von Informationspflichten über den jeweiligen Status des Verfahrens für den \r\nVerteilnetzbetreiber in der Praxis oft nicht weiterhilft.  \r\n2.8 \r\nDigitaler Netzanschlussprozess und Netzanschlussportal VNB, § 17e EnWG-E \r\nMit einem neuen § 17e EnWG-E sollen Verteilernetzbetreiber verpflichtet werden, digitale \r\nNetzanschlussportale für alle Spannungsebenen einzurichten. Absatz 1 verlangt bereits mit \r\ndem Inkrafttreten des Gesetzes und in Umsetzung der novellierten Strombinnenmarktrichtli\r\nnie die Möglichkeit, Netzanschlussbegehren digital zu übermitteln (Internet oder E-Mail). Ab \r\ndem 1. Januar 2028 sollen die Verteilernetzbetreiber dann nach Absatz 2 umfassende digitale \r\nNetzanschlussportale zur Verfügung stellen, die den vollständigen Netzanschlussprozess auf \r\nallen Spannungsebenen umfassen sollen. Absatz 3 verlangt die Abstimmung der Netzbetreiber \r\nuntereinander zu Standardisierungen des Netzanschlussprozesses und Formaten. \r\nDas geltende Recht sieht bisher digitale Portale zur Einreichung von Netzanschlussbegehren in \r\nder Niederspannung für kleinere EE-Anlagen (§ 8 Abs. 7 EEG) und Letztverbraucher (§§ 6, 19 \r\nNAV) vor. \r\nDie vollständige Digitalisierung der Netzanschlussprozesse ist ein wichtiger Schritt. Ein durch\r\ngängiges digitales Prozessmodell kann dazu beitragen, die Transparenz zu erhöhen und Bear\r\nbeitungszeiten zu verkürzen. Zu entwickelnde Standards müssen bestehende Portale und be\r\nreits etablierte Ansätze ausdrücklich berücksichtigen, um Doppelstrukturen zu vermeiden und \r\nvorhandene Lösungen sinnvoll einzubinden.  \r\nSeite 33 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nSoweit die vorgeschlagene Regelung sich auf Niederspannung und Mittelspannung bezieht, \r\nsieht der BDEW sie als sinnvoll und machbar an. Die umfassende Umsetzung unter Vereinheit\r\nlichung aller Formulare und Daten lässt sich realistischerweise aber nicht bis zum 1. Januar \r\n2028 vollständig umsetzen. Stattdessen sollte ein realistischeres, modulareres Vorgehen ge\r\nwählt werden. Früher umsetzbare Aspekte bei der Vereinfachung, Standardisierung und Digi\r\ntalisierung können zeitlich vorgezogen werden. \r\nZu beachten ist dabei, dass ausgehend von einem möglichen Inkrafttreten dieser Novelle im \r\n3. Quartal 2026 für eine Umsetzung bis Januar 2028 nur maximal 15 Monate verbleiben wür\r\nden. In dieser Zeit müsste sowohl die Standardisierung zwischen den Netzbetreibern erfolgen \r\nals auch die nachfolgende Umsetzung dieser einheitlichen Standards über IT-Projekte und die \r\nSchaffung von angepassten Prozessen in den Netzbetreiberunternehmen. Dies ist selbst unter \r\nidealen Bedingungen nicht zu leisten. Die Erfahrungen zeigen, dass eine realistische Zeitpla\r\nnung der sorgfältigen und vollständigen Vereinheitlichung und Digitalisierung nicht vor dem \r\n1. Januar 2030 erfolgen könnte. Eine flexiblere Lösung könnte daher sein, der BNetzA unter \r\nBerücksichtigung realistischer Verfügbarkeiten die Verschiebung des Zeitpunkts zu überlassen. \r\nSo ließen sich diese Maßnahmen ggf. auch besser mit weiteren Digitalisierungsvorhaben har\r\nmonisieren. \r\nBereits der Prozess zur Standardisierung der Netzanschlussverfahren in Niederspannung – er\r\nzeugungsseitig nur für Anlagen bis 30 kW – hat gezeigt, dass in Zusammenarbeit mit den Mit\r\ngliedsunternehmen des BDEW und dem VDE FNN erhebliche Arbeiten erforderlich waren, um \r\nnur für das initiale Netzanschlussbegehren einheitliche Dateninhalte abzustimmen. Soll dies \r\nfür Nieder- und Mittelspannung für alle Stufen des Netzanschlussprozesses erfolgen, wäre \r\nauch 2030 ein ehrgeizig gesetztes Zieljahr. Darüber hinaus bezog sich diese Standardisierung \r\nallein auf die Daten für das Webportal, über das Netzanschlussbegehren gestellt werden kön\r\nnen und einige standardisierte Informationen. Bei einer Volldigitalisierung und Standardisie\r\nrung des gesamten Netzanschlussprozesses ist der Standardisierungsaufwand dagegen deut\r\nlich höher. \r\nDa Absatz 3 keine konkreten Umsetzungsfristen nennt, geht der BDEW davon aus, dass hier \r\nDigitalisierung vor Standardisierung umzusetzen ist. Die Erfahrungen aus dem skizzierten Pro\r\nzess haben sehr deutlich gemacht, dass dieses Vorgehen kontraproduktiv und ineffizient wäre. \r\nDer BDEW betrachtet einen Dreiklang und die klare Sequenzierung von Vereinfachung – Stan\r\ndardisierung – Digitalisierung als erforderlich und als aufeinander aufbauende Schritte: Zuerst \r\nmüssen Netzanschlussprozesse fachlich (wo immer möglich) vereinfacht werden, damit ver\r\nzichtbare Prozessschritte, Datenabfragen und Rückfragen entfallen. Darauf fußend können \r\ndiese vereinfachten Abläufe standardisiert werden, sodass alle Netzbetreiber weitgehend ver\r\neinheitlicht vorgehen und im Netzanschlussprozess entsprechend weitgehend einheitliche \r\nSeite 34 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDaten im Rahmen konsolidierter Prozessschritte abfragen. Erst auf dieser Grundlage kann eine \r\nDigitalisierung sinnvoll im Sinne der Maßstäbe von Verlässlichkeit, Effizienz und Interoperabili\r\ntät erfolgen. \r\nAuch wenn der Netzanschlussprozess digital abgewickelt wird, bedarf es ggf. einer bilateralen \r\nAbstimmung. Daher sollte trotz digitalen Netzanschlussportals zusätzlich ein Ansprechpartner \r\ndurch den VNB benannt werden, auch wenn es sich dabei um ein Funktionspostfach handelt.  \r\nBDEW-Forderung:  \r\n• Der Termin für die Umsetzung des digitalisierten Portals im Januar 2028 ist vor dem \r\nHintergrund der bisherigen Erfahrungen zu ehrgeizig gewählt und bedarf einer Verlän\r\ngerung auf 2030, da sie die vollständige Vereinheitlichung voraussetzt. \r\n• Verankerung der Möglichkeit eines modularen Vorgehens, in dem bereits Teilaspekte \r\nvorgezogen umgesetzt werden.    \r\n3 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss von EE-Anlagen \r\n3.1 \r\nBaukostenzuschüsse (BKZ) für Erneuerbare-Energien-Anlagen, § 17 EEG \r\nEingeführt wird die Möglichkeit für Netzbetreiber, zur teilweisen Finanzierung der bei wirt\r\nschaftlicher Betriebsführung notwendigen Kosten des Netzausbaus einen angemessenen Bau\r\nkostenzuschuss von EE-Anlagenbetreibern zu verlangen, verbunden mit einer Festlegungsbe\r\nfugnis der BNetzA, insbesondere zu Verfahren oder Kriterien, anhand derer netzwirtschaftli\r\nche Parameter zu regional differenzierten Beiträgen führen können. \r\nEin BKZ verfolgt dabei zwei verschiedene Ziele: die Beteiligung von Einspeisern an den Netz\r\nkosten und das Setzen von Standortanreizen bei der initialen Investitionsentscheidung.  \r\nEin BKZ für den Netzanschluss von EE-Anlagen muss ausgewogen sein und regional differen\r\nziert erhoben werden können, damit dieser eine Lenkungswirkung entfalten und Investitio\r\nnen zur Reduzierung oder Vermeidung von Netzengpässen und damit hin zu Standorten mit \r\nverfügbarer Netzkapazität steuern kann.  \r\nBeim Ausbau der Windenergie an Land ist zu berücksichtigen, dass die Flächenverfügbarkeit \r\ndurch eine gesetzlich vorgesehene, bundesweite Flächenausweisung bereits strukturell vorge\r\ngeben und dadurch begrenzt ist. Um die gesetzlichen Ausbauziele für Windenergie an Land \r\nlangfristig erreichen zu können, ist ein Ausbau auf sämtlichen vorgesehenen Flächen erforder\r\nlich. Dies gilt umso mehr, wenn, wie angekündigt, bis 2030 noch zusätzliche 12 GW ausge\r\nschrieben werden. Eine Lenkungswirkung innerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete ist \r\nSeite 35 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\naus diesem Grund kritisch zu erörtern und in seinen Auswirkungen dringend mit anderen an\r\ngedachten gesetzlichen und regulatorischen Vorgaben sinnvoll abzustimmen. Dies gilt insbe\r\nsondere vor dem Hintergrund verschiedenster Regelungsansätze innerhalb der EnWG-/EEG \r\nNovelle als auch erwartbarer Festlegungen den BNetzA, die zeitlich auseinanderfallen und teil\r\nweise inhaltlich Ähnliches regeln sollen. Auch wenn Maßnahmen zur Bewältigung von Netzen\r\ngpässen erforderlich sind, müssen sie aufeinander abgestimmt sein und dürfen in ihrer Ge\r\nsamtheit nicht dazu führen, dass ein weiterer Zubau von EE-Anlagen aus wirtschaftlichen \r\nGründen nicht mehr möglich ist. Daher ist bei diesem Baustein in besonderem Maße auf eine \r\nVerzahnung mit dem AgNes-Prozess der BNetzA zu achten. Im AgNes-Prozess erwägt die \r\nBNetzA die Erhebung von BKZ für neue Stromerzeugungsanlagen. In seiner Stellungnahme zu \r\nEinspeiseentgelten hat der BDEW darauf verwiesen, dass BKZ im Gegensatz zu Einspeisenetz\r\nentgelten eine grundsätzlich sinnvolle und investitionsförderliche Beteiligung von Einspeisern \r\nan den Netzkosten darstellen können. Ein Abgleich ist auch mit Maßnahmen wie den im Ge\r\nsetzentwurf angedachten Regelungen für kapazitätslimitierte Netzgebiete vorzunehmen \r\n(siehe unter 4).     \r\nMit der Regelung zur Einführung eines regional differenzierten BKZ für EEG-Anlagen ist insbe\r\nsondere auch das Verhältnis zu den bezugsseitig anfallenden BKZ zu regeln. Dabei sollte die \r\nmaximale Netzanschlusskapazität des gesamten Anschlussvorhabens am Netzverknüpfungs\r\npunkt berücksichtigt werden (z.B. bei Co-Location-Situationen). Dies müsste im Rahmen eines \r\nentsprechenden Festlegungsverfahrens näher geklärt werden und betrifft Fallgestaltungen \r\nwie Prosumer-Sachverhalte, die Verbrauch und Einspeisung verbinden. Die Regelungen im \r\nEEG und KWKG sehen, anders als § 11 Abs. 3 NAV, keine Grenze für die Niederspannung vor. \r\nDas würde bedeuten, dass für PV-Anlagen von Haushaltskunden ein BKZ zu entrichten wäre, \r\nauch wenn die vereinbarte Anschlusskapazität durch die PV-Anlage unter 30 kW läge. Es ist \r\nunklar, ob diese Folgewirkung gewollt ist. Es sollte eine konsistente Regelung geschaffen wer\r\nden, die Anlagen bis 30 kW generell von der Entrichtung eines BKZ ausnimmt. \r\nBetreiber von Einspeiseanlagen, die nicht in den Anwendungsbereich des EEG, KWKG oder der \r\nKraftNAV fallen, müssten zudem für die Einspeisung keinen BKZ zahlen. Hier sollte eine konsis\r\ntente Regelung geschaffen werden, die Anlagen bis 30 kW generell von der Entrichtung eines \r\nBKZ ausnimmt.  \r\nFür Offshore-Wind entfalten Baukostenzuschüsse keine netz- oder standortlenkende Wir\r\nkung, da die Flächen sowie dazugehörige Offshore-Netzanbindungssysteme der ÜNB durch die \r\nFlächenentwicklungsplanung des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) \r\nstaatlich vorgegeben werden. Baukostenzuschüsse würden in diesem Segment keine effiziente \r\nSteuerungswirkung erzeugen, sondern lediglich zusätzliche Kosten für die Offshore-Wind-Pro\r\njekte einführen.  \r\nSeite 36 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nBDEW-Forderung:  \r\n• Klärung des Verhältnisses von Bezugs- und Einspeise-BKZ bei Prosumern \r\n• Freigrenze für die Niederspannung: 30 kW \r\n• Herstellung von Kohärenz mit Entgeltsystematik in „AgNes-Prozess“ der BNetzA sowie \r\nden Flächenzielen für Windenergieanlagen an Land nach dem WindBG  \r\n• Keine einseitige Belastung einzelner Kundengruppen \r\n• Regionale Differenzierung soll netzdienlich und nachvollziehbar ausgestaltet werden.  \r\n3.2 \r\nEinspeisenetz – Einspeisesteckdose, § 3 Nr. 18, § 8 EEG \r\nEs wird eine neue Begriffsdefinition eines „Einspeisenetzes“ in § 3 Nr. 18 EEG geschaffen. Sie \r\ndient dazu, ein Instrument des vorausschauenden, bedarfsgerechten Netzausbaus gesetzlich \r\nzu verankern, das häufig auch als „Einspeisesteckdose“ bezeichnet wird. Dabei können Netz\r\nbetreiber bereits vorausschauend auf Basis der ihnen vorliegenden Prognosen einzelne Netz\r\nbetriebsmittel oder Gruppen ebendieser, wie etwa ein Umspannwerk, dort errichten, wo \r\nkünftig mit dem Zubau von (EE)-Erzeugungsanlagen zu rechnen ist. Das Instrument ist bei der \r\nvorausschauenden, bedarfsgerechten Netzausbauplanung zu berücksichtigen und mit anderen \r\nErtüchtigungsoptionen im Rahmen einer gesamtwirtschaftlichen Betrachtung zum Zeitpunkt \r\nder Planung der entsprechenden Netzausbaumaßnahme abzuwägen. Dadurch können die ins\r\ngesamt anfallenden Kosten für den Anschluss von Anlagen gesenkt werden. \r\nDie Verankerung des „Einspeisenetzes“ soll also einen vorausschauenden, zielgerichteten Aus\r\nbau des Netzes für den koordinierten Anschluss von Anlagen ermöglichen. Dafür können Netz\r\nbetreiber die Kosten des Netzausbaus bei Prüfung des wirtschaftlich günstigeren Verknüp\r\nfungspunkts auch nur anteilig berechnen (§ 8 Abs. 1 Satz 3 EEG-E) und so den Anschluss an das \r\n„Einspeisenetz“ bevorzugen. \r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich, dass die „Einspeisesteckdose“ gesetzlich kodifiziert werden \r\nsoll und hatte dies in verschiedenen Stellungnahmen gefordert. Um mit dem planbaren Aus\r\nbau der Erneuerbaren Energien künftig Schritt halten zu können, ist ein vorausschauender \r\nNetzausbau erforderlich, der sich nicht allein an aktuellen Engpässen orientiert, sondern die \r\nabsehbare Entwicklung von Erzeugung, Last und Flexibilitäten frühzeitig berücksichtigt und die \r\nNetzbetreiber in die Lage versetzt, den erwartbaren Zubau proaktiv zu antizipieren. Dafür \r\nbraucht es weiterer geeigneter Maßnahmen zur Befähigung der Netzbetreiber, etwa eine aus\r\nreichende Datengrundlage und geeignete Prognosen, beschleunigte Planungs- und Genehmi\r\ngungsverfahren, schnellere Realisierung durch standardisierte Prozesse sowie Investitions- \r\nund Anreizmechanismen, die vorausschauenden Netzausbau regulatorisch absichern. Ent\r\nscheidend ist, dass vorausschauende Netzausbauvorhaben frühzeitig mit ausgewiesenen \r\nSeite 37 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nWindenergiegebieten verknüpft werden, um Planungs- und Ausbauzeiträume bestmöglich \r\naufeinander abzustimmen und Verzögerungen beim Ausbau der Windenergie an Land zu ver\r\nmeiden. \r\nDie regulatorische Umsetzung in § 8 Abs. 1 Satz 3 EEG-E erscheint allerdings in der vorliegen\r\nden Form als zu allgemein und zu wenig auf die Einspeisesteckdose tatsächlich zugeschnitten. \r\nInsbesondere wäre die Frage, in welchen anderen Fällen die Netzkosten (diskriminierungsfrei) \r\nebenfalls nur anteilig zu berücksichtigen wären. Vielmehr bietet sich hier der bereits existie\r\nrende § 8 Abs. 3 EEG 2023 mit der „Zuweisung“ durch den Netzbetreiber an. Daher sollte sich \r\ndie Regelung nicht nur „insbesondere“, sondern ausschließlich auf die das Einspeise-Netzbe\r\ntriebsmittel beziehen. \r\nRedaktionell regt der BDEW außerdem an, den Begriff „Einspeisenetz“, bspw. gegen den Be\r\ngriff „Einspeise-Netzbetriebsmittel“ auszutauschen. Hintergrund ist, dass als „Einspeisenetz“ \r\nim Zusammenhang mit der Diskussion um die Kundenanlage nach dem EnWG ein vom Anla\r\ngenbetreiber betriebenes Netz (u.a. in Abgrenzung zum Netz des Netzbetreibers der allgemei\r\nnen Versorgung) verstanden wird. \r\nEs wäre sinnvoll in der Begründung klarzustellen, dass es bei Einspeise-Netzbetriebsmitteln \r\nkeinen Anspruch auf den Anschluss von Netzbezug gibt. Auf expliziten Wunsch kann ein Grau- \r\noder Mischstromspeicher angeschlossen werden, ohne dass dadurch ein Anspruch auf „Um\r\nrüstung“ des Einspeise-Netzbetriebsmittels auf Bezugsstandard entsteht. \r\n4 Maßnahmen in kapazitätslimitierten Netzgebieten \r\nDie bisher bekannt gewordenen Änderungen in EnWG und EEG schlagen neue Regelungen für \r\nkapazitätslimitierte Netzgebiete vor, die vor allem für EE-Anlagen relevant sind. Nach § 14 \r\nAbs. 1d EnWG-E sollen Verteilnetzbetreiber Umspannanlagen und diese verbindende Lei\r\ntungsabschnitte für die Dauer von bis zu 10 Jahren als kapazitätslimitiert ausweisen können, \r\nwenn die Wirkleistungserzeugung der unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen Anlagen \r\nim vorangegangenen Kalenderjahr um insgesamt mehr als 3 Prozent angepasst wurde. In die\r\nsen Gebieten soll eine prioritäre Netzausbaupflicht bestehen. Im EEG soll der Anspruch auf \r\nNetzanschluss in diesen Gebieten nur dann bestehen, wenn der Anlagenbetreiber auf seine \r\nErsatzansprüche im Rahmen des Redispatchregimes nach dem EnWG verzichtet. \r\nDerzeit bewertet der BDEW diese Vorschläge noch intensiv und erarbeitet Vorschläge für mög\r\nliche Alternativen. Nach dem derzeit für den BDEW zugänglichen Informations- und Daten\r\nstand ist es noch nicht möglich, Aussagen über konkrete Auslöse- oder Schwellenwerte zu tref\r\nfen. Die Bewertung der Zahlen, insbesondere zu einem Auslösekriterium (wann liegt ein kapazi\r\ntätslimitiertes Netzgebiet vor), der Dauer der Limitierung und der konkreten Ausgestaltung \r\nSeite 38 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\neines Netzanschlussvertrags bedarf zunächst einer transparenten Datengrundlage für alle po\r\ntenziell betroffenen Netzgebiete, um Wirkungen abschätzen zu können. Zudem stehen die Be\r\nstimmung des Auslösekriteriums, des relevanten Zeitraums als auch der Grad der vorzuneh\r\nmenden Standardisierungen in einem engen Zusammenhang und bedingen einander. \r\n5 Ansätze zur weiteren Beschleunigung des Netzausbaus  \r\nDer BDEW fordert eine deutliche Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren \r\nfür den Ausbau der Verteilnetze, die wesentlich für das Gelingen der Energiewende ist. Wich\r\ntige Maßnahmen betreffen unter anderem den Abbau unnötiger UVP-Prüfungen, schnellere \r\nVollständigkeitsprüfungen der Antragsunterlagen, erleichterte Anzeigeverfahren und effizi\r\nentere Besitzeinweisungsverfahren, um Projekte schneller umzusetzen. \r\nDer BDEW befürwortet einen vorausschauenden Netzausbau und fordert, dass Infrastruktur\r\ngebiete im Verteilnetz auf Antrag des Vorhabenträgers und auf Basis der Netzausbaupläne \r\nnach § 14d EnWG ausgewiesen werden. Eine frühzeitige, planungsbasierte Erweiterung der \r\nVerteilnetze in Verbindung mit merklich beschleunigten Genehmigungsprozessen sind für Aus\r\nbaumaßnahmen unerlässlich. Näheres ist in entsprechenden BDEW-Positionspapieren und \r\nStellungnahmen zu finden (siehe zuletzt beispielsweise die BDEW-Stellungnahme zum Regie\r\nrungsentwurf des Infrastrukturzukunftsgesetzes oder das Positionspapier „Kurzfristige Maß\r\nnahmen zur Beschleunigung des 110-kV-Hochspannungsnetzausbaus“). \r\nZu berücksichtigen ist zudem: Der weitere Netzausbau kann durch Engpässe bei Tiefbaukapa\r\nzitäten, Material (wie Kabel, Trafos, Schaltanlagen) und Fachkräften ausgebremst werden. \r\nDiese Ressourcen sind nicht beliebig skalierbar, oft knapp und in Beschaffungskonkurrenz. \r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Erneuer\r\nbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung während der Er\r\nrichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte auch auf private Flächen ausgeweitet \r\nwerden. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetzausbau (§ 12 Niederspannungs\r\nanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitbandausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz \r\n(TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren Anwendung (siehe BDEW-Faktencheck). \r\nDies wird den Netzanschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen und damit deren Beitrag zur \r\nEnergieversorgung vereinfachen und deutlich beschleunigen. \r\nSeite 39 von 39 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024129","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge EnWG und EEG zur Reform der Netzanschlussverfahren 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a7/fb/753031/Stellungnahme-Gutachten-SG2606090002.pdf","pdfPageCount":97,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 97 \r\nInhalt \r\nExecutive Summary ............................................................................................................. 8 \r\n1. Einleitung ......................................................................................................... 13 \r\n2. Regelungen zu den Ausbaupfaden und Ausschreibungsvolumina Erneuerbarer \r\nEnergien ........................................................................................................... 15 \r\n2.1 Anpassungen des Ausschreibungspfades für Windenergieanlagen an Land \r\n(§ 28 EEG) ..................................................................................................... 15 \r\n2.2 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des ersten \r\nSegments (§ 28a EEG) ................................................................................... 17 \r\n2.3 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des zweiten \r\nSegments (§ 28b EEG) .................................................................................. 18 \r\n2.4 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Biomasseanlagen (§ 28c EEG)\r\n ...................................................................................................................... 18 \r\n2.5 Änderungen der Ausschreibungsvolumina für Biomethananlagen (§ 28d \r\nEEG) .............................................................................................................. 18 \r\n2.6 Änderungen der Regelungen für Ausschreibung für Wasserstoff (§§ 28f, 28g \r\nEEG) .............................................................................................................. 19 \r\n3. Künftige Finanzierung des Ausbaus Erneuerbarer Energien ............................... 20 \r\n3.1 Generelle Hinweise zur „Netzbetreiberabnahme“ ...................................... 20 \r\n3.1.1 Änderung der Vermarktungsoptionen im EEG 2027 gemäß dem \r\nReferentenentwurf vom 20. April 2026 ....................................................... 22 \r\n3.1.2 BDEW-Forderungen hinsichtlich der Vermarktungsoptionen nach dem EEG \r\n2027 .............................................................................................................. 23 \r\n3.2 Befristete Förderung von Neuanlagen unter 25 kW bzw. unter 10 kW im \r\nSinne der Marktwertdurchleitung ................................................................ 25 \r\n3.3 Förderausschluss für Wasserkraft-Anlagen kleiner 25 kW .......................... 27 \r\n3.4 Unentgeltliche Abnahme .............................................................................. 27 \r\n3.5 Ausfallvergütung und deren Streichung im Gesetzentwurf ......................... 28 \r\n \r\n Seite 3 von 97 \r\n \r\n3.6 Förderung von Ausgeförderten Anlagen durch die Marktwertdurchleitung\r\n ...................................................................................................................... 30 \r\n4. Änderungen bei der Direktvermarktung von EEG-Anlagen ................................. 30 \r\n4.1 Abgrenzung zu anderen Veräußerungsformen ............................................ 30 \r\n4.2 Geltendmachung der Inanspruchnahme einer Marktprämie ...................... 31 \r\n4.3 Keine Marktprämie mehr für Anlagen bis 25 kW, § 20 ................................ 32 \r\n4.4 Änderungen bei den Anforderungen zur marktorientierten Steuerung (§ \r\n10b EEG) ....................................................................................................... 33 \r\n4.5 Vertragliche Vorgaben zur Direktvermarktung gem. § 10b Abs. 7 EEG ....... 34 \r\n5. Ausstieg aus der Förderung und Abschöpfung ................................................... 35 \r\n5.1 Grundlegende BDEW-Forderungen .............................................................. 35 \r\n5.2 Zahlungspflicht in der sonstigen Direktvermarktung ................................... 38 \r\n5.3 Änderungen bei der Abschlagszahlungspflicht nach § 26 EEG .................... 38 \r\n6. Änderungen bei der Negative-Preise-Regelung in § 51 EEG samt \r\nÜbergangsregelung in § 101 EEG-RefE ............................................................... 39 \r\n6.1 Änderungen in § 51 EEG ............................................................................... 39 \r\n6.2 Änderungen der Meldepflichten der Strombörsen gegenüber den ÜNB (§ \r\n51a EEG-RefE) ............................................................................................... 41 \r\n6.3 Neue Übergangsregelung in § 101 EEG-RefE ............................................... 41 \r\n7. Änderungen bei den Sanktionen nach §§ 52 und 52a EEG .................................. 43 \r\n7.1 Änderungen in § 52 EEG ............................................................................... 43 \r\n7.1.1 Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 .................................................. 43 \r\n7.1.2 Ergänzung eines § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG (Verstoß gegen § 36h Abs. 3 Satz 2 \r\nEEG) .............................................................................................................. 43 \r\n7.1.3 Klarstellungen in § 52 Abs. 3 Nr. 3 EEG-RefE ................................................ 44 \r\n7.2 BNetzA Kontrolle der Netztrennbefugnis nach § 52a EEG ........................... 44 \r\n8. Ausgestaltung des Refinanzierungsbeitrags ....................................................... 46 \r\n \r\n Seite 4 von 97 \r\n \r\n9. Technische Vorgaben nach § 9 EEG ................................................................... 48 \r\n9.1 Ablehnung einer pauschalen Reduktion der Wirkleistungseinspeisung auf 50 \r\n% nach § 9 Abs. 2b EEG ................................................................................ 48 \r\n9.2 Änderungen zu „Nulleinspeisungsanlagen“ ................................................. 49 \r\n9.3 Weitere Hinweise zu § 9 EEG 2023 .............................................................. 49 \r\n9.4 Anlagen bis 25 kW generell steuerbar und immer 60 %-Begrenzung ......... 51 \r\n9.5 Einbeziehung von KWK-Anlagen, Ausschluss von EE-Speichern .................. 51 \r\n10. Änderungen zur kommunalen Beteiligung nach § 6 EEG .................................... 51 \r\n10.1 Fiktive Strommengen“, tatsächlich eingespeiste Strommengen und \r\ntatsächlich erzeugte Strommengen ............................................................. 51 \r\n10.2 Neue Überwachungsbefugnis der BNetzA ................................................... 54 \r\n11. Änderungen zu Wasserkraft .............................................................................. 55 \r\n12. Änderungen zu Windenergie ............................................................................. 55 \r\n12.1 Streichung der Berechtigung der Bundesnetzagentur zur Anpassung des \r\nAusschreibungsvolumens gem. § 28 Absatz 3a EEG 2023 ........................... 55 \r\n12.2 Änderung des Höchstwertes nach § 36b EEG .............................................. 55 \r\n12.3 Änderung von § 36f EEG ............................................................................... 56 \r\n12.4 Änderungen in § 36h EEG ............................................................................. 56 \r\n12.4.1 Einfügung eines neuen § 36h Abs. 3 Satz 2 (neu) für die Vorlage der \r\nErtragsgutachten .......................................................................................... 56 \r\n12.4.2 Absenkung des Korrekturfaktors für Gütefaktor von 50 % .......................... 56 \r\n12.5 Änderung von § 36i EEG 2023 ...................................................................... 58 \r\n12.6 Änderungen in § 5 für grenzüberschreitende Ausschreibungen für Offshore\r\nWind-Kooperationsprojekte ......................................................................... 59 \r\n12.7 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Einführung einer temporären Süd-Quote \r\nin den regulären EEG-Ausschreibungen ....................................................... 60 \r\n12.8 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Einführung eines § 6a EEG sowie \r\nAnpassung der Länderöffnungsklausel gem. § 22b Abs. 6 EEG ................... 62 \r\n \r\n Seite 5 von 97 \r\n \r\n12.9 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Ergänzung eines § 6 Abs. 6 EEG 2023 mit \r\neiner Transparenzregelung........................................................................... 63 \r\n12.10 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Duldungspflichten auf private Flächen \r\nausweiten (§§ 11a, 11b EEG) ........................................................................ 65 \r\n12.11 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Anpassung der „Innerparkverschattung“ \r\nbeim Referenzertragsmodell ........................................................................ 65 \r\n13. Änderungen zu Solarstrom ................................................................................ 66 \r\n13.1 Änderungen bei der leistungsseitigen Zusammenfassung von Solaranlagen \r\nin § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 ...................................................................... 66 \r\n13.1.1 Änderung in § 24 Abs. 1 Satz 3 EEG .............................................................. 66 \r\n13.1.2 Klarstellung der Nicht-Zusammenfassung von Steckersolaranlagen nach § \r\n24 Abs. 1 Satz 5 EEG ..................................................................................... 66 \r\n13.1.3 Änderungen in § 24 Abs. 2 EEG .................................................................... 67 \r\n13.2 Änderung der maximalen Gebotsgröße ....................................................... 68 \r\n13.3 Änderungen bei den naturschutzfachlichen Anforderungen für Solar\r\nFreiflächenanlagen ....................................................................................... 68 \r\n13.3.1 Zu den Änderungen in § 37 Abs. 1a und § 38a Abs. 3 EEG 2023 ................. 68 \r\n13.3.2 Zu der Anwendbarkeit der Änderungen in § 37 Abs. 1a EEG 2023 auf \r\nAnlagen in der gesetzlichen Förderung ........................................................ 69 \r\n13.4 Höchstwert für Solaranlagen des ersten Segments nach § 37b EEG ........... 70 \r\n13.5 Besondere Solaranlagen ............................................................................... 70 \r\n13.5.1 Abschaffung eines gesonderten Segments und gesonderten Höchstwertes \r\nfür besondere Solaranlagen ......................................................................... 70 \r\n13.5.2 Festlegungskompetenz von Anforderungen an besondere Solaranlagen ... 72 \r\n13.5.3 Anforderungen an Agri-PV mit dem bestehenden Agrarrecht \r\nsynchronisieren ............................................................................................ 72 \r\n13.6 Höchstwert für Solaranlagen des zweiten Segments nach § 38e EEG ......... 73 \r\n13.7 Erstattungspflicht des Projektsicherungsbeitrags ........................................ 73 \r\n13.8 Streichung von § 48 Abs. 2 EEG 2023 ........................................................... 73 \r\n \r\n Seite 6 von 97 \r\n \r\n14. Änderungen bei Biomasseanlagen .................................................................... 74 \r\n14.1 Änderungen in § 39f EEG .............................................................................. 74 \r\n14.2 Anhebung des Maisdeckels von aktuell 25 % auf 30 % (§ 39i EEG) ............. 74 \r\n14.3 Sonstige gemeinsame Bestimmungen vor Strom aus Biomasse nach § 44c \r\nEEG ................................................................................................................ 75 \r\n15. Änderungen für Biomethananlagen .................................................................. 75 \r\n15.1 Generelle Anmerkungen zur Förderung von Biomethan-Anlagen .............. 75 \r\n15.2 Höchstwertanpassung nach § 39l EEG 2027 ................................................ 76 \r\n16. Deponiegas, Klärgas, Grubengas ....................................................................... 76 \r\n17. Resilienzausschreibungen ................................................................................. 76 \r\n17.1 Ausschreibungsvolumen der Resilienzausschreibungen (§ 28e EEG) .......... 76 \r\n18. Änderungen hinsichtlich Herkunftsnachweisen (§ 79 EEG) ................................. 78 \r\n19. Änderungen hinsichtlich der Clearingstelle EEG/KWKG ..................................... 78 \r\n20. Änderungen bei den Aufgaben der BNetzA nach § 85 EEG ................................. 79 \r\n21. Streichung der VO-Ermächtigung zur Regelung der Eigenschaften für Grünen \r\nWasserstoff (§ 93) ............................................................................................. 79 \r\n22. Übergangsregelungen (§ 100) ........................................................................... 79 \r\n22.1 Grundlegende Anmerkungen zur Übergangsregelung ................................ 79 \r\n22.2 Anwendbarkeit von § 10c EEG 2023 auch auf Bestandsanlagen ................. 80 \r\n22.3 Weitere Bestimmungen für bestehende Anlagen nach § 101 EEG-RefE ..... 80 \r\n23. Beihilferechtlicher Vorbehalt nach § 102 EEG-RefE ............................................ 80 \r\n23.1 Grundlegende Anmerkungen zum § 102 EEG-RefE ..................................... 80 \r\n23.2 Anwendbarkeit der Regelungen aus dem „Solarpaket 2024“ trotz \r\nbeihilferechtlichem Vorbehalt ...................................................................... 81 \r\n24. Anmerkungen zu Anlage 1 ................................................................................ 82 \r\n \r\n Seite 7 von 97 \r\n \r\n25. Juristische Anmerkungen zu Einzelfragen im EEG .............................................. 83 \r\n25.1 Klarstellung bei der Mitteilung des Einspeiseortes, § 8b EEG ...................... 83 \r\n25.2 Weitere Änderungen an § 10b EEG 2023 ..................................................... 83 \r\n25.2.1 Klarstellung der Geltung von § 10b Abs. 2 EEG auch für Bestandsanlagen . 84 \r\n25.3 Klarstellung der Verweisung für „MiSpeL“-Speicher“ .................................. 85 \r\n25.4 Klarstellung der Anwendung der Ausfallvergütung für Bestandsanlagen ... 86 \r\n25.5 Definition bestimmter Leistungsschwellen in neuen EEG-Regelungen ....... 87 \r\n25.6 Änderungen in § 52 EEG 2023 ...................................................................... 87 \r\n25.6.1 Im Referentenentwurf vorgesehene Änderungen in § 52 EEG 2023 ........... 88 \r\n25.6.2 Weitere notwendige Präzisierungen innerhalb von § 52 EEG 2023 ............ 88 \r\n25.6.3 Zeitliche Begrenzung der rückwirkenden Korrektur der Sanktionen ........... 89 \r\n25.7 Gesetzgeberische Klarstellung der Höhe der Biomasse-Anschlussförderung \r\nnach § 39g Abs. 6 EEG 2023 und Vorgängerregelungen .............................. 90 \r\n25.8 § 21b EEG: Direktbelieferung der Industrie vereinfachen ........................... 91 \r\n26. Änderungen des Messstellenbetriebsgesetz (Artikel 2) ...................................... 92 \r\n27. Änderungen in der Erneuerbare-Energien-Verordnung (Art. 3) .......................... 93 \r\n28. Juristische Änderungen im EnFG ....................................................................... 94 \r\n28.1 Unverzügliche Mitteilungspflichten nach § 52 Abs. 1 EnFG und Sanktionen\r\n ...................................................................................................................... 94 \r\n28.2 Änderungen bei den ÜNB-Mitteilungspflichten nach § 51 EnFG-E .............. 96 \r\n29. Juristische Änderungen im KWK-Gesetz ............................................................ 96 \r\n29.1 Übergangsregelung für Einsatzstoffänderung nach § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 \r\nKWKG zu flüssiger Biomasse ........................................................................ 96 \r\n29.2 Abgrenzung der Negative-Preise-Regelung zu den förderfähigen \r\nkalenderjährlichen Vollbenutzungsstunden ................................................ 96 \r\n \r\n \r\nExecutive Summary \r\n1. Der BDEW unterstützt in weiten Teilen die im – bislang inoffiziellen – Entwurf vom \r\n20. April 2026 für das EEG 2027 vorgesehenen Neuerungen beim Förderrahmen für \r\nErneuerbare Energien. Insbesondere ist der Fortbestand der Ausbaupfade zu begrü\r\nßen. Durch Ausschreibungsvolumina in auskömmlicher Höhe für weitere vier Jahre \r\nwird die Fortsetzung des Erneuerbare-Energien (EE)-Ausbaus gesetzlich verankert. \r\n2. Um die erfreulich hohen Volumina an genehmigten Windprojekten tatsächlich zur Um\r\nsetzung zu bringen, sollten die im Klimaschutzprogramm vorgesehenen zusätzlichen \r\n12.000 MW Leistung für Windenergieanlagen an Land in das EEG aufgenommen wer\r\nden. Aus Sicht des BDEW sollte dieses Zusatzvolumen gleichmäßig auf die kommenden \r\nAusschreibungsrunden der Jahre 2026/27 bis 2030 verteilt werden. Um einen Teil da\r\nvon gezielt in die Lastzentren Süddeutschlands zu lenken, sollte eine Quotenregelung \r\neingeführt werden, wonach beispielsweise 30 % des Ausschreibungsvolumens der \r\nSüdregion zugewiesen werden. So kann ein fairer Wettbewerb zwischen Südprojekten \r\nmit vergleichbaren spezifischen Kosten gewährleistet werden. Davon unberührt sollte \r\nder Korrekturfaktor für 50-%-Standorte erhalten bleiben, da der Ausbau in Süd\r\ndeutschland systemisch erforderlich bleibt.  \r\n3. Der BDEW begrüßt die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlösabschöp\r\nfung in Form eines zweiseitigen Contract for Difference (CfD). Die Erhebung des Refi\r\nnanzierungsbeitrags wurde jedoch zu komplex umgesetzt, sodass zwei Zahlungs\r\nströme entstehen – einmal für die Zahlung der Marktprämie an die Anlagenbetreiber \r\nund die Zahlung des Refinanzierungsbeitrags an die Netzbetreiber. Der BDEW schlägt \r\neine wesentlich einfachere und praxistauglichere Umsetzung vor, indem die bishe\r\nrige gleitende Marktprämie künftig auch ein negatives Vorzeichen annehmen kann. \r\nDies würde eine Umsetzung in den IT-Systemen auf leistbare Anpassungen begrenzen, \r\nwas aus Netzbetreibersicht unbedingt notwendig ist. Zudem sollte die Erhebung des \r\nRefinanzierungsbeitrags erst ab der EU-rechtlich erforderlichen Mindestschwelle von \r\n200 kW installierter elektrischer Anlagenleistung eingeführt werden anstelle der im \r\nEEG-RefEntwurf vorgesehenen 100 kW. So würden wesentlich weniger Erneuerbare\r\nEnergien-Anlagen erfasst, wobei der dadurch verlorengehende Abschöpfungsbetrag \r\ngemessen an der Kostenersparnis gering wäre. Darüber hinaus sollte sichergestellt \r\nwerden, dass Netzbetreiber bei möglichen Forderungsausfällen abgesichert werden, \r\nz. B. durch eine Erstattung bzw. Risikotragung durch das EEG-Konto.  \r\n4. Der BDEW unterstützt die Stärkung der Freiflächen-Photovoltaik (PV) im Sinne der \r\nKosteneffizienz. Es ist deshalb richtig, dass die Ausschreibungsvolumina für PV-Freiflä\r\nchenanlagen (PV-FFA) von bisher 9.900 MW auf künftig 14.000 MW angehoben wer\r\nden sollen.  \r\nSeite 8 von 97 \r\n5. Aus Sicht des BDEW ist es sinnvoll und angemessen, dass PV-Dachanlagen zur Teilein\r\nspeisung ihren Strom künftig verpflichtend direktvermarkten müssen. Voraussetzung \r\nhierfür ist eine leistungsfähige Dateninfrastruktur, die auf dem effizienten Smart-Me\r\nter-Rollout aufbaut. Aufgrund der aktuell vielfältigen und parallelen bestehenden Um\r\nsetzungsverpflichtungen für die Marktteilnehmer und insbesondere für die Netzbe\r\ntreiber sollte die Pflicht zur Direktvermarktung erst mit Umsetzung des Festlegungs\r\nverfahrens zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Da\r\nten (MaBiS-Hub) im Jahr 2030 und nur für Anlagen ab einer Leistung von 7 kW einge\r\nführt werden. Dies trägt auch dazu bei, den nun voranschreitenden Rollout nicht durch \r\nneue Einbauprioritäten zu beeinträchtigen. Unterhalb dieser Schwelle sollte weiterhin \r\neine Förderung bestehen, um hohe Kosten für den Einbau von Technik zur Steuerung \r\nsehr kleiner Anlagen einzusparen. In diesem Zusammenhang lehnt der BDEW auch die \r\nAbsenkung der Leistungsgrenze zur Ausstattung mit intelligenten Messsystemen und \r\neiner Steuerungseinrichtung auf zwei Kilowatt (kW) für PV-Anlagen in § 29 Abs. 1 \r\nNr. 2 b Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelli\r\ngenten Energienetzen (MsbG) ab.  \r\n6. Der BDEW schlägt daher – um den PV-Zubau in der Übergangszeit bis zu einer standar\r\ndisierten Direktvermarktung zu gewährleisten – für die Zeit bis 2030 vor, dass die im \r\nEEG-Referentenentwurf als Unterfall der „Netzbetreiberabnahme” bezeichnete Markt\r\nwertdurchleitung bis 2030 für Anlagen außerhalb der Direktvermarktung gezahlt \r\nwird. Die im Gesetzentwurf enthaltenen Fristen sind aus Sicht des BDEW zu kurz. \r\nDurch die Umstellung auf eine Marktwertdurchleitung wird die bisherige Förderung für \r\ndie Teileinspeisung auf Marktwertniveau abgesenkt, was das EEG-Konto entlastet.  \r\n7. Maßnahmen, die die Direktvermarktung – insbesondere im Kleinanlagensegment – \r\nerschweren, laufen dem Ziel ihrer Stärkung zuwider. Zudem würden sie zu einer Ver\r\nlagerung von Anlagen in die unentgeltliche Abnahme und damit in die Vermarktung \r\ndurch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit zusätzlichen Belastungen führen. Der \r\nBDEW lehnt daher die vollständige Streichung der Marktprämie für Kleinanlagen bis \r\n25 kW ab. Aus Sicht des BDEW sollte auch für Anlagen zwischen 7 und 25 kW der ge\r\nmäß EEG-RefEntwurf derzeit für Anlagen ab einer Leistung von 25 kW und mehr vor\r\ngesehene anzulegende Wert in Höhe von 6,2 ct/kWh vorgesehen werden. Dieser \r\nWert kann bei fortschreitender Umsetzung einer standardisierten und digitalisierten \r\nDirektvermarktung perspektivisch abgesenkt werden. Werden diese Strommengen \r\nnicht direktvermarktet, sondern in der unentgeltlichen Abnahme veräußert, müssen \r\ndie ÜNB das Einspeiseverhalten von Millionen von Anlagen über die limitierte Ver\r\nmarktung nach der Erneuerbare-Energien-Verordnung (EEV) zentral steuern, um die \r\nmit PV-Mittagsspitzen zusammenhängenden negativen Strompreise zu vermeiden.  \r\nSeite 9 von 97 \r\n8. Der BDEW begrüßt, dass Anlagenbetreibern durch die Möglichkeit zu einem einmali\r\ngen Wechsel aus dem EEG ohne Möglichkeit zur Rückkehr in die Förderung, die Op\r\ntion eröffnet wird, ihre Anlage ab einem gewissen Zeitpunkt marktlich zu betreiben. \r\nDurch die Regelung wird der bisher noch schwache Aufwuchs ungeförderter grüner \r\nPower-Purchase-Agreements (PPAs) gestärkt. Allerdings erscheint dem BDEW die vor\r\ngesehene Begrenzung auf die ersten zehn Kalenderjahre nach Inbetriebnahme zu starr \r\nund die einmalige Wechselmöglichkeit sollte in der gesamten Betriebszeit möglich \r\nsein. Darüber hinaus schlägt der BDEW vor, für in der Ausschreibung bezuschlagte An\r\nlagen eine ungeförderte Vermarktung des Stroms in den ersten zehn Betriebsjahren \r\nzuzulassen. Nach Ablauf mindestens eines Betriebsjahres sollte ein einmaliger Wechsel \r\nin den CfD zu den Konditionen des EEG-Zuschlags möglich sein. Diese zusätzliche \r\nWechseloption wäre ein weiterer Beitrag zum Aufwuchs ungeförderter grüner PPAs im \r\nStrommarkt. Zudem ist es aus BDEW-Sicht sinnvoll, EEG-Anlagen in der „sonstigen Di\r\nrektvermarktung“ nicht voll abzuschöpfen, sondern erst ab einer höheren Erlösober\r\ngrenze. Um eine Umgehung der Abschöpfung zu vermeiden, sollte eine Mindestver\r\nweildauer von beispielsweise zwei Jahren in der „sonstigen Direktvermarktung“ fest\r\ngelegt werden. Dadurch werden PPAs mit einer Laufzeit von drei bis vier Jahren er\r\nmöglicht, wie industrielle Abnehmer sie nutzen. \r\n9. Der BDEW schlägt außerdem die Einführung einer staatlichen Besicherung des Aus\r\nfallrisikos grüner PPAs vor, die im Falle einer Insolvenz des PPA-Abnehmers für die \r\nverbleibende Laufzeit des Liefervertrags greift. Der Lieferant kann seinen Strom dann \r\nanstelle der Direktlieferung an der Börse zum Spotmarktpreis vermarkten. Liegt der \r\nSpotmarktpreis unter dem PPA-Preis, erhält der Lieferant 80 % dieser Differenz erstat\r\ntet. Er muss dann so rasch wie möglich einen neuen PPA mit einem anderen Abnehmer \r\nabschließen, sodass die Zahlung der Besicherung dann enden kann. Sind seit Abschluss \r\ndes ursprünglichen PPA-Vertrags die PPA-Preise gesunken, werden über die gesamte \r\nRestlaufzeit des ursprünglichen PPA-Vertrags 80 % der Differenz zwischen neuem und \r\naltem PPA-Preis gezahlt. Durch diese Besicherung kommen zum einen auch weniger \r\nbonitätsstarke und damit deutlich mehr PPA-Abnehmer für PPAs in Frage und zum \r\nandern sinken für nur durch PPAs finanzierte Projekte die Finanzierungskosten. Der \r\nBDEW hat diesen Vorschlag in seinem Positionspapier „Besicherung des Ausfallrisikos \r\ngrüner PPAs – Handlungsempfehlungen des BDEW“ genauer ausgearbeitet.  \r\n10. Die Rechte zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt so\r\nwie zur Überfahrt und Überschwenkung bei Errichtung und Rückbau nach §§ 11a, 11b \r\nEEG sollten – wie vormals im Regierungsentwurf zum Solarpaket I vorgesehen – auch \r\nauf private Flächen ausgeweitet werden. So wird der Flächenzugang für den Netzan\r\nschluss gesichert.  \r\nSeite 10 von 97 \r\n11. Der BDEW begrüßt bei der Erhebung der kommunalen Beteiligung am finanziellen Er\r\ntrag von Windenergieanlagen an Land und PV-Freiflächenanlagen die Streichung der \r\nbisher von der Zahlung erfassten fiktiven Strommenge. Es sollte aus Sicht des BDEW \r\nallerdings anstelle der im Gesetzentwurf vorgesehenen „erzeugten Strommenge“ die \r\n„eingespeiste Strommenge“ zugrunde gelegt werden. Andernfalls entstehen durch \r\nden Aufwuchs lokaler Nutzungsformen unterhalb des Netzanschlusses zunehmend \r\nZahlungsansprüche der Gemeinden an die Anlagenbetreiber, die nicht über das EEG \r\nrefinanzierbar sind. Der BDEW schlägt zudem einen neuen § 6a EEG vor, um die finan\r\nzielle Beteiligung von Kommunen bundesweit zu vereinheitlichen und zu erweitern \r\n(bis zu 2.500 €/MW installierter Leistung oder alternativ 0,1 ct/kWh). Flankierend ist \r\ndie Länderöffnungsklausel (§ 22b Abs. 6 EEG 2023) anzupassen.  \r\n12. Der BDEW begrüßt den Schritt hin zu mehr Direktvermarktung. Eine vollständige Strei\r\nchung der Ausfallvergütung könnte jedoch dazu führen, dass direktvermarktungs\r\npflichtige Anlagen unkontrolliert einspeisen, nicht fristgerecht in Betrieb genommen \r\nwerden können oder infolge der Insolvenz eines Direktvermarkters kurzfristig außer \r\nBetrieb genommen werden müssen. Der BDEW hält daher eine zeitlich auf den Kalen\r\ndermonat der Inbetriebnahme und den Folgemonat sowie für die Folgezeit des Anla\r\ngenbetriebs auf nur einen Kalendermonat befristete Ausfallvergütung in Höhe des \r\nMarktwertes des Stroms für sachgerecht. So wird gerade die rechtzeitige Inbetrieb\r\nnahme einer ausschreibungsbedingt realisierungspflichtigen EEG-Anlage sichergestellt.  \r\n13. Besondere Solaranlagen, insbesondere Agri-PV, sind für einen innovativen und flä\r\ncheneffizienten Erneuerbare-Energien-Ausbau unverzichtbar. Der BDEW kritisiert da\r\nher die Streichung der Sonderbehandlung für besondere Solaranlagen bei Ausschrei\r\nbungen für Solaranlagen des ersten Segments und fordert die Beibehaltung des Un\r\ntersegments der besonderen Solaranlagen zusammen mit gesonderten, höheren \r\nHöchstwerten. Insbesondere der ansonsten für Solaranlagen des ersten Segmentes \r\nvorgesehene und dort auskömmliche Höchstwert von 5,9 ct/kWh ist für besondere So\r\nlaranlagen zu niedrig, um einen wirtschaftlichen Betrieb zu ermöglichen, wodurch \r\ndiese faktisch von EEG-Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segmentes ausge\r\nschlossen werden könnten. Er sollte aus Sicht des BDEW bei 8,5 ct/kWh liegen. Zudem \r\nbegrüßt der BDEW die Anpassungen bei der Zusammenfassung von Solaranlagen nach \r\n§ 24 EEG im Grundsatz, fordert jedoch, dass neben privilegierten Anlagen nach § 35 \r\nBaugesetzbuch (BauGB) auch sämtliche besonderen Solaranlagen von der Zusammen\r\nfassung ausgenommen werden, da ihr Dual-Use-Charakter zu einem geringeren Flä\r\nchenverbrauch führt (siehe BDEW-Papier “Zusammenfassung von besonderen Solaran\r\nlagen und PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) entlang von Verkehrswegen”).  \r\nSeite 11 von 97 \r\n14. Die im Gesetzentwurf vorgesehenen Änderungen bei den naturschutzfachlichen An\r\nforderungen an PV-Freiflächenanlagen gehen ebenfalls nach BDEW-Ansicht in die rich\r\ntige Richtung. Sie reichen aber anlagenbetreiberseitig zur hinreichenden Durchführbar\r\nkeit der Anforderungen und netzbetreiberseitig zur hinreichenden Prüfbarkeit der An\r\nforderungen nicht aus. Der BDEW verweist insoweit auf sein Positionspapier „Einfüh\r\nrung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche“. Außer\r\ndem sollten diese Anforderungen bei Anlagen nach § 48 EEG 2023 nur für solche mit \r\neiner Leistung von mehr als 30 kW gelten, da ansonsten sämtliche „Zaun-PV-Anlagen“ \r\nan Grundstücksgrenzen von Wohngebäuden in den Anwendungsbereich der Regelung \r\nfielen.  \r\n15. Der BDEW begrüßt die Fortführung der durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) für \r\n2026 festgelegten Höchstwerte für Biomasse auch im Jahr 2027 und deren Verwen\r\ndung als Ausgangsbasis für 2028 ff. Gleiches gilt für die höhere Neufestlegung des \r\nHöchstwertes für Biomethan.  \r\n16. Der BDEW sieht die Notwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts. Allerdings \r\nsind zahlreiche Regelungen des „Solarpaketes 2024“ weiterhin nicht beihilferechtlich \r\ngenehmigt. Der Gesetzgeber sollte im Gesetzentwurf daher klarstellen, ob und inwie\r\nweit gerade Regelungen bei der gesetzlichen Förderung (Förderzone > 40 kW, Erset\r\nzungsvorgaben für Aufdach-PV-Anlagen) auch rückwirkend oder nur für die Zukunft an\r\nwendbar sind. \r\n17. Bürokratieabbau und Kosteneinsparungen: Die rückwirkende Absenkung der Sanktio\r\nnen nach § 52 Abs. 3 EEG sollte auf das jeweils vorangegangenen Kalenderjahr be\r\nschränkt werden, da ansonsten die Lenkungswirkung der Sanktionen verloren gehen \r\nund der Abwicklungsaufwand bei den Netzbetreibern zu hoch werden würde, ein\r\nschließlich hoher Rückstellungen. Hinsichtlich der Bürokratieeinsparungen verweist der \r\nBDEW außerdem auf die vorstehenden Darstellungen unter Nr. 3 zum Refinanzierungs\r\nbeitrag und unter Nr. 5 sowie auf die nachstehenden Darstellungen zu den unnötigen \r\nDatenmitteilungspflichten nach § 51a EEG-RefE unter Nr. 6.2 und zu der Erstreckung \r\nder kommunalen Beteiligung auf alle „erzeugten Strommengen“ unter Nr. 10.1. \r\nSeite 12 von 97 \r\n1. Einleitung \r\nDer BDEW begrüßt, dass das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie mit dem vorlie\r\ngenden, inoffiziellen Entwurf zur EEG-Novelle 2027 die europarechtlich erforderlichen Anpas\r\nsungen des Förderrahmens für Erneuerbare Energien aufgreift und zugleich eine stärkere \r\nMarkt- und Systemintegration der Erneuerbaren anstrebt. Aus Sicht des BDEW ist entschei\r\ndend, dass die Neuregelungen Investitionssicherheit gewährleisten, europarechtskonform \r\nausgestaltet und gleichzeitig praktikabel sind und administrativ umsetzbar bleiben.  \r\nZudem muss bei der Umsetzung der aktuell parallellaufenden Regulierungsprozesse auf Ko\r\nhärenz geachtet werden. So hat beispielsweise der durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) \r\nverantwortete Prozess zur Neugestaltung der Netzentgeltsystematik (AgNes) wesentlichen \r\nEinfluss auf die künftige Wirtschaftlichkeit von EE-Anlagen. Ebenso beeinflussen die Neurege\r\nlungen des “Netzanschlusspakets” des BMWE wesentlich den künftigen Ausbau der Erneuer\r\nbaren Energien und müssen daher aufeinander abgestimmt entschieden werden.   \r\nVor dem Hintergrund der zunehmenden Verzögerungen sollten aus Sicht des BDEW parallel \r\nzu der umfassenden EEG-Novelle zumindest die europarechtlich zwingend erforderlichen \r\nRegelungen rechtzeitig verabschiedet werden. Es ist keineswegs ausgeschlossen, dass eine \r\nEinigung über die große Reform nicht mehr rechtzeitig gelingt. Hinzu kommt die Unsicherheit \r\nüber die Dauer der beihilferechtlichen Genehmigung, insbesondere im Hinblick auf die Erlös\r\nabschöpfung. Erfolgt die Verabschiedung des EEG erst im Oktober und die Kommission benö\r\ntigt anschließend mehrere Monate für die Prüfung, entsteht ein erhebliches Risiko zeitlich in \r\nVerzug zu geraten.  \r\nAmbitionierte Ausschreibungsvolumina führen nur dann zu realem EE-Zubau, wenn Netzan\r\nschlusskapazitäten, Netzausbau, Redispatch und künftige Netzentgeltsystematik verbindlich \r\nmitgedacht werden. Andernfalls entstehen Projekte, die zwar bezuschlagt, aber aufgrund feh\r\nlender Netzkapazitäten oder struktureller Abregelung wirtschaftlich entwertet werden. Nicht \r\nzuletzt deshalb muss der Netzausbau insbesondere in der Hochspannung massiv beschleunigt \r\nwerden.  \r\nDie Forderung nach Konsistenz gilt insbesondere auch für die Rechenzentrumsstrategie und \r\ndie Chemieagenda, sowie zu den Zielsetzungen des Klimaschutzprogramms 2026 inkl. der an\r\ngekündigten Sonderausschreibungen von 12.000 MW Windenergie bis 2030 als dessen wich\r\ntigster Baustein.   \r\nDer BDEW bedauert die zu erwartende sehr kurz bemessene Frist zur Verbändekonsultation. \r\nDurch die Kürze des Verfahrens wird eine fundierte fachliche Bewertung von gesetzlichen \r\nNeuerungen durch die Unternehmen und Verbände der Energiewirtschaft und eine angemes\r\nsene demokratische Beteiligung wesentlich erschwert. Es droht nicht nur eine Aushebelung \r\nSeite 13 von 97 \r\ndes demokratischen parlamentarischen Prozesses, sondern extrem kurze Fristen für Stellung\r\nnahmen stellen auch eine Quelle für vermeidbare Fehler dar, die in der Folge zu Umsetzungs\r\nfehlern und Kosten führen.  \r\nDer BDEW steht für einen konstruktiven Dialog mit Politik und Behörden zur Verfügung, um \r\ndie EEG-Gesetzgebung so auszugestalten, dass sie handhabbar umgesetzt werden kann und \r\ndamit einen verlässlichen Rahmen für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien \r\nschafft. \r\nIn diesem Zusammenhang möchten wir auch auf die Bedeutung des Bürokratieabbaus im \r\nKontext des EEG hinweisen. Das EEG steht exemplarisch für den Anstieg der Anzahl an Geset\r\nzen in der Energiewirtschaft. Es wurde im Jahr 2000 als wegweisende Initiative gefeiert, um \r\nden Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland voranzutreiben. Der Ausbau der Erneuer\r\nbaren ist ein wichtiger Teil der Energiewende und das EEG ist hierbei ein wesentlicher Motor. \r\nDoch im Laufe der Jahre führten die wiederkehrenden Novellierungen und Ergänzungen im \r\nEEG dazu, dass das Gesetz immer komplexer und kleinteiliger wurde. Neben den 7 großen No\r\nvellen gab es zudem 56 Änderungen des Gesetzes. Startete der Gesetzgeber im Jahr 2000 \r\nnoch mit überschaubaren 12 Paragrafen, wuchs das EEG bis 2021 auf 200 Paragrafen an. In \r\nden nächsten zwei Jahren reduzierte sich immerhin der Umfang u.a. durch den Wegfall der \r\nEEG-Umlage auf 167 Paragrafen. Die Regelungen bleiben jedoch umfangreich und im Detail \r\nkomplex. Das Beispiel „Wegfall der EEG-Umlage“ zeigt jedoch, dass eine Reduzierung der Re\r\ngelungsdichte grundsätzlich möglich und weiterhin notwendig ist. Dies gilt umso mehr vor \r\ndem Hintergrund, dass die Bundesregierung mit dem Koalitionsvertrag, mit der Modernisie\r\nrungsagenda und auch mit der Föderalen Modernisierungsagenda entscheidende Schritte für \r\nmodernere Prozesse und weniger Bürokratie gehen will. Durch die RED-/RED-II-Vorgaben wur\r\nden zusätzliche Nachhaltigkeits-, Nachweis- und Zertifizierungsanforderungen eingeführt, \r\nohne bestehende nationale EEG-Regelungen systematisch darauf abzustimmen oder zu konso\r\nlidieren. Dadurch entstehen für Anlagenbetreiber parallele Nachweis- und Dokumentations\r\npflichten sowie teils unterschiedliche Anforderungen zwischen nationalem EEG-Recht und eu\r\nropäischem Recht. \r\nEine isolierte oder zeitlich entkoppelte Umsetzung der Regelwerke birgt das Risiko wider\r\nsprüchlicher Investitionssignale, steigender Kapitalkosten und zusätzlicher Verzögerungen \r\nbeim Erneuerbaren-Ausbau. Der Gesetzgeber sollte daher sicherstellen, dass EEG-Novelle und \r\nNetzanschlussreform als kohärentes Gesamtpaket ausgestaltet und abgestimmt beschlossen \r\nwerden. \r\nVor diesem Hintergrund nimmt der BDEW zu den zentralen Regelungsbereichen wie folgt Stel\r\nlung: \r\nSeite 14 von 97 \r\n2. Regelungen zu den Ausbaupfaden und Ausschreibungsvolumina Erneuerbarer Ener\r\ngien  \r\nDer BDEW begrüßt, dass der Referentenentwurf an den Zielen des EEG von 80 % Strom aus \r\nerneuerbaren Energien am Bruttosstromverbrauch bis 2030 festhält, den Ausbaupfad fort\r\nführt und die daraus abgeleiteten Ausschreibungsmengen bis 2032 verstetigt. \r\n2.1 Anpassungen des Ausschreibungspfades für Windenergieanlagen an Land (§ 28 EEG) \r\nMit den Änderungen in § 28 Absatz 2 EEG 2027 wird der Ausschreibungspfad über 2028 hin\r\naus für weitere vier Jahre fortgeschrieben und es stehen jährlich 10.000 MW Ausschreibungs\r\nvolumen zur Verfügung. Die Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land sollen im Jahr \r\n2027 zu den Gebotsterminen am 1. Februar, 1. Mai und 1. November und in den Jahren 2028 \r\nbis 2032 jeweils zu den Gebotsterminen am 1. Mai, 1. August und 1. November stattfinden. \r\nDabei sollen im Jahr 2027 zum Gebotstermin 1. August sowie ab 2028 jeweils zum Ausschrei\r\nbungstermin zum 1. Februar sog. Resilienzausschreibungen zur Verfügung stehen. In Summe \r\nsolle es damit weiterhin vier Ausschreibungstermine geben.  \r\nDarüber hinaus werden ebenfalls für die vier Jahre von 2027 bis 2032 jährlich 3.500 MW Resi\r\nlienzausschreibungen für Windenergie an Land ausgeschrieben. Mit den Ergänzungen in § 28 \r\nAbsatz 3 Nummer 1 EEG 2027 und in § 28 Absatz 3 Nummer 2 Buchstabe c) EEG 2027 werden \r\ndie Mengen, die im Rahmen der Resilienzausschreibungen ausgeschrieben werden, von den \r\nim selben Jahr auszuschreibenden Mengen für Windenergieanlagen an Land abgezogen. Kön\r\nnen Mengen in den Resilienzausschreibungen nicht bezuschlagt werden, werden sie im Folge\r\njahr der Ausschreibungsmenge für reguläre Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land \r\nwieder hinzugerechnet. Die Änderung in § 28 Absatz 4 letzter Halbsatz EEG 2027 regelt, dass \r\ndie Nachholung von Gebotsmengen eines Jahres im Folgejahr abgeschlossen ist und sich nicht \r\nins übernächste Jahr erstreckt. Der Höchstwert für Gebote beider Ausschreibungssegmente \r\nliegt gemäß geänderten § 36b Absatz 1 EEG-RefE bei 7,1 ct/kWh. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Fortsetzung des Ausbaus der Windenergie an Land durch angemes\r\nsen hohe Ausschreibungsvolumina in Höhe von jährlich 10.000 MW für weitere vier Jahre ab \r\n2029. Zwar kann ein jährlicher Sonderausschreibungstermin im Rahmen einer Resilienzaus\r\nschreibung den administrativen Abwicklungsaufwand reduzieren. Dem stehen jedoch erhebli\r\nche Klumpenrisiken sowie bislang ungeklärte und komplexe Umsetzungs- und Ausgestaltungs\r\nfragen der NZIA-Kriterien gegenüber, die im Rahmen einer Verordnung zudem innerhalb eines \r\nsehr engen zeitlichen Rahmens umgesetzt werden müssten. Vielmehr regt der BDEW an, die \r\nregulären vier Ausschreibungstermine zum 1. Februar, 1. Mai, 1. August und 1. November bei\r\nzubehalten und die Volumina der Resilienzausschreibung unterjährig gleichmäßig auf alle \r\nSeite 15 von 97 \r\nvier Ausschreibungstermine zu verteilen. Im Idealfall sollten die vorgesehenen Mengen der \r\nResilienzausschreibungen für Wind an Land zusätzlich zum regulären EEG-Volumen ausgestal\r\ntet werden. Derzeit sind Windenergieanlagen an Land mit einer installierten Leistung von rund \r\n69 Gigawatt in Betrieb. Diese leisten einen zentralen Beitrag zur Stromversorgung. Der gesetz\r\nliche Ausbaupfad gemäß § 4 Abs. 1 Nr. 1b EEG sieht für das Jahr 2026 eine installierte Leistung \r\nvon 84 Gigawatt vor. Daraus ergibt sich aktuell eine Ausbaulücke von rund 15.000 Megawatt. \r\nDer BDEW weist auf den erheblichen Projektstau genehmigter, aber bislang nicht bezuschlag\r\nter Windenergieprojekte an Land hin. Allein Ende April 2026 lagen Genehmigungen für Wind\r\nenergieanlagen an Land im Umfang von mehr als 17.000 MW vor, deren zügige Realisierung \r\nmöglich und zeitnah entfesselt werden sollte. \r\nUm im Lichte der erfreulich hohen Genehmigungszahlen mehr Windenergieanlagen die zeit\r\nnahe Realisierung zu ermöglichen, fordert der BDEW, die im Klimaschutzprogramm festgeleg\r\nten und in der Bundesregierung geeinten zusätzlichen 12.000 MW Leistung für Windenergie \r\nan Land auf die kommenden Ausschreibungstermine in den Jahren 2026/27-2029/30 zu ver\r\nteilen. Für diesen Zeitraum schlägt der BDEW zusätzlich die Einführung einer temporären \r\nSüd-Quote in den regulären Ausschreibungsterminen vor. Damit könnte gezielt die Allokation \r\nvon Windenergieanlagen an Land in den Lastzentren in Süddeutschland angereizt werden. Die \r\nDefinition der Südregion ergibt sich aus Anlage 5 (zu § 3 Nummer 43c) EEG. Zudem sollten \r\nnicht bezuschlagte Volumina nicht nur für ein Jahr zusätzlich zur Verfügung stehen. Stattdes\r\nsen sollten ungenutzte Volumina mehrerer Jahre weiter verfügbar sein, z. B. auch die in den \r\nJahren 2022 und 2023 durch Unterzeichnung nicht ausgeschöpften Ausschreibungsmengen.  \r\nFür Windenergie-Projekte mit ihren üblichen langen Entwicklungs- und Finanzierungszeiträu\r\nmen sollte aus Sicht des BDEW zudem eine Planungssicherheit über 2032 hinaus geschaffen \r\nund im EEG 2027 verankert werden.  \r\nKritisch zu überprüfen ist die Festsetzung des Höchstwerts auf die Höhe von 7,1 ct /kWh. Der \r\nBDEW schlägt vor, diesen bei der im ersten Referentenentwurf vorgesehenen Höhe von 7,25 \r\nct/kWh zu belassen. \r\nKritisch zu diskutieren ist, dass die Berechtigung der Bundesnetzagentur, nach Maßgabe des \r\n§ 28 Absatz 3a EEG 2023 das Ausschreibungsvolumen um bis zu 30 % zu erhöhen oder zu re\r\nduzieren, insgesamt gestrichen wurde. Damit entfällt ein Instrument zur flexiblen Anpassung \r\nder Ausschreibungsmengen an Marktentwicklungen sowie künftig steigenden Bruttostromver\r\nbrauch.  \r\nDer Entfall des Fortschrittsberichts Wind an Land ist hingegen abzulehnen, weil dadurch das \r\nAugenmerk auf diese Technologie mit langen Vorlaufzeiten verringert wird. \r\nSeite 16 von 97 \r\n2.2 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des ersten Segments (§ \r\n28a EEG) \r\nMit den Änderungen in § 28a Absatz 1 und 2 EEG 2027 wird der Ausschreibungspfad für Solar\r\nanlagen des ersten Segments über das Jahr 2028 hinaus fortgeschrieben und die Ausschrei\r\nbungsmenge auf jeweils 14.000 MW für die Jahre 2027 bis 2032 festgelegt. Gemessen an den \r\nVolumina der Ausschreibungen gemäß EEG 2023 von jährlich 9.900 MW zwischen 2025 und \r\n2029 ist dies eine erhebliche Steigerung, die dem Ziel der Verlagerung des PV-Ausbaus auf das \r\nkostengünstigere Freiflächen-Segment Rechnung trägt. Folgerichtig wird die durch das Solar\r\npaket I eingeführte Aufteilung von 50 % der gesamten Ausschreibungsmengen auf das erste \r\nSegment und 50 % auf das zweite Segment aufgegeben.  \r\nDarüber hinaus werden unterzeichnete Mengen aus Resilienzausschreibungen sowie nicht be\r\nzuschlagte Gebotsmengen aus dem zweiten Segment im Folgejahr den Ausschreibungsmen\r\ngen des ersten Segments hinzugerechnet. Gleichzeitig regelt § 28a Absatz 3 Nummer 2 Buch\r\nstabe c) EEG 2027, dass die im Rahmen von Resilienzausschreibungen ausgeschriebenen Men\r\ngen im jeweiligen Jahr von den regulären Ausschreibungsmengen des ersten Segments abge\r\nzogen werden. Nicht realisierte oder entwertete Mengen fließen im Folgejahr wieder den re\r\ngulären Ausschreibungen zu. \r\nZudem wird gewährleistet, dass bei einer Gefährdung der Ausbauziele – insbesondere bei ei\r\nnem hinter den Erwartungen zurückbleibenden Zubau unterhalb der Ausschreibungsschwelle \r\nvon 750 kW im zweiten Segment – entsprechende Mengen im Folgejahr über die Ausschrei\r\nbungen des ersten Segments nachgeholt werden. Die Nachholung von Gebotsmengen eines \r\nJahres ist allerdings im Folgejahr abgeschlossen und erstreckt sich nicht ins übernächste Jahr. \r\nZunächst wird der Zeitraum in Absatz 1 so angepasst, dass auch nach 2028 weiterhin Aus\r\nschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments durchgeführt werden können. Die Men\r\ngensteuerung wird zudem mit den Resilienzausschreibungen verzahnt: In einem Jahr ausge\r\nschriebene Resilienzmengen werden von den regulären Ausschreibungsmengen des ersten \r\nSegments abgezogen. Umgekehrt fließen zwar bezuschlagte, später jedoch entwertete Ge\r\nbotsmengen wieder den regulären Ausschreibungen zu. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Anhebung des Ausschreibungsvolumens für PV-Freiflächenanlagen. \r\nDiese Neuerung trägt der geplanten Stärkung des Zubaus der kostengünstigen PV-Freiflächen\r\nanlagen Rechnung. Wünschenswert wären 500 MW Resilienzausschreibung als zusätzliche Vo\r\nlumina. Sofern dies nicht umgesetzt wird, sollten nicht bezuschlagte Mengen aus dem einma\r\nligen Termin der Resilienzausschreibung ab dem Jahr 2027 unterjährig auf die folgenden re\r\ngulären Ausschreibungstermine verteilt werden. \r\nSeite 17 von 97 \r\nDadurch, dass die Korrekturmengen nur noch auf die zwei folgenden Runden, anstatt wie bis\r\nher die folgenden drei Runden, verrechnet werden, kann es zu mehr Mengenschwankungen \r\nzwischen den Runden kommen. Das sollte behoben werden. \r\n2.3 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des zweiten Segments (§ \r\n28b EEG) \r\nMit der Änderung in § 28b Absatz 1 EEG 2027 wird der Ausschreibungspfad für Solaranlagen \r\ndes zweiten Segments über das Jahr 2028 hinaus fortgeschrieben und die Ausschreibungs\r\nmenge auf 1.500 MW abgesenkt.  \r\nDie Neufassung des § 28b Absatz 3 EEG 2027 regelt, dass Unterzeichnungen künftig aus\r\nschließlich im Rahmen der Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments nach § 28a \r\nEEG 2027 verrechnet werden. Zudem wird nachvollzogen, dass aufgrund der Absenkung der \r\nAusschreibungsschwelle auf 750 kW, die im Vorjahr außerhalb der Ausschreibungen realisier\r\nten Zubaumengen ab dieser Schwelle von den Ausschreibungsmengen des Folgejahres abzu\r\nziehen sind. Dies betrifft insbesondere Solaranlagen von Bürgerenergiegesellschaften sowie \r\nAnlagen des zweiten Segments oberhalb von 750 kW außerhalb der EEG-Förderung.  \r\nDie Änderung in § 28b Absatz 4 EEG 2027 regelt, dass die Nachholung von Gebotsmengen ei\r\nnes Jahres im Folgejahr abgeschlossen ist und sich nicht ins übernächste Jahr erstreckt.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt im Lichte der Bemühungen um eine Kostendämpfung der Energiewende \r\nim Stromsektor die Stärkung des PV-Ausbaus auf Freiflächen und die damit einher gehende \r\nVerringerung der Ausschreibungsvolumina für PV-Anlagen des zweiten Segments.  \r\n2.4 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Biomasseanlagen (§ 28c EEG) \r\nÄnderung der Ausschreibungsjahre für Biomassenlagen in § 28c Abs. 1 und 2 EEG 2027 von \r\n2023 und 2028 auf die Jahre 2027 und 2032 jeweils zu den Gebotsterminen am 1. April und 1. \r\nOktober. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Weiterführung der Ausschreibungsvolumina für Biomasseanlagen \r\ndurch Anpassung der Jahresdaten. \r\n2.5 Änderungen der Ausschreibungsvolumina für Biomethananlagen (§ 28d EEG) \r\nÄnderung der Ausschreibungsjahre für Biomethananlagen in § 28d Abs. 1 und 2 EEG 2027 von \r\n2022 und 2027 auf die Jahre 2027 und 2032 jeweils zu den Gebotsterminen am 1. April und 1. \r\nSeptember. \r\nSeite 18 von 97 \r\nZudem entfallen § 28d Absatz 3 und 4 EEG 2027, welche bislang den Umgang mit Mengen aus \r\nAusschreibungen für Biomethananlagen regelten, für die keine Zuschläge erteilt werden konn\r\nten. \r\nNach Absatz 3 erhöhte sich das Ausschreibungsvolumen im Jahr 2024 um die Mengen, für die \r\nim vorangegangenen Kalenderjahr bei den Ausschreibungen für Biomethananlagen nach die\r\nsem Gesetz keine Zuschläge erteilt werden konnten. \r\nNach Absatz 4 verteilte die Bundesnetzagentur die Menge, um die sich das Ausschreibungsvo\r\nlumen nach Absatz 3 erhöhte, gleichmäßig auf das Ausschreibungsvolumen der folgenden \r\nzwei noch nicht bekanntgemachten Gebotstermine. \r\n§ 28d Abs. 5 EEG 2027 regelt die Anpassung des Ausschreibungsvolumens bei entwerteten Zu\r\nschlägen. Durch die Änderung wird das in der Regelung genannte Datum vom 31. Dezember \r\n2022 auf den 31. Dezember 2026 angepasst. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Weiterführung der Ausschreibungsvolumina für Biomethananlagen \r\ndurch Anpassung der Jahresdaten. \r\nZugleich ist zu berücksichtigen, dass eine Erhöhung der Ausschreibungsvolumina allein voraus\r\nsichtlich nicht zu einer stärkeren Beteiligung an den Ausschreibungen führen wird. Die derzei\r\ntigen Rahmenbedingungen lassen aus Sicht vieler Marktakteure keinen wirtschaftlichen Be\r\ntrieb zu. Es besteht daher das Risiko, dass trotz hoher Ausschreibungsvolumina keine Gebote \r\neingehen. \r\nDer Wegfall der bisherigen Regelungen zur Übertragung nicht bezuschlagter Ausschreibungs\r\nmengen (§ 28d Abs. 3 und 4 EEG) wird eher kritisch betrachtet. Diese Mechanismen haben \r\nbislang dazu beigetragen, Unterzeichnungen auszugleichen und das vorhandene Ausschrei\r\nbungsvolumen effizient zu nutzen. Ohne eine entsprechende Übertragung besteht das Risiko, \r\ndass Potenziale für den Ausbau von Biomethan ungenutzt bleiben. \r\nDie Anpassung des Stichtags in § 28d Abs. 5 EEG wird hingegen als sachgerechte Aktualisie\r\nrung bewertet, sofern sichergestellt bleibt, dass entwertete Zuschläge wieder dem Ausschrei\r\nbungsvolumen zugutekommen. \r\n2.6 Änderungen der Regelungen für Ausschreibung für Wasserstoff (§§ 28f, 28g EEG) \r\nDa die Ausschreibungen für innovative Konzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung \r\n(§ 28f EEG 2023) und die Ausschreibungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Grünem \r\nWasserstoff (§ 28g EEG 2023) bisher nicht umgesetzt wurden und nicht mehr umgesetzt wer\r\nden, werden die §§ 28f und 28g EEG 2023 gestrichen.  \r\nSeite 19 von 97 \r\nBDEW-Bewertung: \r\nEine Streichung der §§ 28f und 28g EEG über die Regelung von Ausschreibungen für Wasser\r\nstoff lehnt der BDEW ab. Die Ausschreibungen sind bislang nicht umgesetzt worden, stellen \r\njedoch ein wichtiges Element zur Förderung im Wasserstoffhochlauf dar. Der BDEW begrüßt \r\ndie Förderung von systemdienlichen Konzepten zur verbesserten Integration zunehmend vola\r\ntiler Stromerzeugungskapazitäten und flexibler Speicherung grundsätzlich. Nach Auffassung \r\ndes BDEW können Technologien zur Verstromung von reinem Wasserstoff eine wichtige Rolle \r\neinnehmen, um das Ziel der Klimaneutralität zu erreichen, wenn sie dazu beitragen das hohe \r\nNiveau an Versorgungssicherheit zu erhalten. Statt einer Streichung sollte die Bundesregie\r\nrung vielmehr die Ausschreibungen technologieoffen Ausgestalten (z. B. durch Zulassung von \r\nStrom aus EE-Anlagen, der zuvor in das Netz eingespeist wurde) und die Ausschreibungen \r\nkurzfristig starten. Ein volkswirtschaftlich effizienter Umsetzungspfad ist derzeit im Rahmen \r\nder Ausschreibung für innovative Konzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung im Ge\r\nsetzentwurf nicht ersichtlich. Versäumte Ausschreibungsmengen sollten nachgeholt und auf\r\nkommende Gebotstermine aufgeteilt werden. \r\n3. Künftige Finanzierung des Ausbaus Erneuerbarer Energien \r\n3.1 Generelle Hinweise zur „Netzbetreiberabnahme“  \r\nDie gemäß dem EEG-Referentenentwurf als „Netzbetreiberabnahme“ vorgesehene Nachfolge\r\nregelung zur Einspeisevergütung ist in vier Varianten aufgegliedert:  \r\n1. „befristete Marktwertdurchleitung“,  \r\n2. „unentgeltliche Abnahme“, \r\n3. die künftig für Neuanlagen ersatzlos gestrichene Ausfallvergütung und  \r\n4. Förderung ausgeförderter Anlagen im Sinne der Marktwertdurchleitung.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nJenseits der einzelnen vier Vermarktungsvarianten (s. auch nachfolgend) ist festzustellen, dass \r\nfür „Nulleinspeisungsanlagen“ keine separate Vermarktungsmöglichkeit der Geringst-Einspei\r\nsungen vorgesehen ist. Es ist allerdings nicht ausgeschlossen, dass auch diese Anlagen ge\r\nringste Strommengen in das Netz einspeisen, z. B. unterhalb der Toleranzgrenze entsprechen\r\nder Energieflussrichtungsrelais oder bis zum „Anspringen“ dieser Relais in zeitlicher wie ener\r\ngetischer Hinsicht. Welche Vermarktungsmöglichkeit von den Anlagenbetreibern zulässiger\r\nweise beschritten werden kann, ist gesetzgeberisch klarzustellen. Dies gilt insbesondere für \r\nSeite 20 von 97 \r\nNulleinspeiseanlagen größer 100 kW. Für Anlagen mit einer solchen Leistung soll künftig die \r\nMöglichkeit der unentgeltlichen Abnahme nicht mehr zur Verfügung stehen.  \r\nZudem sollte aus einer Nulleinspeisung keine „Bagatelleinspeisung“ werden, was auch der \r\nGesetzesbegründung zum insoweit geänderten § 9 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 EEG-RefE widersprechen \r\nwürde („nur in technisch nicht vermeidbaren und im Umfang vernachlässigbar geringen Men\r\ngen in das Stromnetz eingespeist“). Die trotzdem geringfügig eingespeisten Strommengen \r\nmüssten daher nach dem Referentenentwurf einer der bestehenden Vermarktungsmöglich\r\nkeiten zugeordnet werden. Eine automatisierte Zuordnung von geringfügigen „Nulleinspei\r\nsungsmengen“, als technisch nicht vermeidbare Minimaleinspeisungen, ist derzeit nicht ge\r\nsetzlich vorgesehen, sollte aber aufgenommen werden, unabhängig von der Anlagengröße. \r\nFür die Frage, wann überhaupt eine Nulleinspeisung vorliegt und welche geringfügige Netzein\r\nspeisungen insofern zu dulden sind, siehe unter 9. zu § 9 Abs. 2 EEG-RefE. \r\nZu klären ist ferner, wie mit nicht planbaren Überschusseinspeisungen von Anlagen > 100 \r\nkW, die auf Eigenversorgung ausgerichtet sind und häufig keinen Direktvermarkter finden, \r\numzugehen ist: Es liegt nahe, die unentgeltliche Abnahme auch über 100 kW einmalig sanktio\r\nnierungsfrei befristet auf  \r\n• einen Kalendermonat sowie den Folge-Kalendermonat für den Fall der Inbetriebnahme \r\nder Anlage und  \r\n• einen Kalendermonat im Falle des Wechsels des Direktvermarkters  \r\nzuzulassen, um die Nachrüstung einer PAV,E-Regelung für die Realisierung einer Nulleinspei\r\nsung verpflichtend zu ermöglichen. Alternativ sollte die Ausfallvergütung für diese Anlagen mit \r\nden genannten Zeiträumen erhalten bleiben (s. nachfolgend unter 3.4 und 3. und 3.5).  \r\nDer BDEW sieht es darüber hinaus als zwingend notwendig an,  \r\n• dass für Anlagen bis 100 kW weiterhin die Möglichkeit der „unentgeltlichen Ab\r\nnahme“ fortbesteht, v.a. um Überschussstrom, der keiner Direktvermarktung zuge\r\nführt werden kann, weiterhin an den Netzbetreiber verkaufen zu können und ihn dann \r\nin den EEG-Netzbetreiber-Bilanzkreis einstellen zu können (dies gilt insbesondere für \r\nAnlagen bis 25 kW nach Auslaufen der befristeten Marktwertdurchleitung, s. nachfol\r\ngend unter 3.2 und 3.4),  \r\n• dass alternativ für Anlagen bis 25 kW eine Direktvermarktung mit Marktprämie er\r\nmöglicht wird, damit der Strom aus diesen Anlagen nach Auslaufen der befristeten \r\nMarktwertdurchleitung nicht dauerhaft über eine unentgeltliche Abnahme an den \r\nNetzbetreiber verkauft wird (s. nachfolgend unter 4.2) und  \r\n• dass für Anlagen über 100 kW eine befristete „Ausfallvergütung“ für den Kalendermo\r\nnat der Inbetriebnahme und den Folge-Kalendermonat beibehalten wird, in Höhe des \r\nSeite 21 von 97 \r\n \r\n Seite 22 von 97 \r\n \r\nMarktwertes, und für die Zeit danach für maximal einen Kalendermonat. Hierdurch \r\nwird eine rechtzeitige Inbetriebnahme bei EEG-Ausschreibungsanlagen auch bei Verzö\r\ngerungen des Beginns der Direktvermarktung sichergestellt, und eine streng befristete \r\nAuffangregelung für den Fall der Beendigung eines Direktvermarktungsvertrages ge\r\nschaffen (s. nachfolgend unter 3.2, 3.5 und 4.4).  \r\nHieraus ergeben sich folgende Aufstellungen der Vermarktungsmöglichkeiten nach dem Refe\r\nrentenentwurf (nachfolgend unter 3.1.1) und nach den BDEW-Forderungen (3.1.2), die nach\r\nfolgend unter Nr. 3.2 ff. weiter präzisiert werden:  \r\n \r\n3.1.1 Änderung der Vermarktungsoptionen im EEG 2027 gemäß dem Referentenentwurf \r\nvom 20. April 2026 \r\nLeis\r\ntung \r\nder An\r\nlage \r\nUnter 10 kW Unter 25 kW Ab und ein\r\nschl. 25 kW \r\nund unter 100 \r\nkW \r\nAb und ein\r\nschl. 100 kW \r\nIn An\r\nspruch \r\nnehm\r\nbare \r\nFörder\r\nvarian\r\nten \r\nUngeför\r\nderte \r\n(sons\r\ntige) Di\r\nrektver\r\nmark\r\ntung, un\r\nentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme \r\nund „be\r\nfristete \r\nMarkt\r\nwert\r\ndurchlei\r\ntung“  \r\nUngeför\r\nderte \r\n(sonstige) \r\nDirektver\r\nmarktung \r\nund un\r\nentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme \r\nUngeför\r\nderte \r\n(sons\r\ntige) Di\r\nrektver\r\nmark\r\ntung, un\r\nentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme \r\nund „be\r\nfristete \r\nMarkt\r\nwert\r\ndurchlei\r\ntung“  \r\nUngeför\r\nderte \r\n(sonstige) \r\nDirektver\r\nmarktung \r\nund un\r\nentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme \r\nMarktprämien- \r\nund ungeför\r\nderte (sons\r\ntige) Direktver\r\nmarktung und \r\nunentgeltliche \r\nAbnahme  \r\nMarktprämien- \r\nund ungeför\r\nderte (sons\r\ntige) Direktver\r\nmarktung, \r\nkeine unent\r\ngeltliche Ab\r\nnahme und \r\nwegen Strei\r\nchung keine \r\nAusfallvergü\r\ntung \r\n \r\n Seite 23 von 97 \r\n \r\nAbhän\r\ngig von \r\nInbe\r\ntrieb\r\nnahme \r\nin: \r\nInbe\r\ntrieb\r\nnahme in \r\n2027 und \r\n2028 \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2029 ff. \r\nInbe\r\ntrieb\r\nnahme in \r\n2027 \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2028 ff. \r\negal egal \r\nAus\r\nnahme:  \r\n„befristete Marktwertdurchleitung“ ist nicht \r\nanwendbar auf Steckersolargeräte mit einer in\r\nstallierten Leistung der Solaranlage oder der \r\nSolaranlagen von insgesamt bis zu 2 kW und \r\nmit einer Wechselrichterleistung von insge\r\nsamt bis zu 800 Voltampere, die hinter der Ent\r\nnahmestelle eines Letztverbrauchers betrieben \r\nwerden; diesen Anlagen steht daher nur die \r\nunentgeltliche Abnahme oder die ungeför\r\nderte (sonstige) Direktvermarktung zur Verfü\r\ngung.  \r\n  \r\n \r\n3.1.2 BDEW-Forderungen hinsichtlich der Vermarktungsoptionen nach dem EEG 2027  \r\nDer BDEW fordert, die im Referentenentwurf vorgesehenen Vermarktungsoptionen der EEG\r\nAnlagenbetreiber wie folgt zu ändern, wobei Änderungen gegenüber dem Referentenentwurf \r\nin Fettdruck dargestellt werden, und der Förderausschluss bei Anlagen bis 25 bzw. 10 kW nur \r\nim Falle der Überschussstromeinspeisung greifen soll:  \r\nLeis\r\ntung \r\nder An\r\nlage \r\nUnter 10 kW Unter 25 kW Ab und ein\r\nschl. 25 kW \r\nund unter 100 \r\nkW \r\nAb und ein\r\nschl. 100 kW \r\nIn An\r\nspruch \r\nnehm\r\nbare \r\nFörder\r\nvarian\r\nten \r\nGeför\r\nderte Di\r\nrektver\r\nmark\r\ntung mit \r\nMarkt\r\nprämie, \r\nGeför\r\nderte Di\r\nrektver\r\nmarktung \r\nmit \r\nMarktprä\r\nmie und \r\nGeför\r\nderte Di\r\nrektver\r\nmark\r\ntung mit \r\nMarkt\r\nprämie, \r\nGeför\r\nderte Di\r\nrektver\r\nmarktung \r\nmit \r\nMarktprä\r\nmie, und \r\nMarktprä\r\nmien- und un\r\ngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung und \r\nMarktprä\r\nmien- und un\r\ngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung, Beibe\r\nhaltung der \r\n \r\n Seite 24 von 97 \r\n \r\nungeför\r\nderte, \r\nsonstige \r\nDirekt\r\nvermark\r\ntung, un\r\nentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme \r\nund „be\r\nfristete \r\nMarkt\r\nwert\r\ndurchlei\r\ntung“  \r\nunentgelt\r\nliche Ab\r\nnahme \r\nungeför\r\nderte, \r\nsonstige \r\nDirekt\r\nvermark\r\ntung, un\r\nentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme \r\nund „be\r\nfristete \r\nMarkt\r\nwert\r\ndurchlei\r\ntung“  \r\nunentgelt\r\nliche Ab\r\nnahme \r\nunentgeltliche \r\nAbnahme  \r\nAusfallvergü\r\ntung für Ka\r\nlendermonat \r\nder Inbetrieb\r\nnahme und 1 \r\nKalendermo\r\nnat später zu \r\nFörderhöhe \r\nvom Markt\r\nwert, und bei \r\nBeendigung \r\ndes DV-Ver\r\ntrags für Zwi\r\nschenzeit von \r\n1 Kalendermo\r\nnat; alternativ \r\nStreichung der \r\n100 kW\r\nSchwelle für \r\ndie unentgelt\r\nliche Ab\r\nnahme \r\nAbhän\r\ngig von \r\nInbe\r\ntrieb\r\nnahme \r\nin: \r\nInbe\r\ntrieb\r\nnahme in \r\n2027, \r\n2028 und \r\n2029 \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2030 ff. \r\nInbe\r\ntrieb\r\nnahme in \r\n2027, \r\n2028 \r\nund \r\n2029 \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2030 ff. \r\negal egal \r\nBei \r\nNullein\r\nspei\r\nsungs\r\nanla\r\ngen: \r\nHier gilt für Minimalst-Strommengen, die in das Netz eingespeist \r\nwerden, sowieso bis 100 kW die unentgeltliche Abnahme.  \r\nÖffnung der \r\nunentgeltli\r\nchen Abnahme \r\nfür Minimalst\r\nStrommengen, \r\ndie in das Netz \r\neingespeist \r\nwerden \r\nAus\r\nnahme:  \r\n„befristete Marktwertdurchleitung“ ist nicht \r\nanwendbar auf Steckersolargeräte mit einer \r\ninstallierten Leistung der Solaranlage oder der \r\nSolaranlagen von insgesamt bis zu 2 kW und \r\nmit einer Wechselrichterleistung von insge\r\nsamt bis zu 800 Voltampere, die hinter der \r\nEntnahmestelle eines Letztverbrauchers be\r\ntrieben werden; diesen Anlagen steht daher \r\nnur die unentgeltliche Abnahme oder die un\r\ngeförderte (sonstige) Direktvermarktung zur \r\nVerfügung.  \r\n3.2 Befristete Förderung von Neuanlagen unter 25 kW bzw. unter 10 kW im Sinne der \r\nMarktwertdurchleitung \r\nDie befristete Marktwertdurchleitung bedeutet nach dem Referentenentwurf einen Verkauf \r\ndes Stroms an den Netzbetreiber. Dieser stellt den Strom in seinen Netzbetreiber-EEG-Bilanz\r\nkreis und zahlt dem Betreiber dafür den Jahresmarktwert für diesen Strom. Vom Jahresmarkt\r\nwert werden nach § 53 Abs. 1 EEG-RefE i.V. mit Anlage 1 Nr. 9.1 bis 9.5 EnFG-E die ÜNB-Ver\r\nmarktungskosten abgezogen. Diese befristete Marktwertdurchleitung ist zudem auf einer \r\nHöhe von 10 Cent/kWh gedeckelt. Sie kann von Anlagen mit weniger als 25 Kilowatt, die ab \r\ndem 1. Januar 2027 in Betrieb gehen, in Anspruch genommen werden. Ab Januar 2028 redu\r\nziert sich die Leistungsgrenze für Neuanlagen auf 10 Kilowatt. Ab 2029 ist dem Referentenent\r\nwurf zufolge für dann in Betrieb gehende Anlagen keine Netzbetreiberabnahme mehr vorge\r\nsehen. \r\nZahlungen im Rahmen der Netzbetreiberabnahme in der Variante der befristeten Marktwert\r\ndurchleitung nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 in Verbindung mit § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG-RefE sind \r\naußerdem bis zum Ende des dritten auf die Ausstattung der Anlage mit einem intelligentem \r\nMesssystem und einer Steuerungseinrichtung folgenden Kalendermonats und längstens bis \r\nzum Ende des aktuell vorgesehenen 30. auf die Inbetriebnahme der Anlage folgenden Kalen\r\ndermonats zu leisten. Für Zeiten nach diesen Fristen steht die befristete Marktwertdurchlei\r\ntung für diese Anlagen nicht mehr zur Verfügung, sondern nur noch die „unentgeltliche Ab\r\nnahme“ oder die „sonstige Direktvermarktung“.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nSeite 25 von 97 \r\nAus Sicht des BDEW ist die Marktwertdurchleitung ein praktikables Instrument, um kleine \r\nStrommengen aus Anlagen ohne iMSys abzunehmen und noch in Höhe des Marktwerts zu \r\nfördern. Wesentlich ist, dass sämtliche eingespeisten Energiemengen, unabhängig von der in\r\nstallierten Leistung der Anlage, geordnet bilanziert werden und nicht dem Differenzbilanzkreis \r\ndes Netzbetreibers zugeordnet werden. Bei Anlagen bis 100 kW ist dies durch die befristete \r\nMarktwertdurchleitung bzw. die unentgeltliche Abnahme gewährleistet.  \r\nFür Anlagen zwischen 7 kW und < 25 kW schlägt der BDEW aber die Pflicht zur Direktver\r\nmarktung erst ab 2030 vor, um einen geordneten Hochlauf der erwarteten Anwendungsfälle \r\nin den Unternehmen zu ermöglichen. Zu beachten ist auch, dass in den kommenden Jahren \r\neine Reihe an Umsetzungsherausforderungen an den Markt, insb. Netzbetreiber bestehen (u. \r\na. MiSpeL, MaBiS-Hub, Energy Sharing). Dementsprechend sollte aus Sicht des BDEW die \r\nMarktwertdurchleitung bis einschließlich 2029 für Anlagen ab 7 kW gezahlt werden, um \r\ndann ab 2030 nahtlos den Übergang in die Direktvermarktung zu ermöglichen.  \r\nUnterhalb der Leistung von 7 kW sollte für PV-Anlagen zur Teileinspeisung weiterhin die Ein\r\nspeisevergütung gezahlt werden. In Anlehnung an den einheitlichen anzulegenden Wert in \r\nHöhe von 6,2 ct/kWh für Anlagen ab 25 kW schlägt der BDEW diese Förderhöhe für Anlagen \r\nunter 7 kW als Fördersatz vor. \r\nZur Laufzeit der befristeten Marktwertdurchleitung: Unabhängig davon, dass der BDEW eine \r\nMarktwertdurchleitung bis Ende 2029 vorschlägt, hält er die vorgesehene Ergänzung in § 25 \r\nAbs. 1a EEG hinsichtlich einer Befristung der Zahlungen im Rahmen der Netzbetreiberab\r\nnahme auf bestimmte Kalendermonate nach Installation eines iMSys bzw. nach Inbetrieb\r\nnahme der Anlage für ungeeignet. Sie führt zu einem nicht handhabbaren einzelanlagenbezo\r\ngenen Überwachungsaufwand für Netzbetreiber, erscheint nicht praxisgerecht und ist daher \r\nabzulehnen. Die Zahlungen sind bis zum Ende des Kalenderjahres, in dem die Anlage mit iMSys \r\nund Steuerbox ausgestattet wird, zu befristen. \r\nMit der Einführung des Abzugsbetrages für die befristete Marktwertdurchleitung möchte der \r\nGesetzgeber sicherstellen, dass die notwendigen Vermarktungskosten für diese Fälle von den \r\nAnlagenbetreibern zu übernehmen sind. Dafür würde für maximal vier Jahre ein sehr auf\r\nwendiger und bürokratischer Prozess aufgebaut, für den bisher kaum eine Datengrundlage be\r\nsteht. \r\nDaher schlägt der BDEW vor, insoweit auf den bereits bestehenden Abzugsbetrag für aus\r\ngeförderte Anlagen zurückzugreifen und diesen für die befristete Marktwertdurchleitung zu \r\nverwenden. Anlage 1 Nr. 9.5 EnFG-E sollte diesbezüglich entsprechend angepasst werden.  \r\nSeite 26 von 97 \r\n3.3 Förderausschluss für Wasserkraft-Anlagen kleiner 25 kW \r\nVom Förderausschluss bis 25 kW sind nicht nur Neuanlagen betroffen, davon wären alle Be\r\nstandsanlagen bis 25 kW betroffen, die über § 40 Abs. 2 EEG 2023 in eine Ertüchtigung gehen \r\nwürden, da diese Anlagen dann jeweils per Gesetz als neu in Betrieb genommen gelten. Die \r\nperspektivische Streichung der Förderung von neuen Anlagen bis 25 kW bedeutet faktisch das \r\n„Aus“ auch z. B. für die ökologische Sanierung von Kleinwasserkraftwerken, da mit dem Aus\r\ntausch alter Turbinen gegen fischfreundliche Turbinen nach Stand der Technik meist eine Leis\r\ntungssteigerung und die resultierende Einstufung dieser Anlagen als Neuanlagen bedeuten \r\nwürde, die wirtschaftlich bis hin zur Stilllegung führen könnte. Damit wären Anlagen betrof\r\nfen, die in vielen Regionen einen bedeutenden Anteil zur Deckung der dezentralen Grundlast \r\nliefern. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nAus Sicht des BDEW würde ein Förderstopp für Neuanlagen unter 25 kW zu ungewollten Ne\r\nbeneffekten bei der Sanierung und Ertüchtigung der Wasserkraft führen und sollte entspre\r\nchend nicht bei Modernisierungs- oder Ertüchtigungsmaßnahmen greifen. Außerdem stellen \r\ndiese Wasserkraftanlagen – anders als Solaranlagen – allermeist Volleinspeisungsanlagen dar, \r\ndie folglich auf eine Refinanzierung ihrer Investition in die Anlage über eine Einspeisevergü\r\ntung angewiesen sind.  \r\n3.4 Unentgeltliche Abnahme  \r\nBei der Unentgeltlichen Abnahme wird der Strom wie bereits bisher an den Netzbetreiber ver\r\nkauft. Dieser stellt den Strom dann in seinen Netzbetreiber-EEG-Bilanzkreis ein und zahlt eine \r\nEinspeisevergütung in Höhe von gesetzlich null für diesen Strom. Anlagen mit einer installier\r\nten Leistung von weniger als 100 kW, für die der Anlagenbetreiber keine andere Zuordnung \r\ngetroffen hat, gelten wie bislang Anlagen von weniger als 400 kW (Inbetriebnahme vor \r\n01.01.2026) oder Anlagen von weniger als 200 kW (Inbetriebnahme vor 01.01.2027) als der \r\nVeräußerungsform der Netzbetreiberabnahme in der Variante der unentgeltlichen Abnahme \r\nzugeordnet. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt, dass das Institut der „unentgeltlichen Abnahme“ auch nach dem EEG \r\n2027 fortgeführt werden soll, nun mit einer Leistungsschwelle für Neuanlagen von 100 kW.  \r\nDa auf Eigenversorgung ausgerichtete Anlagen auch > 100 kW erfahrungsgemäß häufig trotz \r\nintensiver Bemühungen nur sehr schwer einen Direktvermarkter finden, erscheint eine Auf\r\nfangregelung unverzichtbar. Hierfür bietet sich  \r\nSeite 27 von 97 \r\n• entweder eine generell und unbefristet anwendbare „unentgeltliche Abnahme“ unter \r\nAufhebung der Leistungsschwelle von 100 kW an,  \r\n• oder die Fortgeltung einer zeitlich begrenzten „Ausfallvergütung“.  \r\nHierdurch würde die schnellstmögliche Anmeldung zur Direktvermarktung angereizt werden.  \r\nDie bisherige Ausfallvergütung sollte, wie in Kapitel 3.4 beschrieben, als befristetes Auffan\r\nginstrument fortgeführt und jenseits der Fristen durch die unentgeltliche Abnahme ersetzt \r\nwerden. Die Ausfallvergütung kann künftig so befristet werden, dass sie für den Kalendermo\r\nnat der Inbetriebnahme und den Folge-Kalendermonat anwendbar ist, und im Falle des Wech\r\nsels des Direktvermarkters für einen weiteren Kalendermonat. Sollte für die Folgezeit keine \r\n„unentgeltliche Abnahme“ zur Verfügung stehen, z. B. nach dem Referentenentwurf bei Anla\r\ngen > 100 kW, sollte die Befristung der „Ausfallvergütung“ durch eine sich daran anschlie\r\nßende Pflicht zur technischen Unterbindung der Einspeisung zu flankiert werden. Diese Fristen \r\nsind aus Sicht des BDEW angemessen, da ein kürzerer Übergangszeitraum bei unerwartetem \r\nWegfall des Direktvermarkters – z. B. durch Insolvenz – und Einhaltung der MaKo-Fristen zur \r\nBilanzkreisanmeldung nicht praxisgerecht wäre. \r\nZusätzlich ist zu beachten, dass die Netzbetreiber bei unentgeltlicher Abnahme keine Möglich\r\nkeit haben, Sanktionszahlungen nach § 52 EEG gegen Vergütungszahlungen aufzurechnen. \r\nDaher ist eine Regelung erforderlich, wie bei Zahlungsverweigerung der Anlagenbetreiber vor\r\nzugehen ist. Es ist aus Sicht des BDEW nicht vertretbar, dass der Netzbetreiber in jedem Ein\r\nzelfall die Sanktionszahlungen einklagen muss.  \r\nSchließlich sollte für Anlagen mit einer „Nulleinspeisung“ die unentgeltliche Abnahme gene\r\nrell und ohne Schwellenwert geöffnet werden, damit die unvermeidlichen Minimal-Strom\r\nflüsse vom Netzbetreiber in seinen EEG-Bilanzkreis verbucht werden können (s. vorher unter \r\nNr. 3.1).  \r\n3.5 Ausfallvergütung und deren Streichung im Gesetzentwurf \r\nDie Ausfallvergütung wurde 2014 eingeführt und ist im EEG 2023 in § 21 Abs. 1 Satz 2 gere\r\ngelt. Die Ausfallvergütung ist eine Absicherung für Anlagenbetreibende und verfolgt das Ziel, \r\nFinanzierungsrisiken zu minimieren. Sie soll greifen, wenn die Direktvermarktung von Strom \r\naus Erneuerbaren Energien kurzfristig nicht umsetzbar ist. Seit dem EEG 2017 ist die Ausfall\r\nvergütung zeitlich stärker begrenzt. Um ein Ausnutzen dieser „Notvergütung“ zu vermeiden, \r\nist die Höhe der Vergütung auf 80 % des anzulegenden Wertes reduziert, und sie beträgt als \r\nFolge-Ausfallvergütung nur den Marktwert bzw. null. Seit dem EEG 2017 ist die Laufzeit der \r\nAusfallvergütung zudem auf maximal drei aufeinanderfolgende Kalendermonate und maximal \r\nsechs Kalendermonate im Jahr befristet, und seit dem EEG 2023 ist die Inanspruchnahme der \r\nFolge-Ausfallvergütung außerdem nach § 52 EEG 2023 sanktioniert. \r\nSeite 28 von 97 \r\nDer Referentenentwurf sieht allerdings in § 21 Absatz 1 Satz 2 EEG-RefE für neue EE-Anlagen \r\nab 100 kW eine vollständige Streichung der Ausfallvergütung vor.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nAus Sicht des BDEW ist ein Entfall der Ausfallvergütung grundsätzlich sinnvoll und angemes\r\nsen, um die Direktvermarktung als gängige Veräußerungsform im Bereich von Anlagen klei\r\nner 200 kWp durchgehend zu etablieren.  \r\nEine eingeschränkte Ausfallvergütung sollte aus den Erfahrungen heraus noch für den Kalen\r\ndermonat der Inbetriebnahme einer Neuanlage und dem Folge-Kalendermonat greifen, \r\nwenn parallel – wie im Referentenentwurf vorgesehen – der Schwellenwert für die „unent\r\ngeltliche Abnahme“ auf 100 kW abgesenkt wird. So können auch Betreiber von Anlagen, die \r\nnoch keinen Direktvermarkter zum Inbetriebnahmezeitpunkt ihrer Anlage gefunden haben, \r\neine Übergangsfrist zur Verfügung haben. Dies entspricht leider vielfach der Praxis bei Anlagen \r\nmit einer Leistung von mehr als 100 kW, sogar im Falle von Ausschreibungsanlagen, die eine \r\nRealisierungsfrist einhalten müssen.  \r\nEine Ausfallvergütung sollte zudem nach Ende eines Direktvermarktungsvertrages, hier für \r\ndie Dauer eines Kalendermonats, zulässig sein, wenn der Anlagenbetreiber noch keinen An\r\nschluss-Direktvermarkter gefunden hat, oder wenn der bisherige Direktvermarkter wegen In\r\nsolvenz seine Geschäftstätigkeit eingestellt hat.  \r\nBeide Fälle kommen in der Praxis durchaus vor und würden bei ersatzloser Streichung der \r\nAusfallvergütung für Neuanlagen > 100 kW zu einem regelungsfreien Rechtszustand führen: \r\nDie Anlage könnte in den vorstehenden Fällen gar nicht in Betrieb genommen werden, selbst \r\nwenn dies z. B. aufgrund des nahenden Ablaufs einer EEG-Realisierungsfrist erforderlich ist, \r\ndamit der Zuschlag aus einer EEG-Ausschreibung für die Anlage nicht verfällt. Oder eine An\r\nlage müsste zwischenzeitlich außer Betrieb genommen werden, weil kein Anschluss-Direktver\r\nmarkter für den Strom gefunden werden kann. In beiden Fällen hätte der Netzbetreiber bei \r\ntrotzdem erfolgter Einspeisung keine Handhabe für eine Verbuchung des eingespeisten \r\nStroms in seinen Bilanzkreisen, oder alternativ für eine Abregelung der Anlage. Er müsste da\r\nher die Einspeisung in sein Netz ablehnen, weil das EEG dem Anlagenbetreiber keine Verkaufs\r\nmöglichkeit für seinen Strom an den Netzbetreiber gewährt. Durch die zeitliche Begrenzung \r\nder Ausfallvergütung auf einen Kalendermonat zzgl. des Monats der Inbetriebnahme der An\r\nlage und des Folge-Kalendermonates besteht hingegen das im Referentenentwurf genannte \r\nMissbrauchspotential der Regelung nicht mehr.  \r\nDiese Höhe der Ausfallvergütung kann generell mit einer Förderung in Höhe des Marktwertes \r\nversehen werden, ohne dass zwischen einer Anfangs- und einer Folgeausfallvergütung diffe\r\nrenziert wird. Dies liegt unterhalb der 80 % des anzulegenden Wertes, die nach geltender \r\nSeite 29 von 97 \r\nRechtslage für die ersten drei Kalendermonate der Inanspruchnahme der Ausfallvergütung ge\r\nzahlt werden müssen.  \r\nDiese Zeiträume sollten für die Findung eines Direktvermarkters in den genannten Fällen aus\r\nreichen. Gleichzeitig sichert diese Maßnahme die Einhaltung der Realisierungsfrist für die An\r\nlage, und die fortwährende Einspeisung nach der Inbetriebnahme der Anlage. Sollte zum Ab\r\nlauf der Übergangsfrist keine wirksame Anmeldung an einen Direktvermarktungsbilanzkreis \r\nerfolgt sein, hat der Anlagenbetreiber dafür Sorge zu tragen, dass keine Einspeisung ins Netz \r\nerfolgt, da die Strommengen nicht mehr im EEG-Bilanzkreis des Netzbetreibers geführt wer\r\nden dürften und eine unbilanzierte Einspeisung in den Differenzbilanzkreis die Folge wäre. Soll \r\ndie Anlage nicht gesperrt werden, müsste der Anlagenbetreiber für die Übergangszeit bis zur \r\nÜbernahme der Vermarktung durch einen Direktvermarkter eine „Nulleinspeisung“ realisieren \r\n(technisch über eine PAV,E-Regelung). \r\nUm die Übergangslösung in Anspruch zu nehmen, sollte ein knapper Nachweis seitens der An\r\nlagenbetreiber geliefert werden, dass der Weg zur Direktvermarktung beschritten wird. Der \r\nNachweis sollte aussagekräftig und mit überschaubarem Aufwand verbunden sein, z. B. in \r\nForm der Angebotsanfrage bei Direktvermarkungs-Anbietern.  \r\n3.6 Förderung von Ausgeförderten Anlagen durch die Marktwertdurchleitung \r\nDer BDEW begrüßt, dass das Instrument der Marktwertdurchleitung vor Ausgeförderte An\r\nlagen bis 100 kW, die keine Windenergieanlagen sind, beibehalten werden soll. Allerdings \r\nsollte die Marktwertdurchleitung für ausgeförderte Anlagen auf 2032 befristet bleiben, um \r\nauch Strommengen aus ausgeförderten Anlagen in die Direktvermarktung zu überführen.   \r\n4. Änderungen bei der Direktvermarktung von EEG-Anlagen  \r\n4.1 Abgrenzung zu anderen Veräußerungsformen \r\nAb 2027 soll für Neuanlagen ab einer Leistung von 25 kW als Veräußerungsform neben der \r\n„unentgeltlichen Abnahme“ (für Anlagen bis unter 100 kW) nur noch die Direktvermarktung \r\nmöglich sein. Dabei gilt für Neuanlagen ab 25 kW diese Regelung gemäß § 21 Abs. 1 Nr. 1 a) \r\nEEG-RefE bereits mit Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2027 und innerhalb des Jahres 2027, \r\nund dann gemäß § 21 Abs. 1 Nr. 1 b) EEG-RefE ab 10 kW für alle Anlagen mit Inbetriebnahme \r\nab dem 1. Januar 2028 und innerhalb des Jahres 2028. Alle Anlagen mit Inbetriebnahme ab \r\ndem 1.1.2029 sollen direktvermarktungspflichtig sein, unabhängig von ihrer Leistung, und bei \r\neiner Leistung von unter 100 kW nur noch die „unentgeltliche Abnahme“ als Alternative ha\r\nben. Für Anlagen unterhalb dieser Schwellenwerte soll außerdem die Netzbetreiberabnahme \r\nin der Variante der befristeten Marktwertdurchleitung bis zum Ende des dritten auf die \r\nSeite 30 von 97 \r\nAusstattung der Anlage mit einem intelligenten Messsystem und einer Steuerungseinrichtung \r\nfolgenden Kalendermonats, längstens bis zum Ende des im aktuellen Referentenentwurf vor\r\ngesehenen, 30. auf die Inbetriebnahme der Anlage folgenden Kalendermonats, befristet sein.  \r\nParallel hierzu sollen der aktuelle Schwellenwert der unentgeltlichen Abnahme von „unter 200 \r\nkW“ auf „unter 100 kW“ abgesenkt werden, und die Ausfallvergütung komplett gestrichen \r\nwerden.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW unterstützt das Ziel, Erneuerbare Energien stärker in die Marktmechanismen zu in\r\ntegrieren und die Direktvermarktung zu stärken. Der BDEW schlägt die Einführung der Direkt\r\nvermarktung als einziger zulässiger geförderter Veräußerungsform für Anlagen ab 25 kW ab \r\n2028 vor, wobei dann auch Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2027 zum Wechsel in die Direkt\r\nvermarktung verpflichtet sein sollten. Die Ausweitung der Direktvermarktungspflicht ist nur \r\ndann sachgerecht, wenn die Verfahren vor Inkrafttreten der Regelung tatsächlich in der Breite \r\nin den Unternehmen angewendet werden können. Der Zeitplan ist mit Blick auf die praktische \r\nUmsetzbarkeit bei den Netzbetreibern aufgrund der anstehenden vielzähligen gesetzlichen \r\nund regulatorischen Umsetzungsherausforderungen (z. B. MaBiS-Hub, MiSpeL, AgNeS) zu be\r\ndenken. Für Anlagen zwischen 7 kW und < 25 kW hatte der BDEW daher die Pflicht zur Direkt\r\nvermarktung erst ab 2030 vorgeschlagen. \r\n4.2 Geltendmachung der Inanspruchnahme einer Marktprämie \r\n§ 19 Abs. 2 EEG-RefE sieht neu vor, dass Betreiber von Anlagen von mindestens 100 kW instal\r\nlierter Leistung künftig nur eine Marktprämie erhalten, wenn sie gegenüber dem Netzbetrei\r\nber in Textform bis spätestens sechs Monate nach Inbetriebnahme mitteilen, dass sie diese in \r\nAnspruch nehmen möchten. Ausnahmen gibt es für ausschreibungspflichtige Anlagen und Bio\r\nmasseanlagen (ohne Deponie- und Klärgasanlagen). \r\nDer BDEW geht davon aus, dass mit dieser Frist lediglich die Möglichkeit der grundsätzlichen \r\nInanspruchnahme einer Marktprämie adressiert wird, nicht dagegen eine rückwirkende Zu\r\nordnung beispielsweise zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Sollte eine rückwirkende Zuord\r\nnung gemeint sein, lehnt der BDEW dies ab. Die rückwirkende Inanspruchnahme der Markt\r\nprämie ist nicht praktikabel, da die mit der Marktprämie geförderte Stromeinspeisung nach \r\n§ 20 EEG einem separaten Bilanzkreis zugeordnet werden muss. Die Anmeldung zum Markt\r\nprämienmodell muss entsprechend den in der Marktkommunikation vorgesehenen Fristen vor \r\nInbetriebnahme der Anlage beim Netzbetreiber vorliegen. Für diesen Widerspruch muss eine \r\nÜbergangsregelung gefunden werden. \r\nSeite 31 von 97 \r\n4.3 Keine Marktprämie mehr für Anlagen bis 25 kW, § 20 \r\nDie sofortige Streichung des Marktprämienanspruchs für Anlagen unter 25 kW lehnt der \r\nBDEW in dieser Form ab. Vielmehr sollte – so wie für Anlagen ab 25 kW und mehr – der anzu\r\nlegende Wert in Höhe von 6,2 ct/kWh, der gemäß § 48 EEG-RefE nun Anlagen ab 25 kW als \r\nFörderung zustehen soll, auch für Anlagen unter 25 kW gelten, wenn sie die geförderte Direkt\r\nvermarktung beschreiten. Daraus würde sich als Marktprämie die Differenz zwischen diesem \r\nanzulegenden Wert und dem Jahresmarktwert Solar ergeben. Würde die Förderung für Klein\r\nanlagen bis 25 kW auf lediglich auf die Höhe des Marktwerts Solar abgesenkt werden – sodass \r\ndie Marktprämie null ist – würden Neuanlagen ihren Überschussstrom nicht mehr direktver\r\nmarkten, da sie gemessen an der Marktwertdurchleitung durch die höheren Kosten der Di\r\nrektvermarktung sogar einen wirtschaftlichen Verlust hätten.  \r\nGemessen an der aktuellen Förderhöhe wird durch die Zahlung der Marktprämie bei Wahl der \r\ngeförderten Direktvermarktung bereits eine Einsparung erreicht, da nicht der bisher höhere \r\nanzulegende Wert für Aufdach-Anlagen, sondern der nun für sämtliche Solaranlagen geltende, \r\ngeringere Wert nach § 48 Abs. 1 EEG-RefE in Ansatz gebracht wird. Wird hingegen eine Markt\r\nprämie gezahlt, würde das Segment der kleinen Direktvermarktung weiter bedient werden, da \r\nviele neu in Betrieb gehende PV-Anlagen unter 25 kW in die Direktvermarktung gehen wer\r\nden. Ohne eine Marktprämie über null würden hingegen sämtliche neu in Betrieb gehende \r\nAnlagen zunächst die Marktwertdurchleitung in Anspruch nehmen und danach in die Unent\r\ngeltliche Abnahme wechseln.  \r\nDie vorgesehene befristete Marktwertdurchleitung ist in ihrer derzeitigen Ausgestaltung \r\nkein tragfähiges Brückeninstrument für einen geordneten Hochlauf der Direktvermarktung \r\nim Kleinanlagensegment. Hierbei ist nicht allein der Marktwert abzüglich Vermarktungskos\r\nten relevant, sondern die Frage, ob Anlagenbetreiber in einer realen Übergangsphase wirt\r\nschaftlich tragfähig in den marktbasierten Betrieb wechseln können. Der Übergang sollte stu\r\nfenweise erfolgen und Anlagen mit einer Leistung unter 25 kW sollten erst ab 2030 die Di\r\nrektvermarktung als einzige zulässige Vermarktungsform verpflichtend nutzen. Die Alternati\r\nven der unentgeltlichen Abnahme und Abregelung dürften spätestens in wenigen Jahren \r\nProbleme bereiten. In der unentgeltlichen Abnahme müssen die ÜNB das Einspeiseverhalten \r\nvon Millionen von Anlagen über die limitierte Vermarktung nach der EEV zentral steuern, um \r\ndie mit PV-Mittagsspitzen zusammenhängenden negativen Strompreise zu vermeiden. Bei ei\r\nner Nulleinspeisung würde das Potential der installierten Speicher nicht genützt, die mittags \r\neingespeicherte Mengen abends wieder verkaufen zu können. Würde im Segment bis 25 kW \r\ndie Marktprämie ersatzlos gestrichen, würde die geplante MiSpeL-Festlegung der BNetzA auf \r\ndieses Segment nicht mehr anwendbar sein, da der derzeitige Entwurf der geplanten BNetzA\r\nFestlegung „MiSpeL“ als Voraussetzung hat, dass die entsprechenden Anlagen mit \r\nSeite 32 von 97 \r\nMischstromspeicher ihren Strom in der geförderten Direktvermarktung vermarkten. Die Fest\r\nlegung gestaltet die gesetzlichen Vorgaben der § 19 Abs. 3b und c EEG 2023 aus, die auf eine \r\nmarktaktive Einbindung von Kleinspeichern zur Glättung von Mittagsspitzen abzielen.  \r\nHier stattdessen auf die marktgetriebene Direktvermarktung zu setzen, scheint die deutlich \r\nresilientere Variante. Bedingung dafür ist, aber zumindest übergangsweise die Investitionssi\r\ncherheit über die Marktprämie. Perspektivisch können Betreiber von Kleinanlagen unter 25 \r\nkW ihren Strom über Paketlösungen direktvermarkten, sodass über Angebote von PV-Anla\r\ngen, Speichern und weiteren Anwendungen auch die Vermarktung des Überschussstroms be\r\nwerkstelligt werden kann.  \r\n4.4 Änderungen bei den Anforderungen zur marktorientierten Steuerung (§ 10b EEG) \r\nDer Entwurf zum EEG 2027 sieht neu vor, dass auch Anlagen bis 25 kW eine marktorientierte \r\nSteuerung nachweisen müssen (Abrufung der Ist-Einspeisung, ferngesteuerte Reduzierung der \r\nEinspeiseleistung).  \r\nDie Fernsteuerung direkt vermarkteter Anlagen ist auch im Kleinanlagensegement grundsätz\r\nlich erforderlich, um auf Marktsignale reagieren zu können. Anlagenbetreiber und Direktver\r\nmarkter haben daran ein berechtigtes kommerzielles Interesse und entsprechende Abregelun\r\ngen wurden und werden in der Praxis auch für kleinere Anlagen bereits vorgenommen. Aller\r\ndings war die Pflicht des Nachweises einer Fernsteuerbarkeit als Voraussetzung zum Wechsel \r\nin die Direktvermarktung in der Vergangenheit eine der zentralen Hürden für kleine Anlagen \r\nzum Wechsel in die Direktvermarktung.  \r\nAls Beispiel: In Wintermonaten ist ein Fernsteuerungstest regelmäßig nicht möglich. Denn die \r\nSonnen scheint nicht stark genug, um die Absenkung der Erzeugung via Fernsteuerung auf \r\n60 %, 30 % und 0 % nachzuweisen. Eine Anlage, die im trüben Winterlicht nur mit 20 % er\r\nzeugt, kann diesen Nachweis nicht führen. \r\nEine flächendeckende Steuerungsmöglichkeit, die ab 2028 über das intelligente Messsystem \r\numzusetzen wäre, ist im Nachweis aufwendig. Die Anforderung, dass perspektivisch nach Ein\r\nbau eines iMSys auch die Steuerung verpflichtend darüber zu erfolgen hat und damit jetzige \r\nSteuerungslösungen stranded investments darstellen, stellt jedoch eine Markteintrittsbarriere \r\ndar. Weiter erscheint sie im aktuellen technischen Umfeld nicht umsetzbar. Verschiedene \r\ntechnische Limitierungen ermöglichen derzeit den Zugriff nur eines Marktakteurs auf die Steu\r\nerungsfunktionen des SMGW bzw. der Steuerbox. Weiter fehlt es noch an einer kaskadieren\r\nden Schaltung, die zeitgleiche VNB-Steuerung und marktorientierte Steuerung verarbeiten \r\nkann. Der diskriminierungsfreie Zugriff auf die Steuerungsinfrastruktur durch Direktvermark\r\nter ist bislang ebenfalls nicht geregelt. Darüber hinaus führt jeder Verstoß zu einer \r\nSeite 33 von 97 \r\nSanktionspflicht des Netzbetreibers nach § 52 Abs. 1 Nr. 4 EEG 2023, die bei Einbeziehung von \r\nKleinstanlagen eine zusätzliche administrative Belastung für Netzbetreiber wäre.  \r\nKleine Anlagen sollten stattdessen weiterhin behutsam an den Markt herangeführt werden, \r\nindem die Art der Steuerung zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Direktvermarkter ver\r\nabredet wird und sie nicht zu einer Eintrittsbarriere gemacht wird. Entsprechend müsste auch \r\n§ 10b Abs. 2 EEG 2023 dahin modifiziert werden, dass eine Steuerung über iMSys und Steuer\r\nbox erst dann erfolgen muss, wenn der jeweilige gMSB sie den Direktvermarktern anbietet. So \r\nist sichergestellt, dass die Pflicht erst besteht, sobald die technischen Voraussetzungen beim \r\ngMSB belastbar geschaffen sind. Insgesamt sollte für kleine Anlagen bis 25 kW daher die tech\r\nnische Lösung für die marktorientierte Steuerung zwar verpflichtend werden, aber technolo\r\ngieoffen bleiben (beispielsweise über ein HEMS), solange gewährleistet ist, dass die Steuerung \r\ndes Netzbetreibers vorrangig erfolgen kann. Die Nachweisführung wird ab dem 1. Oktober \r\n2026 ohnehin deutlich vereinfacht werden, da die durch den BDEW standardisierten Nach\r\nweise in den Datenformaten und damit massengeschäftstauglich über die Marktkommunika\r\ntion abgebildet werden können (vgl. BNetzA-Mitteilung Nr. 56 vom 1. April 2026). \r\nBDEW-Bewertung: \r\nRegulatorische Anforderungen müssen zwingend mit der technischen Realität des Smart-Me\r\nter-Rollouts in Einklang stehen. Eine Ausweitung der verpflichtenden Steuerbarkeit sollte da\r\nher: \r\n• mit einem beschleunigten und priorisierten Rollout intelligenter Messsysteme ein\r\nhergehen, \r\n• technisch standardisiert und bundesweit einheitlich umgesetzt werden, \r\n• verhältnismäßig ausgestaltet sein, \r\n• Ausnahmen für kleinere Anlagen vorsehen \r\n• sowie Übergangsfristen und praktikable Umsetzungsregelungen, unter Berücksichti\r\ngung der Leistungs- und Lieferfähigkeit der Softwarehersteller, enthalten. \r\n4.5 Vertragliche Vorgaben zur Direktvermarktung gem. § 10b Abs. 7 EEG \r\nGemäß § 10b Absatz 7 EEG-RefE sollen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter verpflichtet \r\nwerden, in ihren Direktvermarktungsverträgen einen preislichen Schwellenwert zu vereinba\r\nren, ab dem der Direktvermarkter die Anlage abregeln muss. Alternativ soll eine Regelung zur \r\nKostentragung vorgesehen werden, wenn der Direktvermarkter die Anlage nach Überschrei\r\nten dieses Schwellenwerts nicht abregelt. Dies soll nach den neuen Übergangsvorschriften \r\nSeite 34 von 97 \r\nauch für Bestandsanlagen gelten, wenn neue Verträge geschlossen oder bestehende ange\r\npasst werden. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW sieht diese Regelung kritisch und lehnt sie entschieden ab. Daher empfehlen wir \r\ndie Streichung dieses Passus.  \r\nDirektvermarkter haben bereits ein starkes eigenes wirtschaftliches Interesse daran, Anlagen \r\neffizient zu bewirtschaften und bei entsprechenden Preissignalen abzuregeln. Gerade bei ne\r\ngativen Preisen im Day ahead- und Intraday-Markt bestehen bereits heute Anreize, die Ein\r\nspeisung zu reduzieren oder auszusetzen. Zudem hängt ein anhand von Strommarktpreisen \r\ndefinierter Schwellenwert von einer Vielzahl von Faktoren ab, etwa von kurzfristigen Markt\r\nentwicklungen, vertraglichen Strukturen oder Portfolioeffekten. Solche Schwellenwerte lassen \r\nsich daher im Vorhinein nicht sinnvoll festlegen.  \r\nDie in § 10b Abs. 7 EEG-RefE aufgenommenen verpflichtenden vertraglichen Regelungen zu \r\nAbschaltschwellen stellen einen unverhältnismäßigen Eingriff in die Vertragsfreiheit dar. Wei\r\nterhin bleibt offen, in welcher Form diese Verpflichtung kontrolliert werden sollte. Einen Ver\r\nstoß gegen diese Anforderung müsste der Netzbetreiber ebenfalls nach § 52 Abs. 1 Nr. 4 EEG \r\n2023 sanktionieren. Mit Blick auf einfache, bürokratiearme, massengeschäftstaugliche Pro\r\nzesse erscheint eine bürokratiearme Umsetzung daher unrealistisch. \r\n5. Ausstieg aus der Förderung und Abschöpfung \r\n5.1 Grundlegende BDEW-Forderungen \r\nGemäß § 20b EEG-RefE soll Anlagenbetreibern einmalig die Möglichkeit eingeräumt werden, \r\nwährend der Förderdauer aus dem Förderregime auszusteigen und ihre Anlage künftig außer\r\nhalb des EEG zu vermarkten.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich, dass Anlagenbetreiber auch künftig die Möglichkeit haben, \r\nihre Anlage ab einem gewissen Zeitpunkt marktlich zu betreiben. Die Regelung kann dazu \r\nbeitragen, Erneuerbare Energien vorzeitig aus dem Förderregime in marktbasierte Vermark\r\ntungsformen zu überführen und so die Marktintegration Erneuerbarer Energien zu stärken. \r\nZudem wird dadurch der bisher noch schwache Aufwuchs ungeförderter grüner PPAs gestärkt. \r\nZu den zentralen Abnehmern grüner PPAs zählen insbesondere die energieintensive Industrie – auch zur Erfüllung der Strompreiskompensation – , Rechenzentren sowie Elektrolyseure für \r\ndie Wasserstoffproduktion. Gerade letztere sind aufgrund der geltenden Strombezugskriterien \r\n[RFNBO-Kriterien] auf den Bezug von grünem Strom durch PPAs angewiesen. Gleichzeitig \r\nSeite 35 von 97 \r\nermöglichen PPAs den Ausbau Erneuerbarer Energien auch außerhalb staatlicher Förderme\r\nchanismen und können dazu beitragen, den Finanzierungsbedarf des EEG-Systems zu begren\r\nzen. \r\nNachvollziehbar ist zugleich, dass der Gesetzgeber die Wechselmöglichkeit limitieren möchte, \r\num einen kontinuierlichen Wechsel zwischen Förderung und Abschöpfung zu vermeiden. Al\r\nlerdings erscheint die vorgesehene Begrenzung auf die ersten zehn Kalenderjahre nach Inbe\r\ntriebnahme zu starr. Ein späterer Ausstieg könnte insbesondere im Hinblick auf die Weiter\r\nvermarktung als Post-EEG-Anlage sinnvoll sein. Eine Streichung der Befristung würde den \r\nPPA-Markt für Bestandsanlagen öffnen und der Tatsache Rechnung tragen, dass viele Endver\r\nbraucher PPAs mit Laufzeiten von 1-5 Jahren suchen. In der Vergangenheit wurde der Bedarf \r\noft von Bestandsanlagen gedeckt. Zukünftig hätten Projekte keinen Anreiz mehr, diesen Be\r\ndarf zu decken – weder Neuanlagen, die hierüber keine ausreichende Finanzierungsbasis si\r\nchern können, noch Bestandsanlagen, die innerhalb der ersten 10 Jahre zwar dürften, es aber \r\nmangels langfristiger Absicherung nicht tun, noch Bestandsanlagen, die zwar keine langfristige \r\nAbsicherung benötigen, es aber nicht dürfen. Der Markt für kurzfristige PPAs, an denen die In\r\ndustrie interessiert ist, kommt komplett zum Erliegen. Gerade im Zeitraum von ungefähr zwei \r\nJahren vor Ende des Förderzeitraums sollte der Anlagenbetreiber möglichst hohe Flexibilität \r\nhaben, um die Anlage für die Post-EEG-Bewirtschaftung vorzubereiten. Der BDEW regt daher \r\nan, die einmalige Wechselmöglichkeit für Onshore-Wind- und PV-Anlagen flexibler auszuge\r\nstalten und stärker an der Entwicklung des PPA-Marktes auszurichten. Aus diesem Grund \r\nsollte die einmalige Wechselmöglichkeit auch nicht nur zum Ende/Anfang eines Kalenderjah\r\nres möglich sein, sondern unterjährig zum Monatsende. Sollte in dem Jahr eine Abschöpfung \r\nzu zahlen sein, sollte diese natürlich bis zum Wechsel zu zahlen sein. \r\nDarüber hinaus schlägt der BDEW vor, für in der Ausschreibung bezuschlagte Anlagen eine \r\nungeförderte Vermarktung des Stroms in den ersten zehn Betriebsjahren ohne Abschöpfung \r\nzuzulassen. Nach Ablauf mindestens eines Betriebsjahres sollte innerhalb der ersten zehn \r\nJahre ein einmaliger Wechsel in den CfD zu den Konditionen des EEG-Zuschlags möglich sein. \r\nDiese zusätzliche Wechseloption wäre ein weiterer Beitrag zum Aufwuchs ungeförderter grü\r\nner PPAs im Strommarkt. Für die ersten Jahre ab Inbetriebnahme besteht typischerweise ein \r\nliquider Hedging-Markt, sodass sich diese Phase besonders für eine Vermarktung über PPAs \r\noder Terminabsicherungen eignet. Für weiter in der Zukunft liegende Lieferjahre steigen dage\r\ngen die Preis- und Marktrisiken deutlich an. Gerade für diese späteren Jahre bietet eine staat\r\nliche Absicherung durch CfD- bzw. EEG-Mechanismen einen wichtigen Beitrag zur Investitions\r\nsicherheit. Zugleich können marktliche Frontjahre die Entwicklung funktionierender PPA\r\nMärkte fördern, da ein größerer Anteil des erzeugten Stroms direkt an industrielle Abnehmer \r\noder Elektrolyseure vermarktet wird. Bei einer angenommenen technischen Lebensdauer von \r\nSeite 36 von 97 \r\nrund 30 Jahren könnten damit bis zu 50 % der gesamten Stromproduktion marktlich vermark\r\ntet werden, wenn z. B. die ersten fünf Betriebsjahre und die letzten zehn Jahre außerhalb der \r\nEEG-Förderung vonstattengehen. Nach Abschluss der PPA-Phase würden die Anlagen wieder \r\nin die CfD-Absicherung wechseln und dort für den verbleibenden Zeitraum der EEG-Förder\r\nlaufzeit ohne weitere Wechseloption verbleiben. \r\nDer Vorschlag nutzt die Möglichkeiten liquider Terminmärkte zur Absicherung der Preisrisiken. \r\nDadurch wird die Terminmarktliquidität auch durch neue geförderte EE-Anlagen gestützt. Eine \r\nhohe Liquidität der Strommärkte ist Voraussetzung für einen effizientes Risikomanagement \r\nund geringere Strompreise.   \r\nZudem ist es aus BDEW-Sicht sinnvoll, EEG-Anlagen in der „Sonstigen Direktvermarktung“ \r\nnicht voll abzuschöpfen, sondern erst ab einer höheren Erlösobergrenze, bei der die Ab\r\nschöpfung erst wesentlich oberhalb des Jahresmarktwert erfolgt. Die derzeit vorgesehene \r\nvolle Abschöpfung basierend auf dem Jahresmarktwert macht einen Wechsel in die „Sonstige \r\nDirektvermarktung“ unattraktiv, da es ohne einen nicht abgeschöpften Marktwert ohne Ab\r\nschöpfung zu wenig Spielraum für eine marktbasierte Vermarktung der Anlage gibt. Um eine \r\nUmgehung der Abschöpfung zu vermeiden, sollte eine Mindestverweildauer von beispiels\r\nweise zwei Jahren in der „Sonstigen Direktvermarktung“ festgelegt werden. Dadurch werden \r\nPPAs mit einer Laufzeit von drei bis vier Jahren ermöglicht, wie industrielle Abnehmer sie nut\r\nzen. \r\nDer Abschluss von mehr ungeförderten grünen PPAs aus Neuanlagen wird auch durch das \r\nderzeitige Redispatch-Regime erschwert. Das derzeitige Redispatch Regime wirkt sich negativ \r\nauf ungeförderte Erneuerbare-Anlagen aus, da Grünstrom zu Graustrom wird. Die derzeitigen \r\nEntschädigungsmechanismen für ungeförderte Anlagen beschränken sich auf den finanziellen \r\nAusgleich des Werts von Herkunftsnachweisen. Dieser monetäre Ersatz bildet nicht nur nicht \r\nden vollständigen Wert von Grünstrom ab, sondern führt auch dazu, dass für redispatchte \r\nStrommengen keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden, wodurch Grünstrom faktisch zu \r\nGraustrom wird. Dies schwächt den PPA-Markt und konterkariert politische Zielsetzungen, ins\r\nbesondere die industrielle Dekarbonisierung und geringere Dekarbonisierungskosten durch \r\nmarktbasierten Ausbau Erneuerbarer. Um Erneuerbare Energien nicht zu benachteiligen, \r\nmuss abgeregelter Grünstrom durch gleichwertigen Grünstrom ersetzt werden – nicht durch \r\nGraustrom. Dies erfordert, dass Anlagenbetreibern die Beschaffung von Ersatz-Herkunfts\r\nnachweisen ermöglicht wird und redispatchte Strommengen sowie die beschafften Zertifi\r\nkate als gleichwertig mit Strom anerkannt werden, der aus der zugrunde liegenden, ungeför\r\nderten Erzeugungsanlage stammt. \r\nEine weiteres für das EEG-Konto kostenneutrales Instrument, um den Abschluss von mehr un\r\ngeförderten grünen PPAs aus Neuanlagen bei Wind an Land und PV-Freiflächen zu erreichen, \r\nSeite 37 von 97 \r\nist die Einführung einer staatlichen Besicherung des Ausfallrisikos grüner PPAs. Aus BDEW\r\nSicht sollte die KfW mit der Administration dieser Besicherung beauftragt werden, die im Falle \r\neines Ausfalls des PPA-Abnehmers für die verbleibende Laufzeit des Liefervertrags 80 % der \r\nDifferenz zwischen dem vereinbarten Preis und dem Marktwert des Stroms übernimmt. \r\nDadurch kommen zum einen auch weniger bonitätsstarke Abnehmer für PPAs in Frage und \r\nzum andern sinken für nur durch PPAs finanzierte Projekte die Finanzierungskosten. Die EU\r\nKommission fordert ebenfalls die strukturelle Stärkung und finanzielle Absicherung des PPA\r\nMarktes ein, sodass die Bundesregierung das Instrument auch unter diesem Gesichtspunkt einfüh\r\nren sollte. Der BDEW hat diesen Vorschlag in seinem Positionspapier „Besicherung des Ausfall\r\nrisikos grüner PPAs – Handlungsempfehlungen des BDEW“ genauer ausgearbeitet. \r\n5.2 Zahlungspflicht in der sonstigen Direktvermarktung  \r\nGem. § 21a EEG-RefE soll die Zahlungspflicht nach § 20a EEG-RefE künftig auch für Strom gel\r\nten, der über die sonstige Direktvermarktung veräußert wird, um durch einen Wechsel der \r\nVermarktungsform der Abschöpfung gezielt zu entgehen.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nEs ist nachvollziehbar, dass mit der Regelung der Gesetzgeber eine Umgehung der Abschöp\r\nfung durch einen Wechsel der Vermarktungsform verhindern möchte. Die Rückzahlungspflicht \r\nfür Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung ist dementsprechend sinnvoll. Die Abschöp\r\nfung sollte nur für Anlagen unterbleiben, die die Möglichkeit zum einmaligen Wechsel aus \r\ndem EEG oder in das EEG nutzen und dann dauerhaft in der ungeförderten Vermarktung ver\r\nbleiben. Um die Liquidität am Markt zu stärken und negative Auswirkungen auf den PPA\r\nMarkt zu minimieren, sollte stattdessen die vorgesehene einmalige Wechseloption noch fle\r\nxibler gestaltet werden. Der BDEW hat dazu unter 5.1 Vorschläge formuliert. \r\n5.3 Änderungen bei der Abschlagszahlungspflicht nach § 26 EEG  \r\n§ 26 Abs. 1 Satz 2 EEG-RefE sieht vor, dass der Anspruch des Netzbetreibers auf Zahlung des \r\nRefinanzierungsbeitrags nach § 20a Abs. 3 EEG-RefE vier Wochen nach Zugang der Endabrech\r\nnung des Netzbetreibers fällig wird, anders als der Abschlagszahlungsanspruch des Netzbetrei\r\nbers, der am 15. Kalendertag des auf die Einspeisung folgenden Kalendermonats fällig wird, \r\nalso zu einem kalendertagsweise bestimmten Zeitpunkt.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW lehnt daher die Fälligkeitsbestimmung für den Refinanzierungsbeitrag insoweit \r\nab, als dass Streit über den Zugang der Endabrechnung als solchem und speziell über dessen \r\nZeitpunkt vorbestimmt ist. Wie bei Abschlagszahlungen auf eine EEG-Förderung sollte daher \r\nSeite 38 von 97 \r\nein fester Kalendertag vorgesehen sein, z. B. der 15. Kalendertag des Monats nach Testierung \r\nder Netzbetreiber-Kalenderjahresendabrechnung.  \r\nDer BDEW schlägt daher folgenden Wortlaut des neuen § 26 Abs. 1 Satz 2 EEG-RefE vor:  \r\n„Der Anspruch des Netzbetreibers auf Zahlung des Refinanzierungsbeitrags nach § 20a Ab\r\nsatz 3 wird vier Wochen nach Zugang der Endabrechnung des Netzbetreibers zum 15. \r\nJuli des Kalenderjahres, in dem die Endabrechnung erstellt worden ist, fällig. \r\nZu berücksichtigen ist außerdem beim neuen § 26 Abs. 2 EEG-RefE, dass Abschlagszahlungen \r\nauf Basis des Jahresmarktwertes des Vorjahres zu erheblichen Förderverzerrungen führen \r\nkönnen. Dieses Risiko ist bei Verwendung des Marktwertes des Vormonats der Fälligkeit der \r\nAbschlagszahlung eher geringer. Deshalb plädiert der BDEW dafür, die Bezugnahme auf den \r\nJahresmarktwert des Vorjahres im Gesetzeswortlaut zu streichen.  \r\nDa die Abschläge nach Abs. 2 erst zum 15. Kalendertag des Folgemonats fällig werden, aber \r\nentsprechende Preisentwicklungen im Leistungsmonat berücksichtigen können sollen, der im \r\nGesetzeswortlaut genannte Begriff „Vormonat“ zudem unklar ist, sollte klargestellt werden, \r\ndass der „Vormonat“ der Leistungsmonat ist, und nicht der Monat vor dem Leistungsmonat.  \r\nHieraus ergibt sich dann folgender Gesetzesvorschlag für § 26 Abs. 2 EEG-RefE: \r\n„(2) Auf die zu erwartenden Zahlungen nach § 19 Absatz 1 oder § 20a Absatz 1 sind mo\r\nnatlich Abschläge in angemessenem Umfang zu leisten. Die Höhe der Abschläge kann ins\r\nbesondere anhand des Jahresmarktwertes des Vorjahres oder des Monatsmarktwertes \r\ndes Vormonats der Fälligkeit der Abschlagszahlung bestimmt werden. Die Abschläge sind \r\nvorbehaltlich des nachfolgenden Satzes jeweils zum 15. Kalendertag des Folgemonats fäl\r\nlig. (…)“ \r\n6. Änderungen bei der Negative-Preise-Regelung in § 51 EEG samt Übergangsregelung \r\nin § 101 EEG-RefE \r\nDer BDEW bewertet die im Referentenentwurf vorgesehenen Änderungen und Neuerungen in \r\n§§ 51 und 101 EEG-RefE wie folgt:  \r\n6.1 Änderungen in § 51 EEG \r\nDie Änderung in der Negative-Preise-Regelung in § 51 EEG sieht vor, dass diese Regelung nun \r\nauf alle Anlagen mit iMSys ab dem Folge-Kalenderjahr der Installation des iMSys unabhängig \r\nvon der Leistung anzuwenden ist.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nSeite 39 von 97 \r\nPrinzipiell befürwortet der BDEW Regelungen, nach denen bei negativen Preisen keine För\r\nderung gezahlt wird. Sie sorgen dafür, dass das Marktpreissignal nicht verzerrt wird und An\r\nreize zu einer Nutzung des EE-Stroms ohne Netzeinspeisung entstehen.  \r\nAllerdings kritisiert der BDEW die gänzliche Streichung eines Schwellenwertes für die An\r\nwendbarkeit der neuen Negative-Preise-Regelung. Nach der geltenden Fassung des § 51 EEG \r\n2023 ist die Regelung für alle Anlagen ab 100 kW anwendbar, und zusätzlich für alle Anlagen \r\nunter 100 kW bis einschl. 2 kW ab Beginn des Folgekalenderjahres des Einbaus eines iMSys. \r\nDer BDEW lehnt insoweit bereits die Anwendbarkeit der geltenden Regelung in einem Bereich \r\nunterhalb des derzeit geltenden Schwellenwertes von 7 kW für einen Pflicht-Rollout ab.  \r\nDies wird durch den vorliegenden Gesetzentwurf noch verschärft, indem die Schwelle für den \r\nPflicht-Rollout auf 2 kW abgesenkt werden soll. Der BDEW lehnt diese Absenkung aus den \r\nnachfolgend unter 26. genannten Gründen ab. Konsequenterweise sollte die Schwelle inner\r\nhalb von § 51 EEG 2023 und § 51 EEG-RefE auf 7 kW angehoben werden, damit beide Schwel\r\nlenwerte synchronisiert werden. Für Anlagen unterhalb der Leistungsschwelle von 7 kW sollte \r\nkeine Pflicht zum Einbau eines iMsys bestehen (siehe auch hierzu die Kritik an der Neurege\r\nlung in § 9 Abs. 2 Satz 4 EEG-RefE unter Nr. 9). Dann können diese Anlagen auch nicht auf das \r\nPreissignal reagieren.  \r\nBereits jetzt gilt, dass Anlagen größer 2 kW bis 100 kW unter die Negative-Preise-Regelung ab \r\ndem Folgekalenderjahr der Installation eines iMSys fallen. Im Falle einer Umsetzung der vorge\r\nsehenen Änderung würde dies auch für Anlagen unter 2 kW gelten, was bei Netzbetreibern für \r\neinen gewaltigen Abrechnungsaufwand sorgen würde und außerdem europarechtlich nicht \r\nvorgegeben ist. Daher lehnt der BDEW neben der Kritik an der aktuell geltenden Regelung mit \r\nder 2 kW-Grenze die vorgesehene Ausweitung auf Anlagen unter 2 kW ab. \r\nAußerdem fehlt bereits bei der geltenden Fassung des § 51 EEG 2023 eine Regelung für den \r\nFall, dass die Anlage bereits bei ihrer Inbetriebnahme mit einem iMSys ausgestattet ist, z. B. \r\nweil das iMSys bereits bezugsseitig vorhanden war, oder weil der zuständige Messstellenbe\r\ntreiber bereits für bestimmte neu in Betrieb genommenen Anlagen eine iMSys mit Inbetrieb\r\nnahme der Anlage einbaut. In diesem Falle käme es nicht zu der Abrechnungsumstellung für \r\ndie EEG-Förderung bei nachträglicher Inbetriebnahme einer iMSys, wie dies im Regierungsent\r\nwurf der „Energierechtsnovelle 2025 Strom“ als Begründung für die Karenzfrist bis zum kom\r\nmenden Kalenderjahresbeginn genannt worden ist. Daher wäre jedenfalls denkbar, dass die \r\nNegative-Preise-Regelung bereits ab Inbetriebnahme der Neuanlage anzuwenden ist. Aller\r\ndings gibt es in der Praxis bei der Verbindung von neuen Erzeugungsanlagen zu vorhandenen \r\niMSys regelmäßig Probleme mit dem Pairing des Smart-Meter-Gateway, weshalb Verzögerun\r\ngen beim Datentransfer entstehen. Zudem wäre andernfalls die Berechnung noch unterjährig \r\numzustellen. Daher plädiert der BDEW dafür, auch im Falle von Bestands-iMSys die \r\nSeite 40 von 97 \r\nAnwendbarkeit der Negative-Preise-Regelung erst auf den kommenden Kalenderjahresbeginn \r\nzu setzen. Dies kann wie folgt in § 51 Abs. 2 EEG-RefE gesetzlich klargestellt werden:  \r\n„(2) Absatz 1 ist nicht anzuwenden auf Anlagen, die der Netzbetreiberabnahme nach § 19 \r\nAbsatz 1 Nummer 2 oder dem Mieterstromzuschlag nach § 19 Absatz 1 Nummer 3 zuge\r\nordnet sind für Zeiträume vor dem Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage mit ei\r\nnem intelligenten Messystem ausgestattet wird. Satz 1 gilt dann entsprechend, wenn die \r\nAnlage bei ihrer Inbetriebnahme bereits durch ein vorhandenes oder ein neu in Betrieb \r\ngenommenes intelligentes Messsystem ausgestattet wird.“ \r\nHinsichtlich der Übergangsregelung in § 100 Abs. 47 EEG 2023 weist der BDEW darauf hin, \r\ndass er die Grundidee der nachträglichen „Einstiegsmöglichkeit“ in die aktuelle „Negative\r\nPreise-Regelung“ zwar begrüßt. Allerdings ist diese Regelung bei Anlagen, die in Mittel- und \r\nHoch- oder Höchstspannung angeschlossen sind, derzeit nicht anwendbar, weil solche Anla\r\ngen noch nicht mit einem iMSys ausgestattet werden. Unterstellt man, dass von dieser Rege\r\nlung Anlagen Gebrauch machen sollen, die aufgrund ihrer Leistung einen hinreichenden Bei\r\ntrag zur Senkung der Negative-Preise-Zeiten bzw. zur Dämpfung des Anstiegs dieser Zeiten ha\r\nben, dann geht die Wirkung dieser Regelung weitgehend ins Leere, wenn sie faktisch nur auf \r\nAnlagen anwendbar ist, die an das Niederspannungsnetz angeschlossen sind. Nach derzeitiger \r\nProspektion werden intelligente Messsysteme im RLM-Bereich (iRLM) gemäß MsbG erst ab \r\n2028 verbaut werden und zunächst bei Neuanlagen und anschließend bis 2032 flächende\r\nckend ausgerollt.  \r\n6.2 Änderungen der Meldepflichten der Strombörsen gegenüber den ÜNB (§ 51a EEG\r\nRefE)  \r\nDer Referentenentwurf sieht verschiedene Änderungen bei den Meldepflichten der Strombör\r\nsen gegenüber den ÜNB vor.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDie dieser Mitteilungspflicht der Strombörsen gegenüber den ÜNBs zugrunde liegende SDAC\r\nDaten liegen den ÜNBs durch ihre Teilnahme an der Marktkopplung bereits vor. Diese Be\r\nrichtspflicht ist daher obsolet, schafft unnötige Kosten und Zeitaufwand für die Strombörsen \r\nund sollte als Maßnahme zum Bürokratieabbau und zur Verkürzung des EEGs abgeschafft \r\nwerden. \r\n6.3 Neue Übergangsregelung in § 101 EEG-RefE \r\nGemäß dem neuen § 101 EEG-RefE sollen §§ 51 und 51a EEG-RefE auch auf diejenigen Be\r\nstandsanlagen anwendbar sein, wenn sich deren anzulegender Wert nach der für sie \r\nSeite 41 von 97 \r\nmaßgeblichen Fassung des EEG in Zeiträumen, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, erst \r\nnach Ablauf aufeinanderfolgender Stunden verringert, oder wenn sich deren anzulegender \r\nWert gar nicht verringert hatte.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Anwendbarkeit der Übergangsregelung auch auf dieje\r\nnigen Fälle, in denen die bisher auf entsprechende Bestandsanlagen anzuwendende Nega\r\ntive-Preise-Regelung einen Bezug auf Kalenderstunden enthielt, oder in denen bislang gar \r\nkeine Negative-Preise-Regelung anwendbar war. Insoweit wird die bestehende Regelung des \r\n§ 100 Abs. 47 EEG 2023 erweitert. Somit müssen nicht ausschließlich neuere oder Neuanlagen \r\nZeiträume mit negativen Strompreisen ausregeln. Hierdurch wird die Anzahl der Zeiträume \r\nmit negativen Preisen effektiv reduziert. Der BDEW hatte diesen Vorschlag bereits in seinem \r\nPositionspapier Energiewende bezahlbar gestalten - Einsparpotenziale und Handlungsemp\r\nfehlungen des BDEW im Stromsektor unterbreitet.  \r\nEs sollte dabei aber eine etwas höhere Kompensation von 0,8 - 1,0 ct/kWh geprüft werden. \r\nZumindest für Windenergie an Land führt der bisherige Satz dazu, dass eher wenige Anlagen \r\nhier freiwillig wechseln würden, sobald die beihilferechtliche Genehmigung des § 100 Abs. 47 \r\nEEG 2023 vorliegt. Bei einer höheren Kompensation würden deutlich mehr Anlagen wechseln, \r\nwas volkswirtschaftlich positive Effekte auf negative Preise und Marktwerte hätte.  \r\nAllerdings weist der BDEW darauf hin, dass diese Regelung derzeit nicht auf Anlagen in den \r\nSpannungsebenen oberhalb der Niederspannung angewandt werden kann, da iMSys tech\r\nnisch bedingt weiterhin nur in Niederspannung eingesetzt werden können. Dies mag sich ab \r\n2028 mit technischer Zulassung von iRLM i.V. mit einem Smart-Meter-Gateway für Mittel-, \r\nHoch- und Höchstspannung ändern (s. vorstehend unter Nr. 6.1).  \r\nDer BDEW begrüßt außerdem, dass § 101 EEG-RefE nach dem Gesetzeswortlaut und der Be\r\ngründung im Referentenentwurf unabhängig davon anwendbar ist, welche Vermarktungs\r\nform der Anlagenbetreiber gewählt hat bzw. wählt. Im Fraktionsentwurf des „Gesetz zur Än\r\nderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüs\r\nsen“1 war § 100 Abs. 47 EEG 2023 noch damit umschrieben worden, dass die Regelung für An\r\nlagen in der Einspeisevergütung gelten würde, obwohl auch Anlagen nach dem EEG 2014, die \r\nzwar oberhalb der Schwellenwerte für die Direktvermarktungspflicht liegen, aber unterhalb \r\nder Schwellenwerte für die Negative-Preise-Regelung, die Regelung anwenden können.  \r\n1BT-Drs. 20/14235, S. 85 f.  \r\nSeite 42 von 97 \r\nDie Verlängerung des Zahlungszeitraums nach § 51a EEG für Zeiten negativer Preise sollte \r\nnicht eingeschränkt werden. Wenn Anlagen in diesen Zeiten keinen Zahlungsanspruch haben, \r\nmuss die Systematik der Verlängerung erhalten bleiben, um Investitionssicherheit und Finan\r\nzierbarkeit nicht zusätzlich zu schwächen. Zudem ist zu berücksichtigen, dass sich die Rückzah\r\nlungspflicht durch den Refinanzierungsbeitrag künftig auch auf die verlängerte Förderung be\r\nzieht. Daher muss deren Dauer neu bewertet werden.  \r\n7. Änderungen bei den Sanktionen nach §§ 52 und 52a EEG \r\n7.1 Änderungen in § 52 EEG \r\n7.1.1 \r\nStreichung von § 52 Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 \r\nDer BDEW geht trotz der vorgesehenen Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 davon aus, \r\ndass für Bestandsanlagen nach § 100 Abs. 1 EEG-RefE sowohl die Ausfallvergütung als auch die \r\nSanktionierung der überlangen Inanspruchnahme derselben nach § 52 Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 \r\nweiterhin anwendbar sind. Insoweit verweisen wir auch auf die nachfolgenden juristischen \r\nAnmerkungen unter 25.4.  \r\n7.1.2 \r\nErgänzung eines § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG (Verstoß gegen § 36h Abs. 3 Satz 2 EEG) \r\nDer Referentenentwurf sieht vor, dass der Verstoß gegen die Pflicht aus § 36h Abs. 3 Satz 2 \r\nEEG, also der nicht termingerechten Vorlage der Wind-Gutachten, künftig über einen neuen \r\n§ 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG-RefE sanktioniert werden soll.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nNach Einschätzung des BDEW werden die erforderlichen Gutachten und Nachweise bislang \r\ngrundsätzlich fristgerecht vorgelegt. Gleichwohl kann es im Einzelfall aus technischen oder \r\norganisatorischen Gründen zu zeitlichen Engpässen kommen, etwa infolge ausgelasteter Gut\r\nachterkapazitäten oder verzögerter Datenbereitstellungen durch Hersteller. \r\nDas damit verbundene Risiko würde durch den Vorschlag vollständig auf die Betreiber verla\r\ngert, obwohl diese bei der Erstellung der Gutachten in erheblichem Maße von externen Drit\r\nten abhängig sind und die zugrunde liegenden Prozesse nur eingeschränkt beeinflussen kön\r\nnen. \r\nVor diesem Hintergrund stellt der Vorschlag aus Sicht des BDEW eine einseitige und unver\r\nhältnismäßige Risikoverlagerung dar, insbesondere mit Blick auf die vorgesehene Höhe der \r\nSanktionen. Hinzu kommt ein zusätzlicher behördlicher Prüf- und Verwaltungsaufwand. \r\nSeite 43 von 97 \r\n7.1.3 \r\nKlarstellungen in § 52 Abs. 3 Nr. 3 EEG-RefE \r\nDer BDEW begrüßt die Klarstellungen in § 52 Abs. 3 Nr. 3 EEG-RefE, dass eine rückwirkende \r\nReduzierung der Sanktionierung erst dann eintreten soll, wenn der Anlagenbetreiber sowohl \r\ndie MaStR-Registrierung als auch die Kalenderjahresendmeldung nachgeholt hat. Dies ent\r\nspricht der bisherigen BDEW- und BNetzA-Auslegung der Regelung.  \r\nAllerdings ist aus dem Gesetzeswortlaut und der Praxis heraus unklar, welche Kalenderjahres\r\nendmeldung hiermit gemeint ist. Eine Endmeldung für ein bestimmtes Kalenderjahr kann bei \r\nAnlagen ohne RLM oder iMSys nicht ohne Weiteres nachgeholt werden, da die Messwerte für \r\ndas Ende dieses Kalenderjahres nicht nachträglich rekonstruierbar sind. Insoweit ist fraglich, \r\nob mit der Nachholung der Pflichterfüllung zur Kalenderjahresendmeldung dann die Nachho\r\nlung der versäumten Meldung für das bestimmte Kalenderjahr gemeint ist, oder die Vor\r\nnahme der Kalenderjahresendmeldung für das Folge-Kalenderjahr. Wenn Ersteres gemeint ist, \r\nist die Heilung der Sanktion im Regelfall messtechnisch gar nicht möglich. Es kommt daher zu \r\neinem Dauer-Pflichtverstoß ohne Heilungsmöglichkeit. Wenn Letzteres gemeint ist, kommt es \r\nmit Vornahme der Folge-Kalenderjahresendmeldung bereits zu einer Heilung. Die Zweckerrei\r\nchung dieser Heilung ist aber fraglich, da sie für das betroffene Kalenderjahr keine heilende \r\nFunktion entfalten kann.  \r\nDarüber hinaus ist in der einzufügenden Fassung des § 52 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 EEG-RefE folgen\r\nder Schreibfehler zu korrigieren:  \r\n„3. bei einem Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 11, sobald sämtliche der in Absatz 1 \r\nNummer 11 genannten Pflichten erfüllt werden; diese Verringerung wirkt zurück bis zum \r\nBeginn des Pflichtverstoßes.“ \r\nHinsichtlich weiterer, in § 52 EEG 2023 notwendiger Änderungen verweist der BDEW auf seine \r\nnachfolgenden Darstellungen unter 25.4 und 25.6 im juristischen Teil. \r\n7.2  BNetzA Kontrolle der Netztrennbefugnis nach § 52a EEG \r\nDie vorgesehene Befugnis der Bundesnetzagentur nach § 85 Abs. 1 Nr. 3e EEG-RefE, zu kon\r\ntrollieren, ob Netzbetreiber die Vorgaben des § 52a EEG einhalten, bewertet der BDEW grund\r\nsätzlich positiv.  \r\nDie praktische Herausforderung für die Verteilnetzbetreiber liegt allerdings in der konkreten \r\nAusgestaltung des § 52a EEG, der angepasst werden muss. Obwohl eine ausdrücklich und ein\r\nfach handhabbare Netztrennbefugnis wünschenswert ist, sieht der BDEW diese Regelung ins\r\nbesondere im Verhältnis zu den parallelen Regelungen in § 6 NELEV und § 24 NAV kritisch, \r\nweil die verschiedenen Regelungen unterschiedliche Voraussetzungen, Fristen und Rechtsfol\r\ngen haben. Für Netzbetreiber stellt weniger die Frage der Unverhältnismäßigkeit oder \r\nSeite 44 von 97 \r\npotenzieller Haftungsrisiken ein Problem dar, sondern vielmehr die hohe Umsetzungskomple\r\nxität des zugrunde liegenden Kriteriums. Erforderlich ist daher, statt eines frei wählbaren \r\nZwölfmonatszeitraums auf das Kalenderjahr als eindeutigen Bezugsrahmen abzustellen. Un\r\nklar bleibt zudem der Mehrwert des § 52a EEG gegenüber den bestehenden Regelungen in § 6 \r\nNELEV.  \r\nZum Hintergrund: Wenn eine Erzeugungsanlage an das Netz angeschlossen ist, ist es in der \r\nPraxis beinahe unmöglich, diese vom Netz zu nehmen – ungeachtet der rechtlichen Grundla\r\ngen nach § 6 NELEV oder § 52a EEG. E \r\nHinzu kommt, dass der Netzbetreiber keine hinreichenden und der Anlagenbetreiber auch nur \r\nggf. die nötigen Kenntnisse für die gefahrlose Trennung („nur“) der betroffenen Erzeugungs\r\nanlage innerhalb der Kundenanlagen haben. Eine Trennung nur der Erzeugungsanlagen vom \r\nNetz bzw. der Kundenanlage birgt daher für den Netzbetreiber auch Haftungsrisiken. Dies \r\nkann bedeuten, dass diese Regelung letztlich leerläuft. Daher sollte Konsequenz die Unterbre\r\nchung des Netzanschlusses sein. Der Anlagenbetreiber hat es dabei zu jedem Zeitpunkt in der \r\nHand, dies – mit allen Konsequenzen für die Bezugsseite und ggf. weitere betroffene Dritte – \r\ndurch nachweisliche außer Betriebnahme seiner Anlage zu unterbinden. \r\nDer BDEW regt zudem an, dass das Anlagensegment, das zwischen 25 kW und 100 kW liegt \r\nund mit Funkrundsteuerung angebunden ist und nicht getestet werden kann, wenn überhaupt \r\nerst mit Einbau eines iMSys von der Netztrennung betroffen sein sollte. Gerade für kleinere \r\nAnlagen dürfte die parallele finanzielle Sanktion in § 52 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023 zusätzlich zur \r\nNetztrennbefugnis unverhältnismäßig sein.  \r\nBDEW-Vorschlag zu § 52a Abs. 1 und 2 EEG-RefE \r\n„(1) Der Netzbetreiber, an dessen Netz eine Anlage angeschlossen ist, muss den Netzan\r\nschluss, über den die Anlage mit dem Netz verbunden ist, muss die Anlage vorbehaltlich \r\nder Androhung nach Absatz 2 vom Netz trennen unterbrechen, oder, sofern er deren Ein\r\nspeisung nicht durch Abregelung dauerhaft durch andere Maßnahmen unterbinden kann, \r\nwenn der Anlagenbetreiber hinsichtlich dieser Anlage in einem Kalenderjahr einem Zeit\r\nraum von zwölf Monaten in insgesamt mindestens sechs Kalendermonaten jeweils min\r\ndestens einmal gegen § 9 Absatz 1 oder Absatz 2 oder gegen § 10b Absatz 1 oder Absatz 2 \r\nverstoßen hat und der Anlagenbetreiber die Anlage nicht bereits nachweislich außer Be\r\ntrieb genommen hat. Dies gilt für Anlagen über 7 bis 100 Kilowatt nur, wenn sie ab dem \r\n1. Januar 2028 in Betrieb genommen oder ab dem 1. Januar 2028 mit einem intelligen\r\nten Messsystem und Steuerunaseinrichtungen ausgerüstet werden. \r\n(2) Bevor der Netzbetreiber den Netzanschluss, über den die Anlage nach Absatz 1 mit \r\ndem Netz verbunden ist, eine Anlage nach Absatz 1 vom Netz trennt oder deren \r\nSeite 45 von 97 \r\nEinspeisung durch Abregelung dauerhaft durch andere Maßnahmen unterbindet, hat er \r\ndem Anlagenbetreiber unter Benennung der konkreten Pflichtverletzung in Textform eine \r\nFrist von einem Monat zur Behebung zu setzen und auf die Rechtsfolgen nach Absatz 1 bei \r\nfehlender Behebung hinzuweisen. Der Netzbetreiber kann die Frist nach Satz 1 einmalig \r\num bis zu einen Monat verlängern.“ \r\n(3) Sobald der Anlagenbetreiber die Behebung der nach Absatz 2 benannten Pflichtver\r\nletzung vollständig nachgewiesen hat, hebt der Netzbetreiber die Unterbrechung des \r\nNetzanschlusses auf.  \r\nAbsätze 3 bis 7 des § 52a EEG-RefE werden gestrichen. \r\n8. Ausgestaltung des Refinanzierungsbeitrags \r\nIn § 20a und den wesentlichen Änderungen in Anlage 1 des EEG-RefE wird die europarechtlich \r\nverpflichtende Übererlösabschöpfung im EEG verankert. Der Entwurf sieht für Anlagen ab 100 \r\nkW die Einführung eines zweiseitigen Differenzvertragsmodells (CfD) vor, das oberhalb des an\r\nzulegenden Wertes eine Abschöpfung von Mehrerlösen vorsieht.  \r\nDer Clawback-Mechanismus soll auch für Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung und da\r\nmit für PPAs gelten und geht somit über eine reine Förderabschöpfung hinaus. Grund ist die \r\nVermeidung eines missbräuchlichen zeitweisen Wechsels in die Sonstige Direktvermarktung, \r\num die Abschöpfung zu umgehen. \r\nEs ist allerdings die Möglichkeit zu einem einmaligen und dauerhaften Wechsel aus dem CfD in \r\ndie ungeförderte Vermarktung möglich, bei der keine Abschöpfung erfolgt.   \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW unterstützt ausdrücklich das Ziel, die europarechtlichen Vorgaben zur Übererlös\r\nabschöpfung umzusetzen. Für die Branche ist von zentraler Bedeutung, dass die EEG-Förde\r\nrung auch über den 31. Dezember 2026 hinaus beihilferechtlich genehmigt bleibt und zeitnah \r\nein nahtloser Übergang in das neue Förderregime gewährleistet wird, um einen Fadenriss zu \r\nvermeiden. \r\nGleichzeitig ist aus Sicht des BDEW darauf zu achten, dass die Umsetzung in einem ersten \r\nSchritt möglichst in die bestehende Logik integriert wird. Ein grundlegender Systemwechsel \r\nhin zu einem umfassend neuen Fördermechanismus sollte – sofern politisch gewünscht – in \r\neinem zweiten Schritt erfolgen und einer vertieften fachlichen Abstimmung mit der Branche \r\nunterzogen werden. Entscheidend ist insgesamt, dass der Fördermechanismus weiterhin plan\r\nbare und kalkulierbare Rahmenbedingungen bietet, um die Finanzierung neuer Projekte – ins\r\nbesondere vor dem Hintergrund steigender Kapitalkosten – nicht zu gefährden. \r\nSeite 46 von 97 \r\nZudem ist die vorgesehene Schwelle für die Anwendung der Übererlösabschöpfung mit Blick \r\nauf administrative Belastungen sorgfältig zu prüfen. Insbesondere bei kleineren Anlagen ent\r\nstehen erhebliche Abwicklungs- und Inkassorisiken auf Ebene der Netzbetreiber. Dies dürfte \r\nzu hohem Aufwand bei Korrekturen und Rechtsstreitigkeiten führen, wenn eine zeitnahe Kor\r\nrektur administrativ nicht erfolgen kann. Netzbetreiber müssen hierfür neue Prozessabläufe \r\naufsetzen. Der BDEW hält es für sachgerecht, die Abschöpfung erst ab einer Anlagengröße \r\nvon 200 kW entsprechend der EU-rechtlich geforderten Mindestschwelle anzuwenden, bei \r\nder Aufwand und Ertrag in einem angemessenen Verhältnis stehen. Zudem hatte der BDEW \r\nzur Begrenzung des Umsetzungsaufwands vorgeschlagen, die Abschöpfung dadurch umzuset\r\nzen, dass die Gleitende Marktprämie künftig auch ein negatives Vorzeichen einnehmen \r\nkann. Es würden dann im Gegensatz zur nun vorgesehenen Umsetzung keine neuen Zahlungs\r\nströme entstehen und der Umsetzungsaufwand in den IT-Systemen der Netzbetreiber wäre \r\ngering.  \r\nPositiv für die Abwicklung ist, dass Ansprüche nach § 20a EEG jedenfalls gegen Förderansprü\r\nche aufgerechnet werden können (§ 27 Abs. 1 Satz 1 EEG-RefE). Für die Fälle, in denen kein \r\nFörderanspruch in der sonstigen Direktvermarktung besteht, ist dieser Mechanismus aller\r\ndings nicht anwendbar. \r\nAuch bei einer negativen Marktprämie müssten Netzbetreiber Rückzahlungen von Anlagenbe\r\ntreibern einfordern. Im Fall von Insolvenzen können Forderungsausfälle entstehen. Diese Risi\r\nken sollten nicht dem Netzbetreiber zugerechnet werden. Stattdessen sollten entsprechende \r\nKosten und Forderungsausfälle über den bundesweiten EEG-Finanzierungsmechanismus (EEG\r\nKonto) ausgeglichen werden. Hierfür müsste das Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) entspre\r\nchend angepasst werden. \r\nAus Sicht des BDEW sollte zudem eine Indexierung der Förderhöhe im CfD geprüft werden. \r\nDie Ausgestaltung könnte sich bspw. am in Großbritannien etablierten und erprobten Design \r\norientieren, das an den Verbraucherpreisindex (VPI) gekoppelt ist. Vorteile des Systems sind \r\nu.a. die regulatorisch erprobte Umsetzbarkeit, internationale Wettbewerbsfähigkeit, ein ro\r\nbuster Hedge gegen allgemeine Inflation, der als Grundlage für ergänzende marktliche Absi\r\ncherungen und das Risikomanagement dienen kann sowie eine hohe Liquidität und Transpa\r\nrenz des Indexes. \r\nSeite 47 von 97 \r\n9. Technische Vorgaben nach § 9 EEG \r\n9.1 Ablehnung einer pauschalen Reduktion der Wirkleistungseinspeisung auf 50 % nach \r\n§ 9 Abs. 2b EEG \r\nDurch den neu eingefügten § 9 Absatz 2b EEG 2027 wird die Begrenzung der maximalen \r\nWirkleistungseinspeisung von bisher 60 % auf 50 % bei Solaranlagen des zweiten Segments \r\nmit einer installierten Leistung von weniger als 25 oder100 Kilowatt (im vorliegenden Entwurf \r\nnoch nicht festgelegt) erweitert und auch unabhängig vom Einbau eines intelligenten Mess\r\nsystems beibehalten. Diese Regelung findet nicht auf sogenannte Nulleinspeiseanlagen An\r\nwendung, greift aber unabhängig von der Veräußerungsform des in das Stromnetz eingespeis\r\nten Stroms. Hierdurch soll der Anreiz zur Investition in Speicher gestärkt werden, um die \r\nStrommengen von Solaranlagen in der Mittagszeit, die nicht mehr in das Stromnetz einge\r\nspeist werden kann, aufzunehmen und am Abend wieder einzuspeisen. Dabei werden die An\r\nlagen für die Zwecke dieser Regelung unabhängig von den Eigentumsverhältnissen nur dann \r\nzusammengefasst, wenn sie von demselben Betreiber am selben Standort gleichzeitig in Be\r\ntrieb genommen werden (vgl. § 9 Abs. 3a EEG-RefE). \r\nBDEW-Bewertung: \r\nEine pauschale Reduzierung der Einspeiseleistung setzt, anders als in der Gesetzesbegrün\r\ndung suggeriert wird, keinen effizienten Anreiz für die Anschaffung eines Speichers. Diese \r\nBegründung zielt auf ein Problem, das in der Realität nicht existiert. \r\nBereits jetzt zeigen die aktuellen Zubauzahlen von PV-Installationen, dass sie nahezu immer \r\nmit Speicher realisiert werden. Die Aufnahme der Anlagen in die Direktvermarktung setzt sie \r\neinem Anreizsystem aus, welches Anlagenbetreiber zur Optimierung ihrer Einspeisung be\r\nwegt. Das enorme Flexibilitätspotenzial dieser Anlagen darf ebenfalls nicht außer Acht gelas\r\nsen werden. Über die Marktintegration können sie ihr Potenzial entfalten und einen Beitrag \r\nzur Systemstabilität leisten. Die Regelung hätte zur Folge, dass auch Anlagen eingeschränkt \r\nwerden, die bereits heute durch Direktvermarktung oder Energiemanagementsysteme sys\r\ntemdienlich betrieben werden. Damit wird die systemseitig sinnvolle und effiziente Nutzung \r\nvon Flexibilitäten in Haushalten deutlich eingeschränkt und deren Wirtschaftlichkeit gefähr\r\ndet. Außerdem schwächt die pauschale Begrenzung zudem die Wirkung marktaktiver Spei\r\ncher, weil die 50 %-Deckelung am Netzverknüpfungspunkt auch die spätere netzwirksame \r\nAusspeisung begrenzen würde. \r\nJedenfalls nach Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem und entsprechender Steu\r\nerbarkeit und in der Veräußerungsform der Direktvermarktung sollte die pauschale 50 %\r\nBegrenzung nicht greifen. \r\nSeite 48 von 97 \r\n9.2  Änderungen zu „Nulleinspeisungsanlagen“ \r\nDer Entwurf zu § 9 Abs. 2 EEG enthält Änderungen, die Rechtssicherheit in Bezug auf Nullein\r\nspeisungsanlagen bringen sollen. Der BDEW hat viele dieser Unklarheiten durch die PV-Spit\r\nzennovelle kritisiert und Verbesserungen angemahnt. Die Klarstellungen sind daher grundsätz\r\nlich positiv zu sehen. \r\nDie Ergänzung der Formulierung „und Strom in ein Netz einspeisen“ in § 9 Abs. 2 EEG ist eine \r\nnotwendige und sinnvolle Klarstellung für Nulleinspeiseanlagen. Für Anlagen ab 100 kW ver\r\nbleiben die Vorgaben zur Steuerung am Generator der Anlage nach § 13a EnWG.  \r\nDer BDEW fordert allerdings an, dass an § 9 Abs. 2 EEG 2023 ein Satz angehängt wird, in dem \r\ndie Formulierung „Anlagen, die Strom in ein Netz einspeisen“ wie folgt klargestellt wird. Die \r\nVoraussetzungen für eine Nulleinspeisung regelt die im März 2026 aktualisierte VDE-AR-N \r\n4105, ausschließlich hierauf ist technischerseits Bezug zu nehmen. Hierfür soll auf die allge\r\nmein anerkannten Regeln der Technik verwiesen werden. Werden die Technischen Anschluss\r\nregeln des VDE eingehalten, besteht die Vermutung, dass die allgemein anerkannten Regeln \r\nder Technik eingehalten wurden (Verweis auf § 49 EnWG). \r\n„Anlagen oder KWK-Anlagen, die Strom in ein Netz einspeisen, sind nicht solche, bei de\r\nnen der erzeugte Strom nicht oder nur in technisch nicht vermeidbaren und im Umfang \r\nvernachlässigbar geringen Mengen in das Netz eingespeist wird, weil der erzeugte \r\nStrom ausschließlich zur Eigenversorgung oder Weitergabe des Stroms ohne Netzdurch\r\nleitung verwendet wird. Ob und in welchem Maße technisch nicht vermeidbar einge\r\nspeist wird, bestimmt sich nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik. § 49 \r\nAbs. 2 Satz 1 Nr. 1 EnWG ist entsprechend anzuwenden.“ \r\n9.3  Weitere Hinweise zu § 9 EEG 2023 \r\nDie Anforderungen an die Sicht- und Steuerbarkeit von Anlagen für den Netzbetreiber („netz\r\ndienliche Steuerung“) in § 9 EEG 2023 sind mit dem MsbG durch die „kleine EnWG-Novelle“ \r\nabgestimmt und verzahnt worden, sodass eine Priorisierung des Pflichtrollouts hin zu einem \r\n„Steuerungsrollout“ möglich wurde. Dies hat der BDEW ausdrücklich begrüßt.  \r\nIn der Praxis haben sich allerdings bereits unterschiedliche Verständnisse der Formulierung in \r\n§ 9 Abs. 2 EEG 2025 gebildet, wonach „bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und \r\nSteuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes und \r\nzur erstmaligen erfolgreichen Testung der Anlage oder KWK-Anlage auf Ansteuerbarkeit durch \r\nden Netzbetreiber über diese neu eingebaute Technik sowie unbeschadet weiterer Vorgaben \r\nim Zusammenhang mit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtun\r\ngen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes“ verschiedene Pflichten bestehen. § 29 Abs. 1 \r\nSeite 49 von 97 \r\nNr. 2 MsbG betrifft lediglich den Pflichtrollout durch den grundzuständigen Messstellenbetrei\r\nber für Anlagen über 7 kW und steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG. \r\nAus Sicht des BDEW sollten die Anforderungen an Anlagen vor der Möglichkeit für den Netz\r\nbetreiber, diese Anlagen über ein intelligentes Messsystem sehen und tatsächlich steuern zu \r\nkönnen, nicht davon abhängen, ob die Anlagen im Pflichtrollout durch den grundzuständi\r\ngen Messstellenbetreiber ausgerüstet werden oder auf andere Weise (etwa durch einen \r\nwettbewerblichen Messtellenbetreiber oder als vorzeitiger Einbau auf Kundenwunsch). \r\nFälle, in denen eine steuerbare Verbrauchseinrichtung nach § 14a EnWG hinter demselben \r\nNetzanschluss wie eine Anlage verbaut ist, sind Anwendungsfälle von § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG \r\n(Pflichtrollout), sollten aber nicht in allen Fällen, gerade bei Kleinstanlagen, automatisch dazu \r\nführen, dass diese Anlagen ebenfalls immer sicht- und steuerbar sein müssen.  \r\n§ 9 Abs. 2 EEG wird wie folgt geändert und ergänzt:  \r\nSatz 1: \r\n„Bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 \r\nAbsatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes und zur erstmaligen erfolgreichen \r\nTestung der Anlage oder KWK-Anlage auf Ansteuerbarkeit durch den Netzbetreiber über \r\ndiese neu eingebaute Technik sowie unbeschadet weiterer Vorgaben im Zusammenhang \r\nmit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a \r\ndes Energiewirtschaftsgesetzes müssen (…)“ \r\nDie vorübergehende Verzögerung der Steuerung durch den Netzbetreiber über das Smart-Me\r\nter-Gateway soll auch aus Akzeptanzgründen nicht zu deutlich höheren Kosten für den be\r\ntroffenen Anschlussnutzer führen. Handelt es sich um eine Steuerung am Netzanschluss, sol\r\nlen die für den Übergangszeitraum durch die konventionelle Steuerung entstehenden Kosten \r\ndie Kosten für die Steuerung über das intelligente Messsystem nicht übersteigen. Einer Rege\r\nlung bedarf es nicht für Anlagen, die bereits mit einem iMS und einer Steuerungseinrichtung \r\nausgestattet sind, aber noch nicht darüber gesteuert werden können. Für diese Anlagen trifft \r\n§ 9 Abs. 2a EEG bereits eine Regelung. \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n§ 9 Abs. 2a EEG soll wie folgt ergänzt werden: \r\n„(2a) Nach dem Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen \r\nnach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes hat der Netzbetreiber dem \r\nAnlagenbetreiber bis zu einer nach Absatz 2 Satz 1 erfolgreich durchgeführten Testung \r\nzum Ausgleich der entstehenden Aufwendungen für den Weiterbetrieb von technischen \r\nEinrichtungen nach Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 und 2 ab dem 1. Januar 2028 für jedes \r\nSeite 50 von 97 \r\nangefangene Jahr einen Betrag von 100 Euro brutto zu zahlen. Die Zahlungspflicht entfällt, \r\nwenn der Netzbetreiber eine erfolglose Testung nach Satz 1 nicht zu vertreten hat. Hat der \r\ngrundzuständige Messstellenbetreiber nach § 29 Messstellenbetriebsgesetz zwar ein in\r\ntelligentes Messsystem, aber noch keine Steuerungseinrichtungen eingebaut und erfolgt \r\ndie Steuerung über eine konventionelle Steuerungseinrichtung im Sinne von Absatz 2, \r\ngelten für die Höhe des Entgelts des Netzbetreibers für die Steuerung am Netzanschluss \r\n§ 30 Absatz 2 Nummer 2 und für die Steuerung der Anlage als Zusatzleistung nach § 34 \r\nAbsatz 2 Nummer 7 und 8 die Vorgaben zum angemessenen Entgelt nach § 35 Messstel\r\nlenbetriebsgesetz entsprechend.“  \r\n9.4 Anlagen bis 25 kW generell steuerbar und immer 60 %-Begrenzung \r\nAnlagen und KWK-Anlagen bis 25 kW sollen nach § 9 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG-RefE für die netz\r\ndienliche Steuerung  \r\n› in der Veräußerungsform der unentgeltlichen Abnahme ihre Steuerungseinrichtungen vor\r\nhalten, mit der der Netzbetreiber die Anlagen abregeln kann und (zusätzlich) \r\n› die Wirkleistungseinspeisung auf maximal 60 % der installierten Leistung begrenzen – und \r\nzwar unabhängig von der Veräußerungsform – wenn der ins Netz eingespeiste Strom nicht \r\nvollständig direktvermarktet wird.  \r\nDiese Anlagen fallen dann nicht nur unter den Steuerbarkeitscheck des § 12 Abs. 2a EnWG, \r\nwas vor allem für Netzbetreiber mit vielen kleinen Anlagen einen enormen Mehraufwand be\r\ndeuten wird, sie müsste auch im Rahmen der limitierten Vermarktung nach der EEV vom ÜNB \r\nin den dort vorgesehenen Fällen gesteuert werden (siehe hierzu auch unter 4.4).  \r\n9.5 Einbeziehung von KWK-Anlagen, Ausschluss von EE-Speichern \r\nDie Regelung in § 9 Abs. 2 Nr. 2 und 3 EEG soll so erweitert werden, dass nicht nur Anlagen, \r\nsondern auch KWK-Anlagen darunterfallen und stellt gleichzeitig klar, dass Speicher nicht er\r\nfasst sind. Beide Anpassungen begrüßt der BDEW, da in der Branche seit Inkrafttreten des PV\r\nSpitzengesetzes Uneinigkeit über die Auslegung hinsichtlich dieser Anlagenarten besteht. \r\n10. Änderungen zur kommunalen Beteiligung nach § 6 EEG  \r\n10.1 \r\nFiktive Strommengen“, tatsächlich eingespeiste Strommengen und tatsächlich \r\nerzeugte Strommengen \r\nIm EEG-RefE wird die bislang in § 6 Abs. 2 und 5 EEG 2023 vorgesehenen Möglichkeit gestri\r\nchen, auf die „fiktiven Strommengen“ eine kommunale Beteiligung zu zahlen. Künftig soll sich \r\nSeite 51 von 97 \r\ndie kommunale Beteiligung nach § 6 Abs. 1 bis 3 EEG auf die „tatsächlich erzeugten Strom\r\nmengen“ erstrecken. Allerdings soll nur die kommunale Beteiligung, die für die tatsächlich in \r\ndas Netz eingespeisten und nach EEG und EEG-Verordnungen geförderten Strommengen ge\r\nzahlt worden ist, nach § 6 Abs. 5 EEG 2023 refinanzierbar sein.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Streichung der bislang in § 6 Abs. 2 und 5 EEG 2023 vorgesehenen \r\nMöglichkeit, auf die „fiktiven Strommengen“ eine kommunale Beteiligung zu zahlen. Dies, zu\r\nsammen mit der in § 6 Abs. 5 EEG 2023 unter bestimmten Bedingungen vorgesehenen Mög\r\nlichkeit des Ausgleichsanspruchs des Anlagenbetreibers gegenüber dem Netzbetreiber auch \r\nfür die kommunale Beteiligung auf diese fiktiven Strommengen, hat zu erheblichen Umset\r\nzungsproblemen und juristischen Fragen in der Praxis geführt.  \r\nDer BDEW begrüßt insoweit auch die Einführung einer neuen Übergangsregelung in § 100 \r\nAbs. 2 Satz 1 Nr. 2 EEG-RefE, wonach Betreiber von Windenergieanlagen an Land den Gemein\r\nden Beträge durch einseitige Zuwendungen ohne Gegenleistung für fiktive Strommengen nach \r\nNummer 7.2 der Anlage 2 des EEG anbieten dürfen, sofern darüber eine Vereinbarung nach \r\n§ 6 Abs. 4 EEG vor dem Zeitpunkt des Inkrafttretens des Gesetzes zur EEG-Novelle geschlossen \r\nund seitdem nicht angepasst wurde. Der BDEW gibt aber zu bedenken, dass hiernach zwar die \r\nStreichung der „fiktiven Strommengen“ in § 6 Abs. 2 EEG 2023 nicht für Verträge gelten soll, \r\ndie vor dem Tag des Inkrafttretens des Gesetzes abgeschlossen worden sind, dass aber die \r\nStreichung der „fiktiven Strommengen“ in § 6 Abs. 5 EEG für diese Verträge trotzdem anwend\r\nbar sein soll.   \r\nDer BDEW lehnt allerdings die im Referentenentwurf vorgesehene Erstreckung der kommuna\r\nlen Beteiligung auf die „tatsächlich erzeugten Strommengen“ ab. Dies würde gegenüber der \r\ngeltenden Rechtslage noch folgende Strommengen einbeziehen:  \r\n• den Anlagen-Eigenbedarf,  \r\n• Leitungsverluste zwischen Anlage und Netzverknüpfungspunkt,  \r\n• erzeugte, aber dezentral vor dem Netzverknüpfungspunkt verbrauchte Strommengen, \r\nentweder durch einen Elektrolyseur oder für andere Zwecke, und  \r\n• erzeugte aber vor dem Netzverknüpfungspunkt in einen Stromspeicher eingespeiste \r\nStrommengen, die danach nicht in das Netz eingespeist worden sind.  \r\nHiergegen sprechen aber folgende Gründe:  \r\n• Die meisten Windenergieanlagen sind nicht mit einer geeichten Erzeugungsmessung \r\nausgestattet, müssten dies aufgrund des Mess- und Eichgesetzes aber sein, weil diese \r\nSeite 52 von 97 \r\nMessgrößen dann „im geschäftlichen oder amtlichen Verkehr verwendet werden“ wür\r\nden, wenn die erzeugten Strommengen Berechnungsbasis für die kommunale Beteili\r\ngung sein sollen. Insoweit ist die Validität der Datenbasis dieser „erzeugten Strom\r\nmenge“ unklar und wird zwischen Gemeinden, Anlagenbetreibern und Netzbetreibern \r\nstrittig werden. Die Ausstattung der Anlagen mit geeichten Erzeugungsmessungen \r\nführt zudem für die Anlagenbetreiber zu doppelten Kosten: Neben den zusätzlichen \r\nMesskosten muss die kommunale Beteiligung für die Differenz zwischen erzeugter und \r\nin das Netz eingespeister Strommenge von den Anlagenbetreibern selbst gezahlt wer\r\nden, weil sie hierfür keinen Ausgleichsanspruch nach § 6 Abs. 5 EEG 2027 hätten. \r\n• Auf diese geeichten Untermessungen kann auch aufgrund von § 24 Abs. 3 EEG 2023 \r\nnicht verzichtet werden: Ansonsten würden Strommengen, die nach dieser Regelung \r\nnach Leistung oder Referenzertrag der Anlagen auf diese aufgeteilt werden, hiernach \r\nAnlagen zugewiesen werden, die diese Strommengen möglicherweise wegen Still\r\nstands gar nicht erzeugt haben. Es käme somit zu einer Verletzung der Zuordnung von \r\nStrommengen zu den konkreten Anlagen, und möglicherweise zu einer strafrechtlich \r\nrelevanten, fehlerhaften Zahlung.  \r\n• Die meisten Betreiber von Windenergieanlagen gewähren derzeit nur für diejenigen \r\nStrommengen eine kommunale Beteiligung, für die sie die Beteiligung auch nach § 6 \r\nAbs. 5 EEG 2023 wieder vom Netzbetreiber erstattet bekommen, weil ansonsten die \r\nbetriebswirtschaftliche Finanzierung der Anlage wegen der gestiegenen Preise auf Ba\r\nsis von Bestands-Zuschlägen schwierig wird.   \r\n• Die Inansatzbringung der „tatsächlich erzeugten Strommengen“ würde eigenver\r\nbrauchsoptimierte EEG-Anlagen mit Überschusseinspeisung benachteiligen, weil \r\ndiese hinsichtlich des finanziellen Erlöses aus der kommunalen Beteiligung aus kom\r\nmunaler Sicht immer mit Vollstrom-Einspeisungsanlagen gleichgesetzt werden, obwohl \r\nder Anlagenbetreiber die kommunale Beteiligung für die nicht eingespeisten Strom\r\nmengen nicht nach § 6 Abs. 5 EEG 2023 erstattet bekommen kann.  \r\nInsgesamt führt daher die Verwendung der „tatsächlich erzeugten Strommengen“ zu erhebli\r\nchen bürokratischen Mehrbelastungen beim Anlagen- und beim Netzbetreiber, weshalb der \r\nBDEW sie in der Gesamtbewertung ablehnt.  \r\nAllerdings führt die Streichung der fiktiven Strommengen in § 6 Abs. 2 und 5 EEG 2023 wiede\r\nrum insoweit zu Friktionen, als dass sich bei Windenergieanlagen an Land aufgrund der Über\r\nprüfung der bereits gezahlten Förderungen im 5-Jahresturnus rückwirkend ungeförderte \r\nStrommengen ergeben könnten, die zum Zeitpunkt der Leistung der Zahlung noch förderfähig \r\nwaren: Wenn der anzulegende Wert für eine ausschreibungsbedingt geförderte \r\nSeite 53 von 97 \r\nWindenergieanlage an Land nach Maßgabe des § 36h EEG 2017/2021/2023 zum Zeitpunkt der \r\nLeistung der kommunalen Beteiligung noch oberhalb des maßgeblichen Marktwertes lag, \r\nkonnte eine Marktprämie gezahlt werden. Sank dieser anzulegende Wert jedoch nach Maß\r\ngabe der 5-Jahres-Korrektur unter den Marktwert, ergab sich eine Marktprämie von null, und \r\ndamit eine nicht förderfähige Strommenge, für die dann auch – rückwirkend – kein Erstat\r\ntungsanspruch nach § 6 Abs. 5 EEG 2023 bestand.   \r\nFür diesen Fall  - - \r\nmuss entweder § 36h Abs. 2 EEG 2023 so geändert werden, dass der Rückzahlungsan\r\nspruch des Netzbetreibers nicht die nachträgliche Korrektur jeder Zahlung der letzten fünf \r\nJahre, sondern ein Pauschalbetrag ist, der folglich die Zahlungen der letzten fünf Jahre in \r\nihrem Bestand nicht berührt (dies ist seit dem EEG 2017 unklar),  \r\noder es muss in § 6 EEG 2023 die nach dem EEG geförderte, eingespeiste Strommenge da\r\nhingehend geändert werden, dass hinsichtlich der Prämisse der geförderten Strommenge \r\nauf den Zeitpunkt der Leistung der kommunalen Beteiligung abgestellt wird.   \r\n10.2 \r\nNeue Überwachungsbefugnis der BNetzA \r\nDie neu einzuführende Überwachungsbefugnis der BNetzA in § 85 EEG dahingehend, dass \r\nNetzbetreiber Zahlungen nach § 6 Abs. 5 EEG ordnungsgemäß geleistet haben, muss nach Auf\r\nfassung des BDEW unbedingt damit flankiert werden, dass § 6 EEG keinerlei Auslegungszwei\r\nfel eröffnet. Insoweit sind die vorstehend genannten, notwendigen Korrekturen in § 36h \r\nAbs. 2 EEG unbedingt durchzuführen. Findet diese Klarstellung nicht statt, lehnt der BDEW \r\ndiese Überwachungsbefugnis ab.  \r\nDer BDEW betont insoweit auch, dass die Ausnahme von der Strafbarkeit der Gewährung \r\nund Entgegennahme von Zahlungen im Rahmen der kommunalen Beteiligung nach § 6 \r\nAbs. 4 Satz 3 EEG 2023 in der Praxis nicht weitreichend genug ist. Immer dann, wenn sich im \r\nRahmen von § 6 EEG 2023 eine unklare Rechtslage oder eine mögliche Regelungslücke ergibt, \r\nkann die Beantwortung dieser Rechtsfrage oder die Schließung der Regelungslücke eine Straf\r\nbarkeit nach sich ziehen2. Dies betraf prioritär die Gewährung von kommunaler Beteiligung \r\nauf „fiktive Strommengen“, betrifft nun aber auch jegliches vorstehend dargestelltes Zuord\r\nnungsproblem im Rahmen der „erzeugten Strommengen“ zu einer bestimmten Anlage¸ Der \r\n2Vgl. BGH, Beschluss vom 14. Dezember 2022, Az. StB 42/22 zu § 6 EEG.  \r\nSeite 54 von 97 \r\nBDEW verweist insoweit auf die Publikation der Fachagentur Wind an Land und Solar zu § 6 \r\nEEG 2023, dort insbesondere auf die Seiten 15 f. \r\n11. Änderungen zu Wasserkraft \r\nAussetzung der Degression \r\nEs ist wichtig, dass die bisher im EEG enthaltene Degression der Fördersätze ausgesetzt wird \r\nund die Fördersätze vielmehr an die aktuellen Preiserhöhungen angepasst werden. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nAus Sicht des BDEW entspricht die Degression der Fördersätze nicht der Kostenentwicklung. \r\nDaher sollte die Degression ausgesetzt werden.  \r\n12. Änderungen zu Windenergie \r\n12.1 Streichung der Berechtigung der Bundesnetzagentur zur Anpassung des Ausschrei\r\nbungsvolumens gem. § 28 Absatz 3a EEG 2023 \r\nDie Berechtigung der Bundesnetzagentur, nach Maßgabe des § 28 Absatz 3a EEG 2023 das \r\nAusschreibungsvolumen um bis zu 30 % zu erhöhen oder zu reduzieren, wird insgesamt gestri\r\nchen. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW bedauert, dass die Bundesnetzagentur künftig nicht mehr befugt sein soll, die \r\nAusschreibungsvolumina zu ändern. Durch die Neuregelung geht ein Mechanismus verloren, \r\nder zügig die Anpassung von Ausschreibungsvolumina ermöglichte, beispielsweise im Falle ei\r\nner Zielverfehlung beim Ausbau Erneuerbarer Energien. \r\n12.2 Änderung des Höchstwertes nach § 36b EEG \r\nIm aktuellen Referentenentwurf ist ein Höchstwert von 7,1 Cent/kWh vorgesehen. Der Wert \r\nvon 7,1 Cent/kWh entspricht damit dem Wert, der aufgrund der Degression von 2 % auf Basis \r\ndes Wertes von 7,25 % für 2026 ab dem 1. Januar 2027 gelten würde.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt zwar grundsätzlich, dass der Höchstwert gegenüber demjenigen nach dem \r\ngeltenden § 36b EEG 2023 in Richtung des Niveaus der BNetzA-Festlegungen der letzten Jahre \r\nangehoben werden soll. Aus Sicht des BDEW sollte die Höhe des festgelegten Höchstwerts \r\naber kritisch überprüft werden. Zwar liegt dieser auf dem Niveau, das sich auch bei einer \r\nSeite 55 von 97 \r\nErmittlung nach den Maßstäben des EEG ergeben hätte. Gleichwohl ist zu berücksichtigen, \r\ndass sich aus den noch ausstehenden und parallel möglichen Neuregelungen der Netzentgelt\r\nsystematik im Rahmen des von der Bundesnetzagentur angestoßenen AgNes-Prozesses erheb\r\nliche zusätzliche Kostenbelastungen insbesondere für Windenergieprojekte ergeben können.  \r\nHierzu zählen insbesondere regional differenzierte Baukostenzuschüsse, die diskutierten Ka\r\npazitätspreise sowie mögliche Zusatzkosten und Risiken infolge weiterer Belastungen durch \r\nmögliche Regelungen in sog. kapazitätslimitierten Netzgebieten, die zu einer erheblichen Ver\r\nlagerung von Kosten in das EEG führen können.  \r\nVor diesem Hintergrund erscheint fraglich, ob der festgelegte Höchstwert ausreicht, um die \r\nkünftigen Kosten- und Risikostrukturen angemessen abzubilden. Der BDEW spricht sich daher \r\ndafür aus, die Höhe des Höchstwerts unter Berücksichtigung der absehbaren regulatorischen \r\nEntwicklungen erneut zu prüfen, um den notwendigen Ausbau der Windenergie an Land abzu\r\nsichern.  \r\n12.3 Änderung von § 36f EEG \r\nDer BDEW begrüßt die vorgesehene Änderung in § 36f EEG-RefE, dass nunmehr anstelle des \r\nZeitpunktes der Erteilung des Zuschlags an denjenigen der Gebotsabgabe angeknüpft werden \r\nsoll. \r\n12.4 Änderungen in § 36h EEG \r\n12.4.1 Einfügung eines neuen § 36h Abs. 3 Satz 2 (neu) für die Vorlage der Ertragsgutach\r\nten \r\n§ 36h Abs. 3 Satz 2 EEG-RefE sieht vor, dass Anlagenbetreiber künftig verpflichtet sein sollen, \r\ndie Nachweise nach § 36h Satz 1 Nr. 1 EEG unverzüglich nach Inbetriebnahme und die Nach\r\nweise nach § 36h Satz 1 Nr. 2 EEG jeweils bis zum Ablauf des 65., 125. und 185. auf die Inbe\r\ntriebnahme der Anlagen folgenden Monats zu erbringen. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nHinsichtlich der Bewertung verweist der BDEW auf seine vorstehenden Ausführungen zu den \r\nneuen Sanktion nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG-RefE unter Nr. 7.1.2. \r\n12.4.2 Absenkung des Korrekturfaktors für Gütefaktor von 50 % \r\nDer Referentenentwurf sieht eine Absenkung des Korrekturfaktors für Gütefaktor von 50 % \r\nauf 1,50 anstelle der bisherigen 1,55 vor.  \r\nSeite 56 von 97 \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDie Absenkung des Korrekturfaktors für 50 %-Standorte ist klar abzulehnen. Die bestehende \r\nDifferenzierung der Standortgüte in der Südregion bis zu einem Standortgütegrenzwert von 50 \r\n% ist ein zentrales Instrument, um strukturelle Nachteile gegenüber windreicheren Regionen \r\nin Norddeutschland auszugleichen. Dieser Standortgütegrenzwert trägt maßgeblich dazu bei, \r\nWindenergiestandorte im Süden wirtschaftlich nutzbar zu machen. Ohne diese Regelung wä\r\nren nahezu zwei Drittel der bislang adressierten Windenergiegebietsflächen in der Südregion \r\naufgrund der Windverhältnisse wirtschaftlich nicht erschließbar.  \r\nDer Ausbau der Windenergie in Süddeutschland ist systemisch erforderlich und muss weiter\r\nhin deutlich verstärkt werden, um die dortigen Lastzentren zuverlässig mit zusätzlichem er\r\nneuerbarem Strom zu versorgen. Zudem würde eine Reduktion des Korrekturfaktors nicht nur \r\ndie Wirtschaftlichkeit neuer Projekte beeinträchtigen. Sie könnte darüber hinaus auch Pro\r\njekte in fortgeschrittenen Entwicklungsstadien – bis hin zu bereits genehmigten Vorhaben – \r\nnachträglich entwerten und damit erhebliche Investitionsunsicherheiten und signifikanten \r\nvolkswirtschaftlichen Schaden verursachen.  \r\nSollte dennoch an der Anpassung des Korrekturfaktors für 50 % Standorte festgehalten wer\r\nden, muss in jedem Falle durch eine Übergangsregelung gewährleistet sein, dass die Umset\r\nzung bereits genehmigter oder weit fortgeschrittener (z. B. Genehmigungsantrag gestellt \r\noder Vorbescheid liegt vor) Projekte nicht nachträglich gefährdet wird.     \r\nDabei ist grundsätzlich anzunehmen, dass eine Integration von Windenergieanlagen an Land \r\nin das Bestandsnetz aufgrund des komplementären Einspeiseverhaltens über den Tagesver\r\nlauf als auch den Jahresverlauf gerade in PV-Einspeisedominierten Netzabschnitten eine sinn\r\nvolle Ergänzung sein kann. \r\nSeite 57 von 97 \r\nAufgrund höherer spezifischer Kosten können Anlagen in der Südregion Deutschlands in stark \r\nüberzeichneten Ausschreibungen kaum mit Geboten von Windenergieanlagen aus der Nord\r\nregion mithalten. Dadurch wird langfristig die Konzentration der Installierten Leistung von \r\nWindenergieanlagen an Land in der Nordregion weiter verstetig. Neben einer Beibehaltung \r\ndes Korrekturfaktors für 50 % Standorte spricht sich der BDEW für die Einführung einer tem\r\nporären Süd-Quote für WaL-Ausschreibungen aus (s. nachfolgend unter 12.7).  \r\n12.5 Änderung von § 36i EEG 2023 \r\nDer aktuelle Referentenentwurf sieht vor, dass die Frist in § 36i EEG von gegenwärtig 30 auf \r\nkünftig 36 Monate verlängert wird.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nAus Sicht des BDEW ist diese Änderung grundsätzlich zu begrüßen. Der BDEW gibt jedoch zu \r\nbedenken, dass die erfreuliche Entwicklung der Genehmigungen für Windprojekte auch zu \r\nlängeren Bauzeiten führt, da Zulieferkapazitäten im Tiefbau, in der Transportlogistik, beim \r\nBau von Umspannwerken, Lieferung von Kabeln und Turmsegmenten aufgestockt werden \r\nmüssen. Fehlende Kapazitäten führen zu höheren Marktpreisen. Bei längeren Realisierungs\r\nfristen besteht hingegen eine bessere Wettbewerbssituation und die Projekte lassen sich kos\r\ntengünstiger realisieren. Der BDEW schlägt daher eine Verlängerung der Realisierungsfrist \r\nauf 52 Monate vor.  \r\nSeite 58 von 97 \r\n12.6 Änderungen in § 5 für grenzüberschreitende Ausschreibungen für Offshore-Wind-Ko\r\noperationsprojekte \r\nNach dem Referentenentwurf sollen europäische Offshore-Kooperationsprojekte im Rechts\r\nrahmen von EEG und Energiefinanzierungsgesetz leichter umgesetzt werden können. Die neue \r\nRegelung in § 5 Abs. 2 S. 3 Nr. 2 EEG-RefE ermöglicht es, dass sich die Bundesrepublik Deutsch\r\nland im Rahmen des EEG und basierend auf einer völkerrechtlichen Vereinbarung an Aus\r\nschreibungen finanziell beteiligt, die durch einen oder mehrere andere Mitgliedstaaten der \r\nEuropäischen Union durchgeführt werden, wie z. B. für das deutsch-dänische Projekt Born\r\nholm Energy Island geplant ist. Der BDEW bewertet dies als sehr positiv.  \r\nDer BDEW spricht sich zudem dafür aus, dass neben den hybriden Kooperationsprojekten (z. \r\nB. Bornholm Energy Island) auch radiale Kooperationsprojekte (sog, „cross boarder radials“) \r\numgesetzt werden, da sie die Kosteneffizienz im Offshore-Wind-Ausbau signifikant steigern \r\nkönnen und gleichzeitig eine Reduktion der Bebauungsdichte in der deutschen AWZ für hö\r\nhere Volllaststunden bei Aufrechterhaltung des 70-GW-Ziels ermöglichen (siehe BDEW-Positi\r\nonspapier 2025, Kap. 3.2 und Studie des Fraunhofer IWES, 2026). Daher sollten zukünftig auch \r\nAusschreibungen nach dem EEG/WindSeeG für Offshore-Windparks in den AWZs anderer \r\nNord- und Ostseeanrainerstaaten (insbesondere Dänemark, Schweden, Niederlande) – basie\r\nrend völkerrechtlichen Vereinbarungen – für eine radiale, d.h. ausschließliche, Anbindung \r\nnach Deutschland ermöglicht werden.   \r\nUm sowohl für hybride Offshore-Kooperationsprojekte als auch für radiale Offshore-Koopera\r\ntionsprojekte die Klarheit der Vorgaben im EEG zu erhöhen, schlägt der BDEW folgende Kon\r\nkretisierungen vor:   \r\n§ 5 EEG-RefE  \r\n„(2) Soweit die Zahlungen für Strom aus Erneuerbaren Energien durch Ausschreibungen er\r\nmittelt werden, sollen im Umfang von insgesamt 20 % der gesamten jährlich zu installieren\r\nden Leistung an Anlagen auch Gebote für Anlagen im Staatsgebiet oder der ausschließli\r\nchen Wirtschaftszone eines oder mehrerer der folgenden anderen Staaten bezuschlagt wer\r\nden können: \r\n1. Mitgliedstaaten der Europäischen Union,  \r\n2. Staaten der Europäischen Freihandelsassoziation,  \r\n3. Vereinigtes Königreich Großbritannien und Nordirland, soweit die Anlagen eine direkte \r\nVerbindungsleitung in das Bundesgebiet haben.  \r\nSeite 59 von 97 \r\nDer Umfang nach Satz 1 kann in dem Maß überschritten werden, in dem Gebote für \r\nWindenenergieanlagen auf See bezuschlagt werden sollen. Zu dem Zweck nach Satz 1 kön\r\nnen die Ausschreibungen  \r\n1. gemeinsam mit einem oder mehreren der in Satz 1 genannten anderen Staaten durch\r\ngeführt werden,  \r\n2. unter finanzieller Beteiligung der Bundesrepublik Deutschland durch einen oder meh\r\nrere der in Satz 1 genannten anderen Staaten durchgeführt werden oder  \r\n3. für Anlagen im Staatsgebiet oder der ausschließlichen Wirtschaftszone eines oder \r\nmehrerer der in Satz 1 genannten anderen Staaten geöffnet werden.“ \r\nDurch eine solche Erweiterung kann Klarheit geschaffen und eine Auslegungsnotwendigkeit \r\ndes Begriffes „Staatsgebiet“, wie in den Erläuterungen zum EEG-RefE auf Seite 130 enthalten, \r\nvermieden werden. \r\n12.7 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Einführung einer temporären Süd-Quote in den re\r\ngulären EEG-Ausschreibungen \r\nDurch die Einführung einer regionalen Quotenregelung innerhalb der regulären Ausschrei\r\nbungen für Windenergie an Land kann der Ausbau in der Südregion gezielt gestärkt und ein \r\nausgewogenerer Ausbau in Deutschland unterstützt werden. \r\nHierfür sollte das derzeit im EEG vorgesehene jährliche Ausschreibungsvolumen von 10.000 \r\nMW um die zusätzlichen 12.000 MW aus dem Klimaschutzprogramm ergänzt werden. Um \r\ndie Umsetzung dieser zusätzlichen Mengen frühzeitig anzustoßen und eine Inbetriebnahme \r\nder Anlagen bis spätestens 2030 zu ermöglichen, sollte das zusätzliche Ausschreibungsvolu\r\nmen zeitlich gestaffelt bereitgestellt werden: im Jahr 2026 mit 2.000 MW im zweiten Halbjahr \r\nsowie in den Jahren 2027 bis 2029 mit jeweils 3,3 GW.  \r\nHierfür schlägt der BDEW folgende Ergänzung im EEG vor:  \r\n§ 28 Abs. 2 Nr.3 (neu): Das Ausschreibungsvolumen wird im Jahr 2026 um 2.000 Mega\r\nwatt sowie in den drei aufeinanderfolgenden Jahren zwischen 2027 und 2029 um jeweils \r\n3.333 Megawatt installierte Leistung angehoben, um das zusätzliche Ausschreibungsvolu\r\nmen vom 12 Gigawatt Leistung aus dem Klimaschutzprogramm umzusetzen. \r\nZudem sollte sichergestellt werden, dass 30 % des jährlichen Ausschreibungsvolumens gezielt \r\nfür Projekte in der Südregion reserviert werden. Die verbleibenden 70 % sollten weiterhin \r\nstandortunabhängig und technologieoffen im wettbewerblichen Verfahren vergeben werden. \r\nSeite 60 von 97 \r\nDamit kann sowohl den besonderen Anforderungen der Südregion Rechnung getragen als \r\nauch die Effizienz des wettbewerblichen Ausschreibungssystems erhalten werden.  \r\nAblauf \r\nIn einer ersten Phase einer Ausschreibungsrunde werden Zuschläge an qualifizierte Projekte in \r\nder Südregion bis zur Höhe der festgelegten Quote von 30 % erteilt. \r\nIn der zweiten Phase einer Ausschreibungsrunde wird das verbleibende Ausschreibungsvolu\r\nmen im offenen, standortunabhängigen Wettbewerb vergeben. Nicht ausgeschöpfte Mengen \r\nder Südquote können innerhalb derselben Ausschreibungsrunde in das standortunabhängige \r\nVolumen überführt und regulär vergeben werden. \r\nBewertung \r\nEin zentraler Vorteil dieses Ansatzes liegt darin, dass Südstandorte kontinuierlich in jeder \r\nAusschreibungsrunde berücksichtigt werden, anstatt lediglich punktuell über Sonderaus\r\nschreibungen. Gleichzeitig können nicht ausgeschöpfte Mengen der Südquote – je nach kon\r\nkreter Ausgestaltung – noch innerhalb derselben Runde dem allgemeinen Wettbewerbsvolu\r\nmen zugeführt werden. Ein vergleichbarer Mechanismus existiert bereits bei den Ausschrei\r\nbungen für besondere Solaranlagen des ersten Segments, bei denen nicht bezuschlagte Men\r\ngen in derselben Runde erneut für den allgemeinen Wettbewerb geöffnet werden. \r\nAuf diese Weise wird sichergestellt, dass Ausschreibungsvolumen nicht ungenutzt bleibt, \r\nwenn in der Südregion nicht ausreichend genehmigte Projekte zur Verfügung stehen. Zugleich \r\nschafft der Ansatz gezielte Anreize für Projektierer und Vorhabenträger, Projekte in der Südre\r\ngion zu entwickeln und umzusetzen. Aktuelle Genehmigungszahlen belegen, dass es für die \r\nEinführung einer temporären Südquote ein ausreichendes Startangebot gibt, dass intensiven \r\nWettbewerb erwarten lässt. \r\nKonkreter Ergänzungsvorschlag:  \r\n1. Einführung einer temporären Süd-Quote in den regulären EEG-Ausschreibungen:  \r\n„§ 36d EEG neu Zuschlagsverfahren für Windenergieanlagen an Land“ \r\nAbweichend von § 32 Absatz 1 führt die Bundesnetzagentur folgendes Zuschlagsverfahren \r\ndurch: Sie öffnet die fristgerecht eingegangenen Gebote nach dem Gebotstermin. Sie prüft die \r\nZulässigkeit der Gebote nach den §§ 33 und 34. Sie separiert die zugelassenen Gebote, die für \r\nProjekte in der Südregion abgegeben wurden, und sortiert diese Gebote entsprechend § 32 Ab\r\nsatz 1 Satz 3. Sodann erteilt die Bundesnetzagentur allen nach Satz 4 separierten Geboten ei\r\nnen Zuschlag im Umfang ihres Gebots, bis eine Zuschlagsmenge in den Ausschreibungen der \r\nSeite 61 von 97 \r\nJahre 2026, 2027, 2028 und 2029 von 30 % des an diesem Gebotstermin zu vergebenden Aus\r\nschreibungsvolumens durch einen Zuschlag erreicht oder erstmalig überschritten ist.  \r\nSodann sortiert die Bundesnetzagentur sämtliche zugelassenen Gebote, die nicht bereits nach \r\nSatz 5 einen Zuschlag erhalten haben, entsprechend § 32 Absatz 1 Satz 3 und erteilt allen Ge\r\nboten einen Zuschlag im Umfang ihres Gebots, bis das gesamte Ausschreibungsvolumen erst\r\nmals durch den Zuschlag zu einem Gebot erreicht oder überschritten ist (Zuschlagsgrenze). Ge\r\nboten oberhalb der Zuschlagsgrenze wird kein Zuschlag erteilt.  \r\n2. Erhöhung des Ausschreibungsvolumens um 12.000 MW für Onshore Wind verteilt auf die \r\nkommenden vier Jahre  \r\n12.8 \r\nZusätzlicher Änderungsvorschlag: Einführung eines § 6a EEG sowie Anpassung \r\nder Länderöffnungsklausel gem. § 22b Abs. 6 EEG  \r\nFür das Gelingen der Energiewende sind Akzeptanz und aktive Mitwirkung von Bürgerinnen \r\nund Bürgern sowie Kommunen unverzichtbar. Nur wenn der Ausbau der Erneuerbaren Ener\r\ngien von einer breiten gesellschaftlichen Basis getragen wird, kann die Transformation des \r\nEnergiesystems dauerhaft erfolgreich umgesetzt werden. Eine bundesweit einheitliche Rege\r\nlung zur Bürger- und Kommunalbeteiligung kann hierzu einen wichtigen Beitrag leisten: Sie \r\nstärkt Akzeptanz und gesellschaftliche Unterstützung für den Ausbau Erneuerbarer Energien, \r\nschafft mehr Rechtssicherheit für alle Beteiligten und fördert eine faire Teilhabe der Standort\r\nkommunen und Anwohnerinnen und Anwohner vor Ort.  \r\nDer Trend zu immer neuen, eigenständigen Beteiligungsgesetzen auf Länderebene führt je\r\ndoch zu erheblicher Unsicherheit in der Branche. Unterschiedliche landesrechtliche Vorgaben \r\nerschweren die Projektrealisierung, erhöhen die Komplexität von Genehmigungs- und Umset\r\nzungsprozessen und können sich negativ auf die Akteursvielfalt sowie die Wirtschaftlichkeit \r\nvon Projekten auswirken.  \r\nUm bestehende Instrumente zur Beteiligung von Kommunen und Bürgerinnen und Bürger ge\r\nzielt zu ergänzen, schlägt der BDEW die Einführung eines neuen § 6a EEG vor. Dieser könnte \r\ndie finanzielle kommunale Beteiligung gem. § 6 EEG bei Windenergieanlagen an Land um eine \r\nZahlung von bis zu 2.500 Euro pro Megawatt installierter Nennleistung bzw. alternativ 0,1 \r\nCent pro eingespeiste Kilowattstunde erweitern und bundesweit durch einen Höchstdeckel \r\nvereinheitlichen. Diese Lösung stärkt die lokale Wertschöpfung, vermeidet zusätzliche Büro\r\nkratie und fördert lokale Akzeptanz. Die konkrete Koordination der Bürgerbeteiligung sollte in \r\nkommunaler Hand bleiben.  \r\nSeite 62 von 97 \r\nDarüber hinaus muss die Länderöffnungsklausel in § 22b Abs. 6 EEG 2023 angepasst werden. \r\nWeitergehende landesspezifische Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung sollten nur im Rahmen \r\neines bundeseinheitlichen Rahmens erfolgen dürfen. Dies sichert Planungs- und Investitionssi\r\ncherheit.  \r\nGeltende Länderöffnungsklausel nach § 22b Abs. 6 EEG (Stand: 01.01.2023):  \r\n(6) Die Länder können weitergehende Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung und zur Steigerung \r\nder Akzeptanz für den Bau von neuen Anlagen erlassen, wenn § 80a nicht beeinträchtigt ist.   \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:    \r\nDie Länderöffnungsklausel sollte wie folgt in § 22b Abs. 6 EEG angepasst werden:    \r\n(6) Die Länder dürfen weitergehende Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung und zur Steigerung \r\nder Akzeptanz für den Bau von neuen Anlagen jenseits von den Absätzen 1 bis 5 sowie von § 6 \r\nnur insoweit erlassen, dass diese Bestimmungen Betreiber von Windenergieanlagen an Land \r\nund Solaranlagen des ersten Segments verpflichten, Gemeinden oder Landkreise, die von der \r\nErrichtung ihrer Anlage betroffen sind, finanziell nach Maßgabe des §§ 6 und 6a zu beteiligen; \r\nin diesem Falle ist § 6 Absatz 5 auf Zahlungen der Anlagenbetreiber, die diese gemäß den Vor\r\ngaben in § 6 Absatz 1 bis 4 an die betroffenen Gemeinden oder Landkreise leisten, entspre\r\nchend anwendbar. Geltende landesrechtliche Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung und zur \r\nSteigerung der Akzeptanz für den Bau von neuen Anlagen dürfen nur noch für diejenigen Wind\r\nenergieanlagen an Land und Solaranlagen des ersten Segments weiter angewandt werden, die \r\nbis zum [einsetzen: Zeitpunkt des Inkrafttretens dieser Regelung] in ihren zeitlichen Anwen\r\ndungsbereich gefallen sind. \r\n12.9 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Ergänzung eines § 6 Abs. 6 EEG 2023 mit einer Trans\r\nparenzregelung  \r\nSicherung der Akzeptanzwirkung durch Transparenzregelung   \r\nGemeinden werden durch die Regelung in § 6 EEG mit 0,2 ct/kWh in der Regel an den eige\r\nspeisten Strommengen von Wind- und PV-Projekten finanziell beteiligt. Darüber hinaus exis\r\ntieren vielfältige landesgesetzliche Zahlungsverpflichtungen. Diese Zahlungen dienen der Ak\r\nzeptanzförderung vor Ort. Damit die akzeptanzfördernde Wirkung eintritt, müssen die Bür\r\ngerinnen und Bürger wissen, dass diese Zahlungen geleistet werden. Das ist notwendig, denn \r\nin den Ländern gibt es unterschiedlich ausgestaltete Verpflichtungen, Zuwendungen offen zu \r\nlegen. Sinnvollerweise erhalten die Bürger auch die Information, wohin die zusätzlichen Ein\r\nnahmen geflossen sind, um nachvollziehen zu können, wie sie konkret vom Ausbau der Erneu\r\nerbaren Energien profitieren.    \r\nSeite 63 von 97 \r\nNach geltender Rechtslage können die Anlagenbetreiber eine akzeptanzfördernde Veröffentli\r\nchung durch die Gemeinden zu den § 6 EEG-Zahlungen nicht rechtlich erzwingen. Die Zahlun\r\ngen müssen nach § 6 Abs. 1 EEG „ohne Gegenleistung“ erfolgen. Es ist daher unsicher, ob An\r\nlagenbetreiber individuell eine Pflicht der Gemeinde zur Offenlegung der Zahlungen vereinba\r\nren dürfen. Zwar könnten Anlagenbetreiber die Zahlungen schon jetzt eigenständig veröffent\r\nlichen. Allerdings verfehlen eigene Veröffentlichungen die Akzeptanzwirkung in mehrfacher \r\nHinsicht: Es werden auf dem Gemeindegebiet in aller Regel mehrere Anlagen durch verschie\r\ndene Unternehmen betrieben. Ohne zentrale Veröffentlichung durch die Gemeinde ist nicht \r\noder nur schwer erkennbar, wie viel Unterstützung die Gemeinde insgesamt durch Wind- und \r\nSolarenergie erhält. Außerdem sind Angaben der Unternehmen für skeptische Bürgerinnen \r\nund Bürger meist weniger glaubwürdig als offizielle Nachrichten der Gemeinde. Damit § 6 EEG \r\nsowie der gemeindliche Teil der zusätzlichen landesrechtlichen Zahlungen iSd. § 6a EEG \r\n(BDEW-Änderungsvorschlag siehe oben) die bezweckte Akzeptanz vor Ort schafft, sollen Bür\r\ngerinnen und Bürger nachvollziehen können, wie viel Geld für welchen Zweck durch Wind\r\nenergie- und Solaranlagen der Gemeinde insgesamt zugutegekommen ist.  \r\nDazu sollte § 6 EEG nach Auffassung des BDEW um folgende Transparenzregelung ergänzt \r\nwerden:    \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag: § 6 Abs. 6 (neu) EEG   \r\n(6) Die Gemeinden machen bis zum 30. Juni eines Jahres den Umfang der in dem vorangegan\r\ngenen Kalenderjahr nach den §§ 6, 6a erhaltenen Zahlungen aggregiert in geeigneter Form öf\r\nfentlich bekannt. Sie können auch den Verwendungszweck der erhaltenen Zahlungen mitteilen. \r\nDie Länder können durch Rechtsverordnung bestimmen, dass die Veröffentlichung auf einem \r\nzentralen Veröffentlichungsportal des Landes für alle Gemeinden erfolgt; dabei müssen min\r\ndestens der Gemeindename, die Höhe der jeweils erhaltenen Zahlung und das betroffene Ka\r\nlenderjahr genannt werden. \r\nMit der Transparenzregelung werden die Gemeinden zur Veröffentlichung der nach §§ 6, 6a \r\nEEG empfangenen Zahlungen in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt und auf ihrer Inter\r\nnetseite angehalten. Mit dem Vorschlag kann die Akzeptanzwirkung wesentlich erhöht wer\r\nden. Für die Bürgerinnen und Bürger wird verlässlich erkennbar, in welchem Gesamtumfang \r\ndie Gemeinde von der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie finanziell profitiert. Durch \r\ndie Angabe des vorgesehenen Verwendungszwecks können die Bürgerinnen und Bürger zu\r\ndem nachvollziehen, welche Vorteile sie konkret dadurch haben.    \r\nDie gesetzliche Regelung schafft praxistauglich klare Verhältnisse für Anlagenbetreiber und \r\nGemeinden. Die Veröffentlichung durch die Gemeinden ist sichergestellt, ohne dass die auf \r\nGrundlage von § 6 EEG geschlossenen Verträge geändert werden müssen. Auch den \r\nSeite 64 von 97 \r\nNetzbetreiber treffen keine zusätzlichen Prüfpflichten. Gemeindevertreter, die den Ausbau \r\nbefürworten, können nun mit „offiziellen Zahlen“ belegen, dass der Ausbau Erneuerbarer \r\nEnergien für die Gemeinde vor Ort sehr vorteilhaft und ein weiterer Ausbau sinnvoll ist.   \r\n12.10  Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Duldungspflichten auf private Flächen ausweiten \r\n(§§ 11a, 11b EEG)    \r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Erneuer\r\nbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung während der Er\r\nrichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte – wie bereits im Regierungsentwurf \r\ndes „Solarpaketes I“ vorgesehen - auch auf private Flächen ausgeweitet werden. Insbesondere \r\nbeim Transport der Rotorblätter ist ein Überschwenken von (privaten) Grundstücken kaum \r\nvermeidbar und von geringer Nutzungsintensität. Duldungspflichten für Leitungen sind beim \r\nStromnetzausbau (§ 12 Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitband\r\nausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz (TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren \r\nAnwendung (siehe BDEW-Faktencheck). Dies wird die Anschlüsse von Erneuerbare-Energien\r\nAnlagen und damit deren Beitrag zur Energieversorgung vereinfachen und deutlich beschleu\r\nnigen. \r\nWeitere notwendige Anpassungen: \r\n12.11 \r\nZusätzlicher Änderungsvorschlag: Anpassung der „Innerparkverschattung“ \r\nbeim Referenzertragsmodell \r\nDer Standortertrag ist im EEG (§ 36h und Anlage 2) als der Bruttostromertrag definiert. Er wird \r\nauf Grundlage des standortspezifischen Windpotenzials, einer spezifischen Leistungskurve und \r\nfür eine bestimmte Nabenhöhe berechnet, abzüglich von Verlustfaktoren wie beispielsweise \r\nAbschattungsverlusten, Verfügbarkeitsverlusten und Mindererträgen aufgrund genehmi\r\ngungsrechtlicher Auflagen. \r\nIndem Abschattungseffekte durch Windenergieanlagen im Windpark in den Standortertrag \r\neingerechnet werden (§ 36h i.V. mit Anlage 2, Absatz 7.1 EEG 2023), steigt die EEG-Vergütung \r\npro kWh und Wind-Flächen können dichter bebaut werden als ohne diesen Ausgleich. Ein \r\ndurch das EEG geförderter Windpark wird also dichter bebaut als ein Park, der ausschließlich \r\nmarktlich und damit ertragsoptimiert zugebaut würde.  \r\nDer ausgleichfähige Verlustfaktor der Abschattungseffekte für Neuanlagen gemäß § 36h EEG \r\n2023 könnte begrenzt werden. Durch einen Wegfall des Anreizes zur Inkaufnahme der Ver\r\nschattung von Windanlagen innerhalb des Windparks sinkt die Vergütung je kWh ab und die \r\nSeite 65 von 97 \r\nAnlagen werden dementsprechend auf der ausgewiesenen Fläche so gestellt, dass ein opti\r\nmiertes Kosten-Nutzen-Verhältnis entsteht. Durch die Maßnahme sind Kosteneinsparungen \r\npro kWh für neu in Betrieb gehende Windenergieanlagen von bis zu 15 % zu erwarten. \r\nDem steht eine etwas geringere Ausnutzung der ausgewiesenen Windvorranggebiete gegen\r\nüber, da die Anlagen einzeln jeweils mehr Strom erzeugen, aber auch weiter auseinander ste\r\nhen. Der Windstrom wird also nicht nur kostengünstiger, sondern es wird auch weniger Wind\r\nstrom auf der gleichen Fläche erzeugt. Sollte der Verlustfaktor gemäß § 36h EEG 2023 ange\r\npasst werden, müsste daher umso dringlicher auf eine Verfügbarkeit von ausreichend Wind\r\nflächen insbesondere durch eine Fortentwicklung des Zwei-Prozent-Zieles geachtet werden, \r\num die Ausbauziele für Windenergie an Land zu geringeren Erzeugungskosten ohne eine \r\nkünstlich geschaffene Flächenknappheit zu erreichen. Der BDEW schlägt vor, für Abschat\r\ntungseffekte die Kompensation beispielweise auf einen Wert von 10 % zu begrenzen.  \r\n13. Änderungen zu Solarstrom \r\nDer BDEW sieht folgende Modifizierungen bzw. Erweiterungen der im Referentenentwurf zu \r\nSolarstrom vorgesehenen Änderungen als notwendig an:  \r\n13.1 Änderungen bei der leistungsseitigen Zusammenfassung von Solaranlagen in § 24 Abs. \r\n1 und 2 EEG 2023 \r\nDer BDEW nimmt wie folgt zu den vorgesehenen Änderungen in § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 \r\nStellung:  \r\n13.1.1 Änderung in § 24 Abs. 1 Satz 3 EEG  \r\nNach dem Referentenentwurf soll keine leistungsseitige Zusammenfassung von Solaranlagen \r\ndes ersten Segments (bislang: „Freiflächenanlagen“) mit Aufdach-Solaranlagen erfolgen, und \r\nauch nicht mit „Garten-PV“. Der BDEW bewertet dies als positiv.  \r\n13.1.2 Klarstellung der Nicht-Zusammenfassung von Steckersolaranlagen nach § 24 Abs. 1 \r\nSatz 5 EEG \r\nNach dem Referentenentwurf sollen mehrere Solaranlagen als eine Anlage gelten, wenn ihre \r\nLeistung zusammen nicht mehr als 2 kW umfasst.  \r\nDer BDEW bewertet diese klarstellenden Änderungen ebenfalls als positiv, weil sie seiner bis\r\nherigen Rechtsauslegung entsprechen.  \r\nSeite 66 von 97 \r\n13.1.3 Änderungen in § 24 Abs. 2 EEG \r\nNach dem Referentenentwurf sollen nun „Solaranlagen des ersten Segments“ und nicht mehr \r\nwie bisher „Freiflächenanlagen“ nach der gesetzlichen Definition in § 3 EEG zusammengefasst \r\nwerden. Umfasst von der neuerlichen Zusammenfassung sind daher z. B. auch Solaranlagen \r\nauf sonstigen baulichen Anlagen wie Mülldeponien. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW spricht sich dagegen aus, dass die Zusammenfassung nach § 24 Abs. 2 EEG von \r\nbisher „Freiflächenanlagen“ auf „Solaranlagen des ersten Segments“ ausgeweitet wird. Von \r\nLetzteren wären auch Solaranlagen auf sonstigen baulichen Anlagen umfasst, wie Solaranla\r\ngen auf Mülldeponien, Aschehalden oder Bahndämmen. Die ehrgeizigen PV-Ausbauziele bis \r\n2030 werden absehbar die Inanspruchnahme weiterer Flächen für Nicht-Gebäude-Solaranla\r\ngen voraussetzen. Um dabei die Flächenkonkurrenz insbesondere zur Landwirtschaft und zu \r\nfür Natur- und Artenschutz relevanten Flächen zu minimieren, sollten dabei vor allem auf Flä\r\nchen auf sonstigen baulichen Anlagen zurückgegriffen werden. Sie sind bereits nicht mehr in \r\nihrem ursprünglichen natürlichen Zustand. Deren Verwendung für die Aufstellung von PV-An\r\nlagen führt damit regelmäßig in deutlich geringerem Umfang zu Zielkonflikten. Durch die \r\nGleichstellung mit Freiflächenanlagen können diese für Solaranlagen prädestinierten Potenzi\r\nale aber nicht mehr zusammenhängend erschlossen werden und fallen durch die Gebotsgrö\r\nßenbegrenzung des § 37 Abs. 3 EEG im Ausschreibungswettbewerb hinter Freiflächenanlagen \r\nzurück. \r\nDer BDEW sieht dies außerdem als Problem, als eine kommunale Beteiligung nach § 6 EEG \r\nweiterhin nur zahlbar ist bei „Freiflächenanlagen“ über 1 MW, nicht hingegen generell bei \r\n„Solaranlage des ersten Segments“. Obwohl daher die Zusammenfassungsregelung in § 24 \r\nAbs. 2 EEG auf einen größeren Anlagenkreis hin erweitert werden soll, und dadurch Anlagen \r\nmit größerer Leistung und folglich deren Ausschreibungspflichtigkeit entsteht, kann für diese \r\nneu hinzukommenden Anlagen keine kommunale Beteiligung gezahlt und damit keine Maß\r\ngabe für deren Akzeptanz geleistet werden.  \r\nDarüber hinaus sieht § 24 Abs. 2 Satz 3 EEG-RefE nun eine Ausnahme von der Zusammenfas\r\nsung nach Absatz 2 der Regelung vor  \r\n• für Freiflächenanlagen, die im Außenbereich nach § 35 Abs. 1 BauGB errichtet wurden, \r\nund  \r\n• für Freiflächenanlagen, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplans nach § 30 Abs. 1 \r\nBauGB errichtet wurden.  \r\nDer BDEW sieht dies zwar als Schritt in die richtige Richtung an, aber nicht als abschließend \r\nnotwendige Maßnahme: Nach Auffassung des BDEW sollten neben den nach § 35 Abs. 1 \r\nSeite 67 von 97 \r\nBauGB privilegierten Solaranlagen auch sämtliche „besonderen Solaranlagen“ von der Zu\r\nsammenfassung ausgenommen werden, weil diese „besonderen Solaranlagen“ alle einen \r\n„dual use“ aufweisen, weshalb deren Flächenverbrauch geringer als der von sonstigen Solar\r\nanlagen ist. Der BDEW hat diese Position in seinem Papier „Zusammenfassung von besonde\r\nren Solaranlagen und PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) entlang von Verkehrswegen” dargestellt \r\nund begründet. \r\n13.2 \r\nÄnderung der maximalen Gebotsgröße \r\nDer BDEW regt für den kosteneffizienten Ausbau der Solarenergie an, in § 37 Abs. 3 EEG die \r\nmaximale Gebotsgröße für Solaranlagen des ersten Segments von 50 auf 100 MW zu erhöhen, \r\nsofern dies durch die EU-Kommission genehmigungsfähig ist. Bereits im Jahr 2023 war diese \r\nGebotsgröße angesichts der Gaspreiskrise ermöglicht worden.  \r\nMittlerweile sieht der BMWE-Entwurf eine weitere deutliche Anhebung des jährlichen Aus\r\nschreibungsvolumens auf 14.000 MW vor, die durch Fehlmengen im Aufdachsegment nach \r\n§ 24 Abs. 3 ergänzt, ebenfalls im kostengünstigsten Ausschreibungssegment noch zusätzlich \r\nausgeschrieben werden sollen. Die Anbietervielfalt sollte durch eine Anhebung der Gebots\r\ngröße auf 100 MW daher nicht eingeschränkt werden. \r\n13.3  Änderungen bei den naturschutzfachlichen Anforderungen für Solar-Freiflächenanla\r\ngen \r\n13.3.1 Zu den Änderungen in § 37 Abs. 1a und § 38a Abs. 3 EEG 2023  \r\nDie durch den Gesetzentwurf vorgesehenen Änderungen in § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5 EEG 2023 \r\nsehen letztlich nur Präzisierungen der bereits geltenden naturschutzfachlichen Anforderungen \r\nvor, aber keine grundlegenden Änderungen, auch hinsichtlich der Umsetzbarkeit und der Prüf\r\nfähigkeit der Einhaltung der Anforderungen.  \r\nDie Änderungen in § 38a Absatz 3 Sätze 5 und 6 EEG 2027 schaffen zudem ein Nachweisver\r\nfahren zur Erfüllung der Anforderungen nach § 37 Absatz 1a EEG 2027. Ziel ist es, die Qualität \r\nder naturschutzfachlichen Bewertung sicherzustellen, ohne die Netzbetreiber mit inhaltlichen \r\nPrüfungen zu belasten. Künftig müssen Anlagenbetreiber die Einhaltung der Kriterien durch \r\ndie Bestätigung einer fachlich geeigneten Person nachweisen. Als geeignet gelten insbeson\r\ndere Fachkräfte aus Bereichen wie Landschafts- und Umweltplanung, Landespflege, Land\r\nschaftsökologie, Geografie, Biologie, Agrar- oder Forstwissenschaften sowie Naturschutz. Die \r\nVerantwortung für die Auswahl der qualifizierten Fachperson liegt beim Anlagenbetreiber. \r\nNetzbetreiber sind weder zur Prüfung der fachlichen Richtigkeit der Bestätigung noch der \r\nSeite 68 von 97 \r\nQualifikation der benannten Person verpflichtet; weitergehende Nachweise müssen nicht vor\r\ngelegt werden. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nNach Auffassung des BDEW gehen diese Änderungen zwar in die richtige Richtung, reichen \r\naber anlagenbetreiberseitig zur hinreichenden Durchführbarkeit der Anforderungen und \r\nnetzbetreiberseitig zur hinreichenden Prüfbarkeit der Anforderungen nicht aus. Der BDEW \r\nverweist insoweit auf sein Positionspapier „Einführung von ökologischen Mindeststandards \r\nfür Solaranlagen auf der Freifläche“.  \r\n13.3.2 Zu der Anwendbarkeit der Änderungen in § 37 Abs. 1a EEG 2023 auf Anlagen in der \r\ngesetzlichen Förderung  \r\nDer BDEW begrüßt, dass die Anforderungen nach § 37 Abs. 1a EEG aufgrund der im Referen\r\ntenentwurf vorgesehenen Änderungen in § 48 Abs. 6 EEG 2023, im Referentenentwurf nun \r\nAbsatz 4 der Regelung, nur noch auf Solaranlagen nach § 48 Abs. 1 Nr. 1 Variante 2, Nr. 2 bis 3 \r\nund Nr. 6 anzuwenden sind, also nur auf  \r\n› Solaranlagen auf sonstigen baulichen Anlagen,  \r\n› Solaranlagen auf planfestgestellten Flächen,  \r\n› Solaranlagen auf Flächen im Geltungsbereich eines Bebauungsplans und  \r\n› Solaranlagen nach 35 Abs. 1 Nr. 8 b) BauGB.  \r\nDer BDEW weist allerdings darauf hin, dass Solaranlagen auf sonstigen baulichen Anlagen in \r\nder Praxis seit geraumer Zeit auch „Solarzäune“ umfassen, d.h. Solaranlagen, die v.a. an Ein\r\nzäunungen von Privatgrundstücken angebracht worden sind. Für diese Solaranlagen ist die An\r\nwendbarkeit der naturschutzfachlichen Anforderungen nach § 37 Abs. 1a EEG 2023 unsinnig, \r\nweil diese Anlagen regelmäßig gar nicht die relevante Größe für die entsprechenden Anforde\r\nrungen erreichen. Die Anforderung der hinreichenden Durchgängigkeit der Anlagen ist zudem \r\nallein bereits durch die allermeist vorher bestehende Umzäunung des Grundstücks schon \r\nnicht erfüllt worden, ohne dass es hierfür einer Solaranlage bedurfte.  \r\nDa unter § 48 Abs. 1 Nr. 1, Variante 2, EEG 2023 jegliche Solaranlagen auf sonstigen baulichen \r\nAnlagen unabhängig von ihrer konkreten Leistung fallen, solange sie unter dem Ausschrei\r\nbungs-Schwellenwert bleiben, sollte die Anwendbarkeit der naturschutzfachlichen Anforde\r\nrungen im Rahmen von § 48 Abs. 1 Nr. 1, Variante 2, EEG 2023 auf Anlagen oberhalb einer \r\nLeistung von 30 kW beschränkt werden.  \r\nSeite 69 von 97 \r\n13.4  Höchstwert für Solaranlagen des ersten Segments nach § 37b EEG \r\nDer Höchstwert für alle Solaranlagen des ersten Segments ist gemäß § 37b EEG-RefE gedeckelt \r\nauf 5,9 Cent/kWh. Das Verfahren zur Bestimmung des Höchstwerts bleibt gleich.  \r\nDer bisher höhere Höchstwert von 9,5 Cent/kWh für besondere Solaranlagen ist gestrichen; es \r\ngibt keine Privilegierung für besondere Solaranlagen, stattdessen gilt auch für sie der gene\r\nrelle Höchstwert von 5,9 Cent/kWh.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nAus Sicht des BDEW ist der neue Höchstwert von 5,9 Cent/kWh für „Solaranlagen des ersten \r\nSegments“ zu niedrig angesetzt. Insbesondere im Licht der mit zunehmender Häufigkeit auf\r\ntretenden negativen Preise für Solarstrom in der Mittagszeit reicht der Höchstwert nicht aus, \r\num eine Anlage wirtschaftlich zu betreiben. Mit der Umstellung auf einen zweiseitigen CfD \r\nwerden Gebote in Auktionen steigen, da Gewinne zu Spitzenpreiszeiten wegfallen. Um den \r\nZubau nicht zu gefährden, sollte der Höchstwerts daher wie bei Wind an Land angehoben \r\nwerden. Für besondere Solaranlagen fordert der BDEW einen gesonderten Höchstwert \r\n(siehe folgendes Kapitel). \r\n13.5 Besondere Solaranlagen \r\nZu Besonderen Solaranlagen fordert der BDEW gegenüber dem Referentenentwurf folgende \r\nÄnderungen:  \r\n13.5.1  \r\nAbschaffung eines gesonderten Segments und gesonderten Höchstwertes für \r\nbesondere Solaranlagen \r\nDas gesonderte Untersegment für besondere Solaranlagen nach § 37d EEG 2023, das durch \r\ndas „Solarpaket 2024“ geschaffen worden ist, aber bislang mangels beihilferechtlicher Geneh\r\nmigung noch nicht anwendbar war, wird nach dem Referentenentwurf aus Kostengründen so\r\nwie zur Herstellung eines einheitlichen Fördersystems ersatzlos gestrichen.  \r\nEs entfallen auch die in § 37b Abs. 2 EEG 2023 geregelten Bestimmungen über einen abwei\r\nchenden Höchstwert für ausschreibungspflichtige besondere Solaranlagen. Dieser wurde im \r\nSolarpakt I 2024 eingeführt, ist jedoch mangels beihilferechtlicher Genehmigung nicht an\r\nwendbar.  \r\nNach Streichung des Sondersegments gilt dann für besondere Solaranlagen der Höchstwert \r\nfür Solaranlagen des ersten Segments von 5,9 Cent/kWh. Parallel dazu erfolgt die Streichung \r\ndes in § 48 Abs. 1b EEG 2023 geregelten und bislang ebenfalls nicht anwendbaren Förderauf\r\nschlags für bestimmte besondere Solaranlagen. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nSeite 70 von 97 \r\nBesondere Solaranlagen sind für einen innovativen, vielfältigen und systemdienlichen EE\r\nAusbau unverzichtbar. Ohne einen gesonderten Höchstwert können besondere Solaranla\r\ngen nicht wirtschaftlich sein: sie sind deutlich teurer zu entwickeln und können ohne zusätzli\r\nche Prämie nicht mit den normalen Freiflächenanlagen konkurrieren. Das Entfallen der Unter\r\nstützung hätte schwerwiegende Implikationen für bereits entwickelte sowie geplante Projekte \r\nmit besonderen Solaranlagen und stellt zudem die Planbarkeit und Investitionssicherheit in \r\nDeutschland in Frage. Der BDEW plädiert für eine fortgeführte gesonderte Unterscheidung \r\nund einen gesonderten Höchstwert für besondere Solaranlagen.  \r\nInsbesondere Agri-PV-Anlagen sind mittlerweile fester Bestandteil des EE-Ausbaus. Sie redu\r\nzieren Flächenkonkurrenzen zwischen Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und land\r\nwirtschaftlicher Nutzung und heben Synergien. Dies ist insbesondere im Hinblick auf die man\r\ngelnde Flächenverfügbarkeit und dem gleichzeitig im vorliegenden Entwurf gesetzten Fokus \r\nauf Ausschreibungen im ersten Segment eine zentrale Herausforderung im PV-Ausbau. Agri\r\nPV-Anlagen verursachen höhere Kosten, da sie die landwirtschaftliche Nutzung ermöglichen \r\nmüssen: Sie sind komplexer in der Planung und benötigen individuelle Anpassung der Anlage \r\nan Kulturart, Ernteverfahren und Maschinenbreiten sowie aufwendigere Unterkonstruktionen. \r\nGrößere Abstände zwischen den Modulen sowie die Lichtdurchlässigkeit der Module sorgen \r\nfür weniger installierte Leistung pro Hektar als bei Freiflächenanlagen und damit höhere Kos\r\nten je kW. \r\nNeben Agri-PV sind auch die anderen besonderen Solaranlagen betroffen. Im Rahmen von \r\nMoor-PV werden Moor-Böden wiedervernässt, was den EU- und nationalen Klima- und Wie\r\nderherstellungszielen entspricht. Um zu einer wirtschaftlich rentablen Wiedervernässung und \r\nNutzung von Moorböden zu gelangen, ist eine Stärkung wirtschaftlicher Anreize für Privatei\r\ngentümer*innen notwendig. Dafür reicht die Palu-Förderrichtlinie allein nicht aus, es braucht \r\neinen höheren Höchstwert für die PV-Anlagen. Höhere Kosten bei Moor-PV resultieren unter \r\nanderem aus höherem Materialaufwand durch längere Rammpfosten und andere Veranke\r\nrung als auf Mineralboden sowie aus schwierigeren Zugänglichkeiten der Moorflächen beim \r\nBau und während des Betriebs durch höhere Wasserstände und notwendige bodenschonende \r\nMaschinen. Ohne einen gesonderten Höchstwert könnte es stattdessen zu einer vermehrten \r\nErrichtung von PVA auf trockenen Moorböden kommen, was den genannten Zielen wider\r\nspricht.  \r\nEs muss für besondere Solaranlagen ein höherer Höchstwert angesetzt werden, da sie sonst \r\nin den Ausschreibungen keine Zuschläge erlangen können und dementsprechend kein Zubau \r\nbesonderer Solaranlagen erfolgen würde. Bisher lag der Höchstwert bei 9,5 ct/kWh für be\r\nsondere Solaranlagen. Aus Sicht des BDEW könnte der Höchstwert künftig bei 8,5 ct/kWh \r\nSeite 71 von 97 \r\nfestgelegt werden, da die Technologieentwicklung der letzten Jahre etwas kostengünstigere \r\nSysteme erlaubt.  \r\n13.5.2 Festlegungskompetenz von Anforderungen an besondere Solaranlagen \r\nDie BNetzA hat laut EEG die Kompetenz inne, Anforderungen an Besondere Solaranlagen fest\r\nzulegen. Diese Kompetenz sollte von der BNetzA an das Bundesministerium für Wirtschaft und \r\nEnergie (BMWE) übertragen werden, da es sich um energiewirtschaftliche Regelungen han\r\ndelt. Dennoch sollte bei Festlegung der Anforderungen eine interministerielle Abstimmung \r\nmit dem Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH) stattfinden, \r\num landwirtschaftliche Expertise nicht zu vernachlässigen, welche insbesondere für Agri-PV \r\nunerlässlich ist. Sofern die BNetzA Vorgaben zur landwirtschaftlichen Bewirtschaftung machen \r\nsoll, sollte sie auch im EEG dazu ausdrücklich und mit einem entsprechenden Rahmen ermäch\r\ntigt werden. \r\n13.5.3 Anforderungen an Agri-PV mit dem bestehenden Agrarrecht synchronisieren \r\nDie Agri-PV wird als integrierte Doppelnutzung landwirtschaftlicher Flächen in einem sich ent\r\nwickelnden Markt notwendig sein, um die Ausbauziele der Photovoltaik in Deutschland zu er\r\nreichen. Dabei ist entscheidend, dass der landwirtschaftlichen Komponente als Hauptnutzung \r\nder Fläche über die Projektlaufzeit dieselbe Flexibilität eingeräumt wird, wie auf Flächen ohne \r\nPV-Anlage, damit landwirtschaftliche Betriebe die Agri-PV Fläche problemlos in ihre Anbaupla\r\nnung integrieren können. Der im Moment vorhandene Mechanismus im EEG und der daraus \r\nresultierenden Festsetzung der BNetzA für besondere Solaranlagen auf Ackerland und Flächen \r\nmit Dauerkulturen und „mehrjährigen Kulturen“ erwirkt leider das Gegenteil.  \r\nUm diese Schieflage zu korrigieren, fordert der BDEW:  \r\n› die Streichung des Begriffes „mehrjährige Kulturen“ in § 37 Abs. 1 Nr. 3 b) & § 48 Abs. 1 \r\nNr. 5 b) EEG: Der Begriff „mehrjährige Kulturen“ existiert im Agrarrecht nicht, führt aber im \r\nvorliegenden Kontext dazu, dass gängige Bewirtschaftungsformen der Ökolandbaus oder \r\nviehhaltender Betriebe auf Ackerflächen nicht angewendet werden können, wenn eine Flä\r\nche als solche mit einer besonderen Solaranlage kategorisiert werden soll. Durch diese nur \r\nim EEG geschaffene Flächenkategorie der „mehrjährigen Kulturen“ sind die BNetzA und die \r\nNetzbetreiber dazu gezwungen, über den Projektverlauf fortlaufend gute fachliche land\r\nwirtschaftliche Praxis zu beurteilen und massiv einzuschränken. Landwirte sollten jedoch \r\nihre Fruchtfolgen auf Ackerland frei wählen können, und Netzbetreiber die technischen, \r\naber nicht die landwirtschaftlichen Parameter ihrer Anschlussnehmer im Blick behalten. \r\n› Synchronisierung des EEG mit dem gegenwärtig und zukünftig bestehenden Agrarrecht: \r\nDas EEG 2023 und die nachgelagerten Festsetzungen der BNetzA auf Ackerland und \r\nSeite 72 von 97 \r\nDauergrünland erwähnen nicht nur Flächenkategorien, die im Agrarrecht nicht existieren, \r\nsondern berücksichtigt auch nicht, dass das Agrarrecht dynamischen Charakter besitzt. In \r\nder Regel wird die europäische GAP alle sieben Jahre angepasst und verändert die Anforde\r\nrungen an landwirtschaftliche Betriebe und deren Flächennutzung. Die landwirtschaftlich \r\nregulierten Anforderungen des Gesetzgebers sollten auf Agri-PV Flächen keine anderen \r\nsein als auf Flächen ohne PV. \r\n13.6 Höchstwert für Solaranlagen des zweiten Segments nach § 38e EEG \r\nDer Höchstwert für Solaranlagen des zweiten Segments wird im § 38e Abs. 1 EEG-RefE für \r\n2027 auf 9,9 Cent/kWh festgelegt. Der BDEW sieht diesen Höchstwert prinzipiell als positiv an, \r\nda dieser über den im EEG 2023 vorgesehenen 9 Cent/kWh liegt.  \r\n13.7 Erstattungspflicht des Projektsicherungsbeitrags \r\nDer BDEW begrüßt, dass der Projektsicherungsbeitrag nach § 38d Abs. 6 EEG-RefE bereits in \r\nvoller Höhe erstattungspflichtig sein soll, wenn die installierte Leistung der Anlage mindestens \r\n95 % der bezuschlagten Gebotsmenge beträgt. Dies entspricht den Regelungen für Sicher\r\nheitsleistungen für die anderen ausschreibungspflichtigen EEG-Anlagen.  \r\n13.8 Streichung von § 48 Abs. 2 EEG 2023  \r\nDer Referentenentwurf sieht eine vollständige Ersetzung der bisherigen Aufdach-Förderung \r\nnach § 48 Abs. 2 EEG 2023 durch die niedrigere Freiflächen-Förderung nach § 48 Abs. 1 EEG \r\nvor. Der anzulegende Wert würde dann 6,2 ct/kWh für alle neuen Solaranlagen – sowohl zur \r\nVolleinspeisung wie auch zur Teileinspeisung und sowohl für PV-Freiflächenanlagen als auch \r\nDachanlagen – betragen und damit für Dachanlagen erheblich abgesenkt. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW hatte für Aufdachanlagen zur Volleinspeisung wie auch zur Teileinspeisung bis zu \r\neiner installierten Leistung von 100 kWp bereits die Streichung der Förderung nach EEG vorge\r\nschlagen. Hintergrund des Vorschlags ist die Entwicklung des PV-Zubaus zur Volleinspeisung \r\nauf Dächern, der seit Einführung des Vergütungsentfalls bei viertelstündlichen negativen Prei\r\nsen bei Anlagen zur Volleinspeisung ohnehin nur noch geringe Zuwächse zeigt. Die Wirtschaft\r\nlichkeit kleiner Anlagen liegt im Eigenverbrauch, dieser ist Anreiz für den Zubau. Die Absen\r\nkung des anzulegenden Werts auf 6,2 ct/kWh ist daher aus BDEW-Sicht zu begrüßen.  \r\nDamit der weitere Zubau von PV-Dachanlagen bis 25 kW trotz der perspektivischen Streichung \r\nder Förderung nicht einbricht, sollte neben dem Anreiz des Eigenverbrauchs auch die Direkt\r\nvermarktung für Kleinanlagen weiter angereizt werden. Daher fordert der BDEW, dass der \r\nMarktprämienanspruch in Höhe eines anzulegenden Werts von 6,2 ct/kWh wie für Anlagen \r\nSeite 73 von 97 \r\nüber 25 kW auch für kleine Anlagen bis 25 kW gilt, wenn sie die geförderte Direktvermark\r\ntung beschreiten. Perspektivisch kann die Marktprämie abgesenkt werden und spätestens ab \r\n2030 durch die ungeförderte Direktvermarktung ersetzt werden (siehe Ausführungen in Kapi\r\ntel 3.2 und 4.2). \r\n14. Änderungen bei Biomasseanlagen \r\n14.1 \r\nÄnderungen in § 39f EEG \r\n§ 39f EEG 2023 soll durch den Gesetzentwurf dahingehend geändert werden, dass der Zu\r\nschlag auf die geänderte Genehmigung bezogen bleibt, wenn die Genehmigung nach der Ge\r\nbotsabgabe geändert wird (bislang: Erteilung des Zuschlags). Der Umfang des Zuschlags verän\r\ndert sich dadurch nicht. Der BDEW sieht dies wie im Falle von Wind an Land grds. als positiv \r\nan.  \r\n14.2 \r\nAnhebung des Maisdeckels von aktuell 25 % auf 30 % (§ 39i EEG) \r\nDurch die Änderung in § 39i Abs. 1 EEG 2027 wird der Anteil von Getreidekorn und Mais, der \r\nzur Erzeugung des Biogases eingesetzt werden darf, von 25 Masseprozent im Jahr 2026 auf \r\nhöchstens 30 Masse% im Jahr 2027 angehoben. \r\n§ 39i Abs. 1 Nr. 1 – 4 EEG 2023 werden hierfür vollständig gestrichen. Die gestrichenen Num\r\nmern regelten bisher eine gestaffelte Begrenzung des Anteils von Getreidekorn und Mais in \r\nAbhängigkeit vom Zeitpunkt des Zuschlags in den Ausschreibungen. Dabei sank der zulässige \r\nAnteil mit späteren Zuschlagsjahren schrittweise. Durch die Streichung entfällt diese nach Zu\r\nschlagszeitpunkt differenzierte Staffelung für Ausschreibungsverfahren ab 1. Januar 2027. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich, dass der zulässige Anteil von Getreidekorn und Mais zur Bio\r\ngaserzeugung im EEG 2027 von 25 auf 30 Masseprozent angehoben wird. \r\nDer Maisdeckel sollte aus Sicht des BDEW aber aus zwei Gründen gestrichen werden: \r\n1. Die THG-Minderungsvorgaben aus der RED III begrenzen bereits den Einsatz von nach\r\nwachsenden Rohstoffen bei Bestands- und insbesondere Neuanlagen. \r\n2. Zum Schutz des Trinkwassers und der Biodiversität ist eine Einsatzstoffsteuerung auf \r\nAnlagenebene ineffizient, da der absolute Einsatz der nachwachsenden Rohstoffe vor \r\nallem von der Anlagenzahl abhängt. Daher sollte ein übergeordneter Mechanismus au\r\nßerhalb des EEG gefunden werden, um Anbauflächen zu monitoren und u. U. zu be\r\ngrenzen, um den Trinkwasser- und Biodiversitätsschutz zu gewährleisten. \r\nSeite 74 von 97 \r\nEine weitere Verschärfung des Maisdeckels lehnt der BDEW aus mehreren Gründen ab: \r\n1. Bestehende Biogasanlagen, die eine Anschlussförderung erhalten, müssen den aktuell \r\ngültigen Maisdeckel einhalten. Dieser ist bereits deutlich ambitionierter als in der Ver\r\ngangenheit und führt selbst bei gleichbleibender Strom- und Wärmeproduktion zu ei\r\nnem Rückgang der eingesetzten Maismenge. \r\n2. Der Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen wird bereits in der Erneuerbare-Energien\r\nRichtlinie über Vorgaben zur THG-Minderung reglementiert. Eine Überregulierung über \r\nden Maisdeckel ist daher nicht notwendig. \r\nDie Begrenzung des Maisdeckels auf 25 Masseprozent galt nur für die Ausschreibungen im \r\nJahr 2026. Ab 2027 soll dieser richtigerweise wieder auf 30 % angehoben werden. Aus Grün\r\nden des Bürokratieabbaus wäre eine Ergänzung der Übergangsbestimmungen um eine rück\r\nwirkende Anhebung des Maisdeckels auf 30 % sinnvoll. \r\n14.3 \r\nSonstige gemeinsame Bestimmungen vor Strom aus Biomasse nach § 44c EEG \r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die vorgesehene Bezugnahme unter Absatz 7 Nr. 7 auf die \r\n„die Anhänge I und II der Richtlinie 2012/27/EU in der Fassung vom 5. Juni 2029“ offensichtlich \r\nnicht korrekt ist.  \r\n15. Änderungen für Biomethananlagen \r\n15.1 Generelle Anmerkungen zur Förderung von Biomethan-Anlagen \r\nGrundsätzlich begrüßt der BDEW die Berücksichtigung von Biomethananlagen innerhalb des \r\nEEGs. Allerdings gab es seit dem EEG 2023 lediglich ein Gebot, das zudem nicht zugelassen \r\nwurde. Damit sind seit drei Jahren keine EEG-Gebote mehr eingegangen. Auch die jetzigen Än\r\nderungen werden zu keiner signifikanten Erhöhung der Anzahl der Gebote führen. Um hier ge\r\ngenzusteuern, spricht sich der BDEW für folgende Punkte aus: \r\n› Biogas als systemdienliche Option für gesicherte Leistung strategisch verankern: Im Zuge \r\nder geplanten Einführung eines Kapazitätsmechanismus braucht es eine technologieoffene \r\nBewertung aller verfügbaren Optionen zur Bereitstellung gesicherter und flexibel steuerba\r\nrer Leistung – auch vor dem Hintergrund der Kosteneffizienz. Daraus ergibt sich die Not\r\nwendigkeit einer politischen Grundsatzentscheidung: Es braucht eine klare Zuordnung der \r\nStromerzeugung aus Biomasse – entweder im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes \r\nbzw. in den geplanten Kapazitätsmechanismus oder weiterhin über das EEG. \r\n› Anpassung der Mindestvergütung und des Flexibilitätszuschlags im EEG: Bei den aktuellen \r\nFlexibilitätsanforderungen reichen Mindestvergütung und Flexibilitätszuschlag nicht aus, \r\nSeite 75 von 97 \r\num verlässliche Anreize für den Ausbau zusätzlicher flexibler Leistung und Speicher zu set\r\nzen. Die Mindestvergütung sollte erhöht werden und der Zuschlag auf die gesamte instal\r\nlierte Leistung gewährt und angehoben werden. Mindestens erforderlich ist eine regelmä\r\nßige Überprüfung und gegebenenfalls Anpassung der Zuschlagshöhe auf Basis aktueller \r\nMarkt- und Investitionsbedingungen. \r\n› RED-III-konforme Ausnahmen für Bestandsanlagen: Im Zuge der nationalen Umsetzung \r\nder RED III (EU-Richtlinie 2023/2413) muss sichergestellt werden, dass Bestandsanlagen \r\neine wirtschaftliche Perspektive behalten. Dazu soll in der Biomassestrom-Nachhaltigkeits\r\nverordnung (§ 6 Abs. 2) eine RED-III-konforme Ausnahmeregelung zur Treibhausgasminde\r\nrung für Bestandsanlagen bis zum 31.12.2030 verankert werden. \r\n15.2 Höchstwertanpassung nach § 39l EEG 2027 \r\nDurch die im Referentenentwurf vorgesehene Änderung in § 39l Abs. 1 EEG soll der Höchst\r\nwert für Biomethananlagen von 19,31 ct/kWh nach Maßgabe der BNetzA-Festlegung für 2026 \r\nauf 23,12 ct/kWh angepasst werden.  \r\nDer BDEW begrüßt die neue Festlegung des Höchstwertes nach § 39l EEG für 2027 nach Maß\r\ngabe der BNetzA-Festlegung für 2026.  \r\n16. Deponiegas, Klärgas, Grubengas \r\nDas Einsetzen der Degression nach § 41 EEG wird vom 1. Juli 2027 auf 1. Januar 2028 und \r\ndann jeweils zum 1. Januar des Folgejahres verschoben, und der Degressionsbetrag von 1,5 % \r\nauf 1 % gesenkt.  \r\nDie Verringerung der Degression auf ein % ist aus Sicht des BDEW zu begrüßen. Noch besser \r\nwäre ein Degressionsbetrag von 0,5 %, sodass die Degression auf gleichem Niveau wie auch \r\nbei Biogasanlagen läge. \r\n17. Resilienzausschreibungen \r\n17.1 Ausschreibungsvolumen der Resilienzausschreibungen (§ 28e EEG) \r\nDie bisherigen Innovationsausschreibungen werden abgeschafft. Mit der Neufassung des \r\n§ 28e EEG 2027 wird das Ausschreibungsvolumen für Resilienzausschreibungen nach § 39n \r\nEEG 2027 auf insgesamt 4.000 MW festgelegt. Damit wird ein Teil der unionsrechtlichen Vor\r\ngaben aus Artikel 26 Absatz 7 der Verordnung (EU) 2024/1735 (Net-Zero Industry Act, NZIA) \r\numgesetzt, wonach ein Mindestvolumen an Resilienzausschreibungen vorzusehen ist. \r\nSeite 76 von 97 \r\nVon den 4.000 MW entfallen 3.500 MW auf Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land \r\nnach § 28 EEG 2027 und 500 MW auf Solaranlagen des ersten Segments nach § 28a EEG 2027. \r\nWeitere 2.000 MW sollen im Rahmen von Resilienzausschreibungen für Windenergieanlagen \r\nauf See nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) umgesetzt werden. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer im NZIA vorgesehene Kriterienkatalog erscheint sehr umfangreich und dürfte in der \r\npraktischen Umsetzung mit erheblichen administrativen Herausforderungen verbunden \r\nsein. Zugleich wird der NZIA durch den IAA bereits weiterentwickelt, während die Mitglied\r\nstaaten noch mit der Ausgestaltung und Anwendung der bestehenden NZIA-Kriterien befasst \r\nsind. Aus Sicht der Praxis ist wichtig, dass die Erfüllung der Kriterien pragmatisch ausgestaltet \r\nwird und grundsätzlich bereits zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme nachgewiesen werden \r\nkann, etwa durch entsprechende Nachweise der Hersteller. Zusätzliche laufende Monitoring- \r\noder Berichtspflichten während des Anlagenbetriebs sollten möglichst vermieden werden. So\r\nweit der Gesetzgeber Anforderungen für die Betriebsphase vorsehen möchte, sollte geprüft \r\nwerden, ob bestehende Systeme und Zertifizierungen (z. B. KRITIS-Vorgaben, EMAS, ISO-Stan\r\ndards) als ausreichend anerkannt werden können. Sofern sich durch die spezifischen NZIA-Kri\r\nterien höhere Kosten ergeben, sollten diese auch in angepassten Höchstwerten reflektiert \r\nsein. \r\nFür die Planung von Windenergieprojekten ist es darüber hinaus essenziell, dass die konkrete \r\nAusgestaltung der nicht-preislichen NZIA-Kriterien in den Ausschreibungen frühzeitig bekannt \r\ngegeben und gleichmäßig auf die vier unterjährigen Ausschreibungstermine verteilt wird. Die \r\nim Entwurf vorgesehene gesonderte Resilienzausschreibung reduziert hingegen das reguläre \r\nAusschreibungsvolumen und birgt erhebliche Klumpenrisiken. Daher ist entscheidend, dass \r\ndas Volumen von 3.500 MW für Windenergieanlagen an Land additiv zu den regulären \r\n10.000 MW im EEG ausgestaltet wird. Nur so kann sichergestellt werden, dass das Volumen \r\nder Resilienzausschreibung nicht zu einer faktischen Verknappung bestehender Ausschrei\r\nbungsvolumina führt und die Resilienzausschreibung tatsächlich zusätzlichen Ausbau bei \r\nWindenergieanlagen an Land ermöglicht. \r\nDarüber hinaus sollte ein konkretes Datum zur Vorlage der entsprechenden Verordnung ge\r\nsetzlich verankert werden. Die konkrete Ausgestaltung der Verordnung sollte zudem parallel \r\nzur EEG-Novelle in einem transparenten Verfahren gemeinsam mit der Branche beraten wer\r\nden. \r\nSeite 77 von 97 \r\n18. Änderungen hinsichtlich Herkunftsnachweisen (§ 79 EEG) \r\nDer Referentenentwurf sieht eine Änderung in § 79 Abs. 1 Nr. 1 EEG vor. Diese Änderung ist \r\nangesichts der Förderänderungen, die der Referentenentwurf vorsieht, konsequent.  \r\nErgänzend sollten aber auch die nachfolgenden Aspekte hinsichtlich der Speichermischnut\r\nzung berücksichtigt werden: \r\nEs ist aktuell unklar, ob für Strom aus einem Mischspeicher mit EE- und Graustrom bei Aus\r\nspeisung des EE-Stroms in das Netz und Anwendbarkeit der kommenden MiSpeL-Festlegung \r\nfür diesen EE-Strom Herkunftsnachweise ausgestellt werden dürfen, oder nicht (vgl. nachfol\r\ngend auch unter Nr. 25.3). Dies basiert vornehmlich darauf, dass Herkunftsnachweise nur für \r\neine Anlage im Sinne von § 3 Nr. 1 EEG 2023 ausgestellt werden dürfen, der Mischspeicher \r\naber keine solche Anlage ist, weil er nicht ausschließlich Strom aus Erneuerbaren Energien ein\r\nspeichert.  \r\nInsoweit sollten  \r\n• entweder die entsprechenden Passagen in § 19 Abs. 3b Satz 2 und 3c Satz 5 EEG klar\r\nstellend angepasst werden,  \r\n• oder der Anlagenbegriff in § 3 Nr. 1 EEG entsprechend modifiziert werden,  \r\n• oder eine ausdrückliche Befugnis zur Ausstellung entsprechender Herkunftsnachweise \r\nin § 79 EEG eingearbeitet werden.  \r\nBei einer strikten Gesetzesauslegung würden die EE-Strommengen daher trotz Förderfähigkeit \r\nnach § 19 Abs. 3b und 3c EEG 2023 i.V. mit der kommenden MiSpeL-Festlegung für die Aus\r\nstellbarkeit von Herkunftsnachweisen als Graustrommengen behandelt werden. Dies wider\r\nspräche dem Sinn der MiSpeL-Festlegung, gerade die grüne Eigenschaft dieser Strommengen \r\nzu erhalten.   \r\n19. Änderungen hinsichtlich der Clearingstelle EEG/KWKG \r\nEs wird eine neue Verpflichtung für Netzbetreiber eingefügt, gegenüber der Clearingstelle eine \r\nzentrale Kontaktstelle einzurichten („Single Point of Contact“), um ihr eine elektronische Kon\r\ntaktaufnahme in Angelegenheiten wie Schiedsverfahren und sonstigen Verfahren der Clea\r\nringstelle (§ 81 Abs. 4 EEG) zu erleichtern.   \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt diese Änderungen grundsätzlich, rät aber an, anstelle des Begriffs „Betrei\r\nber von Energieversorgungsnetzen“, der nur im EnWG definiert ist, den Begriff „Netzbetrei\r\nber“ zu verwenden, der in § 3 Nr. 36 EEG 2023 legal definiert ist.  \r\nSeite 78 von 97 \r\n20. Änderungen bei den Aufgaben der BNetzA nach § 85 EEG \r\nIn § 85 Abs. 1 Nr. 3 EEG-RefE scheint ein Fehler im Wortlaut vorzuliegen, indem auf „§ 9 Ab\r\nsatz 1 Nummer 2“ und nicht auf „§ 19 Absatz 1 Nummer 2“ verwiesen wird. Im Übrigen ver\r\nweist der BDEW zu den Änderungen in § 85 EEG auf die vorstehenden Fachkapitel (Nr. 9.3, \r\n10.2 und 12.1).  \r\n21. Streichung der VO-Ermächtigung zur Regelung der Eigenschaften für Grünen Was\r\nserstoff (§ 93) \r\nDie Verordnungsermächtigung zur Regelung der Eigenschaften für Grünen Wasserstoff soll ge\r\nmäß dem Referentenentwurf gestrichen werden.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDie Streichung ist aus BDEW-Sicht nicht zu begrüßen. Die Eigenschaften sind zwar in der 37. \r\nBImSchV bereits geregelt. Bei Streichung müsste vom EEG auf die 37. BImSchV übergeleitet \r\nwerden, wenn Eigenschaften von Grünem Wasserstoff aus der 37. BImSchV auch im Rahmen \r\ndes EEG gelten sollten, weil die 37. BImSchV sonst im Rahmen des EEG nicht gelten würde. Zu\r\ndem könnte die Streichung von § 93 EEG könnte Auswirkungen auf Befreiungstatbestände ha\r\nben, da wiederum die Definition von grünem Wasserstoff in § 26 EnFG auf § 93 EEG verweist. \r\n22. Übergangsregelungen (§ 100) \r\n22.1 Grundlegende Anmerkungen zur Übergangsregelung \r\nDie Übergangsregelung des § 100 EEG behält den Grundsatz bei, dass die Neuregelungen nur \r\nfür Neuanlagen gelten und die Geltung des EEG 2027 für Bestandsanlagen in den § 100 Abs. 2 \r\nff. EEG-RefE dargestellt wird. Dabei soll für ältere Bestandsanlagen, also Anlagen mit Inbe\r\ntriebnahme oder Bezuschlagung in einem Ausschreibungstermin jeweils vor dem 1.1.2023, \r\nallerdings weiterhin § 100 EEG 2023 durch einen entsprechenden Verweis in § 100 Abs. 1 EEG \r\n2027 gelten, soweit nicht § 100 Abs. 2 ff. EEG 2027 hier Änderungen vorsieht. Damit gilt für \r\nAnlagen mit Inbetriebnahme oder Bezuschlagung in einem Ausschreibungstermin jeweils \r\nzwischen dem 1.1.2023 und 31.12.2026 das EEG 2023, vorbehaltlich der Modifikationen in \r\n§ 100 Abs. 2 ff. EEG 2027-E. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nSeite 79 von 97 \r\nDer BDEW begrüßt die grundsätzliche Weitergeltung des Altrechts für Bestandsanlagen und \r\nBestandszuschläge. So werden Anlagen, die bereits in Betrieb genommen worden sind oder \r\nfür die bereits ein Zuschlag aus einer vorherigen Ausschreibung existiert, nicht nachträglich \r\neinem neuen Rechtsrahmen zugeführt, der für die Anlagen bzw. Projekte eine wirtschaftliche \r\nBenachteiligung darstellen könnte.  \r\nEs fehlt allerdings der Schutz von Bürgerenergieanlagen nach § 22b Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023. \r\n§ 100 Abs. 1 Nr. 1 EEG-RefE sollte daher durch folgenden neuen Buchstaben d) ergänzt wer\r\nden:  \r\n„d) für die vor dem 1. Januar 2027 nach § 22b Absatz 1 Nummer 1 der Bundesnetzagentur \r\nmitgeteilt worden ist, dass sie als Windenergieanlagen an Land Anlagen einer Bürgerener\r\ngiegesellschaft sind,“ \r\n22.2 Anwendbarkeit von § 10c EEG 2023 auch auf Bestandsanlagen \r\nDass für die Anwendung von § 10c EEG (Zuordnung von geringen Stromverbräuchen von So\r\nlaranlagen) auch auf Bestandsanlagen klarstellend erstreckt werden soll, sieht der BDEW \r\ngrundsätzlich positiv. Wir weisen darauf hin, dass durch Auslegung der bisherigen in diesem \r\nAspekt nicht eindeutigen Regelungen der BDEW jedenfalls zu dem Schluss gekommen ist, dass \r\nbereits § 10c EEG 2023 auch auf Bestandsanlagen anzuwenden war bzw. ist. \r\n22.3 Weitere Bestimmungen für bestehende Anlagen nach § 101 EEG-RefE \r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich, dass § 101 EEG-RefE inhaltlich die Übergangsregelung des § \r\n100 Abs. 47 EEG 2023 weiterentwickelt. Insoweit verweist der BDEW auf seine Kommentie\r\nrung der Regelung vorstehend unter Nr. 6.3.  \r\n23. Beihilferechtlicher Vorbehalt nach § 102 EEG-RefE \r\n23.1  Grundlegende Anmerkungen zum § 102 EEG-RefE \r\nDer BDEW sieht die Notwendigkeit eines neuen beihilferechtlichen Vorbehalts aufgrund der \r\nteilweisen staatlichen Finanzierung der EEG-Förderung. Es fehlt allerdings auch im § 102 EEG\r\nRefE eine Regelung, die eine rückwirkende Geltung der Bestimmungen von Teil 3, § 85a, § 100 \r\nAbs. 6 und 9, § 101 und der Anlagen 1 bis 5 des EEG 2027 teilweise oder vollständig anordnet \r\nbzw. teilweise oder vollständig ausschließt, für den Fall, dass die beihilferechtliche Genehmi\r\ngung dieser Regelungen nicht bis zum 1. Januar 2027 vorliegt. Dies betrifft insbesondere Rege\r\nlungen der gesetzlichen, nicht ausschreibungsbezogenen Förderung, bei denen eine rückwir\r\nkende Anwendung der entsprechenden Regelungen grundsätzlich denkbar wäre, anders als \r\nSeite 80 von 97 \r\nÄnderungen beim Ausschreibungsdesign oder den Höchstwerten, die rückwirkend nicht zur \r\nAnwendung gebracht werden können.  \r\nAußerdem fehlt in der Regelung eine Bestimmung, welche Regelungen des EEG 2027 denn bis \r\nzur beihilferechtlichen Genehmigung anwendbar sind, s. § 101 Abs. 1 Satz 2 und Abs. 2 Satz 2 \r\nEEG 2023.  \r\n23.2 Anwendbarkeit der Regelungen aus dem „Solarpaket 2024“ trotz beihilferechtlichem \r\nVorbehalt \r\nEs existiert außerdem weiterhin keine beihilferechtliche Genehmigung der entsprechend un\r\nter Vorbehalt gestellten Änderungen im EEG durch das „Solarpaket 2024“, nur mit Ausnahme \r\nder Änderungen in § 100 Abs. 15 und 16 EEG 2023. Die bislang nicht genehmigten Regelungen \r\nsind folgende:  \r\n• Absenkung des Ausschreibungs-Schwellenwertes für Solaranlagen des zweiten Seg\r\nments von 1 MW auf 750 kW nach § 22 Abs. 3 Satz 2 EEG 2023 i. V. mit der neuen mini\r\nmalen Gebotsgröße für Solaranlagen des zweiten Segments von mehr als 750 kW nach \r\n§ 30 Abs. 2 EEG 2023,  \r\n• Erhöhungen des Ausschreibungsvolumens für Solaranlagen des zweiten Segments ein\r\nschl. deren kalenderjährlicher Aufteilung nach § 28b Abs. 2 EEG 2023, \r\n• Privilegierung für Flugwindenergieanlagen an Land aus § 36h Abs. 3 Satz 2 und 3 und \r\n§ 46 Abs. 3 EEG 2023,  \r\n• maximale Gebotsgröße bei den Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments \r\nin § 37 Abs. 3 und § 38a Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 von 50 MW,   \r\n• Vergütung von zusätzlicher Leistung, die durch Repowering von Solaranlagen des zwei\r\nten Segments entsteht, nach § 38h Satz 2 EEG 2023,  \r\n• Bildung eines Untersegments für besondere Solaranlagen innerhalb der Solaranlagen \r\ndes ersten Segments nach § 37d EEG 2023 sowie neue Höchstwert-Regelung für beson\r\ndere Solaranlagen nach § 37b Abs. 2 EEG 2023,   \r\n• neuer Bonus für besondere Solaranlagen in der gesetzlichen Förderung nach § 48 Abs. \r\n1b EEG 2023,   \r\n• angehobener anzulegender Wert für die Förderzone > 40 kW für Solaranlagen nach \r\n§ 48 Abs. 2 EEG 2023,   \r\n• Änderung der Ersetzungsregelung für Aufdach-/Lärmschutzwand-Solaranlagen nach \r\n§ 48 Abs. 2 durch Abs. 4 Satz 2 EEG 2023,  \r\nSeite 81 von 97 \r\n• geänderte Regelung zur Höchstwertfestsetzungskompetenz der BNetzA in § 85a Abs. 1 \r\nSatz 2 EEG 2023,  \r\n• vorübergehende Anpassung der Berechnungsgrundlage für den anzulegenden Wert \r\nvon Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 1 Megawatt, \r\nvon Pilotwindenergieanlagen an Land und von Windenergieanlagen an Land von Bür\r\ngerenergiegesellschaften nach § 22 Abs. 2 Satz 2 Nummer 1 bis 3 EEG 2023 in § 46 Abs. \r\n1 Satz 1 zweiter Halbsatz EEG nach § 100 Abs. 35 EEG 2023, und  \r\n• Verlängerung der Realisierungsfristen für Biomethananlagen mit einer „opt-out“-Mög\r\nlichkeit für Bestands-Zuschläge nach § 100 Abs. 36 EEG 2023. \r\nWann diese beihilferechtliche Genehmigung ergehen wird, und mit welchem Inhalt, ist weiter\r\nhin unklar. Der BDEW geht davon aus, dass die ausschreibungsbezogenen Änderungen auf \r\nAusschreibungen und Bezuschlagungen, die vor der beihilferechtlichen Genehmigung stattfan\r\nden, nicht anwendbar sind. Dies entspricht jedenfalls der Positionierung des BMWE und der \r\nBNetzA hinsichtlich des „Biomassepaketes 2025“. \r\nAllerdings sind zahlreiche der vorstehenden Änderungen nicht abhängig von einer Ausschrei\r\nbung, z. B. die Änderungen bei der PV-Ersetzungsregelung in § 48 EEG und die Anhebung des \r\nanzulegenden Wertes für die Förderzone oberhalb von 40 kW bei Solar-Aufdachanlagen. Es ist \r\nweiterhin unklar, ob diese Änderungen bei erfolgter beihilferechtlicher Genehmigung auch \r\nrückwirkend gelten sollen bzw. können, oder nicht. Da sich Anlagenbetreiber mangels Ver\r\ntrauensschutzes nicht auf Regelungen berufen können, die vom Gesetzgeber unter beihilfe\r\nrechtlichen Vorbehalt gestellt worden sind, sollte im EEG 2027 klargestellt werden,  \r\n• dass die nicht-ausschreibungsbezogenen Änderungen durch das „Solarpaket 2024“ nur \r\nfür Anlagen anwendbar sind, die ab dem Zeitpunkt der beihilferechtlichen Genehmi\r\ngung in Betrieb genommen worden sind, bzw. auf Austauschvorgänge, die ab diesem \r\nZeitpunkt stattgefunden haben, und   \r\n• dass die ausschreibungsbezogenen Änderungen durch das „Solarpaket 2024“, soweit \r\nsie nach dem EEG 2023 oder künftig dann dem EEG 2027 noch relevant sind, nur für \r\nAusschreibungstermine und hieraus resultierende Zuschläge nach der beihilferechtli\r\nchen Genehmigung anwendbar sind.  \r\n24. Anmerkungen zu Anlage 1 \r\nDie in Nr. 4.2 vorgesehene viertelstundenscharfe Korrektur des Refinanzierungsbeitrags ist \r\nnicht praxisgerecht und deshalb abzulehnen. Nach der Begründung müssten die Netzbetreiber \r\nin Abschöpfungsjahren für jede einzelne Viertelstunde eines Kalenderjahres ermitteln, ob ein \r\nAnpassungsbedarf besteht und in welcher Höhe der Refinanzierungsbeitrag jeweils \r\nSeite 82 von 97 \r\nanzusetzen ist; erst anschließend könnten die jeweiligen Viertelstundenwerte mit den einge\r\nspeisten Strommengen verrechnet werden. Dies führt zu einem erheblichen zusätzlichen Ab\r\nwicklungs-, Datenverarbeitungs- und Prüfaufwand und steht damit aus Sicht der Vollzugspra\r\nxis außer Verhältnis zum Regelungszweck. \r\n25. Juristische Anmerkungen zu Einzelfragen im EEG \r\n25.1 Klarstellung bei der Mitteilung des Einspeiseortes, § 8b EEG \r\nDass in § 8b EEG die Vierwochenfrist für die Mitteilung des Einspeiseortes sich stärker an der \r\nSystematik des § 8 EEG ausrichten und damit eine Rechtsunsicherheit beseitigen soll, ist be\r\ngrüßenswert. Ausdrücklich soll die entsprechende Identifikationsnummer die Teilnahme am \r\nBilanzkreissystem ermöglichen. \r\nDer alleinige Bezug auf das Feststehen des Verknüpfungspunkts nach § 8 Abs. 1 bis 3 EEG 2023 \r\nlässt aber wiederum Fragen zum konkreten Zeitpunkt offen (etwa, wann eine Zuweisung nach \r\n§ 8 Abs. 3 EEG 2023 erfolgt). Ziel muss gerade für Kleinstanlagen sein, dass die entsprechende \r\nIdentifikationsnummer sowie alle anderen für den Direktvermarktungsprozess notwendigen \r\nInformationen einheitlich in einem massengeschäftsstauglichen Format möglichst frühzeitig \r\nmitgeteilt wird, wenn kein Anspruch auf eine Einspeisevergütung besteht und daher eine An\r\nmeldung zur Direktvermarktung erforderlich wird. Denn für die wirksame Nutzung der Identifi\r\nkationsnummer ist es erforderlich, dass zu diesem Zeitpunkt auch die weiteren Daten, insbes. \r\nStammdaten und Messkonzept zur Verfügung stehen, damit die Anlage im System verankert \r\nist und keine Fehlermeldungen auftreten. Dabei ist auch darauf hinzuweisen, dass ein mög\r\nlichst frühes Netzanschlussbegehren beim Netzbetreiber zu einer deutlich zügigeren Anmel\r\ndung führen kann. Anmeldungen nach Inbetriebnahme mit Netzanschluss und damit Einspei\r\nsung sind jedenfalls auch nach § 52 EEG sanktionsbewehrt. Die Identifikationsnummer sollte \r\ndaher spätestens vier Wochen nach Vorliegen der vollständigen Antragsunterlagen mitge\r\nteilt werden. \r\n25.2 Weitere Änderungen an § 10b EEG 2023 \r\nDie Frist zum Nachweis für die Fernsteuerbarkeit bei Wechsel der Veräußerungsform muss \r\nklargestellt werden. \r\nMit dem PV-Spitzengesetz wurden die Fristen für die Sanktionierung sieht § 10b Abs. 1 Satz 3 \r\nEEG 2023 wie folgt angepasst. Zweck der Änderung war, für den Nachweis der Fernsteuerbar\r\nkeit einen realistischen Zeitrahmen zu geben. \r\nDie Pflicht nach Satz 1 muss nicht vor dem Beginn des zweiten auf die erstmalige Einspei\r\nsung der Anlage folgenden Kalendermonats und nicht vor dem Beginn des zweiten auf die \r\nSeite 83 von 97 \r\nMeldung des Direktvermarktungsunternehmens an den Netzbetreiber zur Übernahme der \r\nVermarktung folgenden Kalendermonats erfüllt werden. \r\nFür einen Wechsel des Direktvermarktungsunternehmens bzw. einen Wechsel von einer \r\nForm der Einspeisevergütung zur Direktvermarktung bedeutet das: \r\nDa die Meldung bei Wechsel einer Veräußerungsform (nicht beim Wechsel des Direktver\r\nmarkters ohne Wechsel der Veräußerungsform) mit Vormonatsfrist erfolgen muss (vgl. § 21c \r\nAbs. 1 Satz 1 EEG 2023), wäre „nicht vor Beginn des zweiten auf die Meldung des Direktver\r\nmarktungsunternehmens“ zeitgleich mit dem Beginn der eigentlichen Übernahme der Direkt\r\nvermarktung. Eine Karenzfrist zum Einbau entsprechender Steuerungseinrichtungen würde \r\nentfallen, was gerade nicht Sinn der Änderung durch den Gesetzgeber war.  \r\nBDEW-Vorschlag für § 10b Abs. 1 Satz 2 EEG-RefE (neu): \r\nDie Pflicht nach Satz 1 muss nicht vor dem Beginn des zweiten auf die erstmalige Einspei\r\nsung der Anlage folgenden Kalendermonats und nicht vor dem Beginn des zweiten auf die \r\nMeldung des Direktvermarktungsunternehmens an den Netzbetreiber zur bzw. auf die \r\nÜbernahme der Vermarktung Veräußerung durch das Direktvermarktungsunternehmen \r\nfolgenden Kalendermonats erfüllt werden. \r\nBegründung \r\nDie Meldung muss vormonatlich erfolgen, also beispielsweise bis zum 30. April für die Anmel\r\ndung zur Vermarktung ab dem 1. Juni. Erst ab dem 1. Juni kann die Fernsteuerbarkeit durch \r\nden Direktvermarkter realisiert bzw. geprüft und gemeldet werden. Daher erscheint es ange\r\nmessen und sinnvoll, die Frist ab Beginn der Vermarktung durch den Direktvermarkter laufen \r\nzu lassen, der dann – wie bei Inbetriebnahme der Anlage – knapp 2 Monate Zeit hat, die Fern\r\nsteuerungseinrichtungen einzurichten/ anzutesten. \r\n25.2.1 Klarstellung der Geltung von § 10b Abs. 2 EEG auch für Bestandsanlagen  \r\nAuch für ältere Bestandsanlagen (Inbetriebnahme vor dem 1.1.2023) sollten die geänderten \r\nRahmenbedingungen für die marktorientierte Steuerung nach § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) \r\nnach dem „PV-Spitzengesetz“ gelten.  \r\nMit der „kleinen Energierechtsnovelle“ ist § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) so geändert worden, \r\ndass die Sicht- und Steuerbarkeit durch den Direktvermarkter erst ab dem 1. Januar 2028 und \r\nab Einbau eines intelligenten Messsystems über das Smart-Meter-Gateway erfüllt werden \r\nmuss. Bis dahin müssen Anlagenbetreiber Übertragungstechniken und Übertragungswege zur \r\nAbrufung der Ist-Einspeisung und zur ferngesteuerten Regelung der Einspeiseleistung verwen\r\nden, die dem Stand der Technik bei Inbetriebnahme der Anlage entsprechen und \r\nSeite 84 von 97 \r\nwirtschaftlich vertretbar sind. Allerdings gilt diese Änderung nicht ausdrücklich für Bestands\r\nanlagen, anders als die Änderungen in § 10b Abs. 1 EEG 2023 (vgl. §§ 100 Abs. 1, Abs. 1a Nr. 1 \r\nEEG 2023).  \r\nDies hätte allerdings zur Folge, dass bei Einbau eines iMS sofort die Steuerung darüber mög\r\nlich sein müsste – anders als für Neuanlagen, die nach § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) noch eine \r\nÜbergangsfrist bis 2028 erhalten. Für die Direktvermarktung ist allerdings in jedem Fall eine \r\nviertelstündliche Messung und Bilanzierung erforderlich (§ 21b Abs. 3 EEG 2023), sodass der \r\nEinbau von iMS hierfür eine kostengünstige Alternative zu herkömmlicher Messtechnik wäre. \r\nDer Gesetzgeber dürfte die Angleichung für Bestandsanlagen übersehen oder den weiteren \r\nEinbau außerhalb der Pflichteinbaufälle unterschätzt haben. Auch von Direktvermarktern von \r\nBestandsanlagen kann jedoch nichts Unmögliches verlangt werden.  \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n§ 100 Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023 sollte daher wie folgt ergänzt und damit klargestellt werden: \r\n(1a) Für Strom aus Anlagen nach Absatz 1 gilt abweichend von Absatz 1, dass \r\n1. § 10b Absatz 1 und Absatz 2 dieses Gesetzes anstelle von § 10b Absatz 1 und Absatz \r\n2 Satz 1 bis 4 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezem\r\nber 2022 geltenden Fassung anzuwenden ist, \r\n25.3 Klarstellung der Verweisung für „MiSpeL“-Speicher“ \r\nDer BDEW spricht sich für eine zielgenauere Verweisung auf die anwendbaren EEG-Vorschrif\r\nten für marktorientierte Speicher aus.  \r\nHintergrund: \r\nDie mit dem „Solarpaket 2024“ aufgenommene Änderung in § 19 Abs. 3b und c EEG 2023 soll \r\ndie gemischte Nutzung von Speichern und den anteiligen EEG-Fördererhalt ermöglichen. Die \r\n„Pauschaloption“ und die „Abgrenzungsoption“ sind allerdings erst nach Erlass der BNetzA\r\nFestlegung „MiSpeL“ anwendbar. Die Pauschaloption kann darüber hinaus erst nach beihilfe\r\nrechtlicher Genehmigung angewandt werden. \r\nIn der Praxis ist bislang unklar, wie der Pauschal-Verweis von § 19 Abs. 3b Satz 2 und Abs. 3c \r\nSatz 5 EEG 2023 auszulegen ist. Die Regelungen lauten: \r\nDie Vorschriften dieses Gesetzes und des Energiefinanzierungsgesetzes sind entsprechend \r\nanzuwenden, soweit der Anspruch nach Satz 1 geltend gemacht wird. \r\nDa sich die Änderungen in Teil 3 des EEG 2023 findet und Sinn und Zweck der Anpassung der \r\nanteilige EEG-Fördererhalt war, geht der BDEW davon aus, dass auf die Regelungen verwiesen \r\nSeite 85 von 97 \r\nwerden sollte, die mit der Geltendmachung des Förderanspruchs zusammenhängen. Darauf \r\nsollte der Verweis klarstellend eingegrenzt und nur um wenige Verweise außerhalb von Teil 3 \r\nergänzt werden: \r\nBDEW-Vorschlag für § 19 Abs. 3b Satz 2 und Abs. 3c Satz 5 EEG 2023: \r\nDie Paragraphen 9 und 10b sowie die Vorschriften Teil 3 dieses Gesetzes und des Energie\r\nfinanzierungsgesetzes sind entsprechend anzuwenden, soweit der Anspruch nach Satz 1 \r\ngeltend gemacht wird. \r\nFür gemischt genutzte Speicher sollten dieselben Anforderungen an die netzdienliche und \r\nmarktorientierte Steuerung gestellt werden, wie an Speicher, die EEG-Anlagen sind. Da auch \r\nnach Auffassung der BNetzA es sich bei den Veräußerungsformen, in denen Pauschal- und Ab\r\nrenzungsoption realisiert wird, um die geförderte Direktvermarktung handelt, kann hier nichts \r\nanderes als für übrigen EEG-Anlagen gelten. \r\nWenn Speicher im EEG 2027 systemisch vorausgesetzt werden, muss der Rechtsrahmen für \r\ngemeinsam betriebene EE- und Speicheranlagen eindeutig und investitionsfähig ausgestaltet \r\nwerden. Dies betrifft insbesondere Co-Location, Mischspeicher, anteiligen Fördererhalt, Mess\r\nkonzepte, Direktvermarktung und die Kombination mit marktlicher Flexibilität. \r\n25.4 Klarstellung der Anwendung der Ausfallvergütung für Bestandsanlagen \r\nIm Regierungsentwurf des „Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich \r\nder Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung“ von Ende 2024 war eine \r\nKlarstellung der Berechnungsweise der Anfangs- und Folgeausfallvergütung nach § 21 Abs. 1 \r\nSatz 1 Nr. 3 EEG 2023 vorhanden. Da die Berechnungsmethodik insbesondere bei einer dauer\r\nhaften oder regelmäßigen Inanspruchnahme der Ausfallvergütung weiterhin im Streit ist, \r\nsollte diese Regelung in den Gesetzentwurf übernommen werden, wenn auch nur im Rahmen \r\neiner Übergangsregelung zur Klarstellung für Bestandsanlagen für die Zukunft.  \r\nAußerdem fehlt weiterhin die Übergangsregelung für die Höhe der Folge-Ausfallvergütung \r\nfür Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2023 bis zum Inkrafttreten des „Solarpa\r\nketes 2024“. Das EEG 2023 in der ersten Fassung bestimmte die Folge-Ausfallvergütung noch \r\nin Höhe des Marktwertes, das Solarpaket hatte hingegen eine Höhe von Null vorgegeben, al\r\nlerdings ohne eine Übergangsregelung für Bestandsanlagen. Daher ist seitdem unklar, ob die \r\nAbsenkung der „Folge-Ausfallvergütung“ auf null auch für EEG-Anlagen ab dem 16. Mai 2024 \r\nbzw. 1. Juli 2024 anzuwenden ist, die ab dem 1. Januar 2023 bis einschließlich dem 15. Mai \r\n2024 in Betrieb genommen worden sind, oder innerhalb dieses Zeitfensters in einer EEG-Aus\r\nschreibung bezuschlagt worden sind, oder als Pilot-Windenergieanlagen festgestellt worden \r\nsind.  \r\nSeite 86 von 97 \r\nDie im Regierungsentwurf des „Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Be\r\nreich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung“ von Ende 2024 vorge\r\nsehene Ergänzung des geltenden § 100 Abs. 28 EEG 20233 um einen Verweis auf § 21 Abs. 1 \r\nSatz 1 Nr. 3 EEG 2023 (in der am 15. Mai 2024 geltenden Fassung) war vorgesehen, um diesem \r\nProblem abzuhelfen. Allerdings regelte § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023 (in der am 15. Mai \r\n2024 geltenden Fassung) nicht wie ab dem 16. Mai 2024 die „Ausfallvergütung“, sondern die \r\nFörderung von ausgeförderten Anlagen. Die „Ausfallvergütung“ wurde in der damaligen Fas\r\nsung in § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EEG 2023 geregelt. Daher muss § 100 Abs. 28 Satz 1 EEG 2023 \r\ndurch folgenden Zusatz am Ende ergänzt werden:  \r\n„in der am 15. Mai 2024 geltenden Fassung oder in der Fassung seiner sinngemäßen Vor\r\ngängerregelung anzuwenden“.  \r\n25.5 Definition bestimmter Leistungsschwellen in neuen EEG-Regelungen \r\nZahlreiche Bestimmungen in den durch das „Sofortmaßnahmengesetz“ bzw. das „Solarpaket \r\n2024“ eingeführten bzw. geänderten Regelungen für Solaranlagen enthalten Leistungsschwel\r\nlen, deren Berechnung aber jeweils nicht definiert wird. Dies betrifft insbesondere  \r\n› die Leistungsschwelle von 20 kW in § 48 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1a) EEG 2023 („Garten-PV-Anla\r\ngen“),  \r\n› die Leistungsschwelle von 100 kW in § 10c EEG 2023 und  \r\n› die Leistungsschwellen für die „unentgeltliche Abnahme“ von 400 kW nach § 100 Abs. 20 \r\nEEG 2023.  \r\nInsoweit muss im Rahmen der EEG-Novelle 2027 klargestellt werden, nach welchen Maßga\r\nben die Leistungen der entsprechenden Anlagen im Verhältnis zu diesen Leistungsschwellen \r\nberechnet werden.  \r\n25.6 Änderungen in § 52 EEG 2023 \r\nDer Referentenentwurf sieht zahlreiche Änderungen innerhalb von § 52 EEG 2023 vor. Teil\r\nweise begrüßt der BDEW diese, teilweise lehnt er diese ab (s. vorstehend unter Nr. 7.1 und \r\n12.4.1), und teilweise fehlen notwendige Änderungen innerhalb dieser Regelung. \r\n3BRats-Drs. 581/24, S. 127.  \r\nSeite 87 von 97 \r\n25.6.1 Im Referentenentwurf vorgesehene Änderungen in § 52 EEG 2023  \r\nDer BDEW begrüßt die vom Regierungsentwurf vorgesehenen Klarstellungen innerhalb von \r\n§ 52 Abs. 1 Nr. 9 und dem neuen Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 EEG. Eine Sanktionsminderung nach § 52 \r\nAbs. 3 EEG 2023 bereits bei nachträglicher Vornahme der Kalenderjahresendmeldung führt im \r\nZweifel nicht zu einer hinreichenden Datenbasis im Marktstammdatenregister. Insoweit ver\r\nweist der BDEW aber ergänzend auf seine vorstehenden Ausführungen zu § 52 EEG-RefE unter \r\n7.1.  \r\n25.6.2 Weitere notwendige Präzisierungen innerhalb von § 52 EEG 2023 \r\nDie durch das „Sofortmaßnahmengesetz“ zum 1. Januar 2023 eingeführten Sanktionen nach \r\n§ 52 EEG 2023 sind vielfach nicht harmonisiert mit den sich aus den anderen EEG-Regelungen \r\nergebenen Pflichten bzw. den Verstößen hiergegen. Insbesondere sind folgende Fragestellun\r\ngen derzeit nicht abschließend gelöst, weshalb die entsprechenden Regelungen in § 52 EEG \r\n2023 präzisiert werden müssen:  \r\nUnklar ist, ob eine Sanktionierung für einzelne Pflichtverstöße auch vor Netzanschluss der \r\nAnlage eintritt, z. B. nach § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 wegen nicht rechtzeitiger oder Nichtan\r\nmeldung der Vermarktungsform vor Inbetriebnahme einer Anlage, wenn die Inbetriebnahme \r\nmit dem Netzanschluss zeitlich zusammenfällt. Gleiches gilt dann, wenn die Anlage zwar be\r\nreits an das Netz angeschlossen ist, aber noch nicht in dieses einspeist. In beiden Fällen ist \r\neine Sanktionierung nach § 52 EEG 2023 in der Branche strittig. Insoweit muss die Regelung \r\npräzisiert werden.  \r\nAußerdem muss auch für § 52 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 EEG 2023 klargestellt werden, ab welchem \r\nZeitpunkt bzw. ab welcher Handlung und bis zu welchem Zeitpunkt in der Vergangenheit der \r\nSanktionsbetrag rückwirkend wieder gekürzt wird. Für die Ereignisse der Pflichtverstöße nach \r\n§ 52 Abs. 1 Nr. 9a und 10 EEG 2023 (ökologische Mindestanforderungen und Verstoß gegen \r\ndie Volleinspeisungspflicht nach § 48 Abs. 2a EEG 2023) fehlt die Angabe des Ereignisses, ab \r\ndem die Sanktion rückwirkend auf 2 Euro/kW/Kalendermonat verringert wird, s. für die ökolo\r\ngischen Mindestanforderungen in der BDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen \r\nMindestkriterien bei PV-Freiflächenanlagen. \r\nHinsichtlich § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 sollte die Erstanmeldung zur Direktvermarktung nicht \r\nmehr über das EEG sanktioniert, sondern nur noch in den Marktprozessen abgebildet werden. \r\nDie Praxis hat gezeigt, dass die Mitteilungspflichten der Anlagenbetreiber nach § 21c EEG \r\n2023, die parallel zu den von der BNetzA festgelegten Prozessen gelten, zu Missverständnis\r\nsen und Fehlern führen, die seit Inkrafttreten des EEG 2023 mit eigenständigen Strafzahlungen \r\nnach § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 verbunden sind.  \r\nSeite 88 von 97 \r\nDarüber hinaus sollte die Sanktionierung der Nichteinhaltung der Frist zur Mitteilung des erst\r\nmaligen Einstiegs in eine Veräußerungsform entfallen, die mit dem EEG 2017 eingeführt \r\nwurde, obwohl laut Gesetzesbegründung keine Änderung des Regelungsinhalts im Vergleich \r\nzu § 21 EEG 2014 beabsichtigt war. Diese Frist ist nicht praxisgerecht, da die Bilanzkreiszuord\r\nnung bei Neuanlagen erst nach Zählereinbau, der häufig erst kurz vor Inbetriebnahme der An\r\nlage erfolgt, möglich ist. Sofern die Frist für die Zuordnung nicht gehalten wird, erfolgt eine \r\nautomatische Ablehnung nach den Marktprozessen. Eine weitere Sanktionierung sollte dage\r\ngen entfallen. Folge der Ablehnung für die weitere Bilanzierung ist dann, dass die Anlagen, so\r\nfern diese Veräußerungsform für sie zulässig ist, automatisch der unentgeltlichen Abnahme \r\nzugeordnet werden. \r\nBDEW-Vorschlag  \r\n§ 21c Abs. 1 EEG 2023 sollte um einen neuen Satz 2 erweitert werden: \r\nAnlagenbetreiber müssen dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalen\r\ndermonats mitteilen, wenn sie erstmals Strom in einer Veräußerungsform nach § 21b Ab\r\nsatz 1 Satz 1 veräußern oder wenn sie zwischen den Veräußerungsformen wechseln. Die \r\nerstmalige Zuordnung wird abgelehnt, wenn die Voraussetzungen nicht vorliegen. \r\n§ 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 in der Fassung des Referentenentwurfs sollte wie folgt geändert \r\nwerden: \r\n(1) Anlagenbetreiber müssen an den Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlos\r\nsen ist, eine Zahlung leisten, wenn sie […] \r\n9. dem Netzbetreiber den Wechsel zwischen den verschiedenen Veräußerungsformen nach \r\n§ 21b Absatz 1 nicht nach Maßgabe des § 21c übermittelt haben, wenn die Anlage nicht \r\nbereits nach § 21c Absatz 1 Satz 2 oder Satz 3 als einer Veräußerungsform zu geordnet \r\ngilt. \r\n25.6.3 Zeitliche Begrenzung der rückwirkenden Korrektur der Sanktionen  \r\n§ 52 Abs. 3 EEG 2023 ermöglicht es dem Anlagenbetreiber, die Sanktionen nach § 52 Abs. 1 \r\nNr. 1, 3, 4, 9a, 10 und 11 EEG 2023 rückwirkend von 10 Euro/kW/Kalendermonat auf 2 \r\nEuro/kW/Kalendermonat absenken zu lassen. Diese nachträgliche Absenkung, verbunden mit \r\nden entsprechend hohen Beträgen, führt bei den Netzbetreibern zu erheblichen Rückstellun\r\ngen der einmal erhaltenen Sanktionsbeiträge in der unabgesenkten Höhe und erheblichem \r\nVerwaltungsaufwand durch eine eventuelle rückwirkende Korrektur der Sanktionszahlungen \r\nüber mehrere Jahre hinweg.  \r\nSeite 89 von 97 \r\nDie Netzbetreiber haben diese Belastungen über zahlreiche Jahre zu tragen, da § 52 Abs. 3 \r\nEEG 2023 keinerlei zeitliche Begrenzung für die rückwirkenden Korrekturen enthält. Dement\r\nsprechend fordert der BDEW die Einführung einer maximalen Zeitdauer seit dem erstmali\r\ngen Sanktionierungszeitpunkt bzw. seit Beginn des Verstoßes bis zum Ende des darauffol\r\ngenden Kalenderjahres.  \r\nHierbei kann folgende Formulierung verwendet werden (auf Basis des geltenden EEG 2023):  \r\n„(3) Die zu leistende Zahlung verringert sich auf 2 Euro pro Kilowatt installierter Leistung \r\nder Anlage und Kalendermonat  \r\n1. bei einem Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 1, 3, 4 oder 11, sobald die entspre\r\nchende Pflicht erfüllt wird; diese Verringerung wirkt zurück bis zum Beginn des Pflichtver\r\nstoßes, und  \r\n2. bei einem Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 9a und 10.  \r\nDer Anlagenbetreiber darf das Recht nach Satz 1 längstens bis zum Ende des auf den \r\nPflichtverstoß folgenden Kalenderjahres ausüben. Bei einem nach dem Ablauf des 31. \r\nDezember 2023 auftretenden Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 1, Nummer 3, Num\r\nmer 4 oder Nummer 8, der aufgrund des Defekts einer technischen Einrichtung eintritt, \r\nentfällt die zu leistende Zahlung für den Kalendermonat, in dem der Pflichtverstoß eintritt, \r\nund für den darauffolgenden Kalendermonat, dabei trägt der Anlagenbetreiber für das \r\nVorliegen eines Defektes die Darlegungs- und Beweislast.“ \r\n25.7 Gesetzgeberische Klarstellung der Höhe der Biomasse-Anschlussförderung nach § 39g \r\nAbs. 6 EEG 2023 und Vorgängerregelungen \r\nDie Berechnungsmethodik der Anschlussförderung von Biomasseanlagen nach dem geltenden \r\n§ 39g Abs. 6 EEG 2023 einschl. der bis zu § 39f EEG 2017 zurück gehenden Vorgängerregelun\r\ngen ist weiterhin unklar: Die Clearingstelle EEG/KWKG hatte zwar in ihrer Entscheidung im \r\nVerfahren 2025/4-VI eine Berechnungsmethodik empfohlen. Dieser steht aber eine gegensätz\r\nliche Methodik nach Maßgabe des nicht rechtskräftigen Urteils des LG Oldenburg vom 21. No\r\nvember 2025 – Az. 6 O 3033/24 gegenüber. Der zeitliche wie inhaltliche Ausgang des Rechts\r\nmittelverfahrens ist unklar.  \r\nAufgrund der erheblichen Bedeutung der Anschlussförderung für Biomasseanlagen sowohl für \r\ndie Anlagenbetreiber in betriebswirtschaftlicher Hinsicht als auch für die Netzbetreiber hin\r\nsichtlich der Netz- und Systemstabilität durch die gesicherte Leistung dieser Anlagen muss der \r\nWiderspruch in der Berechnungsmethodik zwischen den Sätzen 1 und 2 der Regelungen zu\r\ngunsten der Anlagen- und Netzbetreiber durch einen eindeutigen Gesetzeswortlaut geklärt \r\nSeite 90 von 97 \r\nwerden. Dies kann auch im Rahmen einer Übergangsregelung nur für Bestandsanlagen und \r\nzuschläge geschehen.  \r\nDer BDEW begrüßt zwar insoweit die Darstellungen auf Seite 181 des Referentenentwurfs \r\nvom 20. April 2026 zur Auslegung des geltenden § 39g Abs. 6 EEG 2023. Er gibt jedoch zu be\r\ndenken, dass sie nach der Rechtsprechung rechtlich nicht für die Gesetzesauslegung bindend \r\nsind, da es sich hierbei um spätere Aussagen des Gesetzgebers zu einem bereits bestehenden \r\nNormkomplex handelt, zumal aus einer anderen Legislaturperiode.4 Abschließende Rechtssi\r\ncherheit für die Anlagen- und Netzbetreiber würde daher erst durch eine Klarstellung im Ge\r\nsetzeswortlaut selbst erreicht werden.  \r\n25.8 \r\n§ 21b EEG: Direktbelieferung der Industrie vereinfachen \r\nDie Direktbelieferung mit Strom aus Erneuerbaren Energien stellt für Industrieunternehmen \r\neine große Chance dar. Viele Unternehmen aus dem industriellen Mittelstand sind in Lieferket\r\nten eingebunden, in denen CO2-Minderungsziele verbindlich definiert sind. Die Firmen brau\r\nchen eine einfache Möglichkeit zur Dekarbonisierung. Obwohl die Industriestrombelieferung \r\neinige Vorteile hat, gibt es nach wie vor wenig Direktbelieferung in der Praxis. \r\nEin Hindernis für die ungehinderte Direktbelieferung der Industrie, die eine direkte physische \r\n(und nicht nur eine bilanzielle) Stromlieferung ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes \r\nmeint, ist die in § 21b Abs. 4 Nr. 2 a) EEG 2023 enthaltene Pflicht des Anlagenbetreibers, die \r\ngenannten Veräußerungsformen für jeglichen nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe außer\r\nhalb des Netzes an Dritte gelieferten Strom zu nutzen. Die „unmittelbare räumliche Nähe“, die \r\nim Gesetz zudem nicht definiert wird, begrenzt damit die Vermarktungsoptionen des Anlagen\r\nbetreibers. Ein maximaler räumlicher Abstand zwischen Erzeugungsanlage und Abnehmer \r\nergibt sich aber aufgrund der mit zunehmender Distanz abnehmenden Wirtschaftlichkeit. Jen\r\nseits gesetzlicher Restriktionen wird daher diese fehlende Wirtschaftlichkeit dem Risiko länge\r\nrer Parallelleitungen entgegen.  \r\nZur Vereinfachung sollte das Kriterium der unmittelbaren räumlichen Nähe in § 21b EEG ge\r\nstrichen werden.  \r\n4BGH, Urteil vom 20. Juli 2011, Az. IV ZR 177/09, Rdn. 33; Beschluss vom 29. September 2009 - X ZB 1/09, NJW \r\n2010, 76 Rn. 23.  \r\nSeite 91 von 97 \r\n26. Änderungen des Messstellenbetriebsgesetz (Artikel 2) \r\nDer Gesetzentwurf sieht eine Absenkung der Leistungsgrenze zum Einbau eines intelligenten \r\nMesssystems und einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt für Anlagenbetreiber \r\nmit einer installierten Leistung von mehr als 2 Kilowatt gem. § 29 Abs. 1 Nr. 2b i. V. m. § 30 \r\nAbs. 1 Nr. 4 MsbG-E vor.  \r\nDer BDEW lehnt die Absenkung der Leistungsgrenze bzw. die Ausweitung der Rolloutver\r\npflichtung für Anlagen mit einer Anlagenleistung zwischen 2 und 7 Kilowatt ab. \r\nEine pauschale Ausstattung dieser Anlagen ist im Kontext des Systemnutzens und der aktuel\r\nlen Geschwindigkeit des Pflichtrollouts in Frage zu stellen.  \r\nEine Absenkung der Einbauverpflichtung auf mehr als 2 kW ist zum aktuellen Zeitpunkt weder \r\nzielführend noch sachgerecht. Diese Anlagen haben eine geringe Systemrelevanz. Die vorzei\r\ntige und verpflichtende Ausstattung mit intelligenter Mess- und Steuerungstechnik verursacht \r\njedoch enormen Aufwand. Die Ausstattung kleinerer Anlagen, insbesondere mit Steuerungs\r\ntechnik, kann ggf. später sinnvoll sein, wenn der Rollout von iMSys weit fortgeschritten und \r\ndie Steuerung über diese Infrastruktur etabliert ist, aktuell jedoch noch nicht. Die Pflicht zur \r\nAusstattung mit iMSys und Steuerungseinrichtung sollte sich auf den bestehenden Rahmen \r\ndes im MsbG definierten Pflichtrollouts fokussieren und konsequent fortgesetzt werden. An\r\nstatt die Einbauverpflichtung auszuweiten, sollte der Fokus auf weitere Skalierung und die He\r\nbung der Messwertqualität der bisherigen Pflichteinbaufälle gelegt werden. Sollten sich Kun\r\nden dennoch für den Einbau eines iMSys und Steuerungseinrichtung entscheiden, besteht \r\ngrundsätzlich die Möglichkeit des Einbaus auf Kundenwunsch. \r\nDie angedachte Änderung der Quotenregelung für den Einbau intelligenter Messsysteme und \r\nder Steuerungseinrichtungen von 90 % installierter Leistung auf eine Prozentzahl an Messstel\r\nlen für die Erzeugungsanlagen nimmt dem Messstellenbetreibern zusätzlich die Möglichkeit \r\netwas flexibler zu agieren. Andererseits ist die Quotenberechnung derzeit sehr komplex und \r\ndie Änderung vor diesem Hintergrund nachvollziehbar. \r\nWichtig ist in diesem Zusammenhang auch darauf hinzuweisen, dass die Verknüpfung der \r\nQuote für das Jahr 2026 mit dem Einbau von iMSys und Steuerungseinrichtung dringend auf\r\ngehoben werden muss. Sollten die Steuerungseinrichtungen durch die Messstellenbetreiber \r\nverbaut werden müssen, ohne dass die Steuerung durch die Netzbetreiber möglich ist, würde \r\ndies die Kosten für die Steuerung deutlich erhöhen, denn der Anlagenbetreiber müsste dann \r\ntrotzdem zusätzlich die Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen ermöglichen. \r\nDiese Doppelausstattung wäre ineffizient und würde die Kosten deutlich und ohne Nutzen er\r\nhöhen. BDEW fordert daher seit 2024 die Verknüpfung von Messung über das iMS und die \r\nSteuerung über diese Technik für das Jahr 2026 bezogen auf die zu erreichende \r\nSeite 92 von 97 \r\nAusstattungsquote aufzuheben. Der Rollout mit intelligenten Messsystemen sollte aber unver\r\nändert voranschreiten. \r\n27. Änderungen in der Erneuerbare-Energien-Verordnung (Art. 3) \r\nDie Voraussetzungen für die limitierte Vermarktung – also die Anpassung der Einspeiseleis\r\ntung von Anlagen, die nicht direktvermarktet werden, auf Anweisung des ÜNB durch den VNB \r\nwerden angepasst, sodass in Zukunft der Fall der limitierten Vermarktung deutlich öfter auf\r\ntreten kann. Der Übertragungsnetzbetreiber hat danach die nach aktueller Prognose vorher\r\ngesagte viertelstündliche Einspeisung von Strommengen aus fernsteuerbaren Anlagen über \r\neine marktgekoppelte Auktion vollständig zu preislimitierten Geboten in Höhe von 0 Euro pro \r\nMegawattstunde am Day-Ahead-Markt einer Strombörse zu vermarkten. \r\nDer BDEW begrüßt eine Anhebung der Preislimits mit dem Ziel, die Kosten der Förderung Er\r\nneuerbarer Energien zu senken. Der BDEW empfiehlt die Vorgaben zur Preislimitierten Ver\r\nmarktung so anzupassen, dass weiterhin wirtschaftliche Anreize zur Verbesserung der Steuer\r\nbarkeit von direkt vermarkteten Anlagen bestehen und gleichzeitig Transaktionskosten bei der \r\nAbregelung von Anlagen in festen Einspeisevergütung berücksichtigt werden können. Darüber \r\nhinaus empfiehlt der BDEW, Herausforderungen im System- und Netzbetrieb bei der Preisset\r\nzung berücksichtigen zu dürfen. Hierzu schlägt der BDEW vor, dass eine beliebige Anzahl wirt\r\nschaftlich nachvollziehbarer Gebote (Tranchen) innerhalb eines gesetzlich festgelegten Be\r\nreichs preislimitiert gehandelt werden müssen. Der gesetzlich festgelegte Bereich sollte so ge\r\nwählt werden, dass einerseits die Kosten der Förderung der Erneuerbaren Energien so weit \r\nwie möglich gesenkt werden und auf der anderen Seite weiterhin ausreichend Anreize für die \r\nAbregelung in der Direktvermarktung erhalten bleiben. Aus Sicht des BDEW könnte beispiels\r\nweise ein Bereich von -20 Euro pro Megawattstunde bis -100 Euro pro Megawattstunde ge\r\nwählt werden. \r\nDer Verkauf von Strom bei negativen Preisen führt grundsätzlich zu einer Belastung des EEG\r\nKontos und damit zu einer Belastung der Steuerzahler. Daher ist eine Anhebung der Preislimits \r\neine sinnvolle Maßnahme, um die Bezahlbarkeit zu unterstützen. Gleichzeitig können im Rah\r\nmen der Abregelung Transaktionskosten entstehen, welche die Einsparungen bei Stromprei\r\nsen nahe 0 Euro pro Megawattstunde möglicherweise wieder aufzehren. Diese Kosten können \r\nje nach Tranche unterschiedlich und im zeitlichen Verlauf variabel sein. Daher ist es nicht sinn\r\nvoll, weitere Vorgaben in der Erneuerbaren Energien Verordnung zu machen. \r\nBereits heute ist zu erkennen, dass mehr und mehr Direktvermarkter eine Steuerung der Anla\r\ngen bei negativen Preisen vornehmen. Eine Verschiebung der Preisgrenze auf 0 Euro pro Me\r\ngawattstunde birgt die Gefahr, dass die Bemühungen weitere Direktvermarkter zu einem \r\nSeite 93 von 97 \r\nmarktadäquaten Verhalten zu führen eingebremst werden, da die Direktvermarkter dann erst \r\nnach den ÜNB-vermarkteten Anlagen aus dem Markt gehen und damit ggf. gar nicht erst abre\r\ngeln müssten. Daher lehnt der BDEW eine Grenze von 0 Euro pro Megawattstunde ab. \r\nWeiterhin sieht der BDEW es als notwendig an, eine Vermarktung in Tranchen durchzufüh\r\nren. Einerseits können dadurch wirtschaftlich nachvollziehbare Gebote (Transaktionskosten) \r\nerstellt werden, zum anderen können dadurch bei Bedarf Anforderungen aus dem Netz- und \r\nSystembetrieb berücksichtigt werden. Dazu zählen insbesondere die Vermeidung von Engpäs\r\nsen und Systembilanzproblemen durch eine gezielte Steuerung der örtlichen und zeitlichen \r\nAbregelung. \r\n28. Juristische Änderungen im EnFG \r\n28.1 Unverzügliche Mitteilungspflichten nach § 52 Abs. 1 EnFG und Sanktionen \r\nDas Zusammenspiel von Melde- und Sanktionsregelungen für die Inanspruchnahme von Privi\r\nlegierungen nach dem EnFG wirft erhebliche Umsetzungsfragen für die Praxis auf. Insbeson\r\ndere ist für den Netzbetreiber kaum nachvollziehbar, ob die Meldung der Kriterien „kein Un\r\nternehmen in Schwierigkeiten“ und „Nichtbestehen von beihilferechtlichen Rückforderungs\r\nansprüchen“ tatsächlich unverzüglich durch den Netznutzer erfolgte (vgl. §§ 52 und 53 EnFG). \r\nDer BDEW unterstützt ausdrücklich, dass eine Umlagenprivilegierung nur dann gewährt wer\r\nden soll, wenn der Letztverbraucher tatsächlich kein „Unternehmen in Schwierigkeiten“ ist \r\nbzw. gegen ihn keine beihilferechtlichen Rückzahlungsansprüche bestehen. \r\nEs ist aber nicht nachvollziehbar, dass eine spätere Anmeldung von Privilegierungen (etwa im \r\nJuni rückwirkend zum Januar desselben Jahres) nicht im Rahmen der Endabrechnung für das \r\nKalenderjahr berücksichtigt werden sollte oder könnte, weil dann die Mitteilung der Informa\r\ntionen, die der Privilegierung zugrunde liegen, eben nach §§ 52 und 53 EnFG nicht mehr „un\r\nverzüglich“ erfolgt wäre, sondern mit mehreren Monaten Verzug. Dies bedeutet, dass lediglich \r\nfür den zwischenzeitlichen Wegfall der Umlagenberechtigung (Letztverbraucher wird z. B. im \r\nLaufe eines Kalenderjahres zum „Unternehmen in Schwierigkeiten“) die Privilegierungen bei \r\nnicht rechtzeitiger Meldung im Rahmen der Endabrechnung für das gesamte Kalenderjahr ent\r\nfallen sollten. Diese Fälle dürften eine rare Ausnahme in den Massenfällen - gerade der priva\r\nten Letztverbraucher - bilden, sodass eine einzelfallbezogene Auseinandersetzung mit dem \r\nunbestimmten Rechtsbegriff „unverzüglich“ vertretbar erscheint. Auf diese Weise könnten \r\ninsbesondere die Privilegierungen massengeschäftstauglich für die weit überwiegende Zahl \r\nder Letztverbraucher abgewickelt werden. Es bliebe dann bei einer Initialmeldung, dass der \r\nLetztverbraucher weder ein Unternehmen in Schwierigkeiten ist noch gegen ihn beihilferecht\r\nliche Rückforderungsansprüche bestehen. Ohne diese Meldung werden keine \r\nSeite 94 von 97 \r\nUmlageprivilegien gewährt. Erfolgt die Meldung bis zum 28. Februar des Folgejahres, können \r\nfür das vorangegangene Kalenderjahr noch Umlageprivilegien ohne Sanktionierung in An\r\nspruch genommen werden. Wird der Letztverbraucher zu einem Unternehmen in Schwierig\r\nkeiten oder entstehen ihm gegenüber beihilferechtliche Rückforderungsansprüche, entfällt \r\ndie Privilegierung für das gesamte Kalenderjahr, wenn die Meldung nicht unverzüglich nach \r\nEintritt dieses Umstands erfolgt. \r\nBDEW-Vorschlag für eine Änderung des § 53 EnFG: \r\n„(1) Der nach Teil 4 verringerte Anspruch auf Zahlung der Umlagen erhöht sich auf 100 \r\nProzent, soweit die folgenden Mitteilungspflichten nicht oder nicht rechtzeitig erfüllt wor\r\nden sind: \r\n1. die Mitteilungspflichten nach § 52 Absatz 1 Nummer 2 und 3 in Verbindung mit Nr. \r\n4, sofern die Mitteilung eine Änderungsmitteilung ist, dass es sich bei dem Letztver\r\nbraucher, zu dessen Verbrauch die Netzentnahme mit verringerter Umlagenpflicht \r\nerfolgt, um ein Unternehmen in Schwierigkeiten handelt oder dass gegen den Letzt\r\nverbraucher, zu dessen Verbrauch die Netzentnahme mit verringerter Umlagenpflicht \r\nerfolgt, offene Rückforderungsansprüche aufgrund eines Beschlusses der Europäi\r\nschen Kommission zur Feststellung der Unzulässigkeit einer Beihilfe und ihrer Unver\r\neinbarkeit mit dem Europäischen Binnenmarkt bestehen, \r\n2. die Mitteilungspflicht nach § 52 Absatz 1 Nummer 4, soweit sie sich auf die Angaben \r\nnach § 52 Absatz 1 Nummer 2 und 3 bezieht, und \r\n32. die Mitteilungspflichten nach § 52 Absatz 2 und 3. \r\n(2) Der nach Teil 4 verringerte Anspruch auf Zahlung der Umlagen erhöht sich für das \r\njeweilige Kalenderjahr um 20 Prozentpunkte, soweit die folgenden übrigen Mitteilungs\r\npflichten nach § 52 Absatz 1 Nummer 1 bis 4 nicht spätestens bis zum 31. März des \r\nJahres erfüllt werden, das auf das Kalenderjahr folgt, in dem diese Mitteilungspflicht \r\nunverzüglich zu erfüllen gewesen wäre.: \r\n1. die Mitteilungspflicht nach § 52 Absatz 1 Nummer 1 und \r\n2. die Mitteilungspflicht nach § 52 Absatz 1 Nummer 4, soweit sie sich auf die Angabe \r\nnach § 52 Absatz 1 Nummer 1 bezieht.“ \r\nIn diesem Zusammenhang weist der BDEW darauf hin, dass es sich insbesondere bei der Privi\r\nlegierung für Wärmepumpen nach § 22 EnFG in der Regel um Standardlastprofil-Belieferungen \r\nmit rollierender Jahresabrechnung handelt. Kalenderscharfe Jahresmengen liegen damit zu \r\nEndabrechnungstermin nicht unbedingt vor. \r\nSeite 95 von 97 \r\n28.2 Änderungen bei den ÜNB-Mitteilungspflichten nach § 51 EnFG-E \r\nDer Referentenentwurf sieht in § 51 Abs. 1 Nr. 3 c) EnFG-E die Mitteilungspflicht der ÜNB für \r\nden Abzugsbetrag für die befristete Marktwertdurchleitung vor, der sich wiederum nach An\r\nlage 1 Nr. 9.5 EnFG-E berechnen soll. Der BDEW verweist insoweit auf seine vorstehenden \r\nDarstellungen unter Nr. 3.2.  \r\n29. Juristische Änderungen im KWK-Gesetz \r\nJenseits des EEG müssen noch folgende Änderungen im KWK-Gesetz durchgeführt werden:  \r\n29.1 Übergangsregelung für Einsatzstoffänderung nach § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG zu flüs\r\nsiger Biomasse \r\nAufgrund des am 1. April 2025 in Kraft getretenen „KWKG-Änderungsgesetzes 2025“ ist nach \r\n§ 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG nur noch der Einsatz von „nicht fossilen flüssigen Brennstoffen“ \r\nzulässig. Obwohl in der Begründung des „KWKG-Änderungsgesetzes 2025“ von einer Über\r\ngangsregelung für Bestandsanlagen gesprochen wird, fehlt diese im Gesetzeswortlaut. Daher \r\nmuss § 35 Abs. 19 KWKG wie folgt geändert werden:  \r\n„(19) § 6 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 und Nummer 2, § 7 Absatz 5 Satz 2, § 15 Absatz 4 Satz \r\n3, § 18 Absatz 1 und 2, § 22 Absatz 1 und 2 und § 35 Absatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum \r\nAblauf des 31. März 2025 geltenden Fassung sind anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf \r\nneue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem 1. April 2025 im Fall von \r\nKWK-Anlagen erstmals den Dauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Moder\r\nnisierung wieder aufgenommen haben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in \r\nBetrieb genommen wurden.“ \r\n29.2 Abgrenzung der Negative-Preise-Regelung zu den förderfähigen kalenderjährlichen \r\nVollbenutzungsstunden \r\nWeiterhin ist unklar, wie die KWK-Strommengen während der Negative-Preise-Zeiten zu den \r\nförderfähigen kalenderjährlichen Vollbenutzungsstunden abgegrenzt werden, und wie sich \r\ndies in den Mitteilungspflichten nach § 15 Abs. 4 KWKG niederschlägt. Es ist insbesondere \r\nunklar,  \r\n• ob die Zählung der förderfähigen Vollbenutzungsstunden eines Kalenderjahres zu Be\r\nginn desselben zu laufen beginnt, und dann ohne Rücksicht auf Negative-Preise-Zeiten,  \r\n• ob KWK-Anlagenbetreiber berechtigt sind, die förderfähigen Vollbenutzungsstunden \r\ninnerhalb eines Kalenderjahres zu verteilen, und  \r\nSeite 96 von 97 \r\n• wie angesichts der Streichung der 50 kW-Schwelle im ehemaligen § 7 Abs. 4 Satz 2 \r\nKWKG für die Anwendung der Negative-Preise-Regelung mit KWK-Anlagen zu verfah\r\nren ist, die weder eine registrierende Leistungsmessung noch ein iMSys haben und bei \r\ndenen folglich Negative-Preise-Zeiten keiner konkreten Strommenge zugeordnet wer\r\nden können.  \r\nZur Erreichung von Rechtssicherheit für Anlagen- und Netzbetreiber bei der korrekten Ab\r\nrechnung der KWKG-Förderung ist hier eine gesetzliche Klarstellung erforderlich.  \r\nSeite 97 von 97 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024129","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge EnWG und EEG zur Reform der Netzanschlussverfahren 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bf/a6/753033/Stellungnahme-Gutachten-SG2606090003.pdf","pdfPageCount":39,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 3. Juni 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nEnWG- und EEG-Regelungen zum \r\nNetzanschlussverfahren \r\nArbeitsentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschafts\r\nrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau \r\nsowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens (Stand \r\n17.04.2026) \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n Seite 2 von 39 \r\nInhalt \r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 4 \r\n2 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss nach EnWG ...................... 8 \r\n2.1 Recht zur Kürzung von Netzkapazitäten, § 17 Absatz 1a EnWG-E ................. 8 \r\n2.1.1 Kein einseitiges Kürzungsrecht in Ausnahmefällen ........................................ 8 \r\n2.1.2 Umgang mit BKZ und nachträglicher Anschlusserweiterung ......................... 9 \r\n2.2 Co-Location, § 17 Absatz 2a EnWG-E ........................................................... 11 \r\n2.3 Netzkapazitätsvergabeverfahren Übertragungsnetz, § 17a EnWG-E .......... 13 \r\n2.4 Priorisierung Netzanschlussbegehren und Kontingente für \r\nNetzanschlusskapazität, ÜNB und VNB, § 17b EnWG-E ............................... 14 \r\n2.4.1 Grundsätze zur Priorisierung ........................................................................ 15 \r\n2.4.2 Zuteilung von Netzkapazität ......................................................................... 15 \r\n2.4.3 Priorisierungskriterien in Absatz 1 ............................................................... 18 \r\n2.4.4 Priorisierungskriterien und Freihalten von Kapazität im \r\nVerteilernetzbereich,  Absatz 2 .................................................................... 20 \r\n2.4.5 Verhältnis zu anderen Regelungen im EnWG und EEG ................................ 24 \r\n2.5 Zuteilung, Reservierung und Freigabe von Netzanschlusskapazität, § 17f \r\nEnWG-E ......................................................................................................... 25 \r\n2.5.1 Verfahren zur Zuteilung von Netzanschlusskapazität .................................. 25 \r\n2.5.2 Reservierungsverfahren, § 17f Absatz 1 EnWG-E ........................................ 27 \r\n2.6 Transparenz über zur Verfügung stehende Kapazitäten, § 17c EnWG-E ..... 29 \r\n2.6.1 Geografische Karte VNB, § 17c Absatz 1 EnWG-E ........................................ 30 \r\n2.6.2 Unverbindliche Netzanschlussauskunft VNB, § 17c Absatz 2 EnWG-E ........ 31 \r\n2.7 Netzanschlussprozesse mit Informationspflichten, § 17d EnWG-E ............. 32 \r\n2.8 Digitaler Netzanschlussprozess und Netzanschlussportal VNB, § 17e EnWG\r\nE .................................................................................................................... 33 \r\n3 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss von EE-Anlagen ............... 35 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n3.1 \r\n3.2 \r\n4 \r\nBaukostenzuschüsse (BKZ) für Erneuerbare-Energien-Anlagen, § 17 EEG .. 35 \r\nEinspeisenetz – Einspeisesteckdose, § 3 Nr. 18, § 8 EEG ............................. 37 \r\nMaßnahmen in kapazitätslimitierten Netzgebieten ........................................... 38 \r\n5 \r\nAnsätze zur weiteren Beschleunigung des Netzausbaus ..................................... 39 \r\nSeite 3 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n1 Zusammenfassung \r\nDer vorliegende inoffizielle Referentenentwurf eines Gesetzes „zur Änderung des Energiewirt\r\nschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Ver\r\nbesserung des Netzanschlussverfahrens“ vom 17. April 2026 greift eine zentrale Herausforde\r\nrung der Energiewende und der wirtschaftlichen Transformation auf und soll das Netzan\r\nschlussregime modernisieren. Der Gesetzentwurf sieht dafür ganz überwiegend gute und be\r\ngrüßenswerte Maßnahmen vor, die richtig und notwendig sind, um die Transformation des \r\nEnergiesystems in Deutschland zügig und kosteneffizient voranzubringen. \r\nAngesichts des stark wachsenden Anschlussbedarfs durch Erneuerbare Energien, Industrie, \r\nRechenzentren, Ladeinfrastruktur für E-Pkw und E-Lkw, Speicher, Elektrolyseure und Wärme\r\npumpen ist es sinnvoll und notwendig, bestehende Netzkapazitäten künftig deutlich flexibler \r\nund effizienter zu nutzen, um einen bestmöglichen Netzzugang zu gewährleisten. Hierfür be\r\ndarf es moderner, praxisgerechter und rechtssicherer Regelungen für den Netzanschluss.  \r\nZugleich darf die Weiterentwicklung des Netzanschlussrechts nicht isoliert betrachtet werden. \r\nEbenso erforderlich ist ein konsequenter und effizienter Ausbau der Netzinfrastruktur, um die \r\nvolkswirtschaftliche Resilienz und Leistungsfähigkeit des Energiesystems dauerhaft zu sichern. \r\nInsbesondere in Netzengpassgebieten braucht es dafür mehr Transparenz sowie deutlich ein\r\nfachere und schnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren. Neben dem Netzpaket ist da\r\nher ein ergänzendes Beschleunigungspaket für den Netzausbau notwendig, das auf Planungs- \r\nund Genehmigungsprozesse zielt und zu spürbaren Verkürzungen der Verfahren führt. Der \r\nBDEW hat diesbezüglich ein Papier mit kurzfristigen Maßnahmen zur Beschleunigung des \r\n110 kV-Hochspannungsnetzausbaus veröffentlicht. Netzausbauzeiträume von bis zu zehn Jah\r\nren können nicht der Maßstab sein, vielmehr bedarf es eines schnelleren Ausbaus.  \r\nDarüber hinaus ist insbesondere in Bezug auf den Themenkomplex Netz(anschluss)kapazitäten \r\ndas gesamte Strom- und Energiesystem in den Blick zu nehmen, weil sich dadurch Synergieef\r\nfekte und Lösungsmöglichkeiten eröffnen. So kann die stärkere Erschließung von Flexibilitäten – wie netzdienliche Großbatteriespeicher, Sektorkopplung oder lastseitige Flexibilität – dazu \r\nbeitragen, dass der Strom beispielsweise erzeugungsnah zwischengespeichert oder über die \r\nentsprechenden Technologien (Power to Gas, Power to Heat, Power to Vehicle) in andere \r\nEnergieträger umgewandelt oder andere Sektoren überführt wird. Dies bietet großes Poten\r\nzial für die Entlastung bei Stromnetzen und sollte parallel mitgedacht und vorangetrieben wer\r\nden.  \r\nIm Sinne der Gesamteffizienz ist es sinnvoll, dass Projektierer bei der Standortwahl neuer An\r\nlagen auch die kapazitative Situation der Stromnetze berücksichtigen. Dafür braucht es jedoch \r\ndie nötige Transparenz über die jeweilige Netzsituation. Es muss sichergestellt werden, dass \r\nSeite 4 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nsowohl für Anlagenbetreiber als auch für Netzbetreiber ein hohes Maß an wirtschaftlicher und \r\nplanerischer Verlässlichkeit gegeben ist. Gleichzeitig sollten Komplexität und administrativer \r\nAufwand für alle Beteiligten so gering wie möglich gehalten werden. \r\nInstrumente zur räumlichen Steuerung des Zubaus Erneuerbarer Energien nach dem Kriterium \r\nder verfügbaren Netzkapazität dürfen nur eingeführt werden, wenn ihre Auswirkungen auf \r\nNetzbetreiber und Anlagenbetreiber umfassend geprüft und angemessen berücksichtigt wer\r\nden. Hier bedarf es zunächst einer transparenten Datengrundlage und sodann einer klaren Ab\r\nschätzung der Auswirkungen – einerseits auf die Kosten und andererseits auf die Wirtschaft\r\nlichkeit der EE-Projekte. Dabei ist zum Beispiel die Standortgebundenheit von Technologien, \r\nwie Wind an Land, unbedingt zu beachten. Zu prüfen ist, welchen Beitrag standardisierte fle\r\nxible Netzanschlussverträge leisten können. Dabei müssen Wechselwirkungen von gesetzli\r\nchen und regulatorischen Regelungen im Blick bleiben (insbes. zu BKZ für Einspeiser, Einspei\r\nseentgelte, Regelungsansätze für Netzgebiete mit eingeschränkten Netzkapazitäten).  \r\nZusammenfassend sieht der BDEW folgende Punkte als besonders wichtig an:  \r\n› \r\n› \r\nNetzanschlussverfahren müssen schneller, digitaler und standardisierter werden \r\nDer BDEW unterstützt die Modernisierung des Netzanschlussregimes ausdrücklich. Stan\r\ndardisierte, digitalisierte und transparente Prozesse sind notwendig, um den stark stei\r\ngenden Anschlussbedarf durch EE-Anlagen, Industrie, Speicher, Rechenzentren, Elektro\r\nmobilität und Wärmepumpen bewältigen zu können.  \r\nNetzausbau muss beschleunigt werden  \r\nNeben neuen Anschlussregelungen bedarf es eines zusätzlichen Beschleunigungspaketes \r\nfür Planungs- und Genehmigungsverfahren. Netzausbauzeiten von bis zu zehn Jahren \r\nsind zu lang und entsprechen nicht unserem Anspruch. Der BDEW hat dazu bereits kon\r\nstruktive Vorschläge für ein Ermöglichungspaket seitens der Politik unterbreitet: Kurz\r\nfristige Maßnahmen zur Beschleunigung des 110 kV-Hochspannungsnetzausbaus. \r\n› \r\nFlexiblere Nutzung vorhandener Netzkapazitäten benötigt praktikable und rechtssi\r\nchere Regeln \r\nInstrumente wie flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA), gemeinsame Standortnut\r\nzung (Co-Location) oder Reservierungsverfahren können helfen, Netzkapazitäten effizi\r\nenter zu nutzen. Da sie technisch komplex und bislang nicht ausreichend erprobt sind, \r\nbraucht es für verpflichtende FCA einen praktikablen und rechtssicheren Rahmen. Die \r\nFörderung von Co-Location von Verbrauchs- oder Erzeugungskonstellationen mit Spei\r\nchern im Rahmen von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen sieht der BDEW als sinn\r\nvoll an. Diese Umsetzung sollte allerdings mit Augenmaß erfolgen, da nicht jeder zusätz\r\nliche Speicheranschluss technisch sofort realisierbar ist. \r\nSeite 5 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nPriorisierung von Netzanschlüssen mit klaren und diskriminierungsfreien Kriterien \r\nDer BDEW unterstützt Priorisierungsmöglichkeiten bei Netzengpässen, fordert aber ins\r\nbesondere für die Verteilernetze klare gesetzliche Regeln mit ausreichender Transparenz \r\nund Vereinheitlichung einerseits und Flexibilität für die Umsetzung in der Praxis anderer\r\nseits. Gleichzeitig muss Bestandsschutz für bereits zugesagte Netzanschlüsse gelten.  \r\nZuteilung von Netzkapazität im Engpassfall für Verteilernetz benötigt eigene Regeln \r\nVerteilnetze unterscheiden sich deutlich vom Übertragungsnetz. Sie sind regional ge\r\nprägt und müssen konsequent Versorgungszuverlässigkeit gewährleisten und sollen dar\r\nüber hinaus Wärmeplanung und Verkehrswende ermöglichen. Das ÜNB-Verfahren zur \r\nZuteilung von Netzanschlusskapazität lässt sich daher nicht eins zu eins übertragen. Je \r\nnach Netzgebiet können im Verteilernetz Verfahren wie Repartierung, Reifegradverfah\r\nren oder andere Ansätze für Anschlusspetenten und Netzbetreiber bessere Lösungen \r\nbieten.  \r\nMehr Transparenz über Netzkapazitäten – Sicherheit aber nicht aus dem Auge verlie\r\nren \r\nGeografische Netzkarten und unverbindliche Netzanschlussauskünfte können dabei hel\r\nfen, die Zahl der Anschlussbegehren insgesamt zu reduzieren, da sie mehr Transparenz \r\nfür die Netzanschlusspetenten herstellen und es ihnen ermöglichen, sich auf wirtschaft\r\nlich sinnvolle Projekte zu fokussieren. Das begrüßt der BDEW. Die unverbindliche Netz\r\nanschlussprüfung muss aber praxistauglich und möglichst bürokratiearm ausgestaltet \r\nwerden. Zur Berücksichtigung berechtigter Sicherheitsbedenken sollten Netzkarten und \r\nunverbindliche Netzanschlussauskünfte zusätzlich nur in geschützten Räumen und nur \r\nfür berechtigte Interessierte zugänglich gemacht werden können.   \r\nDigitale Netzanschlussportale sind richtig, die pauschale Umsetzungsfrist aber unrea\r\nlistisch \r\nDie Branche unterstützt die vollständige Digitalisierung der Netzanschlussprozesse. Die \r\nvorgesehenen pauschalen Fristen bis 2028 sind angesichts des notwendigen und erhebli\r\nchen Standardisierungs- und IT-Aufwands jedoch nicht generell umsetzbar. Es braucht \r\neinen realistischen, flexibleren Zeithorizont bis 2030. Früher umsetzbare Aspekte bei der \r\nVereinfachung, Standardisierung und Digitalisierung sollten hier zeitlich vorgezogen wer\r\nden können. \r\n› Baukostenzuschüsse für EE-Anlagen müssen regional differenziert und investitionsver\r\nträglich ausgestaltet werden \r\nDer BDEW hält regional differenzierte BKZ grundsätzlich für geeignet, um netzdienliche \r\nStandortsignale zu setzen. Gleichzeitig muss verhindert werden, dass sich verschiedene \r\nSeite 6 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nRegulierungsinstrumente kumulieren und Investitionen in EE-Anlagen wirtschaftlich ge\r\nfährden. Kohärenz bei der Gesetzgebung ist zentral. \r\n› Die „Einspeisesteckdose“ bzw. vorausschauender Netzausbau wird ausdrücklich unter\r\nstützt \r\nNetzbetreiber sollen Erzeugungsschwerpunkte frühzeitig antizipieren und Infrastruktur \r\nproaktiv errichten können. Dafür braucht es regulatorische Absicherung, schnellere Ge\r\nnehmigungen und bessere Datengrundlagen.  \r\n› Kapazitätslimitierte Netzgebiete müssen mit Augenmaß geregelt werden \r\nDer BDEW sieht weiteren Prüfbedarf bei den geplanten Regelungen zu kapazitätslimi\r\ntierten Netzgebieten. Vor neuen Eingriffen brauche es belastbare Datengrundlagen so\r\nwie eine Bewertung der Auswirkungen auf Wirtschaftlichkeit und Investitionen für alle \r\npotenziell betroffenen Netzgebiete. \r\nZu dem vorliegenden Entwurf hat der BDEW im Einzelnen folgende Anmerkungen: \r\nSeite 7 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n2 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss nach EnWG  \r\nDie folgenden Änderungen in § 17 EnWG betreffen Netzanschlussverfahren mit Vorgaben zu \r\nStandardisierung und Digitalisierung, Regelungen zu Transparenz über Netzkapazität und de\r\nren Vergabe (Priorisierung, Zuteilungsverfahren, Reservierungsverfahren). Diese Regelungen \r\nsind nach Einschätzung des BDEW für EEG- und KWK-Anlagen anwendbar, sofern in den jewei\r\nligen Spezialgesetzen, insbes. § 8 EEG und § 3 KWKG, keine spezielleren, diese im EnWG vor\r\ngesehenen späteren Vorschriften ausschließenden Vorgaben enthalten sind. In der Rechtsan\r\nwendung führt dies allerdings dazu, dass dies für jede Neuregelung zu überprüfen ist. Daher \r\nregt der BDEW an, die entsprechenden Regelungen auch im EEG und KWKG anzupassen und \r\nzu synchronisieren. \r\n2.1 Recht zur Kürzung von Netzkapazitäten, § 17 Absatz 1a EnWG-E \r\nMit einem neuen Abs. 1a werden die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen berechtigt, \r\nnach Zustandekommen eines Netzanschlussverhältnisses die vorzuhaltende Leistung auf den \r\nhöchsten gemessenen Leistungswert der vergangenen drei Jahre anzupassen, wenn sich her\r\nausstellt, dass die vorzuhaltende Leistung über einen Zeitraum von mehr als drei Jahren nicht \r\noder nicht in der vereinbarten Höhe in Anspruch genommen wurde. \r\nDie Auffassung, dass ein solches Recht besteht und genutzt werden kann, hatte die BNetzA für \r\nBezugsanlagen bereits in ihrem „Positionspapier zu vertraglichen Regelungen beim Netzan\r\nschluss, insbesondere zur Leistungsunter- und -überschreitung“ aus dem Jahr 2009 vertreten, \r\nohne Angabe eines bestimmten Zeitraums der Nichtnutzung der vereinbarten Kapazität. \r\nInsbesondere mit Blick auf längere Zeiträume und der bestehenden Knappheit an Anschluss\r\nkapazität erscheint diese Regelung grundsätzlich sinnvoll. Sie kann dazu beitragen, dass für be\r\nstehende Netzanschlüsse, die nach längerer Zeit anders genutzt werden (z.B. Industriebra\r\nchen) keine unnötig hohen Netzanschlusskapazitäten vorgehalten werden müssen und für an\r\ndere Nutzung zur Verfügung stehen. Grundsätzlich ist auch der angegebene Zeitraum von drei \r\nJahren für eine Rückschau sinnvoll. Zu überlegen wäre allerdings einen längeren Zeitraum z.B. \r\nvon fünf Jahren zu wählen. Insgesamt ist sicherzustellen, dass die Reduzierung nur erfolgt, \r\nwenn der Anschlussnehmer bzw. der Anschlussnutzer die ursprünglich vereinbarte Leistung \r\ngesichert über einen absehbaren Zeitraum nicht mehr nutzt. Andernfalls würde die Umset\r\nzung nur zu deutlichem Mehraufwand auf allen Seiten führen. \r\n2.1.1 \r\nKein einseitiges Kürzungsrecht in Ausnahmefällen \r\nDie Regelung in dieser Form erscheint vor allem für seit langer Zeit bestehende und größten\r\nteils unverändert genutzte Anschlüsse passend. Ungeeignet hingegen ist sie für solche Vorha\r\nben, die gerade errichtet werden und ihre Anschlusskapazität erst schrittweise über mehrere \r\nSeite 8 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nJahre hinaus vollumfänglich in Anspruch nehmen werden (ggf. in Abhängigkeit von der Markt\r\nentwicklung). Insbesondere bei Projekten in höheren Spannungsebenen kann der vollständige \r\nAbruf der beanspruchten Leistung mehrere Jahre dauern, z.B. beim Aufbau öffentlicher Lade\r\ninfrastruktur (die zudem auf eine Skalierung zur Abbildung eines steigenden Marktanteils an \r\nElektrofahrzeugen ausgelegt ist). Ein weiteres Beispiel sind Rechenzentren, die planmäßig \r\nschrittweise in Betrieb genommen werden und deren Leistung bzw. Auslastung sich über \r\nJahre erhöht. BDEW geht davon aus, dass diese Fälle über die Formulierung „nicht in der ver\r\neinbarten Höhe“ abgedeckt sind. Die Begründung sollte dies möglichst klarstellen. In diesen \r\nFällen würde die einseitige Reduzierung andernfalls vereinbarter Anschlusskapazität verhin\r\ndern, dass die Anlagen in dem geplanten Umfang genutzt werden können.  \r\nIn der praktischen Umsetzung durch den Netzbetreiber ist also mit Augenmaß vorzugehen, \r\nweil sich Anschlussvorhaben in einer beweglichen Hochlaufentwicklung befinden können. Da\r\nher müssen bei im Aufbau befindlichen Projekten ggf. andere Regelungen gelten, die entwe\r\nder im Netzanschlussvertrag oder im Sinne einer stufenweisen Reservierung vereinbart wer\r\nden können. In § 17f EnWG-E ist eine solche Reservierung bereits vorgesehen. Das Verhältnis \r\nzwischen diesen beiden Regelungen ist allerdings unklar und sollte möglichst direkt im Geset\r\nzestext zumindest aber in der Begründung geklärt werden. \r\nNicht passend ist die Regelung auch im Fall der Bereitstellung von Leistungen, die nur in Aus\r\nnahmefällen abgerufen werden, dann aber sicher zur Verfügung stehen müssen. Für diese \r\nFälle könnte eine Regelung erfolgen, die es dem Netzbetreiber ermöglicht, die Netzkapazitä\r\nten zumindest in der Zeit der Nichtnutzung anderweitig freizugeben.  \r\nAuch für den Netzanschluss zwischen Netzbetreibern der allgemeinen Versorgung sollte diese \r\nRegelung keine Anwendung finden. \r\nNicht angemessen erscheint die Kürzung auch in den Fällen, in denen die Anschlussnehmer \r\n(über die Netzanschlusskosten hinaus und unabhängig vom BKZ) direkt einen Teil der Kosten \r\ndes Netzausbaus getragen haben, um den Netzanschluss nach § 17 Abs. 1 und 2 EnWG zu er\r\nmöglichen. \r\n2.1.2 \r\nUmgang mit BKZ und nachträglicher Anschlusserweiterung \r\nDie Kürzung von Kapazitäten greift in bestehende Netzanschlussverträge bzw. -verhältnisse \r\nein und verändert die vereinbarte Leistung, für die der Anschlussnehmer ggf. einen Baukos\r\ntenzuschuss (BKZ) gezahlt hat. Wie bei der berechtigten Beendigung des Netzanschlussvertra\r\nges führt auch die berechtigte Reduzierung der Anschlussleistung nicht zu einem Rückerstat\r\ntungsanspruch. Die Begründung sollte dies klarstellen, um eventuellen Streitigkeiten vorzu\r\nbeugen. Andernfalls kann der BKZ nicht die erforderliche Lenkungswirkung entfalten.  \r\nSeite 9 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nBDEW-Forderung: \r\nDie Regelung sollte keine Anwendung finden auf: \r\n• Anlagen, die sich im Aufbau befinden oder stark von der Marktentwicklung abhängen \r\nund nach den Vereinbarungen im Netzanschlussvertrag bzw. den im Reservierungsver\r\nfahren vorgesehenen Regelungen planmäßig ggf. schrittweise erweitert werden, insb. \r\nöffentlich zugängliche Ladepunkte nach § 2 Nr. 2 LSV und Erzeugungsanlagen, insbe\r\nsondere auch weil der Anschlussnehmer hinsichtlich dieser Anlagen bereits erheblich \r\nin die eigene Infrastruktur (z.B. Umspannwerk) investiert hat; dieser planmäßig vorge\r\nsehene Aufbau ist daher vorab mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Dies sollte die Be\r\ngründung noch einmal klarstellen.  \r\n• Reserveanlagen oder Anlagen, die ähnliche Dienstleistungen erbringen, die nur im Not\r\nfall benötigt werden; \r\n• Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung und \r\n• in Fällen, in denen der Anschlussnehmer unabhängig von den Kosten der Errichtung \r\ndes Netzanschlusses und eines BKZ – in der Regel vertraglich vereinbart – einen Teil \r\nder durch den Anschluss verursachten Netzausbaukosten direkt getragen hat, um den \r\nNetzanschluss überhaupt zu ermöglichen.    \r\nDarüber hinaus: \r\n• Ist der Umgang mit der Zahlung bzw. Rückzahlung von BKZ und einer möglichen erneu\r\nten Beantragung der Kapazität innerhalb eines bestimmten festzulegenden Zeitraums \r\nzu klären.  \r\nDie Regelung könnte wie folgt geändert werden: \r\n(1a) Stellt sich nach Zustandekommen eines Netzanschlussverhältnisses heraus, dass \r\ndie für den Netzanschluss vorzuhaltende Leistung über einen Zeitraum von mehr als \r\ndrei 5 Jahren nicht oder nicht in der vereinbarten Höhe in Anspruch genommen wurde, \r\nsind Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen berechtigt, die vorzuhaltende Leis\r\ntung auf den höchsten gemessenen Leistungswert der vergangenen drei Jahre anzupas\r\nsen. Der Anschlussnehmer hat die Anpassung zu dulden. Die Erstattung von für den \r\nNetzanschluss gezahlten Baukostenzuschüssen erfolgt nicht. Wird innerhalb von 5 Jah\r\nren nach der einseitigen Anpassung die vorzuhaltende Leistung erhöht, ist die Erhe\r\nbung eines Baukostenzuschusses ausgeschlossen, soweit die erhöhte vorzuhaltende \r\nLeistung, die vor der Anpassung vereinbarte Leistung nicht übersteigt. Die Erhöhung \r\nerfolgt nach Maßgabe der Absätze 1 und 2 oder für Anlagen, die in den \r\nSeite 10 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nAnwendungsbereich des Erneuerbare-Energien-Gesetzes fallen, nach den danach gel\r\ntenden Regelungen. \r\n(1b) Absatz 1a ist nicht anzuwenden auf Netzanschlüsse,  \r\n1. über die vorwiegend Anlagen in das Netz einspeisen oder aus dem Netz beziehen, die \r\nplanmäßig nur im Bedarfsfall eingesetzt werden und die für die Dimensionierung des \r\nAnschlusses ausschlaggebend sind oder \r\n2. über die Netze der allgemeinen Versorgung an vorgelagerte Netze angeschlossen \r\nsind oder \r\n3. soweit der Anschlussnehmer Netzausbaukosten unabhängig von der Tragung von \r\nBaukostenzuschüssen und den Kosten der Errichtung des Netzanschlusses getragen \r\nhat, um den Anschluss zu ermöglichen.     \r\n2.2 Co-Location, § 17 Absatz 2a EnWG-E \r\nDer bisherige § 17 Abs. 2a wird um einen Satz 2 ergänzt, der die Errichtung von Speichern in \r\nCo-Location (mit EE-Anlagen oder Verbrauchseinrichtungen wie Ladesäulen oder Rechenzen\r\ntren) erleichtern soll. Dafür soll der Netzbetreiber den Anschluss von Energiespeicheranlagen \r\nnicht mit Hinweis auf einen Kapazitätsmangel ablehnen dürfen, wenn die bisherige maximale \r\nEntnahme- oder Einspeiseleistung am gleichen Netzverknüpfungspunkt durch die Co-Location \r\nunverändert bleibt. Zudem wird durch den Entfall einer Netzverträglichkeitsprüfung und dem \r\nVerbot der Ablehnung eine automatische Priorisierung von Energiespeichern in Co-Location\r\nSituationen für die ggf. zusätzlich benötigte Kapazitätszuweisung erreicht. § 17 Abs. 2b EnWG\r\nE dürfte insoweit eine Sonderregelung gegenüber § 17b EnWG-E darstellen. \r\nDer BDEW begrüßt, dass Anschlüsse in Co-Location-Konstellationen, wie unter anderem von \r\nEE-Anlagen und Speichern, gefördert werden sollen. Dies ist dringend notwendig, um eine \r\nbessere Ausnutzung von Netzkapazitäten anzureizen. Die Regelung geht allerdings unzutref\r\nfend davon aus, dass eine einmal zugeteilte Maximalkapazität für eine Anlage nach dem EEG \r\nimmer als 24/7-Kapazität vergeben wird. Dies ist – auch nach Auffassung der BNetzA – nicht \r\nder Fall. Denn die Kapazitätsvergabe erfolgt nach dem EEG für die jeweilige Anlage – nicht für \r\nden Netzanschlusspunkt an sich. Insofern ist nach erfolgtem Netzanschluss einer Anlage der \r\nNetzbetreiber zwar im Grundsatz verpflichtet, die eingespeisten Strommengen abzunehmen \r\nund bei Abregelungen nach dem Redispatch-Regime bilanziellen bzw. finanziellen Ersatz zu \r\nleisten. Dies gilt aber nach derzeitiger Rechtslage nur für den in dieser konkreten Anlage er\r\nzeugten Strom, nicht für alle über den Netzverknüpfungspunkt im weiteren einspeisbaren \r\nSeite 11 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nStrommengen, sofern die Maximalkapazität eingehalten wird. Wenn bspw. eine PV-Freiflä\r\nchenanlage mit drei Megawatt (MW) installiert ist, stehen kapazitätsseitig nicht automatisch \r\nauch die Nachtstunden für eine Einspeisung zur Verfügung.  \r\nDaher sollte dem Netzbetreiber grundsätzlich die Möglichkeit zu einer optionalen Prüfung und \r\nein Vetorecht eingeräumt werden, sofern und soweit gravierende Risiken für den sicheren \r\nNetzbetrieb bestehen. Im Rahmen der ohnehin erforderlichen Mitteilung an den Netzbetrei\r\nber sollte ein vierwöchiges Vetorecht vorgesehen werden, das ausschließlich bei gravierenden \r\nRisiken für den sicheren Netzbetrieb angewandt und gegenüber dem Anschlussnehmer aus\r\nführlich und unter konkreter Bezugnahme auf den Netzanschlusspunkt transparent und nach\r\nvollziehbar begründet werden muss. \r\nFür Anlagen, die keine Leistungserhöhung des Bestandsanschlusses auslösen, reine Bezugsan\r\nlagen sind und eine maximale Kapazität bis 30 kW nicht überschreiten, ist eine Bagatellgrenze \r\neinzuführen. Für diese Anlagen besteht kein Vetorecht des Netzbetreibers, in diesen Fällen \r\ndarf keine Ablehnung erfolgen. \r\nHinweis: Betreiber von Leitungen, die Anlagen in Co-Location-Situationen verbinden, sind mit \r\nder Unsicherheit, der Einordnung dieser Leitungen als Netz oder als Teil der Kundenanlage \r\nkonfrontiert. Hier bedarf es einer möglichst schnellen europarechtskonformen Lösung, wenn \r\nauch nicht im vorliegenden Gesetzentwurf.   \r\nBDEW-Forderung: \r\n• Es muss möglich bleiben, nach der Netzverträglichkeitsprüfung den gemeinsamen \r\nNetzanschluss von Energiespeicheranlagen mit EEG-Anlagen hinsichtlich der zusätzli\r\nchen Einspeisung abzulehnen; die Ablehnung darf nur in dem Maße erfolgen, wie der \r\nsofortige gemeinsame Anschluss mit einer Energiespeicheranlage kapazitätstechnisch \r\nnicht möglich ist. In diesem Fall besteht die Verpflichtung, eine flexible Netzanschluss\r\nvereinbarung als Alternative anzubieten, sofern dies netztechnisch möglich ist. \r\n• Einführung einer 30-kW-Obergrenze für hinzutretenden Speicher in Co-Location EEG\r\nAnlage für automatische Netzanschlussbewilligung. \r\nFormulierungsvorschlag für § 17 Abs. 2a Satz 2 EnWG-E (neu): \r\nBleibt die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen können den Anschluss von Ener\r\ngiespeicheranlagen an bestehenden Netzverknüpfungspunkten nicht unter Verweis auf \r\ndas Vorliegen eines Kapazitätsmangels verweigern, wenn die bisherige maximale Ent\r\nnahme- oder Einspeiseleistung durch den zusätzlichen Anschluss der Energiespeicheran\r\nlage unter Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach Absatz 2b oder § 8a \r\ndes Erneuerbare-Energien-Gesetzes unverändert, können Betreiber von \r\nSeite 12 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nElektrizitätsversorgungsnetzen den Anschluss von Energiespeicheranlagen an beste\r\nhenden Netzverknüpfungspunkten nur insoweit unter Verweis auf das Vorliegen eines \r\nKapazitätsmangels ablehnen, wie dies sicherheitstechnisch für einen sofortigen Bezug \r\nbzw. Einspeisung der Energiespeicheranlage erforderlich ist.  \r\nDer BDEW weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass in der Branche derzeit große Unsi\r\ncherheit besteht, wie Netzbetreiber diskriminierungsfrei Vorgaben für die Steuerung/Fahr\r\npläne in Konstellationen mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen, gerade unter Einbindung \r\nvon Speichern machen können. Für Projektierer ist nicht unbedingt transparent und vorher\r\nsehbar, auf welcher Grundlage bestimmte Einschränkungen von Netzbetreibern gefordert \r\nwerden. Dies betrifft insbesondere Piloten, die bereits vollflexible Netzanschlussverträge um\r\nsetzen. Im Zusammenhang mit der Umsetzung von flexiblen Netzanschlussverträgen in die \r\nPraxis wäre zudem ein Mindestmaß an Vereinheitlichung sinnvoll. Dies würde mehr Sicherheit \r\nfür alle Parteien schaffen. Die Verbände arbeiten derzeit an verschiedenen Mustervereinba\r\nrungen, die im Ergebnis - wie andere Muster - von der BNetzA festgelegt werden können. \r\n2.3 \r\nNetzkapazitätsvergabeverfahren Übertragungsnetz, § 17a EnWG-E \r\nMit einem neuen § 17a EnWG-E sollen Regelungen für den Netzanschluss an das Übertra\r\ngungsnetz geschaffen werden. Zum einen sollen gemeinsam transparente und effiziente Ver\r\nfahren entwickelt und von der BNetzA ggf. mit Verweis auf Änderungsbedarf bestätigt werden \r\n(Absatz 1). Zum anderen sollen ÜNB bei erwartetem Kapazitätsmangel den Netzanschluss mit \r\nGenehmigung durch die BNetzA vom Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung ab\r\nhängig machen dürfen (Absatz 2). \r\nBereits vor dem Inkrafttreten der geplanten Neuregelung haben die ÜNB im Februar 2026 das \r\ntransparente, zyklische Reifegradverfahren für Netzanschlüsse von Speichern und Großver\r\nbrauchern an das Übertragungsnetz vorgestellt, das am 1. April 2026 eingeführt wurde. Der \r\nBDEW begrüßt dieses Vorgehen und geht davon aus, dass die Netzbetreiber bereits im derzeit \r\ngeltenden Rechtsrahmen entsprechende Regelungen treffen können. Die BNetzA sollte das \r\nnun gewählte Verfahren möglichst zügig verbindlich durch eine Genehmigung bestätigen. Eine \r\nrechtssichere Grundlage für die Nutzung des vorgestellten Verfahrens und die Entscheidung \r\nder BNetzA wird spätestens § 17a Abs. 1 EnWG-E mit seinem Inkrafttreten bieten. \r\nFür Netzanschlüsse, die unter den Anwendungsbereich des EnWG fallen, ist darauf hinzuwei\r\nsen, dass sich die Möglichkeit der Anschlussverweigerung unter engen Voraussetzungen schon \r\nbisher aus § 17 Abs. 2 ergab. Dabei ist allerdings zu beachten, dass die Zahlung der Kosten zur \r\nSeite 13 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nBeseitigung der Einschränkungen der verfügbaren Netzanschluss- und Übertragungskapazität \r\nnicht dazu führt, dass der Kapazitätsmangel oder der Mangel an Netzanschlussmöglichkeiten \r\nund bei Betriebsmitteln behoben wird. Wo kein Schaltfeld ist, muss erst gebaut werden, bevor \r\nder Anschluss möglich wird. Etwas anderes kann nur gelten, wenn der Anschlusspetent ein be\r\nreits angeschlossenes Schaltfeld mit einem anderen Anschlussnehmer gemeinsam nutzen \r\nkann. Einer solchen Lösung könnte in der Praxis das Problem entgegenstehen, dass solche ge\r\nmeinschaftlich genutzten Anlagen dann ggf. nicht mehr als Kundenanlage, sondern als Netz \r\nanzusehen wären. Insbesondere kann dem Petenten nicht über das Recht zur Kostenüber\r\nnahme das Recht übertragen werden, zu entscheiden, in welchem Umfang und zu welchen \r\nZeitpunkten der erforderliche Netzausbau zu erfolgen hat. Der letzte Satz in Absatz 2 ist daher \r\nzu streichen. \r\nIn dem Zusammenhang mit der Einordnung von Energieanlagen als Kundenanlagen bedarf es \r\nallerdings einer grundsätzlichen Lösung, für die sich die Bundesregierung auf europäischer \r\nEbene nach Kenntnis des BDEW bereits einsetzt. \r\nGroßelektrolyseprojekte weisen Genehmigungs- und Realisierungszeiträume von fünf bis acht \r\nJahren auf und dürfen in der Reifegradprüfung im Netzanschlussverfahren nicht vollumfäng\r\nlich durch Technologien mit kürzeren Projektentwicklungszeiten, wie z.B. Batteriespeicher, \r\nverdrängt werden. \r\nBei einem Kapazitätsmangel könnte eine vorübergehende Alternative dagegen der Abschluss \r\neines flexiblen Netzanschlussvertrages sein, statt der Zahlung einer Geldsumme. \r\nBDEW-Forderung: \r\n• Einschränkung der Anwendung der Regelung zum Kapazitätsmangel nach Absatz 2 auf \r\nFälle der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit  \r\n2.4 \r\nPriorisierung Netzanschlussbegehren und Kontingente für Netzanschlusskapazität, \r\nÜNB und VNB, § 17b EnWG-E  \r\nDie vorgeschlagene Regelung in § 17b Abs. 1 EnWG-E soll den Übertragungsnetzbetreibern \r\neine grundsätzliche Priorisierung von vorliegenden Netzanschlussbegehren ermöglichen und \r\nstellt ausdrücklich fest, dass für bestimmte erwartete Anschlussbegehren im Rahmen einer \r\nPriorisierung auch Kapazität freigehalten werden kann. Das Freihalten von Kapazität ist damit \r\nals eine Form der Priorisierung legal definiert und gilt sowohl für die Priorisierungsgrund\r\nsätze der ÜNB als auch der VNB. § 17b Abs. 2 EnWG-E soll den Verteilernetzbetreibern die Be\r\nrechtigung geben, die von den ÜNB anhand der Kriterien in Absatz 1 der Regelung \r\nSeite 14 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\naufgestellten und von der BNetzA bestätigten Grundsätzen in ihrem Netzgebiet entsprechend \r\nanzuwenden.  \r\n2.4.1 \r\nGrundsätze zur Priorisierung  \r\nDie Priorisierung durch das Freihalten von Netzanschlusskapazitäten ist eine Form der Kontin\r\ngentierung für unterschiedliche Netzanschlussnehmer (EE-Anlagen, Batterien, Industrie, Lade\r\nparks, Rechenzentren, Elektrolyseure etc.) bis hin zu Kapazitäten für eine Elektrifizierung des \r\nWärmebereichs und erfordert wirtschafts- und industriepolitische Abwägungen, die die Netz\r\nbetreiber nicht ohne einen hinreichend konkreten rechtlichen Rahmen selbst übernehmen \r\nkönnen und sollten.  \r\nEs ist Aufgabe der Politik, Zielvorgaben zu definieren sowie konkrete Strategien zu entwi\r\nckeln, um unterschiedliche Netzanschlussnehmer entsprechend zu berücksichtigen und Ziel\r\nkonflikte zu lösen. Diese verbindlichen Zielvorgaben können dabei neben dem EnWG stehen \r\nund müssen klare und verbindliche Rahmenbedingungen festlegen, die die Netzbetreiber opti\r\nmalerweise bereits langfristig bei ihrer Planung berücksichtigen können.   \r\nAuf der Basis der in § 17b Abs. 1 und 2 EnWG-E vorgegeben Kriterien sollten die Netzbetreiber \r\nallgemeine Grundsätze entwickeln, die dem Verfahren zur Zuteilung von Netzanschlusskapazi\r\ntät zugrunde gelegt werden können. Die Priorisierung nach § 17b EnWG-E ist zudem nur dann \r\nerforderlich, wenn die Nachfrage nach Anschlusskapazität zu einer bestimmten Zeit an einem \r\nbestimmten Ort, das Angebot übersteigt. Sie sollte nur in Spannungsebenen oberhalb der Nie\r\nderspannung Anwendung finden. \r\nInsgesamt sollte das Verfahren für Netzbetreiber eine möglichst rechtssichere aber zugleich \r\nauch flexible Grundlage bilden, um zwischen unterschiedlichen Anschlussbegehren basierend \r\nauf sachlich gerechtfertigten Gründen diskriminierungsfrei zu entscheiden.  \r\nPriorisierungen in Netzgebieten sind außerdem grundsätzlich ein Indikator für besonders drin\r\ngenden Netzausbaubedarf. Die Einführung transparenter Priorisierungsverfahren muss daher \r\nmit zusätzlichen Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus verknüpft werden. Der \r\nBDEW hat dazu bereits verschiedene Vorschläge erarbeitet und in dem Positionspapier „Kurz\r\nfristige Maßnahmen zur Beschleunigung des 110 kV-Hochspannungsnetzausbaus“ vom 23. Ap\r\nril 2026 zusammengefasst und veröffentlicht: https://www.bdew.de/service/netzausbaube\r\nschleunigung-bdew-legt-positionspapier-vor-und-erarbeitet-weitere-maßnahmen/   \r\n2.4.2 \r\nZuteilung von Netzkapazität \r\nFür eine umsetzbare und transparente Übertragung der allgemeinen Priorisierungskriterien in \r\ndie Praxis bedarf es der weiteren Konkretisierung der im Gesetz für die Netzbetreiber \r\nSeite 15 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\ngenannten Kriterien in entsprechende Grundsätze für die Priorisierung. Für die Übertragungs\r\nnetzbetreiber ist dies im Rahmen des Verfahrens nach § 17a EnWG-E geplant. Falls ein Netz\r\nengpass und die Notwendigkeit zur Priorisierung bestehen, ist für die Verteilernetzbetreiber \r\ndas Verfahren noch zu klären. Bisher sieht der EnWG-Entwurf für die Verteilernetzbetreiber \r\neine solche Regelung nicht vor. Für die Zuteilung von Kapazität werden auf Basis der gelten\r\nden Rechtslage in der Praxis für die Entnahme bereits verschiedene Verfahren verwendet. Ins\r\ngesamt gehören dazu unter anderem das Reifegradverfahren, das Repartierungsverfahren und \r\ndas Windhundverfahren. Weitere Varianten sind denkbar. Das von den ÜNB angewendete \r\nReifegradverfahren ist nicht ohne weiteres auf alle Anschlusssituationen in den Verteilnetzen \r\nübertragbar. Die Verteilnetzbetreiber sollten neben der bisherigen Abarbeitung der Netzan\r\nschlussbegehren nach Eingang oder nach Reifegrad auch die Möglichkeit haben, die Kapazitä\r\nten im Repartierungsverfahren oder in anderen diskriminierungsfreien Verfahren zuzuteilen. \r\nNur so lassen sich die unterschiedliche Netztopologie und unterschiedliche Situation der Netz\r\nanschlusskonkurrenz (Stadt/Land, Hochspannung/Mittelspannung, etc.) berücksichtigen, um \r\nmöglichst sinnvolle Ergebnisse erzielen. \r\n Der BDEW schlägt dringend vor, die gesetzlichen Grundlagen für das Verfahren zur \r\nZuteilung von Netzkapazität im Verteilernetz separat zu regeln.   \r\nDas nachfolgende Schaubild soll den Zusammenhang zwischen Priorisierung, Zuteilung und \r\nReservierung verdeutlichen und das Verständnis des BDEW erläutern, das dieser Stellung\r\nnahme zugrunde liegt: \r\nSeite 16 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDie zeitliche Abfolge sieht der BDEW daher wie folgt: \r\n➢ Im Vorfeld: Entwickeln von Kriterien zur Priorisierung (ÜNB nach § 17a, VNB-Konkretisie\r\nrung in allgemeinen Grundsätzen zur Priorisierung) \r\n➢ Im Vorfeld: Entwickeln und Veröffentlichen eines Zuteilungsverfahrens nach diesen Kri\r\nterien sofern erforderlich (Engpässe bei Netzanschlusskapazität) (ÜNB nach § 17a, VNB \r\nUmsetzung der allgemeinen Grundsätze in ein Zuteilungsverfahren) \r\n➢ Im Vorfeld: Transparenz: Erste Information für Projektierer, wo hinreichend Netzkapazität \r\nvorhanden ist und wo Netzengpässe vorliegen \r\n➢ Konkretes Begehren: Netzanschlussprozess: - \r\nUnverbindliche Netzanschlussanfrage: für eine erste Einschätzung - - \r\nVerbindliche Netzanschlussanfrage/Netzanschlussbegehren  \r\nWeiterer Informationsaustausch in einem digitalisierten, weitgehend standardisierten \r\nund mit einheitlichen Fristen versehenen Verfahren \r\n• Netzverträglichkeitsprüfung \r\n• Ggf. Zuteilungsverfahren unter Berücksichtigung der Priorisierungskriterien bzw. \r\ngrundsätze (soweit anwendbar) \r\n• Mitteilung, wo, wann und mit ggf. welchen Einschränkungen der Netzanschluss \r\nmöglich ist – ggf. Übergang zu Verfahren für den Abschluss einer flexiblen Netzan\r\nschlussvereinbarung (Angebot Netzanschluss) \r\nSeite 17 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n➢ Konkretes Begehren: Reservierungsverfahren: - \r\nÜbergang in einheitliches, zeitlich klar geregeltes Reservierungsverfahren, um den Zeit\r\nraum zwischen Realisierung und tatsächlichem Netzanschluss abzusichern (Einspei\r\nsung) oder Abschluss Netzanschlussvertrag (Entnahme) \r\n➢ Abschluss des Verfahrens: Netzanschluss und Zahlung BKZ (soweit anwendbar) \r\n2.4.3 \r\nPriorisierungskriterien in Absatz 1 \r\nDie Kriterien zur Priorisierung in Absatz 1 sind grundsätzlich sinnvoll, ausgewogen und allge\r\nmein genug gewählt, so dass sie auch in der Zukunft eine Vielzahl von Fällen abdecken kön\r\nnen. Sie finden grundsätzlich Anwendung für die Entscheidung darüber, welche Anschlussbe\r\ngehren eine Anschlusszusage bzw. in welcher Reihenfolge sie sie erhalten, wenn die Nachfrage \r\nan Anschlusskapazität, die zur Verfügung stehenden Ressourcen übersteigt. Die Übertragungs\r\nnetzbetreiber können auf dieser Grundlage allgemeine Verfahren festlegen und genehmigen \r\nlassen, nach denen sie die vorliegenden Anschlussbegehren auf der Grundlage dieser Kriterien \r\ngrundsätzlich priorisieren. Die Kriterien bilden die Basis für den sachlichen Grund, der eine un\r\nterschiedliche und diskriminierungsfreie Behandlung von ähnlichen Anschlussbegehren er\r\nmöglicht, die nicht alle realisiert werden können. Dabei sollte klargestellt werden, dass sich \r\ndas neue Verfahren nicht auf bereits zugesagte Netzanschlusskapazitäten bezieht.  \r\nDie Freihaltung von Kapazitäten ist gesetzlich definiert. Ein Unterthema bei der Priorisierung \r\nvon Anschlussbegehren betrifft die Kapazität für Netzanschlussbegehren, die zwar mit hoher \r\nWahrscheinlichkeit in der Zukunft zu erwarten sind, sich aber noch nicht in konkreten An\r\nschlussbegehren konkretisiert haben (Freihaltung für zukünftige Vorhaben). Entsprechendes \r\nhatte der BDEW bereits in seinen Stellungnahmen zur Energierechtsnovelle 2024 sowie 2025 \r\ngefordert. \r\nRichtig ist, die Priorisierung anhand der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversor\r\ngungssystems zu ermöglichen (Nummer 1). Aus Sicht des BDEW sollten dabei auch die As\r\npekte der Sektorenkopplung mitgedacht werden. Dies sollte als Priorisierungskriterium auch \r\nklar formuliert werden, damit dieses Kriterium gleichrangig mit den anderen gesetzlich vorge\r\ngebenen Kriterien den Ausschlag geben kann.  \r\nBei der Priorisierung gesetzlicher Zielvorgaben nach Nummer 2 für den Ausbau u.a. von Erzeu\r\ngungsanlagen ist auch das Wärmeplanungsgesetz (WPG) zu beachten. Das WPG enthält in § 2 \r\nAbs. 1, Abs. 3 und § 29 Abs. 1 wichtige gesetzliche Zielvorgaben auf dem Weg zur Netto-Treib\r\nhausgasneutralität. Die knappen Netzkapazitäten insbesondere in Ballungsräumen, stellen \r\nauch ein Hindernis bei der Erreichung der im WPG geregelten Ziele zur Dekarbonisierung der \r\nFernwärme dar, wenn z.B. Großwärmepumpen und Power-to-Heat-Anlagen nicht rechtzeitig \r\nSeite 18 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nangeschlossen werden können. Das WPG sollte daher neben dem EEG als weiterer Bezugs\r\npunkt für die Priorisierung von Netzanschlussbegehren aufgrund von bestehenden gesetzli\r\nchen Zielvorgaben in der Gesetzesbegründung Erwähnung finden. \r\nIm Rahmen der in Nummer 2 erwähnten Ziele sieht der BDEW auch die Ziele der „Nationalen \r\nWasserstoffstrategie“ als wesentlich an. Sie stehen anders als die Ziele der Wärmewende (vo\r\nraussichtlichen Wärmeverbrauch und zur Art der Wärmeversorgung unter Berücksichtigung \r\nder Ergebnisse von Wärmeplanungen) und der Verkehrswende (Berücksichtigung von Progno\r\nsen des Bundesministeriums für Verkehr zum Ausbaubedarf an öffentlich zugänglicher Ladein\r\nfrastruktur), die zumindest in § 14d EnWG ausdrücklich im EnWG erwähnt sind, nicht unmit\r\ntelbar im Vordergrund und sollten daher nach Möglichkeit ebenfalls in der Begründung er\r\nwähnt werden. So können bei der Verteilung von knapper Kapazität auch die erwarteten An\r\nschlüsse von Elektrolyseuren berücksichtigt werden.  \r\nMit Blick auf das in Nummer 5 genannte Kriterium der effizienten Nutzung von Netzverknüp\r\nfungspunkten durch mehrere Anschlussnehmer wäre es vorteilhaft, in der Gesetzesbegrün\r\ndung noch einmal ausdrücklich klarzustellen, dass dies auch die Verbindung von Speichern \r\nund Erzeugung (Co-Location) umfasst. Darüber hinaus sieht der BDEW durch dieses Kriterium \r\nauch Repowering-Sachverhalte umfasst, da auch diese Sachverhalte zu einer effizienteren \r\nNutzung bestehender Anschlüsse beitragen. Auch diesen Punkt sollte die Begründung aus\r\ndrücklich aufgreifen. Insbesondere sollte so auch die rechtssichere Möglichkeit geschaffen \r\nwerden, dass in bestehenden Co-Location-Konstellationen hinzugetretene Anlagen mit flexib\r\nlen Netzanschlussvereinbarungen die Kapazität der Bestandsanlage übernehmen können.  \r\nBisher geht die Begründung eher auf die Verbindung mehrerer Anschlussnutzer ein, aber nicht \r\nauf die Erweiterung bestehender Anlagen, die nur an diesem besonderen vorfestgelegten Ort \r\nstattfinden kann. Dies gilt nicht nur für die Erweiterung bei Erzeugungs-, sondern auch bei \r\nVerbrauchsanlagen. Bei Verbrauchsanlagen können ggf. auch Elektrolyseure zu einer effizien\r\nten Anschlussnutzung beitragen. \r\nDer BDEW geht außerdem davon aus, dass über den in Nummer 6 genannten Punkt, der eine \r\nPriorisierung über die Raumordnungs- und Bauleitplanung ermöglicht, auch solche Verfahren \r\npriorisiert werden können, die über planerische Vorgaben ortsgebunden sind und deren Flä\r\nchen bestimmte Nutzungen vorgesehen sind. Hier sollte insbesondere neben der Raumord\r\nnungs- und Bauleitplanung die Standortgebundenheit ausdrücklich hinzugefügt werden. Wenn \r\netwa ein Anschlusspetent nicht ortsflexibel ist, dann sollte zwischen solchen Anschlussbegeh\r\nren, die in der Bauleitplanung grundsätzlich berücksichtigt sind und anderen, priorisiert wer\r\nden können. \r\nSeite 19 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nVon der Bauleitplanung – wie in § 1 BauGB – sind der Flächennutzungsplan (vorbereitender \r\nBauleitplan) und der Bebauungsplan (verbindlicher Bauleitplan) umfasst. Wie in der Begrün\r\ndung dargestellt, können daher unterschiedlichste in der Nutzung von Flächen vorgesehene \r\nIndustrie- und Gewerbevorhaben priorisiert werden. Die Begründung nennt hier Rechenzen\r\ntren und Wärmepumpen; sie sollte zudem weitere Beispiele wie Lade-Hubs oder andere In\r\ndustrieanlagen erwähnen, für die in Bebauungsplänen ebenfalls Flächen ausgewiesen werden \r\nkönnen und die in diesem Sinne dann ebenfalls ortsgebunden sind. Die Begründung sollte in \r\ndiesem Zusammenhang außerdem klarstellen, dass auch Pläne Berücksichtigung finden kön\r\nnen, die sich noch in Aufstellung befinden, selbst wenn diese noch nicht rechtsverbindlich \r\nsind. \r\nDie Option, standortgebundene Anlagen, darunter Windenergieanlagen an Land, Elektrolyseure \r\n(Nähe zum H2-Kernnetz notwendig) oder standortgebundene Speicher (wie Pumpspeicher) zu \r\npriorisieren, ist in jedem Fall notwendig. \r\nZu begrüßen sind daher die Regelungen in Nummer 5 für Anlagen in Co-Location und \r\nRepowering sowie in Nummer 6 für planerisch standortgebundene Anlagen, bei denen der An\r\nlagenbetreiber nicht auf andere Standorte ausweichen kann. Nicht standortgebundene Vorha\r\nben können eher in andere Gebiete verlagert werden und sollten nachrangig behandelt wer\r\nden, wenn Kapazitäten knapp sind.  \r\n Die Kriterien in Absatz 1 des Gesetzentwurfes sind sinnvoll gewählt, bedürfen aber \r\nder Erläuterung durch Beispiele zumindest in der Gesetzesbegründung und an eini\r\ngen Stellen auch der Konkretisierung im Gesetzestext. \r\nIn diesem Zusammenhang sollten zudem Regelungen aufgenommen werden, wann und unter \r\nwelchen Voraussetzungen die erstmalig festgelegten Verfahren angepasst werden dürfen und \r\nfreigehaltene Kapazitäten von den Netzbetreibern wieder freigegeben werden müssen. \r\n2.4.4 \r\nPriorisierungskriterien und Freihalten von Kapazität im Verteilernetzbereich,  \r\nAbsatz 2  \r\nDie Regelung in Absatz 2 bedarf aus mehreren Gründen einer Konkretisierung bzw. einer An\r\npassung auf die Besonderheiten der Verteilernetzbetreiber. \r\nDie allgemeine Möglichkeit der Priorisierung, die auch das Freihalten von Netzkapazität er\r\nfasst, sollte für ÜNB und VNB gegeben sein. Die einzelnen gesetzlich genannten Kriterien für \r\ndie Priorisierung durch die VNB sollten zum besseren Verständnis separat geregelt sein. Der \r\nKriterienkatalog im Gesetz sollte entsprechend differenziert und auf die VNB angepasst wer\r\nden. Dies ist unter anderem im Hinblick auf die entstehenden Bedarfe in kommunalen \r\nSeite 20 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nWärmeplänen, der Verkehrswende und sonstigen Bedarfen für der allgemeinen Energiever\r\nsorgung relevant. \r\nSollte eine solche Anpassung im Gesetzestext nicht erfolgen, wäre trotzdem begrüßenswert, \r\nwenn zumindest die Gesetzesbegründung klarstellt, dass auch Verteilernetzbetreiber im Eng\r\npassfall nicht nur konkrete Anschlussbegehren priorisieren, sondern auch für erwartete An\r\nschlussbegehren Kapazität freihalten dürfen. Dann sollten die Kriterienkataloge analog gelten. \r\nIdealerweise sollten in diesem Fall auch Beispiele aus dem Verteilernetzbereich genannt wer\r\nden.   \r\nFest steht, dass die für die Verteilernetzbetreiber nutzbaren Kriterien und allgemeinen \r\nGrundsätze für die Priorisierung nicht auf die von ÜNB nach § 17a EnWG-E entwickelten und \r\nvon der BNetzA bestätigten Grundsätze beschränkt sein können.   \r\nDie Priorisierung der VNB hinge sonst unmittelbar von dem Genehmigungsverfahren ab, das \r\ndie ÜNB mit der Behörde führen und auf dessen Ausgang die VNB keinen Einfluss haben. Die \r\nvon den ÜNB beantragten und von der BNetzA genehmigten Grundsätze im Übertragungsnetz \r\nkönnen oder werden bestimmte Aspekte naturgemäß nicht thematisieren, da sie auf der \r\nÜbertragungsnetzebene keine Rolle spielen. Das Ergebnis ist daher nicht oder nur sehr be\r\ndingt übertragbar. \r\n Die generelle Möglichkeit der Priorisierung und Freihaltung von Kapazitäten sollte \r\nausdrücklich für alle Netzbetreiber gelten. \r\n Die Umsetzung der Priorisierung durch die VNB in Absatz 2 sollte nicht ausschließlich \r\nauf die genehmigten Grundsätze der ÜNB verweisen, sondern zum besseren Ver\r\nständnis separat geregelt sein.   \r\nSeite 21 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDie Kriterien, die der Schaffung allgemeiner Grundsätze zur Priorisierung zugrunde liegen, soll\r\nten für ÜNB und VNB getrennt werden. Für die Entscheidungen der VNB spielen andere Fakto\r\nren eine Rolle. Bestimmte Anschlussnutzer werden vornehmlich an das Verteilernetz und nicht \r\nan das Übertragungsnetz angeschlossen. Der Bedarf von Unternehmen der Daseinsvorsorge \r\nund der steigende Bedarf in der Niederspannung inklusive aller Einzelhaushalte müssen bei \r\nder Priorisierung berücksichtigt werden können. Auch die Umsetzung der Wärmewendeziele \r\nspielt im Verteilernetz ebenso wie die Errichtung von Ladepunkten oder Lade-Hubs eine deut\r\nlich größere Rolle. Die oben zu § 17b Satz 2 Nr. 5 und 6 EnWG genannten Anwendungsfälle \r\n(Co-Location und Repowering), die zumindest auch die Erzeugungsanlagen betreffen, aber \r\nauch Industrie- und Gewerbegebiete und kommunale Planungen, haben auf Verteilnetzebene \r\nebenfalls eine sehr hohe Relevanz. Für die VNB sind die Regionalszenarien entscheidend, nicht \r\nder Szenariorahmen. In Nummer 1 wäre nicht die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizi\r\ntätsversorgungssystems, sondern der Netze (nach § 14 EnWG) die richtige Formulierung. In \r\nNummer 4, wären vor-, nach- und nebengelagerte Netzbedarfe zu berücksichtigen, statt nur \r\nvorgelagerte und nebengelagerte Netzebenen. Um den Bedarf der Niederspannung angemes\r\nsen berücksichtigen zu können, sollen auch andere Netzebenen des eigenen Netzes besonders \r\nim Gesetz genannt werden und nicht nur andere Netze. \r\n Für die VNB sollten die bereits im Entwurf in den Nummern 1 bis 6 genannten Krite\r\nrien für die ÜNB auf die VNB angepasst und separat im Gesetz geregelt werden, um \r\nUnsicherheit und absehbar entstehende Auslegungsfragen zu vermeiden. \r\n Die Priorisierung (inklusive Freihaltung) und die darauf beruhende Zuteilung von An\r\nschlusskapazität sollte nur in Spannungsebenen oberhalb der Niederspannung und \r\nfür Anlagen mit mehr als 30 kW gelten. \r\nErwartbare Leistungshochläufe in den nachgelagerten Netzebenen müssen bereits bei der Pla\r\nnung der vorgelagerten Netzebenen berücksichtigt werden. Solche künftigen Leistungsbedarfe \r\nkönnen zum Beispiel durch neue Baugebiete, Veränderungen infolge der kommunalen Wär\r\nmeplanung oder durch Rückspeisungen aus dem Zubau kleiner Erzeugungsanlagen entstehen. \r\nDamit diese Entwicklungen später netztechnisch bewältigt werden können, müssen in den \r\nvorgelagerten Netzen rechtzeitig entsprechende Kapazitäten eingeplant und vorgehalten wer\r\nden. Solange jedoch keine konkreten politischen Ziele und verbindlichen Rahmenbedingungen \r\nfür den Netzausbau bestehen, entsteht häufig ein Zeitverzug. Netzbetreiber erkennen zwar \r\nbereits einen künftigen Bedarf, konkrete Netzanschlussbegehren gehen aber oft erst deutlich \r\nspäter ein. Bei der Ermittlung künftiger Leistungsbedarfe ist dabei ein realistischer Zeithori\r\nzont zugrunde zu legen. Dieser sollte sich daran orientieren, auf welcher Spannungsebene der \r\njeweilige Leistungsanstieg zu erwarten ist. \r\nSeite 22 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nZu begrüßen ist der schon bisher in Absatz 2 enthaltene Verweis auf die dem Regionalszenario \r\nnach § 14d Abs. 3 EnWG zugrunde zu legenden Annahmen, wie unter anderem die Berücksich\r\ntigung der Bedarfe der Anforderungen aus der Wärme- und Verkehrswende. Dies wird es den \r\nNetzbetreibern ermöglichen, ihrer Planung entsprechend Kapazität für den Anschluss derarti\r\nger Anlagen vorzusehen, auch wenn noch keine konkreten Anschlussbegehren vorliegen.  \r\n Verteilernetzbetreiber müssen auf der Grundlage der im Gesetz für die VNB gelten\r\nden Kriterien für die Priorisierung eigene VNB-Grundsätze ableiten können unter Be\r\nrücksichtigung der Bedarfe der Unternehmen der Daseinsvorsorge und des Kapazi\r\ntätsbedarfs für die Niederspannung und unabhängig von den Übertragungsnetzbe\r\ntreibern.  \r\n Eine Umsetzungsmöglichkeit, die eine möglichst hohe Verbindlichkeit bei verbleiben\r\nder Flexibilität für die konkrete Umsetzung vor Ort schafft, könnte folgendes Vorge\r\nhen sein:  - - - - \r\nErarbeitung gemeinsamer allgemeiner Grundsätze auf der Grundlage der im Gesetz \r\ngenannten Kriterien  \r\nBestätigung (Genehmigung) durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) und Veröffentli\r\nchung der allgemeinen Grundsätze \r\nUmsetzung der bestätigten/genehmigten allgemeinen Grundsätze in Verfahren zur \r\nkonkreten Zuteilung von Kapazität bei Bedarf (Kapazitätsmangel) oder absehbarem \r\nBedarf \r\nVeröffentlichung und Anzeige des konkret gewählten Verfahrens und dessen An\r\nwendung auf bestimmte Netzgebiete und Spannungsebenen. \r\nDie Pflicht in der derzeit geplanten Form, Priorisierungsgrundsätze sowohl auf der Internet\r\nseite des jeweiligen Netzbetreibers als auch auf der Plattform nach § 14e EnWG zu veröffentli\r\nchen, ist in Zeiten der Bürokratievermeidung nicht sinnvoll. Eine solche Doppelveröffentli\r\nchung würde dauerhaften und unnötigen Pflege- und Abstimmungsaufwand verursachen \r\nohne zusätzlichen Transparenzgewinn zu bringen. Diese Pflicht erhöht zugleich das Risiko in\r\nkonsistenter oder veralteter Veröffentlichungsstände. Zusätzliche Veröffentlichungs- und Ak\r\ntualisierungspflichten führen zu neuer Dauerbürokratie (Erstellung und Abstimmung der In\r\nhalte, laufende Aktualisierung, Qualitätssicherung sowie technische Umsetzung auf der Platt\r\nform) und stehen im Widerspruch zu den politischen Zielen des Bürokratieabbaus und der \r\nVerfahrensvereinfachung.  \r\n Die Veröffentlichung der Anwendung der Priorisierung auf dem Portal des Netzbe\r\ntreibers sollte ausreichend sein. Die gemeinsame Internetplattform nach § 14e EnWG \r\nSeite 23 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nsollte hierzu lediglich einen standardisierten Verweis (Weiterleitungslink) je Netzbe\r\ntreiber bereitstellen. \r\nBei der Umsetzung der Anforderungen des Gesetzes müssen die Netzbetreiber insgesamt mit \r\ngroßer Sorgfalt vorgehen. Verfahren, die sich als nicht wirksam oder fehlerhaft erweisen, müs\r\nsen angepasst werden. Darauf soll den Anschlusspetenten ein Anspruch zustehen (§ 32 Abs. 1 \r\nEnWG). Bei der bestehenden Rechtslage und den vielfältigen zum Teil gegenläufigen Anforde\r\nrungen, die die Netzbetreiber in ihrem Verfahren vereinbaren müssen, sollte die Haftung nach \r\n§ 32 Abs. 3 EnWG auf Vorsatz und grobe Fahrlässigkeit begrenzt werden. \r\n Hat ein Netzbetreiber ein entsprechendes Verfahren mit der im Verkehr erforderli\r\nchen Sorgfalt nach bestem Wissen und Gewissen erarbeitet und durchgeführt, sollte \r\ndie Haftung nach § 32 Abs. 3 EnWG ausgeschlossen sein. Netzbetreiber sollten in die\r\nsen Fällen nicht für leichte Fahrlässigkeit haften. \r\n2.4.5 \r\nVerhältnis zu anderen Regelungen im EnWG und EEG \r\nDarüber hinaus sollte § 17b Abs. 2 EnWG-E eine konsistente Verbindung zu § 17f EnWG-E \r\nschaffen, der das Reservierungsverfahren regelt und mit § 17b Abs. 2 ähnlich eng zusammen\r\nhängt wie § 17b Abs. 1 mit § 17a EnWG-E. Diese Verbindung bleibt bisher – wie der genaue \r\nUmfang von § 17f EnWG-E selbst – unklar. \r\nWir gehen davon aus, dass die Priorisierungs-Regelung grundsätzlich auch zwischen gleichran\r\ngig anzuschließenden Erzeugungsanlagen, wie EE-Anlagen, KWK-Anlagen und Speichern An\r\nwendung finden soll, deren grundsätzliches Netzanschlussverfahren spezialgesetzlich geregelt \r\nist (siehe hierzu auch die Beispiele zu § 17b Abs. 1 Nr. 5 und 6 EnWG-E). Der Gesetzentwurf \r\noder zumindest die Begründung sollten dies noch einmal ausdrücklich klarstellen. \r\nDie Regelungen zum Priorisieren von Netzanschlussbegehren und Freihaltung von Netzan\r\nschlusskapazitäten sollte auf Anlagen bis 30 kW keine Anwendung finden.  \r\nDie Regelung zum Priorisieren sollte höheren Spannungsebenen vorbehalten sein und wird \r\nderzeit vorwiegend in der Hochspannungsebene angewendet. Relevant ist natürlich die Mög\r\nlichkeit, Kapazität für nachgelagerte (im Referentenentwurf wohl noch irrtümlich „vorgela\r\ngerte“) Netze, insbesondere für den Anschluss von Konstellationen, die in den Kriterien be\r\nreits genannt werden, freihalten zu können.  \r\n In § 17b die Anwendung auf EEG- und KWKG-Anlagen ausdrücklich klarstellen, so\r\nweit es sich um die Priorisierung zwischen derartigen Anlagen handelt und die An\r\nwendung auf Anlagen bis 30 kW ausnehmen. \r\nSeite 24 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n2.5 \r\nZuteilung, Reservierung und Freigabe von Netzanschlusskapazität, § 17f EnWG-E \r\n§ 17f Abs. 1 EnWG berechtigt und verpflichtet die Verteilernetzbetreiber, gemeinsame, objek\r\ntive, transparente und diskriminierungsfreie Vorgaben für die Reservierung von Netzan\r\nschlusskapazität für Netzanschlüsse mit einer Nennleistung von mindestens 135 Kilowatt zu \r\nentwickeln. Diese sind der BNetzA zu einem noch nicht enthaltenen Stichtag zur Bestätigung \r\nvorzulegen. Eine Begründung enthält der Arbeitsentwurf für § 17f EnWG nicht. Die Regelung \r\nscheint aber eher auf Erzeugungsanlagen als auf Verbrauchsanlagen zugeschnitten zu sein und \r\nist dafür in jedem Fall zu begrüßen.  \r\n2.5.1 \r\nVerfahren zur Zuteilung von Netzanschlusskapazität \r\n§ 17f EnWG-E regelt ausschließlich das Reservierungsverfahren, das sich in Engpassfällen aller\r\ndings an das Zuteilungsverfahren anschließt und sich beim Anschluss von Erneuerbaren Anla\r\ngen nach dem EEG und Verbrauchsanlagen nach dem EnWG unterscheidet.  \r\nBeide Verfahren, die Zuteilung und die Reservierung, müssen sinnvoll verknüpft und vonei\r\nnander abgrenzbar sein. Unser Verständnis zu diesen Verfahren und ihrer zeitlichen Abfolge \r\nist Kapitel 2.4.2 oben zu entnehmen. Das Verhältnis von § 17b Abs. 2 zu § 17f Abs. 1 EnWG-E \r\nund zur Zuteilung von Kapazität regelt der Gesetzentwurf wie schon dargestellt nicht. \r\nInsbesondere für Verbrauchs- aber auch für Erzeugungsanlagen bedarf es zusätzlich eines \r\nsinnvollen Verfahrens, das – auf der Grundlage allgemeiner Grundsätze – die Zuteilung von \r\nNetzanschlusskapazität im Engpassfall planbar macht. Grundsätzlich sollte das Gesetz z.B. in \r\n§ 17f EnWG-E oder ggf. in einer anderen Vorschrift die Verteilernetzbetreiber verpflichten, je\r\nweils ein transparentes, praxistaugliches und diskriminierungsfreies Verfahren festzulegen, \r\nauf dessen Grundlage und ggf. basierend auf den Priorisierungsgrundsätzen ggf. nach § 17b \r\nEnWG, die Zuteilung von Kapazität erfolgen kann, soweit dies wegen fehlender Netzkapazitä\r\nten notwendig ist.  \r\nDas grundsätzliche Recht auf Netzanschluss nach § 17 EnWG unterliegt nach § 17 Abs. 2 EnWG \r\nausschließlich in begründeten Fällen einer Einschränkung. Um Missverständnisse zu vermei\r\nden, könnte zumindest in der Begründung klargestellt werden, dass die Priorisierung nur An\r\nwendung finden darf, wenn die Nachfrage an Anschlusskapazität die zur Verfügung stehenden \r\nRessourcen übersteigt oder absehbar übersteigen wird. \r\nDer BDEW betont dabei nochmals, dass durch die Vielfalt der Netze, von den Spannungsebe\r\nnen über die bereits vorhandenen Lasten und Erzeugungsarten bis hin zur Struktur (Stadt/Flä\r\nche), keine vollständig einheitlichen Vorgaben möglich und auch für die beteiligten \r\nSeite 25 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nAnschlussbegehrenden und Netzbetreiber nicht sinnvoll sind. Ein einheitlicher Rahmen könnte \r\ndagegen sehr hilfreich sein.  \r\nFür die Zuteilung der Netzkapazität ggf. unter Nutzung der Kriterien zur Priorisierung nach \r\n§ 17b Abs. 1 EnWG-E kommen unterschiedliche Methoden in Frage, deren Anwendung durch \r\nden vorliegenden Entwurf nicht eingeschränkt wird. Für die Zuteilung von Entnahmeleistung \r\nhatte der BDEW mögliche diskriminierungsfreie Vergabeverfahren in der Anwendungshilfe \r\n„Zuteilung von Entnahmeleistungen oberhalb der Niederspannung“ aufgeführt, darunter das \r\nReifegradverfahren und das Repartierungsverfahren. Die Anwendungshilfe beruht auf der \r\nGrundlage der Ausführungen der BNetzA und stellt verschiedene Verfahren dar, die alle je\r\nweils Vor- und Nachteile aufweisen, aber grundsätzlich zulässig sind und im Sinne optimaler \r\nNutzung der Netzanschlusskapazitäten vor Ort genutzt werden können. \r\n In keinem Fall darf das durch die Übertragungsnetzbetreiber nach § 17a EnWG-E ge\r\nwählte Verfahren für die Zuteilung (z.B. das Reifegradverfahren) die Verteilernetzbe\r\ntreiber hinsichtlich der Wahl des jeweiligen Verfahrens zu Zuteilung von Kapazitäten \r\nim Verteilnetz einschränken. Dies sollte sich aus dem Gesetzestext selbst klar erge\r\nben oder sollte zumindest in der Begründung erläutert werden. \r\nAuf dieser Grundlage sollte das Gesetz einen Rahmen für derartige Verfahren vorsehen, die \r\nbei Bedarf Anwendung finden, also wenn und solange die Netzkapazität begrenzt ist oder sich \r\nein Engpass in der Zukunft abzeichnet. Ein solcher Rahmen könnte vorsehen, dass die Verfah\r\nren transparent ausgestaltet sein und eindeutige und objektiv nachvollziehbare Ergebnisse \r\nproduzieren müssen. Außerdem müssen das zur Anwendung kommende Verfahren und die \r\ndamit verbundenen Verfahrensregeln auf der Internetseite des Netzbetreibers veröffentlicht \r\nsein. Die Differenzierung zwischen den verschiedenen Anschlussbegehren muss sachlich auf \r\nder Grundlage der Kriterien nach § 17b EnWG-E begründet sein. \r\nEine im Ablauf vorgelagerte Frage ist die Prüfung der Ernsthaftigkeit der Netzanschlussan\r\nfrage, die nicht nur der Verteilung von knappen Netzanschlusskapazitäten, sondern auch der \r\nBeschleunigung der Bearbeitung von Netzanschlussbegehren dient. Die Bearbeitung von \r\nernsthaften Anschlussbegehren, die auch eine realistische Chance auf eine Umsetzung haben, \r\nmuss im Netzanschlussverfahren in jedem Fall Vorrang haben.      \r\nInsgesamt ist das Thema der Priorisierung im Rahmen des Netzanschlussverfahrens eng ver\r\nbunden mit der Schaffung von Transparenz über die verfügbaren Kapazitäten und gem. § 17c \r\nAbsatz 1 und 2 EnWG-E. Das stellt sicher, dass die Anschlusspetenten die Möglichkeit haben, \r\nmögliche Engpässe bei der Standortwahl für ihre Anschlussbegehren zu berücksichtigen. Der \r\nNachweis von hohen Realisierungsaussichten für die Anschlussbegehren hängt unter anderem \r\nSeite 26 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nunmittelbar davon ab, wie gut die Anschlusspetenten passende Anschlusspunkte im Vorfeld \r\nidentifizieren können, weil je nach Situation für den Anschlusspetenten zusätzliche Kosten \r\nentstehen können.    \r\n2.5.2 \r\nReservierungsverfahren, § 17f Absatz 1 EnWG-E \r\nFür zusätzliche Effizienz kann das Reservierungsverfahren in einem transparenten, diskriminie\r\nrungsfreien und möglichst verteilnetzbetreiberübergreifenden, standardisierten Verfahren, \r\ndas Rechtssicherheit für alle beteiligten Akteure herstellt und die Handhabung von Reservie\r\nrungen planbar macht, sorgen. Der BDEW unterstützt dieses Regelungsvorhaben ausdrücklich. \r\nReservierte Kapazität kann über das in § 17f EnWG-E beschriebene Reservierungsverfahren \r\nbefristet und die Reservierung beendet bzw. zurückgenommen werden, soweit die Anschluss\r\npetenten sie nicht weiterverfolgen oder die vereinbarten Verfahrensschritte nicht einhalten. \r\nGenerell ist das Reservierungsverfahren in Verbindung mit einer angemessenen Gebühr geeig\r\nnet, seriöse Anschlussanfragen zu bedienen und den Vergabeprozess knapper Kapazitäten so\r\nmit deutlich effizienter zu gestalten.  \r\nFür Erzeugungsanlagen ist es sinnvoll, die in § 17f Abs. 1 EnWG-E vorgesehene „Gebühr“ als \r\nReservierungskaution auszugestalten, die neben der Prüfung der Ernsthaftigkeit des Antrags \r\ndas Ziel verfolgt, zumindest einen Teil der spekulativen Anfragen mit geringer Realisierungs\r\nwahrscheinlichkeit abzuwehren.  \r\nDiese Zahlung wäre als Voraussetzung einer Erstreservierung zeitlich nach einem Ernsthaftig\r\nkeitsnachweis für die Bearbeitung des Netzanschlussantrags zu sehen. Im Fall der Umsetzung \r\ndes Projekts kann eine Verrechnung der Kaution mit den Netzanschlusskosten oder einem \r\nBaukostenzuschuss erfolgen. Wird das Projekt nicht umgesetzt und liegen die Gründe hierfür \r\nunverschuldet außerhalb der Sphäre des Antragstellers, ist die Realisierungskaution zurückzu\r\nerstatten. \r\nKein Anspruch auf Rückerstattung der Reservierungskaution besteht hingegen, wenn der \r\nNetzbetreiber dem Antragsteller bereits vor Zahlung der Kaution eine Indikation zu den War\r\ntezeiten für den Netzausbau mitgeteilt hat und das Projekt aufgrund dieser Wartezeiten nicht \r\numgesetzt wird.  \r\nDer Arbeitsentwurf des BMWE sieht richtigerweise vor, dass ein Reservierungsverfahren ab \r\neiner bestimmten Leistungsgrenze greift: Die vorgesehene Schwelle von 135 kW ist für Erzeu\r\ngungsanlagen aus Sicht der Praxis sachgerecht, da sie kleinere Anlagen von unnötigem admi\r\nnistrativem Aufwand entlastet. Anlagen oberhalb dieser Größenordnung sind typischerweise \r\nplanungs- und netztechnisch relevanter (z. B. hinsichtlich Netzplanung oder Transformatoraus\r\nlastung).  \r\nSeite 27 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nFür Verbrauchsanlagen erscheint das Reservierungsverfahren, mit dem die Zusage von Netz\r\nanschlüssen befristet wird, allerdings nicht vordringlich regelungsbedürftig, kann aber auch \r\nhier hilfreich sein bei Anlagen, deren Errichtung nicht sofort erfolgt. Die Praxis ist hier bisher \r\nunterschiedlich. Unabhängig von der Frage einer möglichen Priorisierung erfolgt bei Erzeu\r\ngungsanlagen nach der Prüfung des Netzverknüpfungspunkts oft eine Zusage verbunden mit \r\neiner Reservierung.  \r\nBei Verbrauchsanlagen wird häufig das Anschlussbegehren geprüft, eine Zusage erteilt und ein \r\nAnschlussvertrag geschlossen, wenn der Anschluss auch tatsächlich errichtet wird. Eine Reser\r\nvierung ist dann notwendig, wenn sich die Errichtung der Anlage über einen längeren Zeit\r\nraum erstreckt. In diesen Fällen kann auch beim Netzanschluss von Verbrauchsanlagen die \r\nNutzung eines Reservierungsverfahrens helfen, das Anschlussverfahren verbindlicher zu ge\r\nstalten. \r\nAnpassungsbedarf besteht hinsichtlich der Verbrauchsanlagen insbesondere aber nicht aus\r\nschließlich hinsichtlich der pauschalen Überführung der 135 kW-Grenze von der Einspeiseseite \r\nauf die Lastseite. Für die Entnahmeleistung kann diese Grenze grundsätzlich ebenfalls Anwen\r\ndung finden, allerdings nur soweit sie oberhalb der Niederspannung angeschlossen sind.  \r\nEin entsprechendes Vorgehen hinsichtlich einer Reservierungskaution wäre für die Bezugsan\r\nlagen ebenfalls denkbar, allerdings in den meisten Fällen eher als ein Teil der Ernsthaftigkeits\r\nprüfung. \r\nSowohl für Verbrauchsanlagen als auch für Einspeiseanlagen gilt: Die „Gebühr“ oder „Kau\r\ntion“ darf jeweils nur so hoch sein, dass ernsthafte Projekte mit einer hohen Realisierungs\r\nwahrscheinlichkeit nicht beeinträchtigt werden, denn sie muss vorfinanziert werden. Daher \r\nerscheint es sinnvoll, dass die Höhe der „Kaution“ auch davon abhängig zu machen ist, ob le\r\ndiglich die Ernsthaftigkeit geprüft wird oder ob es sich um eine Reservierungskaution handelt.  \r\nDas Reservierungsverfahren sollte zwar grundsätzlich am Projektfortschritt bemessen sein. Bei \r\nunverschuldeten Projektverzögerungen (z.B. durch langwierige Genehmigungs- oder Gerichts\r\nverfahren) sollten aber angemessene Flexibilitäten vorgesehen werden können, ohne zu viele \r\nunnötige Leistungskapazitäten zu blockieren. Die konkrete Ausgestaltung der Reservierungs\r\nmodalitäten erfolgt, wie die Festlegung einer jeweils dem Zweck angepassten „Kaution“ oder \r\n„Gebühr“ im Detail zurecht nicht auf Gesetzesebene, sondern unterliegt der Bestätigung und \r\nwie alle Anforderungen zum Netzanschluss insgesamt der Aufsicht der Regulierungsbehörden. \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag: \r\nDer BDEW schlägt folgende Ergänzung in § 17f EnWG-E vor \r\nSeite 28 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n(1) \r\nDie Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben unter angemessener Berück\r\nsichtigung der Belange von Netzanschlussbegehrenden gemeinsame, objektive, transpa\r\nrente und diskriminierungsfreie Vorgaben für die Reservierung von zugeteilter Netzan\r\nschlusskapazität für Netzanschlüsse mit einer Nennleistung von mindestens 135 Kilowatt \r\nzu entwickeln. Die Reservierung von Netzanschlusskapazität ist für einen Netzanschluss in \r\nder Mittelspannungsebene, einschließlich der Umspannebene von Hochspannung zu Mit\r\ntelspannung und der Umspannebene von Mittelspannung zu Niederspannung, vorzusehen. \r\nDie Reservierungsdauer ist auf einzelne, jeweils aufeinanderfolgende Zeiträume zu befris\r\nten und an den jeweiligen Projektfortschritt zu binden. Zusätzlich können die Betreiber von \r\nElektrizitätsverteilernetzen für die Reservierung von Netzanschlusskapazität eine ange\r\nmessene und diskriminierungsfreie Gebühr erheben. \r\n(2) \r\n(3) \r\n[….] \r\nDie von den Netzbetreibern Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen nach Ab\r\nsatz 1 erarbeiteten Vorgaben sind der Bundesnetzagentur bis spätestens zum Ablauf des … \r\n[einsetzen: Datum des Tages und Monats der Verkündung dieses Gesetzes sowie Jahres\r\nzahl des ersten auf die Verkündung folgenden Jahres] zur Bestätigung vorzulegen. Die \r\nBundesnetzagentur bestätigt die Vorgaben oder verlangt Änderungen. Verlangt die Bun\r\ndesnetzagentur Änderungen, so haben die Netzbetreiber diese innerhalb von bis zu zwei \r\nMonaten umzusetzen und die Vorgaben der Bundesnetzagentur erneut zur Bestätigung \r\nvorzulegen. Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben das Reservierungsverfah\r\nren spätestens drei Monate nach der Bestätigung Netzanschlusskapazität entsprechend \r\nder erarbeiteten Vorgaben anzuwenden zu reservieren. \r\n2.6 \r\nTransparenz über zur Verfügung stehende Kapazitäten, § 17c EnWG-E \r\nEin neuer § 17c EnWG-E verpflichtet die Netzbetreiber in seinem Absatz 1, verfügbare Netzka\r\npazitäten auf einer geografischen Karte monatlich aktualisiert im Internet zu veröffentlichen \r\n(geografische Karte). Netzbetreiber können dabei auch Gebiete ausweisen, in denen be\r\nstimmte Anschlussnehmerarten (in einem Priorisierungsverfahren) aus sachlichen Gründen \r\nbevorzugt angeschlossen werden. Die Gesetzesbegründung spricht von „Vorzugs-Netzgebie\r\nten“. Dies dient der Umsetzung der Binnenmarktverordnung (Artikel 50 Abs. 4a) und Binnen\r\nmarktrichtlinie Strom (Artikel 31 Abs. 3). Gleichzeitig wird eine unverbindliche Netzanschluss\r\nauskunft eingeführt. \r\nEine diskriminierungsfreie und vorausschauende Vergabe von Netzanschluss- und Netzein\r\nspeisekapazitäten erfordert, dass Netzanschlusspetenten frühzeitig Zugang zu verständlichen, \r\ntransparenten, nutzbaren und möglichst aktuellen Informationen über verfügbare sowie \r\nSeite 29 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nabsehbare Kapazitäten in den jeweiligen Netzgebieten erhalten oder diese selbstständig ein\r\nsehen können. Dies schafft Planungssicherheit und trägt zugleich dazu bei, die Netzbetreiber \r\nspürbar zu entlasten. Einen ersten Schritt hierzu kann die geografische Karte leisten. \r\nDie Regelung setzt die europäischen Vorgaben im Großen und Ganzen pragmatisch um und ist \r\nvor diesem Hintergrund grundsätzlich positiv zu bewerten. Im Detail erscheinen die Regelun\r\ngen aber noch nicht konsistent. \r\nVor dem Hintergrund des jüngst eingeführten Reifegradverfahrens im Übertragungsnetz ist es \r\nsinnvoll, den Turnus zur Aktualisierung der Netzkarten an die Zyklusdauer anzupassen und im \r\nÜbertragungsnetz entsprechend von einer monatlichen Aktualisierung abzuweichen. \r\nDie geografische Karte nach Absatz 1 erfasst zwei Umspannebenen. Die unverbindliche Netz\r\nanschlussauskunft ermöglicht ebenfalls eine grafische Darstellung und umfasst drei Span\r\nnungsebenen, die Mittelspannung und die jeweils angrenzenden Umspannebenen. Über\r\nschneidend müssen sowohl die Karte als auch die unverbindliche Netzauskunft daher für die \r\nUmspannung von der Mittelspannung in die Hochspannung zur Verfügung gestellt werden. \r\nAbbildung 1 zeigt zum besseren Verständnis das Verhältnis, in dem Karte und unverbindliche \r\nNetzanschlussauskunft über die verschiedenen Spannungs- und Umspannungsebenen anzu\r\nwenden sein sollen. \r\nAbbildung 1: Anwendungsbereiche Karte und Netzanschlussauskunft \r\n2.6.1 \r\nGeografische Karte VNB, § 17c Absatz 1 EnWG-E \r\nIm Rahmen der Umsetzung dieser Regelung ist darauf zu achten, dass die Karte den strengen \r\nVorgaben für Betreiber von KRITIS genügt und nicht fein granular wird, um einerseits brauch\r\nbare Informationen zur Verfügung zu stellen, aber andererseits Sicherheitsrisiken zu minimie\r\nren. Die Ausweisung freier Kapazitäten in den Umspannebenen könnte dazu führen, dass \r\nSeite 30 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\ndiese je Umspannwerk ausgewiesen werden müssen. Wäre als Konsequenz die Lage der Um\r\nspannwerke auf den Netzkarten zu veröffentlichen, ist dies abzulehnen. Bei der Ausgestaltung \r\nder Karte ist darauf zu achten, dass keine eindeutigen Rückschlüsse auf die Lage kritischer Inf\r\nrastruktur möglich sind. Daher sollten bspw. nur sinnvoll abzugrenzende Bereiche um die je\r\nweiligen Umspannwerke dargestellt werden. So könnte ein erforderliches Maß an (öffentli\r\ncher) Transparenz gewährleistet werden, ohne durch den Detailgrad dieser Angaben Sicher\r\nheitsrisiken wie Terrorismus, Sabotage oder Cyberangriffe zu befördern. Zusätzlich sollte die \r\nOption bestehen, die Karten nur in einem geschützten Bereich und nur berechtigten Interes\r\nsenten (bspw. im Rahmen der Kundenanschlussportale) bereitzustellen. \r\nDie Karten müssen im Ergebnis so ausgestaltet sein, dass ein angemessener Ausgleich zwi\r\nschen Granularität, praktischer Verwendbarkeit, administrativem Aufwand und berechtigten \r\nSicherheitsinteressen erreicht wird. Dabei sollte die Detailtiefe so gewählt werden, dass der \r\nBeginn einer gezielten Projektentwicklung auf ihrer Grundlage tatsächlich möglich ist. \r\nÜber die unverbindliche Netzauskunft erfolgt auch eine Darstellung über eine Karte. Daher \r\nsollte die Umspannebene von Hochspannung zu Mittelspannung – die jetzt von beiden An\r\nforderungen erfasst wird – möglichst nur entweder in der geografischen Karte oder in der un\r\nverbindlichen Netzanschlussauskunft berücksichtigt werden, nicht in beiden. Dabei sollte je\r\ndem Netzbetreiber freigestellt sein, welche Darstellungsform in der Umspannebene von Hoch\r\nspannung zu Mittelspannung gewählt wird. \r\n2.6.2 \r\nUnverbindliche Netzanschlussauskunft VNB, § 17c Absatz 2 EnWG-E \r\nDie unverbindliche Netzanschlussprüfung soll für Anschlüsse ab einer Leistung von 135 kW ab \r\ndem 1. Januar 2028 zur Verfügung stehen. Auf dieser Basis soll eine erste Prüfung für An\r\nschlüsse in der Mittelspannungsebene sowie in den angrenzenden Umspannebenen Hoch- zur \r\nMittelspannung sowie Mittel- zur Niederspannung erfolgen.  \r\nZu beachten ist grundsätzlich, dass die unverbindliche Netzanschlussprüfung einerseits – ins\r\nbesondere im Verhältnis zur Netztransparenzkarte – hinreichend Aussagekraft entfaltet, ande\r\nrerseits aber nicht zu einer Vollprüfung beim Netzbetreiber führt, die zu einem weiteren Fla\r\nschenhals für die zügige Bearbeitung von Netzanschlussbegehren führen könnte. Zudem sollte \r\nzum Schutz kritischer Infrastruktur – analog zur geografischen Karte – die Möglichkeit beste\r\nhen, die unverbindliche Netzanschlussauskunft nur in einem geschützten Bereich und nur be\r\nrechtigten Interessenten (bspw. im Rahmen der Kundenanschlussportale) bereitzustellen. \r\nFür kleinere Netzbetreiber, die in der Regel auch nur wenige Netzanschlussanfragen erhalten, \r\nsollte die Einführung der automatisierten unverbindlichen Netzanschlussprüfung im Sinne des \r\nKosten-/Nutzen-Verhältnisses freiwillig sein. Der BDEW hält daher eine Ausnahmeregelung für \r\nDe-minimis-Unternehmen für sinnvoll, wie sie auch die zugrunde liegende europäische \r\nSeite 31 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nRegelung ermöglicht. Dies gilt vor allem dann, wenn in diesen Netzgebieten keine Engpässe \r\nbestehen. Ein geeigneter Schwellenwert sollte daher im weiteren Verfahren in Abstimmung \r\nmit der Branche geprüft werden. \r\nFür die Unternehmen mit nur wenigen Umspannwerken in der Umspannung von der Nieder\r\nspannung in die Mittelspannung, könnte beispielsweise zudem die Option bestehen, die geo\r\ngrafische Karte anstelle der unverbindlichen Netzanschlussprüfung anzubieten. Sie würde im \r\nErgebnis aufgrund der geringen Größe des Netzgebietes eine angemessene Transparenz her\r\nstellen, wie die dann nicht weiterführende und teure Einführung eines Tools, das für die effizi\r\nente Bearbeitung einer Vielzahl von Anfragen gedacht ist und dort seinen Nutzen entfaltet.  \r\nDie im Gesetz genannte Umsetzungsfrist für die unverbindliche Netzanschlussauskunft über \r\nein entsprechendes Tool ist bis zum 1. Januar 2028 für alle Verteilnetzbetreiber ab 100.000 \r\nKunden einzuhalten. Für Netzbetreiber, die weniger als 100.000 Kunden angeschlossen haben \r\nund nicht unter eine De-minimis-Regelung fallen, sollten eine Frist zum 1. Januar 2030 vorge\r\nsehen werden. Von der Regel ausgenommen werden sollten De-minimis-Unternehmen, für \r\ndie der Schwellenwert noch gemeinsam mit der Branche abgestimmt werden muss.  \r\nNicht klar wird aus der Regelung in § 17c Abs. 2 Satz 2 Nr. 1 und 2 EnWG-E, in welchem Ver\r\nhältnis diese Mitteilung zur Ermittlung des gesamtwirtschaftlich günstigeren Verknüpfungs\r\npunkts nach § 8 Abs. 1 Satz 1 2. HS EEG 2023 steht. Nach dem Wortlaut ist jedenfalls die Mit\r\nteilung auf einen hinsichtlich der Netzkapazität derzeit bereits geeigneten weiter entfernt ge\r\nlegenen Netzverknüpfungspunkt bezogen, nicht allein auf einen gesamtwirtschaftlich günsti\r\ngeren, wie er nach § 8 Abs. 1 Satz 1 2. HS. EEG 2023 ermittelt wird. \r\nBDEW-Forderung:  \r\n• Die unverbindliche Netzanschlussprüfung darf nicht zu komplex werden, muss aber be\r\nlastbare und für Projektierer verwertbare Aussagen liefern, ohne zu einer aufwendigen \r\nVollprüfung durch den Netzbetreiber zu werden. \r\n• Zur Adressierung von Sicherheitsbedenken können die Netzkarte und die unverbindli\r\nche Netzanschlussauskunft auch in geschützten Räumen berechtigten Interessierten \r\nzur Verfügung gestellt werden. \r\n2.7 \r\nNetzanschlussprozesse mit Informationspflichten, § 17d EnWG-E \r\nAbsatz 2 verpflichtet die Netzbetreiber, auf ihrer Internetseite allgemeine Informationen zum \r\nAblauf der Prüfung des Anschlussbegehrens sowie zu den einzureichenden Unterlagen bereit\r\nzustellen und alle erforderlichen Daten aufzulisten. Absatz 3 sieht vor, dass Netzbetreiber den \r\nSeite 32 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nEingang einer Netzanschlussanfrage unverzüglich bestätigen und nach einer Drei-Monats\r\nFrist als Höchstfrist regelmäßig über den Status und die weitere Bearbeitung des Anschlussbe\r\ngehrens und den geplanten zeitlichen Ablauf informieren.  \r\nKonkrete Fristigkeiten – einschließlich transparenter Informationen über den Bearbeitungs\r\nstand eines Netzanschlussbegehrens – sind nicht im Gesetz, sondern durch die Branche im \r\nRahmen von TAB- und TAR-Verfahren zu regeln. \r\nDiese Regelungen stellen auch für den Netzanschlussprozess von EEG-Anlagen Neuerungen \r\ndar. Dabei gilt hierfür bereits die Spezialregelung in § 8 EEG, die unberührt bleiben soll. Es \r\nwäre daher sinnvoll, noch klarer zu regeln, was genau nun für EE-Anlagen gelten soll. Bereits \r\nbestehende strengere Informations-, Genehmigungs- und Anschlussfristen in anderen Geset\r\nzen und Verordnungen bleiben aus Sicht des BDEW unberührt (z.B. für Letztverbraucher in der \r\nNiederspannung über die NAV). Dies sollte der Entwurf klarstellen. \r\nDer BDEW unterstützt die Regelung des § 17d inklusive der Pflicht zur unverzüglichen Bestäti\r\ngung des Eingangs des Netzanschlussbegehrens ausdrücklich und weist darauf hin, dass die \r\nbloße Aufnahme von Informationspflichten über den jeweiligen Status des Verfahrens für den \r\nVerteilnetzbetreiber in der Praxis oft nicht weiterhilft.  \r\n2.8 \r\nDigitaler Netzanschlussprozess und Netzanschlussportal VNB, § 17e EnWG-E \r\nMit einem neuen § 17e EnWG-E sollen Verteilernetzbetreiber verpflichtet werden, digitale \r\nNetzanschlussportale für alle Spannungsebenen einzurichten. Absatz 1 verlangt bereits mit \r\ndem Inkrafttreten des Gesetzes und in Umsetzung der novellierten Strombinnenmarktrichtli\r\nnie die Möglichkeit, Netzanschlussbegehren digital zu übermitteln (Internet oder E-Mail). Ab \r\ndem 1. Januar 2028 sollen die Verteilernetzbetreiber dann nach Absatz 2 umfassende digitale \r\nNetzanschlussportale zur Verfügung stellen, die den vollständigen Netzanschlussprozess auf \r\nallen Spannungsebenen umfassen sollen. Absatz 3 verlangt die Abstimmung der Netzbetreiber \r\nuntereinander zu Standardisierungen des Netzanschlussprozesses und Formaten. \r\nDas geltende Recht sieht bisher digitale Portale zur Einreichung von Netzanschlussbegehren in \r\nder Niederspannung für kleinere EE-Anlagen (§ 8 Abs. 7 EEG) und Letztverbraucher (§§ 6, 19 \r\nNAV) vor. \r\nDie vollständige Digitalisierung der Netzanschlussprozesse ist ein wichtiger Schritt. Ein durch\r\ngängiges digitales Prozessmodell kann dazu beitragen, die Transparenz zu erhöhen und Bear\r\nbeitungszeiten zu verkürzen. Zu entwickelnde Standards müssen bestehende Portale und be\r\nreits etablierte Ansätze ausdrücklich berücksichtigen, um Doppelstrukturen zu vermeiden und \r\nvorhandene Lösungen sinnvoll einzubinden.  \r\nSeite 33 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nSoweit die vorgeschlagene Regelung sich auf Niederspannung und Mittelspannung bezieht, \r\nsieht der BDEW sie als sinnvoll und machbar an. Die umfassende Umsetzung unter Vereinheit\r\nlichung aller Formulare und Daten lässt sich realistischerweise aber nicht bis zum 1. Januar \r\n2028 vollständig umsetzen. Stattdessen sollte ein realistischeres, modulareres Vorgehen ge\r\nwählt werden. Früher umsetzbare Aspekte bei der Vereinfachung, Standardisierung und Digi\r\ntalisierung können zeitlich vorgezogen werden. \r\nZu beachten ist dabei, dass ausgehend von einem möglichen Inkrafttreten dieser Novelle im \r\n3. Quartal 2026 für eine Umsetzung bis Januar 2028 nur maximal 15 Monate verbleiben wür\r\nden. In dieser Zeit müsste sowohl die Standardisierung zwischen den Netzbetreibern erfolgen \r\nals auch die nachfolgende Umsetzung dieser einheitlichen Standards über IT-Projekte und die \r\nSchaffung von angepassten Prozessen in den Netzbetreiberunternehmen. Dies ist selbst unter \r\nidealen Bedingungen nicht zu leisten. Die Erfahrungen zeigen, dass eine realistische Zeitpla\r\nnung der sorgfältigen und vollständigen Vereinheitlichung und Digitalisierung nicht vor dem \r\n1. Januar 2030 erfolgen könnte. Eine flexiblere Lösung könnte daher sein, der BNetzA unter \r\nBerücksichtigung realistischer Verfügbarkeiten die Verschiebung des Zeitpunkts zu überlassen. \r\nSo ließen sich diese Maßnahmen ggf. auch besser mit weiteren Digitalisierungsvorhaben har\r\nmonisieren. \r\nBereits der Prozess zur Standardisierung der Netzanschlussverfahren in Niederspannung – er\r\nzeugungsseitig nur für Anlagen bis 30 kW – hat gezeigt, dass in Zusammenarbeit mit den Mit\r\ngliedsunternehmen des BDEW und dem VDE FNN erhebliche Arbeiten erforderlich waren, um \r\nnur für das initiale Netzanschlussbegehren einheitliche Dateninhalte abzustimmen. Soll dies \r\nfür Nieder- und Mittelspannung für alle Stufen des Netzanschlussprozesses erfolgen, wäre \r\nauch 2030 ein ehrgeizig gesetztes Zieljahr. Darüber hinaus bezog sich diese Standardisierung \r\nallein auf die Daten für das Webportal, über das Netzanschlussbegehren gestellt werden kön\r\nnen und einige standardisierte Informationen. Bei einer Volldigitalisierung und Standardisie\r\nrung des gesamten Netzanschlussprozesses ist der Standardisierungsaufwand dagegen deut\r\nlich höher. \r\nDa Absatz 3 keine konkreten Umsetzungsfristen nennt, geht der BDEW davon aus, dass hier \r\nDigitalisierung vor Standardisierung umzusetzen ist. Die Erfahrungen aus dem skizzierten Pro\r\nzess haben sehr deutlich gemacht, dass dieses Vorgehen kontraproduktiv und ineffizient wäre. \r\nDer BDEW betrachtet einen Dreiklang und die klare Sequenzierung von Vereinfachung – Stan\r\ndardisierung – Digitalisierung als erforderlich und als aufeinander aufbauende Schritte: Zuerst \r\nmüssen Netzanschlussprozesse fachlich (wo immer möglich) vereinfacht werden, damit ver\r\nzichtbare Prozessschritte, Datenabfragen und Rückfragen entfallen. Darauf fußend können \r\ndiese vereinfachten Abläufe standardisiert werden, sodass alle Netzbetreiber weitgehend ver\r\neinheitlicht vorgehen und im Netzanschlussprozess entsprechend weitgehend einheitliche \r\nSeite 34 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDaten im Rahmen konsolidierter Prozessschritte abfragen. Erst auf dieser Grundlage kann eine \r\nDigitalisierung sinnvoll im Sinne der Maßstäbe von Verlässlichkeit, Effizienz und Interoperabili\r\ntät erfolgen. \r\nAuch wenn der Netzanschlussprozess digital abgewickelt wird, bedarf es ggf. einer bilateralen \r\nAbstimmung. Daher sollte trotz digitalen Netzanschlussportals zusätzlich ein Ansprechpartner \r\ndurch den VNB benannt werden, auch wenn es sich dabei um ein Funktionspostfach handelt.  \r\nBDEW-Forderung:  \r\n• Der Termin für die Umsetzung des digitalisierten Portals im Januar 2028 ist vor dem \r\nHintergrund der bisherigen Erfahrungen zu ehrgeizig gewählt und bedarf einer Verlän\r\ngerung auf 2030, da sie die vollständige Vereinheitlichung voraussetzt. \r\n• Verankerung der Möglichkeit eines modularen Vorgehens, in dem bereits Teilaspekte \r\nvorgezogen umgesetzt werden.    \r\n3 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss von EE-Anlagen \r\n3.1 \r\nBaukostenzuschüsse (BKZ) für Erneuerbare-Energien-Anlagen, § 17 EEG \r\nEingeführt wird die Möglichkeit für Netzbetreiber, zur teilweisen Finanzierung der bei wirt\r\nschaftlicher Betriebsführung notwendigen Kosten des Netzausbaus einen angemessenen Bau\r\nkostenzuschuss von EE-Anlagenbetreibern zu verlangen, verbunden mit einer Festlegungsbe\r\nfugnis der BNetzA, insbesondere zu Verfahren oder Kriterien, anhand derer netzwirtschaftli\r\nche Parameter zu regional differenzierten Beiträgen führen können. \r\nEin BKZ verfolgt dabei zwei verschiedene Ziele: die Beteiligung von Einspeisern an den Netz\r\nkosten und das Setzen von Standortanreizen bei der initialen Investitionsentscheidung.  \r\nEin BKZ für den Netzanschluss von EE-Anlagen muss ausgewogen sein und regional differen\r\nziert erhoben werden können, damit dieser eine Lenkungswirkung entfalten und Investitio\r\nnen zur Reduzierung oder Vermeidung von Netzengpässen und damit hin zu Standorten mit \r\nverfügbarer Netzkapazität steuern kann.  \r\nBeim Ausbau der Windenergie an Land ist zu berücksichtigen, dass die Flächenverfügbarkeit \r\ndurch eine gesetzlich vorgesehene, bundesweite Flächenausweisung bereits strukturell vorge\r\ngeben und dadurch begrenzt ist. Um die gesetzlichen Ausbauziele für Windenergie an Land \r\nlangfristig erreichen zu können, ist ein Ausbau auf sämtlichen vorgesehenen Flächen erforder\r\nlich. Dies gilt umso mehr, wenn, wie angekündigt, bis 2030 noch zusätzliche 12 GW ausge\r\nschrieben werden. Eine Lenkungswirkung innerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete ist \r\nSeite 35 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\naus diesem Grund kritisch zu erörtern und in seinen Auswirkungen dringend mit anderen an\r\ngedachten gesetzlichen und regulatorischen Vorgaben sinnvoll abzustimmen. Dies gilt insbe\r\nsondere vor dem Hintergrund verschiedenster Regelungsansätze innerhalb der EnWG-/EEG \r\nNovelle als auch erwartbarer Festlegungen den BNetzA, die zeitlich auseinanderfallen und teil\r\nweise inhaltlich Ähnliches regeln sollen. Auch wenn Maßnahmen zur Bewältigung von Netzen\r\ngpässen erforderlich sind, müssen sie aufeinander abgestimmt sein und dürfen in ihrer Ge\r\nsamtheit nicht dazu führen, dass ein weiterer Zubau von EE-Anlagen aus wirtschaftlichen \r\nGründen nicht mehr möglich ist. Daher ist bei diesem Baustein in besonderem Maße auf eine \r\nVerzahnung mit dem AgNes-Prozess der BNetzA zu achten. Im AgNes-Prozess erwägt die \r\nBNetzA die Erhebung von BKZ für neue Stromerzeugungsanlagen. In seiner Stellungnahme zu \r\nEinspeiseentgelten hat der BDEW darauf verwiesen, dass BKZ im Gegensatz zu Einspeisenetz\r\nentgelten eine grundsätzlich sinnvolle und investitionsförderliche Beteiligung von Einspeisern \r\nan den Netzkosten darstellen können. Ein Abgleich ist auch mit Maßnahmen wie den im Ge\r\nsetzentwurf angedachten Regelungen für kapazitätslimitierte Netzgebiete vorzunehmen \r\n(siehe unter 4).     \r\nMit der Regelung zur Einführung eines regional differenzierten BKZ für EEG-Anlagen ist insbe\r\nsondere auch das Verhältnis zu den bezugsseitig anfallenden BKZ zu regeln. Dabei sollte die \r\nmaximale Netzanschlusskapazität des gesamten Anschlussvorhabens am Netzverknüpfungs\r\npunkt berücksichtigt werden (z.B. bei Co-Location-Situationen). Dies müsste im Rahmen eines \r\nentsprechenden Festlegungsverfahrens näher geklärt werden und betrifft Fallgestaltungen \r\nwie Prosumer-Sachverhalte, die Verbrauch und Einspeisung verbinden. Die Regelungen im \r\nEEG und KWKG sehen, anders als § 11 Abs. 3 NAV, keine Grenze für die Niederspannung vor. \r\nDas würde bedeuten, dass für PV-Anlagen von Haushaltskunden ein BKZ zu entrichten wäre, \r\nauch wenn die vereinbarte Anschlusskapazität durch die PV-Anlage unter 30 kW läge. Es ist \r\nunklar, ob diese Folgewirkung gewollt ist. Es sollte eine konsistente Regelung geschaffen wer\r\nden, die Anlagen bis 30 kW generell von der Entrichtung eines BKZ ausnimmt. \r\nBetreiber von Einspeiseanlagen, die nicht in den Anwendungsbereich des EEG, KWKG oder der \r\nKraftNAV fallen, müssten zudem für die Einspeisung keinen BKZ zahlen. Hier sollte eine konsis\r\ntente Regelung geschaffen werden, die Anlagen bis 30 kW generell von der Entrichtung eines \r\nBKZ ausnimmt.  \r\nFür Offshore-Wind entfalten Baukostenzuschüsse keine netz- oder standortlenkende Wir\r\nkung, da die Flächen sowie dazugehörige Offshore-Netzanbindungssysteme der ÜNB durch die \r\nFlächenentwicklungsplanung des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) \r\nstaatlich vorgegeben werden. Baukostenzuschüsse würden in diesem Segment keine effiziente \r\nSteuerungswirkung erzeugen, sondern lediglich zusätzliche Kosten für die Offshore-Wind-Pro\r\njekte einführen.  \r\nSeite 36 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nBDEW-Forderung:  \r\n• Klärung des Verhältnisses von Bezugs- und Einspeise-BKZ bei Prosumern \r\n• Freigrenze für die Niederspannung: 30 kW \r\n• Herstellung von Kohärenz mit Entgeltsystematik in „AgNes-Prozess“ der BNetzA sowie \r\nden Flächenzielen für Windenergieanlagen an Land nach dem WindBG  \r\n• Keine einseitige Belastung einzelner Kundengruppen \r\n• Regionale Differenzierung soll netzdienlich und nachvollziehbar ausgestaltet werden.  \r\n3.2 \r\nEinspeisenetz – Einspeisesteckdose, § 3 Nr. 18, § 8 EEG \r\nEs wird eine neue Begriffsdefinition eines „Einspeisenetzes“ in § 3 Nr. 18 EEG geschaffen. Sie \r\ndient dazu, ein Instrument des vorausschauenden, bedarfsgerechten Netzausbaus gesetzlich \r\nzu verankern, das häufig auch als „Einspeisesteckdose“ bezeichnet wird. Dabei können Netz\r\nbetreiber bereits vorausschauend auf Basis der ihnen vorliegenden Prognosen einzelne Netz\r\nbetriebsmittel oder Gruppen ebendieser, wie etwa ein Umspannwerk, dort errichten, wo \r\nkünftig mit dem Zubau von (EE)-Erzeugungsanlagen zu rechnen ist. Das Instrument ist bei der \r\nvorausschauenden, bedarfsgerechten Netzausbauplanung zu berücksichtigen und mit anderen \r\nErtüchtigungsoptionen im Rahmen einer gesamtwirtschaftlichen Betrachtung zum Zeitpunkt \r\nder Planung der entsprechenden Netzausbaumaßnahme abzuwägen. Dadurch können die ins\r\ngesamt anfallenden Kosten für den Anschluss von Anlagen gesenkt werden. \r\nDie Verankerung des „Einspeisenetzes“ soll also einen vorausschauenden, zielgerichteten Aus\r\nbau des Netzes für den koordinierten Anschluss von Anlagen ermöglichen. Dafür können Netz\r\nbetreiber die Kosten des Netzausbaus bei Prüfung des wirtschaftlich günstigeren Verknüp\r\nfungspunkts auch nur anteilig berechnen (§ 8 Abs. 1 Satz 3 EEG-E) und so den Anschluss an das \r\n„Einspeisenetz“ bevorzugen. \r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich, dass die „Einspeisesteckdose“ gesetzlich kodifiziert werden \r\nsoll und hatte dies in verschiedenen Stellungnahmen gefordert. Um mit dem planbaren Aus\r\nbau der Erneuerbaren Energien künftig Schritt halten zu können, ist ein vorausschauender \r\nNetzausbau erforderlich, der sich nicht allein an aktuellen Engpässen orientiert, sondern die \r\nabsehbare Entwicklung von Erzeugung, Last und Flexibilitäten frühzeitig berücksichtigt und die \r\nNetzbetreiber in die Lage versetzt, den erwartbaren Zubau proaktiv zu antizipieren. Dafür \r\nbraucht es weiterer geeigneter Maßnahmen zur Befähigung der Netzbetreiber, etwa eine aus\r\nreichende Datengrundlage und geeignete Prognosen, beschleunigte Planungs- und Genehmi\r\ngungsverfahren, schnellere Realisierung durch standardisierte Prozesse sowie Investitions- \r\nund Anreizmechanismen, die vorausschauenden Netzausbau regulatorisch absichern. Ent\r\nscheidend ist, dass vorausschauende Netzausbauvorhaben frühzeitig mit ausgewiesenen \r\nSeite 37 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nWindenergiegebieten verknüpft werden, um Planungs- und Ausbauzeiträume bestmöglich \r\naufeinander abzustimmen und Verzögerungen beim Ausbau der Windenergie an Land zu ver\r\nmeiden. \r\nDie regulatorische Umsetzung in § 8 Abs. 1 Satz 3 EEG-E erscheint allerdings in der vorliegen\r\nden Form als zu allgemein und zu wenig auf die Einspeisesteckdose tatsächlich zugeschnitten. \r\nInsbesondere wäre die Frage, in welchen anderen Fällen die Netzkosten (diskriminierungsfrei) \r\nebenfalls nur anteilig zu berücksichtigen wären. Vielmehr bietet sich hier der bereits existie\r\nrende § 8 Abs. 3 EEG 2023 mit der „Zuweisung“ durch den Netzbetreiber an. Daher sollte sich \r\ndie Regelung nicht nur „insbesondere“, sondern ausschließlich auf die das Einspeise-Netzbe\r\ntriebsmittel beziehen. \r\nRedaktionell regt der BDEW außerdem an, den Begriff „Einspeisenetz“, bspw. gegen den Be\r\ngriff „Einspeise-Netzbetriebsmittel“ auszutauschen. Hintergrund ist, dass als „Einspeisenetz“ \r\nim Zusammenhang mit der Diskussion um die Kundenanlage nach dem EnWG ein vom Anla\r\ngenbetreiber betriebenes Netz (u.a. in Abgrenzung zum Netz des Netzbetreibers der allgemei\r\nnen Versorgung) verstanden wird. \r\nEs wäre sinnvoll in der Begründung klarzustellen, dass es bei Einspeise-Netzbetriebsmitteln \r\nkeinen Anspruch auf den Anschluss von Netzbezug gibt. Auf expliziten Wunsch kann ein Grau- \r\noder Mischstromspeicher angeschlossen werden, ohne dass dadurch ein Anspruch auf „Um\r\nrüstung“ des Einspeise-Netzbetriebsmittels auf Bezugsstandard entsteht. \r\n4 Maßnahmen in kapazitätslimitierten Netzgebieten \r\nDie bisher bekannt gewordenen Änderungen in EnWG und EEG schlagen neue Regelungen für \r\nkapazitätslimitierte Netzgebiete vor, die vor allem für EE-Anlagen relevant sind. Nach § 14 \r\nAbs. 1d EnWG-E sollen Verteilnetzbetreiber Umspannanlagen und diese verbindende Lei\r\ntungsabschnitte für die Dauer von bis zu 10 Jahren als kapazitätslimitiert ausweisen können, \r\nwenn die Wirkleistungserzeugung der unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen Anlagen \r\nim vorangegangenen Kalenderjahr um insgesamt mehr als 3 Prozent angepasst wurde. In die\r\nsen Gebieten soll eine prioritäre Netzausbaupflicht bestehen. Im EEG soll der Anspruch auf \r\nNetzanschluss in diesen Gebieten nur dann bestehen, wenn der Anlagenbetreiber auf seine \r\nErsatzansprüche im Rahmen des Redispatchregimes nach dem EnWG verzichtet. \r\nDerzeit bewertet der BDEW diese Vorschläge noch intensiv und erarbeitet Vorschläge für mög\r\nliche Alternativen. Nach dem derzeit für den BDEW zugänglichen Informations- und Daten\r\nstand ist es noch nicht möglich, Aussagen über konkrete Auslöse- oder Schwellenwerte zu tref\r\nfen. Die Bewertung der Zahlen, insbesondere zu einem Auslösekriterium (wann liegt ein kapazi\r\ntätslimitiertes Netzgebiet vor), der Dauer der Limitierung und der konkreten Ausgestaltung \r\nSeite 38 von 39 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\neines Netzanschlussvertrags bedarf zunächst einer transparenten Datengrundlage für alle po\r\ntenziell betroffenen Netzgebiete, um Wirkungen abschätzen zu können. Zudem stehen die Be\r\nstimmung des Auslösekriteriums, des relevanten Zeitraums als auch der Grad der vorzuneh\r\nmenden Standardisierungen in einem engen Zusammenhang und bedingen einander. \r\n5 Ansätze zur weiteren Beschleunigung des Netzausbaus  \r\nDer BDEW fordert eine deutliche Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren \r\nfür den Ausbau der Verteilnetze, die wesentlich für das Gelingen der Energiewende ist. Wich\r\ntige Maßnahmen betreffen unter anderem den Abbau unnötiger UVP-Prüfungen, schnellere \r\nVollständigkeitsprüfungen der Antragsunterlagen, erleichterte Anzeigeverfahren und effizi\r\nentere Besitzeinweisungsverfahren, um Projekte schneller umzusetzen. \r\nDer BDEW befürwortet einen vorausschauenden Netzausbau und fordert, dass Infrastruktur\r\ngebiete im Verteilnetz auf Antrag des Vorhabenträgers und auf Basis der Netzausbaupläne \r\nnach § 14d EnWG ausgewiesen werden. Eine frühzeitige, planungsbasierte Erweiterung der \r\nVerteilnetze in Verbindung mit merklich beschleunigten Genehmigungsprozessen sind für Aus\r\nbaumaßnahmen unerlässlich. Näheres ist in entsprechenden BDEW-Positionspapieren und \r\nStellungnahmen zu finden (siehe zuletzt beispielsweise die BDEW-Stellungnahme zum Regie\r\nrungsentwurf des Infrastrukturzukunftsgesetzes oder das Positionspapier „Kurzfristige Maß\r\nnahmen zur Beschleunigung des 110-kV-Hochspannungsnetzausbaus“). \r\nZu berücksichtigen ist zudem: Der weitere Netzausbau kann durch Engpässe bei Tiefbaukapa\r\nzitäten, Material (wie Kabel, Trafos, Schaltanlagen) und Fachkräften ausgebremst werden. \r\nDiese Ressourcen sind nicht beliebig skalierbar, oft knapp und in Beschaffungskonkurrenz. \r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Erneuer\r\nbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung während der Er\r\nrichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte auch auf private Flächen ausgeweitet \r\nwerden. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetzausbau (§ 12 Niederspannungs\r\nanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitbandausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz \r\n(TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren Anwendung (siehe BDEW-Faktencheck). \r\nDies wird den Netzanschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen und damit deren Beitrag zur \r\nEnergieversorgung vereinfachen und deutlich beschleunigen. \r\nSeite 39 von 39 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-04"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024129","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge EnWG und EEG zur Reform der Netzanschlussverfahren 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/67/88/844046/Stellungnahme-Gutachten-SG2609210002.pdf","pdfPageCount":42,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 18. September 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nEnWG- und EEG-Regelungen zum \r\nNetzanschlussverfahren \r\nRegierungsentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirt\r\nschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netz\r\nausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens \r\nvom 29. Juli 2026  \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n Seite 2 von 42 \r\nInhalt \r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 5 \r\n2 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss nach EnWG ..................... 11 \r\n2.1 Co-Location, § 17 Absatz 2a EnWG-E ........................................................... 11 \r\n2.2 Netzkapazitätsvergabeverfahren Übertragungsnetz, § 17a EnWG-E .......... 12 \r\n2.3 Priorisierung Netzanschlussbegehren und Kontingente für \r\nNetzanschlusskapazität, ÜNB und VNB, § 17b EnWG-E ............................... 14 \r\n2.4 Transparenz über zur Verfügung stehende Kapazitäten, § 17c EnWG-E ..... 15 \r\n2.4.1 Geografische Karte VNB, § 17c Absatz 1 EnWG-E ........................................ 16 \r\n2.4.2 Unverbindliche Netzanschlussauskunft VNB, § 17c Absatz 2 EnWG-E ........ 17 \r\n3 Allgemeine Regelungen für den Netzanschluss von EE-Anlagen ......................... 18 \r\n3.1 Baukostenzuschüsse (BKZ) für Erneuerbare-Energien-Anlagen, § 17 EEG .. 18 \r\n3.2 Einspeisenetz – Einspeisesteckdose, § 3 Nr. 18, § 8 EEG ............................. 21 \r\n3.3 Wahlverknüpfungspunkt, flexible Netzanschlussvereinbarungen und \r\nKapazitätsvergabe ........................................................................................ 22 \r\n4 Beschränkung des Anschlusses von PV- und Windenergieanlagen ..................... 23 \r\n4.1 Generelle systemdienliche Anschlussleistung für PV -und \r\nWindenergieanlagen .................................................................................... 25 \r\n4.1.1 Übergangsregelung ...................................................................................... 26 \r\n4.1.2 Co-Location ................................................................................................... 27 \r\n4.2 Maßnahmen in kapazitätslimitierten Netzgebieten .................................... 28 \r\n4.2.1 Ausweisung - Generelles .............................................................................. 29 \r\n4.2.2 Ausweisung: Art des Redispatch-Volumens ................................................. 30 \r\n4.2.3 Ausweisung: Bestimmung ausgewiesener Leitungsabschnitte .................... 30 \r\n4.2.4 Ausweisung: Räumliche Begrenzung des Notfallinstruments ...................... 30 \r\n4.2.5 Technologiespezifische Ausweisung ............................................................ 31 \r\n4.2.6 Ausweisung - Betrachtungszeitraum ............................................................ 31 \r\n \r\n \r\n Seite 3 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n4.2.7 Dauer der Ausweisung nach EnWG und Dauer des Entschädigungsverzichts \r\nnach EEG ....................................................................................................... 32 \r\n4.2.8 Ausweisung zum Stichtag ............................................................................. 33 \r\n4.2.9 Rechtssichere Ausweisungsprozesse sicherstellen ...................................... 33 \r\n4.2.10 Ausweisung – Dauer und prioritäre Netzausbaupflicht ............................... 33 \r\n4.2.11 Rechtsfolge: Vertraglicher Anschlussanspruch nur bei Verzicht auf \r\nfinanziellen Ausgleich im Rahmen des Redispatch für einen Anteil der \r\nJahresstromerzeugung ................................................................................. 34 \r\n4.2.12 Zeitpunkt der Beurteilung ............................................................................ 34 \r\n4.2.13 Einzelfragen im Zusammenhang mit dem Redispatch-Regime .................... 38 \r\n4.2.14 Nachweis- und Berichtspflichten praktikabel ausgestalten ......................... 41 \r\n4.3 Zusammenwirken von SAL und Redispatch-Vorbehalt ................................ 41 \r\n5 Ansätze zur weiteren Beschleunigung des Netzausbaus ..................................... 41 \r\n \r\n  \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nVorbemerkung zu Bearbeitungsfristen im vorparlamentarischen Verfahren  \r\nDer Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD verpflichtet die Bundesregierung zu transparen\r\nter Gesetzgebung mit angemessenen Beteiligungsfristen von in der Regel vier Wochen (Rz. \r\n1866 ff.). Diese Selbstverpflichtung wird anhaltend nicht erfüllt: Die Verbändeanhörung zum \r\nvorliegenden Referentenentwurf umfasste von Freitagabend bis Mittwochabend lediglich drei \r\nWerktage – für eine Regelung von solcher Tragweite ist dies nicht akzeptabel. Eine derart \r\nkurze Frist erschwert die Rückkopplung in den Verbänden mit den Mitgliedsunternehmen er\r\nheblich. Sie lässt weder eine umfassende Prüfung der Praxisfolgen noch der Rechtsfragen zu. \r\nKurze Fristen werden von der Bundesregierung häufig mit dem Verweis auf das nachgelagerte \r\nparlamentarische Verfahren gerechtfertigt. Dies ersetzt die fundierte fachliche Befassung in \r\nder Frühphase nicht und darf nicht zum Regelfall werden. Anhörungsverfahren haben eine \r\nwichtige Funktion zur Vorbereitung der Entscheidungen des Gesetzgebers und dürfen nicht \r\nzur bloßen Förmlichkeit verkommen. Sonst besteht die Gefahr, dass Gesetze nicht praxistaug\r\nlich sind. Vor diesem Hintergrund weist der BDEW darauf hin, dass der vorliegende Entwurf im \r\nparlamentarischen Verfahren besonders gründlich zu prüfen ist. \r\nSeite 4 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n1 Zusammenfassung \r\nDer vorliegende Regierungsentwurf eines Gesetzes „zur Änderung des Energiewirtschafts\r\nrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung \r\ndes Netzanschlussverfahrens“ vom 29. Juli 2026 greift eine zentrale Herausforderung d er \r\nEnergiewende und der wirtschaftlichen Transformation auf und soll das Netzanschlussregime \r\nmodernisieren. Der Gesetzentwurf sieht dafür überwiegend gute und begrüßenswerte Maß\r\nnahmen vor, die richtig und notwendig sind, um die Transformation des Energiesystems in \r\nDeutschland zügig und kosteneffizient voranzubringen.  \r\nDer BDEW erachtet es im Sinne der Gesamteffizienz dabei auch als sinnvoll, dass Projektie\r\nrer neuer Anlagen bei der Standortwahl auch die kapazitative Situation der Stromnetze be\r\nrücksichtigen. Dafür braucht es Transparenz über die jeweilige aktuelle Netzsituation sowie \r\neine Prüfung der Auswirkungen auf Netze und Erzeugungsanlagen. Die nun vorliegende Da\r\ntengrundlage von BMWE und E-Bridge liefert einen geeigneten ersten Ansatzpunkt für die \r\nnotwendige weitere Analyse. Sie berücksichtigt in ihrem bislang veröffentlichten Teil jedoch \r\nausschließlich einen rückblickenden Betrachtungszeitraum des Jahres 2024 und in Teilen von \r\n2025, der weder bereits geplanten Netzausbau noch zugesagte Netzanschlüsse berücksichtigt. \r\nEin enges Monitoring und eine Evaluierung sind von hoher Bedeutung, um Fehlentwicklungen \r\nschnell zu erkennen und gegebenenfalls gegensteuern zu können. Es muss gelingen, die er\r\nhoffte Lenkungswirkung für den Netzanschluss neuer Erneuerbare-Energien-Anlagen zu erzie\r\nlen, Kosten für Abregelungen deutlich zu dämpfen und gleichzeitig den Ausbau der Erneuerba\r\nren Energien sowie den Netzausbau voranzutreiben.  \r\nFür die Umsetzung muss der Gesetzgeber klare und rechtssichere Bestandsschutzregelungen \r\nvorsehen, die sicherstellen, dass bereits getätigte Investitionen und weit fortgeschrittene Pla\r\nnungen nicht nachträglich entwertet werden. Zudem muss sichergestellt werden, dass das In\r\nstrument gezielt dort Lenkungswirkung entfaltet, wo lokal erhebliche Netzengpässe bestehen. \r\nDie Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete sollte deshalb auf klar abgegrenzte Engpass\r\nHotspots beschränkt bleiben. \r\nDer weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien darf durch ein Instrument nicht unverhält\r\nnismäßig eingeschränkt werden – das gilt auch für die systemdienliche Anschlussleistung \r\n(SAL). So ist insbesondere für Windkraftanlagen zu überprüfen, welche Auswirkungen dies auf \r\nStark- und Schwachwindstandorte hat. So ist aktuell grundsätzlich nur eingeschränkt bewert\r\nbar, wie die zahlreichen parallel diskutierten Instrumente – etwa Baukostenzuschüsse (BKZ) \r\nfür Einspeiser, Einspeiseentgelte, die Einschränkung des finanziellen Ausgleichs bei Redis\r\npatch, die SAL, die Anpassung des Referenzertragsmodells – kumulativ auf Zubau und Stand\r\nortwahl der Erneuerbaren-Energien-Anlagen sowie die tatsächliche Netzauslastung wirken. \r\nSeite 5 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nIn wettbewerblichen Ausschreibungen müssen zusätzliche Kostenpositionen in die Gebote \r\neingepreist werden, was entsprechend zu einem höheren Zuschlagsniveau führen kann.  \r\nZu begrüßen ist das Ziel, dass bei entsprechenden BNetzA-Festlegungen zu BKZ und Netzent\r\ngelten für EEG-Anlagen erhöhter EEG-Förderbedarf vermieden werden soll (§ 17 EEG RegE). \r\nUnklar bleibt allerdings, ob und wie dies in der Praxis realisierbar sein soll. Regional differen\r\nzierte BKZ sollten so ausgestaltet sein, dass sie sich positiv auf die Systemkosten auswirken.  \r\nZu berücksichtigen ist, dass SAL und der gedeckelte Redispatch-Vorbehalt unterschiedliche \r\nZiele verfolgen: Eine deutschlandweite SAL soll die Netzanschlussleistung für alle neuen Wind\r\nenergieanlagen an Land sowie neue PV-Freiflächenanlagen auf ein netzverträglicheres Maß \r\nbegrenzen, damit Einspeisespitzen reduzieren und Anreize für eine netzdienlicherer Auslas\r\ntung der Anlagen generell setzen. Dagegen bezweckt der gedeckelte Redispatch-Vorbehalt \r\neine Standortsteuerung für Netzanschlüsse von EE-Anlagen. Netzanschlüsse sollen von kapazi\r\ntätslimitierten Netzgebieten zu Netzgebieten ohne Kapazitätsrestriktionen gelenkt werden. \r\nSolange die Wirkung der Instrumente und vor allem eine etwaige kumulative Wirkung nicht \r\nabschätzbar ist, kann die Branche weder die sogenannte Auslöse-Schwelle noch die Höhe ei\r\nner „Deckelung\" einer eingeschränkten Redispatch-Entschädigung umfassend und abschlie\r\nßend bewerten. Die aufgenommene Evaluation ist der richtige Schritt, da alle Sicherungsmittel \r\nergriffen werden müssen, um mögliche Fehlentwicklungen in der beabsichtigten Lenkungswir\r\nkung und für den notwendigen Ausbau der Erneuerbaren Energien insgesamt- auch durch eine \r\nKumulation der Regelungen – schnell und rechtzeitig korrigieren zu können. Es bedarf hier in \r\njedem Falle eines engen Monitorings des gesamten Regelungszusammenhangs, nicht nur be\r\ngrenzt auf Maßnahmen in kapazitätslimitierten Netzgebieten.  \r\nDer BDEW hält eine regionale Steuerung für zentral, weist aber in dieser Stellungnahme auf \r\neine Vielzahl rechtlicher und administrativer Umsetzungshürden hin, die im parlamentari\r\nschen Verfahren adressiert und ausgeräumt werden sollten.  \r\nNeben der nun vorliegenden Datengrundlage wäre eine Weiterentwicklung wünschenswert, \r\ndie für die Zukunft Planungssicherheit schafft, auch wenn eine rückwärtige Betrachtung an\r\nhand der abgeregelten Strommengen ein übersichtliches Bild über die aktuell bestehenden \r\npotentiellen kapazitätslimitierten Netzgebiete bietet. Die derzeit noch offenen Umsetzungs\r\nfragen schaffen erhebliche regulatorische Unsicherheiten, die im Gesetzgebungsprozess ge\r\nklärt werden sollten.  \r\nZu den Regelungskomplexen Transparenz, Netzanschlussverfahren, Digitalisierung, Standardi\r\nsierung sowie Priorisierung und Zuteilung von Kapazitäten sieht der BDEW durchweg gute An\r\nsätze im Regierungsentwurf, die nur in Einzelpunkten noch im Hinblick auf die praktische Um\r\nsetzbarkeit angepasst werden sollten. So sind einige dieser Punkte mit erheblichem \r\nSeite 6 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nUmsetzaufwand für die Netzbetreiber verbunden, die diese aber vor dem Hintergrund der ver\r\nänderten Netzanschlusssituation insgesamt befürworten. So muss erreicht werden, dass Netz\r\nkunden schnell und verlässlich die für ihre notwendigen Informationen erhalten, insbesondere \r\nwenn es um Projekte mit einem Netzanschluss in Netzengpassgebieten geht. \r\nAngesichts des stark wachsenden Anschlussbedarfs durch Erneuerbare Energien, Industrie, \r\nRechenzentren, Ladeinfrastruktur für E-Pkw und E-Lkw, Speicher, Elektrolyseure und Wärme\r\npumpen ist es sinnvoll und notwendig, bestehende Netzkapazitäten künftig deutlich flexibler \r\nund effizienter zu nutzen, um einen bestmöglichen Netzzugang zu gewährleisten. Hierfür be\r\ndarf es moderner, praxisgerechter und rechtssicherer Regelungen für den Netzanschluss.  \r\nZugleich darf die Weiterentwicklung des Netzanschlussrechts nicht isoliert betrachtet werden. \r\nAbsolut erforderlich ist ein konsequenter Ausbau der Netzinfrastruktur, um die volkswirt\r\nschaftliche Resilienz und Leistungsfähigkeit des Energiesystems dauerhaft zu sichern. Insbe\r\nsondere in Netzengpassgebieten können mehr Transparenz sowie deutlich einfachere und \r\nschnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren  sowie der Abbau unnötiger Bürokratie hel\r\nfen, um mit der Engpasssituation besser umzugehen. Neben dem Netzanschlusspaket ist da\r\nher ein ergänzendes Beschleunigungspaket für den Netzausbau notwendig, das auf Pla\r\nnungs- und Genehmigungsprozesse zielt und zu spürbaren Verkürzungen der Verfahren \r\nführt. Damit kann zugleich Punkt 16 des Beschlusses des Koalitionsausschusses „Ein Pro\r\ngramm für Aufschwung und Beschäftigung“ aufgegriffen werden. Darin wurde eine Beschleu\r\nnigung des Verteilnetzausbaus mit dem Ziel angekündigt, die Realisierungsdauer von Netz\r\nprojekten zu halbieren. Der BDEW hat diesbezüglich ein Positionspapier mit kurzfristig mögli\r\nchen konkreten Maßnahmen zur Beschleunigung des 110 kV-Hochspannungsnetzausbaus ver\r\nöffentlicht. Netzausbauzeiträume von acht bis zwölf Jahren können nicht der Maßstab sein, \r\nvielmehr bedarf es eines schnelleren Ausbaus.  \r\nDarüber hinaus ist insbesondere in Bezug auf den Themenkomplex Netz(anschluss)kapazitäten \r\ndas gesamte Strom- und Energiesystem in den Blick zu nehmen, weil sich dadurch Synergieef\r\nfekte und Lösungsmöglichkeiten eröffnen. So kann die stärkere Erschließung von Flexibilitä\r\nten – wie netzdienliche Großbatteriespeicher, Sektorkopplung oder lastseitige Flexibilität – \r\ndazu beitragen, dass der Strom beispielsweise erzeugungsnah zwischengespeichert oder über \r\ndie entsprechenden Technologien (Power to Gas, Power to Heat, Power to Vehicle) in andere \r\nEnergieträger umgewandelt oder andere Sektoren überführt wird. Dies bietet großes Poten\r\nzial für die Entlastung bei Stromnetzen und sollte parallel mitgedacht und vorangetrieben \r\nwerden.  \r\nZusammenfassend sieht der BDEW folgende Punkte als besonders wichtig an:  \r\nSeite 7 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n› \r\n› \r\n› \r\nDigitalisierung und Transparenz beim Netzanschluss: Sinnvoll, aber praxisnah gestal\r\nten \r\nGeografische Netzkarten und unverbindliche Netzanschlussauskünfte schaffen mehr \r\nTransparenz für Netzanschlusspetenten und können die Zahl von Mehrfachanfragen für \r\nein und dasselbe Anschlussbegehren reduzieren – der BDEW begrüßt dies, fordert aber \r\neine praxistaugliche, bürokratiearme Ausgestaltung sowie aus Sicherheitsgründen einen \r\nZugang nur in geschützten Räumen für berechtigte Interessierte. Auch die vollständige \r\nDigitalisierung der Netzanschlussprozesse über digitale Portale unterstützt der BDEW, \r\ndoch die pauschale Umsetzungsfrist bis 2028 ist angesichts des erheblichen Standardi\r\nsierungs- und IT-Aufwands nicht realistisch; stattdessen braucht es einen flexibleren \r\nZeithorizont bis 2030, wobei früher umsetzbare Standardisierungsschritte vorgezogen \r\nwerden sollten. \r\nPriorisierung und Zuteilung von Netzanschlüssen: Eigene Regeln für die Verteilernetze \r\nnotwendig \r\nDer BDEW unterstützt Priorisierungsmöglichkeiten bei Netzengpässen, fordert für die \r\nVerteilernetze aber klarere gesetzliche Regeln mit ausreichender Transparenz und ei\r\nnem Mindestmaß an Vereinheitlichung hinsichtlich der Priorisierung. Die praktische \r\nUmsetzung durch die Netzbetreiber sollte trotzdem flexibel bleiben und Bestandsschutz \r\nfür bereits zugesagte Netzanschlüsse bieten; eine zu enge Anknüpfung der VNB\r\nGrundsätze an die ÜNB ist nicht sachgerecht. Die Verteilnetze unterscheiden sich deut\r\nlich vom Übertragungsnetz. Sie sind regional geprägt, müssen die Versorgungszuverläs\r\nsigkeit (Daseinsvorsorge) sicherstellen und zugleich Wärme- und Verkehrswende er\r\nmöglichen. Das ÜNB-Verfahren zur Zuteilung und Priorisierung von Netzanschlusskapa\r\nzität lässt sich daher nur bedingt übertragen; je nach Netzgebiet können Verfahren wie \r\nRepartierung, Reifegradverfahren oder andere Ansätze bessere Lösungen bieten. Im \r\nSinne optimierter Nutzung der knappen Netzkapazitäten muss eine eigene Grundlage \r\nfür die VNB geschaffen werden.  \r\nFlexiblere Nutzung vorhandener Netzkapazitäten benötigt praktikable und rechtssi\r\nchere Regeln \r\nAuch Instrumente wie flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA), gemeinsame Stand\r\nortnutzung (Co-Location, Überbauung) oder Reservierungsverfahren können helfen, \r\nNetzkapazitäten effizienter zu nutzen. Da sie technisch komplex sind und offene Fragen \r\nin der rechtlichen und operativen Umsetzung bestehen, braucht es für verpflichtende \r\nFCA einen praktikablen und rechtssicheren Rahmen. Dafür sind noch klarere Vorgaben \r\netwa für einen Kapazitätsübergang in Co-Location von EEG-Anlagen erforderlich. Die \r\nFörderung von Co-Location von Verbrauchs- oder Erzeugungskonstellationen mit \r\nSeite 8 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nSpeichern im Rahmen von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen sieht der BDEW \r\nebenfalls als sinnvoll an. Diese Umsetzung sollte allerdings mit Augenmaß erfolgen, da \r\nnicht jeder zusätzliche Speicheranschluss technisch sofort realisierbar ist. Wichtig ist für \r\neine reguläre Anwendung im Regelfall, dass es Standards und in der Branche akzep\r\ntierte modulare Vertragsbausteine gibt, die gleichzeitig der technischen Ausgestaltung \r\nregionale Netzbedingungen Rechnung tragen können. \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nBaukostenzuschüsse für EE-Anlagen müssen regional differenziert und investitions\r\nverträglich ausgestaltet werden \r\nDer BDEW hält regional differenzierte BKZ grundsätzlich für geeignet, um netzdienli\r\nche Standortsignale zu setzen.   \r\nKumulative Wirkung von SAL, kapazitätslimitierten Gebieten und weiteren Instru\r\nmenten vor Anwendung klären \r\nWie SAL und die Einschränkung des Redispatch-Ausgleichs kumulativ auf EE-Zubau, \r\nStandortwahl und Netzauslastung wirken, ist bislang nicht bewertet worden und muss \r\nin Sinne einer Folgenabschätzung dringend geprüft und geklärt werden.  \r\nKlarstellende Bestandsschutzregeln für die Systemdienliche Anschlussleistung   \r\nIm Rahmen der Einführung der systemdienlichen Anschlussleistung (SAL) sind für weit \r\nfortgeschrittene Projekte hinreichende Übergangs- und Bestandsschutzregelungen er\r\nforderlich. Die Anknüpfung der deutschlandweiten SAL an einen Netzanschluss ab dem \r\n1. Januar 2027 greift hierfür zu kurz. Jedenfalls muss sichergestellt werden, dass bereits \r\nin einer EEG-Ausschreibung bezuschlagte Anlagen Bestandsschutz genießen. Ergänzend \r\nfordert der BDEW als praktikablen und dem Vertrauensschutz Rechnung tragenden An\r\nknüpfungspunkt für den Bestandsschutz die Stellung eines vollständigen Genehmi\r\ngungsantrags nach der 9. BImSchV bzw. für Freiflächen-Solaranlagen die erteilte Bau\r\ngenehmigung. \r\nIn kapazitätslimitierten Leitungsabschnitten auf durch Verteilernetzbetreiber (VNB) \r\nangeforderte Redispatchmaßnahmen abstellen  \r\nEine Einbeziehung der vom ÜNB angewiesenen, aber im VNB-Netz abgeregelten Strom\r\nmengen hat erhebliche Auswirkungen auf die Feststellung der Abregelungsmenge. Dies \r\nmuss bei der Festsetzung der Instrumente berücksichtigt werden.  \r\nRegelungen rechtssicher und mit möglichst wenig Umsetzungsaufwand ausgestalten \r\nGrundsätzlich wichtig ist, dass die Regelungen nicht von vornherein weite Auslegungs\r\nspielräume in wesentlichen, streitigen Fragen bieten. Aus Sicht des BDEW ist deshalb \r\ninsbesondere klarzustellen, ob ein kapazitätslimitiertes Netzgebiet einmal oder mehr\r\nfach ausgewiesen werden kann, wie genau die technologiespezifische Ausweisung \r\nSeite 9 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nerfolgen soll (Abstimmung EEG/EnWG) und dass eine feste gesetzliche Frist den zeitli\r\nchen Anknüpfungspunkt für die Geltung des Redispatch-Vorbehalts regelt. \r\nDie Umsetzung neuer Regelungen darf nicht zu erheblichem administrativen Aufwand \r\nund Streitpotential bei den beteiligten Unternehmen führen. Daher müssen Umset\r\nzungsfragen, die insbes. die Abwicklung eines Redispatch-Verzichts betreffen, adressiert \r\nund gelöst werden. Hierzu gehört u.a. die Berechnung des nicht entschädigungsfähigen \r\nAnteils über das Jahr. \r\n› \r\nNetzausbau muss beschleunigt werden  \r\nNeben neuen Anschlussregelungen bedarf es eines zusätzlichen Beschleunigungspaketes \r\nfür Planungs- und Genehmigungsverfahren. Netzausbauzeiten von 8 bis 12 Jahren sind \r\nzu lang und entsprechen nicht unserem Anspruch. Der BDEW hat dazu bereits konstruk\r\ntive Vorschläge für ein Beschleunigungspaket für den Hochspannungsnetzausbau unter\r\nbreitet. \r\nZu dem vorliegenden Entwurf hat der BDEW im Einzelnen folgende Anmerkungen: \r\nSeite 10 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n2 Regelung im Zusammenhang mit dem Netzanschluss nach EnWG  \r\nDie folgenden Änderungen in § 17 EnWG betreffen Netzanschlussverfahren mit Vorgaben zu \r\nStandardisierung und Digitalisierung, Regelungen zu Transparenz über Netzkapazität und de\r\nren Vergabe (Priorisierung, Zuteilungsverfahren, Reservierungsverfahren). Diese Regelungen \r\nsind nach Einschätzung des BDEW für EEG- und KWK-Anlagen anwendbar, sofern in den jewei\r\nligen Spezialgesetzen, insbes. § 8 EEG und § 3 KWKG, keine spezielleren, diese im EnWG vor\r\ngesehenen späteren Vorschriften ausschließenden Vorgaben enthalten sind. In der Rechtsan\r\nwendung führt dies allerdings dazu, dass dies für jede Neuregelung zu überprüfen ist. Daher \r\nregt der BDEW an, die entsprechenden Regelungen auch im EEG und KWKG anzupassen und \r\nzu synchronisieren. \r\n2.1 Co-Location, § 17 Absatz 2a EnWG-E \r\nDer bisherige § 17 Abs. 2a wird um einen Satz 2 ergänzt, der die Errichtung von Speichern in \r\nCo-Location (mit EE-Anlagen oder Verbrauchseinrichtungen wie Ladesäulen oder Rechenzen\r\ntren) erleichtern soll. Dafür soll der Netzbetreiber den Anschluss von Energiespeicheranlagen \r\nnicht mit Hinweis auf einen Kapazitätsmangel ablehnen dürfen, wenn die bisherige maximale \r\nEntnahme- oder Einspeiseleistung am gleichen Netzverknüpfungspunkt durch die Co-Location \r\nunverändert bleibt. Hierdurch wird eine automatische Priorisierung von Energiespeichern in \r\nCo-Location-Situationen für die ggf. zusätzlich benötigte Kapazitätszuweisung erreicht.  \r\nDer BDEW begrüßt, dass Anschlüsse in Co-Location-Konstellationen, wie unter anderem von \r\nEE-Anlagen und Speichern, gefördert werden sollen. Dies ist dringend notwendig, um eine \r\nbessere Ausnutzung von Netzkapazitäten anzureizen. Die Regelung geht allerdings unzutref\r\nfend davon aus, dass eine einmal zugeteilte Maximalkapazität für eine Anlage nach dem EEG \r\nimmer als 24/7-Kapazität vergeben wird. Dies ist – auch nach Auffassung der BNetzA – nicht \r\nder Fall (BNetzA-FAQ „Bedarf es auch bei Netzanschlüssen in Co-Location einer eigenständi\r\ngen Netzanschlussprüfung?“). Denn die Kapazitätsvergabe erfolgt nach dem EEG für die jewei\r\nlige Anlage – nicht für den Netzanschlusspunkt an sich. Insofern ist nach erfolgtem Netzan\r\nschluss einer Anlage der Netzbetreiber zwar im Grundsatz verpflichtet, die eingespeisten \r\nStrommengen abzunehmen und bei Abregelungen nach dem Redispatch-Regime bilanziellen \r\nbzw. finanziellen Ersatz zu leisten. Dies gilt aber nach derzeitiger Rechtslage nur für den in die\r\nser konkreten Anlage erzeugten Strom, nicht für alle über den Netzverknüpfungspunkt im wei\r\nteren einspeisbaren Strommengen, sofern die Maximalkapazität eingehalten wird.  \r\nDaher sollte dem Netzbetreiber grundsätzlich die Möglichkeit zu einer optionalen Prüfung und \r\nein Vetorecht eingeräumt werden, sofern und soweit gravierende Risiken für den sicheren \r\nNetzbetrieb bestehen.  \r\nSeite 11 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nBDEW-Forderung: \r\n• Es muss möglich bleiben, nach der Netzverträglichkeitsprüfung den gemeinsamen \r\nNetzanschluss von Energiespeicheranlagen mit EEG-Anlagen hinsichtlich der zusätzli\r\nchen Einspeisung abzulehnen; die Ablehnung darf nur in dem Maße erfolgen, wie der \r\nsofortige gemeinsame Anschluss mit einer Energiespeicheranlage kapazitätstechnisch \r\nnicht möglich ist. In diesem Fall besteht die Verpflichtung, eine flexible Netzanschluss\r\nvereinbarung als Alternative anzubieten, sofern dies netztechnisch möglich ist. \r\n• Einführung einer 30-kW-Obergrenze für hinzutretende Speicher in Co-Location mit \r\nEEG-Anlage für automatische Netzanschlussbewilligung (ähnlich der Regelung im EEG \r\nfür Kleinstanlagen). \r\nFormulierungsvorschlag für § 17 Abs. 2a Satz 2 EnWG-E (neu): \r\nBleibt die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen können den Anschluss von Ener\r\ngiespeicheranlagen an bestehenden Netzverknüpfungspunkten nicht unter Verweis auf \r\ndas Vorliegen eines Kapazitätsmangels verweigern, wenn die bisherige maximale Ent\r\nnahme- oder Einspeiseleistung durch den zusätzlichen Anschluss der Energiespeicheran\r\nlage unter Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach Absatz 2b oder § 8a \r\ndes Erneuerbare-Energien-Gesetzes unverändert, können Betreiber von Elektrizitätsver\r\nsorgungsnetzen den Anschluss von Energiespeicheranlagen an bestehenden Netzver\r\nknüpfungspunkten nur insoweit unter Verweis auf das Vorliegen eines Kapazitätsman\r\ngels ablehnen, wie dies sicherheitstechnisch für einen sofortigen Bezug bzw. Einspei\r\nsung der Energiespeicheranlage erforderlich ist.  \r\nDer BDEW weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass in der Branche derzeit große Un\r\nsicherheit besteht, wie Netzbetreiber diskriminierungsfrei Vorgaben für die Steuerung/Fahr\r\npläne in Konstellationen mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen, gerade unter Einbin\r\ndung von Speichern machen können. Die Verbände arbeiten derzeit an Mustervereinbarun\r\ngen, die im Ergebnis - wie andere Muster - von der BNetzA festgelegt werden könnten. \r\n2.2 \r\nNetzkapazitätsvergabeverfahren Übertragungsnetz, § 17a EnWG-E \r\nMit einem neuen § 17a EnWG-E sollen Regelungen für den Netzanschluss an das Übertra\r\ngungsnetz geschaffen werden. Zum einen sollen gemeinsam transparente und effiziente Ver\r\nfahren entwickelt und von der BNetzA ggf. mit Verweis auf Änderungsbedarf bestätigt werden \r\n(Absatz 1). Zum anderen sollen ÜNB bei erwartetem Kapazitätsmangel den Netzanschluss mit \r\nSeite 12 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nGenehmigung durch die BNetzA vom Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung ab\r\nhängig machen dürfen (Absatz 2). \r\nBereits vor dem Inkrafttreten der geplanten Neuregelung haben die ÜNB im Februar 2026 das \r\ntransparente, zyklische Reifegradverfahren für Netzanschlüsse von Speichern und Großver\r\nbrauchern an das Übertragungsnetz vorgestellt, das am 1. April 2026 eingeführt wurde. Der \r\nBDEW begrüßt dieses Vorgehen und geht davon aus, dass die Netzbetreiber bereits im derzeit \r\ngeltenden Rechtsrahmen entsprechende Regelungen treffen können. Die BNetzA sollte das \r\nnun gewählte Verfahren möglichst zügig verbindlich durch eine Genehmigung bestätigen. Eine \r\nrechtssichere Grundlage für die Nutzung des vorgestellten Verfahrens und die Entscheidung \r\nder BNetzA wird spätestens § 17a Abs. 1 EnWG-E mit seinem Inkrafttreten bieten. \r\nFür Netzanschlüsse, die unter den Anwendungsbereich des EnWG fallen, ist darauf hinzuwei\r\nsen, dass sich die Möglichkeit der Anschlussverweigerung unter engen Voraussetzungen schon \r\nbisher aus § 17 Abs. 2 ergab. Dabei ist allerdings zu beachten, dass die Zahlung der Kosten zur \r\nBeseitigung der Einschränkungen der verfügbaren Netzanschluss- und Übertragungskapazität \r\nnicht dazu führt, dass der Kapazitätsmangel oder der Mangel an Netzanschlussmöglichkeiten \r\nund bei Betriebsmitteln behoben wird. Wo kein Schaltfeld ist, muss erst gebaut werden, bevor \r\nder Anschluss möglich wird. Etwas anderes kann nur gelten, wenn der Anschlusspetent ein be\r\nreits angeschlossenes Schaltfeld mit einem anderen Anschlussnehmer gemeinsam nutzen \r\nkann. Einer solchen Lösung könnte in der Praxis das Problem entgegenstehen, dass solche ge\r\nmeinschaftlich genutzten Anlagen dann ggf. nicht mehr als Kundenanlage, sondern als Netz \r\nanzusehen wären. Insbesondere kann dem Petenten nicht über das Recht zur Kostenüber\r\nnahme das Recht übertragen werden, zu entscheiden, in welchem Umfang und zu welchen \r\nZeitpunkten der erforderliche Netzausbau zu erfolgen hat.  \r\nIn dem Zusammenhang mit der Einordnung von Energieanlagen als Kundenanlagen bedarf es \r\nallerdings einer grundsätzlichen Lösung, für die sich die Bundesregierung auf europäischer \r\nEbene nach Kenntnis des BDEW bereits einsetzt. \r\nGroßelektrolyseprojekte weisen Genehmigungs- und Realisierungszeiträume von fünf bis acht \r\nJahren auf und dürfen in der Reifegradprüfung im Netzanschlussverfahren nicht vollumfäng\r\nlich durch Technologien mit kürzeren Projektentwicklungszeiten, wie z.B. Batteriespeicher, \r\nverdrängt werden. \r\nBei einem Kapazitätsmangel könnte eine vorübergehende Alternative dagegen der Abschluss \r\neines flexiblen Netzanschlussvertrages sein, statt der Zahlung einer Geldsumme. \r\nSeite 13 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n2.3 \r\nPriorisierung Netzanschlussbegehren und Kontingente für Netzanschlusskapazität, ÜNB \r\nund VNB, § 17b EnWG-E  \r\nDer BDEW unterstützt die im Netzpaket bereits vorgesehenen Priorisierungsmöglichkeiten bei \r\nNetzengpässen im Grundsatz, fordert aber insbesondere für die Verteilernetze klare gesetzli\r\nche Regeln mit ausreichender Transparenz und Vereinheitlichung einerseits und Flexibilität für \r\ndie Umsetzung in der Praxis andererseits. Gleichzeitig muss Bestandsschutz für bereits zuge\r\nsagte Netzanschlüsse gelten.  \r\nDie Regelungen zur Priorisierung haben sich im Regierungsentwurf im Verhältnis zum Referen\r\ntenentwurf kaum verändert. Sehr positiv ist, dass der Gesetzentwurf Standortgebundenheit \r\nvon Anschlussbegehren nun ausdrücklich als zusätzliches Priorisierungskriterium vorsieht. Die \r\nAufnahme der Standortgebundenheit entsprach einer BDEW-Forderung. Klarstellungen sind  \r\nauch in der Gesetzesbegründung erfolgt, die hilfreich sind. Die Priorisierung durch das Freihal\r\nten von Netzanschlusskapazitäten führt im Ergebnis zu einer Kontingentierung von Kapazitä\r\nten unterschiedlicher Netzanschlussnehmerbedarfe (EE-Anlagen, Batterien, Industrie, Lade\r\nparks, Rechenzentren, Elektrolyseure etc., aber auch Kapazitäten für eine Elektrifizierung des \r\nWärme- und Verkehrsbereichs. Sollen hier bestimmte Netzanschlussnehmer bevorzugt wer\r\nden, erfordert dies wirtschafts- und industriepolitische Abwägungen, die die Netzbetreiber \r\nnicht ohne einen hinreichend konkreten rechtlichen Rahmen selbst übernehmen können und \r\nauch nicht wollen. Es ist Aufgabe der Politik, Zielvorgaben zu definieren sowie konkrete Strate\r\ngien zu entwickeln, um unterschiedliche Netzanschlussnehmer entsprechend zu berücksichti\r\ngen und Zielkonflikte zu lösen. \r\nAbbildung 1 Einordnung Priorisierung, Zuteilung und Reservierung \r\nSeite 14 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDie Regelung für die Verteilernetzbetreiber in Absatz 2 wurde im Regierungsentwurf minimal \r\nverändert und verbessert. Noch immer scheint sie für die VNB an das Ergebnis des ÜNB-Ver\r\nfahrens geknüpft zu sein. Der BDEW plädiert für eine eigene Regelung für die VNB, die zwi\r\nschen der Priorisierung, der Zuteilung von Kapazität und der Reservierung von zugesagter \r\nNetzanschlusskapazität klar unterscheidet. Dies soll dazu dienen, sachgerechte Lösungen für \r\ndie unterschiedlichen Netzsituationen bei gleichzeitig höchstmöglicher Vereinheitlichung zu \r\nermöglichen. Das Verhältnis dieser Maßnahmen sieht der BDEW wie folgt: \r\nDer BDEW hat im Rahmen seiner Stellungnahme zum Referentenentwurf vom 22. Juli 2026 \r\nbereits Änderungs- und Ergänzungsbedarf adressiert. Soweit dieser Änderungs- und ergän\r\nzungsbedarf nicht berücksichtigt worden ist verweisen wir auf unsere Stellungnahme zum Re\r\nferentenentwurf vom 22. Juli 2026.  \r\nDies betrifft vor allem: \r\n• Die Schaffung einer eigenen Grundlage für VNB zur Priorisierung \r\n• Die Schaffung einer Grundlage für die Erarbeitung gemeinsamer allgemeiner Priorisie\r\nrungsgrundsätze durch die Verteilernetzbetreiber, die der BNetzA zur Genehmigung \r\nvorgelegt werden, um ein Mindestmaß an Vereinheitlichung und Rechtssicherheit zu \r\ngewährleisten. \r\n• Die Möglichkeit die besonderen Bedarfe der Daseinsvorsorge zu berücksichtigen. \r\nZu diesem Punkt wird der BDEW in Kürze einen konkreten Vorschlag zur Umsetzung im EnWG \r\nvorlegen. \r\n2.4 \r\nTransparenz über zur Verfügung stehende Kapazitäten, § 17c EnWG-E \r\nEin neuer § 17c EnWG-E verpflichtet die Netzbetreiber in seinem Absatz 1, verfügbare Netzka\r\npazitäten auf einer geografischen Karte monatlich aktualisiert im Internet zu veröffentlichen \r\n(geografische Karte). Netzbetreiber können dabei auch Gebiete ausweisen, in denen be\r\nstimmte Anschlussnehmerarten (in einem Priorisierungsverfahren) aus sachlichen Gründen \r\nbevorzugt angeschlossen werden. Die Gesetzesbegründung spricht von „Vorzugs-Netzgebie\r\nten“. Dies dient der Umsetzung der Binnenmarktverordnung (Artikel 50 Abs. 4a) und Binnen\r\nmarktrichtlinie Strom (Artikel 31 Abs. 3). Gleichzeitig wird eine unverbindliche Netzanschluss\r\nauskunft eingeführt. \r\nEine diskriminierungsfreie und vorausschauende Vergabe von Netzanschluss- und Netzein\r\nspeisekapazitäten erfordert, dass Netzanschlusspetenten frühzeitig Zugang zu verständlichen, \r\nSeite 15 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\ntransparenten, nutzbaren und möglichst aktuellen Informationen über verfügbare sowie ab\r\nsehbare Kapazitäten in den jeweiligen Netzgebieten erhalten oder diese selbstständig einse\r\nhen können. Dies schafft Planungssicherheit und trägt zugleich dazu bei, die Netzbetreiber \r\nspürbar zu entlasten. Einen ersten Schritt hierzu kann die geografische Karte leisten. \r\nDie Regelung setzt die europäischen Vorgaben im Großen und Ganzen pragmatisch um und ist \r\nvor diesem Hintergrund grundsätzlich positiv zu bewerten. Im Detail erscheinen die Regelun\r\ngen aber noch nicht konsistent. \r\nVor dem Hintergrund des jüngst eingeführten Reifegradverfahrens im Übertragungsnetz ist es \r\nsinnvoll, den Turnus zur Aktualisierung der Netzkarten an die Zyklusdauer anzupassen und im \r\nÜbertragungsnetz entsprechend von einer monatlichen Aktualisierung abzuweichen. \r\nDie geografische Karte nach Absatz 1 erfasst zwei Umspannebenen. Die unverbindliche Netz\r\nanschlussauskunft ermöglicht ebenfalls eine grafische Darstellung und umfasst drei Span\r\nnungsebenen, die Mittelspannung und die jeweils angrenzenden Umspannebenen. Über\r\nschneidend müssen sowohl die Karte als auch die unverbindliche Netzauskunft daher für die \r\nUmspannung von der Mittelspannung in die Hochspannung zur Verfügung gestellt werden. \r\nAbbildung 1 zeigt zum besseren Verständnis das Verhältnis, in dem Karte und unverbindliche \r\nNetzanschlussauskunft über die verschiedenen Spannungs- und Umspannungsebenen anzu\r\nwenden sein sollen. \r\nAbbildung 2: Anwendungsbereiche Karte und Netzanschlussauskunft \r\n2.4.1 \r\nGeografische Karte VNB, § 17c Absatz 1 EnWG-E \r\nIm Rahmen der Umsetzung dieser Regelung ist darauf zu achten, dass die Karte den strengen \r\nVorgaben für Betreiber von KRITIS genügt und nicht fein-granular wird, um einerseits brauch\r\nbare Informationen zur Verfügung zu stellen, aber andererseits Sicherheitsrisiken zu \r\nSeite 16 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nminimieren. Die Ausweisung freier Kapazitäten in den Umspannebenen könnte dazu führen, \r\ndass diese je Umspannwerk ausgewiesen werden müssen. Wäre als Konsequenz die Lage der \r\nUmspannwerke auf den Netzkarten zu veröffentlichen, ist dies abzulehnen. Bei der Ausgestal\r\ntung der Karte ist darauf zu achten, dass keine eindeutigen Rückschlüsse auf die Lage kriti\r\nscher Infrastruktur möglich sind. Daher sollten bspw. nur sinnvoll abzugrenzende Bereiche um \r\ndie jeweiligen Umspannwerke dargestellt werden. So könnte ein erforderliches Maß an (öf\r\nfentlicher) Transparenz gewährleistet werden, ohne durch den Detailgrad dieser Angaben Si\r\ncherheitsrisiken wie Terrorismus, Sabotage oder Cyberangriffe zu befördern. Zusätzlich sollte \r\ndie Option bestehen, die Karten nur in einem geschützten Bereich und nur berechtigten Inte\r\nressenten (bspw. im Rahmen der Kundenanschlussportale) bereitzustellen. \r\nDie Karten müssen im Ergebnis so ausgestaltet sein, dass ein angemessener Ausgleich zwi\r\nschen Granularität, praktischer Verwendbarkeit, administrativem Aufwand und berechtigten \r\nSicherheitsinteressen erreicht wird. Dabei sollte die Detailtiefe so gewählt werden, dass der \r\nBeginn einer gezielten Projektentwicklung auf ihrer Grundlage tatsächlich möglich ist. \r\nÜber die unverbindliche Netzauskunft erfolgt auch eine Darstellung über eine Karte. Daher \r\nsollte die Umspannebene von Hochspannung zu Mittelspannung – die jetzt von beiden An\r\nforderungen erfasst wird – möglichst nur entweder in der geografischen Karte oder in der un\r\nverbindlichen Netzanschlussauskunft berücksichtigt werden, nicht in beiden. Dabei sollte je\r\ndem Netzbetreiber freigestellt sein, welche Darstellungsform in der Umspannebene von Hoch\r\nspannung zu Mittelspannung gewählt wird. \r\n2.4.2 \r\nUnverbindliche Netzanschlussauskunft VNB, § 17c Absatz 2 EnWG-E \r\nDie unverbindliche Netzanschlussprüfung soll für Anschlüsse ab einer Leistung von 135 kW ab \r\ndem 1. Januar 2028 zur Verfügung stehen. Auf dieser Basis soll eine erste Prüfung für An\r\nschlüsse in der Mittelspannungsebene sowie in den angrenzenden Umspannebenen Hoch- zur \r\nMittelspannung sowie Mittel- zur Niederspannung erfolgen.  \r\nZum Schutz kritischer Infrastruktur sollte – analog zur geografischen Karte – die Möglichkeit \r\nbestehen, die unverbindliche Netzanschlussauskunft nur in einem geschützten Bereich und \r\nnur berechtigten Interessenten (bspw. im Rahmen der Kundenanschlussportale) bereitzustel\r\nlen. \r\nFür kleinere Netzbetreiber, die in der Regel auch nur wenige Netzanschlussanfragen erhalten, \r\nsollte die Einführung der automatisierten unverbindlichen Netzanschlussprüfung im Sinne des \r\nKosten-/Nutzen-Verhältnisses freiwillig sein. Der BDEW hält daher eine Ausnahmeregelung für \r\nDe-minimis-Unternehmen für sinnvoll, wie sie auch die zugrunde liegende europäische Rege\r\nlung ermöglicht. Dies gilt vor allem dann, wenn in diesen Netzgebieten keine Engpässe \r\nSeite 17 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nbestehen. Ein geeigneter Schwellenwert sollte daher im weiteren Verfahren in Abstimmung \r\nmit der Branche geprüft werden. \r\nFür Netzbetreiber, die weniger als 100.000 Kunden angeschlossen haben und nicht unter eine \r\nDe-minimis-Regelung fallen, sollten eine Frist zum 1. Januar 2030 vorgesehen werden. Von \r\nder Regel ausgenommen werden sollten De-minimis-Unternehmen, für die der Schwellenwert \r\nnoch gemeinsam mit der Branche abgestimmt werden muss.  \r\nHinsichtlich der im Regierungsentwurf neu aufgenommenen Kostenschätzung, die der Netzbe\r\ntreiber im Rahmen der unverbindlichen Anschlussprüfung ebenfalls vornehmen soll, weist der \r\nBDEW auf Folgendes hin: Die Aussagekraft einer automatisierten unverbindlichen Netzan\r\nschlussauskunft nimmt mit steigender Anschlussleistung deutlich ab, da die tatsächlichen An\r\nschlussmöglichkeiten maßgeblich von standort-, netz- und projektspezifischen Randbedingun\r\ngen abhängen. Eine auf einer nur unverbindlich mitgeteilten Netzanschlussauskunft aufbau\r\nende unverbindliche Schätzung der Anbindungsleitungskosten kann daher nur einer groben \r\nersten Einschätzung zugrunde gelegt werden und verursacht auf der anderen Seite einen er\r\nheblichnr Implementierungs-, Pflege- und Betriebsaufwand für die Netzbetreiber.    \r\nBDEW-Forderung:  \r\n• Die unverbindliche Netzanschlussprüfung darf nicht zu komplex werden, muss aber be\r\nlastbare und für Projektierer verwertbare Aussagen liefern, ohne zu einer aufwendigen \r\nVollprüfung durch den Netzbetreiber zu werden. \r\n• Zur Adressierung von Sicherheitsbedenken können die Netzkarte und die unverbindli\r\nche Netzanschlussauskunft auch in geschützten Räumen berechtigten Interessierten \r\nzur Verfügung gestellt werden. \r\n3 Allgemeine Regelungen für den Netzanschluss von EE-Anlagen \r\n3.1 \r\nBaukostenzuschüsse (BKZ) für Erneuerbare-Energien-Anlagen, § 17 EEG \r\nBKZ für Erneuerbare-Energien-Anlagen dürfen nur im Falle und nach Maßgabe einer BNetzA\r\nFestlegung erhoben werden. Zusätzlich muss die BNetzA gemäß § 17 Satz 4 EEG (neu) Auswir\r\nkungen auf den EEG-Finanzierungsbedarf berücksichtigen und Erhöhungen möglichst vermei\r\nden. Gleiches gilt für die Regelung zum Baukostenzuschuss nach der KraftNAV.  \r\nDie Regelung stellt die unionsrechtlichen Vorgaben sicher. BKZ können nach Maßgabe einer \r\nBNetzA-Festlegung erhoben werden. Bei ihrer Entscheidung soll die BNetzA mögliche Auswir\r\nkungen auf den EEG-Finanzierungsrahmen (§ 4 Nr. 1 EnFG) berücksichtigen und Erhöhungen \r\nSeite 18 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nvermeiden. Die Begründung stellt klar, dass dies die Erhebung von Einspeiseentgelten nicht \r\nausschließt. Ohne die vorherige Festlegung können die Netzbetreiber damit keinen BKZ für \r\nEinspeiseanlagen erheben. Die Einführung dürfte sich dadurch zeitlich verzögern und stärker \r\nreguliert erfolgen.  \r\nDiese Anpassung ist einerseits positiv zu sehen, u.a. weil sie durch das behördlich vorgesehene \r\nVerfahren eine aus Sicht des BDEW notwendige Berücksichtigung der Gesamtbelastung für Er\r\nneuerbare-Energien-Projekte zum Zeitpunkt der Festlegung ermöglicht. Andererseits kann der \r\nVerweis auf den Finanzierungsrahmen auch dazu führen, dass ein BKZ faktisch nicht durch die \r\nBNetzA festgelegt werden kann, weil sich durch Berücksichtigung von erstmals zu erhebenden \r\nBaukostenzuschüssen die Finanzierungskosten sowohl bei gesetzlich geförderten Anlagen als \r\nauch bei Anlagen in der Ausschreibung erhöhen dürften. Zu beachten ist daher nicht die allei\r\nnige Auswirkung auf den EEG-Finanzierungsrahmen, sondern auch die Wirkung auf die Sys\r\ntemkosten. Regional differenzierte BKZ sollten so ausgestaltet sein, dass sie sich positiv auf die \r\nSystemkosten auswirken. Das Gleiche gilt für Einspeisenetzentgelte, was mit der geplanten \r\nEinführung eines einheitlichen Kapazitätspreises für Einspeiser jedoch nicht gegeben ist. Ähn\r\nlich wie ein einheitliches Kapazitätsentgelt würde ein pauschalisierter Baukostenzuschuss \r\nkeine positiven Effekte auf die Systemkosten erwarten lassen. Hier braucht es für einen poten\r\nziellen Gesamtsystemnutzen eine regionale Differenzierung.   \r\nEine explizite Beschreibung der Gründe für die Regelung und die Folgen der angepassten Re\r\ngelung fehlen in der Gesetzesbegründung. Insbesondere bleibt offen, ob die nachfolgenden \r\nHinweise des BDEW vor diesem Hintergrund umgesetzt werden könnten: \r\nEin BKZ verfolgt dabei zwei verschiedene Ziele: die Beteiligung von Einspeisern an den Netz\r\nkosten und das Setzen von Standortanreizen bei der initialen Investitionsentscheidung.  \r\nEin BKZ für den Netzanschluss von EE-Anlagen muss ausgewogen sein und regional differen\r\nziert erhoben werden können, damit dieser eine Lenkungswirkung entfalten und Investitio\r\nnen zur Reduzierung oder Vermeidung von Netzengpässen und damit hin zu Standorten mit \r\nverfügbarer Netzkapazität steuern kann.  \r\nBeim Ausbau der Windenergie an Land ist zu berücksichtigen, dass die Flächenverfügbarkeit \r\ndurch eine gesetzlich vorgesehene, bundesweite Flächenausweisung bereits strukturell vorge\r\ngeben und dadurch begrenzt ist. Um die gesetzlichen Ausbauziele für Windenergie an Land \r\nlangfristig erreichen zu können, ist ein Ausbau auf sämtlichen vorgesehenen Flächen erforder\r\nlich. Dies gilt umso mehr, wenn, wie angekündigt, bis 2030 noch zusätzliche 12 GW ausge\r\nschrieben werden. Eine Lenkungswirkung innerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete ist \r\naus diesem Grund kritisch zu erörtern und in ihren Auswirkungen dringend mit anderen ge\r\nsetzlichen und regulatorischen Vorgaben sinnvoll abzustimmen. \r\nSeite 19 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDies gilt insbesondere vor dem Hintergrund verschiedenster Regelungsansätze sowohl inner\r\nhalb der EnWG-/EEG-Novelle als auch erwartbarer Festlegungen der BNetzA, die zeitlich ausei\r\nnanderfallen und teilweise inhaltlich Ähnliches regeln sollen. Auch wenn Maßnahmen zur Be\r\nwältigung von Netzengpässen erforderlich sind, müssen sie aufeinander abgestimmt sein und \r\ndürfen in ihrer Gesamtheit nicht dazu führen, dass ein weiterer Zubau von EE-Anlagen aus \r\nwirtschaftlichen Gründen nicht mehr möglich ist. Daher ist bei diesem Baustein in besonde\r\nrem Maße auf eine Verzahnung mit dem AgNes-Prozess der BNetzA zu achten. Im Rahmen der \r\nneuen Netzentgeltstruktur erwägt die BNetzA die Erhebung von BKZ für neue Stromerzeu\r\ngungsanlagen. In seiner Stellungnahme zu Einspeiseentgelten hat der BDEW darauf verwiesen, \r\ndass BKZ im Gegensatz zu Einspeisenetzentgelten eine grundsätzlich sinnvolle und investiti\r\nonsförderliche Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten darstellen können. Allerdings \r\nbleibt durch den neuen § 17 EEG-RegE offen, inwieweit Einspeiseentgelte und BKZ überhaupt \r\nerhoben werden können, wenn die BNetzA bei Festlegung einen erhöhten Förderbedarf ver\r\nhindern soll. Ein Abgleich ist auch mit Maßnahmen wie den im Gesetzentwurf angedachten \r\nRegelungen für kapazitätslimitierte Netzgebiete vorzunehmen (siehe unter 4).     \r\nMit der Regelung zur Einführung eines regional differenzierten BKZ für EEG-Anlagen ist insbe\r\nsondere auch das Verhältnis zu den bezugsseitig anfallenden BKZ zu regeln. Dabei sollte die \r\nmaximale Netzanschlusskapazität des gesamten Anschlussvorhabens am Netzverknüpfungs\r\npunkt berücksichtigt werden (z.B. bei Co-Location-Situationen). Dies müsste im Rahmen eines \r\nentsprechenden Festlegungsverfahrens näher geklärt werden und betrifft Fallgestaltungen \r\nwie Prosumer-Sachverhalte, die Verbrauch und Einspeisung verbinden. Die Regelungen im \r\nEEG und KWKG sehen, anders als § 11 Abs. 3 NAV, keine Grenze für die Niederspannung vor. \r\nDas würde bedeuten, dass für PV-Anlagen von Haushaltskunden ein BKZ zu entrichten wäre, \r\nauch wenn die vereinbarte Anschlusskapazität durch die PV-Anlage unter 30 kW läge. Es ist \r\nunklar, ob diese Folgewirkung gewollt ist. Es sollte eine konsistente Regelung geschaffen wer\r\nden, die Anlagen bis 30 kW generell von der Entrichtung eines BKZ ausnimmt. \r\nBetreiber von Einspeiseanlagen, die nicht in den Anwendungsbereich des EEG, KWKG oder der \r\nKraftNAV fallen, müssten zudem für die Einspeisung keinen BKZ zahlen. Hier sollte eine konsis\r\ntente Regelung geschaffen werden, die Anlagen bis 30 kW generell von der Entrichtung eines \r\nBKZ ausnimmt.  \r\nFür Offshore-Wind entfalten Baukostenzuschüsse keine netz- oder standortlenkende Wir\r\nkung, da die Flächen sowie dazugehörige Offshore-Netzanbindungssysteme der ÜNB durch die \r\nFlächenentwicklungsplanung des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) \r\nstaatlich vorgegeben werden. Baukostenzuschüsse würden in diesem Segment keine effiziente \r\nSteuerungswirkung erzeugen, sondern lediglich zusätzliche Kosten für die Offshore-Wind-Pro\r\njekte einführen.  \r\nSeite 20 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nBDEW-Forderungen:  \r\n• Klarstellung, ob und inwieweit BKZ und Einspeisenetzentgelte durch die BNetzA noch \r\nfestgelegt werden können, wenn der Finanzierungsbedarf nach dem EnFG nicht stei\r\ngen soll. \r\n• Klärung des Verhältnisses von Bezugs- und Einspeise-BKZ bei Prosumern \r\n• Freigrenze für die Niederspannung: 30 kW \r\n• Herstellung von Kohärenz mit Entgeltsystematik im „AgNes-Prozess“ der BNetzA sowie \r\nmit den Flächenzielen für Windenergieanlagen an Land nach dem WindBG  \r\n• Keine einseitige Belastung einzelner Kundengruppen \r\n• Regionale Differenzierung soll netzdienlich und nachvollziehbar ausgestaltet werden.  \r\n3.2 \r\nEinspeisenetz – Einspeisesteckdose, § 3 Nr. 18, § 8 EEG \r\nEs wird eine neue Begriffsdefinition eines „Einspeisenetzes“ in § 3 Nr. 18 EEG geschaffen.  \r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich, dass die „Einspeisesteckdose“ gesetzlich kodifiziert werden \r\nsoll und hatte dies in verschiedenen Stellungnahmen gefordert. Um mit dem planbaren Aus\r\nbau der Erneuerbaren Energien künftig Schritt halten zu können, ist ein vorausschauender \r\nNetzausbau erforderlich, der sich nicht allein an aktuellen Engpässen orientiert, sondern die \r\nabsehbare Entwicklung von Erzeugung, Last und Flexibilitäten frühzeitig berücksichtigt und die \r\nNetzbetreiber in die Lage versetzt, den erwartbaren Zubau proaktiv zu antizipieren. \r\nDie regulatorische Umsetzung in § 8 Abs. 1 Satz 3 EEG-E erscheint allerdings in der vorliegen\r\nden Form als zu allgemein und zu wenig auf die Einspeisesteckdose tatsächlich zugeschnitten. \r\nInsbesondere wäre die Frage, in welchen anderen Fällen die Netzkosten (diskriminierungsfrei) \r\nebenfalls nur anteilig zu berücksichtigen wären. Vielmehr bietet sich hier der bereits existie\r\nrende § 8 Abs. 3 EEG 2023 mit der „Zuweisung“ durch den Netzbetreiber an. Daher sollte sich \r\ndie Regelung nicht nur „insbesondere“, sondern ausschließlich auf das Einspeise-Netzbetriebs\r\nmittel beziehen. \r\nEs wäre sinnvoll klarzustellen, dass es bei Einspeise-Netzbetriebsmitteln keinen Anspruch auf \r\nden Anschluss von Netzbezug gibt. Auf expliziten Wunsch kann ein Grau- oder Mischstrom\r\nspeicher angeschlossen werden, ohne dass dadurch ein Anspruch auf „Umrüstung“ des Ein\r\nspeise-Netzbetriebsmittels auf Bezugsstandard entsteht. \r\nSeite 21 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n3.3 \r\nWahlverknüpfungspunkt, flexible Netzanschlussvereinbarungen und Kapazitätsver\r\ngabe \r\nDas EEG sieht in § 8 Abs. 2 EEG 2023 die Möglichkeit für Anschlussbegehrende vor, einen Ver\r\nknüpfungspunkt zu wählen, der vom gesamtwirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt ab\r\nweicht, wenn die daraus resultierenden Mehrkosten des Netzbetreibers nur unerheblich sind. \r\nDabei darf auch ein bereits vorhandener Netzverknüpfungspunkt einer Bestandsanlage ge\r\nwählt werden, wenn der Anlagenbetreiber zustimmt.  \r\nErgänzt wird diese Regelung durch den Regierungsentwurf in zwei Aspekten: Zum einen wird \r\ndie Regelung zur gemeinsamen Nutzung eines bestehenden Netzverknüpfungspunkts für an\r\ngeschlossene Anlagen um noch anzuschließende Anlagen erweitert. Bei Zustimmung des an\r\nderen Anlagenbetreibers bzw. Anschlussbegehrenden ist diese Mitnutzung zulässig.  \r\nZum anderen wird eine gesetzliche Vermutung eingeführt, dass nur unerhebliche Mehrkosten \r\nfür die Wahl des Anlagenbetreibers nach § 8 Abs. 2 EEG 2023 entstehen, wenn die bisherige \r\nEinspeise- und Bezugskapazität nicht überschritten wird. Die Regelung schafft eine rechtssi\r\nchere Grundlage für den Anspruch auf Cable Pooling und Co-Location-Konstellationen und \r\nist daher zu begrüßen.  \r\nSofern Netzausbau für die Realisierung der Co-Location-Anlagen hinsichtlich der bereits exis\r\ntierenden Einspeise- und Bezugskapazität erforderlich ist, müsste daher der Netzbetreiber be\r\ngründen, warum die Mehrkosten im konkreten Fall nicht unerheblich sind. Dies ist möglich, da \r\nes sich nicht um eine unwiderlegliche Vermutung handelt.  \r\nDie eingefügte Vermutung zur Unerheblichkeit der Mehrkosten begründet nach Auffassung \r\ndes BDEW jedoch keinen Anspruch auf Netzausbau am Verknüpfungspunkt für die Differenz \r\nzwischen installierter Leistung und begrenzter Anschlussleistung. \r\nAllerdings sollte dringend der eigenständige Kapazitätsanspruch von hinzutretenden Anla\r\ngen in Co-Location-Konstellationen insbesondere hinsichtlich der Übernahme von Kapazitä\r\nten von Anlagen, die aus der Konstellation ausscheiden, ausdrücklich geregelt werden. Diese \r\nRegelung wird nach Auffassung des BDEW durch die Regelung zur Unerheblichkeit der Mehr\r\nkosten nicht getroffen. Dies betrifft nicht nur Konstellationen mit flexiblen Netzanschlussver\r\neinbarungen, sondern auch Konstellationen, die etwa die neu vorgeschlagene SAL-Regelung \r\n(Begrenzung der Einspeiseleistung) umsetzen sollen, aber nur durch Co-Location wirtschaftlich \r\nwerden. \r\nDerzeit besteht die rechtliche Unsicherheit, ob hinzutretende Anlagen diese Kapazitäten über\r\nnehmen können. Dies ist dringend erforderlich, um Co-Location-Konstellationen wirtschaftlich \r\nüberhaupt darstellen zu können. \r\nSeite 22 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nJüngst hat die BNetzA in FAQs den eigenständigen Kapazitätsanspruch von Anlagen bestätigt. \r\nEin Anspruch auf Anschluss und Abnahme von eingespeisten Strommengen besteht im EEG \r\nnur für die Anlage selbst. Ein Anspruch auf eine bestimmte Einspeisekapazität am Netzver\r\nknüpfungspunkt besteht dagegen nicht. Vielmehr ist der Netzbetreiber nur verpflichtet, die \r\neingespeisten Strommengen abzunehmen und sofern nicht möglich, im Rahmen des Redis\r\npatch abzuregeln. Daraus ergeben sich Unsicherheiten im Umgang mit der Übernahme von \r\nKapazitäten von bestehenden Anlagen auf hinzutretende Anlagen. Der vorliegende Vorschlag \r\nwidmet sich zwar der automatischen Priorisierung von ggf. zusätzlich notwendigen Netzkapa\r\nzitäten, macht aber keine Aussage zur Übernahme von Kapazitäten bestehender Anlagen. Eine \r\nMöglichkeit ist, dies in den Reservierungsverfahren der Netzbetreiber vorzusehen. Dann wäre \r\nallerdings derzeit keine einheitliche Praxis gegeben. Die im Netzanschlusspaket vorgesehene \r\nErarbeitung und Anwendung von bundesweit einheitlichen Reservierungskriterien und -fristen \r\nwird allerdings frühestens Ende 2027 vorliegen.  \r\nInsofern muss für Co-Location-Konstellationen nicht nur die automatische Priorisierung, \r\nsondern auch der Übergang der Netzanschlusskapazitäten auf hinzutretende Anlagen ge\r\nsetzlich geregelt werden.  \r\nVorschlag für einen neuen § 8 Abs. 2 Satz 5 EEG-E: \r\n„Entfällt der Kapazitätsanspruch der bestehenden bzw. in Betrieb zu nehmenden Anlage \r\ndurch Stilllegung der Anlage, gilt die freiwerdende Kapazität als den hinter demselben \r\nNetzverknüpfungspunkt über eine flexible Netzanschlussvereinbarung angeschlossenen \r\nAnlagen zugeordnet, soweit diesen noch nicht die vollständige Kapazität gemäß Para\r\ngraph 11 Absatz 1 EEG zur Verfügung steht.“ \r\n4 Beschränkung des Anschlusses von PV- und Windenergieanlagen \r\nDer Regierungsentwurf sieht eine deutschlandweit begrenzte Netzanschlussleistung für Solar\r\nFreiflächenanlagen und Windenergieanlagen an Land sowie zusätzlich eine Lösung für beson\r\nders belastete Netzabschnitte („kapazitätslimitierte Netzgebiete“) über einen gedeckelten Re\r\ndispatch-Vorbehalt vor. \r\nZusammenfassung: \r\nDer BDEW stimmt der grundsätzlichen Prämisse zu, dass eine Lösung für besonders belas\r\ntete Netzgebiete gefunden werden und eine stärkere Optimierung von EE- und Netzausbau \r\nhergestellt werden muss.  \r\nFür die praktische Umsetzung bedarf es klarer und rechtssicherer Bestandsschutzregelungen, \r\ndie gewährleisten, dass bereits getätigte Investitionen und weit fortgeschrittene Planungen \r\nSeite 23 von 42 \r\n \r\n \r\n Seite 24 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nnicht nachträglich an Wert verlieren. Gleichzeitig muss sichergestellt werden, dass das Instru\r\nment seine Lenkungswirkung gezielt dort entfaltet, wo lokal erhebliche Netzengpässe vorlie\r\ngen. Die Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete sollte daher auf eindeutig definierte \r\nEngpassschwerpunkte beschränkt werden. \r\nVom ÜNB angewiesene, aber im VNB-Netz abgeregelte Strommengen sollten nicht in die Be\r\nwertung des kapazitätslimitierten Netzgebietes in der jetzigen Form eines Redispatch-Vorbe\r\nhaltsaufgenommen werden. \r\nRichtig ist die technologische Unterscheidung zwischen Wind und PV. Hierfür müssen klare \r\nKriterien gefunden werden.  \r\nBei der Dauer der Anwendung der neuen Regelungen für kapazitätslimitierte Netzgebiete \r\nmuss sichergestellt sein, dass diese nicht zum Nachteil einzelner Projekte erfolgt (Trennung: \r\nAusweisungsdauer/ Verzicht-Länge). Die Dauer sollte bei Ausweisung gesondert begründet \r\nwerden. \r\nNeben der Entwicklung des Netzanschlusspaketes läuft parallel das umfangreiche „AgNes“ \r\nVerfahren der BNetzA zur fundamentalen Überarbeitung der Netzentgeltsystematik Strom. \r\nAuch hier wird über Kosten und Risiken für Erneuerbare Energien diskutiert. Es ist zwingend \r\nerforderlich, dass die Regelungen in einem Netzanschlusspaket, im AgNes-Verfahren sowie \r\nauch in der anstehenden EEG-Novelle aufeinander abgestimmt werden. Geschieht das nicht, \r\nsind Wechselwirkungen zu erwarten, die kombiniert den Ausbau der Erneuerbaren Energien \r\nsignifikant ausbremsen könnten. In diesem Kontext bittet der BDEW um weitere Erklärung \r\nzur Neuregelung des § 17 EEG-RegE, dass Erhöhungen des Finanzierungsbedarfs für Erneuer\r\nbare durch Erhebung von BKZ und Einspeisenetzentgelten vermieden werden sollen und wel\r\nche faktischen Auswirkungen dies auf entsprechende BNetzA-Festlegungen hat. \r\nInsbesondere für Windenergieanlagen an Land bedarf es weitergehender Prüfungen. Die SAL \r\nwirkt nicht deutschlandweit gleich und ist nicht überall gleich sinnvoll (z.B. in Schwachwind- \r\nvs. Starkwindgebieten). Bei PV kann eine bundesweite Wirkleistungsbegrenzung sinnvoll sein.  \r\n \r\nÜber diese Positionen hinaus trifft der BDEW unter 4.1. bis 4.3. keine Bewertung der Ent\r\nwurfs-Regelung. Alle übrigen Ausführungen sind als sachdienliche Hinweise zu verstehen, \r\ndie aber nicht als grundsätzliche Befürwortung oder Ablehnung zu verstehen sind. \r\n \r\n \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n4.1 Generelle systemdienliche Anschlussleistung für PV -und Windenergieanlagen \r\nVerständnis: \r\nUm Einspeisespitzen zu vermeiden, sieht der Regierungsentwurf eine bundesweit geltende \r\nsystemdienliche Anschlussleistung in allen Netzgebieten vor, die unabhängig davon gilt, ob ein \r\nNetzgebiet als kapazitätslimitiert ausgewiesen ist oder nicht. Damit sollen deutschlandweit \r\nAnreize für eine netzdienlichere Auslegung der Anlagen – laut Gesetzesbegründung: „(PV: \r\nAusrichtung Ost/West samt Batteriespeicher in Co-Location, Wind: Errichtung von Schwach\r\nwindanlagen)“ – gesetzt und Netzausbau eingespart werden. \r\nIn § 8 Abs. 1 EEG-RegE wird danach die Netzanschlussleistung für neue Solaranlagen des ers\r\nten Segments (u.a. Freiflächenanlagen) zum 1. Januar 2027 auf 70 % der installierten Leistung \r\nund für neue Windenergieanlagen unter Ansatz von 280 Watt je Quadratmeter der vom Rotor \r\nder Windenergieanlage überstrichenen Fläche an Land begrenzt (systemdienliche Anschluss\r\nleistung, SAL).  \r\nHinweise: \r\nMit deutschlandweiten Begrenzungen für Flächen-PV und Windenergieanlagen wird eine Be\r\nschränkung vorgeschlagen, die kumulativ zum Redispatch-Vorbehalt, ggf. den geplanten BKZ \r\nfür Einspeiser und geplanten Einspeiseentgelten (je nachdem inwieweit § 17 EEG-RegE ent\r\nsprechende Festlegungen noch zulässt) und zu der geplanten Anpassung des Referenzertrags\r\nmodells im EEG wirkt. Dies hat maßgebliche Auswirkungen auf die Verteilung des EE-Ausbaus \r\nund das Anlagendesign bei Windenergieanlagen, da die Berechnung der SAL nicht in Abhän\r\ngigkeit der Nennleistung, sondern der Bauweise erfolgt. \r\nEine systemdienliche Anschlussleistung kann grundsätzlich einen Beitrag zur Reduzierung von \r\nEinspeisespitzen und zu einer Vergleichmäßigung der Einspeisung leisten und insofern per\r\nspektivisch das Netz entlasten, bzw. zugunsten anderer Netzanschlussnehmern weniger belas\r\nten.  \r\nDie kumulierte Wirkung einer gedeckelten generellen Wirkleistungseinspeisung und eines Re\r\ndispatch-Vorbehalts in kapazitätslimitierten Gebieten führt aber zu einer Doppelbelastung in \r\nden Projekten, die den notwendigen Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland ein\r\nschränken und gefährden könnte.  \r\nEs ist sicherzustellen, dass die wirtschaftliche Tragfähigkeit von Projekten erhalten bleibt. An\r\nlagenbetreiber müssen auch bei begrenzter Netzanschlussleistung hinreichend verlässliche Er\r\nlösperspektiven haben, gerade auch vor dem Hintergrund der zeitgleich im EEG festgelegten \r\nSeite 25 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nÜbererlösabschöpfung. Dabei sollte auch die Möglichkeit einer Co-Location-Lösung Teil der \r\nWirtschaftlichkeitsbetrachtung sein.  \r\nZudem sollten auch die mittel- und langfristigen Auswirkungen auf die Marktwerte und die \r\nFördermechanik näher untersucht werden. \r\nDiese Wechselwirkungen lassen sich derzeit noch nicht abschließend bewerten. Vor einer end\r\ngültigen Ausgestaltung sollte daher geprüft werden, welche Auswirkungen die Begrenzung der \r\nNetzanschlussleistung auf Marktwerte, Förderzahlungen, Refinanzierungsbeiträge und die In\r\nvestitionssicherheit hat. Gegebenenfalls sind flankierende Regelungen erforderlich, um unbe\r\nabsichtigte Belastungen insbesondere für Bestandsanlagen und nicht flexibilisierte Projekte zu \r\nvermeiden. \r\nZudem sollte geprüft werden, ob die Regelung stärker nach der tatsächlichen regionalen Netz\r\nsituation differenziert werden kann. So wäre etwa denkbar, Einspeisung und Förderung ober\r\nhalb der SAL zu ermöglichen, wenn ein FCA abgeschlossen wird. \r\n4.1.1 \r\nÜbergangsregelung \r\nWichtig sind hinreichende Übergangsregelungen für bereits weit fortgeschrittene Projekte. \r\nDer Anknüpfungspunkt für die deutschlandweite SAL bei Freiflächensolar- und Windenergie\r\nanlagen wird auf den Zeitpunkt des Netzanschlusses ab dem 1. Januar 2027 präzisiert.   \r\nDie derzeit vorgesehene Regelung sieht keine Übergangsregelung vor und führt zu unzu\r\nreichendem Vertrauensschutz für Projekte, die bereits weit fortgeschritten sind und insbeson\r\ndere vor dem 1. Januar 2027 genehmigt wurden, einen Zuschlag in einer EEG-Ausschreibung \r\nerhalten haben und kurz vor der Realisierung stehen. \r\nZwar wären nach der allgemeinen Übergangsvorschrift des § 100 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG, die \r\ndurch die Novelle nicht geändert wird, bereits in einer EEG-Ausschreibung bezuschlagte Anla\r\ngen grundsätzlich von der Neuregelung ausgenommen. Dieser Bestandsschutz wäre jedoch \r\nnur dann sichergestellt, wenn das Netzanschlusspaket nicht vor dem EEG 2027 in Kraft tritt. \r\nBei einem zeitlich vorgelagerten Inkrafttreten des Netzanschlusspakets könnte daher eine Re\r\ngelungslücke entstehen. \r\nEs ist deshalb jedenfalls sicherzustellen, dass Anlagen, die bereits einen Zuschlag in einer EEG\r\nAusschreibung erhalten haben, unabhängig von der zeitlichen Abfolge des Inkrafttretens der \r\njeweiligen Gesetzesänderungen Bestandsschutz genießen. Eine entsprechende ausdrückliche \r\nÜbergangsregelung könnte in § 100 Abs. 1 Nr. 1b EEG 2027 aufgenommen werden. \r\nSeite 26 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDer BDEW fordert ergänzend als Anknüpfungspunkt für einen praktikablen und dem Vertrau\r\nensschutz Rechnung tragenden Bestandsschutz das Stellen des vollständigen Genehmigungs\r\nantrags nach der 9. BImSchV (bei Windenergieanlagen) bzw. die Erteilung einer Baugenehmi\r\ngung nach der jeweiligen Landesbauordnung (bei Solaranlagen), um auch solche Projekte zu \r\nschützen, die ohne Ausschreibungszuschlag und ohne Inanspruchnahme einer EEG-Förderung \r\nrealisiert werden sollen. \r\nEine solche Übergangsregelung trägt dem Grundsatz des Vertrauensschutzes Rechnung. Pro\r\njektentwicklungen im Bereich der erneuerbaren Energien erstrecken sich regelmäßig über \r\nmehrere Jahre und der Projektträger kann auf eine veränderte Rechtslage, die die Wirtschaft\r\nlichkeit der Investition betrifft, nicht mehr reagieren.  \r\nWichtig ist, in der Gesamtschau der Instrumente die zusätzlichen preiserhöhenden Effekte \r\nausreichend in den nach EEG festgelegten Höchstwerten für Wind Onshore und PV-FF in den \r\nAusschreibungen zu berücksichtigen. Zusatzkosten (wie z.B. durch Einführung einer system\r\ndienlichen Anschlussleistung) müssen über die Gebotswerte eingepreist werden. Die im EEG \r\n2027 vorgesehenen Höchstwerte für PV-Freiflächen- und Windenergieanlagen sollten ange\r\nsichts der absehbaren zusätzlichen Kostenbelastungen kritisch überprüft werden, um die Wirt\r\nschaftlichkeit von Projekten und damit den weiteren EE-Ausbau nicht zu gefährden.  \r\n4.1.2 \r\nCo-Location \r\nEs sollte klargestellt werden, auf welche Anlagenkonstellationen sich Satz 4 des § 8 Abs. 1 \r\nEEG-RegE bezieht. Insbesondere ist unklar, ob die Begrenzung der maximalen Wirkleistungs\r\neinspeisung ausschließlich für mehrere Erneuerbare-Energien-Anlagen gilt, die an einem ge\r\nmeinsamen Netzverknüpfungspunkt angeschlossen sind, oder ob auch Anlagenkombinationen \r\naus Erneuerbare-Energien-Anlagen und Grünstromspeicher erfasst werden, die „Anlagen“ \r\nnach dem EEG darstellen (§ 3 Nr. 1 2. HS EEG 2023). Co-Location-Speicher sollten hier aller\r\ndings nicht gemeint sein, da die Speicherintegration in § 17 Abs. 2a Satz 2 EnWG – mit den Er\r\ngänzungen des BDEW (siehe oben unter 2.1) gezielt gefördert werden sollte (nur begrenzte \r\nAblehnung, automatische Priorisierung). \r\nWichtig ist dabei, dass bei Anschluss mehrerer Anlagen, insbesondere bei einer Kombination \r\nvon Wind und PV, die Summe der erlaubten Anschlussleistungen eingespeist werden darf, \r\nauch wenn dabei einzelne Anlagen über den Schwellenwerten erzeugen sollten, solange die \r\ngenehmigte Gesamt-Anschlussleistung am Netzverknüpfungspunkt nicht überschritten wird. \r\nSo wird ein Anreiz zu systemdienlicher Überbauung gesetzt und es können überbaute Netzver\r\nknüpfungspunkte optimal genutzt werden. § 8 Abs. 1 Satz 5 EEG-RegE sollte entsprechend kla\r\nrer gefasst werden. Der nicht eingespeiste Strom muss hinter dem \r\nSeite 27 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nNetzverknüpfungspunkt frei genutzt werden können.  Siehe zu den offenen Fragen im Zusam\r\nmenhang mit dem Redispatch-Regime unter 4.2.13. \r\n4.2 Maßnahmen in kapazitätslimitierten Netzgebieten \r\nDer Regierungsentwurf schlägt Änderungen in EnWG und EEG für kapazitätslimitierte Netzge\r\nbiete vor, die vor allem für EE-Anlagen relevant sind.  \r\nVerständnis: \r\nIn besonders belasteten, als kapazitätslimitiert ausgewiesenen Netzgebieten (Umspannanla\r\ngen und diese verbindende Leitungsabschnitte) entfällt der Anspruch auf finanziellen Aus\r\ngleich nach dem Redispatch-Regime für Neuanschlüsse von Solaranlagen des ersten Seg\r\nments und Windenergieanlagen an Land für bis zu 20% des Jahresstromertrags bzw. 18% \r\n(Windenergieanlagen in Vorranggebieten). Insoweit entfällt im EEG der gesetzliche Anspruch \r\nauf Netzanschluss in kapazitätslimitierten Netzgebieten, wird jedoch durch einen Anspruch \r\nauf Vertragsabschluss ersetzt: Der Netzbetreiber ist in diesen Fällen verpflichtet, dem An\r\nschlussbegehrenden für die Dauer der Kapazitätslimitierung unverzüglich einen Vertrag anzu\r\nbieten, der die Redispatch-Deckelung enthält. Der Vertrag verlängert sich automatisch um 18 \r\nMonate, wenn die Voraussetzungen für eine Ausweisung nach § 14 Abs. 1d EnWG-RegE weiter \r\nvorliegen. Dies gilt nicht, wenn der Netzbetreiber den nicht vollzogenen Netzausbau zu ver\r\nschulden hat.   \r\nDer Netzbetreiber kann eine Ausweisung des kapazitätslimitierten Netzgebietes für bis zu \r\nsechs Jahre zum Ablauf des 31. März eines Kalenderjahres durch Anzeige bei der BNetzA vor\r\nnehmen, wenn die Wirkleistungserzeugung der unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen \r\nAnlagen im vorangegangenen Kalenderjahr im Redispatch um insgesamt mehr als fünf Pro\r\nzent reduziert wurde. Dabei soll die Ausweisung technologiespezifisch für Wind- und Solar\r\nanlagen differenziert erfolgen. Eine prioritäre Ausbaupflicht für die ausgewiesenen Gebiete \r\nflankiert die Beschränkung. Die Aufhebung richtet sich im Vergleich zum Referentenentwurf \r\nvom 17. Juli 2026 nicht mehr danach, ob die Voraussetzungen in jedem von drei aufeinander\r\nfolgenden Jahren entfallen sind, sondern nach dem Mittelwert dreier Jahre. Die Neuregelung \r\ngilt grds. ab Inkrafttreten des Gesetzes. Allerdings soll die Deckelung für die Anlagen nur gel\r\nten, wenn bereits bei der Ermittlung des Netzverknüpfungspunkts für die jeweiligen Anlagen \r\ndas betreffende Netzgebiet, in dem der Netzverknüpfungspunkt liegt, als kapazitätslimitiert \r\nausgewiesen ist (vgl. §§ 14 Abs. 1d, 13a Abs. 6 EnWG-RegE i. V. m. § 8 Abs. 4 Satz 3 EEG 2023\r\nRegE). Das BMWE wird verpflichtet, diese Regelung zum 30. Juni 2029 zu evaluieren. \r\nHinweise: \r\nSeite 28 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nDer BDEW hat verschiedene Kriterien erarbeitet, die ein Instrument in kapazitätslimitierten \r\nNetzgebieten erfüllen sollte. Hierzu gehören eine Lenkungswirkung, wirtschaftliche Planbar\r\nkeit, möglichst wenig Komplexität und Aufwand, Anreize für unverzüglichen Netzausbau, Aus\r\nnahmen für standortgebundene Anlagen und Transparenz über den räumlichen und zeitlichen \r\nAnwendungsbereich. Die wirtschaftliche Planbarkeit im Sinne einer Vorhersehbarkeit muss \r\nebenso gegeben sein wie die Tragfähigkeit der Summe der Veränderungen. Hinzu kommt die \r\nFrage, ab wann eine Lösung in der Praxis umsetzbar wäre. \r\nUm ein deutschlandweit einheitliches und belastbares Bild der Netzbelastungssituation zu er\r\nhalten, könnten die vom Redispatch betroffenen Netzbetreiber angehalten werden, zu einem \r\njährlichen Stichtag relevante Daten zur Netzbelastungssituation bereitzustellen. Auf dieser \r\nGrundlage ließe sich die weitere Entwicklung der Netzbelastung transparent und nachvollzieh\r\nbar abbilden. Zugleich könnten sich abzeichnende Engpasssituationen frühzeitiger erkannt \r\nund sich die mit den vorgesehenen Regelungen beabsichtigte Lenkungswirkung für Anschluss\r\nbegehrende besser und verlässlicher entfalten. \r\nDie folgenden Hinweise beziehen sich u.a. auf die Ermittlung des Auslösekriteriums, die tech\r\nnologiespezifische und rechtssichere Ausweisung, die Ermittlung der Jahresstrommenge und \r\ndie Auswirkungen des Vorschlags auf das Redispatch-Regime. \r\n4.2.1 \r\nAusweisung - Generelles \r\nGrundsätzlich ist zu beachten, dass das Auslösekriterium (wann liegt ein kapazitätslimitiertes \r\nNetzgebiet vor), die Dauer der Limitierung und die Höhe des Redispatchdeckels in einem en\r\ngen Zusammenhang stehen und einander in ihrer Wirkung bedingen. Ferner muss berücksich\r\ntigt werden, dass zusätzlich zum Redispatch-Vorbehalt auch eine generelle systemdienliche \r\nAnschlussleistung eingeführt werden soll. Beim Redispatch-Vorbehalt sollte sichergestellt \r\nsein, dass seine Anwendung nur auf eine bestimmte Menge der wesentlichen Engpassgebiete \r\nbegrenzt bleibt und es zu keiner flächendeckenden Anwendung kommt.  \r\nZudem sind die Festlegungen im „AgNes“-Verfahren der BNetzA zur Überarbeitung der \r\nNetzentgeltsystematik Strom ebenso in die Bewertung einzubeziehen, wie die BNetzA-Festle\r\ngung RAMEN Strom sowie die vom Gesetzgeber unterstützte Einführung von Baukostenzu\r\nschüssen. Die Regelungen des Netzanschlusspakets sowie auch die mit der parallel angestoße\r\nnen EEG-Novelle vorgesehenen Regelungen müssen hierauf abgestimmt sein. Das gilt insbe\r\nsondere für die vorgesehenen Einspeiseentgelte und die Erhebung von Baukostenzuschüssen \r\nfür Erneuerbare-Energien-Anlagen und die geplanten Anpassungen am Referenzertragsmodell \r\nim EEG sowie schließlich in Hinblick auf die regulatorischen Anreize zum Netzausbau. Der Ein\r\nfluss und ggf. Eindämmung des neu geschaffenen § 17 EEG-RegE wonach die Erhebung von \r\nBKZ und Einspeisenetzentgelten nicht zu einer Erhöhung des Förderbedarfs führen soll und \r\nSeite 29 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\ndamit faktisch BKZ und Einspeisenetzentgelte stark einschränken könnte, sind in diesem Zu\r\nsammenhang allerding auch zu beachten. \r\nWaren Redispatch-Kosten in der Vergangenheit als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten \r\n(dnbK) im Sinne der Anreizregulierung erlösneutral, ist dies entsprechend der Festlegung RA\r\nMEN Strom zukünftig, ab der fünften Regulierungsperiode (2029) nicht mehr der Fall. Diese \r\nNeuregelung sollte jedoch zumindest dann nicht gelten, wenn ein verzögerter Netzausbau \r\nnachweislich nicht durch den Netzbetreiber verursacht wurde und dies durch den Gesetzgeber \r\nmit der Einräumung des Redispatchvorbehalts auch anerkannt wird.  \r\n4.2.2 \r\nAusweisung: Art des Redispatch-Volumens  \r\nVorliegend ist nicht eindeutig geregelt, auf welches Redispatchvolumen sich der Regelungs\r\nvorschlag bezieht, das für das Auslösekriterium für die Ausweisung für ein kapazitätslimitiertes \r\nNetzgebiet relevant sein soll. Für eine zielgerichtete Lenkungswirkung sowie eine praktikable \r\nUmsetzung prioritärer Netzausbaumaßnahmen erscheint es sachgerecht, ausschließlich auf \r\ndurch Verteilernetzbetreiber (VNB) angeforderte Redispatchmaßnahmen abzustellen. Diese \r\nstehen regelmäßig in einem unmittelbaren Zusammenhang mit den Netzengpässen, die durch \r\nentsprechende Ausbaumaßnahmen behoben werden sollen. Sollte hingegen auch das Redis\r\npatchvolumen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) berücksichtigt werden (Anforderung \r\ndurch den ÜNB, Umsetzung im Verteilernetz), wäre die Funktionsweise und Zielgenauigkeit \r\ndes vorgesehenen Instruments nicht gewährleistet.  \r\n4.2.3 \r\nAusweisung: Bestimmung ausgewiesener Leitungsabschnitte \r\nEs bedarf klarer Kriterien zur räumlichen Abgrenzung und Bestimmung kapazitätslimitierter \r\nLeitungsabschnitte. Dabei sollte auch geregelt werden, wie mit geringfügigen Veränderungen \r\nder Anfangs- und Endpunkte im Falle einer jedenfalls nach dem Gesetzestext nicht klar ausge\r\nschlossenen erneuten Ausweisung umzugehen ist. \r\n4.2.4 \r\nAusweisung: Räumliche Begrenzung des Notfallinstruments  \r\nEs sollte sichergestellt werden, dass die Ausweisung sogenannter kapazitätslimitierter Netzge\r\nbiete ein gezielt einsetzbares Instrument für strukturelle Engpasssituationen bleibt. Eine flä\r\nchendeckende Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete in Deutschland oder die pau\r\nschale Einbeziehung ganzer Netzgebiete sollte vermieden werden. Hierfür bedarf es geeigne\r\nter Kriterien und Begrenzungsmechanismen. Offen ist, welche Instrumente geeignet sind, um \r\neine sachgerechte räumliche Begrenzung auf tatsächlich von Netzengpässen betroffene Ge\r\nbiete sicherzustellen. \r\nSeite 30 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n4.2.5 \r\nTechnologiespezifische Ausweisung  \r\nPositiv ist, dass die Ausweisung technologiespezifisch für Solaranlagen des ersten Segments \r\nund Windenergieanlagen an Land erfolgen soll. Dies erscheint sinnvoll, muss aber verpflich\r\ntend sein, allein um die möglichen Folgen für den Netzanschluss nach § 8 EEG klar zu regeln. \r\nDie Begrenzung des Netzanschlusses ist derzeit im Entwurf für das EEG ausdrücklich auf eine \r\ntechnologiespezifische Ausweisung limitiert; dies muss sich im EnWG widerspiegeln.  \r\nDass sich die Anschlussbeschränkung nur auf die Ausweisung für die jeweilige Erzeugungstech\r\nnologie bezieht, ergibt sich für die flankierende Regelung nun aus § 8 Abs. 4 Satz 2 EEG-RegE: \r\n„Abweichend von Satz 1 besteht die Pflicht zum Netzanschluss nicht, wenn der ermittelte Ver\r\nknüpfungspunkt der Anlage zum Zeitpunkt von dessen Ermittlung in einem vom Netzbetreiber \r\nals für die den Anschluss begehrende Erzeugungstechnologie nach § 14 Absatz 1d.“ \r\nDurch die Berücksichtigung unterschiedlicher Einspeisecharakteristika kann die tatsächliche \r\nNetzauslastung genauer abgebildet werden. Allerdings werden Kriterien und Grenzwerte für \r\ndie Ausweisung der kapazitätslimitierten Netzgebiete nur für PV oder nur für Wind (oder bei\r\ndes) nicht genauer spezifiziert. Dabei sollte ebenfalls klargestellt werden, wie in diesem Zu\r\nsammenhang Speicher in Co-Location zu behandeln sind.  \r\nEs sollte insbesondere klargestellt werden, wie bei gemischten Einspeisegebieten einer be\r\nstimmten Technologie die Belastung für das Netz zugeordnet werden bzw. wie eine diskrimi\r\nnierungsfreie Abgrenzung erfolgen soll. \r\n4.2.6 \r\nAusweisung - Betrachtungszeitraum \r\nDas Auslösekriterium von 5 % Redispatch-Abregelungen nach Maßgabe von § 13a Abs. 1 \r\nEnWG im vorangegangenen Kalenderjahr basiert auf einer kurzfristigen, rein retrospektiven \r\nBetrachtung eines vergangenen Netzzustands. Weitere Entwicklungen – etwa geplanter und \r\ndann bereits realisierter Netzausbau sowie künftige schon sicher beantragte Netzanschlüsse \r\nbleiben damit unberücksichtigt. Eine rückblickende, auf ein Jahr beschränkte Betrachtung für \r\ndie Bestimmung des Auslösekriteriums und damit des kapazitätslimitierten Netzgebiets kann \r\ndazu führen, dass ein bisher als Netzgebiet mit freien Kapazitäten gekennzeichneter Standort \r\nkurzfristig zum nächsten Stichtag als kapazitätslimitiert ausgewiesen und dies von den Projekt\r\nträgern bei kurz vor der Realisierung und dem Anschluss stehenden Projekten nicht ausrei\r\nchend berücksichtigt werden kann. Insofern ist eine mehrjährige und auch prospektive Bewer\r\ntung hilfreich. Dabei sollte ein mehrjähriger, z.B. dreijähriger Durchschnitt gewählt werden, \r\num insbesondere Wetterschwankungen, die nachweislich einen hohen Einfluss auf die Erzeu\r\ngung und damit die Abregelungsmengen haben, zu glätten. Um die Steuerungswirkung des \r\nSeite 31 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nInstrumentes zu erhöhen, müssen Projektierer ausreichende und frühe Kenntnis über das Ver\r\nhältnis von abgeregelter Energiemenge (retrospektiv und prospektiv) im Verhältnis zum \r\nGrenzwert haben. Daher sollten die Netzbetreiber in kapazitätslimitierten Netzgebieten regel\r\nmäßig aktualisierte Daten je Betriebsmittel ermitteln und der BNetzA melden.  \r\n4.2.7 \r\nDauer der Ausweisung nach EnWG und Dauer des Entschädigungsverzichts nach \r\nEEG \r\nZum Ablauf des 31.3. eines Kalenderjahres kann der Netzbetreiber durch Anzeige bei der Bun\r\ndesnetzagentur und gleichzeitiger Veröffentlichung auf seiner Internetseite das kapazitätslimi\r\ntierte Netzgebiet ausweisen. Zu diesem Zeitpunkt beginnt die maximale 6 Jahresfrist (§ 14 (1d) \r\nEnWG-E). Nach Verständnis des BDEW spricht insbesondere der Regelungszusammenhang \r\nmit dem EEG dafür, dass der Regierungsentwurf eine erneute Ausweisung desselben Lei\r\ntungsabschnitts nicht vorsieht. \r\nDerzeit besteht hierüber in der Branche jedoch keine einheitliche Auffassung. Der BDEW \r\nsieht hierzu daher dringenden Klarstellungsbedarf.  \r\nIn jedem Falle müsste eine erneute Ausweisung streng von der zeitlichen Geltung eines RD\r\nVerzichts nach § 8 Abs. 4 EEG-E getrennt werden. Das einzelne Projekt sollte maximal 6 Jahre \r\nund 18 Monate unter dem RDV-Regime stehen.  \r\nWenn der ermittelte Netzverknüpfungspunkt für ein Netzanschlussbegehren in einem kapazi\r\ntätslimitierten Netzgebiet liegt, kann der Netzanschluss erfolgen, wenn der Anlagenbetreiber \r\nvertraglich zustimmt, dass er bis Ende der Ausweisungszeit des kapazitätslimitierten Netzge\r\nbietes auf eine Redispatchentschädigung (für max. 20% bzw. 18% der erzeugten Jahresstrom\r\nmenge) verzichtet. Anknüpfungspunkt für den relevanten Zeitpunkt, der darüber entscheidet, \r\nob die geplante Anlage in einem kapazitätslimitierten Netzgebiet angeschlossen werden soll \r\noder nicht, ist nach Regierungsentwurf die Ermittlung des Netzverknüpfungspunkts. Wenn der \r\nNetzanschluss also zeitlich nach Ausweisung des kapazitätslimitierten Netzgebietes erfolgt, \r\nverkürzt sich entsprechend die Zeit des maximalen Entschädigungsverzichts. Je später im Ver\r\nhältnis zum Zeitpunkt der Ermittlung des Netzverknüpfungspunkts angeschlossen wird, umso \r\nkürzer ist der Entschädigungsverzicht. Für die einzelnen Projekte und insbes. differenziert \r\nnach den Erzeugungsarten können aber durch unterschiedliche Projektlaufzeiten unterschied\r\nlichen Zeiträumen vom Redispatch-Vorbehalt betroffen sein. Im Sinne der Lenkungswirkung \r\nist dies konsequent, wenn man davon ausgeht, dass nach den 6 bzw. 7,5 Jahren das Netz aus\r\ngebaut ist und die nachgefragten Kapazitäten zur Verfügung stehen. Angesichts aktuell noch \r\nandauernder Bauzeiten von etwa 10 Jahren, ist dies allerdings zu bezweifeln. Hier bedarf es \r\nerheblichen Beschleunigungen insbesondere einer zeitnahen Umsetzung des Verteilnetzbe\r\nschleunigungspaketes, um die 6 bzw. 7,5 Jahre zu erreichen zu können.  \r\nSeite 32 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n4.2.8 \r\nAusweisung zum Stichtag \r\nDer BDEW geht davon aus, dass durch die Formulierung „Die Ausweisung eines kapazitätslimi\r\ntierten Netzgebietes einschließlich seiner Geltungsdauer erfolgt durch Anzeige bei der Bundes\r\nnetzagentur zum Ablauf des 31. März eines Kalenderjahres und ist gleichzeitig auf der Internet\r\nseite des jeweiligen Betreibers des Elektrizitätsverteilernetzes zu veröffentlichen“ eine Auswei\r\nsung nur zum 1. April erfolgen kann und für jedes Jahr durch alle Netzbetreiber nur zu diesem \r\nZeitpunkt für das kommende Jahr möglich ist. Anlagen, die bis zum 31. März 2027 ein Netzan\r\nschlussbegehren stellen, fallen in jedem Falle nicht in ein kapazitätslimitiertes Netzgebiet. Da\r\nmit können Netzanschlussbegehrende für das kommende Jahr vom 1. April eines Kalenderjah\r\nres bis zum 31. März des folgenden Kalenderjahres für jedes Netzgebiet von einem sich nicht \r\nändernden Status als kapazitätslimitiertes/ nicht kapazitätslimitiertes Netzgebiet ausgehen.  \r\n4.2.9 \r\nRechtssichere Ausweisungsprozesse sicherstellen \r\nLaut Gesetzesbegründung soll die BNetzA ein Anzeigeverfahren aufsetzen, das eine einheitli\r\nche Meldung der kapazitätslimitierten Netzgebiete durch die Verteilernetzbetreiber ermög\r\nlicht. \r\nDas Verfahren zur Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete sollte dabei transparent, \r\nrechtssicher und praktikabel ausgestaltet werden. Hierzu gehört insbesondere, dass die maß\r\ngeblichen Entscheidungsgrundlagen nachvollziehbar und transparent dargelegt werden und \r\nggf. rechtlich überprüft werden können. Es sollte ein einfaches Verfahren implementiert wer\r\nden, das sowohl Netzbetreibern als auch betroffenen Anlagenbetreibern Rechtssicherheit ver\r\nschafft und behördlich überprüfbar ist. Gerichtliche Überprüfungen sollten auf ein Minimum \r\nreduziert werden.  \r\n4.2.10 Ausweisung – Dauer und prioritäre Netzausbaupflicht \r\nGerade bei den derzeitigen Engpässen auf der Hochspannungsebene können die Ausbaupla\r\nnungs- und Genehmigungsprozesse deutlich länger dauern. Hier wird es entscheidend darauf \r\nankommen, dass die von der Koalition angekündigten Maßnahmen zur Beschleunigung des \r\nVerteilernetzausbaus wirkungsvoll sind.  \r\nEine prioritäre Netzausbaupflicht für kapazitätslimitierte Leitungsabschnitte flankiert die \r\nrechtlichen Einschränkungen, die EE-Anlagenbetreiber nach der Neuregelung in den ausgewie\r\nsenen Gebieten treffen würden und ist insoweit sachlich nachvollziehbar. Engpässe sind durch \r\nNetzausbau zu vermeiden. Die prioritäre Netzausbaupflicht läuft allerdings dort ins Leere, wo \r\ndie Abregelungen, die zur Ausweisung geführt haben, überwiegend nicht auf einem Netzeng\r\npass im ausgewiesenen kapazitätslimitierten Netzgebiet beruhen, sondern durch vorgelagerte \r\nNetzengpässe verursacht werden. Zielführender und verursachungsgerecht wäre es, wenn der \r\nSeite 33 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nüberwiegend auslösende (vorgelagerte) Verteilernetzbetreiber ebenfalls zu einem priorisier\r\nten Netzausbau verpflichtet würde. Es muss zudem sichergestellt werden, dass hinreichende \r\nAnreize gesetzt werden, damit ein priorisierter Netzausbau stattfindet.  \r\nDer BDEW weist gleichzeitig darauf hin, dass die gesetzliche Priorisierung im Sinne des Ge\r\nsamtsystems dabei nicht zum Nachteil anderer dringlicher Ausbaumaßnahmen, insbesondere \r\nfür die Lastseite wirken darf. Eine „Priorisierung“ würde danach eine zusätzliche Anstrengung \r\nverlangen, keine Vorrangigkeit gegenüber lastseitigen Ausbaumaßnahmen. Dies sollte ggf. in \r\nder Gesetzesbegründung klargestellt werden. \r\nUnabdingbar ist schließlich, dass unabhängig von einer prioritären Ausbaupflicht deutschland\r\nweit die behördlichen Planungs- und Genehmigungsverfahren erheblich zu vereinfachen und \r\nzu beschleunigen sind. Der BDEW hat hierfür am 8. Juli 2026 ein Positionspapier für ein Be\r\nschleunigungspaket vorgelegt. \r\n4.2.11 Rechtsfolge: Vertraglicher Anschlussanspruch nur bei Verzicht auf finanziellen Aus\r\ngleich im Rahmen des Redispatch für einen Anteil der Jahresstromerzeugung \r\nIn kapazitätslimitierten Netzgebieten soll der Anlagenbetreiber nur dann den Netzanschluss \r\nerhalten, wenn er in einem vom Netzbetreiber verpflichtend angebotenen Vertrag auf den fi\r\nnanziellen Ausgleich hinsichtlich eines (noch festzulegenden) Anteils der erzeugten Jah\r\nresstrommenge verzichtet. Dabei sollte der Vertrag inhaltlich lediglich die Abweichung hin\r\nsichtlich der Anschlussleistung und den Verzicht auf Redispatch-Ersatz enthalten. Im Übrigen \r\nsollte das gesetzliche Schuldverhältnis des EEG weiterbestehen und die Anlagen dieselben \r\nNetzanschlussbedingungen erhalten. Muster für flexible Netzanschlussvereinbarungen wer\r\nden derzeit in der Branche erarbeitet oder sind bereits veröffentlicht. Eine Standardisierung \r\ndieser § 8 Abs. 4-EEG-Verträge wäre sinnvoll.  \r\n4.2.12 Zeitpunkt der Beurteilung \r\nInvestitionen in EE-Projekte haben einen mehrjährigen Vorlauf. Es sollte sichergestellt wer\r\nden, dass ein Vertrauensschutz gewährleistet wird, wenn bei Anlagen in Planung ein Netzge\r\nbiet zu einem Stichtag als kapazitätslimitiert ausgewiesen werden sollte. Zudem muss ein \r\nrechtssicherer zeitlicher Anknüpfungspunkt gegeben sein, über den es nicht zu Rechtsstreitig\r\nkeiten kommen sollte. Maßgeblich sind hierbei unter anderem dann die Fristen zur Bearbei\r\ntung von Netzanschlussanfragen. \r\nDer relevante Zeitpunkt, zu dem beurteilt wird, ob der gesetzliche Netzanschlussanspruch \r\nentfällt und sich in einen vertraglichen (Teil-) Anspruch umwandelt, ist nach dem Entwurf die \r\nErmittlung des Netzverknüpfungspunkts.  \r\nSeite 34 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nFür Wind- und Solaranlagen teilt der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber nach Stellung des \r\nNetzanschlussbegehrens den Netzverknüpfungspunkt mit. Ist der nächstgelegene Netzver\r\nknüpfungspunkt nicht zugleich der gesamtwirtschaftlich günstigste, ergibt sich dies aus der zu\r\nvor durchgeführten gesamtwirtschaftlichen Betrachtung. Der Zeitpunkt kann sich verzögern, \r\nwenn der Anlagenbetreiber von seinem Wahlrecht eines anderen Netzverknüpfungspunkts \r\nGebrauch macht oder der Netzbetreiber der Anlage einen Verknüpfungspunkt letztzuweist \r\n(vgl. §§ 8 Abs .1, 2 und 3 EEG 2023). \r\nDer im Entwurf gewählte Zeitpunkt bedeutet damit einen gewissen Bestandsschutz für bereits \r\nin Planung befindliche Anlagen, die nach dem 1.1.2027 angeschlossen werden, aber bereits \r\nfrüher eine Information über den Netzverknüpfungspunkt in Form einer verbindlichen Zusage \r\nerhalten haben. Geplante Anlagen, für die bis zum 31.3.2027 eine Netzverträglichkeitsprüfung \r\ndurchgeführt wurde, können daher nicht unter die Regelung für kapazitätslimitierte Netzge\r\nbiete und damit einen Redispatch-Vorbehalt fallen.  \r\nFür die Abwicklung bedeutet dies, dass in der Zeit vor Inkrafttreten des EEG 2027 die gesetzli\r\nchen Rückmeldefristen auf Netzanschlussbegehren einzuhalten sind, da durch eine Verzöge\r\nrung ggf. ein erheblicher Schaden (Anlage fällt in ein kapazitätslimitiertes Netzgebiet) ent\r\nstünde. Zum anderen bedeutet die Regelung, dass das Instrument erst mit erheblichem Zeit\r\nverzug und nicht ab 1.1.2027 wirken wird, weil die betroffenen Anlagen (Solaranlagen des ers\r\nten Segments/ Windenergieanlagen) eines erheblichen zeitlichen Vorlaufs vor Netzanschluss \r\nbedürfen. Anlagen, die ab 1.1.2027 tatsächlich angeschlossen werden sollen, dürften zum jet\r\nzigen Zeitpunkt daher vielfach bereits eine Netzverknüpfungspunktzusage haben. Für den Pro\r\njektierer ist der Zeitpunkt der Ermittlung durch den Netzbetreiber nicht nachvollziehbar.  \r\nDaher sollte ein rechtssicherer Zeitpunkt, nämlich die Mitteilung des ermittelten Netzver\r\nknüpfungspunkts an den Anschlussbegehrenden, spätestens jedoch die verbindliche Kapazi\r\ntätsreservierung festgelegt sein. Hierfür sollten – unterstellt, es bleibt bei dieser Regelung – \r\nzusätzlich feste gesetzliche Fristen aufgenommen werden, zu welchen diese Informationen \r\n(bei Mitteilung Netzverknüpfungspunkts) als mitgeteilt gelten.  \r\nHintergrund ist, dass es im zweistufigen Anschlussverfahren nach dem EEG für Anlagen in der \r\nGrößenordnung von Solaranlagen des ersten Segments und Windenergieanlagen an Land als \r\nerste Frist ein unbestimmter Rechtsbegriff, nämlich „unverzüglich“ genannt wird.  \r\nNetzbetreiber haben „unverzüglich“ nach Eingang des Netzanschlussbegehrens einen Zeitplan \r\nmitzuteilen, in dem u.a. die weiteren vom Anlagenbetreiber beizubringenden Daten zu nen\r\nnen sind (§ 8 Abs. 5 Satz 1 EEG 2023). Liegen diese wiederum beim Netzbetreiber vor, muss \r\ndieser unverzüglich, spätestens aber nach 8 Wochen dem Anschlussbegehrenden den ermit\r\ntelten Netzverknüpfungspunkt mitzuteilen (§ 8 Abs. 6 Satz 1 EEG 2023). Um hier \r\nSeite 35 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nRechtsstreitigkeiten zu vermeiden, die den korrekten Zeitpunkt der Ermittlung oder Mitteilung \r\ndes Netzverknüpfungspunkts zum Gegenstand haben, sollte eine ausdrückliche Frist einge\r\nführt werden. Danach sollte die Mitteilung des Netzverknüpfungspunkts nur für die Frage, ob \r\nsich die Anlage in einem kapazitätslimitierten Netzgebiet befinden wird oder nicht nach einer \r\ngewissen Zeitdauer (etwa: 5 Monate) vermutet werden: \r\nAbbildung 3: Grafik EE-Projektplanung \r\nSeite 36 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nSeite 37 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\n4.2.13 Einzelfragen im Zusammenhang mit dem Redispatch-Regime \r\nFür die operative Umsetzung bestehen noch offene Fragen bei der Berechnung und Abrech\r\nnung des Entschädigungsverzichts sowie bei notwendigen Anpassungen der Redispatch-Pro\r\nzesse und IT-Systeme. Hier sind rechtssichere und praktikable Vorgaben erforderlich. \r\nNeben der Frage, welche weiteren Inhalte der Vertrag haben sollte, der den vertraglichen \r\nNetzanschlussanspruch garantiert, stellen sich in der Praxis folgende Umsetzungsfragen für \r\ndie Abwicklung des Verzichts auf den finanziellen Ausgleich, die dringend zu klären sind: \r\nDurch die am 23. Dezember 2025 in Kraft getretenen Anpassungen des § 14 EnWG entfällt auf \r\nder Verteilernetzebene bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 vorübergehend die Verpflich\r\ntung der Verteilernetzbetreiber zur Durchführung des bilanziellen Ausgleichs; ergänzend wird \r\nhierzu auf die BNetzA-Festlegung zur Fortentwicklung des Redispatch 2.0 (BK6-23-241) ver\r\nwiesen. Da der Gesetzesentwurf nur den Anspruch auf den finanziellen und nicht den An\r\nspruch auf den bilanziellen Ausgleich einschränkt, ist im Verhältnis beider Ansprüche unterei\r\nnander unklar, worauf sich der Verzicht bezieht, wenn der bilanzielle Ausgleich (perspekti\r\nvisch) durch den Verteilernetzbetreiber durchgeführt wird. Denn der Anspruch auf finanziellen \r\nAusgleich besteht parallel bzw. gesondert zu dem Anspruch auf bilanziellen Ausgleich. Vor die\r\nsem Hintergrund sollte im Gesetz klargestellt werden, inwieweit auch nach Ablauf dieser \r\nÜbergangsphase – ab dem 1. Januar 2032 oder bereits zuvor, wenn einzelne Verteilernetzbe\r\ntreiber auf Grundlage der benannten BNetzA-Festlegung zum Bilanzkreisausgleich verpflichtet \r\nsind – weiterhin nur eine Reduzierung des finanziellen Ausgleichs vorgesehen ist. Dabei sind \r\nauch die Auswirkungen auf die Prozesse zur Umsetzung des Redispatch 2.0 und dabei insbe\r\nsondere zur Durchführung des bilanziellen Ausgleichs zu berücksichtigen, die zur Zeit in der \r\nBranche nach Maßgabe der benannten BNetzA-Festlegung erarbeitet werden.    \r\nKlarzustellen wäre im Wortlaut des § 8 Abs. 4 Satz 3 EEG-RegE außerdem, dass der beabsich\r\ntigte Verzicht des Anlagenbetreibers auf den finanziellen Ausgleich – temporär, bis spätestens \r\nzum Ablauf des 31. Dezember 2031 – mittelbar auch den Verzicht auf den Aufwendungsersatz \r\nnach § 14 Abs. 1b EnWG bedeutet. Das wird mit dem alleinigen Verweis auf § 13a Abs. 2 i.V.m. \r\n§ 14 Abs. 1 Satz 1 EnWG nicht hinreichend deutlich. Denn § 14 Abs. 1 Satz 1 EnWG gilt für Ver\r\nteilernetzbetreiber gemäß § 14 Abs. 1 Satz 2 EnWG bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 nur \r\nnach Maßgabe der durch die BNetzA getroffenen Festlegung. Bis dahin gelten für die Vertei\r\nlernetzbetreiber die Absätze 1a und 1b des § 14 EnWG, wonach § 13a Abs. 2 EnWG mit der \r\nMaßgabe anzuwenden ist, dass der finanzielle Ausgleich einen angemessenen Aufwendungs\r\nersatz für die Durchführung des bilanziellen Ausgleichs durch den Bilanzkreisverantwortlichen \r\numfasst.  \r\nSeite 38 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nZur Ermittlung des Entschädigungsdeckels sind folgende offene Abwicklungsfragen zu klären \r\nund gesetzlich zu regeln. Die erzeugte Jahresstrommenge und damit der jeweilige Anteil kann \r\nerst nach Abschluss des Kalenderjahres berechnet werden. Hierzu weist der BDEW darauf hin, \r\ndass statt „Jahr“ dringend der Begriff „Kalenderjahr“ verwendet werden sollte, um einheitli\r\nche Fristen und eine einheitliche Abwicklung zu ermöglichen. Erforderlich ist ein konkreter \r\nStichtag. Zudem berücksichtigt der Bezugspunkt der erzeugten Jahresstrommengen nicht, ob \r\ndiese Strommengen tatsächlich eingespeist oder anderweitig (z.B. durch Einspeicherung in ei\r\nnen Co-Location-Speicher) genutzt wurden. Da der finanzielle Ausgleich für unterschiedliche \r\nErzeugungsstunden unterschiedlich ausfällt, muss außerdem festgelegt werden, welcher kon\r\nkrete Anteil ersetzt wird (chronologische Betrachtung), andernfalls müsste eine gemittelte \r\nPauschale angesetzt werden. Ohne eine gesetzliche Klärung würde dies zu erheblichen Strei\r\ntigkeiten über die korrekte Berechnungslogik aufgrund der schwankenden Marktpreise füh\r\nren. Auch die Berechnung bei unterjähriger Inbetriebnahme oder die Behandlung von nach\r\nträglichen Messwertkorrekturen bleiben offen.  \r\nDie notwendige Anpassung der entsprechenden Abrechnungs-IT muss für eine dann nur teil\r\nweise bestehende Entschädigung berücksichtigt werden, was nach den letzten Erfahrungen \r\nmindestens ein Jahr umfasst.  Zudem würden eventuelle Anpassungen der Kommunikations\r\nprozesse bei der Abrechnung im Redispatch eine entsprechende Anpassungs- und Implemen\r\ntierungszeit erforderlich machen. In den skizzierten Fragen besteht daher erheblicher gesetz\r\nlicher Klarstellungsbedarf für die operative Umsetzung. \r\nDer Gesetzentwurf ordnet nicht an, dass solche Anlagen, die sich neu an ein Netz mit Kapazi\r\ntätslimitierung anschließen und dem neuen Instrument unterfallen, vorrangig abzuregeln \r\nwären. § 13 Abs. 1a EnWG, der Kriterien für die Auswahlentscheidung vorgibt (kalkulatorische \r\nKosten), wird nicht entsprechend angepasst.  \r\nDa derzeit alle EE-Anlagen bei gleicher Wirksamkeit auf den Netzengpass über einen einheitli\r\nchen kalkulatorischen Preis gleichzustellen sind – unabhängig von der Höhe des finanziellen \r\nAusgleichs – , könnte dies dazu führen, dass trotz Anwendung des neuen Instruments die Aus\r\nwahlentscheidung bei gleicher Netzwirksamkeit auf solche Anlagen fällt, bei denen ein vollum\r\nfänglicher finanzieller Ausgleich vorzunehmen wäre (Bsp.: Windpark mit mehreren Windener\r\ngieanlagen, von denen einige dem Instrument unterliegen, andere nicht, mit demselben Netz\r\nverknüpfungspunkt).  \r\nWollte man eine vorrangige Abregelung von Anlagen, auf die das neue Instrument Anwen\r\ndung findet, erreichen, müsste dies gesetzlich verankert werden. Eine reine vertragliche Rege\r\nlung ist dafür nicht ausreichend.  \r\nSeite 39 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nIm Übrigen zielen Redispatch-Maßnahmen aktuell auf die Herabregelung der Wirkleistung ein\r\nzelner Erzeugungsanlagen. Würde stattdessen auf die Einspeiseleistung am Netzverknüp\r\nfungspunkt abgestellt, entstünden für die Anlagenbetreiber – generell, und damit auch für die \r\nBetreiber von Anlagen, die dem Redispatch-Vorbehalt unterliegen – Möglichkeiten, den nicht \r\nin das Netz eingespeisten Strom anderweitig zu nutzen, etwa durch die Befüllung von Co-Loca\r\ntion-Speichern oder die Nutzung steuerbarer Lasten. Das würde auf der einen Seite Flexibilitä\r\nten erhöhen, die Integration Erneuerbarer Energien weiterhin befördern, Abregelungen redu\r\nzieren, Redispatchkosten vermeiden und Sektorkopplung wie Power to Gas und Power to Heat \r\nermöglichen. Auf der anderen Seite wären hiermit verbundene Fragestellungen noch zu be\r\nantworten. Offen blieben etwa folgende Punkte: \r\n• Aus Diskriminierungsgesichtspunkten wäre es wünschenswert, dass der Gesetzgeber \r\nexplizit Ausnahmen von der Regelung der Wirkleistung vorsieht bzw. die Voraussetzun\r\ngen klarer regelt, in welchen Fällen, wie beispielsweise im Fall des Redispatchvorbe\r\nhalts, eine vorzugsweise Orientierung am Netzverknüpfungspunkt opportun ist.  \r\n• In diesem Fall sollte auch zwingend die „Verantwortlichkeit für den Netzverknüpfungs\r\npunkt“ geklärt werden, insbesondere, wenn mehrere TR und womöglich Lasten dahin\r\nterliegen.  \r\n• Wichtig wäre bei allen Netzverknüpfungspunkt-Konstrukten, dass kein Redispatch-Po\r\ntential verloren geht, wenn auch womöglich auf letzter Stufe (Herabregelung der An\r\nlage und Anweisung des Speichers zur Befüllung, was ansonsten nach § 13 Abs. 2 \r\nEnWG durchgesetzt werden könnte).  \r\nDas Einspeichern allein würde dann auch nicht die Rechtsfolgen einer Redispatch-Maßnahme, \r\ninsbesondere keinen finanziellen oder bilanziellen Ausgleich, nach sich ziehen können, da die \r\nEnergiemengen hinter dem Netzverknüpfungspunkt verbleiben. Außerdem müsste für eine \r\nAbrechnung der RD-Maßnahme differenziert werden, ob die Anlage abgeregelt wird oder in \r\nden Speicher einspeist.  \r\n• Eine für die ex-post-Prozesse notwendige TR-scharfe Differenzierung müsste sodann \r\nauf Basis des Messkonzepts sowie der Planungsdaten für Speicher erfolgen. \r\nSchließlich gilt es zu beachten, dass alle neuen gesetzlichen Vorgaben prozessual abgebildet \r\nwerden müssen. In den Redispatch-Prozessen der Netzbetreiber muss nachgehalten werden, \r\nwelche Anlagen dem neuen Instrument für welchen Zeitraum unterfallen, in welcher Höhe \r\nvertraglich auf den finanziellen Ausgleich verzichtet wurde und ggf. auch, welche Anlagen vor- \r\noder nachrangig abzuregeln sind.  \r\nAktuell entwickeln die Übertragungsnetzbetreiber gemäß den Vorgaben der BNetzA-Festle\r\ngung zur Fortentwicklung des Redispatch 2.0 (BK6-23-241) gemeinsam mit den \r\nSeite 40 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nVerteilernetzbetreibern bundesweit einheitliche Prozesse für den elektronischen massenge\r\nschäftstauglichen Informationsaustausch im Redispatch. Im November 2026 werden die aus\r\ngearbeiteten Branchen-Vorschläge zur Konsultation gestellt. Im Februar 2027 werden diese \r\ndann der BNetzA vorgelegt, bevor die Regulierungsbehörde die Prozessbeschreibungen vo\r\nraussichtlich im Frühjahr 2027 auf ihrer Internetseite veröffentlicht. Erst im Anschluss erfolgt \r\ndie Implementierung in den Unternehmen (in Anwendung von verbändeübergreifend erarbei\r\nteten Spezifikationen der Expertengruppe „EDI@Energy“), was wiederum mehrere Monate \r\nbeanspruchen wird.  \r\nJede neue, in den Prozessen zu berücksichtigende gesetzliche Vorgabe löst einen erneuten An\r\npassungsprozess aus, dessen finale Umsetzung ebenfalls etwa zwei Jahre in Anspruch nehmen \r\nwürde. Dabei ist zu berücksichtigen, dass Anpassungen nicht in die aktuell laufenden Prozess\r\nentwicklungen einfließen können, sondern nur in spätere. \r\n4.2.14 Nachweis- und Berichtspflichten praktikabel ausgestalten \r\nDie mit der Ausweisung eines kapazitätslimitierten Netzgebiets verbundene Verpflichtung zur \r\nprioritären bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der betroffenen \r\nNetze muss praktikabel und mit vertretbarem administrativem Aufwand nachverfolgt und \r\nnachgewiesen werden können. Dies gilt sowohl für den Nachweis gegenüber der Bundesnetz\r\nagentur als auch für die vorgesehenen Veröffentlichungspflichten auf den Internetseiten der \r\nNetzbetreiber. \r\n4.3 Zusammenwirken von SAL und Redispatch-Vorbehalt \r\nSAL und Redispatch-Vorbehalt werden nach dem Regierungsentwurf gleichzeitig in Kraft tre\r\nten. Dabei soll die SAL auch in kapazitätslimitierten Netzgebieten wirken, siehe hierzu die Be\r\ngründung: des RegE, S. 67: „Die Begrenzung gilt dauerhaft und erfolgt unabhängig von mögli\r\nchen Kapazitätsengpässen am Netzverknüpfungspunkt.“ Für Anlagen in kapazitätslimitierten \r\nNetzgebieten würde das dann eine vorher eingestellte Wirkleistungsbegrenzung (SAL) und zu\r\nsätzlich einen möglichen Verzicht auf 20/18% des Ersatzes für die Jahresstromerzeugung be\r\ndeuten.  \r\nAuch für dieses Zusammenwirken bedarf es einer Folgenabschätzung. \r\n5 Ansätze zur weiteren Beschleunigung des Netzausbaus  \r\nDer BDEW fordert eine deutliche Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren \r\nfür den Ausbau der Verteilnetze, die wesentlich für das Gelingen der Energiewende ist. Wich\r\ntige Maßnahmen betreffen unter anderem den Abbau unnötiger UVP-Prüfungen, erleichterte \r\nSeite 41 von 42 \r\nBDEW-StN zu EnWG- und EEG-Regelungen zum Netzanschlussverfahren \r\nAnzeigeverfahren und effizientere Besitzeinweisungsverfahren, um Projekte schneller umzu\r\nsetzen. \r\nDer BDEW befürwortet einen vorausschauenden Netzausbau und fordert, dass Infrastruktur\r\ngebiete im Verteilnetz auf Antrag des Vorhabenträgers und auf Basis der Netzausbaupläne \r\nnach § 14d EnWG ausgewiesen werden. Eine frühzeitige, planungsbasierte Erweiterung der \r\nVerteilnetze in Verbindung mit merklich beschleunigten Genehmigungsprozessen ist für Aus\r\nbaumaßnahmen unerlässlich. Näheres ist in entsprechenden BDEW-Positionspapieren und \r\nStellungnahmen zu finden (siehe zuletzt das Positionspapier für ein „Beschleunigungspaket für \r\nden Hochspannungsnetzausbau“). \r\nZu berücksichtigen ist zudem: Der weitere Netzausbau kann durch Engpässe bei Tiefbaukapa\r\nzitäten, Material (wie Kabel, Trafos, Schaltanlagen) und Fachkräften ausgebremst werden. \r\nDiese Ressourcen sind nicht beliebig skalierbar, oft knapp und in Beschaffungskonkurrenz. \r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Erneuer\r\nbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung während der Er\r\nrichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte auch auf private Flächen ausgeweitet \r\nwerden. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetzausbau (§ 12 Niederspannungs\r\nanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitbandausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz \r\n(TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren Anwendung (siehe BDEW-Faktencheck). \r\nDies wird den Netzanschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen und damit deren Beitrag zur \r\nEnergieversorgung vereinfachen und deutlich beschleunigen. \r\nSeite 42 von 42 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-09-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024132","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge der Anlagenzusammenfassung für PV-Freiflächenanlagen im EEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/57/d4/730498/Stellungnahme-Gutachten-SG2604300030.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 24.02.2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAnlagenzusammenfassung von be-sonderen Solaranlagen und PV-Frei-flächenanlagen (PV-FFA) entlang von Verkehrswegen\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Hintergrund ....................................................................................................... 3\r\n2 Herausforderung ............................................................................................... 4\r\n2.1 Künstliche Flächenversiegelung ..................................................................... 4\r\n2.2 Risiken bei der Vergütungsfähigkeit ............................................................... 5\r\n2.2.1 Hürde bei PV-Anlagen unter der Ausschreibungsgrenze ............................... 5\r\n2.2.2 Wegfall der EEG-Förderung durch Überschreitung der maximalen Gebotsgröße ................................................................................................... 6\r\n2.2.3 Herausforderung in der Projektentwicklung und Netzanschlussreservierung ........................................................................................................................ 6\r\n2.2.4 Mangelnde Informationen bezüglich bereits geplanter Vorhaben ............... 7\r\n3 Politische Relevanz ............................................................................................ 8\r\n4 Anpassungsvorschlag ......................................................................................... 9\r\nSeite 3 von 9\r\n1 Hintergrund\r\nAngesichts des ambitionierten politischen Ziels, den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch auf 80 % bis 2030 zu steigern und den jährlichen Photovoltaik-Zubau bis 2030 auf 215 GW zu erhöhen, steht der deutsche PV-Ausbau vor entscheidenden Weichen-stellungen. Der effizienten und konfliktarmen Nutzung verfügbarer Flächen kommt dabei eine zentrale Bedeutung zu. Eine sachgerechte Ausgestaltung der regulatorischen Rahmenbedin-gungen ist entscheidend um die Akzeptanz der Energiewende vor Ort zu stärken und gleichzei-tig Investitionssicherheit für PV-Freiflächenanlagen zu gewährleisten.\r\nVor diesem Hintergrund sind die Regelungen zur Zusammenfassung von Photovoltaik-Freiflä-chenanlagen nach § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 besonders relevant. Gemäß § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 werden Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) zur Ermittlung des Förderan-spruchs „zusammengefasst“. Dies betrifft nicht nur die Bestimmung des Förderanspruchs sel-ber, sondern auch die Frage, ob die entsprechenden Anlagen die Schwellenwerte v.a. für die Ausschreibungspflicht nach § 22 EEG 2023, für die Direktvermarktungspflicht nach § 21 EEG 2023 und für die Negative-Preise-Regelung nach § 51 EEG 2023 überschreiten.\r\nIn der Praxis problematisch sind vor allem die Zusammenfassungen nach § 24 Abs. 2 EEG 2023. Diese Zusammenfassung richtet sich nach klar definierten Kriterien.\r\n›\r\nDie Anlagen müssen sich für eine solche Zusammenfassung in derselben Gemeinde inner-halb eines Umkreises von zwei Kilometern befinden. Für die Einhaltung der Abstandsrege-lung gelten die Außenkanten der PV-FFA.\r\n›\r\nDarüber hinaus müssen die Anlagen für eine solche Zusammenfassung innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen werden.\r\nDiese Parameter sind gegenüber denjenigen nach § 24 Abs. 1 Satz 1 EEG 2023 bewusst räum-lich und zeitlich weiter gefasst, und umfassen damit i.d.R. verschiedene PV-Installationen in-nerhalb derselben Gemeinde.\r\nZudem darf die maximale Anlagengröße von derzeit noch 20 MW nicht überschritten werden. Andernfalls entfällt die EEG-Fördermöglichkeit, beziehungsweise es kann für die später inner-halb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommene Anlage keine Zahlungsberechtigung nach § 38a EEG 2023 ausgestellt werden, wenn in derselben Gemeinde bereits eine PV-Freiflächenanlage besteht, die die 20-MW-Schwelle überschreitet und inner-halb der letzten 24 Monate in Betreib gegangen ist, oder die dazu führt, dass die Zubau-An-lage ihrerseits die Schwelle überschreitet.\r\nDie Einhaltung dieser Regelungen wird von der Bundesnetzagentur (BNetzA) im Rahmen der Zuschlagserteilung und der Erteilung der Zahlungsberechtigung geprüft. Ziel der\r\nSeite 4 von 9\r\nleistungsseitigen Zusammenfassung nach § 24 Abs. 2 EEG 2023 ist es, eine Umgehung der Aus-schreibungspflicht und der maximalen Gebotsgröße durch Aufteilung einer PV-Freiflächenan-lage in mehrere kleinere Anlagen zu verhindern. Gleichzeitig soll eine übermäßige Ballung von PV-FFAs in bestimmten Regionen vermieden werden.\r\n§ 24 Abs. 2 EEG 2023 existiert bereits seit dem EEG 2012 (neu), das diese Regelung gerade auf-grund der letztgenannten Prämisse eingeführt hatte. In der Zwischenzeit ergaben sich jedoch zahlreiche Änderungen bzw. neue Entwicklungen auf Bundes- und Landesebene, die aus BDEW-Sicht eine Neubewertung der Parameter für die Zusammenfassung nach § 24 Abs. 2 EEG 2023 erfordern:\r\n2 Herausforderung\r\n2.1 Künstliche Flächenverknappung\r\nDie Abstandsregelung von zwei Kilometern führt zur ineffizienten Flächennutzung und behin-dert den Ausbau der Photovoltaik. Aus der 2km-Abstandsregelung resultiert eine künstliche Flächenverknappung. Entsprechende Projektierer müssten einen 2 km-Abstand zwischen ih-ren Anlagen bzw. zu Anlagen anderer Projektierer halten, damit das Risiko der Überschreitung der 20 MW-Schwelle für diese Projekte ausgeschlossen wird. Damit werden theoretisch zur Verfügung stehende Flächen aus der Nutzbarkeit herausgenommen.\r\nInsbesondere entlang von Autobahnen und Schienenwegen sorgt der durch die Abstandsrege-lung entstandene 2km-Sperrbereich somit für einen kostentreibenden Parklayout von PV-FFA. Ein ursprünglich zusammenhängend entwickelter Solarpark muss in mehreren zeitlich versetz-ten Abschnitten realisiert werden. Diese gestufte Umsetzung ist mit erheblichen Mehrkosten verbunden: Erneute Entwicklungs-, Planungs-, Bau- und Finanzierungskosten fallen an und lie-gen deutlich über denen eines einmaligen Gesamtaufbaus. Zudem werden knappe Personal-ressourcen bei Projektentwicklern, Netzbetreibern und Genehmigungsbehörden über lange Zeiträume gebunden, wodurch Projekte faktisch zur Dauerbaustelle werden. Hinzu kommen zusätzliche Kosten durch mehrfach erforderliche Netzanschlüsse, Transformatoren und Infra-strukturmaßnahmen sowie das Risiko, dass für spätere Ausbaustufen keine ausreichenden Netzkapazitäten mehr zur Verfügung stehen.\r\nGleichzeitig sinkt die Planungssicherheit erheblich. Über lange Realisierungszeiträume steigt das Risiko von Konkurrenzprojekten im relevanten 2-km-Radius, die einen Zuschlag erhalten, die Anlage in Betrieb nehmen und damit erneut eine Blockade für weitere zwei Jahre auslösen können. Dieses Risiko führt zu höheren Risikoaufschlägen in der Projektentwicklung und ver-schlechtert die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zusätzlich.\r\nSeite 5 von 9\r\nDarüber hinaus wird auch die Kombination von EEG-geförderten Anlagen mit PPA-Projekten erschwert. Da PPA-Anlagen innerhalb des 2-km-Radius in die Abstandsregelung einbezogen werden, müssen entsprechende EEG- und PPA-Anlagenteile zeitlich und technisch getrennt realisiert werden. Damit werden auch Projekte in der freien Vermarktung faktisch blockiert oder zumindest erheblich erschwert.\r\nDiese ineffizienten Flächenausnutzung steht im Widerspruch zu der politisch gewünschten Be-bauung dieser Flächen und führt zu erhöhten EEG-Förderkosten.\r\n2.2 Risiken bei der Vergütungsfähigkeit\r\nFalls ein Projektierer nicht rechtzeitig von einem weiteren PV-FFA-Projekt im zeitlichen und räumlichen Kontext der Anlagenzusammenfassung erfährt, droht entweder der Rutsch in die Ausschreibungspflicht, oder der vollständige Verlust der Vergütungsfähigkeit, wenn seine PV-FFA, addiert zur vorangegangenen PV-FFA, die 1 MW- bzw. die 20 MW-Grenze1 überschreitet; die Anlage würde im ersten Fall ausschreibungspflichtig werden, ohne dass hierfür ein ent-sprechender Zuschlag existiert, oder im zweiten Fall trotz eines entsprechenden Zuschlags nicht mehr nach dem EEG förderbar.\r\n2.2.1 Hürde bei PV-Anlagen unter der Ausschreibungsgrenze\r\nGemäß § 24 Abs. 1 und 2 i.V. mit § 22 EEG 2023 führt ein Überschreiten der unteren Grenze für die Ausschreibungspflicht von 1 MW zur Teilnahmepflicht an der EEG-Ausschreibung, um eine EEG-Förderung erhalten zu dürfen. Sollte in dem zwei Kilometer Radius bereits eine PV-FFA in Betrieb gesetzt werden, ist die Wahrscheinlichkeit hoch, dass die kleinere, später ge-plante und in Betrieb genommene PV-FFA die 1 MW-Grenze zur Ausschreibungspflicht über-schreitet, obwohl sie selber eine Leistung von weniger als 1 MW hat. Diese Anlage kann aber dann nicht an den EEG-Ausschreibungen teilnehmen, da diese PV-FFA die Anforderung an die Mindestgröße für Gebote in Ausschreibungen (über 1 MW) nicht erfüllt. Diese Problematik wird verschärft durch die teilweise mangelhafte Informationslage beim Anlagenbetreiber, die v.a. auf entsprechenden landesrechtlichen Privilegierungen basiert (s. nachfolgend unter 2.2.3).\r\n1 Aufgrund des beihilferechtlichen Vorbehalts in § 101 EEG 2023 ist die durch das „Solarpaket 2024“ eingeführte 50 MW-Grenze bislang noch nicht anwendbar.\r\nSeite 6 von 9\r\n2.2.2 Wegfall der EEG-Förderung durch Überschreitung der maximalen Gebotsgröße\r\nDer BDEW sieht erhebliche Risiken bei der Umsetzung der Regelung zur Anlagenzusammen-fassung speziell hinsichtlich der Überschreitung der 20 MW-Grenze. Beispielsweise können sich zwei oder mehrere PV-Vorhaben durch die Maßgabe ihrer Zusammenfassungspflicht ge-genseitig „blockieren“ und die Förderfähigkeit ihrer Projekte untereinander streitig machen.\r\nFür jede Freiflächenanlage muss die zuständige Gemeinde eine Baugenehmigung ausstellen, wenn die Anlage nicht durch entsprechendes Landesrecht genehmigungsfrei gestellt worden ist. Die Geltungsdauer dieser Baugenehmigungen ist normalerweise zeitlich befristet. Diese Gemeinde weiß folglich, wann welche Freiflächenanlagen innerhalb ihres Gemeindegebietes eine Baugenehmigung erhalten, und in welcher Zeitdauer sie errichtet und in Betrieb genom-men werden dürfen und müssen.\r\n2.2.3 Herausforderung in der Projektentwicklung und Netzanschlussreservierung\r\nDie zeitliche Befristung von Baugenehmigungen steht in einem Spannungsverhältnis zur Rege-lung der Anlagenzusammenfassung. Zum einen kann die regelmäßig für Baugenehmigungen gesetzte Realisierungsfrist von 24 Monaten mit der gleichlautenden Frist in § 24 Abs. 2 EEG 2023 kollidieren. Das stellt den Projektierer vor die Entscheidung, entweder die Anlage inner-halb der 24 Monate in Betrieb zu nehmen, aber wegen zeitlicher Kollision mit einer früheren Anlage innerhalb der Parameter des § 24 Abs. 2 EEG 2023 aus der EEG-Förderung herauszufal-len, oder die Baugenehmigung nutzlos auslaufen zu lassen, damit mit einer Folge-Genehmi-gung wieder für dasselbe Projekt, allerdings deutlich später, eine EEG-Förderung erreicht wer-den kann. Dies führt zu einer deutlichen Verzögerung des EE-Ausbaus auf Flächen, die der Ge-setzgeber eigentlich für diesen Zweck vorgesehen hatte.\r\nDas durch § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 vorgegebene Abwarten von 12 bzw. 24 Monaten führt außerdem zu erheblichen Unsicherheiten in der Projektentwicklung für den Betreiber. Inner-halb dieses Zeitraums können sich zentrale Projektparameter maßgeblich verändern: Kompo-nenten sind unter Umständen nicht mehr verfügbar oder wirtschaftlich, technologische Ent-wicklungen machen eine ursprünglich geplante Auslegung obsolet, und die Wirtschaftlich-keitsannahmen des Projekts verlieren ihre Grundlage.\r\nBesonders kritisch ist zudem die Situation im Hinblick auf den Netzanschluss. Der ursprünglich zugesagte Netzverknüpfungspunkt kann bis zum Ablauf der 24 Kalendermonate entfallen oder anderweitig vergeben werden. Damit besteht die reale Gefahr, dass ein Projekt trotz beste-hender Genehmigungen und eines erfolgreichen Zuschlags faktisch nicht mehr realisierbar ist. Die Regelung zur Anlagenzusammenfassung wirkt sich insofern projektverzögernd aus und er-höht das Risiko erheblich – insbesondere für PV-Freiflächenanlagen mit komplexer Planungs- und Anschlussstruktur.\r\nSeite 7 von 9\r\n2.2.4 Mangelnde Informationen bezüglich bereits geplanter Vorhaben\r\nUm zu erfahren, ob die Leistungsgrenze von 20 MW mit dem neuen Projekt überschritten wird oder werden könnte, könnten die Projektierer bzw. Anlagenbetreiber den Eingang entspre-chender Genehmigungsanträge bei der zuständigen Gemeinde bzw. die Vorlage von bereits erteilten Genehmigungen folglich bei dieser Gemeinde abfragen, um nicht über den Schwel-lenwert hinweg zu kommen, bzw. um zwei Jahre zu warten, bis sie die Anlage in Betrieb neh-men. Im Falle einer kommunikationsfähigen und -willigen Gemeinde sollte das daher funktio-nieren, denn keine Gemeinde will, dass sie Gewerbesteuereinnahmen sowie Geld aus den je-weiligen Beteiligungsgesetzen daraus verliert, dass eine PV-Freiflächenanlage trotz Baugeneh-migung nicht auf ihrem Gemeindegebiet errichtet wird.\r\nAllerdings weist der BDEW darauf hin, dass selbst für die Gemeinde in der Planungsphase bzw. zum Zeitpunkt der EEG-Gebotsabgabe oftmals nicht ersichtlich ist, ob andere PV-Vorhaben im Umkreis von zwei Kilometern geplant oder umgesetzt werden. Dies gilt insbesondere für Bun-desländer wie Bayern und Baden-Württemberg, in denen im Außenbereich privilegierte PV-FFA zudem nach den entsprechenden Landesbauordnungen verfahrensfrei gestellt sind. Das bedeutet, dass für diese PV-Vorhaben keine Baugenehmigung benötigt werden. Der Planer muss insoweit dann prüfen, ob an die Stelle einer Baugenehmigung in diesen Fällen nun eine Anzeigepflicht des Anlagenbetreibers gegenüber der Gemeinde getreten ist, damit die Ge-meinde nach erfolgter Anzeige dem Planer gegenüber Auskunft über eine andere, sich inner-halb der Gemeinde befindliche PV-FFA geben kann.\r\nDas Thema Verfahrensfreistellung für (privilegierte) PV-FFA wird aktuell zurecht in vielen wei-teren Bundesländern unter dem Aspekt des Bürokratieabbaus diskutiert. Nichtdestotrotz führt es bei der Regelung der Anlagenzusammenfassung zur schlechteren Einschätzbarkeit über die bereits in den vergangenen 24 Kalendermonaten installierten MW im zwei Kilometer-Radius. Im Sinne des Bürokratieabbaus schlägt der BDEW - gekoppelt an eine generelle Anzeigepflicht entsprechender PV-FFA2 - eine digitale Monitoring-Möglichkeit von entsprechend betroffenen Betreibern von PV-FFA vor. Die oben genannten Risikofaktoren (verfügbare Komponenten, Wirtschaftlichkeit des Projektes und Netzverknüpfungspunkt) können nur mit einem entspre-chenden Informationsumfang aufgehoben werden. Aktuell ist dies dennoch nicht gegeben.\r\nDurch die Anlagenzusammenfassung besteht akute Gefahr, dass ein Errichter bzw. Betreiber einer PV-FFA unwissentlich die maximal zulässige Anlagengröße von aktuell 20 MW innerhalb derselben Gemeinde überschreitet und dass er dadurch zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme\r\n2 Dies müsste dann in entsprechenden Landesbauordnungen der Länder umgesetzt werden.\r\nSeite 8 von 9\r\ndie Förderfähigkeit für seine Anlage verliert. Die später umgesetzte Anlage kann dann trotz er-folgreichem EEG-Zuschlag diesen nicht mehr nutzen, weil sie von der BNetzA für diese Anlage keine Zahlungsberechtigung erhält (§ 38a Abs. 1 Nr. 1 Nr. 5 a) EEG 2023). Wenn die später hinzu kommende Anlage hingegen der Frist von 24 Monaten ausweichen möchte, kann es sein, dass sie ihrerseits die für Solaranlagen des ersten Segments geltende Realisierungsfrist nach § 37e EEG 2023 nicht einhält, mit der Wirkung des Erlöschens des entsprechenden Zu-schlags. Zudem verliert der Bieter bzw. Anlagenbetreiber neben der EEG-Förderung für eine bereits bezuschlagte Solaranlage auch noch mangels Realisierung derselben seinen Anspruch auf Rückerstattung der Sicherheitsleistung. Für einen Zuschlag im Umfang von 20 MW würde dies neben dem Wegfall der Förderfähigkeit einen finanziellen Verlust der Sicherheitsleistung in Höhe von insgesamt 1.000.000€ bedeuten.\r\n3 Politische Relevanz\r\nDer Bau von PV-FFA entlang von Verkehrswegen ist aufgrund der Vorbelastung der Flächen politisch gewünscht. In einem Korridor von 200m entlang von Autobahnen und zweigleisigen Schienenwegen gilt eine bauplanungsrechtliche Privilegierung aufgrund von § 35 BauGB.\r\nIm Koalitionsvertrag wird besonders auf Flächenschonung bei der Solarenergie geachtet. Zu-dem sollen hiernach die Möglichkeiten der Doppelnutzung, wie zum Beispiel bei Agri-PV, er-leichtert werden.\r\nDarüber hinaus führt der anhaltende Ausbau der Photovoltaik dazu, dass die Thematik der An-lagenzusammenfassung zunehmend an Bedeutung gewinnt. Damit gehen potenziell erhebli-che wirtschaftliche Risiken einher, deren Höhe derzeit nicht abschließend quantifizierbar ist. In Zeiten konjunktureller Abschwächung ist es für Unternehmen aller Größen besonders wich-tig, Ressourcen effizient einzusetzen und Fehlinvestitionen zu vermeiden.\r\nIm ungünstigsten Fall kann es zu konkurrierenden Projektentwicklungen innerhalb eines räumlich engen Bereichs kommen, etwa wenn mehrere Projektierer parallel innerhalb eines Radius von zwei Kilometern innerhalb derselben Gemeinde tätig sind, ohne dass die Projektie-rer untereinander von den entsprechenden Projekten wissen. Scheitert in diesem Zusammen-hang eines der Projekte aufgrund von § 24 Abs. 2 EEG 2023 oder verschlechtert sich dessen wirtschaftliche Tragfähigkeit erheblich, können daraus substanzielle wirtschaftliche Verluste resultieren. Im Extremfall kann dies bis hin zu Unternehmensinsolvenzen führen und den Ver-lust von Arbeitsplätzen nach sich ziehen.\r\nVor diesem Hintergrund und unter Berücksichtigung der vorstehend unter Nr. 2.2 genannten weiteren Gründe hält der BDEW eine Anpassung der Regelung bei der Anlagenzusammenfas-sung für sinnvoll. Der BDEW plädiert für einen Wegfall der Anlagenverklammerung auf den\r\nSeite 9 von 9\r\nnach § 35 BauGB privilegierten Flächen. Zudem sollten Agri-PV und andere Doppelnutzungs-projekte („besondere Solaranlagen“) aus der Regelung der Anlagenzusammenfassung ausge-nommen werden. Beides gilt dann sowohl für Solaranlagen mit einer Leistung bis 1 MW als auch für solche mit einer größeren Leistung, damit durch eine Zusammenrechnung entspre-chender Anlagen die 1 MW-Schwelle für die Ausschreibungspflicht auch für kleinere Anlagen nicht überschritten wird.\r\n4 Anpassungsvorschlag\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderungen im Sinne der effizienten Flächennutzung vor (Ände-rungen hervorgehoben):\r\n§ 24 Abs. 2 EEG 2023\r\n„(2) Unbeschadet von Absatz 1 Satz 1 stehen mehrere Windenergieanlagen an Land oder Freiflächenanlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der Anlagengröße nach § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 3 oder Absatz 3 Satz 2 oder § 38a Absatz 1 Nummer 5 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator einer Anlage gleich, wenn sie\r\n1. innerhalb derselben Gemeinde, die für den Erlass eines Bebauungsplans zuständig ist oder gewesen wäre, errichtet worden sind und\r\n2. innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in einem Abstand von bis zu 2 Kilometern Luftlinie, gemessen im Fall von Freiflächenanlagen vom äußeren Rand der jewei-ligen Anlage und im Fall von Windenergieanlagen von der Turmmitte der jeweiligen Anlage, in Betrieb genommen worden sind. Satz 1 findet keine Anwendung auf Solaranlagen auf einer Fläche nach § 35 Absatz 1 Num-mer 8 Buchstabe b des Baugesetzbuchs, sowie auf Solaranlagen im Sinne des § 37 Absatz 1 Nummer 3 und § 48 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5. Zum Zweck der Ermittlung der Anlagen-größe von Windenergieanlagen an Land von Bürgerenergiegesellschaften nach § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 3 und Freiflächenanlagen von Bürgerenergiegesellschaften nach § 22 Ab-satz 3 Satz 2 Nummer 2 ist Satz 1 mit der Maßgabe anzuwenden, dass nur Anlagen von Bür-gerenergiegesellschaften zu berücksichtigen sind.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024133","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge WindSeeG und EnWG zur Ermöglichung des Weiterbetriebs von Offshore-Windparks","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/81/f5/730500/Stellungnahme-Gutachten-SG2604300031.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 15. April 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nRegulatorische Anpassungen für den Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Netzanbindungs-systemen\r\nDen koordinierten Weiterbetrieb von Bestandsanlagen auf bis zu 35 Jahre Laufzeit ermöglichen, um Systemkosten und Umwelteingriffe langfristig zu reduzieren\r\nSeite 2 von 16\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ............................................................................................................. 3\r\n1 Hintergrund und Ziel ................................................................................................ 4\r\n2 Maßnahmenpaket zur Ermöglichung des Weiterbetriebs .......................................... 7\r\n2.1 Frühzeitige Festlegungen zum Weiterbetrieb treffen .......................................... 7\r\n2.2 Finanzierung des Weiterbetriebs der Offshore-Netzanbindungssysteme ermöglichen .......................................................................................................... 9\r\n2.3 Offshore-Entschädigungsregime für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus und den Weiterbetrieb anpassen .............................................................................. 11\r\n2.4 Technische Nachweise und Rahmenbedingungen für Weiterbetrieb festlegen 14\r\n3 Anhang: Übersicht zu den Genehmigungszeiträumen der Bestands-OWPs ............... 15\r\nSeite 3 von 16\r\nExecutive Summary\r\nDie Genehmigungen der ersten kommerziellen Offshore-Windparks (OWP) und der dazugehö-rigen Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) in der deutschen Nord- und Ostsee laufen nach 25 Jahren Betriebszeit ab Anfang der 2040er Jahre aus. Ohne anderweitige Festlegungen hätte dies grundsätzlich einen direkten Rückbau der Anlagen zur Folge, obwohl längere Be-triebszeiten durch einen (in Clustern koordinierten) Weiterbetrieb unter Umständen tech-nisch, wirtschaftlich und rechtlich möglich sowie volkswirtschaftlich und ökologisch sinnvoll sein können. Eine Studie des Fraunhofer IWES zeigt, dass ein koordinierter Weiterbetrieb im Vergleich zum direkten Rück- und Neubau die Stromerträge steigern sowie die Systemkosten und Umwelteingriffe langfristig reduzieren kann (siehe Fraunhofer IWES 2025).\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende regulatorische Maßnahmen vor, um die identifizierten Potenziale des Weiterbetriebs von OWP und ONAS nutzbar machen zu können:\r\n›\r\nZuerst müssen zeitnah die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb im Rahmen der anstehenden Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) geschaffen werden, um darauf aufbauend konkrete Entscheidungen im Flä-chenentwicklungsplan (FEP) treffen zu können. Dabei sollten folgende Aspekte als Gesamt-paket adressiert werden:\r\n\r\nRegulierungsrahmen für den Weiterbetrieb der Offshore-Netzanbindungssysteme anpassen, damit der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für die mit dem Weiterbe-trieb verbundenen Risiken eine angemessene Kompensation erhält, um den Weiter-betrieb auch gegenüber dem Neubau attraktiv zu gestalten (siehe Kapitel 2.2);\r\n\r\nOffshore-Entschädigungsregime (§ 17e EnWG) für Betriebszeiten nach Ende der EEG-Vergütung und über 25 Jahre hinaus entsprechend der sich ändernden Rahmen-bedingungen angepasst fortschreiben (siehe Kapitel 2.3);\r\n\r\nTechnische Nachweise für Weiterbetrieb anhand etablierter Standards festlegen und somit Harmonisierung mit anderen europäischen Märkten herstellen (siehe Ka-pitel 2.4);\r\n›\r\nZudem sollten bereits im Vorfeld von konkreten Festlegungen Gespräche für die betroffe-nen Flächen zwischen dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) und den jeweiligen OWP-Betreibern und ÜNB stattfinden.\r\n›\r\nDarauf aufbauend sollten zeitnah Entscheidungen im Rahmen der Fortschreibung des FEP bezüglich des Weiterbetriebs für die ältesten kommerziellen OWPs getroffen werden, de-ren Genehmigungen im Zeitraum zwischen 2038 und 2040 enden. Frühzeitige Entscheidun-gen sind aus Sicht des BDEW notwendig, um einen zeitlichen Vorlauf von mindestens 15 Jahre vor dem Genehmigungsende der Anlagen zu ermöglichen, der für den Erfolg des Weiterbetriebs entscheidend ist.\r\nSeite 4 von 16\r\n›\r\nDie Entscheidungen zum Weiterbetrieb müssen auf den Ergebnissen der laufenden Bewer-tungen der ÜNB zur technischen und betrieblichen Machbarkeit eines Weiterbetriebs je nach ONAS, den Weiterbetriebsanträgen bzw. Interessensbekundungen der OWP-Betrei-ber sowie der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit eines Weiterbetriebes basieren und transparent nachvollziehbar gemacht werden.\r\n›\r\nDie konkreten Festlegungen im FEP sollten so getroffen werden, dass sie einen koordinier-ten und damit volkswirtschaftlich sinnvollen Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35 Jahre Laufzeit je nach den Gegebenheiten im jeweiligen Cluster ermöglichen (siehe Studie des Fraunhofer IWES).\r\n›\r\nZudem sollte ein übergreifendes Enddatum pro OWP anhand der jüngsten Offshore-Wind-energieanlage (OWEA) im Park und ein gemeinsamer Rückbau festgelegt werden, anstelle der bestehenden individuellen Enddaten je nach Inbetriebnahme der Einzelanlagen, um eine effiziente Auslastung des ONAS und einen effizienten Rückbau zu gewährleisten.\r\n1 Hintergrund und Ziel\r\nIn der deutschen Nord- und Ostsee werden derzeit 33 Offshore-Windparks (OWP) mit einer aktuellen Gesamtkapazität von rund 10 GW betrieben (Stand Q1 2026), die in der Regel für eine Betriebszeit von 25 Jahren genehmigt wurden, mit der grundsätzlichen Möglichkeit einer Verlängerung. Die Genehmigungen der ersten größeren kommerziellen OWP, die ab 2014/2015 in Betrieb genommen wurden, laufen ab etwa 2039/2040 aus. Ohne anderweitige Festlegungen/Verlängerungen hätte das Auslaufen der Genehmigungen einen direkten, unter Umständen ineffizienten Rückbau der einzelnen OWP nach 25 Jahren zur Folge, obwohl die Praxiserfahrungen zeigen, dass längere Betriebszeiten von OWPs und ONAS technisch – je nach Einzelfallprüfung – sowie wirtschaftlich und rechtlich möglich und sinnvoll sein können (siehe BDEW-Whitepaper 2024).\r\nDas WindSeeG ermöglicht in § 69 Abs. 7, dass eine nachträgliche Verlängerung der Genehmi-gung um höchstens zehn Jahre einmalig möglich ist, „wenn der Flächenentwicklungsplan keine unmittelbar anschließende Nachnutzung […] vorsieht und die Betriebsdauer der zugehörigen Netzanbindung dies technisch und betrieblich ermöglicht.“ Des Weiteren ist die Möglichkeit einer Verlängerung in den bestehenden Genehmigungen der OWP in der Regel enthalten.\r\nDementsprechend ist ein Rückbau der OWP nach 25 Jahren im Sinne der Nachhaltigkeit, ein-schließlich ökologischer Auswirkungen auf die Meeresumwelt, und Kosteneffizienz der Netze und Anlagen grundsätzlich zu hinterfragen. Hinsichtlich der Ertragsoptimierung und Umsetz-barkeit des Übergangs zu den Folgewindparks ist es zudem besonders herausfordernd, dass in den bestehenden älteren Offshore-Wind-Clustern der Nordsee häufig mehrere Windparks mit unterschiedlichen Laufzeiten an ein gemeinsames ONAS angeschlossen sind (siehe Tabelle 1 und Abbildung 1). Außerdem sollen bestehende Parks zukünftig zu größeren Flächen mit\r\nSeite 5 von 16\r\n2-GW-Netzanschlusskapazität zusammengelegt werden, was eine Koordination bei Laufzeiten, Rück- und Neubau erfordert.\r\nTabelle 1: Überblick über das DolWin-Cluster (Gebiete N-1, N-2 und N-3) als Beispiel OWP MW IBN-Jahr Genehmi-gungsende ONAS\r\nAlpha Ventus\r\n60\r\n2009-10\r\n2034\r\nalpha ventus\r\nBorkum Riffgrund 1\r\n312\r\n2015\r\n2040\r\nDolWin1\r\nTrianel Windpark Borkum 1\r\n200\r\n2015\r\n2040\r\nTrianel Windpark Borkum 2\r\n200\r\n2019-20\r\n2044-45\r\nNordsee One\r\n332\r\n2017\r\n2042\r\nDolWin2\r\nGode Wind 1\r\n332\r\n2016\r\n2041\r\nGode Wind 2\r\n252\r\n2016\r\n2041\r\nBorkum Riffgrund 2\r\n450\r\n2018\r\n2043\r\nDolWin3\r\nMerkur Offshore\r\n396\r\n2018-19\r\n2043-44\r\nBorkum Riffgrund 3\r\n913\r\n2025\r\n2050\r\nDolWin5\r\nGode Wind 3\r\n242\r\n2024\r\n2049\r\nDolWin6\r\nNordseecluster A (NC 1 & 2)\r\n225; 433\r\n2026\r\n2051\r\nNordseecluster B (NC 3 & 4)\r\n420; 480\r\n2028\r\n2053\r\nDolWin4\r\nQuelle: Marktstammdatenregister, Stand Ende Q4 2025.\r\nAbbildung 1: Karte des DolWin-Clusters mit Angaben zum Genehmigungsende (rot)\r\nSeite 6 von 16\r\nQuelle: Eigene Darstellung basierend auf dem FEP 2023.\r\nVor diesem Hintergrund wurden in einer Studie des Fraunhofer IWES (2025) im Auftrag des BDEW am Beispiel des DolWin-Clusters verschiedene Weiterbetriebs- und Nachnutzungssze-narien untersucht – von direktem, unkoordiniertem Rück- und Neubau bis hin zu Formen des koordinierten und möglichst langen Weiterbetriebs mit anschließendem Rück- und Neubau. Einbezogen wurden dabei unter anderem Betriebs- und Investitionskosten, Ausfallraten, Rück-bau- und Brachliegezeiten sowie Schiffs- und Lieferkettenkapazitäten.\r\nDie Ergebnisse der IWES-Studie zeigen, dass ein koordinierter Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35 Jahre Laufzeit mit anschließendem Rück- und Neubau die Stromerträge im Cluster um bis zu 10 % steigern und gleichzeitig die volkswirtschaftlichen Kosten (in €/MWh) über den gesamten Zeitraum um bis zu circa 8 % senken kann – im Vergleich zu einem Szenario mit einem direkten Rück- und Neubau der Parks nach 25 Jahren Laufzeit. Gleichzeitig stellen die Szenarien mit einem koordinierten Weiterbetrieb vergleichsweise moderate Anforderungen an die Lieferketten und führen langfristig zu niedrigeren Belastungen des Ökosystems, da we-niger Ausbauzyklen notwendig wären.\r\nAbbildung 2: Kernergebnisse der Fraunhofer IWES-Studie zum Weiterbetrieb\r\nQuelle: Fraunhofer IWES 2025\r\nDaher sollte die Bundesregierung den koordinierten Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35 Jahre Laufzeit gebietsspezifisch in ihre Ausbauplanungen einbeziehen sowie frühzeitig regula-torisch ermöglichen, um der Branche Planungssicherheit zu bieten. Denn der Weiterbetrieb der Anlagen kann zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen: Er bietet großes Po-tenzial, die Erträge und Kosteneffizienz der Anlagen zu steigern, die ONAS möglichst effizient auszulasten, zusätzliche Netzkosten auf einen längeren Zeitraum zu verteilen, die Lieferket-ten, Schiffe und Häfen zu entlasten und die Umweltbilanz der Anlagen weiter zu verbessern.\r\nZu den weiteren Vorteilen zählt auch, dass durch einen Weiterbetrieb der älteren OWP und ONAS um bis zu 10 Jahre das 70-GW-Ausbauziel bis 2045 erreicht werden kann, ohne dass der im Monitoringbericht (2025) adressierte „Puffer“ von zusätzlichen 8 GW für den Rückbau im\r\nSeite 7 von 16\r\nFEP benötigt würde (siehe EWI & BET 2025, S. 86). Konkret könnten so zum Beispiel jeweils zwei bestehende ONAS mit circa 900 MW sowie die damit angebundenen OWPs weiterbetrie-ben und dadurch der Neubau eines 2-GW-ONAS und -OWP um circa zehn Jahre verschoben werden. Dies würde die Netzausbaukosten besser verteilen und den Druck auf die Lieferkette reduzieren.\r\nUm diese genannten Vorteile des Weiterbetriebs gegenüber den direkten Neuinvestitionen nutzen zu können, ist es allerdings entscheidend, dass in der anstehenden WindSeeG-Reform die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst bzw. geschaffen werden, um den Weiterbetrieb mit größtmöglicher Planungssicherheit und Praktikabilität für alle be-teiligte Seiten umsetzbar zu machen. Zudem sollte sichergestellt werden, dass die regulatori-schen Rahmenbedingungen so gesetzt werden, dass sie die Wirtschaftlichkeit des Weiterbe-triebs der OWP nicht übermäßig einschränken und gleichzeitig die Wirtschaftlichkeit/Finanzie-rung der ONAS ermöglichen.\r\nDaher schlägt der BDEW im nächsten Kapitel Maßnahmen als Gesamtpaket vor, die zur Er-möglichung des Weiterbetriebs zwingend gemeinsam gedacht und umgesetzt werden sollten.\r\n2 Maßnahmenpaket zur Ermöglichung des Weiterbetriebs\r\n2.1 Frühzeitige Festlegungen zum Weiterbetrieb treffen\r\nDie Erfahrungen aus der Praxis, Studien und die Diskussionen innerhalb der Offshore-Wind-Branche zeigen, dass für den Erfolg des Weiterbetriebs die möglichst frühzeitige Festlegung der Dauer entscheidend ist, um Betriebs-, Wartungs- und Instandhaltungspläne der OWP und ONAS dementsprechend auslegen und die zunehmende Störanfälligkeit der Anlagen adressie-ren zu können. Dazu gehört unter anderem, dass:\r\n\r\ndie heutige Betriebsstrategie entsprechend ausgerichtet (z.B. lastschonender OWP-Be-trieb),\r\n\r\nnotwendige Investitionen in Bestandsanlagen frühzeitig getätigt,\r\n\r\nErsatzteile (für Hauptkomponenten) beschafft,\r\n\r\ndie Personal- und Logistikorganisation (mit z.B. langfristigen Verträgen für Wartungs-schiffe) entsprechend aufgestellt,\r\n\r\nggf. zusätzliche Messdaten für die technische Nachweispflicht für den Weiterbetrieb erhoben und,\r\n\r\ndie Rückbauplanung mit genügend Vorlaufzeit ausgerichtet werden können.\r\nZudem können frühzeitige Entscheidungen dazu beitragen, langfristige PPAs zur Dekarbonisie-rung der Industrie nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung abzuschließen.\r\nDaher sollte aus Sicht des BDEW mindestens 15 Jahre vor dem Genehmigungsende Klarheit bezüglich des Weiterbetriebs der Bestandsanlagen geschaffen werden, um den Anlagenbetrei-bern und dem BSH genügend Zeit für Planung und Antragsbearbeitung zu bieten. Zudem ist\r\nSeite 8 von 16\r\neine solche Vorlaufzeit auch notwendig, um die Entwicklung potenzieller neuer ONAS für die Gebiete rechtzeitig durch die ÜNB planen zu können.\r\nDie Genehmigungen der ältesten kommerziellen OWPs in der Nordsee, die zwischen 2013 und 2015 in Betrieb genommen wurden, laufen im Zeitraum zwischen 2038 und 2040 aus.1 Um den angesprochenen zeitlichen Vorlauf näherungsweise zu ermöglichen, müssen daher unter anderem für diese OWPs zeitnah Festlegungen bezüglich des Weiterbetriebs getroffen werden.\r\nDer BDEW spricht sich daher für folgende Schritte aus:\r\n›\r\nZuerst müssen die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen für den Weiterbe-trieb (siehe Kapitel 2.3 – 2.4) durch die anstehenden Reformen des WindSeeG, EnWG und der Anreizregulierung zeitnah geschaffen werden, damit für alle Seiten größtmögliche Pla-nungssicherheit besteht und die konkreten Entscheidungen getroffen werden können. Gleichzeitig sollten bereits im Vorfeld von Festlegungen zielgerichtete Gespräche zu den betroffenen Flächen zwischen dem BSH und den jeweiligen OWP-Betreibern und den ÜNB stattfinden.\r\n›\r\nDarauf aufbauend sollten konkrete Festlegungen im Rahmen der Fortschreibung des Flä-chenentwicklungsplans (FEP) zum Weiterbetrieb der Anlagen sowie zur anschließenden Nachnutzung der Flächen für die ältesten in Frage kommenden OWPs getroffen werden. Diese Entscheidungen müssen auf den Ergebnissen der laufenden Bewertungen der ÜNB zur technischen Machbarkeit eines Weiterbetriebs je nach ONAS, auf den Weiterbetriebs-anträgen bzw. Interessensbekundungen der OWP-Betreiber, auf den aktuellen techni-schen Standards sowie auf der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit eines Weiterbetriebes basieren. In diesem Zusammenhang sollten aus Sicht der OWP-Betreiber die Überlegungen des BSHs als auch alle technischen Prüfungen transparent nachvollziehbar dargestellt wer-den.\r\n›\r\nDie konkreten Festlegungen im FEP sollten so getroffen werden, dass sie einen koordinier-ten und damit volkswirtschaftlich sinnvollen Weiterbetrieb der Anlagen von bis zu 10 Jah-ren – je nach den Gegebenheiten im jeweiligen Gebiet/Offshore-Wind Cluster – ermögli-chen. Besonders wichtig ist ein koordiniertes Vorgehen, wenn dort mehrere OWPs mit un-terschiedlichen Laufzeiten an ein ONAS angebunden sind. Ein konkretes Beispiel dafür, wie der koordinierte Weiterbetrieb im DolWin-Cluster volkswirtschaftlich sinnvoll ausgestaltet werden kann, liefert eine Studie des Fraunhofer IWES aus dem Jahr 2025.\r\n›\r\nIm Rahmen eines solchen koordinierten Ansatzes sollte sichergestellt werden, dass durch die zeitliche Abfolge der Außerbetriebnahme möglichst wenig ertragsmindernde\r\n1 Dies betrifft unter anderem die OWPs BARD Offshore 1, Meerwind Süd Ost, DanTysk, Borkum Riffgrund 1, Baltic 2, Trianel Windpark Borkum, Global Tech I, Butendiek, Nordsee Ost, Amrumbank West mit einer Kapazität von rund 3 GW. Eine vollständige Liste findet sich im Anhang.\r\nSeite 9 von 16\r\nStillstands-Zeiten innerhalb der Gebiete/Cluster entstehen und eine möglichst effiziente Auslastung der ONAS sichergestellt gewährleistet wird, um den volkswirtschaftlichen Nut-zen des Weiterbetriebs zu maximieren. Zudem sollte ein äußerst komplexer und mit meh-reren Nachteilen verbundener paralleler Rück- und Neubau innerhalb eines Clusters ver-mieden werden. Der Rückbau sollte auf bewährten technologischen Maßnahmen basieren und einen kosteneffizienten, realistischen und die Lieferketten berücksichtigenden Ablauf auf See ermöglichen.\r\n›\r\nDabei sollte auch für Bestandwindparks ein übergreifendes Enddatum pro OWP festgelegt werden, anstelle der bestehenden individuellen Enddaten je nach Datum der Inbetrieb-nahme der jeweiligen Offshore-Windenergieanlage (OWEA) innerhalb eines Parks. Für die Festlegung des übergreifenden Enddatums sollte das individuelle Enddatum der jüngsten Anlage im Park herangezogene werden (siehe Marktstammdatenregister). Eine solche Fest-legung ist notwendig, um eine effiziente Auslastung des ONAS und einen effizienten Rück-bau zu gewährleisten, da der Netzanschluss bis zum Ablauf der Genehmigung der letzten OWEA bzw. bis zum Ende des Rückbaus aufgrund der Verkehrssicherungspflicht und Stand-sicherheit aktiv bleiben sollte. Anderenfalls müsste der OWP im „Leerlauf“ betrieben und ggf. Dieselgeneratoren verwendet werden. Zudem könnten somit einzelne OWEA auch während des Rückbauzeitraumes noch einspeisen.\r\nZudem sollte für den Weiterbetrieb grundsätzlich klargestellt werden, dass – anders als es in einigen Genehmigungsbescheiden der Bestandswindparks2 geregelt ist – im Weiterbetriebs-zeitraum nicht der gesamte OWP oder einzelnen OWEA unmittelbar zurückbaut werden müs-sen, wenn einzelne Anlagen aus technischen, rechtlichen oder genehmigungsseitigen Gründen abgeschaltet werden. Stattdessen sollte mehr Flexibilität für den Weiterbetrieb und grund-sätzlich ein gemeinsamer Rückbau aller OWEAs (einschließlich Fundamente) zum Weiterbe-triebsende angestrebt werden. Bei Sicherheitsrisiken können Rotor, Gondel und Turm einzel-ner stillgelegter OWEA vorzeitig vorher zurückgebaut werden.\r\n2.2 Finanzierung des Weiterbetriebs der Offshore-Netzanbindungssysteme ermöglichen\r\nAus Sicht des BDEW sollte die Finanzierung des Weiterbetriebs der ONAS frühzeitig sicherge-stellt werden, um eine langfristige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten. Auch sollte die Möglichkeit geprüft werden, einen finanziellen Anreiz für die ÜNB zu schaffen, um den Weiterbetrieb der ONAS zu unterstützen. Bisher ist die Anreizregulierung so ausgestaltet, dass ein Weiterbetrieb nach Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer strukturell nachteilig gegen-über Neuinvestitionen ist.\r\n2 In den Genehmigungsbescheiden von z.B. Nordsee One (2012), Meerwind Süd Ost (2007), Borkum Riffgrund 1 (2004), abrufbar unter https://offshore-vorhaben.bsh.de/, ist folgendes geregelt: „Ferner erlischt die Genehmi-gung, soweit der gesamte Windpark ohne hinreichende Begründung (…) dauerhaft außer Betrieb genommen wird oder einzelne Anlagen nur noch sporadisch betrieben werden.“\r\nSeite 10 von 16\r\nDarüber hinaus ist der ÜNB im Falle eines Weiterbetriebs des ONAS nach den derzeitigen re-gulatorischen Rahmenbedingungen zunehmend verschiedenen Risiken ausgesetzt. Dazu zäh-len insbesondere das steigende Risiko eines potenziellen Eigenanteils des ÜNB an Entschädi-gungszahlungen nach § 17 f (2) EnWG infolge von mit dem Anlagenalter wahrscheinlicher wer-dender Störungen der Netzanbindungen sowie mögliche regulatorische Kürzungen durch die BNetzA, sofern Aufwendungen nicht als effizient oder betriebsnotwendig anerkannt werden. Mit fortschreitendem Alter der Netzanbindung wird die Beurteilung der Betriebsnotwendig-keit zudem immer schwieriger und weniger vorhersehbar, sodass sich für den ÜNB letztlich sehr schwer kalkulierbare Risiken ergeben.\r\nDaher schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:\r\n›\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, die Finanzierung des Weiterbetriebs bestehender ONAS frühzeitig und verlässlich abzusichern. Ziel ist es, langfristige Planungs- und Investitionssi-cherheit für die ÜNB zu schaffen und gleichzeitig einen effizienten, sicheren und system-dienlichen Betrieb der bestehenden Infrastruktur über das Ende der kalkulatorischen Nut-zungsdauer hinaus zu ermöglichen.\r\n›\r\nHierfür sollte der Regulierungsrahmen – beispielsweise durch die ab dem Jahr 2029 grund-legend geltende Festlegungskompetenz der BNetzA – so weiterentwickelt werden, dass für einen Weiterbetrieb über 25 Jahre hinaus notwendige Ersatz-, Retrofit- und Austauschmaß-nahmen an Bestandsanlagen regulatorisch nicht schlechter gestellt sind als Neuinvestitio-nen und ÜNB als Ausgleich für die steigenden Risiken im Zusammenhang mit dem Weiter-betrieb angemessen kompensiert werden. Insbesondere dürfen für ÜNB keine finanziellen Nachteile entstehen, wenn sie kostenintensive Maßnahmen zur Lebensdauerverlängerung und Betriebssicherheit bestehender ONAS umsetzen. Dies umfasst beispielweise die geson-derte Festlegung einer verkürzten Nutzungsdauer für Neuinvestitionen, angelehnt an den zu erwartenden restlichen Weiterbetriebszeitraum des ONAS.\r\n›\r\nBei der Anpassung ist die unterschiedliche Ausgangslage je nach ÜNB und Inbetriebnahme-datum der ONAS zu berücksichtigen. Für Anlagen (von TenneT) mit Inbetriebnahme bis Ende 2019, die in der Regel unter eine bestehende, fixierte Übergangsregelung nach § 118 Abs. 48 EnWG fallen, sollte ermöglicht werden, dass Ersatzinvestitionen für den Weiterbe-trieb nun in diesen Rahmen integrierbar sind, ohne dass hieraus eine wirtschaftliche Schlechterstellung gegenüber Neuinvestitionen entsteht. Aber auch bei anderen Anlagen, die nicht unter diese Übergangsregelung fallen, ist eine konsistente und, investitions-freundliche Behandlung von Weiterbetriebsinvestitionen sicherzustellen.\r\n›\r\nIm Zuge der erwarteten Konkretisierung der künftigen Regelungen durch Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA) – einschließlich der perspektivischen Ablösung bzw. Ergän-zung der Mechanismen der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) für Neuanlagen mit In-betriebnahme ab 2029 – sollte zudem sichergestellt werden, dass Investitionen und Risiken im Zusammenhang mit dem Weiterbetrieb von ONAS eindeutig und sachgerecht erfasst so-wie vergütet werden.\r\nSeite 11 von 16\r\n2.3 Offshore-Entschädigungsregime für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus und den Wei-terbetrieb anpassen\r\nHintergrund: Das Entschädigungsregime zwischen ÜNB und OWP-Betreiber ist in § 17e EnWG geregelt. Es ermöglicht verschuldensunabhängige Entschädigungen des OWP-Betreibers unter anderem dann, wenn die Einspeisung einer betriebsbereiten Windenergieanlage aufgrund von Störungen oder Wartungsmaßnahmen der Netzanbindung nicht möglich ist. Die derzeit gel-tenden Bestandsregelungen lassen sich wie folgt zusammenfassen:\r\n›\r\nFür Bestandsparks ohne Zuschläge in Ausschreibungen ist in § 17e Absatz 1 EnWG geregelt, dass der OWP-Betreiber vom ÜNB erst dann eine Entschädigung für entstandene Vermö-gensschäden in Höhe von 90 Prozent des nach § 19 des EEG im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro kWh erhalten kann, sofern Störun-gen der Netzanbindung,\r\n\r\nlänger als zehn aufeinander folgende Tage ununterbrochen auftreten, oder\r\n\r\nan mehr als 18 Tagen im Kalenderjahr ganztägig auftreten, unabhängig davon, ob der ÜNB die Störung zu vertreten hat oder nicht (sog. zeitlicher Selbstbehalt).3\r\n\r\nFührt der ÜNB die Störung vorsätzlich herbei, steht dem OWP-Betreiber nach Satz 4 bereits ab dem ersten Tag der Störung ein Entschädigungsanspruch in voller Höhe zu.\r\n›\r\nIm Fall von Wartungsmaßnahmen an der Netzanbindung besteht nach § 17e Abs. 3 EnWG ein Entschädigungsanspruch, wenn eine betriebsbereite Windenergieanlage an mehr als zehn Tagen im Kalenderjahr nicht einspeisen kann. Die Höhe der Entschädigung richtet sich nach § 17e Abs. 1 S. 1 EnWG. Die Berechnung der Ausfalltage erfolgt in diesem Fall auf Ba-sis der vollen Stunden der Wartungsmaßnahme, die entsprechend addiert werden können.\r\n›\r\nFür OWP mit Zuschlägen in Ausschreibungen regelt § 17e Abs. 3a EnWG die Anwendbarkeit des § 17e Abs. 1 und Abs. 3 mit der Maßgabe, dass die Entschädigung 90 Prozent des anzu-legenden Werts, mindestens aber 90 Prozent des Monatsmarktwerts, beträgt.\r\nBasierend auf den derzeitigen Regelungen ergeben sich vor insbesondere zwei zentrale Her-ausforderungen für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus:\r\n›\r\nFür Bestandswindparks, die keinen Zuschlag in einer Ausschreibung (seit 2017) erhalten ha-ben, besteht nach § 17e Abs. 1 EnWG eine unsichere Rechtslage sowie häufig faktisch kein Entschädigungsanspruch mehr, wenn die Anlagen nach 20 Jahren – oder bereits zuvor infolge des sog. Stauchungsmodells – aus der EEG-Direktvermarktung in die PPA-Vermarktung wech-seln (müssen), obwohl sie noch bis zum Ende ihrer Genehmigungsdauer von 25 Jahren oder darüber hinaus in Betrieb sind. Dies liegt daran, dass der EEG-Zahlungsanspruch für die\r\n3 Der BGH hat in seinem Urteil vom 21.10.2025 klargestellt, dass Entschädigungen nach Ablauf des zeitlichen Selbstbehalts nur zu zahlen sind, wenn die Netzanbindung den gesamten Tag gestört und eine Einspeisung nicht möglich war.\r\nSeite 12 von 16\r\nBemessung der Entschädigung dann nicht mehr existiert bzw. bei Auslaufen des Stauchungs-modells auf den Grundwert von 3,9 Cent pro kWh absinkt. In der Regel wechseln die OWP in diesem Fall auf die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG, sodass der Verweis in 17e Abs. 1 S. 3 EnWG auf den EEG-Zahlungsanspruch nach § 19 EEG ins Leere läuft. Dementspre-chend muss für Bestandswindparks bereits für den Zeitraum zwischen dem Ende der vollen EEG-Vergütung und dem Ablauf der bisherigen Genehmigungsdauer von 25 Jahren ein ent-sprechendes Entschädigungsregime geschaffen werden. Diese Regelungslücke entspricht nicht der gesetzgeberischen Intention, da OWP grundsätzlich – unabhängig vom gewählten Vergütungsmodell – einen Entschädigungsanspruch nach § 17 e EnWG haben sollen.\r\n›\r\nZudem existiert bislang keine Regelung in § 17e EnWG, die Entschädigungen von Bestands-windparks im etwaigen Weiterbetriebszeitraum über 25 Jahre hinaus ermöglicht. Gleichzei-tig steigt in diesem Zeitraum zweifellos die Wahrscheinlichkeit von Ausfällen der ONAS, wodurch die Verfügbarkeit für die Energieübertragung abnehmen kann. Vor diesem Hinter-grund sieht der BDEW die zwingende Notwendigkeit, für den Weiterbetriebszeitraum eine spezielle und sachgerechte Entschädigungsregelung in § 17e EnWG für den Weiterbetriebs-zeitraum neu einzuführen. Dies hätte zudem den wesentlichen Vorteil einer einheitlichen gesetzlichen Regelung. Würde keine neue Regelung in § 17e EnWG für den Weiterbetriebs-zeitraum eingeführt werden, müssten OWP-Betreiber ihre Ansprüche wegen Vermögens-schäden infolge von Unterbrechungen der Netzanbindung individuell zivilrechtlich gegen-über den ÜNB geltend machen. Dies würde zu kostenintensiven, einzelfallbezogenen und langwierigen Gerichtsverfahren führen – mit entsprechenden Belastungen sowohl für die ÜNB als auch für die Letztverbraucher.\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Maßnahmen vor:\r\n›\r\nFür Bestandswindparks im Zeitraum zwischen dem Ende der in Anspruch genommenen EEG-Vergütung und Ende dem Ablauf der bisherigen Genehmigungsdauer von 25 Jahren sollte die Entschädigungsregelung nach § 17e Abs. 3a EnWG mit dem dort enthaltenen Ver-weis auf den Monatsmarktwert als Bemessungsgrundlage angewendet werden, um für beide Seiten die notwendige Planungssicherheit zu gewährleisten. Der Gesetzestext in § 17e Abs. 1 S. 1 EnWG sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(1) Ist die Einspeisung aus einer betriebsbereiten Windenergieanlage auf See länger als zehn aufeinander folgende Tage wegen einer Störung der Netzanbindung nicht möglich, so kann der Betreiber der Windenergieanlage auf See von dem nach § 17d Absatz 1 und 6 anbin-dungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber ab dem elften Tag der Störung unabhängig davon, ob der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die Störung zu vertreten hat, für entstandene Vermögensschäden eine Entschädigung in Höhe von 90 Prozent des nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde, mindestens aber 90 Prozent des Monatsmarktwerts im Sinne der Anlage 1 Nummer 2.2.3 des Erneuerbare-Energien-Ge-setzes verlangen.\r\nSeite 13 von 16\r\n›\r\nFür einen möglichen Weiterbetriebszeitraum über 25 Jahre hinaus sollte eine spezielle, zu-sätzliche Entschädigungsregelung in § 17e EnWG eingeführt werden, die die gegenüber der Regelbetriebsdauer abweichenden technischen und kommerziellen Konditionen widerspie-gelt. Hierbei ist vor allem die zu erwartende, mit zunehmender Betriebsdauer steigende Ausfallwahrscheinlichkeit und -dauer der über ihre Auslegungsdauer hinaus betriebenen Netzanbindung infolge der alternden Anlagen zu berücksichtigen. Ebenso relevant ist es, den geminderten Umfang der Absicherung des OWP aufgrund der nicht mehr notwendigen Refinanzierung seiner Kapitalkosten in diesem Zeitraum angemessen und ausgewogen zu adressieren. Hierbei ist zu beachten, dass Betriebskosten der OWPs auch bei Nicht-Einspei-sung in gleichbleibender Höhe anfallen (Inspektionen, Logistik, Personal, etc.).\r\n›\r\nAus Sicht des BDEW sind verschiedene Möglichkeiten zur Ausgestaltung des Entschädi-gungsregimes für den Weiterbetrieb denkbar:\r\n\r\nDer zeitliche Selbstbehalt von derzeit zehn aufeinander folgenden Tagen oder 18 vol-len Tagen im Kalenderjahr könnte entsprechend der steigenden Ausfallwahrscheinlich-keit und -dauer in vertretbarem Maße schrittweise erhöht werden, um übermäßige Entschädigungszahlungen in diesem Zeitraum zu vermeiden, ohne dabei aber die Wirt-schaftlichkeit des Weiterbetriebs auf Seiten der OWP-Betreiber zu gefährden. Aller-dings ist bislang weitgehend unklar, in welchem Umfang die Ausfallwahrscheinlichkei-ten einzelner ONAS-Komponenten im Weiterbetriebszeitraum tatsächlich steigen und wie hoch die Absicherungsbedarfe der OWP-Betreiber in diesem Zeitraum ausfallen. Ein entsprechendes Gutachten hierzu könnte hierzu eine belastbare Grundlage für die konkrete Ausgestaltung des Entschädigungsregimes liefern.\r\n\r\nGrundsätzlich sollte bei der Ausgestaltung sichergestellt werden, dass die ursprüngli-che gesetzgeberische Intention zur Einführung des § 17e EnWG im Grundsatz auch im Weiterbetrieb weiterhin Anwendung findet. Die Einführung des Entschädigungsre-gimes nach § 17e EnWG zielte vorrangig darauf ab, OWP-Betreiber in einem angemes-senen Umfang von Risiken zu entlasten, die außerhalb ihrer Einflusssphäre liegen und mit der Errichtung sowie dem Betrieb der Offshore- Netzanbindung verbunden sind. Damit sollte insbesondere die Refinanzierung der Kapitalkosten innerhalb des Regelbe-triebszeitraums mit hinreichender Sicherheit gewährleistet werden. Dies erfolgt in der Regel innerhalb der vorgesehenen Regelbetriebsdauer. Eine solche Befreiung von Risi-ken besteht daher im Weiterbetrieb nicht mehr im gleichen Maße. Es besteht jedoch weiterhin der deutlich eingeschränkte Absicherungsbedarf erhöhter Betriebsauf-wände, notwendiger Instandhaltungen oder Repowering-Maßnahmen des OWP. Daher sollten mögliche steigende Selbstbehalte so gewählt werden, dass dies die Wirtschaft-lichkeit des Weiterbetriebs nicht gefährdet wird.\r\n\r\nAls alternative Option zur Steigerung des zeitlichen Selbstbehalts könnte die Einfüh-rung eines gedeckelten Novellierungskontos angedacht werden. Ein solches Konto würde es ermöglichen, dass in einem Jahr potenziell nicht beanspruchte\r\nSeite 14 von 16\r\nSelbstbehaltstage oder ein Teil dieser nicht beanspruchten Tage in die Folgejahren des Weiterbetriebszeitraums übertragen werden können. So könnten auch bei größerer Ausfallzeit in einem Jahr, z. B. aufgrund einer umfangreichen Instandsetzung einer ONAS-Komponente, eine übermäßige Entschädigungszahlung potenziell vermieden werden, sofern im Vorjahr weniger Ausfalltage angefallen sind. Ziel dabei ist es, die Endverbraucher nicht mittelbar unverhältnismäßig zu belasten. Allerdings wäre eine Deckelung des Novellierungskontos notwendig, damit nicht durch eine starke Kumula-tion der übertragbaren Tage die Wirtschaftlichkeit des Betriebs in einem Jahr gefähr-det wird.\r\n›\r\nDer BDEW regt zudem an, beim sogenannten Belastungsausgleich die bislang geltende ge-setzliche Vermutung der groben Fahrlässigkeit nach § 17f Abs. 2 S. 5 EnWG für ÜNB im Falle von Störungen für den Weiterbetriebszeitraum entfallen zu lassen. Dies sollte aus-schließlich die Regelung zur Bestimmung der Höhe des Eigenanteils der ÜNB betreffen, nicht jedoch den berechtigen Anspruch der OWP-Betreiber auf Schadenersatz. Im Weiter-betriebszeitraum verlassen die ONAS ihren ursprünglich vorgesehenen Auslegungs- und Le-benszyklusrahmen. Die Störungswahrscheinlichkeit steigt dadurch an, ohne dass den ÜNB hierfür ein schuldhaftes Verhalten zugerechnet werden kann. Vor diesem Hintergrund er-scheint die bestehende Vermutungsregel der groben Fahrlässigkeit bei Störungen der Netz-anbindung (§ 17f Abs. 2 S. 5 EnWG) für den Weiterbetriebszeitraum nicht mehr sachge-recht. Sie führt zu einer unzumutbaren Verlagerung technischer Alterungsrisiken in die al-leinige Risikosphäre der ÜNB und widerspricht dem Erfordernis einer angemessenen und verursachungsgerechten Risikoverteilung im Weiterbetrieb.\r\n2.4 Technische Nachweise und Rahmenbedingungen für Weiterbetrieb festlegen\r\nAus Sicht des BDEW sollten für die technische Bewertung des Weiterbetriebs bereits in ande-ren Ländern etablierte sowie vorhandene Standards genutzt und somit eine zusätzliche Son-derregelung vermieden werden.\r\nKonkret spricht sich der BDEW dafür aus, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kom-mission (IEC) veröffentlichte Leitlinie IEC 61400-28 und den Standard DNV-ST-0262 - Lifetime extension of wind turbines (2016) als Grundlage für die technischen Fragestellungen beim BSH in Bezug auf den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen zu etablierenden. Zudem sollte der darin enthaltene risikobasierte Analyseansatz auch für andere Anlagen, wie z. B. Kräne (siehe auch Anhang 3 zu §14 Absatz 4 der Betriebssicherheitsverordnung), angewandt werden, da deren Auslastung häufig gering ist und das Inspektionsintervall dementsprechend verlängert werden könnte.\r\nZudem sollten auch vergleichbare Standards für die technische Bewertung eines Weiterbe-triebs der ONAS festgelegt werden, um für alle Seiten eine nachvollziehbare, transparente Prüfungs- und Bewertungsbasis zu schaffen.\r\nSeite 15 von 16\r\nGrundsätzlich gilt es aus Sicht des BDEW zu beachten, dass für einen möglichst kosteneffizien-ten Weiterbetrieb die zusätzlichen Inspektionsaufwände risikobasiert und zustandsgerecht festgelegt sowie und lediglich dann eingesetzt werden, wenn es aus Gründen der Standsicher-heit der Anlagen erforderlich ist.\r\n3 Anhang: Übersicht zu den Genehmigungszeiträumen der Bestands-OWPs\r\nWindpark\r\nKapazität in MW\r\nJahr(e) der Inbetrieb-nahme\r\nJahr(e) des Genehmi-gungsendes\r\nAlpha Ventus4\r\n60\r\n2009 - 2010\r\n2034\r\nBARD Offshore 1\r\n440\r\n2010 - 2013\r\n2035 - 2038\r\nMeerwind Süd Ost\r\n302\r\n2014 - 2015\r\n2039 - 2040\r\nOWP DanTysk\r\n302\r\n2014 - 2015\r\n2039 - 2040\r\nBorkum Riffgrund 1\r\n328\r\n2015\r\n2040\r\nBaltic 2\r\n302\r\n2015\r\n2040\r\nTrianel Windpark Borkum 1\r\n200\r\n2015\r\n2040\r\nGlobal Tech I\r\n400\r\n2014 - 2015\r\n2039 - 2040\r\nButendiek\r\n288\r\n2015\r\n2040\r\nOWP Nordsee Ost (1 & 2)\r\n295\r\n2014 - 2015\r\n2039 - 2040\r\nAmrumbank West\r\n302\r\n2015\r\n2040\r\nBaltic 1\r\n48\r\n2011\r\n2041\r\nGode Wind 2\r\n263\r\n2016\r\n2041\r\nGode Wind 1\r\n345\r\n2016\r\n2041\r\nOWP Sandbank\r\n302\r\n2016 - 2017\r\n2041 - 2042\r\nOWP Veja Mate\r\n422\r\n2017\r\n2042\r\nNordsee One\r\n332\r\n2017\r\n2042\r\nWIKINGER\r\n366\r\n2017\r\n2042\r\nArkona Becken Süd-Ost\r\n378\r\n2018\r\n2043\r\nBorkum Riffgrund 2\r\n465\r\n2018\r\n2043\r\nMerkur Offshore\r\n406\r\n2018 - 2019\r\n2043 - 2044\r\n4 Für den ersten deutschen Offshore-Windpark Alpha Ventus ist kein Weiterbetrieb geplant. Der OWP wird in den nächsten Jahren zurückgebaut.\r\nSeite 16 von 16\r\nDeutsche Bucht\r\n260\r\n2019\r\n2044\r\nEnBW Hohe See\r\n522\r\n2019\r\n2044\r\nEnBW Albatros\r\n118\r\n2020\r\n2045\r\nTrianel Windpark Borkum 2\r\n203\r\n2019 - 2020\r\n2044 - 2045\r\nOWP Kaskasi\r\n342\r\n2022\r\n2047\r\nArcadis Ost I\r\n257\r\n2023\r\n2048\r\nGode Wind 3\r\n266\r\n2024\r\n2049\r\nBaltic Eagle\r\n476\r\n2024\r\n2049\r\nBorkum Riffgrund 3\r\n913\r\n2025 - 2026\r\n2050 - 2051\r\nEnBW He Dreiht\r\n960\r\n2025 - 2026\r\n2050 - 2051\r\nQuelle: Eigene Erhebung basieren auf Marktstammdatenregister (Stand Herbst 2025) und BSH - Offshore-Vorhaben.\r\nAnsprechpartner\r\nJakob Eckardt\r\nFachgebietsleiter Offshore Wind, Geschäftsbe-reich Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300199-1320\r\njakob.eckardt@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024593","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Beschleunigung des 110-kV-Hochspannungsnetzausbaus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/19/b9/741957/Stellungnahme-Gutachten-SG2605260019.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als\r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen\r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 23. April 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nKurzfristige Maßnahmen zur Be-schleunigung des 110 kV-Hochspan-nungsnetzausbaus\r\nSeite 2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Erforderlich ist ein Beschleunigungspaket für den Netzausbau ........................... 3\r\n2 Forderungen des BDEW zum „Infrastruktur-Zukunftsgesetz“ .............................. 4\r\n2.1 Reduzierung der Umweltprüfung bei Ersatzneubau bis 60 km Länge ........... 4\r\n2.2 Gleichstellung von Realkompensation und Ersatzzahlung (§ 15 BNatSchG) . 4\r\n2.3 Flexibilisierung der naturschutzrechtlichen Kompensation (§ 15 BNatSchG) 5\r\n3 Weitere BDDEW-Vorschläge für einen beschleunigten\r\nHochspannungsnetzausbau................................................................................ 5\r\n3.1 Ausweitung der Deltaprüfung auf Natur- und Artenschutz ........................... 5\r\n3.2 Freiwillige Planfeststellung für 110-kV-Freileitungen .................................... 5\r\n3.3 Keine UVP-Vorprüfungspflichten bei Vorhaben bis zu einer Länge von 5\r\nKilometern ...................................................................................................... 5\r\n3.4 Keine UVP-Vorprüfungspflichten bei Änderungs- und\r\nErtüchtigungsvorhaben .................................................................................. 6\r\n3.5 Stichtagsregelung im Genehmigungsverfahren ............................................. 6\r\n3.6 Ergänzung einer Vollständigkeitsprüfung im EnWG ...................................... 6\r\n3.7 Integration der Besitzeinweisung in den Planfeststellungsbeschluss ............ 6\r\n3.8 Öffentliches Interesse am schnellen Baubeginn ............................................ 6\r\n3.9 Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn ................................................. 7\r\nSeite 3 von 7\r\n1 Erforderlich ist ein Beschleunigungspaket für den Netzausbau\r\nIndustrie, Rechenzentren, E-Mobil-Ladeinfrastruktur, Erneuerbare Energien (EE), Speicher, Wärmepumpen - alle wollen an das Stromnetz angeschlossen werden. Um den exponentiell gestiegenen Netzanschlussbegehren zu entsprechen, ist es erforderlich, dass Netz schnellst-möglich auszubauen.\r\nBesondere Relevanz hat aktuell der Ausbau des 110 kV-Hochspannungsnetzes, der sowohl für die direkten Netzanschlüsse als auch für Netzanschlüsse im nachgelagerten Mittelspannungs-netz von besonderer Relevanz ist. Gleichzeitig ist ein Realisierungszeitraum von durchschnitt-lich 10 Jahren für den Hochspannungsausbau für einen Industriestandort wie Deutschland nicht akzeptabel. Daher muss der Gesetzgeber alle verfügbaren Potenziale für eine Beschleu-nigung des Netzausbaus nutzen: Ein Beschleunigungspaket für den Netzausbau ist daher dringend erforderlich.\r\nDer Gesetzgeber muss Maßnahmen ergreifen, die zu einer spürbaren Beschleunigung des Netzausbaus schnell und wirksam beitragen. Dafür kann das bereits im parlamentarischen Verfahren befindliche Infrastruktur-Zukunftsgesetz genutzt werden. Das Gesetz muss drin-gend um Belange der Energiewirtschaft erweitert werden. Der BDEW hat dazu konkrete For-derungen ins Verfahren eingebracht (Stellungnahme vom 2. Februar 2026).\r\nZum anderen sollte weiteres Potenzial genutzt werden. Der BDEW hat hierzu bereits zahlrei-che Vorschläge in Stellungnahmen und Positionspapieren1 gemacht. Im Folgenden fassen wir die wichtigsten Vorschläge und die zu Grunde liegenden Überlegungen kurz und stichwortartig zusammen.\r\nNeben Anpassungen im gesetzlichen Rahmen wird die dringend notwendige Beschleunigung des Hochspannungsnetzausbaus auch davon abhängen, dass in den Planfeststellungsbehörden\r\n1 Zu nennen sind beispielhaft die folgenden Papiere. Die dort enthaltenen Vorschläge wurden in abgeschlossenen und laufenden Gesetzgebungsvorhaben teilweise bereits aufgegriffen zahlreiche Punkte bleiben indes weiter ak-tuell: BDEW-Positionspapier zur Ausbaubeschleunigung im Stromverteilernetz vom 26.09.2024 BDEW-Themenpapier: Planung- und Zulassungsrecht und elektromagnetische Beeinflussung im Rahmen des Ge-setzgebungsverfahrens zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes BDEW-Stellungnahme zum Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie (RED III) in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze\r\nSeite 4 von 7\r\neine ausreichende personelle Ausstattung gewährleistet ist und eine fokussierte und priori-sierte Bearbeitung der Genehmigungen ermöglicht wird.\r\nWeitere Maßnahmen wird der BDEW zudem zeitnah erarbeiten und zur Verfügung stellen.\r\nDer BDEW weist grundsätzlich ergänzend darauf hin, dass der Schutz der Trinkwasserressour-cen im Rahmen des Netzausbaus berücksichtigt werden muss. Dies betrifft insbesondere den Ausschluss der Nutzung von Schutzzonen I und II nach den geltenden Schutzgebietsverordnun-gen oder entsprechenden Vorschriften. Im Rahmen der Schutzgebietszone III muss danach im jeweiligen Einzelfall geprüft werden, welche Maßnahmen erlaubnisfähig sind.\r\n2 Forderungen des BDEW zum „Infrastruktur-Zukunftsgesetz“\r\nDas Bundeskabinett hat am 17. Dezember 2025 den Gesetzentwurf für ein Infrastruktur-Zu-kunftsgesetz auf den Weg gebracht. In seiner Stellungnahme hat der BDEW dringenden Nach-besserungsbedarf aufgezeigt: Kernpunkt ist, dass die Energieinfrastruktur bisher nicht mitge-dacht wurde. Das Gesetz bietet große Chancen, auch für die Beschleunigung des Netzausbaus, wenn mindesten folgende BDEW-Forderungen umgesetzt werden:\r\n2.1 Reduzierung der Umweltprüfung bei Ersatzneubau bis 60 km Länge\r\nFür Ersatzneubauvorhaben im 110-kV-Bereich sollte auf eine Umweltverträglichkeitsprüfung verzichtet und stattdessen ein vereinfachtes Screening unter Anwendung der Deltaprüfung nach § 43o EnWG durchgeführt werden. Der Regierungsentwurf des Infrastruktur-Zukunftsge-setzes sieht bereits eine entsprechende europarechtskonforme Regelung für die Elektrifizie-rung von Bahnstrecken bis zu einer Länge von 60 km vor.\r\n\r\nDadurch können wesentliche Verfahrensschritte entfallen und die Dauer der Genehmi-gungsverfahren erheblich reduziert werden.\r\n2.2 Gleichstellung von Realkompensation und Ersatzzahlung (§ 15 BNatSchG)\r\nIm Rahmen der naturschutzrechtlichen Eingriffskompensation sollten Realkompensation und Ersatzzahlung auch für den Netzausbau gleichgestellt werden.\r\n\r\nDies ermöglicht Geldzahlungen statt aufwändiger Ersatzprojekte. Der Netzbetreiber wird von Projektteilen entlastet und die Behörden erhalten Mittel für zielgerichteten Naturausgleich vor Ort.\r\nSeite 5 von 7\r\n2.3 Flexibilisierung der naturschutzrechtlichen Kompensation (§ 15 BNatSchG)\r\nIm Rahmen der Eingriffsregelung nach dem BNatSchG soll die Möglichkeit geschaffen werden, Kompensationsmaßnahmen nachträglich festzulegen.\r\n\r\nDadurch können Verzögerungen im Genehmigungsverfahren vermieden werden, die durch mangelnde Flächenverfügbarkeit vor Ort entstehen.\r\n3 Weitere BDEW-Vorschläge für einen beschleunigten Hochspannungsnetzausbau\r\n3.1 Ausweitung der Deltaprüfung auf Natur- und Artenschutz\r\nDie sog. Deltaprüfung für Ersatzneubauvorhaben nach § 43o EnWG sollte nicht nur für die UVP-Prüfung gelten, sondern auf die natur- und artenschutzrechtlichen Anforderungen „durchschlagen“, so dass sich die Prüfung auf die durch das Vorhaben verursachte Mehrbelas-tung beschränkt.\r\n\r\nDadurch wird die bestehende Vorbelastung der betroffenen Flächen durch bestehende Leitungen berücksichtigt. Zeitaufwändige Betrachtungen hypothetischer „Nullvarian-ten“ werden vermieden.\r\n3.2 Freiwillige Planfeststellung für 110-kV-Freileitungen\r\nFür kleinere Neubaumaßnahmen, beispielsweise bis 5 km, sollte ein freiwilliges Planfeststel-lungsverfahren ermöglicht werden. Die starre Verpflichtung, bereits ab einer Vorhabenlänge von 200 m ein Planfeststellungsverfahren durchzuführen, sollte entsprechend flexibilisiert werden.\r\n\r\nDadurch entfällt für kleinere Vorhaben das aufwändige Planfeststellungsverfahren, die Verfahren werden deutlich erleichtert. Für komplexere Vorhaben besteht weiterhin Wahlfreiheit.\r\n3.3 Keine UVP-Vorprüfungspflichten bei Vorhaben bis zu einer Länge von 5 Kilometern\r\nFür 110 kV-Leitungen mit einer Länge von weniger als 5 km sollte die UVP-Vorprüfungspflicht entfallen.\r\n\r\nDer vollständige Verzicht auf eine UVP-(Vor-)prüfung für Vorhaben mit geringem Um-fang verkürzt die Verfahrensdauer und vermeidet Rechtsunsicherheiten.\r\nSeite 6 von 7\r\n3.4 Keine UVP-Vorprüfungspflichten bei Änderungs- und Ertüchtigungsvorhaben\r\nZudem sollten für Änderungsvorhaben und Ertüchtigungsvorhaben über die Vorgaben des § 43f EnWG hinaus die Vorprüfungspflicht generell entfallen, da die Erfahrung zeigt, dass sich regelmäßig im Rahmen der Vorprüfungen keine Pflicht ergibt, eine UVP durchzuführen.\r\n\r\nDer Verzicht auf die Notwendigkeit einer UVP oder UVP-Vorprüfung würde auch die weitergehende Möglichkeit der Vorhabenzulassung im Rahmen der Plangenehmi-gung anstelle des aufwändigeren Planfeststellungsverfahrens nach § 43 EnWG i.V.m. § 74 Abs. 6 VwVfG ermöglichen.\r\n3.5 Stichtagsregelung im Genehmigungsverfahren\r\nFür die Beurteilung der Sach- und Rechtslage soll ein früherer Stichtag (Vorschlag: Ende der Behördenbeteiligung) festgelegt werden.\r\n\r\nDies verhindert Verzögerungen durch nachträgliche Änderungen während des laufen-den Verfahrens\r\n3.6 Ergänzung einer Vollständigkeitsprüfung im EnWG\r\nBehörden sollten verpflichtet sein, innerhalb eines Monats die Vollständigkeit der Unterlagen zu prüfen.\r\n\r\nDadurch werden wiederholte Nachforderungen vermieden und es wird schneller Ent-scheidungsreife erreicht.\r\n3.7 Integration der Besitzeinweisung in den Planfeststellungsbeschluss\r\nDas Besitzeinweisungsverfahren sollte durch Anpassung von § 44b EnWG direkt in den Plan-feststellungsbeschluss integriert werden, sodass ein separates Verfahren entfällt und Zeit ein-gespart wird\r\n\r\nDies reduziert insb. Schnittstellenverluste zwischen parallellaufenden Verfahren.\r\n3.8 Öffentliches Interesse am schnellen Baubeginn\r\nEs sollte klargestellt werden, dass der schnelle Baubeginn grundsätzlich geboten ist und das öffentliche Interesse daran besteht.\r\nSeite 7 von 7\r\n\r\nDas verhindert Verzögerungen bei der Umsetzung von Beschlüssen aus abgeschlosse-nen Planfeststellungsverfahren.\r\n3.9 Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn\r\nDie Möglichkeit der Besitzeinweisung soll bereits im Rahmen der Zulassung des vorzeitigen Baubeginns geschaffen werden.\r\n\r\nDadurch können Maßnahmen früher begonnen werden, und damit zu einer beschleu-nigten Realisierung der Vorhaben beitragen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024593","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Beschleunigung des 110-kV-Hochspannungsnetzausbaus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b9/69/810630/Stellungnahme-Gutachten-SG2607100001.pdf","pdfPageCount":38,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 8. Juli 2026 \r\nPositionspapier \r\nBeschleunigungspaket für den  \r\nHochspannungsnetzausbau \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 38 \r\nInhalt \r\n1 Netzausbau beschleunigen: neun Handlungsfelder im Überblick ........................ 4 \r\n2 Hemmnisse und Lösungen für einen schnellen Netzausbau ................................ 5 \r\n2.1 Gelingenshaltung gewährleisten .................................................................... 5 \r\n2.2 Vollzug vereinheitlichen ................................................................................. 6 \r\n2.3 Ressourcenverfügbarkeit verbessern ............................................................. 7 \r\n2.4 Erleichterungen für Ersatzneubauvorhaben .................................................. 8 \r\n2.5 Umweltrechtlicher Prüfaufwand und UVP ..................................................... 9 \r\n2.6 Naturschutzrechtliche Ausgleichsregelung und waldrechtliche \r\nKompensation erleichtern ............................................................................ 10 \r\n2.7 Flächenverfügbarkeit sicherstellen .............................................................. 11 \r\n2.8 Besitzeinweisung erleichtern ....................................................................... 12 \r\n2.9 Verfahrensrechtliche Beschleunigungspotenziale nutzen ........................... 12 \r\n3 Konkrete Formulierungsvorschläge ................................................................... 13 \r\n3.1 Erleichterungen für Ersatzneubauvorhaben – § 14e UVPG neu .................. 13 \r\n3.2 Umweltrechtlicher Prüfaufwand und UVP ................................................... 15 \r\n3.2.1 Unnötige Umweltverträglichkeitsvorprüfungen vermeiden – Änderung von \r\nAnlage 1 UVPG .............................................................................................. 15 \r\n3.2.2 Änderung von Artikel 8 der EU-StromBM-RL im Rahmen des Grids Package – \r\nErsatzneubauten mit Vorhaben in Infrastrukturgebieten gleichstellen ...... 16 \r\n3.2.3 Erfordernis der Planfeststellung flexibilisieren ............................................ 17 \r\n3.2.4 Entschlackung der Prüfanforderungen – Streichung des § 43h EnWG ........ 19 \r\n3.2.5 Entschlackung der Prüfanforderungen – Änderung von § 4 Abs. 2 der 26. \r\nBImSchV und des EnWG ............................................................................... 20 \r\n3.3 Naturschutzrechtliche Ausgleichsregelung und waldrechtliche \r\nKompensation erleichtern ............................................................................ 22 \r\n3.3.1 Gleichstellung von Ausgleichsmaßnahmen und Ersatzzahlungen ............... 22 \r\n3.3.2 Nachträgliche Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach \r\ndem BNatSchG ermöglichen ......................................................................... 23 \r\n3.3.3 Klarstellung zur Waldumwandlung – § 9 BWaldG und entsprechende \r\nAnpassungen der Landeswaldgesetze .......................................................... 24 \r\n \r\n Seite 3 von 38 \r\n \r\n3.3.4 Einführung einer Rechtsgrundlage für die Bevorratung von waldbezogenen \r\nKompensationsmaßnahmen – § 7 BWaldG .................................................. 25 \r\n3.4 Flächenverfügbarkeit sicherstellen .............................................................. 26 \r\n3.4.1 Bauleitplanung bei Flächenbedarf für Netzausbau sicherstellen ................ 26 \r\n3.4.2 Fortschreibung des Flächennutzungsplans zur Sicherung von \r\nEnergieinfrastrukturflächen ......................................................................... 27 \r\n3.4.3 Einleitung eines Bebauungsplanverfahrens bei dringendem \r\nSicherungsbedarf .......................................................................................... 27 \r\n3.4.4 Energieinfrastruktur als eigenständiger Belang der Bauleitplanung ........... 28 \r\n3.4.5 Sicherung bestehender Standorte und Erweiterungsflächen ...................... 28 \r\n3.4.6 Darstellung von Flächen für Energieinfrastruktur im Flächennutzungsplan 29 \r\n3.4.7 Pflicht zur Berücksichtigung von Netzausbau- und Transformationsbedarfen\r\n ...................................................................................................................... 29 \r\n3.4.8 Festsetzung von Flächen für Umspannwerke und Erweiterungsflächen ..... 30 \r\n3.4.9 Vorhalteflächen für Energieinfrastruktur ..................................................... 30 \r\n3.4.10 Raumordnerische Sicherung raumbedeutsamer \r\nEnergieinfrastrukturstandorte ..................................................................... 31 \r\n3.4.11 Energieinfrastruktur als raumordnerischer Flächenbelang ......................... 31 \r\n3.4.12 Raumordnerische Flächensicherung für Umspannwerke und Netzknoten . 32 \r\n3.5 Besitzeinweisung erleichtern ....................................................................... 32 \r\n3.5.1 Verzicht auf gesondertes Besitzeinweisungsverfahren – \r\nPlanfeststellungsbeschluss mit der Wirkung der vorzeitigen \r\nBesitzeinweisung .......................................................................................... 32 \r\n3.5.2 Besitzeinweisung zur Gewährleistung technischer Sicherheit, § 44b Abs. 1a \r\nEnWG ............................................................................................................ 34 \r\n3.5.3 Gebotensein des schnellen Baubeginns klarstellen, § 44b Abs. 1 S. 3 EnWG\r\n ...................................................................................................................... 34 \r\n3.5.4 Klarheit über Zeitpunkt des Antrags schaffen, § 44b Abs. 1a S. 1 EnWG .... 35 \r\n3.5.5 Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn ermöglichen, § 44b Abs. 1a S. 3 \r\nEnWG ............................................................................................................ 36 \r\n3.6 Verfahrensrechtliche Änderungen ............................................................... 37 \r\n3.6.1 Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage ........................... 37 \r\n3.6.2 Regelungen zur Vollständigkeitsprüfung im EnWG ergänzen ...................... 37 \r\n1 Netzausbau beschleunigen: neun Handlungsfelder im Überblick \r\nDie Stromnetze sind das Rückgrat der Energiewende. Die Stromnetzbetreiber haben in den \r\nletzten Jahren die Übertragungs- und Verteilnetze viele tausend Kilometer ausgebaut und \r\nviele neue Anlagen angeschlossen. Angesichts des weiter anhaltenden Zubaus an dezentraler \r\nEinspeisung und Last ist weiterer Netzausbau zentral für den Standort Deutschland. Ziel muss \r\nes dabei sein, dass der gesetzliche Rahmen so ausgestaltet wird, dass alle Möglichkeiten zur \r\nBeschleunigung des Netzausbaus genutzt werden können. \r\nDer Ausbau der Stromnetze in Deutschland, vor allem bei den Verteilernetzen, muss deutlich \r\nschneller werden. Insbesondere bei Planung und Genehmigung liegen zentrale Ansatzpunkte, \r\num den Netzausbau spürbar schneller voranzubringen: Hier lassen sich Verfahren deutlich be\r\nschleunigen, ohne die angemessene Berücksichtigung von Umweltbelangen zu gefährden. \r\nDer BDEW schlägt die folgenden neun Maßnahmen für ein Netzausbaupaket vor:  \r\n› Gelingenshaltung verankern \r\nDer Netzausbau muss auf allen staatlichen Ebenen als überragend wichtiges Infrastruktur\r\nziel priorisiert und bei Zielkonflikten frühzeitig berücksichtigt werden. \r\n› Vollzug vereinheitlichen \r\nVerfahren, Unterlagen und Prüfanforderungen müssen vereinheitlicht werden, um ver\r\nmeidbare Verzögerungen durch uneinheitliche Verwaltungspraxis zu reduzieren. \r\n› Ressourcen wirksamer einsetzen \r\nBessere personelle Ausstattung, einfachere Anforderungen, Standardisierung und Digitali\r\nsierung müssen vorhandene Kapazitäten entlasten und Verfahren beschleunigen. \r\n› Ersatzneubauten erleichtern \r\nFür den in der Praxis sehr häufigen Ersatzneubau in bestehenden Trassen muss die Erfas\r\nsung der Umweltauswirkungen erleichtert werden; maßgeblich darf zudem nur die zusätzli\r\nche oder geänderte Belastung gegenüber dem Bestand sein. \r\n› Umweltbezogene Erfassungs- und Prüfanforderungen verschlanken \r\nDie Ermittlung, Beschreibung und Prüfung der Umweltauswirkungen, insbesondere im Rah\r\nmen der UVP und des Artenschutzes aber auch im Immissionsschutz müssen auf das erfor\r\nderliche Maß reduziert und durch bessere Datengrundlagen praxistauglicher ausgestaltet \r\nwerden. \r\n› Kompensation flexibilisieren \r\nNaturschutzrechtliche Ausgleichsmaßnahmen, Ersatzzahlungen und waldrechtliche Kom\r\npensation müssen einfacher, flexibler und rechtssicherer geregelt werden. \r\nSeite 4 von 38 \r\n› Flächen frühzeitig sichern \r\nFlächen für Umspannwerke und sonstige Netzinfrastruktur müssen verbindlicher in Bauleit\r\nplanung und Raumordnung berücksichtigt und gesichert werden. \r\n› Besitzeinweisung vereinfachen \r\nDie Besitzeinweisung muss in den Planfeststellungsbeschluss integriert werden, um zusätz\r\nliche Verfahrensschritte zu vermeiden. \r\n› Verfahrensrechtliche Klarheit schaffen \r\nFrühzeitige Vollständigkeitsprüfungen und eine Fixierung der maßgeblichen Sach- und \r\nRechtslage erhöhen Planungssicherheit und vermeiden Verzögerungen. \r\nIm Folgenden Abschnitt 2 haben wir die zentralen Hemmnisse, Lösungen und Maßnahmen zu\r\nsammengefasst und im Abschnitt 3 mit umfangreichen Formulierungsvorschlägen unterlegt. \r\nDie Maßnahmen haben in erster Linie den Ausbau des Hochspannungsnetzes im Fokus.1  \r\n2 Hemmnisse und Lösungen für einen schnellen Netzausbau \r\n2.1 Gelingenshaltung gewährleisten \r\nHemmnis \r\nEin schneller Netzausbau scheitert vielfach nicht an einem einzelnen rechtlichen Hindernis, \r\nsondern an einer Vielzahl kumulativer Verzögerungsfaktoren. Neben Genehmigungsanforde\r\nrungen spielen insbesondere die Verwaltungskultur, Risikovermeidung, fehlende Vorentschei\r\ndungen bei Zielkonflikten sowie wechselnde politische und regulatorische Rahmenbedingun\r\ngen eine wesentliche Rolle. \r\nWesentlich ist daher eine stärkere Gelingenshaltung bei Politik, Vorhabenträgern und Behör\r\nden. Der Ausbau der Stromnetze muss als zentrale Voraussetzung für Energiewende, Elektrifi\r\nzierung, Versorgungssicherheit und Standortentwicklung verstanden und entsprechend priori\r\nsiert werden.  \r\nLösung  \r\nDer Netzausbau muss als überragend wichtiges Infrastrukturziel auf allen staatlichen Ebenen \r\nkonsequent berücksichtigt werden. Zielkonflikte, etwa zwischen Verkehrs-, \r\n1Geeignetheit oder Übertragbarkeit der Vorschläge auf die Übertragungsnetzebene ist im Einzelfall zu prüfen. \r\nSeite 5 von 38 \r\nStadtentwicklungs- , Umwelt- und Energieinfrastrukturbelangen, müssen früher und verbindli\r\ncher entschieden werden. \r\nWesentliche Maßnahmen \r\n› Überragendes öffentliches Interesse am Netzausbau und Netzbetrieb uneingeschränkt bei\r\nbehalten und konsequent berücksichtigen. \r\n› Politische Entscheidungen auf allen Ebenen (Bund, Länder und Kommunen) konsequent an \r\nder Wichtigkeit des Netzausbaus orientieren. \r\n2.2 Vollzug vereinheitlichen \r\nHemmnis \r\nDie uneinheitliche Anwendung bestehender Vorschriften durch Länder, Genehmigungsbehör\r\nden und einzelne Sachbearbeitungen verzögert den Netzausbau erheblich. Vorhabenträger \r\nmüssen ihre Antragsunterlagen wieder und wieder anpassen. Überzogene Anforderungen ein\r\nzelner Behörden bremsen dringend erforderliche Projekte erheblich aus.  \r\nEine Vereinheitlichung der Anforderungen an Antragsunterlagen und den Umfang und die \r\nTiefe einer ggf. erforderlichen formalen Erfassung der Umweltauswirkungen des Projekts (Um\r\nweltverträglichkeitsprüfung) könnte hier schon für erhebliche Beschleunigung sorgen. Aber \r\nauch dort, wo das geltende Recht bereits Beschleunigungsinstrumente vorsieht, werden diese \r\nnicht immer konsequent genutzt. Hier kann eine Vereinheitlichung erhebliche Beschleuni\r\ngungspotenziale heben.  \r\nLösung  \r\nEine stärkere Vereinheitlichung des Vollzugs ist dringend erforderlich. Hierfür sollten unter \r\ndem Dach der Energieministerkonferenz die erforderlichen Strukturen geschaffen werden. \r\nVorbild sind Arbeitsgruppen, wie sie beispielsweise bei der Umweltministerkonferenz bereits \r\nbestehen. In diesem Rahmen müssen bund-ländereinheitliche Auslegungshinweise und Ver\r\nwaltungsvorschriften durch eine Bund-Länder-Arbeitsgruppe unter Einbeziehung der Vorha\r\nbenträger für die Anwendung der im Wesentlichen durch das EnWG vorgegebenen Anforde\r\nrungen an das Zulassungsverfahren (Planfeststellung, Plangenehmigung, Anzeige) erarbeitet \r\nwerden. Ziel muss es sein, praxistaugliche Standards für die erforderlichen Planungs- und Zu\r\nlassungsunterlagen und den Prüfungsumfang zu entwickeln, die einheitlich in den Ländern \r\nrechtssicher angewandt werden können. \r\nSeite 6 von 38 \r\nWesentliche Maßnahmen \r\n› Schaffen der notwendigen Strukturen für eine Verwaltungsvereinheitlichung (insbesondere \r\nBund-Länder-Arbeitskreis unter Einbeziehung der Vorhabenträger). \r\n› Erarbeitung von Auslegungshinweisen und deren Implementierung in den Ländern. \r\n2.3 Ressourcenverfügbarkeit verbessern \r\nHemmnis \r\nDie mangelnde Verfügbarkeit personeller und materieller Ressourcen ist ein weiteres wesent\r\nliches Beschleunigungshemmnis. Dies betrifft sowohl Behörden als auch Vorhabenträger, \r\nDienstleister und Lieferketten. Auf Behördenseite führen begrenzte personelle Kapazitäten zu \r\nlängeren Bearbeitungszeiten. Auf Seiten der Vorhabenträger bestehen Engpässe bei Fachper\r\nsonal, Planungsleistungen und externen Dienstleistern. Hinzu kommen materielle Engpässe \r\ninsbesondere im Tiefbau sowie bei Kabeln, Transformatoren und sonstigen Anlagenkompo\r\nnenten.  \r\nLösung  \r\nErforderlich ist eine ausreichende Personalausstattung bei allen am Netzausbau Beteiligten. \r\nDies allein ist aber kurzfristig nur schwer umsetzbar und nur begrenzt wirksam.  \r\nEin Schwerpunkt muss daher zusätzlich auf einer Verringerung der rechtlichen und administ\r\nrativen Komplexität liegen. Je einfacher und klarer die Anforderungen ausgestaltet sind, desto \r\neffizienter können vorhandene Ressourcen genutzt werden.  \r\nDigitalisierung kann Verfahren unterstützen, wird aber nur dann beschleunigend wirken, \r\nwenn sie mit einer materiellen Vereinfachung der Anforderungen verbunden wird. Eine reine \r\nDigitalisierung komplexer Verfahren schafft für sich genommen noch keine Entlastung.  \r\nIm Bereich Material und Dienstleister können Standardisierung, frühzeitige Marktkommuni\r\nkation und verlässlichere Planungsgrundlagen zur Entspannung beitragen.  \r\nWesentliche Maßnahmen \r\n› Ausreichende Ausstattung der Behörden. \r\n› Vereinfachung der Genehmigungsanforderungen (siehe hierzu die Vorschläge im Folgenden). \r\n› Digitalisierung der Verfahren einschließlich der Nutzung künstlicher Intelligenz. \r\nSeite 7 von 38 \r\n2.4 Erleichterungen für Ersatzneubauvorhaben  \r\nHemmnis \r\nErsatzneubauvorhaben stellen einen wesentlichen Teil des Ausbaubedarfs im 110-kV-Netz dar. \r\nGerade dort, wo bestehende Trassen, Standorte oder Infrastrukturkorridore genutzt werden, \r\nsind verfahrensrechtliche Erleichterungen sachlich gerechtfertigt. Die bestehende Vorbelas\r\ntung und die regelmäßig geringere zusätzliche Eingriffsintensität sprechen dafür, Ersatzneu\r\nbauten rechtlich anders zu behandeln als vollständig neue Leitungsvorhaben. Eine solche Dif\r\nferenzierung könnte erhebliche Beschleunigungspotenziale heben, ohne Umwelt- und Beteili\r\ngungsbelange unangemessen zurückzudrängen.  \r\nLösung  \r\nFür Ersatzneubauten sollte gesetzlich klar geregelt werden, dass nicht das gesamte Vorhaben \r\nwie ein Neubau „auf der grünen Wiese“ zu prüfen ist, sondern ausschließlich die zusätzlichen \r\noder geänderten Auswirkungen gegenüber dem Bestand maßgeblich sind.  \r\nEs sollten spezifische Ersatzneubauregelungen geschaffen und bestehende Erleichterungen \r\nausgebaut werden. In Betracht kommen insbesondere: Erleichterungen beim Planfeststel\r\nlungsverfahren, der Verzicht auf zwingende Planfeststellung und stattdessen ein fakultatives \r\nPlanfeststellungsverfahren und der Verzicht auf eine UVP oder UVP-Vorprüfungspflicht in ge\r\neigneten Fallgruppen, Erleichterungen bei der artenschutzrechtlichen Prüfung, eine umfas\r\nsende Deltaprüfung, bei der umfänglich – auch im Natur- und Artenschutzrecht – nur die zu\r\nsätzliche Belastung durch die ersetzende Anlage maßgeblich ist. \r\nIn einem ersten Schritt müssen Ersatzneubauvorhaben bis zu einer Länge von 60 Kilometern \r\nvon der Durchführung einer UVP ausgenommen werden. Darüber hinaus muss im Rahmen des \r\nEuropäischen Grids Package die Voraussetzung geschaffen werden, dass Ersatzneubauvorha\r\nben im Ergebnis Anlagen in Infrastrukturgebieten gleichgestellt werden. Gerade diese Maß\r\nnahmen können erhebliche Beschleunigungseffekte bewirken. \r\nWesentliche Maßnahmen:  \r\n› Freistellung von 110-kV Ersatzneubauvorhaben bis 60 Kilometern Länge von der UVP.2  \r\n2Die Forderung entspricht einer entsprechenden Regelung für die Schieneninfrastruktur, die mit dem Infrastruk\r\nturzukunftsgesetz geschaffen wird. Dort wird die Elektrifizierung einer bestehenden Bahnstrecke auf einer Länge \r\nbis 180 Kilometer von der UVP ausgenommen. \r\nSeite 8 von 38 \r\n› Gleichstellung von Ersatzneubauvorhaben mit Vorhaben in Infrastrukturgebieten. \r\nFormulierungsvorschläge siehe Abschnitt 3.1 \r\n2.5 Umweltrechtlicher Prüfaufwand und UVP  \r\nHemmnis \r\nDer umweltrechtliche Prüfaufwand ist eines der zentralen Beschleunigungshemmnisse. Insbe\r\nsondere der erhebliche Aufwand für die Erfassung der Umweltauswirkungen von Vorhaben im \r\nRahmen einer UVP, die umfangreichen Anforderungen im Arten- und Umweltschutz, fehlende \r\nKartierungsdaten sowie zudem beispielhaft der Aufwand durch die Erdkabelpflicht (§ 43h \r\nEnWG) und Minimierungsprüfungen für elektrische und magnetische Felder (26. BImSchV) er\r\nfordern langwierige Erfassungen und Begutachtungen, die den Netzausbau erheblich verlang\r\nsamen. Vielfach stehen Umfang und Tiefe der Prüfungen nicht im Verhältnis zur tatsächlichen \r\nEingriffsintensität. Fehlende Datenverfügbarkeit führt zu wiederholten, projektbezogenen Er\r\nhebungen.  \r\nLösung  \r\nDie UVP-Pflichten müssen überprüft und reduziert werden. Das gilt zunächst für eine Anpas\r\nsung der nationalen Regelungen im europarechtlich zulässigen Rahmen unbedingt aber auch \r\nfür eine Änderung der europarechtlichen Vorgaben selbst. Zudem sollte die Vermeidung un\r\nnötiger Planfeststellungsverfahren stärker in den Blick genommen werden. Ein fakultatives \r\nPlanfeststellungsverfahren kann dazu beitragen, einfache oder konfliktarme Vorhaben schnel\r\nler umzusetzen.  \r\nEine zentrale Kartierungsdatenbank für Umweltdaten könnte Mehrfacherhebungen reduzie\r\nren, Planungssicherheit erhöhen und Verfahren beschleunigen. Auch die Regelungen zur Erd\r\nkabelpflicht sollten überprüft werden, insbesondere mit Blick auf Aufwand, Kostenvergleich \r\nund praktische Umsetzbarkeit. Die Anforderungen an Minimierungsprüfungen sollten klarer \r\nund schlanker gefasst werden.  \r\nWesentliche Maßnahmen \r\n› Reduzierung von UVP-Pflichten auf das europarechtlich mögliche Maß. \r\n› Erweiterung der Möglichkeiten für fakultative Planfeststellungsverfahren. \r\n› Entschlackung von Prüfanforderungen wie etwa § 43h EnWG oder § 4 Abs. 2 26. BImSchV. \r\nSeite 9 von 38 \r\n› Zentrale Kartierungsdatenbank für Umweltdaten schaffen, Verlängerung des Gültigkeits\r\nzeitraums von Kartierungsdaten. \r\nFormulierungsvorschläge siehe Abschnitt 3.2 \r\n2.6 Naturschutzrechtliche Ausgleichsregelung und waldrechtliche Kompensation erleichtern \r\nHemmnis \r\nEin weiteres wesentliches Hemmnis liegt in der Verfügbarkeit geeigneter Kompensationsflä\r\nchen. Der Vorrang der Realkompensation führt in der Praxis häufig zu erheblichem Aufwand, \r\ninsbesondere, wenn zunächst die Unmöglichkeit eines Ausgleichs nachgewiesen werden muss, \r\nbevor Ersatzgeldzahlungen in Betracht kommen.  \r\nAuch waldrechtliche Kompensationsanforderungen sind mit erheblichem Aufwand verbunden \r\nund gerade beim Netzausbau nicht gerechtfertigt. Dies führt zu Unsicherheit und Zeitverlust.  \r\nLösung  \r\nAusgleich und Ersatz sollten gleichgestellt werden. Dadurch könnte die Kompensation flexib\r\nler, schneller und praxistauglicher umgesetzt werden. Zudem sollten Instrumente zur besse\r\nren Verfügbarkeit von Ausgleichsflächen gestärkt werden. Auch für die waldrechtliche Kom\r\npensation sind klarere gesetzlicher Vorgaben erforderlich. Es bedarf einer Klarstellung, dass \r\nAnlegung, Pflege und Erhaltung von Leitungstrassen keine kompensationsbedürftige Waldum\r\nwandlung darstellen, da durch Leitungstrassen die grundsätzliche Waldfunktion nicht dauer\r\nhaft verloren geht. Ein ökologisches Trassenmanagement führt aus ökologischer Sicht sogar zu \r\neiner Aufwertung des Waldes. Zudem sollte eine gesetzliche Regelung für die Bevorratung \r\nwaldrechtlicher Kompensationsmaßnahmen geschaffen werden. \r\nWesentliche Maßnahmen \r\n› Gleichstellung von Ausgleichsmaßnahmen und Ersatzzahlung für die naturschutzrechtliche \r\nEingriffskompensation.3 \r\n› Möglichkeit nachträglicher Festlegung von Ausgleichsmaßnahmen schaffen. \r\n3Mit Inkrafttreten des im Infrastrukturzukunftsgesetz vorgesehenen § 15 Absatz 6a BNatSchG ist diese Forde\r\nrung erfüllt.  \r\nSeite 10 von 38 \r\n› Klarstellung der waldrechtlichen Kompensation. \r\nFormulierungsvorschläge siehe Abschnitt 3.3 \r\n2.7 Flächenverfügbarkeit sicherstellen \r\nHemmnis \r\nDie Verfügbarkeit geeigneter Flächen, insbesondere für Umspannwerke, gilt als erheblicher \r\nEngpass. Die Problematik verschärft sich in innerstädtischen Gebieten, in denen Energieinfra\r\nstruktur mit Wohnungsbau, Verkehr, Gewerbe, Klimaanpassung und weiteren Nutzungen kon\r\nkurriert.  \r\nAufwendiger Grundstückserwerb und fehlende planungsrechtliche Sicherung geeigneter Flä\r\nchen führen zu Verzögerungen und erhöhen den Projektaufwand.  \r\nLösungsansätze:  \r\nErforderlich sind planungsrechtliche Lösungen zur frühzeitigen Sicherung von Flächen für \r\nEnergieinfrastruktur. Kommunen sollten stärker verpflichtet werden, Flächenbedarfe für Um\r\nspannwerke und sonstige Netzinfrastruktur in der Bauleitplanung zu berücksichtigen.  \r\nZudem sollten Flächen an bestehenden Umspannwerken freigehalten oder für Erweiterungen \r\ngesichert werden. Energieinfrastruktur muss als eigener strategischer Belang der kommunalen \r\nFlächenplanung verstanden werden.  \r\nWesentliche Maßnahmen \r\n› Systematische Berücksichtigung und Darstellung von Energieinfrastruktur- und Erweite\r\nrungsflächen im Flächennutzungsplan.  \r\n› Einleitung von Bebauungsplanverfahren bzw. Festsetzung von Vorhalte- und Freihalteflä\r\nchen bei dringendem Sicherungsbedarf. \r\n› Verankerung der Energieinfrastruktur als eigenständiger Belang in Bauleitplanung und \r\nRaumordnung inkl. raumordnerischer Sicherungsinstrumente (Vorrang-/Vorbehaltsge\r\nbiete). \r\nFormulierungsvorschläge siehe Abschnitt 3.4 \r\nSeite 11 von 38 \r\n2.8 Besitzeinweisung erleichtern \r\nHemmnis \r\nDas eigenständige Verfahren zur Besitzeinweisung ist bürokratisch zu aufwendig. Der Verfah\r\nrensaufwand steht regelmäßig nicht in einem angemessenen Verhältnis zu den materiellen \r\nVoraussetzungen, weil die Besitzeinweisung weitgehend auf Grundlage bereits getroffener Zu\r\nlassungsentscheidungen erfolgt.  \r\nZudem kommt es regelmäßig zu Verzögerungen, wenn ein zugelassener vorzeitiger Baubeginn \r\naufgrund der Weigerung eines Eigentümers oder Besitzers nicht begonnen werden kann. Auch \r\nbei der Umsetzung von Maßnahmen zur Gewährleistung der technischen Sicherheit von Anla\r\ngen kommt es regelmäßig zu Verzögerungen, weil der Zutritt verweigert wird. \r\nLösung  \r\nDie Besitzeinweisung sollte in das Planfeststellungsverfahren integriert werden. Hierdurch \r\nwerden zusätzliche Verfahrensschritte reduziert, ohne damit eine Einschränkung des Rechts\r\nschutzes Betroffener zu bewirken.  \r\nAuch für den vorzeitigen Baubeginn und für Maßnahmen zur Gewährleistung der technischen \r\nSicherheit der Anlagen muss eine Besitzeinweisung ermöglicht werden. \r\nWesentliche Maßnahmen \r\n› Besitzeinweisung mit Planfeststellungsbeschluss ermöglichen. \r\n› Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn ermöglichen. \r\n› Besitzeinweisung zur Gewährleistung technischer Sicherheit. \r\nFormulierungsvorschläge siehe Abschnitt 3.5 \r\n2.9 Verfahrensrechtliche Beschleunigungspotenziale nutzen4 \r\nHemmnis \r\nOft steht im Verfahren erst spät fest, auf welcher Entscheidungsgrundlage der Planfeststel\r\nlungsbeschluss erlassen wird. Die Unsicherheit beginnt bereits bei der Frage, welche \r\n4Mit Inkrafttreten des im Infrastrukturzukunftsgesetz vorgesehenen § 74 Absatz 1 VwVfG ist diese Forderung \r\nerfüllt.  \r\nSeite 12 von 38 \r\nAntragsunterlagen aus Sicht der Planfeststellungsbehörde erforderlich sind und endet erst mit \r\nErlass des Beschlusses. Verzögerungen ergeben sich dann sowohl durch eingeforderte Ergän\r\nzungen von Antragsunterlagen als auch durch sich kurz vor Entscheidungsreife ändernde \r\nrechtliche Regelungen oder Rahmenbedingungen. Es entsteht ein Teufelskreis von Verände\r\nrungen im Umfeld des Vorhabens und sich daraus ergebenden Verzögerungen. \r\nLösung  \r\nDurch Regelungen, die im Laufe des Verfahrens sinnvoll Rechtsklarheit schaffen, können hier \r\nerhebliche Verzögerungen vermieden werden. Eine Vollständigkeitsprüfung der Antragsunter\r\nlagen durch die Behörde mit entsprechender einmaliger Nachforderungsmöglichkeit hat sich \r\nin anderen Bereichen bereits als sinnvoll erwiesen. Um frühzeitig Rechtssicherheit im Hinblick \r\nauf den zu prüfenden Sachverhalt zu schaffen und Verzögerungen zu vermeiden, die sich aus \r\nnachträglichen Veränderungen im Umfeld des Vorhabens ergeben, sollte der Zeitpunkt der \r\nmaßgeblichen Sach- und Rechtslage für den Planfeststellungsbeschluss vorverlagert und fixiert \r\nwerden.  \r\nWesentliche Maßnahmen \r\n› Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage.  \r\n› Vollständigkeitsprüfung im EnWG ergänzen.  \r\nFormulierungsvorschläge siehe Abschnitt 3.6 \r\n3 Konkrete Formulierungsvorschläge  \r\n3.1 Erleichterungen für Ersatzneubauvorhaben – § 14e UVPG neu \r\nFormulierungsvorschlag  \r\nNach § 14d UVPG wird der folgende § 14e eingefügt:  \r\n„§ 14e  \r\nBesondere Vorhaben bei Stromleitungen  \r\nKeiner Umweltverträglichkeitsprüfung bedürfen Vorhaben nach Nummer 19.1 der Anlage 1 mit \r\neiner Nennspannung von weniger als 220 Kilovolt, wenn sie \r\n1. einen Ersatzneubau im Sinne des § 3 Nummer 4 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes \r\nÜbertragungsnetz mit einer Länge von bis zu 60 Kilometern zum Gegenstand haben oder \r\nSeite 13 von 38 \r\n2. der Änderung und Erweiterung einer Bestandsleitung auch durch die Mitführung von zusätz\r\nlichen Seilsystemen auf einer bestehenden Maststruktur oder der Ersetzung bestehender Seil\r\nsysteme durch ein neues leistungsstärkeres Seilsystem auf einer Länge von bis zu 60 Kilome\r\ntern einschließlich erforderlicher Maständerungen oder Mastersatzneubaumaßnahmen inner\r\nhalb der bestehenden Trasse nebst den hierfür erforderlichen Änderungen des Fundaments \r\nund einer möglichen Verbreiterung des Schutzstreifens.“ \r\nBegründung \r\nDie europäische UVP-Richtlinie (RL 2011/92 EU in der durch RL 2014/52/EU geänderten Fas\r\nsung) unterscheidet zwischen Vorhaben, die zwingend durch die Mitgliedsstaaten einer UVP \r\nunterworfen werden müssen und solchen, bei denen ein Spielraum besteht. Leitungsanlagen \r\nmit einer Nennspannung von weniger als 220 kV fallen nicht unter die Kategorie der Anlagen, \r\nfür die bereits nach der Richtlinie zwingend eine UVP durchzuführen ist. Die Verpflichtung zur \r\nDurchführung einer UVP kann vielmehr bei Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspan\r\nnung von weniger als 220 kV von einer Einzelfallentscheidung oder von Schwellenwerten ab\r\nhängig gemacht werden. In beiden Fällen müssen die Kriterien Standort, Art und Größe eines \r\nProjekts berücksichtigt werden. Derzeit unterliegen diese Leitungsbauvorhaben nach dem \r\ndeutschen UVPG einer allgemeinen oder standortbezogenen Vorprüfungspflicht. Diese Prü\r\nfungen fallen in der Regel negativ aus.  \r\nDaher sollte der deutsche Gesetzgeber den europarechtlich gegebenen Rahmen ausschöpfen \r\nund die bestehenden UVP-Vorprüfungspflichten einschränken, um einen zügigen Ausbau des \r\nHochspannungsnetzes zu gewährleisten.  \r\nDer Ersatzneubau einer 110-kV Hochspannungsfreileitung hat regelmäßig keine über die be\r\nstehende Vorbelastung hinausgehenden erheblichen Auswirkungen. Dementsprechend soll\r\nten Ersatzneubauvorhaben für Hochspannungsfreileitungen mit einer Länge von bis zu \r\n60 km von der Pflicht zur Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung grundsätzlich \r\nausgenommen werden.5 Derzeit werden Ersatzneubauten im Hinblick auf die Pflicht zur \r\nDurchführung einer UVP genauso behandelt, wie Neubauvorhaben in neuer Trasse. Trotz der \r\nbestehenden Vorbelastung ist daher nach geltendem UVPG auch bei Ersatzneubauvorhaben \r\n5Die Forderung lehnt sich an eine entsprechenden Regelung für die Schieneninfrastruktur an, die mit dem Infra\r\nstrukturzukunftsgesetz geschaffen wird. Dort sah der Regierungsentwurf vor, die Elektrifizierung einer bestehen\r\nden Bahnstrecke auf einer Länge bis 60 Kilometer von der UVP auszunehmen. An diese Vorgabe lehnt sich der \r\nVorschlag des BDEW an. Der Bundestag diese UVP-Ausnahme in seinem Gesetzesbeschluss auf eine Länge von \r\n180 Kilometern verlängert. \r\nSeite 14 von 38 \r\nbereits ab einer Länge von 200 Metern mindestens eine standortbezogene UVP-Vorprüfung \r\nerforderlich (Nr. 19.1 der Anlage 1 zum UVPG). Auf den zusätzlichen und mit großem Aufwand \r\nverbundenen Verfahrensschritt einer Umweltverträglichkeits-(vor-)prüfung bei Ersatzneubau\r\nvorhaben im Wesentlichen zu verzichten, würde eine erhebliche Erleichterung mit sich brin\r\ngen und ist geeignet, den dringend erforderlichen Ausbau des Hochspannungsnetzes zu be\r\nschleunigen.  \r\nZudem sollte für Änderungsvorhaben und Ertüchtigungsvorhaben über die Vorgaben des § 43f \r\nEnWG hinaus die Vorprüfungspflicht generell entfallen, da die Erfahrung zeigt, dass sich regel\r\nmäßig im Rahmen der Vorprüfungen keine Pflicht ergibt, eine UVP durchzuführen.  \r\n3.2 Umweltrechtlicher Prüfaufwand und UVP \r\n3.2.1 \r\nUnnötige Umweltverträglichkeitsvorprüfungen vermeiden – Änderung von Anlage 1 \r\nUVPG  \r\nFormulierungsvorschlag  \r\nAnhang 1 Abschnitte 19.1 und 19.2 des UVPG wird wie folgt geändert: \r\n„19.  Leitungsanlagen und andere Anlagen:      \r\n19.1  Errichtung und Betrieb einer Hochspannungsfreileitung im Sinne des Energie\r\nwirtschaftsgesetzes mit  \r\n19.1.1  einer Länge von mehr als 15 km und mit einer Nennspannung von 220 kV oder \r\nmehr,  \r\n19.1.2  einer Länge von mehr als 15 km und mit einer Nennspannung von 110 kV bis zu \r\n220 kV,  \r\nX    \r\nA  \r\n19.1.3  einer Länge von 5 km bis 15 km und mit einer Nennspannung von 110 kV oder \r\nmehr,  \r\nS  \r\n19.1.4  einer Länge von über 200 Metern und weniger als 5 km und einer Nennspan\r\nnung von 110 kV 220 kV oder mehr;  \r\nS  \r\n19.1.5  einer Länge von bis zu 200 Metern und einer Nennspannung von 110 kV 220 \r\nkV oder mehr, wenn die Hochspannungsfreileitung in einem Natura 2000-Ge\r\nbiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegt“  \r\nS   \r\nSeite 15 von 38 \r\nBegründung \r\nDie europäische UVP-Richtlinie (RL 2011/92 EU in der durch RL 2014/52/EU geänderten Fas\r\nsung) unterscheidet zwischen Vorhaben, die zwingend durch die Mitgliedsstaaten einer UVP \r\nunterworfen werden müssen und solchen, bei denen ein Spielraum besteht.  \r\nLeitungsanlagen mit einer Nennspannung von weniger als 220 kV fallen nicht unter die Kate\r\ngorie der Anlagen, für die bereits nach der Richtlinie zwingend eine UVP durchzuführen ist.  \r\nDer deutsche Gesetzgeber sollte zunächst den europarechtlich gegebenen Rahmen ausschöp\r\nfen und die bestehenden UVP-Vorprüfungspflichten einschränken, um einen zügigen Ausbau \r\ndes Hochspannungsnetzes zu gewährleisten. Leitungen unterhalb einer Nennspannung von \r\n220 kV sollten generell nur einer standortbezogenen Vorprüfung unterliegen. Für 110 kV-Lei\r\ntungen mit einer Länge von weniger als 5 km sollte die Vorprüfungspflicht gänzlich entfallen.  \r\nDer Verzicht auf die Notwendigkeit einer UVP oder UVP-Vorprüfung würde auch die weiterge\r\nhende Möglichkeit der Vorhabenzulassung im Rahmen der Plangenehmigung anstelle des auf\r\nwändigeren Planfeststellungsverfahrens nach § 43 EnWG i. V. m. § 74 Abs. 6 VwVfG ermögli\r\nchen.  \r\nDarüber hinaus müssen unbedingt auch die europarechtlichen Vorgaben für die UVP selbst ge\r\nändert werden, um den Aufwand für die Erfassung von Umweltauswirkungen anzupassen. \r\n3.2.2 \r\nVorschlag zur Änderung von Artikel 8 der Europäischen Strombinnenmarktrichtlinie \r\nim Rahmen des Grids Package – Ersatzneubauten mit Vorhaben in Infrastrukturge\r\nbieten gleichstellen \r\nDie aus Sicht des BDEW sinnvollste Lösung für eine Erleichterung von Ersatzneubauvorhaben \r\nist es, bereits bestehende Instrumente zu nutzen. Daher sollten auf der Ebene der Europäi\r\nschen Rechtssetzung die Voraussetzungen geschaffen werden, das bestehende Netz, das den \r\nweit überwiegenden Teil der Netzausbaumaßnahmen ausmacht (Ersatzneubau/Seiltausch \r\netc.), insgesamt als Infrastrukturgebiet im Sinne von Artikel 15e der RED auszuweisen (z. B. \r\nGebietsstreifen 50 oder 100 m links und rechts der Trassenachse). In diesem Gebiet gelten \r\ndann die gleichen Rechtsfolgen wie in einem gesondert ausgewiesenen Infrastrukturgebiet, \r\nsodass keine UVP, keine Artenschutzprüfung und keine Natura-2000 Verträglichkeitsprüfung \r\nerforderlich sind. Im Planfeststellungsverfahren wären dann ggf. Minderungsmaßnahmen \r\nfestzulegen. \r\nAuf den aufwändigen Ausweisungsprozess könnte so für von der Regelung erfasste Vorhaben \r\nverzichtet und die Regelungen zu Infrastrukturgebieten auch für die Ertüchtigung des Be\r\nstandsnetzes angewendet werden.  \r\nSeite 16 von 38 \r\nDer BDEW verweist insofern auf seine Ausführungen zu dieser Frage in seiner Stellungnahme \r\nzum Genehmigungsrecht im Europäischen Grids Package. \r\n3.2.3 \r\nErfordernis der Planfeststellung flexibilisieren – Wahlmöglichkeit zwischen Planfest\r\nstellungsverfahren und Einzelgenehmigungen auch bei 110 kV-Freileitungen  \r\nFormulierungsvorschlag  \r\n§ 43 Abs. 1 und 2 EnWG sollten wie folgt geändert werden:  \r\n„§ 43 Erfordernis der Planfeststellung  \r\n(1) Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von folgenden Anlagen bedürfen der \r\nPlanfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde:  \r\n1. Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr, ausge\r\nnommen  \r\na) Bahnstromfernleitungen und  \r\nb) Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von unter 220 Kilovolt und einer Ge\r\nsamtlänge oder einem Änderungsumfang von bis zu 5 Kilometern und  \r\nc) Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 220 Kilovolt und mehr und einer \r\nGesamtlänge oder einem Änderungsumfang von bis zu 200 Metern, die nicht in einem Natura \r\n2000-Gebiet nach § 7 Abs. 1 Nr. 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegen  \r\n(…)  \r\n(2) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens können durch Planfeststellung durch die nach Lan\r\ndesrecht zuständige Behörde zugelassen werden:  \r\n(…)  \r\n5. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Freileitung mit einer Nennspannung \r\nvon unter 110 Kilovolt, einer Hochspannungsfreileitung mit einer Nennspannung von 220-Kilo\r\nvolt oder mehr und einer Gesamtlänge oder Änderungsumfang von bis zu 200 Metern, die \r\nnicht in einem Natura 2000-Gebiet liegt, Hochspannungsfreileitungen mit einer Gesamtlänge \r\noder Änderungsumfang von bis zu 5 km und einer Nennspannung von weniger als 220 Kilovolt \r\noder einer Bahnstromfernleitung, sofern diese Leitungen mit einer Leitung nach Abs. 1 S. 1 Nr. \r\n1, 2 oder 3 auf einem Mehrfachgestänge geführt werden und in das Planfeststellungsverfahren \r\nfür diese Leitung integriert werden;. Gleiches gilt für Erdkabel mit einer Nennspannung von un\r\nter 110 Kilovolt, sofern diese im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang mit der \r\nSeite 17 von 38 \r\nBaumaßnahme eines Erdkabels nach Abs. 1 S. 1 Nr. 2 bis 4 oder nach den Nr. 2 bis 4 mit verlegt \r\nwerden,  \r\n(…)“  \r\nBegründung \r\nDie Vorgaben über das Erfordernis einer Planfeststellung oder einer Plangenehmigung in \r\n§ 43 EnWG sind vielfach sehr starr und werden den Anforderungen der Verfahren nicht immer \r\ngerecht. Vor diesem Hintergrund sollte eine stärkere Flexibilisierung der Vorgaben erfolgen.  \r\nFür den Neubau und die Änderung von 110-kV-Freileitungsvorhaben, die keiner UVP unterlie\r\ngen (siehe hierzu den vorausgehenden Vorschlag unter 3.1), sollte die im § 43 EnWG geregelte \r\ngrundsätzliche Planfeststellungspflicht aufgehoben und stattdessen entsprechend den 110-kV\r\nErdkabeln eine optionale Planfeststellungsmöglichkeit eingeführt werden. Hierdurch wäre für \r\nErweiterungs- und Änderungsvorhaben von 110-kV-Freileitungen ein Anzeigeverfahren gemäß \r\n§ 43f EnWG für diese Fälle nicht mehr notwendig, da dies nur für grundsätzlich planfeststel\r\nlungspflichtige Vorhaben erfolgen muss. Anzeigeverfahren machen derzeit in der 110-kV\r\nEbene einen nicht unerheblichen Anteil aus und werden, soweit diese weiterhin erforderlich \r\nsind, im Hinblick auf die erhebliche Zunahme von Netzanbindungen an bestehende Hochspan\r\nnungsfreileitungen und dem umfangreichen Bedarf an Zu-/Umbeseilungen nochmals an An\r\nzahl erheblich zunehmen. Zum anderen würde so die Möglichkeit geschaffen werden, 110-kV\r\nFreileitungen – entsprechend der Regelung für 110-kV-Erdkabel – bis zu einer Länge von 5 km \r\nneu zu errichten oder zu ersetzen, ohne dass bereits ab 200 m zwingend ein Planfeststellungs\r\nverfahren erforderlich ist. Voraussetzung wäre weiterhin, dass die notwendigen öffentlich\r\nrechtlichen und privatrechtlichen Einzelgenehmigungen einvernehmlich erreicht werden kön\r\nnen. \r\nDies steht auch schon deshalb nicht im Widerspruch zur bisherigen Rechtslage, da die Rege\r\nlung zumindest teilweise an die bereits für Erdkabel geltenden Vorgaben angepasst würde. \r\nFür diese Anlagen hat sich das System aus Einzelgenehmigungen und privatrechtlichen Rege\r\nlungen sowie einer fakultativen Planfeststellung nach § 43 Abs. 2 bewährt.  \r\nDurch die Ergänzung, dass der „Änderungsumfang“ maßgeblich für die Anwendbarkeit der \r\nVorschrift ist, werden unnötige und zeitraubende Diskussionen vermieden, ob die Längenan\r\ngabe auch auf Änderungsabschnitte von Bestandsleitungen bezogen werden kann.  \r\nDurch die vorgeschlagene Änderung würden die ohnehin knappen Personalkapazitäten bei \r\nden Planfeststellungsbehörden deutlich entlastet und die Umsetzung von Vorhaben, bei de\r\nnen die erforderlichen privaten und öffentlich-rechtlichen Einzelgenehmigungen vorliegen \r\noder einvernehmlich beschafft werden können, beschleunigt.  \r\nSeite 18 von 38 \r\n110-kV-Freileitungen, die keiner UVP-Pflicht unterliegen, sollten daher hinsichtlich des Verfah\r\nrens- und Genehmigungsaufwands 110-kV-Erdkabeln, bei denen es keine grundsätzliche Plan\r\nfeststellungspflicht bzw. ein Anzeigeverfahren gibt, gleichgestellt werden.  \r\n3.2.4 \r\nEntschlackung der Prüfanforderungen – Streichung des § 43h EnWG \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 43h EnWG wird gestrichen. \r\n§ 43h Ausbau des Hochspannungsnetzes \r\nHochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder \r\nweniger sind als Erdkabel auszuführen, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb \r\ndes Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht \r\nüberschreiten und naturschutzfachliche Belange nicht entgegenstehen; die für die Zulassung \r\ndes Vorhabens zuständige Behörde kann auf Antrag des Vorhabenträgers die Errichtung als \r\nFreileitung zulassen, wenn öffentliche Interessen nicht entgegenstehen. Soll der Neubau einer \r\nHochspannungsleitung weit überwiegend in oder unmittelbar neben einer Bestandstrasse \r\ndurchgeführt werden, handelt es sich nicht um eine neue Trasse im Sinne des Satzes 1. Satz 1 \r\nist ebenfalls nicht anzuwenden, sofern Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung \r\nvon 110 Kilovolt mit einem anderen Vorhaben auf einem Mehrfachgestänge geführt werden \r\nsollen und eine einheitliche Entscheidung über beide Vorhaben in einem Planfeststellungsver\r\nfahren ergeht. \r\n§ 43 Absatz 3 EnWG wird wie folgt ergänzt:  \r\n„Ist eine Ausführung als Freileitung beantragt, stellt in der Alternativenprüfung eine Erdkabel\r\nvariante keine zu prüfende Alternative dar, dasselbe gilt für eine beantragte Ausführung als \r\nErdkabel.“  \r\nBegründung \r\n§ 43h EnWG sieht vor, dass neue Hochspannungsleitungen auf neuer Trasse grundsätzlich als \r\nErdkabel auszuführen sind, sofern die Erdverkabelung nicht mehr als das 2,75-fache der Kos\r\nten einer Freileitungsvariante verursacht. In der Praxis führt diese Vorgabe zum einen zu er\r\nheblichem Prüfungs- und Begründungsaufwand und zum anderen auch zu Verfahrensunsi\r\ncherheiten und Klagerisiken. \r\nBesonders deutlich wird dies, wenn das Kostenverhältnis nahe am vorgegebenen Kostenfaktor \r\nliegt. Der mit der Regelung verbundene Planungs-/Prüfungsaufwand ist dann enorm. Eine \r\nSeite 19 von 38 \r\nüberschlägige Kostenabschätzung ist dann keinesfalls ausreichend und neben einer Freileitung \r\nerfolgt im Zweifel eine konkrete Kabelplanung (ggf. wieder mit Varianten), um hinreichend ge\r\nnau auch ein Kostenverhältnis verfahrenssicher nachweisen zu können. Auch der Zeitpunkt \r\nder Kalkulation kann z. B. wegen der für die Erdkabelkosten angesetzten Kupfer- oder Alumini\r\numpreise entscheidend dafür sein, ob man über oder unter dem Kostenfaktor liegt. Eine Frei\r\nleitungsplanung, die begonnen wurde, da man anfangs von einem Kostenverhältnis über 2,75 \r\nausgegangen ist, kann somit zur Antragsstellung oder Erörterung ggf. hinfällig sein. Dieser \r\nNachweisaufwand und die damit verbundenen Unsicherheiten verzögern unter Umständen \r\ndie Netzausbauplanung unnötig und stehen regelmäßig außer Verhältnis zu der zu klärenden \r\nFrage, ob eine Leitung auf neuer Trasse als Freileitung oder als Erdkabel auszuführen ist. Denn \r\nneben der Wirtschaftlichkeit und den naturschutzfachlichen Belangen können auch andere As\r\npekte für oder gegen eine Ausführung als Freileitung oder Erdkabel sprechen. Auch alternative \r\nFormulierungen für eine Prüfung, wann eine Erdkabel- oder Freileitungsvariante rechtssicher \r\ngewählt werden kann, führen regelmäßig zu neuen Auslegungs- und Prüfungsunsicherheiten, \r\ndie wiederum im Widerspruch zu den Beschleunigungsbemühungen stehen.  \r\nDie Frage, welche Technik für eine neue Leitungsverbindung für den Genehmigungsantrag ge\r\nwählt wird, sollte daher dem Vorhabenträger überlassen bleiben. Da eine Freileitungsvariante \r\nin der Regel erhebliche Kostenvorteile bietet, sollte auch im Hinblick auf die durch den Netz\r\nausbau ohnehin steigenden Netzkosten auf eine gesetzliche Erdkabelpriorisierung grundsätz\r\nlich verzichtet werden. \r\nDie Einschränkung der Alternativenprüfung in § 43 Absatz 3 EnWG soll klarstellen, dass zu der \r\nvom Vorhabenträger gewählten technischen Ausführungsvariante keine Alternativen zu prü\r\nfen sind. Auch bei Vorhaben, die einen trassengleichen Neubau einer Freileitung zum Gegen\r\nstand haben, und für die somit bereits nach dem geltenden § 43h S. 2 EnWG ausdrücklich \r\nkeine Erdkabelpflicht besteht, wird in der bisherigen Praxis im Rahmen der allgemeinen Alter\r\nnativenprüfung die Betrachtung von Erdkabelvarianten verlangt. Die vorgeschlagene Klarstel\r\nlung reduziert infolgedessen den Aufwand für Alternativenprüfungen, da höchstens noch Tras\r\nsenalternativen innerhalb derselben Ausführungsvariante geprüft werden können und die \r\nTechnologienentscheidung beim Vorhabenträger verbleibt.  \r\n3.2.5 \r\nEntschlackung der Prüfanforderungen – Änderung von § 4 Abs. 2 der 26. BImSchV \r\nund des EnWG \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 4 der 26. BImSchV wird wie folgt geändert: \r\nNach Absatz 2 wird folgender Absatz 3 eingefügt: \r\nSeite 20 von 38 \r\n„(3) Einer Prüfung nach Absatz 2 bedarf es nicht, soweit nachgewiesen ist, dass die in Anhang \r\n1a genannten Grenzwerte an den maßgeblichen Immissionsorten um mindestens 50 Prozent \r\nunterschritten werden. In diesen Fällen gelten die Anforderungen des Absatzes 2 als erfüllt.“ \r\nDer bisherige Absatz 3 wird Absatz 4. \r\n§ 43 Absatz 3 EnWG wird wie folgt ergänzt: \r\n„Elektrische, magnetische und elektromagnetische Felder sind im Rahmen der Abwägung nicht \r\nerheblich, soweit nachgewiesen ist, dass die jeweils geltenden Grenzwerte der Sechsundzwan\r\nzigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes an den maßgebli\r\nchen Immissionsorten um mindestens 50 Prozent unterschritten werden.“ \r\nBegründung \r\nNach § 4 der 26. BImSchV sind bei Errichtung und wesentlicher Änderung von Anlagen die von \r\nder jeweiligen Anlage ausgehenden elektrischen und magnetischen Felder nach dem Stand \r\nder Technik und unter Berücksichtigung der Gegebenheiten im Einwirkungsbereich zu mini\r\nmieren. Die Prüfung dieses Minimierungsgebots führt in der Praxis häufig zu erheblichem Prü\r\nfungs- und Begründungsaufwand, ohne dass hiermit eine nennenswerte zusätzliche Verringe\r\nrung der Feldstärken verbunden ist. So kann z. B. die Anzahl der einzelnen notwendigen Be\r\nrechnungen zur Klärung, ob es für alle maßgeblichen Minimierungsorte eine beste Phasenlage \r\ngibt, erheblich sein. So sind allein bei zwei Stromkreisen für jeden einzelnen maßgeblichen Mi\r\nnimierungsort jeweils sechs verschiedene Phasenlagen möglich, die einzeln berechnet werden \r\nmüssen, um die Minimierungsoption entsprechend den Regelungen der 26. BImSchV und der \r\nVerwaltungsvorschrift zu dieser Verordnung prüfen zu können. Mit zunehmender Anzahl der \r\nzu betrachtenden Stromkreise (mit jeweils drei Phasen) nimmt der Berechnungsaufwand \r\nnochmals überproportional zu. Das Minimierungspotenzial für alle relevanten Minimie\r\nrungsoptionen ist dabei grundsätzlich von der Höhe des ohne eine Minimierung vorliegenden \r\nFeldstärkewerts abhängig. Je niedriger der Feldstärkewert, umso geringer wird auch das Mini\r\nmierungspotenzial durch eine Minimierungsmaßnahme.  \r\nZur Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren sollte daher der Aufwand für \r\neine Minimierungsprüfung auf die Vorhaben beschränkt sein, bei denen sich Feldstärkewerte \r\nergeben, die über 50 Prozent des ohnehin einzuhaltenden Grenzwerts für das elektrische und \r\nmagnetische Feld liegen.  \r\nDurch den Formulierungsvorschlag wird klargestellt, dass den Vorsorgeanforderungen des § 4 \r\nder 26. BImSchV ausreichend Rechnung getragen ist, wenn für alle maßgeblichen Immissions\r\norte, für die der Nachweis der Grenzwerteinhaltung auf Grundlage des § 3 Abs. 1 der 26. \r\nSeite 21 von 38 \r\nBImSchV erfolgen muss, die geltenden Grenzwerte um mindestens 50 Prozent unterschritten \r\nwerden. In diesen Fällen besteht kein weitergehendes fachliches Erfordernis für eine zusätzli\r\nche Minimierungsprüfung. Die gesetzliche Klarstellung würde die Verfahren erheblich verein\r\nfachen, ohne das bestehende Schutzniveau in Frage zu stellen. \r\nErgänzend wird gesetzlich klargestellt, dass Feldstärken, die höchstens 50 Prozent der gelten\r\nden Grenzwerte erreichen, auch im Rahmen des fachplanerischen Abwägungsgebots nicht \r\nmehr abwägungserheblich sind. Dadurch wird eine einheitliche Bewertung im Immissions\r\nschutzrecht und im Fachplanungsrecht gewährleistet und zugleich Rechts- und Planungssi\r\ncherheit geschaffen. \r\n3.3 Naturschutzrechtliche Ausgleichsregelung und waldrechtliche Kompensation erleichtern  \r\n3.3.1 \r\nGleichstellung von Ausgleichsmaßnahmen und Ersatzzahlungen6 \r\nFormulierungsvorschlag \r\nIn § 15 BNatSchG wird folgender Absatz 6a eingefügt:  \r\n„(6a) Für Vorhaben, die durch Bundesgesetz in das überragende öffentliche Interesse gestellt \r\nsind, stehen Ersatzzahlungen nach Absatz 6 den Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach Ab\r\nsatz 2 Satz 3 und 4 gleichrangig zur Verfügung. ” \r\nBegründung \r\nDie Regelung stellt klar, dass bei Vorhaben, die durch Bundesgesetz in das überragende öf\r\nfentliche Interesse gestellt sind, Ersatzzahlungen gleichrangig neben Ausgleichs- und Ersatz\r\nmaßnahmen zur Verfügung stehen. Damit wird den besonderen Beschleunigungs- und Reali\r\nsierungserfordernissen solcher Vorhaben Rechnung getragen. In der Praxis sind geeignete Flä\r\nchen für Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen gerade bei großräumigen Infrastrukturvorhaben \r\noft nur eingeschränkt oder mit erheblichem zeitlichen Aufwand verfügbar. \r\nDie mit der Regelung verbundene Wahlmöglichkeit zwischen Realkompensation und Ersatz\r\ngeldzahlung trägt erheblich zur Beschleunigung und Vereinfachung von \r\n6Mit Inkrafttreten des im Infrastrukturzukunftsgesetz vorgesehenen § 15 Absatz 6a BNatSchG ist diese Forde\r\nrung erfüllt.  \r\nSeite 22 von 38 \r\nInfrastrukturprojekten bei. Die bestehende Flächenknappheit schränkt Energieinfrastruktur\r\nVorhaben erheblich ein und führt zu starken Verzögerungen.  \r\nZiel der Regelung ist es, eine wirksame und zugleich praktikable Kompensation von Eingriffen \r\nin Natur und Landschaft zu ermöglichen. Maßgeblich ist nicht, dass der Vorhabenträger jede \r\nAusgleichs- oder Ersatzmaßnahme selbst plant, organisiert und umsetzt. Entscheidend ist viel\r\nmehr, dass die Kompensation tatsächlich, zeitnah und ökologisch wirksam erfolgt. Durch die \r\nGleichrangigkeit von Ersatzzahlungen wird ermöglicht, Kompensationsmaßnahmen gezielt \r\ndort durch Fachleute zu realisieren, wo sie naturschutzfachlich besonders sinnvoll sind.  \r\n3.3.2 \r\nNachträgliche Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach dem \r\nBNatSchG ermöglichen  \r\nFormulierungsvorschlag \r\nFolgender Paragraf sollte im EnWG eingefügt werden: \r\n„§ 43p Maßgaben für Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen  \r\n(1) Bei der Zulassung von Vorhaben nach § 43 Absatz 1 ist das Bundesnaturschutzgesetz mit \r\nfolgenden Maßgaben anzuwenden: \r\n1. Abweichend von § 17 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes kann die Festsetzung von \r\nAusgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach § 15 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes bis zu \r\nzwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen. Hierfür hat der Verursacher \r\ndie erforderlichen Angaben nach § 17 Absatz 4 Satz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgeset\r\nzes nachträglich zu machen.  \r\n2. § 15 Absatz 4 Satz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes ist entsprechend anzuwenden. \r\n(2) Mit der Umsetzung der Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen ist innerhalb von drei Jahren \r\nnach der Festsetzung zu beginnen.“ \r\nBegründung \r\nDie Vorschrift schafft für Vorhaben nach dem EnWG eine vergleichbare Regelung wie in \r\n§ 6 LNGG zur Möglichkeit einer Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach Ertei\r\nlung der Zulassungsentscheidung. Nach geltendem Recht ist die Festlegung der konkreten \r\nAusgleichsmaßnahmen Zulassungsvoraussetzung für das Vorhaben. Aufgrund der bestehen\r\nden Flächenknappheit und des mit der Festlegung der Ausgleichsmaßnahme verbundenen \r\nAufwands verzögert diese Voraussetzung allerdings die Genehmigungsentscheidung in zahlrei\r\nchen Fällen ohne Not. Eine Festlegung von Ausgleichsmaßnahmen kann schadlos auch im \r\nSeite 23 von 38 \r\nNachgang der Zulassung erfolgen. Die Regelung führt daher zu einer erheblichen Beschleuni\r\ngung für Beginn und Umsetzung von Ausbauvorhaben. \r\n3.3.3 \r\nKlarstellung zur Waldumwandlung – § 9 BWaldG und entsprechende Anpassungen \r\nder Landeswaldgesetze \r\nFormulierungsvorschlag \r\nIn § 9 BWaldG wird der folgende Absatz 1a eingefügt: \r\n„(1a) Als Umwandlung im Sinne des Absatzes 1 Satz 1 gelten nicht die Beseitigung, Kappung \r\noder Beeinträchtigung von Forstpflanzen zum Zwecke der Anlegung, Pflege und Erhaltung von \r\nLeitungstrassen einschließlich der jeweils zugehörigen Arbeitsflächen, Schutzstreifen, Flächen \r\nder Mast- und Kabelbauwerke selbst einschließlich ihrer Fundamente samt jeweiliger notwen\r\ndiger Zuwegungen (allgemeiner Grundsatz).“ \r\nBegründung \r\nDie Regelung stellt klar, dass Maßnahmen zur Anlegung, Pflege und Erhaltung von Leitungs\r\ntrassen keine Waldumwandlung im Sinne des § 9 Absatz 1 Satz 1 BWaldG darstellen. Dies be\r\ntrifft insbesondere die Beseitigung, Kappung oder sonstige Beeinträchtigung von Forstpflan\r\nzen auf Trassenflächen, Schutzstreifen, Arbeitsflächen, Flächen von Mast- und Kabelbauwer\r\nken einschließlich ihrer Fundamente sowie den hierfür notwendigen Zuwegungen.  \r\nDurch Leitungstrassen geht die grundsätzliche Waldfunktion regelmäßig nicht dauerhaft verlo\r\nren. Sie dienen nicht der Aufgabe der Waldfunktion, sondern der sicheren Errichtung und dem \r\nsicheren Betrieb leitungsgebundener Infrastruktur. So hat Wald neben einer forstwirtschaftli\r\nchen u. a. auch eine ökologische Funktion. Insbesondere durch das mittlerweile in Freilei\r\ntungsschutzstreifen übliche ökologische Trassenmanagement wird der Freileitungsschutzstrei\r\nfen sukzessive zu einem gestuften Waldrand entwickelt, der i. d. R. sogar zu einer höheren \r\nBiodiversität im Wald führt und aus ökologischer Sicht den Wald somit aufwertet. \r\nDurch die Klarstellung werden Rechtsunsicherheiten bei der forstrechtlichen Einordnung ent\r\nsprechender Maßnahmen vermieden. Zugleich entfällt das Erfordernis einer Genehmigung für \r\ndie Waldumwandlung. Dies trägt zur Beschleunigung des Ausbaus und der Unterhaltung der \r\nEnergieinfrastruktur bei. \r\nEntsprechende Änderungen sind auch in den Landeswaldgesetzen erforderlich. \r\nSeite 24 von 38 \r\n3.3.4 \r\nEinführung einer Rechtsgrundlage für die Bevorratung von waldbezogenen Kom\r\npensationsmaßnahmen – § 7 BWaldG \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 7 BWaldG wird wie folgt eingefügt:  \r\n„§ 7 Bevorratete waldbezogene Maßnahmen \r\nWaldbezogene Maßnahmen, die im Hinblick auf zu erwartende Beeinträchtigungen des Wal\r\ndes, seiner Schutzgüter oder seiner Ökosystemleistungen durchgeführt worden sind, können \r\nals waldbezogene Ausgleichs- oder Ersatzmaßnahmen für genehmigungspflichtige Vorhaben \r\nnach den §§ 9 ff. anerkannt werden, soweit \r\n1. nach diesem Gesetz genehmigungspflichtige Vorhaben zu ersatz- bzw. ausgleichsbedürfti\r\ngen Beeinträchtigungen des Waldes, seiner Schutzgüter oder seiner Ökosystemleistungen füh\r\nren oder führen können,  \r\n2. die waldbezogenen Maßnahmen ohne rechtliche Verpflichtung durchgeführt wurden,  \r\n3. dafür keine öffentlichen Fördermittel in Anspruch genommen wurden,  \r\n4. die waldbezogenen Maßnahmen naturschutzfachlichen Programmen und Plänen nach den \r\n§§ 10 und 11 des Bundesnaturschutzgesetzes nicht widersprechen und  \r\n5. eine Dokumentation des Ausgangszustandes der Flächen vorliegt (allgemeiner Grundsatz).“ \r\nBegründung \r\nNetzausbauvorhaben lassen sich vielfach nur unter Inanspruchnahme von Außenbereichs- und \r\nWaldflächen verwirklichen. In den vergangenen Jahren hat sich in der Praxis gezeigt, dass es \r\nVorhabenträgern der Energiewirtschaft zunehmend erschwert ist, geeignete Flächen für Er\r\nsatzaufforstungen oder sonstige waldbezogene Kompensationsmaßnahmen zu finden. Hinzu \r\nkommt, dass die Abstimmung und Genehmigung entsprechender Maßnahmen über die zu\r\nständigen unteren Forstbehörden regelmäßig zeitintensiv sind. Dies kann zu erheblichen Ver\r\nzögerungen bei der Zulassung und Umsetzung energiewirtschaftlich notwendiger Vorhaben \r\nführen. Die vorgeschlagene Regelung schafft eine bundesrechtliche Grundlage für die Bevorra\r\ntung waldbezogener Kompensationsmaßnahmen. Dadurch können Ausgleichs- und Ersatz\r\nmaßnahmen frühzeitig geplant, umgesetzt und später auf waldrechtliche Kompensations\r\npflichten angerechnet werden. Die bestehenden Pflichten nach den §§ 9 ff. des Bundeswald\r\ngesetzes bleiben unberührt. \r\nSeite 25 von 38 \r\n3.4 Flächenverfügbarkeit sicherstellen \r\nDie Verfügbarkeit von Flächen für den Ausbau insbesondere von Umspannwerken und Schalt\r\nanlagen ist zentral für die Umsetzung des erforderlichen Netzausbaus. Die im Folgenden vor\r\ngeschlagenen Regelungen sind als gestuftes Regelungskonzept zu verstehen.  \r\nDie Ergänzung des § 1 BauGB verankert Energieinfrastruktur als eigenständigen Planungsbe\r\nlang und schafft bei qualifiziertem Flächenbedarf eine verbindliche Prüf-, Entscheidungs- und \r\nBegründungspflicht. Die Ergänzung des § 5 BauGB konkretisiert diesen Belang für die vorberei\r\ntende Bauleitplanung und ermöglicht eine frühzeitige strategische Sicherung geeigneter Flä\r\nchen. Die Ergänzung des § 9 BauGB stellt sicher, dass Flächen bei konkretem oder dringendem \r\nSicherungsbedarf verbindlich im Bebauungsplan festgesetzt werden können. Flankierend \r\nsollte das ROG um Vorgaben zur raumordnerischen Sicherung raumbedeutsamer Energieinfra\r\nstrukturstandorte ergänzt werden, um überörtliche Standortkonflikte frühzeitig zu lösen und \r\nAnpassungsdruck für die nachfolgende Bauleitplanung zu erzeugen. \r\n3.4.1 \r\nBauleitplanung bei Flächenbedarf für Netzausbau sicherstellen \r\nFormulierungsvorschlag \r\nNach § 1 Absatz 3 BauGB wird folgender Absatz 3a eingefügt: \r\n„(3a) Teilen Betreiber von Energieversorgungsnetzen oder die für die Raumordnung zuständi\r\ngen Stellen der Gemeinde einen gegenwärtigen oder absehbaren Bedarf an Flächen für Anla\r\ngen und Einrichtungen der leitungsgebundenen Energieversorgung mit, prüft die Gemeinde un\r\nverzüglich, ob die Aufstellung, Änderung oder Ergänzung eines Bauleitplans zur Sicherung die\r\nser Flächen erforderlich ist. Die Prüfung ist innerhalb von sechs Monaten nach Eingang der \r\nMitteilung abzuschließen. Hält die Gemeinde eine Bauleitplanung für erforderlich, fasst sie un\r\nverzüglich den Beschluss über die Aufstellung, Änderung oder Ergänzung des Bauleitplans. Hält \r\nsie eine Bauleitplanung nicht für erforderlich, hat sie dies schriftlich zu begründen.“ \r\nBegründung \r\nDie Regelung stellt sicher, dass ein von Vorhabenträgern, zuständigen Raumordnungsbehör\r\nden oder Fachbehörden mitgeteilter Flächenbedarf für Einrichtungen der leitungsgebundenen \r\nEnergieversorgung, beispielsweise Umspannwerke und sonstige Netzinfrastruktur, nicht fol\r\ngenlos bleibt. Die Gemeinde wird verpflichtet, innerhalb einer bestimmten Frist zu prüfen, ob \r\nein Bauleitplanverfahren zur Sicherung der Flächen erforderlich ist, und hierüber förmlich zu \r\nentscheiden.  \r\nSeite 26 von 38 \r\nDadurch wird Untätigkeit vermieden, ohne der Gemeinde die konkrete planerische Abwägung \r\nvorwegzunehmen. Die kommunale Planungshoheit bleibt gewahrt, wird aber um eine verbind\r\nliche Prüf- und Begründungspflicht ergänzt. \r\n3.4.2 \r\nFortschreibung des Flächennutzungsplans zur Sicherung von Energieinfrastruk\r\nturflächen \r\nFormulierungsvorschlag \r\nIn § 5 BauGB wird nach Absatz 2a folgender Absatz 2b eingefügt: \r\n„(2b) Werden der Gemeinde gegenwärtige oder absehbare Flächenbedarfe für Anlagen und \r\nEinrichtungen der leitungsgebundenen Energieversorgung, insbesondere für Umspannwerke, \r\nSchaltanlagen, Transformatorenstationen, Netzverknüpfungspunkte oder Erweiterungsflächen \r\nbestehender Anlagen, von einem betroffenen Betreiber eines Energieversorgungsnetzes, einer \r\nfür die Raumordnung zuständigen Stelle oder einer zuständigen Fachbehörde mitgeteilt, hat \r\ndie Gemeinde diese Bedarfe bei der nächsten Änderung oder Fortschreibung des Flächennut\r\nzungsplans zu berücksichtigen. Bei dringendem Bedarf ist die Änderung oder Ergänzung des \r\nFlächennutzungsplans innerhalb angemessener Frist einzuleiten. Die Entscheidung über die Be\r\nrücksichtigung oder Nichtberücksichtigung ist in der Begründung darzustellen.“ \r\nBegründung \r\nDie Regelung verankert Flächenbedarfe für Energieinfrastruktur in der vorbereitenden Bauleit\r\nplanung. Werden der Gemeinde absehbare Bedarfe für Einrichtungen der leitungsgebundenen \r\nEnergieversorgung (z. B.: Umspannwerke, Netzverknüpfungspunkte oder Erweiterungsflächen \r\nbestehender Anlagen) mitgeteilt, müssen diese bei der Änderung oder Fortschreibung des Flä\r\nchennutzungsplans berücksichtigt werden. So können geeignete Standorte frühzeitig gemein\r\ndeweit identifiziert, Nutzungskonflikte sichtbar gemacht und spätere Bebauungsplanverfahren \r\nvorbereitet werden. Der Flächennutzungsplan wird damit zum Instrument einer vorausschau\r\nenden kommunalen Energieinfrastrukturplanung. \r\n3.4.3 \r\nEinleitung eines Bebauungsplanverfahrens bei dringendem Sicherungsbedarf \r\nFormulierungsvorschlag \r\nIn § 9 BauGB wird nach Absatz 1a folgender Absatz 1b eingefügt: \r\n„(1b) Besteht ein dringender Bedarf zur Sicherung von Flächen für Anlagen und Einrichtungen \r\nder leitungsgebundenen Energieversorgung und ist zu besorgen, dass die spätere Verwirkli\r\nchung durch anderweitige bauliche oder sonstige Nutzungen unmöglich gemacht oder wesent\r\nlich erschwert wird, soll die Gemeinde die Aufstellung, Änderung oder Ergänzung eines \r\nSeite 27 von 38 \r\nBebauungsplans zur Sicherung dieser Flächen einleiten. Die betroffenen Betreiber der Energie\r\nversorgungsnetze sind frühzeitig zu beteiligen.“ \r\nBegründung \r\nDie Regelung adressiert Fälle, in denen geeignete Flächen für Umspannwerke oder sonstige \r\nNetzinfrastruktur konkret identifiziert sind und kurzfristig durch konkurrierende Nutzungen \r\nverloren zu gehen drohen. Bei besonderer Dringlichkeit soll die Gemeinde ein Bebauungsplan\r\nverfahren einleiten, um die erforderlichen Flächen verbindlich zu sichern oder entgegenste\r\nhende Nutzungen zu begrenzen. Damit wird verhindert, dass während der Planungsphase voll\r\nendete Tatsachen geschaffen werden. Zugleich bleibt die abschließende Entscheidung über \r\nInhalt und Reichweite der Festsetzungen der planerischen Abwägung vorbehalten. \r\n3.4.4 \r\nEnergieinfrastruktur als eigenständiger Belang der Bauleitplanung \r\nFormulierungsvorschlag  \r\nIn § 1 Absatz 6 BauGB wird folgende Nummer eingefügt: \r\n„… die Erfordernisse einer sicheren, resilienten, bedarfsgerechten und treibhausgasneutralen \r\nleitungsgebundenen Energieversorgung, insbesondere die Flächenbedarfe für Energieversor\r\ngungsnetze einschließlich Umspannwerken, Schaltanlagen, Transformatorenstationen, Netz\r\nverknüpfungspunkten, Anlagen zur Speicherung von Energie sowie sonstigen für den Betrieb, \r\ndie Verstärkung, die Modernisierung und die Erweiterung der Energieversorgungsnetze erfor\r\nderlichen Anlagen und Flächen,“ \r\nBegründung \r\nDie Bauleitplanung muss Energieinfrastruktur ausdrücklich als eigenständigen strategischen \r\nFlächenbelang berücksichtigen. Dies schafft mehr Verbindlichkeit in der kommunalen Abwä\r\ngung und verhindert, dass erforderliche Flächen für Umspannwerke und sonstige Netzinfra\r\nstruktur erst nachrangig oder zu spät betrachtet werden. \r\n3.4.5 \r\nSicherung bestehender Standorte und Erweiterungsflächen \r\nFormulierungsvorschlag \r\nIn § 1 Absatz 6 BauGB wird folgende Nummer neu eingefügt: \r\n„… die Sicherung bestehender Standorte der Energieversorgungsinfrastruktur einschließlich der \r\nfür deren künftige Erweiterung, Ertüchtigung,  Resilienzsteigerung und klimaneutralen Umstel\r\nlung erforderlichen Vorhalte- und Freihalteflächen,“ \r\nSeite 28 von 38 \r\nBegründung \r\nDie Erweiterung oder Verstärkung eines Umspannwerks benötigt regelmäßig Flächen, die un\r\nmittelbar an die bestehende Anlage angrenzen. Werden diese angrenzenden Flächen ander\r\nweitig überplant oder bebaut, entstehen Netzengpässe, Standortverlagerungen werden erfor\r\nderlich und zusätzliche Kosten werden verursacht. Durch die ausdrückliche Aufnahme der Si\r\ncherung bestehender Standorte und ihrer Erweiterungs-, Vorhalte- und Freihalteflächen in die \r\nGrundentscheidungen und Leitplanken der Bauleitplanung nach § 1 Abs. 6 BauGB werden \r\ndiese Flächenbedarfe zu einem eigenständigen Belang der bauleitplanerischen Abwägung und \r\nmüssen von den Gemeinden frühzeitig bei der Überplanung angrenzender Flächen berücksich\r\ntigt werden. Dies beschleunigt den Netzausbau erheblich. \r\n3.4.6 \r\nDarstellung von Flächen für Energieinfrastruktur im Flächennutzungsplan \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 5 Absatz 2 BauGB wird um folgende Nummer ergänzt: \r\n„… die Flächen für Anlagen und Einrichtungen der leitungsgebundenen Energieversorgung, ins\r\nbesondere für Umspannwerke, Schaltanlagen, Transformatorenstationen, Netzverknüpfungs\r\npunkte, Speicheranlagen sowie sonstige Anlagen zur Verteilung, Umwandlung, Steuerung und \r\nSicherung der Energieversorgung; hierzu gehören auch Flächen, die zur künftigen Erweiterung, \r\nModernisierung oder Ertüchtigung bestehender Anlagen erforderlich sind,“ \r\nBegründung \r\nDurch die ausdrückliche Darstellung von Flächen für Energieinfrastruktur muss sichergestellt \r\nwerden, dass entsprechende Bedarfe frühzeitig strategisch in die Flächenplanung einbezogen \r\nwerden, um Engpässe zu vermeiden. \r\n3.4.7 \r\nPflicht zur Berücksichtigung von Netzausbau- und Transformationsbedarfen \r\nFormulierungsvorschlag \r\nNach § 5 Absatz 2a BauGB wird folgender Absatz 2b eingefügt: \r\n„(2b) Bei der Aufstellung, Änderung oder Ergänzung des Flächennutzungsplans sind die voraus\r\nsichtlichen Flächenbedarfe für Anlagen und Einrichtungen der leitungsgebundenen Energiever\r\nsorgung zu ermitteln und in die Abwägung einzustellen. Dabei sind insbesondere die Anforde\r\nrungen der Entwicklung der örtlichen und überörtlichen Energieversorgungsnetze, des Ausbaus \r\nerneuerbarer Energien, der Elektrifizierung von Wärme, Verkehr und Industrie sowie der \r\nSeite 29 von 38 \r\nSicherstellung einer resilienten Energieversorgung zu berücksichtigen. Die Betreiber der be\r\ntroffenen Energieversorgungsnetze sind frühzeitig zu beteiligen.“ \r\nBegründung \r\nDie kommunale Flächenplanung muss mit den tatsächlichen Anforderungen des Energiesys\r\ntems besser verknüpft werden. Die Beteiligung der Vorhabenträger stellt sicher, dass kommu\r\nnale Planungen nicht an fehlenden Netzstandorten, Umspannwerksflächen oder Erweite\r\nrungsflächen scheitern. \r\n3.4.8 \r\nFestsetzung von Flächen für Umspannwerke und Erweiterungsflächen \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 9 Absatz 1 Nummer 12 BauGB wird wie folgt gefasst: \r\n„12. die Versorgungsflächen, einschließlich der Flächen für Anlagen und Einrichtungen zur Er\r\nzeugung, Übertragung, Verteilung, Umwandlung, Speicherung, Steuerung und Sicherung von \r\nEnergie, insbesondere für Umspannwerke, Schaltanlagen, Transformatorenstationen, Netzver\r\nknüpfungspunkte, Speicheranlagen sowie sonstige Energieanlagen; hierzu gehören auch Flä\r\nchen, die zur künftigen Erweiterung, Modernisierung, Ertüchtigung, Digitalisierung, Resilienz\r\nsteigerung oder betrieblich erforderlichen Freihaltung bestehender oder geplanter Anlagen be\r\nnötigt werden,“ \r\nBegründung \r\nDie Ergänzung stellt klar, dass Bebauungspläne nicht nur bestehende oder unmittelbar zu er\r\nrichtende Anlagen absichern dürfen, sondern auch Erweiterungs- und Freihalteflächen. Das ist \r\nbesonders wichtig bei Umspannwerken, deren Ausbau regelmäßig neue Flächenbedarfe aus\r\nlöst. \r\n3.4.9 \r\nVorhalteflächen für Energieinfrastruktur \r\nFormulierungsvorschlag \r\nNach § 9 Absatz 1 BauGB wird folgender Absatz 1a eingefügt: \r\n„(1a) Im Bebauungsplan können aus städtebaulichen Gründen Flächen festgesetzt werden, die \r\nfür die künftige Errichtung, Erweiterung oder Ertüchtigung von Anlagen und Einrichtungen der \r\nleitungsgebundenen Energieversorgung freizuhalten sind. Auf diesen Flächen können bauliche \r\nund sonstige Nutzungen ausgeschlossen oder beschränkt werden, soweit dies zur Sicherung \r\nSeite 30 von 38 \r\nder Energieversorgung, zur Vermeidung späterer Nutzungskonflikte oder zur Gewährleistung \r\nder Erweiterungsfähigkeit bestehender Energieanlagen erforderlich ist.“ \r\nBegründung \r\nDie Regelung schafft ein eigenständiges Sicherungsinstrument für Vorhalteflächen. Sie ermög\r\nlicht es Gemeinden, Flächen nicht erst dann zu sichern, wenn ein konkretes Bauvorhaben un\r\nmittelbar ansteht, sondern bereits bei absehbarem Infrastrukturbedarf. \r\n3.4.10 Raumordnerische Sicherung raumbedeutsamer Energieinfrastrukturstandorte \r\nFormulierungsvorschlag  \r\n§ 13 ROG wird wie folgt ergänzt: \r\n„Raumordnungspläne sollen die für eine bedarfsgerechte, resiliente leitungsgebundene Ener\r\ngieversorgung erforderlichen Standorte und Trassen einschließlich der Flächen für Umspann\r\nwerke, Schaltanlagen, Netzverknüpfungspunkte sowie Erweiterungs-, Vorhalte- und Freihalte\r\nflächen bestehender oder geplanter Anlagen prüfen und, soweit raumbedeutsam, durch Ziele \r\noder Grundsätze der Raumordnung sichern.“ \r\nBegründung \r\nDie Regelung ergänzt die kommunale Bauleitplanung um einen überörtlichen Steuerungsan\r\nsatz. Größere Umspannwerke, Netzverknüpfungspunkte und Erweiterungsflächen bestehen\r\nder Netzinfrastruktur haben häufig raumbedeutsame oder gemeindeübergreifende Wirkung \r\nund können deshalb nicht allein auf kommunaler Ebene gesichert werden. Durch Ziele oder \r\nGrundsätze der Raumordnung können geeignete Standorte frühzeitig identifiziert und gegen\r\nüber konkurrierenden Raumnutzungen abgesichert werden. Dies erzeugt zugleich Anpas\r\nsungs- und Berücksichtigungsdruck für die nachfolgende Bauleitplanung und verbessert die \r\nAbstimmung zwischen Raumordnung, Netzplanung und kommunaler Flächenentwicklung. \r\n3.4.11 Energieinfrastruktur als raumordnerischer Flächenbelang \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 2 Absatz 2 Nummer 4 ROG wird um folgenden Satz ergänzt: \r\n„Den räumlichen Erfordernissen einer sicheren, resilienten, bedarfsgerechten leitungsgebunde\r\nnen Energieversorgung ist Rechnung zu tragen; hierzu gehören insbesondere die räumlichen \r\nVoraussetzungen für den Ausbau, die Verstärkung, die Modernisierung und die Erweiterung \r\nvon Energieversorgungsnetzen einschließlich Umspannwerken, Schaltanlagen, \r\nSeite 31 von 38 \r\nTransformatorenstationen, Netzverknüpfungspunkten, Speicheranlagen sowie der hierfür er\r\nforderlichen Erweiterungs-, Vorhalte- und Freihalteflächen.“ \r\nBegründung \r\nDurch die Regelung wird die Energieinfrastruktur als eigenständiger raumordnerischer Grund\r\nsatz klarer sichtbar. Das ist wichtig, weil Flächen für Umspannwerke und Netzknoten häufig in \r\nKonkurrenz zu Wohnen, Gewerbe, Verkehr, Naturschutz, Landwirtschaft oder Klimaanpassung \r\nstehen. Die Raumordnung muss solche Bedarfe früher auch übergemeindlich koordinieren. \r\n3.4.12 Raumordnerische Flächensicherung für Umspannwerke und Netzknoten \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 7 ROG wird um folgenden Absatz ergänzt: \r\n„In Raumordnungsplänen können zur Sicherung einer bedarfsgerechten, resilienten leitungsge\r\nbundenen Energieversorgung Vorranggebiete und Vorbehaltsgebiete für Anlagen und Einrich\r\ntungen der Energieversorgungsnetze festgelegt werden. Dies gilt insbesondere für Umspann\r\nwerke, Schaltanlagen, Transformatorenstationen, Netzverknüpfungspunkte, Speicheranlagen \r\nsowie für Erweiterungs-, Vorhalte- und Freihalteflächen bestehender oder geplanter Anlagen.“ \r\nBegründung \r\nDie Regelung schafft Rechtsklarheit, dass Raumordnungspläne nicht nur Leitungstrassen oder \r\nErzeugungsflächen, sondern auch Netzknoten und dazugehörige Erweiterungsflächen sichern \r\nkönnen. Besonders sinnvoll ist das bei großen Umspannwerken, Netzverknüpfungspunkten für \r\nerneuerbare Energien, Wasserstoff-/Strom-Kopplungspunkten, Industriearealen oder Regio\r\nnen mit hohem Einspeise- oder Lastzuwachs. \r\n3.5 Besitzeinweisung erleichtern \r\n3.5.1 \r\nVerzicht auf gesondertes Besitzeinweisungsverfahren – Planfeststellungsbeschluss \r\nmit der Wirkung der vorzeitigen Besitzeinweisung  \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 43c EnWG wird um folgende Nr. 5 ergänzt:  \r\n„Mit der Feststellung des Plans wird der Vorhabenträger im für die Durchführung der Baumaß\r\nnahmen notwendigen Zeitraum und Umfang sowie den darauffolgenden Betrieb in den Besitz \r\nSeite 32 von 38 \r\nder vom Vorhaben beanspruchten Grundstücke eingewiesen. Eines gesonderten Besitzeinwei\r\nsungsverfahrens bedarf es nicht.“ \r\nBegründung \r\nAuch mit einem bestandskräftigen Planfeststellungsbeschluss können der letztendlichen Um\r\nsetzung des Vorhabens noch erhebliche Hindernisse im Weg stehen. Ein bestandskräftiger \r\nPlanfeststellungsbeschluss vermittelt dabei eine enteignungsrechtliche Vorwirkung, sodass die \r\nZulässigkeit einer gegebenenfalls notwendigen Enteignung dem Grunde nach feststeht. \r\nVerweigert allerdings dennoch ein Grundstückseigentümer die Zustimmung zur Durchführung \r\nder notwendigen Baumaßnahmen, muss in jedem Einzelfall ein Besitzeinweisungsverfahren \r\nund gegebenenfalls ein Enteignungsverfahren zur Erlangung einer entsprechenden Dienstbar\r\nkeit durchgeführt werden. Dies kann dazu führen, dass die Beanspruchung ein und desselben \r\nGrundstücks Gegenstand von drei aufeinanderfolgenden Behördenentscheidungen (Planfest\r\nstellungsbeschluss / vorzeitige Besitzeinweisung / Enteignung) sein muss, bevor der Vorhaben\r\nträger den endgültigen Zugriff auf das Grundstück hat. \r\nAngesichts der bei linienförmigen Vorhaben wie dem Netzausbau großen Anzahl betroffener \r\nGrundstücke werden dadurch hohe Personalkapazitäten gebunden, um bereits getroffene \r\nEntscheidungen durchzusetzen. Deshalb müssen die Voraussetzungen geschaffen werden, \r\ndiese Verfahren zügig abarbeiten zu können. Hierin liegt auch kein unangemessener Eingriff, \r\nda die tatsächliche dingliche Verfügung (Eintragung einer beschränkt persönlichen Dienstbar\r\nkeit) weiterhin einem nachfolgenden Enteignungsverfahren überlassen würde und die Rechts\r\nwirkungen eines Planfeststellungsbeschlusses auch bisher schon weitgehend sind. So werden \r\nnach § 75 Abs. 2 S. 1 VwVfG auch jetzt schon zivilrechtliche Abwehransprüche gegen das Vor\r\nhaben ausgeschlossen, womit der Schritt, die Rechtswirkung um die Besitzeinweisung zu er\r\nweitern, angesichts des hohen Prüf- und Begründungsaufwands im Planfeststellungsverfahren \r\nnicht mehr weit ist. \r\nDemnach sollte die Besitzeinweisung in die Rechtswirkungen eines Planfeststellungsbeschlus\r\nses mit aufgenommen werden. Dies würde wenigstens für die Bauausführung der Vorhaben \r\nBeschleunigungspotenzial eröffnen und weiterhin die Möglichkeit offenhalten, die tatsächli\r\nche dingliche Sicherung eines Leitungsrechts einem nachfolgenden Enteignungsverfahren zu \r\nüberlassen. \r\nSeite 33 von 38 \r\n3.5.2 \r\nBesitzeinweisung zur Gewährleistung technischer Sicherheit, § 44b Abs. 1a EnWG  \r\nFormulierungsvorschlag \r\n§ 44b Abs. 1a EnWG wird wie folgt gefasst:  \r\n„(1a) Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten für die Gewährleistung der technischen Sicher\r\nheit gemäß § 49 geboten und weigert sich der Eigentümer oder Besitzer, den Besitz eines für \r\nden Bau, die Inbetriebnahme oder den Betrieb sowie die Änderung oder Betriebsänderung von \r\nHochspannungsfreileitungen, Erdkabeln oder Gasversorgungsleitungen im Sinne des § 43 be\r\nnötigten Grundstücks durch Vereinbarung unter Vorbehalt aller Entschädigungsansprüche zu \r\nüberlassen, so hat die Enteignungsbehörde den Träger des Vorhabens auf Antrag des Trägers \r\ndes Vorhabens nach Feststellung des Plans oder Erteilung der Plangenehmigung in den Besitz \r\neinzuweisen.“  \r\nDer bisherige Absatz 1a wird Absatz 1b. \r\nBegründung \r\nVorhabenträger müssen ein Besitzeinweisungsverfahren auch dann durchführen können, \r\nwenn sie prüfen müssen, ob Bauarbeiten am Netz aus Gründen der technischen Sicherheit \r\nnach § 49 EnWG erforderlich sind, und die betroffenen Eigentümer oder Besitzer die dafür \r\nnotwendigen Untersuchungen verweigern. Zudem wird klargestellt, dass der Bau, die Inbe\r\ntriebnahme und der Betrieb gleichwertig nebeneinanderstehen und jeweils für sich ein Ver\r\nfahren rechtfertigen. Die Regelung erfolgt aus systematischen Gründen in einem eigenen Ab\r\nsatz. \r\n3.5.3 \r\nGebotensein des schnellen Baubeginns klarstellen, § 44b Abs. 1 S. 3 EnWG  \r\nFormulierungsvorschlag  \r\n§ 44b Abs. 1 S. 3 wird wie folgt gefasst:  \r\n„(…) 3Weiterer Voraussetzungen bedarf es nicht; das überwiegende Interesse der Allgemein\r\nheit am sofortigen Beginn der Ausführung des Vorhabens wird vermutet.“  \r\nBegründung \r\nIn der obergerichtlichen Rechtsprechung wird für das „Gebotensein“ nach § 44b Abs.1 Satz 1 \r\nEnWG in der Regel verlangt, dass das Interesse der Allgemeinheit am sofortigen Beginn der \r\nAusführung des Vorhabens das Interesse des Betroffenen im Wege einer Abwägung nachweis\r\nbar überwiegt.3 Durch das Erfordernis eines vollziehbaren Planfeststellungsbeschlusses bzw. \r\nSeite 34 von 38 \r\neiner vollziehbaren Plangenehmigung sind die Rechte des Eigentümers bzw. Besitzers hinrei\r\nchend gewahrt. Eine darüberhinausgehende Abwägung braucht es im Allgemeinen nicht bzw. \r\nsollte sie nur im absoluten Ausnahmefall den Beginn der Ausführung des Vorhabens aufhal\r\nten. Der Gefahr einer verzögerten Ausführung des Vorhabens sollte mit einer Ergänzung be\r\ngegnet werden, dass das überwiegende Interesse der Allgemeinheit am sofortigen Beginn der \r\nAusführung des Vorhabens vermutet wird. Dies ist nur folgerichtig, denn die Errichtung von \r\nElektrizitätsverteilernetzen liegt im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffent\r\nlichen Gesundheit und Sicherheit (§ 14d Absatz 10 EnWG).  \r\n3.5.4 \r\nKlarheit über Zeitpunkt des Antrags schaffen, § 44b Abs. 1a S. 1 EnWG  \r\nFormulierungsvorschlag  \r\n§ 44b Abs. 1a S. 1 wird wie folgt gefasst7:  \r\n„1a) Der Träger des Vorhabens kann verlangen, dass nach Abschluss des Anhörungsverfahrens \r\ngemäß § 43a Ablauf der Einwendungsfrist eine vorzeitige Besitzeinweisung durchgeführt \r\nwird.“  \r\nBegründung \r\n§ 44b Abs. 1a S. 1 EnWG sollte nicht mehr wie bisher auf den Zeitpunkt „Abschluss des Anhö\r\nrungsverfahrens“, sondern zukünftig auf den Zeitpunkt „nach Ablauf der Einwendungsfrist“ \r\nabstellen.  \r\nAbweichend von der grundsätzlichen Konzeption eines Planfeststellungsverfahrens, wonach \r\nes eine Anhörungs- und eine Planfeststellungsbehörde gibt und die Anhörungsbehörde der \r\nPlanfeststellungsbehörde einen Anhörungsbericht nach Abschluss des Anhörungsverfahrens \r\nzu übermitteln hat, ist bei energiewirtschaftsrechtlichen Planfeststellungsverfahren die zu\r\nständige Behörde sowohl Anhörungs- als auch Planfeststellungsbehörde. Dies führt dazu, dass \r\ngrundsätzlich nicht klar bestimmbar ist, wann das Anhörungsverfahren abgeschlossen und da\r\nmit das Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Abs. 1a EnWG geführt werden kann. Lediglich \r\n§ 43a S. 1 Nr. 3 Satz 2 EnWG enthält hierzu einen Hinweis in den Fällen des Entfalls eines Erör\r\nterungstermins, indem geregelt ist, dass die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme innerhalb \r\nvon sechs Wochen nach Ablauf der Einwendungsfrist abzugeben und sie der \r\n7Nach der unter 3.5.2 vorgeschlagenen Änderung würde Absatz 1a zu Absatz 1b. \r\nSeite 35 von 38 \r\nPlanfeststellungsbehörde zusammen mit den sonstigen in § 73 Abs. 9 VwVfG aufgeführten Un\r\nterlagen zuzuleiten hat.  \r\nDaher schlägt der BDEW vor, Rechtssicherheit zu schaffen, zu welchem Zeitpunkt Verfahren \r\nbeantragt werden können. Zudem sollte dem Vorhabenträger sowie der Enteignungsbehörde \r\nein verlängerter zeitlicher Rahmen zur Verfügung stehen, um bekannten Verweigerungsfällen \r\nmit Besitzeinweisungsverfahren frühzeitig zu begegnen und damit zugleich eine optimierte Ka\r\npazitätsauslastung der Enteignungsbehörden zu ermöglichen.  \r\nDer Vorschlag entspricht im Übrigen den bereits in Kraft befindlichen Regelungen von § 8 Abs. \r\n1 Nr. 3 LNGG, § 18f Abs. 1a FStrG und § 21 Abs. 1a AEG.  \r\n3.5.5 \r\nBesitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn ermöglichen, § 44b Abs. 1a S. 3 EnWG \r\nFormulierungsvorschlag  \r\n§ 44b Abs. 1a S. 3 wird wie folgt gefasst8: \r\n„Der Besitzeinweisungsbeschluss ist mit der aufschiebenden Bedingung zu erlassen, dass sein \r\nErgebnis durch den Planfeststellungsbeschluss oder durch die Zulassung des vorzeitigen Baube\r\nginns nach § 44c bestätigt wird.“  \r\nBegründung \r\n§ 44b EnWG sollte um die Möglichkeit der Besitzeinweisung bereits für die Zulassung des vor\r\nzeitigen Baubeginns nach § 44c EnWG ergänzt werden. § 44b Abs. 1a S. 3 EnWG sollte daher \r\nentsprechend ergänzt werden.  \r\nDie Zulassung des vorzeitigen Baubeginns ist ein zentrales Mittel zur beschleunigten Realisie\r\nrung der erforderlichen Energieleitungsinfrastruktur. Wichtige Vorarbeiten wie Vergrämungs\r\nmaßnahmen und Baufeldfreimachungen sind wichtige Meilensteine für einen planungsgemä\r\nßen Baustart und die fristgerechte Umsetzung des Vorhabens, da andernfalls aus naturschutz\r\nfachlichen Gründen erhebliche Bauverzögerungen drohen. Die Umsetzung dieser Maßnahmen \r\nist jedoch nur möglich, wenn sich die von den Maßnahmen Betroffenen mit der Inanspruch\r\nnahme ihrer Flächen einverstanden erklärt haben und die Zulassung des vorzeitigen Baube\r\nginns erteilt wurde. Vielfach scheitern zeitkritische Maßnahmen jedoch an vereinzelten Ver\r\nweigerern. Angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an der Realisierung der \r\n8Nach der unter 3.5.2 vorgeschlagenen Änderungen würde Absatz 1a zu Absatz 1b. \r\nSeite 36 von 38 \r\nEnergieinfrastrukturen zur Ermöglichung der Energiewende und zur Erreichung der Klima\r\nschutzziele ist es gerechtfertigt, die Besitzeinweisung bereits mit Zulassung des vorzeitigen \r\nBaubeginns für wirksam zu erklären.  \r\nEine solche Regelung würde umfangreichere vorzeitige Baumaßnahmen zulassen (s. zum \r\nLNGG BT-Drs. 20/1742, S. 24) und damit zu einer beschleunigten Realisierung der Vorhaben \r\nbeitragen.   \r\n3.6 Verfahrensrechtliche Änderungen \r\n3.6.1 \r\nVorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage  \r\nFormulierungsvorschlag \r\nNach § 43 Abs. 3c EnWG wird der folgende Absatz 3d eingefügt  \r\n“(3d) Für Vorhaben, die im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Si\r\ncherheit und Gesundheit dienen, entscheidet die Planfeststellungsbehörde auf Grundlage der \r\ngeltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Ablaufs der Stellungnahmefrist.”   \r\nBegründung \r\nUm frühzeitig Rechtssicherheit im Hinblick auf den zu prüfenden Sachverhalt zu schaffen und \r\nVerzögerungen zu vermeiden, die sich aus nachträglichen Veränderungen im Umfeld des Vor\r\nhabens ergeben, sollte vergleichbar der Regelung des § 10 Abs. 5 BImSchG der Zeitpunkt der \r\nmaßgeblichen Sach- und Rechtslage für den Planfeststellungsbeschluss vorverlagert und fixiert \r\nwerden. Nur so kann aus dem Teufelskreis von Veränderungen im Umfeld des Vorhabens und \r\nsich daraus ergebenden Verzögerungen ausgebrochen werden.  \r\nRichtiger Stichtag für diese Festlegung ist der Zeitpunkt des Fristablaufs der Behördenbeteili\r\ngung im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens. Zu diesem Zeitpunkt können alle Verfah\r\nrensbeteiligten auf der Grundlage der ihnen aktuell vorliegenden Sach- und Rechtslage Stel\r\nlungnahmen, Einwendungen und Ergänzungen zum entscheidungserheblichen Sachverhalt \r\nvortragen. Nach Ablauf dieser Frist eintretende Veränderungen blieben außer Betracht. Damit \r\nwird der Zeitpunkt der Unbeachtlichkeit von Änderungen, der sonst mit der Behördenent\r\nscheidung eintreten würde, sachgerecht vorverlagert.  \r\n3.6.2 \r\nRegelungen zur Vollständigkeitsprüfung im EnWG ergänzen  \r\nFormulierungsvorschlag   \r\n§ 43a EnWG sollte um einen Absatz mit folgendem Inhalt ergänzt werden:  \r\nSeite 37 von 38 \r\n“Die Anhörungsbehörde hat nach Eingang des Plans, in der Regel spätestens innerhalb eines \r\nMonats, zu prüfen, ob dieser vollständig ist. Der Plan ist vollständig, wenn er prüffähig ist. Dies \r\nist dann der Fall, wenn der Plan sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorhabens ver\r\nhält und die Behörde in die Lage versetzt, den Plan unter dieser Berücksichtigung näher zu prü\r\nfen. Fachliche Einwände und Nachfragen zum Plan stehen der Vollständigkeit nicht entgegen, \r\nsofern der Plan eine fachliche Prüfung überhaupt ermöglicht. Das Vollständigkeitsdatum ist \r\nder Tag, an dem die letzte Unterlage bei der Behörde eingegangen ist, die für das Erreichen der \r\nVollständigkeit im Sinne der Sätze 2 bis 4 erforderlich ist.”   \r\nBegründung  \r\nSowohl im WasserstoffBG als auch in der Novelle des BImSchG sind Regelungen und Fristen \r\nfür die Prüfung der Vollständigkeit von Antragsunterlagen sowie ein Prüfrahmen für die Voll\r\nständigkeitsprüfung enthalten. Auch im Planfeststellungsverfahren stellt die Frage der Voll\r\nständigkeit der Planunterlagen einen wesentlichen Verfahrensschritt dar, dessen Verzögerung \r\ndas gesamte Verfahren deutlich verlangsamen kann. 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Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex\r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 15. April 2026\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nRegulatorische Anpassungen für\r\nden Weiterbetrieb von Offshore-\r\nWindparks und Netzanbindungssystemen\r\nDen koordinierten Weiterbetrieb von Bestandsanlagen auf\r\nbis zu 35 Jahre Laufzeit ermöglichen, um Systemkosten und\r\nUmwelteingriffe langfristig zu reduzieren\r\nSeite 2 von 16\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ............................................................................................................. 3\r\n1 Hintergrund und Ziel ................................................................................................ 4\r\n2 Maßnahmenpaket zur Ermöglichung des Weiterbetriebs .......................................... 7\r\n2.1 Frühzeitige Festlegungen zum Weiterbetrieb treffen .......................................... 7\r\n2.2 Finanzierung des Weiterbetriebs der Offshore-Netzanbindungssysteme\r\nermöglichen .......................................................................................................... 9\r\n2.3 Offshore-Entschädigungsregime für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus und\r\nden Weiterbetrieb anpassen .............................................................................. 11\r\n2.4 Technische Nachweise und Rahmenbedingungen für Weiterbetrieb festlegen 14\r\n3 Anhang: Übersicht zu den Genehmigungszeiträumen der Bestands-OWPs ............... 15\r\nSeite 3 von 16\r\nExecutive Summary\r\nDie Genehmigungen der ersten kommerziellen Offshore-Windparks (OWP) und der dazugehörigen\r\nOffshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) in der deutschen Nord- und Ostsee laufen\r\nnach 25 Jahren Betriebszeit ab Anfang der 2040er Jahre aus. Ohne anderweitige Festlegungen\r\nhätte dies grundsätzlich einen direkten Rückbau der Anlagen zur Folge, obwohl längere Betriebszeiten\r\ndurch einen (in Clustern koordinierten) Weiterbetrieb unter Umständen technisch,\r\nwirtschaftlich und rechtlich möglich sowie volkswirtschaftlich und ökologisch sinnvoll\r\nsein können. Eine Studie des Fraunhofer IWES zeigt, dass ein koordinierter Weiterbetrieb im\r\nVergleich zum direkten Rück- und Neubau die Stromerträge steigern sowie die Systemkosten\r\nund Umwelteingriffe langfristig reduzieren kann (siehe Fraunhofer IWES 2025).\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende regulatorische Maßnahmen vor, um die\r\nidentifizierten Potenziale des Weiterbetriebs von OWP und ONAS nutzbar machen zu können:\r\n› Zuerst müssen zeitnah die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen für den\r\nWeiterbetrieb im Rahmen der anstehenden Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\n(WindSeeG) geschaffen werden, um darauf aufbauend konkrete Entscheidungen im Flächenentwicklungsplan\r\n(FEP) treffen zu können. Dabei sollten folgende Aspekte als Gesamtpaket\r\nadressiert werden:\r\n Regulierungsrahmen für den Weiterbetrieb der Offshore-Netzanbindungssysteme\r\nanpassen, damit der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für die mit dem Weiterbetrieb\r\nverbundenen Risiken eine angemessene Kompensation erhält, um den Weiterbetrieb\r\nauch gegenüber dem Neubau attraktiv zu gestalten (siehe Kapitel 2.2);\r\n Offshore-Entschädigungsregime (§ 17e EnWG) für Betriebszeiten nach Ende der\r\nEEG-Vergütung und über 25 Jahre hinaus entsprechend der sich ändernden Rahmenbedingungen\r\nangepasst fortschreiben (siehe Kapitel 2.3);\r\n Technische Nachweise für Weiterbetrieb anhand etablierter Standards festlegen\r\nund somit Harmonisierung mit anderen europäischen Märkten herstellen (siehe Kapitel\r\n2.4);\r\n› Zudem sollten bereits im Vorfeld von konkreten Festlegungen Gespräche für die betroffenen\r\nFlächen zwischen dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) und den\r\njeweiligen OWP-Betreibern und ÜNB stattfinden.\r\n› Darauf aufbauend sollten zeitnah Entscheidungen im Rahmen der Fortschreibung des FEP\r\nbezüglich des Weiterbetriebs für die ältesten kommerziellen OWPs getroffen werden, deren\r\nGenehmigungen im Zeitraum zwischen 2038 und 2040 enden. Frühzeitige Entscheidungen\r\nsind aus Sicht des BDEW notwendig, um einen zeitlichen Vorlauf von mindestens 15\r\nJahre vor dem Genehmigungsende der Anlagen zu ermöglichen, der für den Erfolg des\r\nWeiterbetriebs entscheidend ist.\r\nSeite 4 von 16\r\n› Die Entscheidungen zum Weiterbetrieb müssen auf den Ergebnissen der laufenden Bewertungen\r\nder ÜNB zur technischen und betrieblichen Machbarkeit eines Weiterbetriebs je\r\nnach ONAS, den Weiterbetriebsanträgen bzw. Interessensbekundungen der OWP-Betreiber\r\nsowie der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit eines Weiterbetriebes basieren und\r\ntransparent nachvollziehbar gemacht werden.\r\n› Die konkreten Festlegungen im FEP sollten so getroffen werden, dass sie einen koordinierten\r\nund damit volkswirtschaftlich sinnvollen Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35\r\nJahre Laufzeit je nach den Gegebenheiten im jeweiligen Cluster ermöglichen (siehe Studie\r\ndes Fraunhofer IWES).\r\n› Zudem sollte ein übergreifendes Enddatum pro OWP anhand der jüngsten Offshore-Windenergieanlage\r\n(OWEA) im Park und ein gemeinsamer Rückbau festgelegt werden, anstelle\r\nder bestehenden individuellen Enddaten je nach Inbetriebnahme der Einzelanlagen, um\r\neine effiziente Auslastung des ONAS und einen effizienten Rückbau zu gewährleisten.\r\n1 Hintergrund und Ziel\r\nIn der deutschen Nord- und Ostsee werden derzeit 33 Offshore-Windparks (OWP) mit einer\r\naktuellen Gesamtkapazität von rund 10 GW betrieben (Stand Q1 2026), die in der Regel für\r\neine Betriebszeit von 25 Jahren genehmigt wurden, mit der grundsätzlichen Möglichkeit einer\r\nVerlängerung. Die Genehmigungen der ersten größeren kommerziellen OWP, die ab\r\n2014/2015 in Betrieb genommen wurden, laufen ab etwa 2039/2040 aus. Ohne anderweitige\r\nFestlegungen/Verlängerungen hätte das Auslaufen der Genehmigungen einen direkten, unter\r\nUmständen ineffizienten Rückbau der einzelnen OWP nach 25 Jahren zur Folge, obwohl die\r\nPraxiserfahrungen zeigen, dass längere Betriebszeiten von OWPs und ONAS technisch – je\r\nnach Einzelfallprüfung – sowie wirtschaftlich und rechtlich möglich und sinnvoll sein können\r\n(siehe BDEW-Whitepaper 2024).\r\nDas WindSeeG ermöglicht in § 69 Abs. 7, dass eine nachträgliche Verlängerung der Genehmigung\r\num höchstens zehn Jahre einmalig möglich ist, „wenn der Flächenentwicklungsplan keine\r\nunmittelbar anschließende Nachnutzung […] vorsieht und die Betriebsdauer der zugehörigen\r\nNetzanbindung dies technisch und betrieblich ermöglicht.“ Des Weiteren ist die Möglichkeit\r\neiner Verlängerung in den bestehenden Genehmigungen der OWP in der Regel enthalten.\r\nDementsprechend ist ein Rückbau der OWP nach 25 Jahren im Sinne der Nachhaltigkeit, einschließlich\r\nökologischer Auswirkungen auf die Meeresumwelt, und Kosteneffizienz der Netze\r\nund Anlagen grundsätzlich zu hinterfragen. Hinsichtlich der Ertragsoptimierung und Umsetzbarkeit\r\ndes Übergangs zu den Folgewindparks ist es zudem besonders herausfordernd, dass in\r\nden bestehenden älteren Offshore-Wind-Clustern der Nordsee häufig mehrere Windparks mit\r\nunterschiedlichen Laufzeiten an ein gemeinsames ONAS angeschlossen sind (siehe Tabelle 1\r\nund Abbildung 1). Außerdem sollen bestehende Parks zukünftig zu größeren Flächen mit\r\nSeite 5 von 16\r\n2-GW-Netzanschlusskapazität zusammengelegt werden, was eine Koordination bei Laufzeiten,\r\nRück- und Neubau erfordert.\r\nTabelle 1: Überblick über das DolWin-Cluster (Gebiete N-1, N-2 und N-3) als Beispiel\r\nOWP MW IBN-Jahr Genehmigungsende\r\nONAS\r\nAlpha Ventus 60 2009-10 2034 alpha ventus\r\nBorkum Riffgrund 1 312 2015 2040\r\nDolWin1\r\nTrianel Windpark Borkum 1 200 2015 2040\r\nTrianel Windpark Borkum 2 200 2019-20 2044-45\r\nNordsee One 332 2017 2042\r\nDolWin2\r\nGode Wind 1 332 2016 2041\r\nGode Wind 2 252 2016 2041\r\nBorkum Riffgrund 2 450 2018 2043 DolWin3\r\nMerkur Offshore 396 2018-19 2043-44\r\nBorkum Riffgrund 3 913 2025 2050 DolWin5\r\nGode Wind 3 242 2024 2049\r\nDolWin6\r\nNordseecluster A (NC 1 & 2) 225; 433 2026 2051\r\nNordseecluster B (NC 3 & 4) 420; 480 2028 2053 DolWin4\r\nQuelle: Marktstammdatenregister, Stand Ende Q4 2025.\r\nAbbildung 1: Karte des DolWin-Clusters mit Angaben zum Genehmigungsende (rot)\r\nSeite 6 von 16\r\nQuelle: Eigene Darstellung basierend auf dem FEP 2023.\r\nVor diesem Hintergrund wurden in einer Studie des Fraunhofer IWES (2025) im Auftrag des\r\nBDEW am Beispiel des DolWin-Clusters verschiedene Weiterbetriebs- und Nachnutzungsszenarien\r\nuntersucht – von direktem, unkoordiniertem Rück- und Neubau bis hin zu Formen des\r\nkoordinierten und möglichst langen Weiterbetriebs mit anschließendem Rück- und Neubau.\r\nEinbezogen wurden dabei unter anderem Betriebs- und Investitionskosten, Ausfallraten, Rückbau-\r\nund Brachliegezeiten sowie Schiffs- und Lieferkettenkapazitäten.\r\nDie Ergebnisse der IWES-Studie zeigen, dass ein koordinierter Weiterbetrieb der Anlagen auf\r\nbis zu 35 Jahre Laufzeit mit anschließendem Rück- und Neubau die Stromerträge im Cluster\r\num bis zu 10 % steigern und gleichzeitig die volkswirtschaftlichen Kosten (in €/MWh) über\r\nden gesamten Zeitraum um bis zu circa 8 % senken kann – im Vergleich zu einem Szenario mit\r\neinem direkten Rück- und Neubau der Parks nach 25 Jahren Laufzeit. Gleichzeitig stellen die\r\nSzenarien mit einem koordinierten Weiterbetrieb vergleichsweise moderate Anforderungen\r\nan die Lieferketten und führen langfristig zu niedrigeren Belastungen des Ökosystems, da weniger\r\nAusbauzyklen notwendig wären.\r\nAbbildung 2: Kernergebnisse der Fraunhofer IWES-Studie zum Weiterbetrieb\r\nQuelle: Fraunhofer IWES 2025\r\nDaher sollte die Bundesregierung den koordinierten Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35\r\nJahre Laufzeit gebietsspezifisch in ihre Ausbauplanungen einbeziehen sowie frühzeitig regulatorisch\r\nermöglichen, um der Branche Planungssicherheit zu bieten. Denn der Weiterbetrieb\r\nder Anlagen kann zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen: Er bietet großes Potenzial,\r\ndie Erträge und Kosteneffizienz der Anlagen zu steigern, die ONAS möglichst effizient\r\nauszulasten, zusätzliche Netzkosten auf einen längeren Zeitraum zu verteilen, die Lieferketten,\r\nSchiffe und Häfen zu entlasten und die Umweltbilanz der Anlagen weiter zu verbessern.\r\nZu den weiteren Vorteilen zählt auch, dass durch einen Weiterbetrieb der älteren OWP und\r\nONAS um bis zu 10 Jahre das 70-GW-Ausbauziel bis 2045 erreicht werden kann, ohne dass der\r\nim Monitoringbericht (2025) adressierte „Puffer“ von zusätzlichen 8 GW für den Rückbau im\r\nSeite 7 von 16\r\nFEP benötigt würde (siehe EWI & BET 2025, S. 86). Konkret könnten so zum Beispiel jeweils\r\nzwei bestehende ONAS mit circa 900 MW sowie die damit angebundenen OWPs weiterbetrieben\r\nund dadurch der Neubau eines 2-GW-ONAS und -OWP um circa zehn Jahre verschoben\r\nwerden. Dies würde die Netzausbaukosten besser verteilen und den Druck auf die Lieferkette\r\nreduzieren.\r\nUm diese genannten Vorteile des Weiterbetriebs gegenüber den direkten Neuinvestitionen\r\nnutzen zu können, ist es allerdings entscheidend, dass in der anstehenden WindSeeG-Reform\r\ndie notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst bzw. geschaffen werden,\r\num den Weiterbetrieb mit größtmöglicher Planungssicherheit und Praktikabilität für alle beteiligte\r\nSeiten umsetzbar zu machen. Zudem sollte sichergestellt werden, dass die regulatorischen\r\nRahmenbedingungen so gesetzt werden, dass sie die Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs\r\nder OWP nicht übermäßig einschränken und gleichzeitig die Wirtschaftlichkeit/Finanzierung\r\nder ONAS ermöglichen.\r\nDaher schlägt der BDEW im nächsten Kapitel Maßnahmen als Gesamtpaket vor, die zur Ermöglichung\r\ndes Weiterbetriebs zwingend gemeinsam gedacht und umgesetzt werden sollten.\r\n2 Maßnahmenpaket zur Ermöglichung des Weiterbetriebs\r\n2.1 Frühzeitige Festlegungen zum Weiterbetrieb treffen\r\nDie Erfahrungen aus der Praxis, Studien und die Diskussionen innerhalb der Offshore-Wind-\r\nBranche zeigen, dass für den Erfolg des Weiterbetriebs die möglichst frühzeitige Festlegung\r\nder Dauer entscheidend ist, um Betriebs-, Wartungs- und Instandhaltungspläne der OWP und\r\nONAS dementsprechend auslegen und die zunehmende Störanfälligkeit der Anlagen adressieren\r\nzu können. Dazu gehört unter anderem, dass:\r\n die heutige Betriebsstrategie entsprechend ausgerichtet (z.B. lastschonender OWP-Betrieb),\r\n notwendige Investitionen in Bestandsanlagen frühzeitig getätigt,\r\n Ersatzteile (für Hauptkomponenten) beschafft,\r\n die Personal- und Logistikorganisation (mit z.B. langfristigen Verträgen für Wartungsschiffe)\r\nentsprechend aufgestellt,\r\n ggf. zusätzliche Messdaten für die technische Nachweispflicht für den Weiterbetrieb\r\nerhoben und,\r\n die Rückbauplanung mit genügend Vorlaufzeit ausgerichtet werden können.\r\nZudem können frühzeitige Entscheidungen dazu beitragen, langfristige PPAs zur Dekarbonisierung\r\nder Industrie nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung abzuschließen.\r\nDaher sollte aus Sicht des BDEW mindestens 15 Jahre vor dem Genehmigungsende Klarheit\r\nbezüglich des Weiterbetriebs der Bestandsanlagen geschaffen werden, um den Anlagenbetreibern\r\nund dem BSH genügend Zeit für Planung und Antragsbearbeitung zu bieten. Zudem ist\r\nSeite 8 von 16\r\neine solche Vorlaufzeit auch notwendig, um die Entwicklung potenzieller neuer ONAS für die\r\nGebiete rechtzeitig durch die ÜNB planen zu können.\r\nDie Genehmigungen der ältesten kommerziellen OWPs in der Nordsee, die zwischen 2013\r\nund 2015 in Betrieb genommen wurden, laufen im Zeitraum zwischen 2038 und 2040 aus.1\r\nUm den angesprochenen zeitlichen Vorlauf näherungsweise zu ermöglichen, müssen daher\r\nunter anderem für diese OWPs zeitnah Festlegungen bezüglich des Weiterbetriebs getroffen\r\nwerden.\r\nDer BDEW spricht sich daher für folgende Schritte aus:\r\n› Zuerst müssen die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb\r\n(siehe Kapitel 2.3 – 2.4) durch die anstehenden Reformen des WindSeeG, EnWG und\r\nder Anreizregulierung zeitnah geschaffen werden, damit für alle Seiten größtmögliche Planungssicherheit\r\nbesteht und die konkreten Entscheidungen getroffen werden können.\r\nGleichzeitig sollten bereits im Vorfeld von Festlegungen zielgerichtete Gespräche zu den\r\nbetroffenen Flächen zwischen dem BSH und den jeweiligen OWP-Betreibern und den ÜNB\r\nstattfinden.\r\n› Darauf aufbauend sollten konkrete Festlegungen im Rahmen der Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans\r\n(FEP) zum Weiterbetrieb der Anlagen sowie zur anschließenden\r\nNachnutzung der Flächen für die ältesten in Frage kommenden OWPs getroffen werden.\r\nDiese Entscheidungen müssen auf den Ergebnissen der laufenden Bewertungen der ÜNB\r\nzur technischen Machbarkeit eines Weiterbetriebs je nach ONAS, auf den Weiterbetriebsanträgen\r\nbzw. Interessensbekundungen der OWP-Betreiber, auf den aktuellen technischen\r\nStandards sowie auf der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit eines Weiterbetriebes\r\nbasieren. In diesem Zusammenhang sollten aus Sicht der OWP-Betreiber die Überlegungen\r\ndes BSHs als auch alle technischen Prüfungen transparent nachvollziehbar dargestellt werden.\r\n› Die konkreten Festlegungen im FEP sollten so getroffen werden, dass sie einen koordinierten\r\nund damit volkswirtschaftlich sinnvollen Weiterbetrieb der Anlagen von bis zu 10 Jahren\r\n– je nach den Gegebenheiten im jeweiligen Gebiet/Offshore-Wind Cluster – ermöglichen.\r\nBesonders wichtig ist ein koordiniertes Vorgehen, wenn dort mehrere OWPs mit unterschiedlichen\r\nLaufzeiten an ein ONAS angebunden sind. Ein konkretes Beispiel dafür, wie\r\nder koordinierte Weiterbetrieb im DolWin-Cluster volkswirtschaftlich sinnvoll ausgestaltet\r\nwerden kann, liefert eine Studie des Fraunhofer IWES aus dem Jahr 2025.\r\n› Im Rahmen eines solchen koordinierten Ansatzes sollte sichergestellt werden, dass durch\r\ndie zeitliche Abfolge der Außerbetriebnahme möglichst wenig ertragsmindernde\r\n1 Dies betrifft unter anderem die OWPs BARD Offshore 1, Meerwind Süd Ost, DanTysk, Borkum Riffgrund 1, Baltic\r\n2, Trianel Windpark Borkum, Global Tech I, Butendiek, Nordsee Ost, Amrumbank West mit einer Kapazität von\r\nrund 3 GW. Eine vollständige Liste findet sich im Anhang.\r\nSeite 9 von 16\r\nStillstands-Zeiten innerhalb der Gebiete/Cluster entstehen und eine möglichst effiziente\r\nAuslastung der ONAS sichergestellt gewährleistet wird, um den volkswirtschaftlichen Nutzen\r\ndes Weiterbetriebs zu maximieren. Zudem sollte ein äußerst komplexer und mit mehreren\r\nNachteilen verbundener paralleler Rück- und Neubau innerhalb eines Clusters vermieden\r\nwerden. Der Rückbau sollte auf bewährten technologischen Maßnahmen basieren\r\nund einen kosteneffizienten, realistischen und die Lieferketten berücksichtigenden Ablauf\r\nauf See ermöglichen.\r\n› Dabei sollte auch für Bestandwindparks ein übergreifendes Enddatum pro OWP festgelegt\r\nwerden, anstelle der bestehenden individuellen Enddaten je nach Datum der Inbetriebnahme\r\nder jeweiligen Offshore-Windenergieanlage (OWEA) innerhalb eines Parks. Für die\r\nFestlegung des übergreifenden Enddatums sollte das individuelle Enddatum der jüngsten\r\nAnlage im Park herangezogene werden (siehe Marktstammdatenregister). Eine solche Festlegung\r\nist notwendig, um eine effiziente Auslastung des ONAS und einen effizienten Rückbau\r\nzu gewährleisten, da der Netzanschluss bis zum Ablauf der Genehmigung der letzten\r\nOWEA bzw. bis zum Ende des Rückbaus aufgrund der Verkehrssicherungspflicht und Standsicherheit\r\naktiv bleiben sollte. Anderenfalls müsste der OWP im „Leerlauf“ betrieben und\r\nggf. Dieselgeneratoren verwendet werden. Zudem könnten somit einzelne OWEA auch\r\nwährend des Rückbauzeitraumes noch einspeisen.\r\nZudem sollte für den Weiterbetrieb grundsätzlich klargestellt werden, dass – anders als es in\r\neinigen Genehmigungsbescheiden der Bestandswindparks2 geregelt ist – im Weiterbetriebszeitraum\r\nnicht der gesamte OWP oder einzelnen OWEA unmittelbar zurückbaut werden müssen,\r\nwenn einzelne Anlagen aus technischen, rechtlichen oder genehmigungsseitigen Gründen\r\nabgeschaltet werden. Stattdessen sollte mehr Flexibilität für den Weiterbetrieb und grundsätzlich\r\nein gemeinsamer Rückbau aller OWEAs (einschließlich Fundamente) zum Weiterbetriebsende\r\nangestrebt werden. Bei Sicherheitsrisiken können Rotor, Gondel und Turm einzelner\r\nstillgelegter OWEA vorzeitig vorher zurückgebaut werden.\r\n2.2 Finanzierung des Weiterbetriebs der Offshore-Netzanbindungssysteme ermöglichen\r\nAus Sicht des BDEW sollte die Finanzierung des Weiterbetriebs der ONAS frühzeitig sichergestellt\r\nwerden, um eine langfristige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten. Auch\r\nsollte die Möglichkeit geprüft werden, einen finanziellen Anreiz für die ÜNB zu schaffen, um den\r\nWeiterbetrieb der ONAS zu unterstützen. Bisher ist die Anreizregulierung so ausgestaltet, dass\r\nein Weiterbetrieb nach Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer strukturell nachteilig gegenüber\r\nNeuinvestitionen ist.\r\n2 In den Genehmigungsbescheiden von z.B. Nordsee One (2012), Meerwind Süd Ost (2007), Borkum Riffgrund 1\r\n(2004), abrufbar unter https://offshore-vorhaben.bsh.de/, ist folgendes geregelt: „Ferner erlischt die Genehmigung,\r\nsoweit der gesamte Windpark ohne hinreichende Begründung (…) dauerhaft außer Betrieb genommen\r\nwird oder einzelne Anlagen nur noch sporadisch betrieben werden.“\r\nSeite 10 von 16\r\nDarüber hinaus ist der ÜNB im Falle eines Weiterbetriebs des ONAS nach den derzeitigen regulatorischen\r\nRahmenbedingungen zunehmend verschiedenen Risiken ausgesetzt. Dazu zählen\r\ninsbesondere das steigende Risiko eines potenziellen Eigenanteils des ÜNB an Entschädigungszahlungen\r\nnach § 17 f (2) EnWG infolge von mit dem Anlagenalter wahrscheinlicher werdender\r\nStörungen der Netzanbindungen sowie mögliche regulatorische Kürzungen durch die\r\nBNetzA, sofern Aufwendungen nicht als effizient oder betriebsnotwendig anerkannt werden.\r\nMit fortschreitendem Alter der Netzanbindung wird die Beurteilung der Betriebsnotwendigkeit\r\nzudem immer schwieriger und weniger vorhersehbar, sodass sich für den ÜNB letztlich\r\nsehr schwer kalkulierbare Risiken ergeben.\r\nDaher schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:\r\n› Der BDEW spricht sich dafür aus, die Finanzierung des Weiterbetriebs bestehender ONAS\r\nfrühzeitig und verlässlich abzusichern. Ziel ist es, langfristige Planungs- und Investitionssicherheit\r\nfür die ÜNB zu schaffen und gleichzeitig einen effizienten, sicheren und systemdienlichen\r\nBetrieb der bestehenden Infrastruktur über das Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer\r\nhinaus zu ermöglichen.\r\n› Hierfür sollte der Regulierungsrahmen – beispielsweise durch die ab dem Jahr 2029 grundlegend\r\ngeltende Festlegungskompetenz der BNetzA – so weiterentwickelt werden, dass für\r\neinen Weiterbetrieb über 25 Jahre hinaus notwendige Ersatz-, Retrofit- und Austauschmaßnahmen\r\nan Bestandsanlagen regulatorisch nicht schlechter gestellt sind als Neuinvestitionen\r\nund ÜNB als Ausgleich für die steigenden Risiken im Zusammenhang mit dem Weiterbetrieb\r\nangemessen kompensiert werden. Insbesondere dürfen für ÜNB keine finanziellen\r\nNachteile entstehen, wenn sie kostenintensive Maßnahmen zur Lebensdauerverlängerung\r\nund Betriebssicherheit bestehender ONAS umsetzen. Dies umfasst beispielweise die gesonderte\r\nFestlegung einer verkürzten Nutzungsdauer für Neuinvestitionen, angelehnt an den\r\nzu erwartenden restlichen Weiterbetriebszeitraum des ONAS.\r\n› Bei der Anpassung ist die unterschiedliche Ausgangslage je nach ÜNB und Inbetriebnahmedatum\r\nder ONAS zu berücksichtigen. Für Anlagen (von TenneT) mit Inbetriebnahme bis\r\nEnde 2019, die in der Regel unter eine bestehende, fixierte Übergangsregelung nach § 118\r\nAbs. 48 EnWG fallen, sollte ermöglicht werden, dass Ersatzinvestitionen für den Weiterbetrieb\r\nnun in diesen Rahmen integrierbar sind, ohne dass hieraus eine wirtschaftliche\r\nSchlechterstellung gegenüber Neuinvestitionen entsteht. Aber auch bei anderen Anlagen,\r\ndie nicht unter diese Übergangsregelung fallen, ist eine konsistente und, investitionsfreundliche\r\nBehandlung von Weiterbetriebsinvestitionen sicherzustellen.\r\n› Im Zuge der erwarteten Konkretisierung der künftigen Regelungen durch Festlegungen der\r\nBundesnetzagentur (BNetzA) – einschließlich der perspektivischen Ablösung bzw. Ergänzung\r\nder Mechanismen der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) für Neuanlagen mit Inbetriebnahme\r\nab 2029 – sollte zudem sichergestellt werden, dass Investitionen und Risiken\r\nim Zusammenhang mit dem Weiterbetrieb von ONAS eindeutig und sachgerecht erfasst sowie\r\nvergütet werden.\r\nSeite 11 von 16\r\n2.3 Offshore-Entschädigungsregime für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus und den Weiterbetrieb\r\nanpassen\r\nHintergrund: Das Entschädigungsregime zwischen ÜNB und OWP-Betreiber ist in § 17e EnWG\r\ngeregelt. Es ermöglicht verschuldensunabhängige Entschädigungen des OWP-Betreibers unter\r\nanderem dann, wenn die Einspeisung einer betriebsbereiten Windenergieanlage aufgrund von\r\nStörungen oder Wartungsmaßnahmen der Netzanbindung nicht möglich ist. Die derzeit geltenden\r\nBestandsregelungen lassen sich wie folgt zusammenfassen:\r\n› Für Bestandsparks ohne Zuschläge in Ausschreibungen ist in § 17e Absatz 1 EnWG geregelt,\r\ndass der OWP-Betreiber vom ÜNB erst dann eine Entschädigung für entstandene Vermögensschäden\r\nin Höhe von 90 Prozent des nach § 19 des EEG im Fall der Direktvermarktung\r\nbestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro kWh erhalten kann, sofern Störungen\r\nder Netzanbindung,\r\n länger als zehn aufeinander folgende Tage ununterbrochen auftreten, oder\r\n an mehr als 18 Tagen im Kalenderjahr ganztägig auftreten, unabhängig davon, ob der\r\nÜNB die Störung zu vertreten hat oder nicht (sog. zeitlicher Selbstbehalt).3\r\n Führt der ÜNB die Störung vorsätzlich herbei, steht dem OWP-Betreiber nach Satz 4\r\nbereits ab dem ersten Tag der Störung ein Entschädigungsanspruch in voller Höhe zu.\r\n› Im Fall von Wartungsmaßnahmen an der Netzanbindung besteht nach § 17e Abs. 3 EnWG\r\nein Entschädigungsanspruch, wenn eine betriebsbereite Windenergieanlage an mehr als\r\nzehn Tagen im Kalenderjahr nicht einspeisen kann. Die Höhe der Entschädigung richtet sich\r\nnach § 17e Abs. 1 S. 1 EnWG. Die Berechnung der Ausfalltage erfolgt in diesem Fall auf Basis\r\nder vollen Stunden der Wartungsmaßnahme, die entsprechend addiert werden können.\r\n› Für OWP mit Zuschlägen in Ausschreibungen regelt § 17e Abs. 3a EnWG die Anwendbarkeit\r\ndes § 17e Abs. 1 und Abs. 3 mit der Maßgabe, dass die Entschädigung 90 Prozent des anzulegenden\r\nWerts, mindestens aber 90 Prozent des Monatsmarktwerts, beträgt.\r\nBasierend auf den derzeitigen Regelungen ergeben sich vor insbesondere zwei zentrale Herausforderungen\r\nfür Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus:\r\n› Für Bestandswindparks, die keinen Zuschlag in einer Ausschreibung (seit 2017) erhalten haben,\r\nbesteht nach § 17e Abs. 1 EnWG eine unsichere Rechtslage sowie häufig faktisch kein\r\nEntschädigungsanspruch mehr, wenn die Anlagen nach 20 Jahren – oder bereits zuvor infolge\r\ndes sog. Stauchungsmodells – aus der EEG-Direktvermarktung in die PPA-Vermarktung wechseln\r\n(müssen), obwohl sie noch bis zum Ende ihrer Genehmigungsdauer von 25 Jahren oder\r\ndarüber hinaus in Betrieb sind. Dies liegt daran, dass der EEG-Zahlungsanspruch für die\r\n3 Der BGH hat in seinem Urteil vom 21.10.2025 klargestellt, dass Entschädigungen nach Ablauf des zeitlichen\r\nSelbstbehalts nur zu zahlen sind, wenn die Netzanbindung den gesamten Tag gestört und eine Einspeisung nicht\r\nmöglich war.\r\nSeite 12 von 16\r\nBemessung der Entschädigung dann nicht mehr existiert bzw. bei Auslaufen des Stauchungsmodells\r\nauf den Grundwert von 3,9 Cent pro kWh absinkt. In der Regel wechseln die OWP in\r\ndiesem Fall auf die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG, sodass der Verweis in 17e\r\nAbs. 1 S. 3 EnWG auf den EEG-Zahlungsanspruch nach § 19 EEG ins Leere läuft. Dementsprechend\r\nmuss für Bestandswindparks bereits für den Zeitraum zwischen dem Ende der vollen\r\nEEG-Vergütung und dem Ablauf der bisherigen Genehmigungsdauer von 25 Jahren ein entsprechendes\r\nEntschädigungsregime geschaffen werden. Diese Regelungslücke entspricht\r\nnicht der gesetzgeberischen Intention, da OWP grundsätzlich – unabhängig vom gewählten\r\nVergütungsmodell – einen Entschädigungsanspruch nach § 17 e EnWG haben sollen.\r\n› Zudem existiert bislang keine Regelung in § 17e EnWG, die Entschädigungen von Bestandswindparks\r\nim etwaigen Weiterbetriebszeitraum über 25 Jahre hinaus ermöglicht. Gleichzeitig\r\nsteigt in diesem Zeitraum zweifellos die Wahrscheinlichkeit von Ausfällen der ONAS,\r\nwodurch die Verfügbarkeit für die Energieübertragung abnehmen kann. Vor diesem Hintergrund\r\nsieht der BDEW die zwingende Notwendigkeit, für den Weiterbetriebszeitraum eine\r\nspezielle und sachgerechte Entschädigungsregelung in § 17e EnWG für den Weiterbetriebszeitraum\r\nneu einzuführen. Dies hätte zudem den wesentlichen Vorteil einer einheitlichen\r\ngesetzlichen Regelung. Würde keine neue Regelung in § 17e EnWG für den Weiterbetriebszeitraum\r\neingeführt werden, müssten OWP-Betreiber ihre Ansprüche wegen Vermögensschäden\r\ninfolge von Unterbrechungen der Netzanbindung individuell zivilrechtlich gegenüber\r\nden ÜNB geltend machen. Dies würde zu kostenintensiven, einzelfallbezogenen und\r\nlangwierigen Gerichtsverfahren führen – mit entsprechenden Belastungen sowohl für die\r\nÜNB als auch für die Letztverbraucher.\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Maßnahmen vor:\r\n› Für Bestandswindparks im Zeitraum zwischen dem Ende der in Anspruch genommenen\r\nEEG-Vergütung und Ende dem Ablauf der bisherigen Genehmigungsdauer von 25 Jahren\r\nsollte die Entschädigungsregelung nach § 17e Abs. 3a EnWG mit dem dort enthaltenen Verweis\r\nauf den Monatsmarktwert als Bemessungsgrundlage angewendet werden, um für\r\nbeide Seiten die notwendige Planungssicherheit zu gewährleisten. Der Gesetzestext in §\r\n17e Abs. 1 S. 1 EnWG sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(1) Ist die Einspeisung aus einer betriebsbereiten Windenergieanlage auf See länger als zehn\r\naufeinander folgende Tage wegen einer Störung der Netzanbindung nicht möglich, so kann\r\nder Betreiber der Windenergieanlage auf See von dem nach § 17d Absatz 1 und 6 anbindungsverpflichteten\r\nÜbertragungsnetzbetreiber ab dem elften Tag der Störung unabhängig\r\ndavon, ob der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die Störung zu vertreten\r\nhat, für entstandene Vermögensschäden eine Entschädigung in Höhe von 90 Prozent des\r\nnach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Fall der Direktvermarktung bestehenden\r\nZahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde, mindestens aber 90 Prozent des\r\nMonatsmarktwerts im Sinne der Anlage 1 Nummer 2.2.3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nverlangen.\r\nSeite 13 von 16\r\n› Für einen möglichen Weiterbetriebszeitraum über 25 Jahre hinaus sollte eine spezielle, zusätzliche\r\nEntschädigungsregelung in § 17e EnWG eingeführt werden, die die gegenüber der\r\nRegelbetriebsdauer abweichenden technischen und kommerziellen Konditionen widerspiegelt.\r\nHierbei ist vor allem die zu erwartende, mit zunehmender Betriebsdauer steigende\r\nAusfallwahrscheinlichkeit und -dauer der über ihre Auslegungsdauer hinaus betriebenen\r\nNetzanbindung infolge der alternden Anlagen zu berücksichtigen. Ebenso relevant ist es,\r\nden geminderten Umfang der Absicherung des OWP aufgrund der nicht mehr notwendigen\r\nRefinanzierung seiner Kapitalkosten in diesem Zeitraum angemessen und ausgewogen zu\r\nadressieren. Hierbei ist zu beachten, dass Betriebskosten der OWPs auch bei Nicht-Einspeisung\r\nin gleichbleibender Höhe anfallen (Inspektionen, Logistik, Personal, etc.).\r\n› Aus Sicht des BDEW sind verschiedene Möglichkeiten zur Ausgestaltung des Entschädigungsregimes\r\nfür den Weiterbetrieb denkbar:\r\n Der zeitliche Selbstbehalt von derzeit zehn aufeinander folgenden Tagen oder 18 vollen\r\nTagen im Kalenderjahr könnte entsprechend der steigenden Ausfallwahrscheinlichkeit\r\nund -dauer in vertretbarem Maße schrittweise erhöht werden, um übermäßige\r\nEntschädigungszahlungen in diesem Zeitraum zu vermeiden, ohne dabei aber die Wirtschaftlichkeit\r\ndes Weiterbetriebs auf Seiten der OWP-Betreiber zu gefährden. Allerdings\r\nist bislang weitgehend unklar, in welchem Umfang die Ausfallwahrscheinlichkeiten\r\neinzelner ONAS-Komponenten im Weiterbetriebszeitraum tatsächlich steigen und\r\nwie hoch die Absicherungsbedarfe der OWP-Betreiber in diesem Zeitraum ausfallen.\r\nEin entsprechendes Gutachten hierzu könnte hierzu eine belastbare Grundlage für die\r\nkonkrete Ausgestaltung des Entschädigungsregimes liefern.\r\n Grundsätzlich sollte bei der Ausgestaltung sichergestellt werden, dass die ursprüngliche\r\ngesetzgeberische Intention zur Einführung des § 17e EnWG im Grundsatz auch im\r\nWeiterbetrieb weiterhin Anwendung findet. Die Einführung des Entschädigungsregimes\r\nnach § 17e EnWG zielte vorrangig darauf ab, OWP-Betreiber in einem angemessenen\r\nUmfang von Risiken zu entlasten, die außerhalb ihrer Einflusssphäre liegen und\r\nmit der Errichtung sowie dem Betrieb der Offshore- Netzanbindung verbunden sind.\r\nDamit sollte insbesondere die Refinanzierung der Kapitalkosten innerhalb des Regelbetriebszeitraums\r\nmit hinreichender Sicherheit gewährleistet werden. Dies erfolgt in der\r\nRegel innerhalb der vorgesehenen Regelbetriebsdauer. Eine solche Befreiung von Risiken\r\nbesteht daher im Weiterbetrieb nicht mehr im gleichen Maße. Es besteht jedoch\r\nweiterhin der deutlich eingeschränkte Absicherungsbedarf erhöhter Betriebsaufwände,\r\nnotwendiger Instandhaltungen oder Repowering-Maßnahmen des OWP. Daher\r\nsollten mögliche steigende Selbstbehalte so gewählt werden, dass dies die Wirtschaftlichkeit\r\ndes Weiterbetriebs nicht gefährdet wird.\r\n Als alternative Option zur Steigerung des zeitlichen Selbstbehalts könnte die Einführung\r\neines gedeckelten Novellierungskontos angedacht werden. Ein solches Konto\r\nwürde es ermöglichen, dass in einem Jahr potenziell nicht beanspruchte\r\nSeite 14 von 16\r\nSelbstbehaltstage oder ein Teil dieser nicht beanspruchten Tage in die Folgejahren des\r\nWeiterbetriebszeitraums übertragen werden können. So könnten auch bei größerer\r\nAusfallzeit in einem Jahr, z. B. aufgrund einer umfangreichen Instandsetzung einer\r\nONAS-Komponente, eine übermäßige Entschädigungszahlung potenziell vermieden\r\nwerden, sofern im Vorjahr weniger Ausfalltage angefallen sind. Ziel dabei ist es, die\r\nEndverbraucher nicht mittelbar unverhältnismäßig zu belasten. Allerdings wäre eine\r\nDeckelung des Novellierungskontos notwendig, damit nicht durch eine starke Kumulation\r\nder übertragbaren Tage die Wirtschaftlichkeit des Betriebs in einem Jahr gefährdet\r\nwird.\r\n› Der BDEW regt zudem an, beim sogenannten Belastungsausgleich die bislang geltende gesetzliche\r\nVermutung der groben Fahrlässigkeit nach § 17f Abs. 2 S. 5 EnWG für ÜNB im\r\nFalle von Störungen für den Weiterbetriebszeitraum entfallen zu lassen. Dies sollte ausschließlich\r\ndie Regelung zur Bestimmung der Höhe des Eigenanteils der ÜNB betreffen,\r\nnicht jedoch den berechtigen Anspruch der OWP-Betreiber auf Schadenersatz. Im Weiterbetriebszeitraum\r\nverlassen die ONAS ihren ursprünglich vorgesehenen Auslegungs- und Lebenszyklusrahmen.\r\nDie Störungswahrscheinlichkeit steigt dadurch an, ohne dass den ÜNB\r\nhierfür ein schuldhaftes Verhalten zugerechnet werden kann. Vor diesem Hintergrund erscheint\r\ndie bestehende Vermutungsregel der groben Fahrlässigkeit bei Störungen der Netzanbindung\r\n(§ 17f Abs. 2 S. 5 EnWG) für den Weiterbetriebszeitraum nicht mehr sachgerecht.\r\nSie führt zu einer unzumutbaren Verlagerung technischer Alterungsrisiken in die alleinige\r\nRisikosphäre der ÜNB und widerspricht dem Erfordernis einer angemessenen und\r\nverursachungsgerechten Risikoverteilung im Weiterbetrieb.\r\n2.4 Technische Nachweise und Rahmenbedingungen für Weiterbetrieb festlegen\r\nAus Sicht des BDEW sollten für die technische Bewertung des Weiterbetriebs bereits in anderen\r\nLändern etablierte sowie vorhandene Standards genutzt und somit eine zusätzliche Sonderregelung\r\nvermieden werden.\r\nKonkret spricht sich der BDEW dafür aus, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission\r\n(IEC) veröffentlichte Leitlinie IEC 61400-28 und den Standard DNV-ST-0262 - Lifetime\r\nextension of wind turbines (2016) als Grundlage für die technischen Fragestellungen beim BSH\r\nin Bezug auf den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen zu etablierenden. Zudem\r\nsollte der darin enthaltene risikobasierte Analyseansatz auch für andere Anlagen, wie z. B.\r\nKräne (siehe auch Anhang 3 zu §14 Absatz 4 der Betriebssicherheitsverordnung), angewandt\r\nwerden, da deren Auslastung häufig gering ist und das Inspektionsintervall dementsprechend\r\nverlängert werden könnte.\r\nZudem sollten auch vergleichbare Standards für die technische Bewertung eines Weiterbetriebs\r\nder ONAS festgelegt werden, um für alle Seiten eine nachvollziehbare, transparente\r\nPrüfungs- und Bewertungsbasis zu schaffen.\r\nSeite 15 von 16\r\nGrundsätzlich gilt es aus Sicht des BDEW zu beachten, dass für einen möglichst kosteneffizienten\r\nWeiterbetrieb die zusätzlichen Inspektionsaufwände risikobasiert und zustandsgerecht\r\nfestgelegt sowie und lediglich dann eingesetzt werden, wenn es aus Gründen der Standsicherheit\r\nder Anlagen erforderlich ist.\r\n3 Anhang: Übersicht zu den Genehmigungszeiträumen der Bestands-OWPs\r\nWindpark Kapazität in\r\nMW\r\nJahr(e) der Inbetriebnahme\r\nJahr(e) des Genehmigungsendes\r\nAlpha Ventus4 60 2009 - 2010 2034\r\nBARD Offshore 1 440 2010 - 2013 2035 - 2038\r\nMeerwind Süd Ost 302 2014 - 2015 2039 - 2040\r\nOWP DanTysk 302 2014 - 2015 2039 - 2040\r\nBorkum Riffgrund 1 328 2015 2040\r\nBaltic 2 302 2015 2040\r\nTrianel Windpark Borkum 1 200 2015 2040\r\nGlobal Tech I 400 2014 - 2015 2039 - 2040\r\nButendiek 288 2015 2040\r\nOWP Nordsee Ost (1 & 2) 295 2014 - 2015 2039 - 2040\r\nAmrumbank West 302 2015 2040\r\nBaltic 1 48 2011 2041\r\nGode Wind 2 263 2016 2041\r\nGode Wind 1 345 2016 2041\r\nOWP Sandbank 302 2016 - 2017 2041 - 2042\r\nOWP Veja Mate 422 2017 2042\r\nNordsee One 332 2017 2042\r\nWIKINGER 366 2017 2042\r\nArkona Becken Süd-Ost 378 2018 2043\r\nBorkum Riffgrund 2 465 2018 2043\r\nMerkur Offshore 406 2018 - 2019 2043 - 2044\r\n4 Für den ersten deutschen Offshore-Windpark Alpha Ventus ist kein Weiterbetrieb geplant. Der OWP wird in den\r\nnächsten Jahren zurückgebaut.\r\nSeite 16 von 16\r\nDeutsche Bucht 260 2019 2044\r\nEnBW Hohe See 522 2019 2044\r\nEnBW Albatros 118 2020 2045\r\nTrianel Windpark Borkum 2 203 2019 - 2020 2044 - 2045\r\nOWP Kaskasi 342 2022 2047\r\nArcadis Ost I 257 2023 2048\r\nGode Wind 3 266 2024 2049\r\nBaltic Eagle 476 2024 2049\r\nBorkum Riffgrund 3 913 2025 - 2026 2050 - 2051\r\nEnBW He Dreiht 960 2025 - 2026 2050 - 2051\r\nQuelle: Eigene Erhebung basieren auf Marktstammdatenregister (Stand Herbst 2025) und BSH\r\n- Offshore-Vorhaben."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024609","regulatoryProjectTitle":"Einführung kooperativer Sicherheitsnetzwerke für kritische Energie- und Wasserinfrastrukturen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7e/36/742197/Stellungnahme-Gutachten-SG2605260035.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 12. Mai 2026 \r\nPositionspapier \r\nKooperative Sicherheitsnetzwerke  \r\nEin Beitrag des BDEW zur Stärkung der Resilienz durch                           \r\nregionale Kooperation  \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 \r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Un\r\nternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent \r\ndes Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der \r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex \r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer \r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nEinleitung \r\nDer Anschlag auf die Stromnetzinfrastruktur in Berlin hat im Nachgang zu der Frage geführt, mit \r\nwelchen geeigneten Maßnahmen ein verbesserter Informationsaustausch zur Bereitstellung \r\nvon Material und Fachpersonal in solchen Krisenfällen schnell sichergestellt werden kann. \r\nGleichzeitig besteht der Bedarf in der Energie- und Wasserwirtschaft, auch für Krisen-, und Ver\r\nteidigungsfälle Koordinationsstrukturen zu entwickeln.  \r\nDie Situation in Berlin hat gezeigt, dass ein Austausch von Materialien und Hilfsleistungen in \r\nhohem Maße zwischen den Stromnetzbetreibern, aber auch mit Akteuren anderer Sparten, er\r\nfolgt ist. Deshalb sollten die Netzwerke als „kooperative Sicherheitsnetzwerke“ strukturiert und \r\nmöglichst übergreifend gestaltet werden. Dabei kann und sollte - so weit wie möglich - auch auf \r\nbereits bestehende Netzwerke sowie auf Informationen der VNB (VNB Strom) und ÜNB zurück\r\ngegriffen und gegebenenfalls auf diese aufgebaut werden. Dies kann auch eine Grundlage bie\r\nten, um die weiteren kritischen Energie- und Wasserversorgungsinfrastrukturen (Stromerzeu\r\ngung, Gas, Wärme, Wasser und Abwasser) mit einzubinden.      \r\nDie kooperativen Sicherheitsnetzwerke sollten sowohl für lokal begrenzte Schadenslagen als \r\nauch perspektivisch für überregionale Szenarien bis hin zum Verteidigungsfall auslegbar und \r\noperationalisierbar sein. Hierzu muss sichergestellt werden, dass Maßnahmen skalierbar sind \r\nund ein schneller Übergang von regionalen Unterstützungsstrukturen zu überregional koordi\r\nnierten Einsatzmechanismen erfolgen kann. So hat sich gezeigt, nicht zuletzt mit Blick auf die \r\nErfahrungen in der Ukraine, dass dezentral, regional und überregional verankerte Strukturen \r\neinen wesentlichen Beitrag zur Resilienz leisten. Eine Stärkung regionaler Fähigkeiten zur Ei\r\ngenversorgung, Materialbevorratung und kurzfristigen Personaldisposition kann insbesondere \r\ndie Abhängigkeit von zentralen Strukturen reduzieren und die Reaktionsfähigkeit im Krisenfall \r\nsignifikant erhöhen. Entscheidend ist daher ein ausgewogenes Zusammenspiel aus robusten, \r\ndezentralen Kapazitäten und leistungsfähigen überregionalen Koordinierungsmechanismen. \r\nVor dem Hintergrund der angespannten Finanzierungslage der Unternehmen (z.B. in Hinblick \r\nauf die Umsetzung der Energiewende) sollten die durch das erhöhte Schutzniveau erhöhten \r\nSicherheitskosten für die Netzbetreiber im Sinne eines „Sicherheitsbeitrages“ als nicht beein\r\nflussbare Kosten regulatorisch anerkannt werden. Entsprechendes sollte für Entgelte und Ge\r\nbühren etwa von Wasserver- und Wasserentsorgungsinfrastrukturen gelten. Eine analoge An\r\nerkennung ist auch für weitere Sparten zu prüfen. Die Höhe der Sicherheitskosten wird nicht \r\nallein über Preise, Netzentgelte und Gebühren gedeckt werden können. Angesichts der zuneh\r\nmenden hybriden Bedrohungslage ist es erforderlich, die Kosten aus den erhöhten Schutz- und \r\nSeite 2 von 5 \r\nResilienzmaßnahmen auch über einen noch einzurichtenden Resilienzfonds und den Verteidi\r\ngungsetat zu finanzieren. \r\nVorschlag \r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:  \r\n1. Gründung kooperativer Sicherheitsnetzwerke \r\nUnter weitgehender Nutzung geeigneter bestehender Strukturen werden auf regionaler \r\nEbene in einer ersten Stufe auf der Basis freiwilliger Kooperationen sog. „kooperative Sicher\r\nheitsnetzwerke“ gegründet. \r\nDiese kooperativen Sicherheitsnetzwerke haben das Ziel: - - \r\nInformationen zwischen den kritischen Versorgern/Entsorgern zu relevanten Sicher\r\nheitsthemen auf einer vertraulichen Basis auszutauschen. Dabei soll auch auf beste\r\nhende Informationsquellen zurückgegriffen werden. \r\nEine gemeinschaftliche Transparenz über relevante Anlagen/Betriebsmittel und Fach\r\npersonal herzustellen, die im Falle einer Krisensituation gegenseitig zur Verfügung ge\r\nstellt werden können (Unterstützungsleistungen). Dabei ist sicherzustellen, dass Infor\r\nmationen über sicherheitsrelevante Anlagen, kritische Betriebsmittel, Lagerorte, Per\r\nsonalverfügbarkeiten und operative Unterstützungsleistungen unter Beachtung ange\r\nmessener Schutz- und Zugriffsregelungen ausgetauscht werden. Dies erfolgt auf frei\r\nwilliger Basis und nach Können und Vermögen. Die Krisensituationen in Berlin und im \r\nAhrtal haben gezeigt, dass eine hohe Bereitschaft zur gegenseitigen Hilfe besteht. Die \r\nregionale Nähe ermöglicht schnelles Handeln. \r\nRegional ist die Abstimmung der Unterstützungsleistungen im Krisenfall mit den weiteren rele\r\nvanten Institutionen (Feuerwehr, Polizei, THW, Verwaltung, Bundeswehr, etc.) zu prüfen. Es \r\nsollte geprüft werden, ob Kontaktpersonen für die Kommunikation mit diesen Institutionen be\r\nnannt werden können. Diese Kontaktpersonen könnten als fachliche Schnittstellen dienen, La\r\ngeinformationen einordnen, operative Bedarfe vermitteln und dazu beitragen, personelle, or\r\nganisatorische oder technische Engpässe schneller zu identifizieren und zu kompensieren. \r\nDie Verteilnetzbetreiber bzw. die relevanten Unternehmen legen unter Beachtung der lokalen \r\nund regionalen Versorgungssituation den räumlichen Zuschnitt der kooperativen \r\nSeite 3 von 5 \r\nSicherheitsnetzwerke fest und stimmen untereinander die relevanten Unterstützungsleistun\r\ngen ab. Das Netzwerk sollte auf weitere Wertschöpfungsstufen und Sparten erweiterbar sein. \r\n2. Virtuelles Billboard \r\nZur Vernetzung der „kooperativen Sicherheitsnetzwerke“ wird ein virtuelles „Billboard“ einge\r\nrichtet.  \r\nDas „Billboard“ hat zum Ziel, den gegenseitigen überregionalen Austausch von Informationen \r\nund im Krisenfall einen Nachfrage-/Angebotsaustausch zu ermöglichen, um zielgenauer Hilfe \r\nzur Verfügung stellen zu können.  \r\nDas „Billboard“ wird im Fall des gegenseitigen Austauschs der kooperativen Sicherheitsnetz\r\nwerke so ausgestaltet, dass sensible Informationen zu Anlagen, Betriebsmitteln, Lagerbestän\r\nden, Personalressourcen, Standorten und Einsatzfähigkeiten nur einem klar definierten, be\r\nrechtigten Nutzerkreis zugänglich sind.  \r\nDiese Art Billboard für den Fall des Nachfrage-/Angebots-Austausches hat der BDEW schon im \r\nRahmen der Krisensituation im Ahrtal auf lokaler Basis umgesetzt und könnte gegebenenfalls \r\nbundesweit ausgerollt werden. \r\n3. Mindeststandards \r\nIm Weiteren prüft die Branche, ob und wie die Vereinbarung von bestimmten Mindeststan\r\ndards (etwa Mindestreserve für Netzersatzanlagen) hilfreich sein kann. \r\nDie kooperativen Sicherheitsnetzwerke sollen prüfen, ob auf regionaler Ebene bzw. ggf. auf \r\nbundesweiter Ebene Mindeststandards möglich und hilfreich sind (z.B. Anzahl Netzersatzanla\r\ngen bezogen auf die Anzahl Einwohner). Die Einführung bestimmter Mindeststandards sowohl \r\nauf regionaler als ggf. auf bundesweiter Ebene kann hilfreich sein, sofern diese fachlich sinnvoll, \r\npraxistauglich und branchenbezogen ausgestaltet werden. Dabei sollten die unterschiedlichen \r\nAnforderungen der Sparten, Netzebenen, Unternehmensgrößen und regionalen Versorgungs\r\nstrukturen angemessen und zielgenau berücksichtigt werden. Pauschale Vorgaben ohne Bezug \r\nzur konkreten Versorgungssituation sollten vermieden werden. \r\nZugleich ist bei der Entwicklung möglicher Mindeststandards zwingend zu klären, wie die damit \r\nverbundenen Kosten refinanziert werden können. Dies betrifft nicht nur die erstmalige Beschaf\r\nfung zusätzlicher Materialien oder Netzersatzanlagen, sondern auch deren laufenden Unter\r\nhalt, Prüfung, Wartung, Lagerung, Versicherung, Transportfähigkeit und organisatorische Ein\r\nbindung in Krisenprozesse.  \r\nSeite 4 von 5 \r\nMindeststandards können nur dann wirksam umgesetzt werden, wenn zugleich tragfähige re\r\ngulatorische und finanzielle Rahmenbedingungen geschaffen werden. \r\nAnsprechpartner  \r\nMathias Böswetter \r\nFachgebietsleiter KRITIS-, Cyber- und Sicher\r\nheitspolitik \r\nTel: +49 30 300199-1526  \r\nmathias.boeswetter@bdew.de \r\nGunnar Mokosch \r\nFachgebietsleiter für netzwirtschaftliche \r\nGrundsatzfragen Strom \r\nTel.: +49 30 300199-1119  \r\ngunnar.mokosch@bdew.de \r\nSeite 5 von 5 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024615","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer strategischen Gasreserve zur Absicherung von Extremereignissen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ef/86/742327/Stellungnahme-Gutachten-SG2605260043.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 11. Mai 2026 \r\nPositionspapier \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nGasversorgungssicherheit:  \r\nAusgestaltung einer strategischen \r\nReserve zur Absicherung  \r\nvon akuten Notfallsituationen und  \r\nExtremereignissen \r\nVersionsnummer: 1.0 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 10 \r\nInhalt \r\n1 Strategische Gasreserve: Hintergrund und Kurzbeschreibung ............................. 3 \r\n2 Quantifizierung .................................................................................................. 5 \r\n3 Auswahl: Regional und Ausschreibung ............................................................... 6 \r\n4 Befüllung: Auktionsbasiert ................................................................................. 8 \r\n5 Finanzierung: Aus dem Staatshaushalt ............................................................... 9 \r\n6 Freigabemechanismus: Hohe Aktivierungsschwelle ............................................ 9 \r\n7 Umsetzung bei Inanspruchnahme / Abruf ......................................................... 10 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Strategische Gasreserve: Hintergrund und Kurzbeschreibung  \r\nHintergrund  \r\n2027 laufen die derzeit geltenden Regelungen zu Gasspeicherfüllstandsvorgaben auf nationa\r\nler und europäischer Ebene aus. Sie waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russi\r\nschen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt, sollten jedoch nicht verlängert werden. Es ist daher \r\nnotwendig, in diesem Jahr den rechtlichen Rahmen „post 2027“ zu gestalten.  \r\nGasspeicher sind wesentlicher Bestandteil der Energieinfrastruktur und tragen zur Stabilität \r\nund Sicherheit der Energieversorgung bei. Zugleich ist ein gut funktionierender Markt die \r\nGrundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung. Die Marktkräfte und bestehen\r\nden Verpflichtungen kommen jedoch an ihre Grenzen, wenn unerwartete Risiken sich materi\r\nalisieren und externe Schocks auftreten.  \r\nBei der Vorsorge für Extremsituationen können Märkte versagen, da sie nicht auf die Bereit\r\nstellung von öffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen Extre\r\nmereignissen ausgerichtet sind. Solche Risiken werden nicht vollumfänglich vom Markt antizi\r\npiert und abgesichert. \r\nDie Schaffung einer strategischen Gasreserve ist daher zur Absicherung von akuten Notfallsitu\r\nationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen ein sinnvolles Instrument. Sie muss je\r\ndoch auf Notfallsituationen beschränkt und die Einsatzbedingungen müssen klar definiert \r\nsein. \r\nHierzu hat der BDEW mit dem Positionspapier „Konzept Gasversorgungssicherheit und Weiter\r\nentwicklung Instrumente Absicherung für akute Notfallsituationen und Extremereignisse“ (Feb\r\nruar 2026) eine ausführliche Herleitung samt Analyse der veränderten Rahmenbedingungen \r\nund Lösungsoptionen vorgelegt. Seit dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine hat sich die \r\nVersorgungssituation grundlegend verändert: Norwegen ist - mit großer Zuverlässigkeit - der \r\ngrößte und wichtigste Lieferant, Gas wird aus einer Reihe weiterer Länder über Pipelines und \r\nper LNG importiert. Dadurch ist die Einbindung in den globalen Markt für verflüssigtes Erdgas \r\nwesentlich stärker als zuvor. Die Gasflüsse im Netz haben sich fundamental geändert. Und das \r\nwirkt sich auch auf die Speichernutzung aus. Diese „neue Normalität“ ist zudem von sicherheits- \r\nund geopolitischen Risiken und Herausforderungen geprägt. Mit der Sperrung der Straße von \r\nHormus und der Zerstörung von Energieanlagen im Golf in Folge des US-amerikanisch-israeli\r\nschen Kriegs gegen den Iran materialisieren sich entsprechende geopolitische Risiken in diesem \r\nFrühjahr. Das unterstreicht einerseits die Notwendigkeit, auf Krisenfälle noch besser vorberei\r\ntet zu sein und wirkt sich andererseits derzeit auf das Marktgeschehen und die Speicherdebatte \r\nSeite 3 von 10 \r\naus. Es ist aber notwendig, bei der Diskussion um die Instrumente und um die Funktion des \r\nMarktes klar abzuschichten.   \r\nGleichzeitig ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentli\r\nche Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Versorgungssicherheit ist nicht nur eine Frage \r\nder verfügbaren Gasmengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. \r\nDaher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 \r\nin der sich geopolitische Herausforderungen verdichten noch entspricht oder angepasst wer\r\nden muss. Dies ist jedoch nicht Gegenstand dieses Positionspapiers.  \r\nMit den folgenden Ausführungen macht der BDEW einen Vorschlag zur konkreten Ausgestal\r\ntung einer strategischen Reserve: \r\nKurzbeschreibung  \r\nBei der strategischen Reserve organisiert eine zentrale Instanz die dauerhafte Vorhaltung ei\r\nner bestimmten Gasmenge in Gasspeichern, welche nur unter zuvor definierten Bedingungen \r\neingesetzt wird. Diese Gasmengen können im Eigentum des Staates liegen oder deren Vorhal\r\ntung als Dienstleistung eingekauft werden (s. hierzu Kap. 4).   \r\nDie strategische Reserve ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Hand\r\nlungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhal\r\ntung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf \r\nBasis einer Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen \r\nMechanismus erfolgt.  \r\nEine strategische Reserve darf jedoch ausschließlich zur Sicherung der physischen Versorgung \r\neingesetzt werden und nicht zur gezielten Dämpfung von Preisspitzen. Preissignale, die er\r\nwartbare Knappheiten anzeigen, sind gerade auch in einer Krise, ein wichtiges Steuerungs\r\ninstrument. Dieses darf nicht durch Eingriffe in die freie Preisbildung behindert werden.  \r\nEine strategische Reserve muss auf Notfallsituationen beschränkt sein und ihre Implementie\r\nrung ist so auszugestalten, dass Marktverzerrungen bestmöglich vermieden werden und die \r\nMarktteilnehmer ihren vertraglichen Lieferverpflichtungen für eine sichere Versorgung ihrer \r\nKunden nachkommen können. \r\nZiel ist es, die schnelle Handlungsfähigkeit in Krisen-/Notfallsituationen zu gewährleisten, in\r\ndem dediziert dafür vorgesehene Speichermengen unverzüglich aktiviert werden können.  \r\nSo können im Notfall auf diese Weise die Vorlaufzeit der Verfügungen des Bundeslastvertei\r\nlers ohne Versorgungsunterbrechung überbrückt werden. Die Wirkung der strategischen \r\nSeite 4 von 10 \r\nReserve ist abhängig von ihrem Umfang und den dann gegebenen jahreszeitlichen Bedingun\r\ngen und könnte somit auch länger wirken.  \r\nDem Nutzen der Absicherung durch eine strategische Reserve stehen Kosten gegenüber. Diese \r\nKosten gilt es möglichst gering zu halten und in der Ausgestaltung bestmögliche Kosteneffizi\r\nenz zu erzielen. Da die Sicherung der Versorgung in Krisen-/Notfallsituationen Staatsaufgabe \r\nist, sollten die mit einer strategischen Reserve verbundenen Kosten aus dem Staatshaushalt \r\nfinanziert werden. Zudem werden dem Markt Flexibilitätsquellen entzogen. Dimensionierung \r\nder strategischen Reserve und Beschaffung sind daher so zu gestalten, dass marktverzerrende \r\nund preistreibende Effekte vermieden bzw. minimiert werden.  \r\n2 Quantifizierung  \r\nDie Marktkräfte und bestehende vertragliche Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, \r\nwo unerwartete Risiken sich materialisieren, und externe Schocks auftreten. Eine Vorsorge für \r\nExtremsituationen können Märkte nur bedingt treffen, da sie nicht auf die Bereitstellung von \r\nöffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen Extremereignissen \r\nausgerichtet sind. Das gewünschte Maß an Versorgungssicherheit und damit den Umfang der \r\nbenötigten Vorsorge zu definieren, ist Staatsaufgabe.  \r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute kennzeichnet, haben insbesondere  \r\ngeopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität erlangt. Der ungeplante Ausfall \r\nbzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Importquel\r\nlen ist mitzudenken; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extre\r\nmer Kälte.  \r\nSeite 5 von 10 \r\nDimensionierungsansätze für eine strategische Reserve  \r\nBei der strategischen Reserve werden Speicherkapazitäten im dafür vorgesehenen Umfang \r\ndem Markt entzogen. Wesentliche Stellschrauben für die Dimensionierung sind Zeitraum und \r\nHöhe des Ausfalls von Gaslieferungen, die abgesichert werden sollen.  \r\nIn den Vorschlägen verschiedener gaswirtschaftlicher Verbände spiegelt sich die Bandbreite \r\nder Ansätze. So wie beispielsweise im Vorschlag einer strategischen Reserve im Umfang von \r\n16 TWh, welche den Ausfall der norwegischen Lieferkapazität zu zwei Dritteln über einen Zeit\r\nraum von 20 Tagen oder den vollständigen Ausfall über 10 Tage abdecken würde (FNB Gas), \r\nbis hin zu 78 TWh zur Absicherung des vollständigen Ausfalls der norwegischen Lieferkapazität \r\nnach Deutschland für 90 Tage (INES).  \r\nDie nutzbare Ausspeicherleistung bei Speichern sinkt druckbedingt mit abnehmendem Füll\r\nstand. Daher ist es je nach Festlegung der abzusichernden Tagesleistung und Gasmenge ggf. \r\nerforderlich, zur Darstellung der abzusichernden Leistung auch am Ende eines Winters mit \r\neher niedrigen Füllständen weitere Gasmengen in der strategischen Reserve vorzuhalten, die \r\ndann mit reduzierter Leistung ausgespeichert werden können. \r\nDer Staat muss das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entscheiden, ob und in \r\nwelchem Umfang eine Versicherungslösung implementiert werden soll und welches Risiko \r\nverbleibt. Dabei ist in regelmäßigen Abständen zu überprüfen, ob die festgelegten Mengen- \r\nund Leistungserfordernisse dem gewünschten Absicherungsniveau weiterhin entsprechen. \r\nDiese Erfordernisse müssen durch die regionalen Speichercharakteristika sinnvoll abgebildet \r\nwerden. \r\n3 Auswahl: Regional und Ausschreibung  \r\nVorüberlegungen \r\nBei der Auswahl der Gasspeicherkapazitäten für die strategische Reserve sind verschiedene \r\nAnsätze denkbar. Hierzu gehören beispielsweise:  \r\n› Verteilung der Speicheranlagen auf verschiedene Regionen gemäß ihrer Notwendigkeit in \r\nverschiedenen Ausfallszenarien (z.B. Ausfall Importroute, Ausfall zentraler Betriebsmittel) \r\n› Aufteilung auf die H-Gas-Regelenergiezonen des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) mit \r\nbedarfsgerechter Gewichtung, wie sie im Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan vor\r\nliegen \r\nSeite 6 von 10 \r\n› Rein kostenbasierte Verteilung über wettbewerblichen Ausschreibungsmechanismus mit \r\noder ohne Ex-ante-Vorgabe einer regionalen Verteilung  \r\n› Ratierliche Zuteilung vs. Auswahl eines einzelnen Speichers \r\nGrundsätzlich sollten bei der Auswahl von Speichern für die strategische Reserve Kriterien wie \r\ndie Leistungsfähigkeit bzw. Volumen/Leistungsverhältnis der Speicher, räumliche Aspekte wie \r\ndie Netztopologie und insbesondere die Kosten Berücksichtigung finden.  \r\nEs ist zu berücksichtigen, dass es sowohl der Menge als auch einer entsprechenden Leistung \r\naus Speichern bedarf. Da die nutzbare Ausspeicherleistung aufgrund der Druckverhältnisse \r\nmit abnehmendem Füllstand sinkt, sollte bei der Ausgestaltung einer strategischen Reserve \r\nauf garantierte Ausspeicherleistungen statt Speichermengen abgestellt werden. Um Vergleich\r\nbarkeit verschiedener Speicher zu schaffen, sollten in einer Auktion (s.u.) einheitliche Produkt\r\nanforderungen (ggf. für schnellere und langsamere Speicherprodukte) spezifiziert werden.  \r\nBei der Größen-Spezifikation ergibt sich ein Spannungsfeld zwischen dem Szenario (z. B. \r\nx Tage gleichbleibende Leistung) und der Physik der Gasspeicher (maximale Leistung zu Be\r\nginn, dann abnehmend). Der BDEW empfiehlt, die Leistungsanforderungen für die Ausspeiche\r\nrung nach 14 Tagen zu reduzieren. Dies reduziert zum einen deutlich die Reservekosten und \r\nbasiert zudem auf der Einschätzung, dass mit zunehmender Zeitdauer nach Eintritt des Notfal\r\nlereignisses andere Instrumente (z.B. LNG, Kompensation aus Nachbarländern, Verbrauchsre\r\nduktion) koordiniert werden können und rechtzeitig zur Verfügung stehen. \r\nZweistufiges Modell: Regionale Verteilung mit Ausschreibung  \r\nDer BDEW schlägt ein zweistufiges Modell vor:  \r\n1) Regionale Verteilung \r\nDie strategische Reserve sollte in ihrer physischen Aufteilung regional breit verortet werden. \r\nDas gewährleistet insbesondere auch eine Risikostreuung. Die regionale Verteilung hat ent\r\nsprechend den Regelenergiezonen entlang der wesentlichen Transportrouten zu erfolgen, um \r\ndie Moleküle im Anwendungsfall direkt vor Ort zu haben. Diese Regionalität der strategischen \r\nReserve ist wichtig, da es sich um ein physisches Instrument handelt und die strategische Re\r\nserve eben gerade nicht der „Badewannen“-Logik des Entry/Exit-Modells unterliegt.  \r\nDie strategische Reserve und LTOs sind getrennt und abgeschichtet voneinander zu betrach\r\nten, da ihr Einsatz u.a. unterschiedlichen Zielen dient. Wechselwirkungen oder ein Konkur\r\nrenzverhältnis zwischen diesen Instrumenten ist nicht zu erwarten, da die strategische Re\r\nserve außerhalb des Marktes aktiviert wird.  \r\nSeite 7 von 10 \r\n2) Ausschreibung innerhalb der Regionen  \r\nIm zweiten Schritt werden die jeweiligen Mengen innerhalb der Region wettbewerblich durch \r\nAusschreibung vergeben:  \r\n› Menge: Volumen x, Leistung y über Zeitraum z \r\n› Qualifizierung: In Anlehnung an §35a EnWG sind alle Gasspeicheranlagen, die in Deutsch\r\nland gelegen sind und einen Einspeisepunkt an das deutsche Fernleitungsnetz haben, quali\r\nfiziert.  \r\n› Ausschreibungszyklus: Die Ausschreibung sollte eine Kontrahierungsdauer von 3 bis 5 Jah\r\nren, ggf. etwas länger, umfassen.  \r\n4 Befüllung: Auktionsbasiert  \r\nDie Dimensionierung und geografische Aufteilung sollte durch das Bundesministerium für \r\nWirtschaft und Energie (BMWE) vorgegeben werden. Da es sich bei der strategischen Reserve \r\num hoheitliche Gasmengen handelt, über die auch hoheitlich entschieden wird, sollte der \r\nStaat Eigentümer des Gases sein.  \r\nEs ist zu empfehlen, dass Ausschreibungen durch den Marktgebietsverantwortlichen (MGV) \r\ndurchgeführt werden. Der MGV wäre dabei im Wesentlichen Vertragspartner in drei Richtun\r\ngen:  \r\n› für Speicherbetreiber, die die Speicherkapazität bereitstellen (s. auch Kap. 3), \r\n› für Speichernutzer (Midstreamer/Gashändler), die diese befüllen, und  \r\n› für den Staat, der die Gasmengen und Speicherbuchungen im Gegenzug für die Finanzie\r\nrung erhält.  \r\nZur Befüllung empfiehlt der BDEW ebenfalls einen auktionsbasierten Ansatz: \r\n› Ausschreibung der Speicherkapazitäten durch den MGV für die Vertragslaufzeit von bei\r\nspielsweise 3-5 Jahren (s. auch Kap. 3):  \r\nSpeicherbetreiber bieten ihre Speicherkapazitäten an. Der MGV kontrahiert die benötigten \r\nSpeicherkapazitäten (bereits vermarktete Kapazitäten können in Kooperation zwischen \r\nSpeicherkunde und SSO ebenfalls eingebracht werden). Bei dieser Ausschreibung wird kos\r\ntenoptimal bezuschlagt, unter Berücksichtigung der notwendigen regionalen Steuerung so\r\nwie der technischen Notwendigkeiten (Volumen, Ausspeicherleistung).   \r\nSeite 8 von 10 \r\n› Auktion zur Mengenbefüllung:  \r\nDer Marktgebietsverantwortliche schreibt für jede in diesem Zusammenhang kontrahierte \r\nSpeicherkapazität die Befüllung aus. Dadurch wird eine effiziente, preisgesteuerte Befül\r\nlung zum festgelegten Stichtag sichergestellt. Dabei sollte der Bieter selbst entscheiden \r\ndürfen, zu welchem Zeitpunkt vor dem Stichtag [1.11.] des Jahres die Mengen eingelagert \r\nwerden. Diese Flexibilität würde ein marktrationales und marktschonendes Vorgehen ge\r\nwährleisten und die daraus resultierenden Effizienzgewinne würden sich preissenkend auf \r\ndie Ausschreibung auswirken.  \r\n› Die Vorhalteperiode läuft vom Stichtag, an dem die Speicherkapazitäten befüllt sein müs\r\nsen, bis zum Stichtag, ab dem die Mengen wieder entleert werden. Dies dürfte dann mit \r\nhoher Wahrscheinlichkeit gleichzeitig ein Stichtag für den Beginn einer nächsten Vorhalte\r\nperiode sein. Mit deutlich zeitlichem Vorlauf (2 bis 3 Jahre) vor dem Stichtag wird durch das \r\nBMWE entschieden, ob und in welchem Umfang neu ausgeschrieben wird. Bei einer Ver\r\nkleinerung des Gesamtreservevolumens stellt der MGV mit einer Ausschreibung eine effizi\r\nente, preisgesteuerte Ausspeicherung sicher (spiegelverkehrt zur Befüllung). Ziel sollte es \r\nsein, das Volumen der Reserve möglichst konstant zu halten und erratische Veränderungen \r\nzu vermeiden.  \r\nDie Befüllung sollte grundsätzlich zeitnah beginnen. In Abhängigkeit der Größe der strategi\r\nschen Reserve ist ggf. eine zeitliche Streckung sinnvoll, um Marktverzerrungen und preistrei\r\nbende Effekte zu minimieren. Damit wird auch gewährleistet, dass die Stichtage nicht für alle \r\nAnlagen auf das gleiche Jahr fallen. Die jeweiligen jährlichen Volumina sollten frühzeitig, je\r\ndenfalls noch in diesem Jahr veröffentlicht werden, damit noch in 2027 erste Befüllungen \r\nstattfinden können.  \r\n5 Finanzierung: Aus dem Staatshaushalt  \r\nDie Bereitstellung von öffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen \r\nExtremereignissen ist Staatsaufgabe und kommt der gesamten Volkswirtschaft zugute. Die Fi\r\nnanzierung der strategischen Reserve als auch damit verbundene laufende Kosten sollten da\r\nher aus dem Staatshaushalt erfolgen.  \r\n6 Freigabemechanismus: Hohe Aktivierungsschwelle   \r\nEs muss sichergestellt sein, dass die Freigabe der strategischen Reserve nur dort erfolgt, wo \r\nder Markt an seine Grenzen kommt. Es darf keine Möglichkeit der politischen Einflussnahme \r\ngeben, um Marktpreise aus politischen Gründen zu senken.  \r\nSeite 9 von 10 \r\nDiesem Grundsatz entsprechend, dürfte die Freigabe erst erfolgen, wenn dem MGV eine \r\nmarktbasierte Beschaffung von Regelenergie nicht mehr möglich ist. Die Freigabe sollte in der \r\nNotfallstufe durch den Bundeslastverteiler erfolgen.  \r\nDie Bundesnetzagentur in ihrer Rolle als Bundeslastverteiler hat in einer Gasmangellage und \r\nbei Ausrufung der Notfallstufe die Aufgabe, den lebenswichtigen Bedarf an Gas zu decken (vgl. \r\n§ 1 EnSiG sowie § 1 GasSV). Das heißt, der Bundeslastverteiler muss die benötigten Gasmen\r\ngen beschaffen bzw. den Gasverbrauch steuern, um sogenannte „Engpasszonen“ aufzulösen.  \r\nDiese „Engpasszonen“ werden von den FNB gemeldet, wenn der MGV nicht ausreichend Gas \r\nals Regelenergie auf dem Markt beschaffen kann. Dann kann der Bundeslastverteiler verschie\r\ndene Maßnahmen abwägen, um eine Engpasszone aufzulösen.  \r\n7 Umsetzung bei Inanspruchnahme / Abruf  \r\nDie Reserve wird ausschließlich als „last resort“ in der Notfallstufe ausgespeichert – also nur \r\ndann, wenn der MGV keine Regelenergie mehr über den Markt beschaffen kann und auch ggf. \r\nkontrahierte LTOs ausgeübt hat.  \r\nAbruf und Umsetzung bei Inanspruchnahme sollten operativ, in den Kommunikationsstruktu\r\nren sowie in der verursachungsgerechten Zuordnung und Abrechnung der aktivierten Mengen \r\nzu unterdeckten Bilanzkreisen an die etablierten Prozesse des Bundeslastverteilers und konk\r\nret der Sicherheitsplattform Gas angelehnt werden.  \r\nSeite 10 von 10 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024696","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Differenzkostenverträgen und Garantieinstrumenten für den Wasserstoffhochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5c/15/744522/Stellungnahme-Gutachten-SG2605290002.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"ENABLER FÜR DEN \r\nH2-MARKTHOCHLAUF\r\nZahlungslücke und untragbare Risiken \r\nmit Differenzkostenverträgen und \r\nGarantieinstrument schließen\r\n27.04.2026\r\n2\r\nUnsere Kernforderungen für einen koordinierten \r\nintersektoralen H2-Markthochlauf\r\n1. Marktansatz: \r\n.\r\n2. Einführung eines CfD1-Programms für den H2-Markt\r\n3. Verknüpfung mit Garantieinstrumenten:\r\n2\r\n4.\r\n5. Fokus auf Industrie und Gewerbe:\r\n3\r\n6. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wasserstoffmarkthochlauf: CfDs als haushaltspolitisch planbares Schlüsselinstrument  \r\n06.08.2026  \r\nDer Wasserstoff-CfD auf einen Blick: \r\n› Kostenlücke schließen: Der CfD macht erste Mengen wettbewerbsfähig und löst Investitionsent\r\nscheidungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette aus. \r\n› Haushalterisch steuerbar: Volumina und Mengen sind vorab begrenzt, Auktionen und Claw-Back si\r\nchern einen effizienten Mitteleinsatz – kein pauschaler Zuschuss. \r\n› Jetzt verankern: Eigener Haushaltstitel im KTF 2027, Vertragslaufzeiten von 20, mindestens 15 Jahren. \r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist ein zentraler Baustein für die Transformation des Industrie- \r\nund Energiestandorts Deutschland. Doch der Hochlauf stockt und ein Markt entwickelt sich bislang \r\nnoch nicht.  \r\nErneuerbarer und kohlenstoffarmer Wasserstoff ist in der frühen Hochlaufphase deutlich teurer als fos\r\nsile Alternativen. Gleichzeitig fehlen langfristig abgesicherte Nachfrage, standardisierte Produkte und \r\nbelastbare Referenzpreise. Solange die Lücke zwischen der Zahlungsbereitschaft der Abnehmer und \r\nden Wasserstoffbereitstellungskosten nicht geschlossen wird, bleiben finale Investitionsentscheidun\r\ngen entlang der gesamten Wertschöpfungskette aus. \r\nDie bestehenden Förderinstrumente setzen häufig an einzelnen Wertschöpfungsstufen an, etwa bei \r\nder Produktion, beim Transport oder bei bestimmten Abnehmergruppen. Um die gesamte Wertschöp\r\nfungskette und somit die Marktentwicklung zu adressieren, ist jedoch ein Instrument erforderlich, das \r\nerste Mengen in den Markt bringt, Investitionsrisiken reduziert und den Aufbau belastbarer Liefer\r\nketten ermöglicht.  \r\nGenau hier setzt ein Wasserstoff-Differenzvertrag (CfD) an. Er kann die Kostenlücke zwischen erneuer\r\nbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff und der heutigen Zahlungsbereitschaft der Abnehmer re\r\nduzieren und somit Investitionsentscheidungen (FIDs) entlang der gesamten Wertschöpfungskette \r\nauslösen. Dafür sollte ein CfD einfach, wettbewerblich, haushalterisch planbar und mit ausreichender \r\nVerlässlichkeit ausgestaltet werden. Unternehmen bieten in wettbewerblichen Ausschreibungen, so\r\ndass Fördermittel effizient eingesetzt und auf die tatsächlich benötigte Unterstützung begrenzt werden \r\nkönnen. Dafür braucht es verlässliche Auktionsrunden, ausreichende Vorlaufzeiten, realistische Umset\r\nzungspflichten und klare Förderbedingungen. Gleichzeitig soll ein Rückzahlungsmechanismus (Claw\r\nBack) sicherstellen, dass ein Teil der Mittel an den Staat zurückfließt, wenn sich die Marktentwicklung \r\npositiver herausstellt als während der Gebotsabgabe angenommen. Der Wasserstoff-CfD ist damit kein \r\npauschaler Zuschuss, sondern ein wettbewerbliches und steuerbares Markthochlaufinstrument. \r\nEin Wasserstoff-CfD schafft damit Planbarkeit auf beiden Seiten. Marktakteure erhalten die notwen\r\ndige Sicherheit für Investitionen, Projektentwicklung und Lieferverträge. Der Staat kann \r\nSeite 1 von 2 \r\nFördervolumina, Ausschreibungsrunden, Mengen und Rückzahlungsmechanismen vorab bestimmen \r\nund begrenzen. Zugleich können wettbewerbliche Auktionen die Effizienz des Mitteleinsatzes stärken, \r\nwährend der Claw-Back-Mechanismus sicherstellt, dass bei günstigerer Marktentwicklung ein Teil der \r\nMittel an den Fördermittelgeber zurückfließt. \r\nDamit das Instrument rechtzeitig wirken kann, braucht es einen eigenen, zweckgebundenen Haus\r\nhaltstitel für Wasserstoff-CfDs im Klima- und Transformationsfonds (KTF) des Bundeshaushalts 2027. \r\nWenn Marktakteure mit verlässlichen Auktionsrunden und klaren Fördervolumina rechnen können, \r\nkönnen sie Projekte vorbereiten, Lieferketten aufbauen, Finanzierungen strukturieren und Abnehmer\r\nverträge entwickeln. Die Verträge sollten grundsätzlich eine Laufzeit von 20 Jahren, mindestens jedoch \r\n15 Jahren haben, damit die erforderliche Planungs- und Investitionssicherheit ermöglicht wird. Aus \r\nSicht des BDEW sollte daher bereits im Bundeshaushalt 2027 die Grundlage für weitere Ausschrei\r\nbungsrunden geschaffen werden – sowohl in dieser Legislatur (2027, 2028 und 2029) als auch darüber \r\nhinaus. Ohne diese Planbarkeit droht der Wasserstoffhochlauf weiter durch Attentismus, Projektverzö\r\ngerungen und fehlende Finanzierbarkeit ausgebremst zu werden. Entscheidend ist, dass das Instrument \r\nschnell in die Umsetzung kommt und in der ersten Phase nicht durch übermäßige Komplexität und bü\r\nrokratischen Aufwand ausgebremst wird. \r\nDer BDEW hat die fachliche Ausgestaltung eines solchen Wasserstoff-CfD in einem gesonderten Pa\r\npier detailliert konkretisiert. Bei der Einführung des Instruments sollten des Weiteren insbesondere \r\nfolgende Punkte berücksichtigt werden: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nBreiter Teilnehmerkreis von Energieversorgern: Der CfD sollte einem breiten Kreis von Energiever\r\nsorgern offenstehen. Es sollten Erzeuger und Händler teilnehmen können, die Wasserstoffmengen \r\nbündeln, Portfolien aufbauen und bedarfsgerechte Produkte für unterschiedliche Abnehmer entwi\r\nckeln. Je standardisierter das zugrunde liegende Produkt, desto kosteneffizienter und wirksamer ist \r\nder CfD-Mechanismus. \r\nVerbindlichkeit und beihilferechtliche Genehmigungsfähigkeit sicherstellen: Gleichzeitig muss über \r\ndie Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns sichergestellt werden, dass hinter abgegebenen Gebo\r\nten die notwendige wirtschaftliche und operative Verbindlichkeit steht und die bezuschlagten Men\r\ngen tatsächlich in den Markt gebracht werden. Zudem ist der CfD-Fördermechanismus von Beginn \r\nan so auszugestalten, dass er mit dem EU-beihilferechtlichen Genehmigungsrahmen, insbesondere \r\nCISAF, vereinbar und grundsätzlich mit anderen Förderungen kombinierbar ist, soweit unterschiedli\r\nche Kostenbestandteile adressiert werden und keine Über- bzw. Doppelförderung entsteht.  \r\nKombination mit Garantieinstrumenten: Flankierende Garantieinstrumente, etwa nach dem Vor\r\nbild einer „First Loss Portfolio Guarantee“ mit der KfW als möglichem Sicherheitengeber, sind in der \r\nKombination mit dem CfD zielführend, um zentrale (Ausfall-)Risiken in der frühen Hochlaufphase \r\ngezielt abzusichern, Finanzierungskosten zu senken und die Bankability von Wasserstoffprojekten \r\nweiter zu verbessern.  \r\nKernnetz unterstützen: Die geförderten Mengen sollten die Befüllung und den Betrieb des Wasser\r\nstoff-Kernnetzes unterstützen und damit zur Auslastung, Liquidität und Funktionsfähigkeit der ent\r\nstehenden Wasserstoffinfrastruktur beitragen.  \r\nSeite 2 von 2 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-08-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024696","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Differenzkostenverträgen und Garantieinstrumenten für den Wasserstoffhochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6b/8e/827311/Stellungnahme-Gutachten-SG2608060009.pdf","pdfPageCount":19,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 6. August 2026 \r\nPositionspapier \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nInstrument für einen erfolgreichen Wasserstoffmarkthochlauf: Konkre\r\ntisierung eines H2-CfDs  \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 19 \r\nInhalt \r\n1 BDEW-Kernempfehlungen auf einen Blick .......................................................... 3 \r\n2 Hintergrund ....................................................................................................... 5 \r\n3 Systemintegration ............................................................................................. 6 \r\n3.1 Antragsberechtigte Zuwendungsempfänger ................................................. 6 \r\n3.2 Nachfragesektoren und Abgrenzung zum THG-Quotenhandel ..................... 7 \r\n3.3 Beihilferechtlicher Rahmen und Kumulierbarkeit .......................................... 9 \r\n3.4 Risikomindernde Wirkung des CfD ............................................................... 10 \r\n4 Ausschreibungsdesign ....................................................................................... 11 \r\n4.1 Preisgestaltung ............................................................................................. 12 \r\n4.2 Mindesterfüllungsregelungen und Auktionszuteilung ................................. 14 \r\n5 CfD Ausgestaltung ............................................................................................ 15 \r\n6 Fördergegenstand und Energieträger ................................................................ 16 \r\n6.1 Förderfähige Energiemengen ....................................................................... 17 \r\n6.2 Pflichtanteile von Produkten im Rahmen des CfDs ...................................... 18 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 BDEW-Kernempfehlungen auf einen Blick  \r\nDer BDEW empfiehlt, einen Wasserstoff-CfD als einfaches, wettbewerbliches und haushalte\r\nrisch planbares Instrument zur Schließung der Kostenlücke zwischen Wasserstoffangebot \r\nund Wasserstoffnachfrage einzuführen.  \r\nDabei sollten insbesondere folgende Punkte berücksichtigt werden: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nBreiter Teilnehmerkreis von Energieversorgern: Der CfD sollte einem breiten Kreis von \r\nEnergieversorgern offenstehen. Es sollten Erzeuger und Händler teilnehmen können, die \r\nWasserstoffmengen bündeln, Portfolien aufbauen und bedarfsgerechte Produkte für un\r\nterschiedliche Abnehmer entwickeln. \r\nWettbewerbliche Ausschreibungen: Die Förderkosteneffizienz sollte über wettbewerbli\r\nche Auktionen sichergestellt werden. Dafür braucht es verlässliche Auktionsrunden, aus\r\nreichende Vorlaufzeiten, realistische Umsetzungspflichten und klare Förderbedingungen. \r\nKombination mit Garantieinstrumenten: Flankierende Garantieinstrumente, etwa nach \r\ndem Vorbild einer „First Loss Portfolio Guarantee“ mit der KfW als möglichem Sicherhei\r\ntengeber, sind in der Kombination mit dem CfD notwendig, um zentrale (Ausfall-)Risiken in \r\nder frühen Hochlaufphase gezielt abzusichern, Finanzierungskosten zu senken und die \r\nBankability von Wasserstoffprojekten weiter zu verbessern.  \r\nPlanbarkeit für Marktakteure und Haushalt: Das Instrument sollte durch verlässliche Auk\r\ntionsrunden, definierte Fördervolumina, transparente Förderbedingungen und Rückzah\r\nlungsmechanismen so ausgestaltet werden, dass sowohl Marktakteure als auch der Staat \r\nPlanungssicherheit erhalten. \r\nPreisgestaltungsmodell: In der frühen Marktphase erscheint ein Gap-Modell (Energiever\r\nsorger bieten direkt auf die von ihnen erwartete Zahlungslücke) sachgerechter, da bislang \r\nkein belastbarer Wasserstoffreferenzpreis besteht. Gleichzeitig ist zu berücksichtigen, dass \r\nbei diesem Ansatz regulatorische Risiken in stärkerem Maße von den Investoren getragen \r\nwerden müssen, was die Investitionsbereitschaft beeinflussen kann. Ein referenzpreisba\r\nsiertes Modell kann demgegenüber perspektivisch einfacher und stärker standardisierbar \r\nsein, setzt aber voraus, dass sich transparente, liquide und belastbare Referenzpreise für \r\ndie jeweiligen Wasserstoffprodukte herausgebildet haben. \r\nClaw-Back: Ein Claw-Back-Mechanismus sollte sicherstellen, dass bei besserer Marktent\r\nwicklung oder geringerer tatsächlicher Förderlücke ein Teil der Mittel an den Fördermittel\r\ngeber zurückfließt. Gleichzeitig muss die Umsetzung zwingend einfach und praxistauglich \r\nbleiben. \r\nSeite 3 von 19 \r\n› \r\nBürokratiearme Ausgestaltung: Der CfD sollte an den Leitprinzipien Einfachheit und Effek\r\ntivität ausgerichtet werden. Zusätzliche Nachweis-, Berichts- und Dokumentationspflichten \r\nsollten auf das zwingend erforderliche Maß begrenzt werden. \r\n› Pflichtanteile nur soweit erforderlich: Pflichtanteile, Unterquoten und Herkunftsvorgaben \r\nsollten grundsätzlich zurückhaltend eingesetzt werden, da sie die Komplexität des Instru\r\nments erhöhen. Eine RFNBO-Unterquote von mindestens 30 Prozent ist jedoch mit Blick \r\nauf eine schnelle und möglichst rechtssichere beihilferechtliche Genehmigung nach CISAF \r\nnotwendig. Neben dem mindestens 30-prozentigen RFNBO-Pflichtanteil sollten in der frü\r\nhen Phase des Wasserstoffhochlaufs keine weiteren Herkunfts- oder Sektorquoten vorge\r\nsehen werden. Ziel der ersten Ausschreibungen muss es sein, schnell erste Mengen in den \r\nMarkt zu bringen und praktische Erfahrungen mit dem Instrument zu sammeln. \r\n› \r\n› \r\nKernnetz unterstützen: Die geförderten Mengen sollten die Befüllung und den Betrieb des \r\nWasserstoff-Kernnetzes unterstützen und damit zur Auslastung, Liquidität und Funktions\r\nfähigkeit der entstehenden Wasserstoffinfrastruktur beitragen. \r\nZusätzliche Mengen und Vermeidung von Mitnahmeeffekten: Der CfD sollte so ausgestal\r\ntet werden, dass zusätzliche Wasserstoffmengen in den Markt gebracht werden. Das Ver\r\nhältnis zum THG-Quotenhandel ist daher sorgfältig zu bestimmen, um einerseits Mitnah\r\nmeeffekte und eine Verlagerung ohnehin bestehender Kosten in den Staatshaushalt zu \r\nvermeiden und andererseits ein möglichst kosteneffizientes Instrument zu gewährleisten. \r\nSeite 4 von 19 \r\n2 Hintergrund \r\nDer Markthochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist ein zentraler Baustein der Energiewende. \r\nGleichzeitig stellt er alle beteiligten Akteure vor erhebliche Herausforderungen in Bezug auf \r\nInvestitionsentscheidungen, langfristige Geschäftsmodelle und Risikomanagement. Anders als \r\nin etablierten Märkten fehlen bislang belastbare Strukturen, standardisierte Produkte und ab\r\ngesicherte Nachfrage.  \r\nEin relevantes Hemmnis ist das Marktpreisrisiko. Es zeigt sich in mehrfacher Hinsicht: Zum ei\r\nnen besteht derzeit eine deutliche Differenz zwischen den Produktionskosten von Wasserstoff \r\nund der heutigen Zahlungsbereitschaft im Markt. Zum anderen führt die hohe Preisvolatilität \r\ndes Wasserstoffes in mittel- bis langfristiger Perspektive zu erheblicher Unsicherheit und er\r\nschwert Investitionsentscheidungen. Der Hochlauf des Wasserstoffmarkts erfolgt außerhalb \r\nstandardisierter Handelsplattformen und ist stattdessen durch bilaterale Einzelverträge ge\r\nprägt. Gleichzeitig konkurriert Wasserstoff preislich mit fossilen Alternativen, deren Märkte \r\nliquide und deren Kostenstrukturen erheblich günstiger sind. In einem solchen Umfeld stellt \r\ndie Investition in Wasserstofferzeugungsanlagen im Hinblick auf die langfristige Refinanzie\r\nrung der Anlagen ein wirtschaftlich riskantes Vorhaben dar. Dies gilt im gleichen Maße für die \r\nInvestition in Wasserstoffspeicheranlagen und -infrastrukturen. Hinzu kommt, dass es zum ak\r\ntuellen Zeitpunkt noch keinen Referenzpreis des erneuerbaren oder kohlenstoffarmen Was\r\nserstoffproduktes gibt und eine hohe regulatorische Unsicherheit bei bestimmten Kostenfak\r\ntoren (insbesondere Finanzierungskosten) gibt. Außerdem werden die Kosten durch Skalie\r\nrung, Projektierungserfahrung und zeitlichen Verlauf sinken, weswegen ein gewisser Attentis\r\nmus besteht und Erstprojekte strukturell benachteiligt sind. Es ist daher zentral, dass erste An\r\nkerprojekte finanzierbar („bankable“) werden.  \r\nIn den vergangenen Jahren wurden diverse Förderungen im Wasserstoffbereich aufgesetzt. \r\nManche richten sich an Abnehmer (z.B. CO2-Differenzverträge und Einzelförderungen für die \r\nStahlindustrie), manche richten sich an den Transport (insb. Amortisationskonto), und manche \r\nrichten sich an Produzenten (z.B. EU-Innovationsfonds, Europäische Wasserstoffbank, H2Glo\r\nbal). Alle diese Initiativen verfolgen jedoch unterschiedliche, teilweise sachfremde Ziele, sind \r\nstrukturell unterschiedlich ausgelegt, adressieren meist einzelne Wertschöpfungsstufen und \r\nsind insgesamt nicht aufeinander abgestimmt bzw. entfalten bislang keine ausreichende He\r\nbelwirkung. Es gibt in Deutschland derzeit kein Förderinstrument, das dazu geeignet wäre, \r\nkomplette H2-Wertschöpfungsketten zu heben, Risiken abzusichern und nachhaltige Struktu\r\nren zu verankern. Ein geeignetes Instrument, um dies zu adressieren, sind Differenzverträge \r\n(Contracts for Difference (CfDs)).  \r\nCfDs sind ein erprobtes Instrument, um Preise in volatilen Märkten langfristig kalkulierbar zu \r\nmachen und gleichzeitig den Produzenten bzw. den Inverkehrbringern langfristige Abnahme \r\nSeite 5 von 19 \r\nzu bieten. Hierbei wird einem Akteur in der Wertschöpfungskette die Möglichkeit geboten, \r\netwa im Rahmen von Auktionen einen Gebotspreis abzugeben. Im Falle des Zuschlags wird das \r\nRisiko ungünstiger Marktpreisentwicklungen von der Gegenpartei (z.B. dem Staat) getragen. \r\nIm Gegenzug verzichtet der Marktakteur auf die Chance unerwarteter Gewinne, indem er \r\ndiese an die Gegenpartei abtritt. Solche Gewinne können dem Staat rückgeführt werden und \r\nden Markthochlauf refinanzieren. \r\nZur Ausgestaltung eines CfDs sind diverse systemische Zusammenhänge und Fragestellungen \r\nzu betrachten, die im folgenden Dokument näher erläutert werden. Die Ausgestaltung des CfD \r\nsollte sich zwingend an den Leitprinzipien Einfachheit und Effektivität orientieren. Dies ist be\r\nsonders in der detaillierten Ausgestaltung entscheidend, damit das neue Instrument die Sig\r\nnalwirkung entfalten kann, die der Wasserstoffmarkt aktuell benötigt.  \r\n3 Systemintegration  \r\nDer CfD muss effizient und kohärent in das gesamte Energiesystem integriert werden, das \r\nheißt vor allem das Zusammenspiel mit anderen Förderprogrammen im Zusammenhang mit \r\nbeihilferechtlichen Fragen muss durchdacht sein. Hinzu kommt die sonstige marktliche In\r\ntegration des CfD, beispielsweise in der Betrachtung mit existierenden oder geplanten Ver\r\npflichtungen (Quoten) in bestimmten Sektoren.  \r\n3.1 Antragsberechtigte Zuwendungsempfänger \r\nDer CfD sollte es Marktakteuren ermöglichen, nachhaltige Marktstrukturen aufzubauen, die \r\nzum einen den unterschiedlichen zeitlichen Vertragsbedingungen von Erzeugern und Abneh\r\nmern gerecht werden, und zum anderen erste Lieferketten und den Aufbau eines einge\r\nschwungenen Wasserstoffmarktes mit individuellen und strukturierten Produkten ermögli\r\nchen. Für eine bürokratiearme Ausgestaltung von CfDs gilt: Je standardisierter das zugrunde \r\nliegende Produkt, desto kosteneffizienter und wirksamer ist der CfD-Mechanismus. Das Bei\r\nspiel der Klimaschutzverträge/CO2-Differenzverträge zeigt, dass CfDs erheblich komplexer \r\nwerden, je weiter hinten sie in der Wertschöpfungskette ansetzen, da die zu grundlegende \r\nProduktvielfalt ansteigt. Der CfD sollte daher grundsätzlich einem breiten Kreis von Marktak\r\nteuren offenstehen. Maßgeblich ist dabei ein weites Verständnis des Begriffs „Energieversor\r\nger“, das sich an der Definition des Energiewirtschaftsgesetzes § 3 Nr. 39 EnWG orientieren \r\nsollte und damit juristische Personen umfasst, die Energie an andere liefern. Abweichend von \r\nder Legaldefinition sollten Netz- und Speicherbetreiber davon aus Entflechtungsgründen nicht \r\nmit inbegriffen sein. Sie profitieren zwar nicht direkt, wohl aber effektiv von einem CfD. Das \r\nweite Verständnis des Energieversorgers umfasst dabei sowohl Wasserstofferzeuger als auch \r\nEnergiehändler. Energieversorger werden mit einem CfD befähigt, Wasserstoffmengen zu \r\nSeite 6 von 19 \r\nproduzieren, bündeln, Portfolien aufzubauen und bedarfsgerechte, strukturierte Wasserstoff\r\nprodukte für unterschiedliche Kundengruppen zu entwickeln. Einen CfD an der Stelle der \r\nWertschöpfungskette anzusetzen ist sinnvoll und notwendig, da diese Akteure als Energiever\r\nsorger eine zentrale Funktion bei der Erzeugung und Vermarktung von Wasserstoff überneh\r\nmen, indem sie die Anforderungen von Erzeugern und Abnehmern hinsichtlich Mengen, Lauf\r\nzeiten, Preisstrukturen und Lieferprofilen zusammenführen. Sie ermöglichen damit den Auf\r\nbau effizienter Lieferketten und Marktstrukturen.  \r\nAusschreibungen sollten nicht von vornherein auf große oder wenige Marktteilnehmer be\r\ngrenzt werden, sondern auch kleineren Energieversorgern und KMU den Zugang ermöglichen. \r\nEin breiter Teilnehmerkreis stärkt Wettbewerb, Marktliquidität und die Anschlussfähigkeit des \r\nInstruments an unterschiedliche Versorgungsstrukturen. \r\nGleichzeitig muss sichergestellt werden, dass hinter abgegebenen Geboten die notwendige \r\nwirtschaftliche und operative Verbindlichkeit steht und die bezuschlagten Mengen tatsächlich \r\nin den Markt gebracht werden. Statt den Kreis potenzieller Bewerber vorab eng zu begrenzen, \r\nsollte dies vorrangig über die Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns gewährleistet werden. \r\nDazu gehören insbesondere wirksame Pönalen, um die Ernsthaftigkeit der Gebote zu unterle\r\ngen und Fehlanreize zu vermeiden. So kann ein offener Marktzugang mit der erforderlichen \r\nRealisierungs- und Liefersicherheit sinnvoll verbunden werden. Ziel des CfD muss sein, eine \r\nmöglichst große Energiemenge verbindlich in den Markt zu bringen und belastbare Markt\r\nstrukturen zu schaffen (mehr dazu in Kapitel 4 Ausschreibungsdesign).  \r\n3.2 Nachfragesektoren und Abgrenzung zum THG-Quotenhandel  \r\nAuf der Nachfrageseite wird der CfD sektorübergreifend eine erhöhte Nachfrage nach Wasser\r\nstoff auslösen, da das Instrument die verschiedenen Zahlungsbereitschaften auf der Abnah\r\nmeseite adressiert und durch die Förderung Angebot und Nachfrage preislich zusammen\r\nbringt. Dadurch kann sich ein differenziertes und bedarfsgerechtes Angebot entwickeln, das \r\nden Aufbau nachhaltiger Marktstrukturen unterstützt und erste belastbare Lieferketten sowie \r\ndie Entwicklung eines funktionierenden Wasserstoffmarktes mit vielfältigen, strukturierten \r\nProdukten ermöglicht.  \r\nAuch wenn CfDs bereits ein wirkungsvolles Instrument sein können, um das Marktpreisrisiko \r\nzu reduzieren und Investitionen planbarer zu machen, so funktionieren sie noch deutlich ef\r\nfektiver mit ergänzenden Instrumenten. Flankierende Maßnahmen, die gezielt Nachfrage \r\nschaffen, etwa durch regulatorische Vorgaben, Leitmärkte bzw. Quotenmodelle oder gezielte \r\nFörderungen in den Anwendungssektoren, können passende Partner sein und Fördereffizien\r\nzen stärken. In diesem Sinne sind CfDs einerseits als eigenständiges und flexibles Markt- und \r\nInvestitionsinstrument und andererseits als Ergänzung zu Nachfrageinstrumenten zu \r\nSeite 7 von 19 \r\nverstehen. Damit kann ein CfD sowohl ohne Quoten als auch in Kombination mit bestehenden \r\nRegulierungen effektiv eingesetzt werden. Die Differenz zwischen Erzeugungs- bzw. Bereitstel\r\nlungkosten und Zahlungsbereitschaft sollte des Weiteren verringert werden, indem Marktak\r\nteure bspw. zusätzlich am Regelenergiemarkt aktiv werden können, um zur Systemstabilität \r\nim jeweiligen Cluster beizutragen. \r\nEs ist wichtig, dass durch den CfD zusätzliche Energiemengen in den Markt gebracht werden. \r\nBei der Ausgestaltung des CfD-Mechanismus ist daher das Verhältnis zum Nachfragesektor \r\nVerkehr bzw. zum THG-Quotenhandel besonders sorgfältig zu bestimmen. Die Gefahr besteht, \r\ndass ein CfD-Mechanismus überwiegend Mengen fördert, die aufgrund der bestehenden An\r\nreize im THG-Quotenhandel ohnehin in den Markt gelangen würden und somit keiner zusätzli\r\nchen Förderung durch einen CfD bedürfen. In der Praxis ist zu befürchten, dass über die THG\r\nQuote geförderte Abnehmer in einer CfD-Auktion strukturell günstiger in Geboten berücksich\r\ntigt werden könnten und so den Zuschlag erhielten, während andere Vorhaben außerhalb des \r\nTHG-Quotenhandels leer ausgingen. Hinzu kommt, dass durch eine Einbindung entsprechen\r\nder Mengen in den CfD eine Verlagerung von Kosten des THG-Quotenhandels in den Staats\r\nhaushalt erfolgen könnte, die andernfalls von den verpflichteten Unternehmen beziehungs\r\nweise mittelbar von den Kunden des Verkehrssektors getragen würden. Die Fragestellung des \r\nEinbezugs des THG-Quotenhandels kann zudem Auswirkungen auf die Ausgestaltung des Ge\r\nbotspreises haben (siehe Kapitel 4.1 Preisgestaltung)1.  \r\nAuf der anderen Seite gibt es auch Argumente, die für das Einbeziehen des THG-Quotenhan\r\ndels sprechen. Der CfD kann hier auch als Absicherung dienen, um bereits angedachte Pro\r\njekte final zu ermöglichen. Ein vollständiger Ausschluss oder einer Einschränkung des Ver\r\nkehrssektors bzw. des THG-Quotenhandels widerspricht den Leitprinzipien der Einfachheit \r\nund Effektivität: Ein Ausschluss wäre bürokratisch aufwändig, da für die geförderten Wasser\r\nstoffmengen ein Nachweis erforderlich wäre, dass sie nicht in den THG-Quotenhandel fließen. \r\nAußerdem könnte ein Ausschluss eine Marktfragmentierung verursachen. Zudem könnten \r\ndurch den Einbezug des THG-Quotenhandels bestehende Zahlungsbereitschaften aus dem \r\nVerkehrssektor in gemischten und gebündelten Abnehmerportfolios berücksichtigt werden. \r\nSo könnten die Belieferung industrieller Abnehmer sowie der Aufbau der dafür erforderlichen \r\nInfrastrukturen mitfinanziert werden. \r\n1Je nach Wahl der Preisgestaltung könnte ein Einbezug des THG-Quotenpreises in einen potenziellen Referenz\r\npreis sinnvoll sein, um Fördermittel nur da zu verwenden, wo sie notwendig sind.  \r\nSeite 8 von 19 \r\nVor diesem Hintergrund ist abzuwägen, in welchem Umfang der Verkehrssektor in den Me\r\nchanismus einbezogen werden sollte oder ob eine Abgrenzung beziehungsweise teilweise \r\nHerausnahme sachgerecht sein kann. Zentral ist dabei, dass durch den CfD vor allem zusätzli\r\nche Nachfragemengen kosteneffizient angereizt werden sollten. Aus heutiger Sicht sollten da\r\nher beide Optionen, also der Einbezug oder eine vollständige/teilweise Ausgrenzung des Ver\r\nkehrssektors, im weiteren Verfahren von der Politik vertieft geprüft werden. \r\n3.3 Beihilferechtlicher Rahmen und Kumulierbarkeit \r\nEin CfD-Fördermechanismus ist von Beginn an so auszugestalten, dass er mit dem EU-beihilfe\r\nrechtlichen Genehmigungsrahmen vereinbar ist. Da es sich um eine staatliche finanzierte Un\r\nterstützung mit Auswirkungen auf den Wettbewerb handelt, braucht es eine Genehmigung \r\nder EU-Kommission.  \r\nDie Genehmigungsfähigkeit ist anhand der unionsrechtlichen Beihilferegelungen zu prüfen. In \r\nBetracht kommt hier sowohl der „Beihilferahmen für den Deal für eine saubere Industrie“ \r\nvom 4. Juli 2025 sowie die „Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihil\r\nfen 2022“. Die Ausgestaltung des CfD-Modells sollte sich idealerweise an den Vorgaben von \r\nCISAF orientieren, da es sich bei dabei um vereinfachte Genehmigungsbedingungen für be\r\nstimmte Fördermaßnahmen handelt. Dies würde zu einer zügigeren Prüfung und Genehmi\r\ngung des CfD-Modells durch die EU-Kommission wesentlich beitragen. Die Vorgaben enthal\r\nten jeweils neben positiven Voraussetzungen auch negative Voraussetzungen und expli\r\nzite Regelungen zur Kumulierung von Beihilfen. Kumulierungen sind möglich, wenn die Maß\r\nnahmen unterschiedliche bestimmbare beihilfefähige Kosten betreffen und sie nicht zu einer \r\nVerzerrung des Marktes führen. Für das Ausschreibungsregime bedeutet dies, dass die Vo\r\nraussetzungen für eine Kumulation mit anderen Förderinstrumenten von Anfang an klar gere\r\ngelt werden müssen. Gerade mit Blick auf die lange Laufzeit eines CfD von 20 Jahren, mindes\r\ntens aber 15 Jahren braucht es einen verlässlichen Rahmen, der Investitions- und Betriebsper\r\nspektiven ermöglicht. Der CfD sollte grundsätzlich mit anderen Förderungen, etwa aus IPCEI\r\nProjekten oder CO2-Differenzverträgen, kombinierbar sein, soweit unterschiedliche Kostenbe\r\nstandteile adressiert werden und keine Überförderung entsteht. Zugleich muss das Ausschrei\r\nbungsdesign klare Vorkehrungen gegen Doppelförderung treffen. Eine Förderung darf nicht \r\ndazu führen, dass ein und dieselbe Menge mehrfach beihilferechtlich oder regulatorisch ver\r\nwertet wird. Deshalb sind das Verhältnis zu bestehenden Quotenverpflichtungen sowie die \r\nFrage der Anrechenbarkeit in regulierten Märkten, etwa im Zusammenhang mit gesetzlichen \r\nQuotenmechanismen, eindeutig zu regeln.  \r\nSeite 9 von 19 \r\n3.4 Risikomindernde Wirkung des CfD \r\nDer CfD sollte nicht nur als Instrument zur Schließung von Wirtschaftlichkeitslücken ausgestal\r\ntet werden, sondern zugleich eine gezielte risikomindernde Wirkung entfalten (insbesondere \r\nim Hinblick auf die Senkung der Finanzierungkosten). Besonders bei Projekten oder Portfolien \r\nmit einem vergleichsweise geringen Förderbedarf kann ein CfD bereits durch die Absicherung \r\nzentraler Marktpreisrisiken einen wesentlichen Beitrag zur Investitionsentscheidung leisten, \r\nohne dabei überproportional Haushaltsmittel zu binden. In diesen Fällen wirkt der Mechanis\r\nmus weniger als umfassende Subvention, sondern vielmehr als verlässliche Risikogarantie, die \r\nProjekten die notwendige Planungssicherheit für Umsetzung und Betrieb gibt.   \r\nEine Ausgestaltung flankierender Garantieinstrumente könnte sich an der „First Loss Portfolio \r\nGuarantee“ des European Investment Fund orientieren. Die KfW könnte einen geeigneten Si\r\ncherheitengeber für ein solches Instrument darstellen. Die zu stellende Sicherheit würde auf \r\neinen Teil des abzusichernden (Produktions-)Portfolios begrenzt, beispielsweise einen festge\r\nlegten Prozentsatz (z. B. 10 – 20 %) oder alternativ auf einen absoluten Betrag (in Millionen \r\nEuro). Insgesamt wäre die Höhe der Sicherheit so zu wählen, dass nur ein minimal notwendi\r\nger Anteil des gesamten Portfolios davon abgedeckt ist. Diese wäre im Falle der Inanspruch\r\nnahme nicht wieder aufzufüllen. Sollte ein Garantiefall eintreten, greift zunächst die Garantie \r\nder KfW (First Loss) und deckt den Verlust ab (z.B. 100 % Abdeckung). Übersteigt der Garantie\r\nfall das Volumen der Garantie, ist der Energieversorger für den restlichen Schaden vollständig \r\nverantwortlich. Die Garantie wäre insgesamt in der Höhe begrenzt und zeitlich befristet. Somit \r\nkönnte Planbarkeit für die KfW gewährleistet werden. Voraussetzung für die Inanspruch\r\nnahme der Garantie ist der Nachweis, dass der Energieversorger zuvor alle ihm zumutbaren \r\nund verfügbaren Maßnahmen zur Risiko- und Schadensminimierung ausgeschöpft hat. \r\nZugleich sollte der CfD so ausgestaltet sein, dass er auch aus Finanzierungsperspektive als be\r\nlastbare Sicherheit anerkannt werden kann und somit Investitionen in saubere Energien er\r\nleichtert werden. Hierzu sollte der weitere Dialog neben Energiewirtschaft auch die Finanz\r\nbranche unmittelbar einbinden. Für finanzierende Banken ist entscheidend, dass künftige Er\r\nlösströme möglichst verlässlich und langfristig abgesichert sind. Der CfD sollte hier an die \r\nStelle der heute vielfach geforderten langfristigen Abnahmeverträge mit Abnehmern treten \r\noder diese zumindest sinnvoll ergänzen und somit die Finanzierungskosten unmittelbar sen\r\nken. Damit würde er nicht nur Preisrisiken reduzieren, sondern auch die Bankability von Was\r\nserstoffprojekten deutlich verbessern bzw. ermöglichen und den Kreis finanzierungsfähiger \r\nVorhaben erweitern. \r\nSeite 10 von 19 \r\n4 Ausschreibungsdesign \r\nGenerell sollte ein CfD schnellstmöglich Marktakteuren zur Verfügung gestellt werden, um \r\nden Markthochlauf zügig anzukurbeln und durch Auktionen einen Anreiz auf eine möglichst \r\neffiziente Vergabe zu stellen.  \r\nEntscheidend ist eine absehbare und verlässliche Planbarkeit des Förderinstruments, z.B. \r\ndurch festgelegte Auktionsrunden mit verlässlichen Fördervolumina. Bestehende Förderre\r\ngime wie IPCEI, H2Global, CO2-Differenzverträge, Bundesförderung Industrie und Klimaschutz \r\n(BIK) und andere sind dagegen gekennzeichnet durch ad hoc-Förderrunden abhängig von der \r\njährlichen Haushaltslage und politischen Mehrheiten. Auf dieser Basis ist eine kosteneffizi\r\nente, geplante Projektentwicklung kaum möglich. \r\nDie nötigen Haushaltsmittel müssen zudem rechtzeitig eingestellt werden. Außerdem muss es \r\neine zeitliche Koordination zwischen den vorgeschriebenen Ausschreibungen in IPCEI-Projek\r\nten und dem Zuschlagsprozess beim CfD-Instrument geben. \r\nDer CfD sollte so ausgestaltet sein, dass eine schnelle Reduktion oder anderweitige Verwen\r\ndung von eingesetzten Haushaltsmitteln möglich ist („Kapitalrecycling“), z.B. wenn angenom\r\nmene Zahlungen geringer ausfallen (bspw. durch steigende ETS Preise oder sinkende Zuteilun\r\ngen, Rückzahlungen über claw-backs vom CfD-Mechanismus usw.). \r\nKonkret sollte es mindestens drei Ausschreibungsrunden in dieser Legislaturperiode geben: \r\nDie erste im Jahr 2027, die zweite in 2028 und eine dritte in 2029. Somit könnten Erkenntnisse \r\naus der ersten Ausschreibungsrunde in die späteren einfließen. Weitere Ausschreibungen in \r\nder kommenden Legislaturperiode sollten bereits in der Haushaltsplanung berücksichtigt wer\r\nden. Die CfD-Runden sollten so ausgestaltet werden, dass Marktteilnehmer einen Anreiz ha\r\nben, eine frühe Beteiligung durchzuführen.  \r\nFür die Entscheidung, wer den Zuschlag erhält, ist ein Price-Only-Ranking, wie es etwa bei der \r\nHydrogen Bank verwendet wird, denkbar. Dieses könnte mit einem Punktesystem kombiniert \r\nwerden: Beispielsweise könnten zusätzliche Punkte für den Einsatz von Equipment aus der \r\nEU/EEA, für Wasserstofflieferungen aus heimischer Elektrolyse oder den Reifegrad der Liefe\r\nrung vergeben werden. Ebenso zu berücksichtigen wäre der Lieferzeitpunkt, wobei Gebote \r\nmit einem frühen Lieferzeitpunkt den Vorzug erhalten sollten. Solche Kriterien dienen dazu, \r\nValidität und Qualität der Gebote einzuordnen. Es gilt jedoch zu beachten, dass ein solches \r\nPunktesystem das reine Preisranking beeinflusst. Die Punkte müssten daher in das Preisgebot \r\nübersetzt werden, damit sie im Ausschreibungsverfahren vergleichbar werden.  \r\nSeite 11 von 19 \r\n4.1 Preisgestaltung \r\nEs kommen mehrere Optionen zur Gestaltung des Gebotspreises in Betracht, welcher im Rah\r\nmen des CfD-Vertrags gelten sollte und mit dem die Energieversorger im Auktionsverfahren \r\nbieten können.  \r\nEine Option wäre, dass Bieter für eine selbst gewählte, in den Markt zu bringende Menge den \r\naus ihrer Sicht erforderlichen Fördergap angeben: Die Energieversorger bieten direkt auf die \r\nvon ihnen erwartete Zahlungslücke zwischen der Beschaffungs- bzw. Herstellungsseite und \r\nder Nachfragerseite. Dafür bildet sich der Bieter zum einen eine Erwartung von seinen durch\r\nschnittlichen Beschaffungs-/Gestehungskosten zuzüglich der Aufwendungen für Strukturie\r\nrung und Transportkosten. Zum anderen bildet er sich eine Erwartung an erzielbare Verkaufs\r\npreise (schließt z.B. Vorverträge). Aus der Differenz zwischen beiden Positionen ergibt sich die \r\nerwartete Zahlungslücke (Gap). In der Auktion wird ein maximales Gap für eine bestimmte in \r\nden Markt zu bringende Menge Wasserstoff (mit Abweichungstoleranz) geboten. Das nied\r\nrigste Gebot erhält den Zuschlag.  \r\nGelingt es mit dem Verkauf des Wasserstoffs das maximale Gap zu unterbieten, fällt die Hälfte \r\nder Differenz an den Fördermittelgeber (Claw-back). Die andere Hälfte verbleibt beim Förder\r\nmittelnehmer, um einen Anreiz für die Unterschreitung der angenommenen Förderlücke zu \r\nsetzen.  \r\nVorteil dieser Option ist die haushalterische Planbarkeit, da sich das gesamte Fördervolumen \r\nunmittelbar aus der gebotenen Förderlücke ergibt multipliziert mit der in den Markt zu brin\r\ngenden Wasserstoffmenge. Andererseits müssen die Gebote so gewählt sein, dass sie das Ri\r\nsiko einer unvorhergesehenen größeren Kostenlücke in der Zukunft abdecken.2 Da das maxi\r\nmale Fördergap über die Vertragslaufzeit festgelegt wird, trägt der Bieter das Risiko einer spä\r\nteren Verschlechterung der regulatorischen Rahmenbedingungen. Dies kann zu höheren Risi\r\nkoaufschlägen im Gebot und damit zu höheren Förderkosten führen. \r\nEine zweite Option ist ein Modell mit stabiler Preisbasis, in dem die Differenz zwischen einem \r\ngebotenen Festpreis (Strike-Preis) und einem Referenzpreis ausgeglichen wird. Bieter geben \r\n2Auf eine Dynamisierung wie bei den CO2-Differenzverträgen sollte in diesem Modell verzichtet werden. Diese \r\nDynamisierung würde die Komplexität des Instruments erhöhen, aber gleichzeitig nur sehr bedingt reale Preis\r\nentwicklungen widerspiegeln (siehe verwendete Wasserstoffpreisindizes sowie Absicherungspreise bei CO2-Diffe\r\nrenzverträgen). Auch mit Dynamisierung würde also ein Risiko im Markt verbleiben und müsste entsprechend in \r\ndie Gebote eingepreist werden. \r\nSeite 12 von 19 \r\nein Gebot für einen Strike-Preis sowie eine definierte Menge an Wasserstoff mit Flexibilitäts\r\nspielräumen ab, die strukturiert in den Markt eingebracht wird. Der Strike-Preis wird vom Bie\r\nter festgelegt und orientiert sich an den konkreten Herstellungskosten eines Supply-Projekts \r\n(z.B. Elektrolyse) oder eines Portfolios und umfasst zusätzlich Kosten für Transport und Struk\r\nturierung. Der Referenzpreis (sog. „floating leg“) bildet den Marktwert der jeweiligen Commo\r\ndity ab und setzt sich aus einem grauen Preisindex (z.B. Erdgas) zuzüglich relevanter Nachhal\r\ntigkeitskomponenten (z.B. CO2-Preis im EU ETS)3 zusammen.  \r\nDer Staat gleicht die Differenz zwischen Strike-Preis und Referenzpreis für die tatsächlich ge\r\nlieferte Menge bis zur gebotenen Höchstmenge aus. Liegt der Referenzpreis unter dem Strike\r\nPreis, erhält der Gewinner der Ausschreibung eine Ausgleichszahlung; liegt er darüber, erfolgt \r\neine Rückzahlung an den Staat. Eine Ergänzung des Modells mit stabiler Preisbasis kann ein \r\nChoice Market als Tool zur Referenzpreisbildung sein4. Um aus Sicht des Staates das Fördervo\r\nlumen haushälterisch planbar zu gestalten, müssen in diesem Modell Absicherungspreise defi\r\nniert werden, die den Referenzpreis nach unten hin begrenzen. \r\nIn beiden Modellen sollten keine Anforderungen an den Bieter mit Blick auf die Kalkulation \r\nvon Fördergap (Modell 1) oder Strikepreis (Modell 2) gestellt werden, d.h. der Bieter sollte je\r\nweils frei über die Bestimmung und die dahinterstehenden Berechnungen der Gebotsabgabe \r\nentscheiden dürfen. Außerdem sollte bei beiden Modellen die Summe der Rückzahlungen \r\nüber die Vertragslaufzeit auf die Summe der erhaltenen Fördermittel über die Vertragslaufzeit \r\ngedeckelt sein.  \r\nZusätzlich ist der Staat in beiden Modellen angehalten, weitere Anreizsysteme (z.B. Quoten, \r\nLeitmärkte, CO2-Preis) einzuführen und aufrechtzuerhalten, da diese den Referenzpreis bzw. \r\ndie Zahlungsbereitschaft der Nachfrager erhöhen und damit den Förderbedarf reduzieren. \r\nWerden entsprechende Anreizsysteme hingegen nicht eingeführt oder abgeschafft, entspricht \r\ndie Zahlungsbereitschaft der Nachfrager oder der Referenzpreis oder im Wesentlichen dem \r\n3Je nach Ausgestaltung in der Systemintegration (siehe Nachfragesektoren und Abgrenzung zum THG-Quoten\r\nhandel). \r\n4Wie in der Einleitung adressiert, gibt es zum aktuellen Zeitpunkt noch keinen Referenzpreis für erneuerbaren \r\noder kohlenstoffarmen Wasserstoff. Hier setzt der Choice Market an. In der Ausschreibung könnte für den CfD \r\ndie Verpflichtung für ein Market Making (Choice Market) verankert werden. Der Gewinner des CfDs trägt somit \r\ndazu bei, dass sich ein belastbarer Referenzpreis etabliert. Die Unabhängigkeit wird darüber sichergestellt, dass \r\nalle Marktteilnehmer am Choice Market teilnehmen (kaufen/verkaufen) können und so selbst zur Preisbildung \r\nbeitragen. \r\nSeite 13 von 19 \r\ngrauen Preisindex (z.B. Erdgas + EU ETS), sodass der Staat die gesamte Differenz zu den Kosten \r\nder erneuerbaren oder kohlenstoffarmen Produktion ausgleichen muss. Umgekehrt ist der \r\nStaat auch angehalten, die Produktionskosten von Wasserstoff zu senken, etwa durch Deregu\r\nlierung und Vergrößerung des Angebots (z.B. RFNBO-Kriterien, Öffnung der EU-Regulatorik \r\nund des EU-Beihilferechts für die verschiedenen „Farben des Wasserstoffs“). Auch dadurch \r\nwürde die auszugleichende Kostenlücke kleiner. \r\nZudem sollte bei der Ausgestaltung unabhängig von der Preisgestaltung fortlaufend berück\r\nsichtigt werden, dass die Marktakteure dauerhaft den Anreiz haben, die Zahlungslücke zwi\r\nschen Angebot und Nachfrage möglichst klein zu halten. Wirksame Betriebsanreize und Preis\r\nsignale müssen also beibehalten werden, sodass ein effizienter Einsatz von Fördermitteln über \r\ndie gesamte Laufzeit des CfDs gewährleistet wird (siehe CfD Ausgestaltung).  \r\nDie Förderkosteneffizienz sollte bei beiden Optionen der CfD allein über wettbewerbliche Auk\r\ntionen sichergestellt werden. Auf weitere Maßnahmen, wie beispielsweise den gesonderten \r\nAbzug eines green premiums (wie z.B. bei den CO2-Differenzverträgen) sollte im Sinne der \r\nKomplexitätsreduktion verzichtet werden. Außerdem sollten beide Optionen sowohl für bila\r\nterale Vertragsbeziehungen zwischen einem Erzeuger und (mehreren) Abnehmern sowie auch \r\nfür Portfoliobildungen von Händlern, die mehrere Erzeugungsprojekte mit mehreren Abneh\r\nmern verbinden, anwendbar sein. Es sollte außerdem gewährleistet werden, dass sowohl \r\nKurzfrist- als auch Langfristverträge in den Modellen Berücksichtigung finden können, sodass \r\ndie Vorteile der Portfoliobildung des Energieversorger-CfDs in vollem Maße greifen.  \r\nIn der frühen Marktphase erscheint das Gap-Modell sachgerechter, da bislang kein belastba\r\nrer Wasserstoffreferenzpreis besteht. Gleichzeitig ist zu berücksichtigen, dass bei diesem An\r\nsatz regulatorische Risiken in stärkerem Maße von den Investoren getragen werden müssen, \r\nwas die Investitionsbereitschaft beeinflussen kann. Ein referenzpreisbasiertes Modell kann \r\ndemgegenüber perspektivisch einfacher und stärker standardisierbar sein, setzt aber voraus, \r\ndass sich transparente, liquide und belastbare Referenzpreise für die jeweiligen Wasserstoff\r\nprodukte herausgebildet haben.  \r\n4.2 Mindesterfüllungsregelungen und Auktionszuteilung \r\nBei den Mindesterfüllungsregelungen gibt es verschiedene Nachweismöglichkeiten. Dazu zäh\r\nlen eine gewisse Bonität sowie weitere Nachweise zur Erhöhung der Realisierungswahrschein\r\nlichkeit. Solche Mindesterfüllungsregelungen erhöhen jedoch die Komplexität und den büro\r\nkratischen Aufwand einer Auktion im besonderen Maße. \r\nEine andere, weitaus bürokratieärmere Möglichkeit wäre die Verpflichtung zur Zahlung einer \r\nPönale bei Nichterfüllung der gebotenen und vereinbarten Lieferungen in einem bestimmten \r\nZeitraum. Die beschriebenen Modelle sind in erheblichem Maße auf den fairen Wettbewerb \r\nSeite 14 von 19 \r\nzwischen realistischen Geboten angewiesen. Nicht realisierbare „Dumping-Gebote“ wie sie \r\nteilweise bei der Europäischen Wasserstoffbank zu beobachten waren, würden den Wasser\r\nstoff-Hochlauf weiter verzögern. Anderen, besser kalkulierten Projekten könnte derweil bis zu \r\neiner nächsten Auktion das Geld ausgehen. Es ist deshalb sehr wichtig, dass im Rahmen der \r\nGebotsabgabe von den Teilnehmenden eine ausreichende Verbindlichkeit verlangt und ge\r\nwährleistet wird. Die Zuteilung sollte über ein Auktionsverfahren erfolgen. Günstige Gebote \r\nerhalten den Zuschlag, bis das für die jeweilige Ausschreibungsrunde verfügbare Fördervolu\r\nmen ausgeschöpft ist.  \r\nZwischen Veröffentlichung der Ausschreibung und Bewerbungsschluss sollte ausreichend Zeit \r\nliegen (bspw. 3-6 Monate), damit Energieversorger belastbare Gebote vorbereiten können. \r\nDies gilt insbesondere mit Blick auf KMU, die auf einen planbaren und hinreichend langen Vor\r\nlauf im Ausschreibungsprozess angewiesen sind. Die genauen Förderbedingungen sollten dar\r\nüber hinaus nicht erst mit Beginn der Ausschreibung vorliegen, sondern größtenteils bereits \r\nvorher absehbar sein. Auch die Umsetzungspflichten sowie der zeitliche Rahmen für die Pro\r\njektrealisierung nach Erteilung des Förderbescheids sollten realistisch ausgestaltet und an den \r\npraktischen Erfahrungen bereits bestehender Projekte ausgerichtet sein. \r\nDas ausgeschriebene Fördervolumen sollte zur aktuellen Markthochlaufphase passen und eine \r\nGesamtfördermenge ermöglichen, die die Notwendigkeit des Marktanreizes widerspiegeln. \r\nÜber die verschiedenen Ausschreibungswellen hinweg könnten in der Startphase zunächst hö\r\nhere Volumen vorgesehen werden, während diese mit späteren Runden reduziert wird. Ergän\r\nzend könnte eine degressive Ausgestaltung der Förderung beziehungsweise ein höherer \r\nSpread bei früheren Abschlüssen dazu beitragen, Anreize für First Mover zu setzen. \r\nDie Ergebnisse der Auktion sowie auch der weitere Erfolg der bezuschlagten Gebote sollten \r\ntransparent für die Öffentlichkeit einsehbar und nachverfolgbar dargestellt werden. Auch auf \r\ndiese Weise können die Auktionen zu Lerneffekten und zur weiteren Marktbildung beitragen. \r\n5 CfD Ausgestaltung \r\nDas Vertragsdesign kann auf unterschiedliche Weisen ausgestaltet werden. Gerade zu Beginn \r\nder frühen Hochlaufphasen sollte der CfD eine gewisse, vorab festgelegte Flexibilisierung der \r\nzu bietenden Energiemenge ermöglichen. Dies ist wichtig, um das Mengenrisiko etwa durch \r\nungeplante Betriebsunterbrechungen gerade bei neuen Wertschöpfungsketten und First-of-a\r\nkind-Projekten abzudecken. Hierbei sind Mengenkorridore anstelle von starren Mengenvorga\r\nben zu ermöglichen, die über den Verlauf des Förderzeitraumes weniger Flexibilität zulassen. \r\nDenkbar wäre etwa eine zulässige Mengenflexibilität, die zu Beginn bei 40 Prozent liegt und \r\nsich im Laufe der Zeit jährlich um 2,5 Prozent verringert. Wird unterhalb dieser Flexibilität \r\nSeite 15 von 19 \r\ngeliefert, wäre eine Pönale zu zahlen. Wird oberhalb der Flexibilität geliefert, würde für den \r\nübersteigenden Anteil keine CfD-Zahlung mehr erfolgen.  \r\nDie Laufzeit des CfDs sollte über 20 Jahre gehen, mindestens jedoch über 15 Jahre, damit die \r\nhierdurch gegebene Sicherheit auch wirken kann.  \r\nDer Claw-Back-Mechanismus könnte über einen quartalsweisen Nachweis zur jeweiligen Dif\r\nferenz ausgestaltet werden. Je nach Modell wäre dabei entweder die tatsächlich erzielte Kos\r\ntenlücke (Differenz zwischen Einkaufs- und Verkaufspreis) mit der gebotenen Kostenlücke ab\r\nzugleichen oder der erzielte Verkaufspreis dem Referenzpreis gegenüberzustellen. Wirtschaf\r\ntet das Unternehmen, dem der CfD zugeteilt wurde, besser als im Gebot zugrunde gelegt, \r\nspart der Fördermittelgeber einen Teil des Budgets ein. Hier sollte jedoch auf eine bürokratie\r\narme Umsetzung geachtet werden, gerade im Zusammenhang mit Berichtspflichten hinsicht\r\nlich Lieferungen von Mengen aus unterschiedlichen Herkünften (mit dementsprechend unter\r\nschiedlichen Herstellungskosten oder Bezugspreisen) an unterschiedliche Nachfragesektoren \r\n(mit dementsprechend unterschiedlicher Zahlungsbereitschaft und erwirtschafteten Erlösen). \r\nDie Kapitalflussrechnung sowie die korrespondierenden Mengen sind regelmäßig, etwa einmal \r\nim Jahr, offenzulegen. Die entsprechenden Nachweise sollten durch einen Wirtschaftsprüfer \r\ngeprüft und anschließend an den Fördermittelgeber übermittelt werden. Dabei ist jedoch \r\nzwingend sicherzustellen, dass die jährlichen Berichts- und Nachweispflichten in einem ver\r\ntretbaren und möglichst bürokratiearmen Rahmen ausgestaltet werden. Der Claw-Back-Me\r\nchanismus darf nicht dazu führen, dass erhebliche zusätzliche Berichts-, Dokumentations- und \r\nZahlungsnachweispflichten entstehen, deren Aufwand in keinem angemessenen Verhältnis \r\nzur eigentlichen Förderung oder Rückzahlung steht. Bestenfalls sollten die für den Claw-Back \r\nerforderlichen Nachweise an bereits bestehende Prüf- und Berichtspflichten anknüpfen und in \r\nvergleichbarer Form erbracht werden können, wie sie Unternehmen etwa nach dem Handels\r\ngesetzbuch oder im Rahmen bestehender Förder- und Entlastungsinstrumente, beispielsweise \r\nbei der Strompreiskompensation, bereits vorlegen müssen. \r\n6 Fördergegenstand und Energieträger \r\nFür die Wirksamkeit eines CfD-Mechanismus ist entscheidend, dass der Fördergegenstand \r\nklar, rechtssicher und zugleich marktfähig definiert wird. Zu regeln ist insbesondere, welche \r\nWasserstoffprodukte und Derivate förderfähig sein sollen, welche Anforderungen an Herkunft \r\nund Zertifizierung gelten und inwieweit sektorale Verwendungsbindungen vorgesehen wer\r\nden. Dabei muss der Mechanismus einerseits hinreichend fokussiert sein, um zusätzliche In\r\nvestitionen zielgerichtet auszulösen, andererseits aber offen genug bleiben, um unterschiedli\r\nche Marktentwicklungen und Hochlaufpfade abbilden zu können. \r\nSeite 16 von 19 \r\n6.1 Förderfähige Energiemengen \r\nFörderfähig sollten grundsätzlich nur tatsächlich genutzte Mengen sein, ungenutzte Mengen \r\nsollten – außerhalb der oben beschriebenen Flexibilitätskorridore – keine Förderung erhalten. \r\nEine solche Ausgestaltung stärkt die Marktorientierung des Instruments und vermeidet Fehl\r\nanreize. \r\nDie im Rahmen des CfD geförderten Wasserstoffmengen sollten die Befüllung und den Betrieb \r\ndes Wasserstoff-Kernnetzes unterstützen und damit den energie- und industriepolitischen Zie\r\nlen Deutschlands und der EU dienen.  \r\nDer CfD sollte sowohl erneuerbaren Wasserstoff, der hauptsächlich mit Wind- und Sonnen\r\nenergie erzeugt wird (RFNBO) als auch kohlenstoffarmen Wasserstoff (LCH) berücksichtigen. \r\nAuf diese Weise lässt sich das regulatorisch zulässige und politisch gewünschte Angebot er\r\nheblich vergrößern, was zu einem liquideren Markt, sinkenden Preisen und höherer Kalkulier\r\nbarkeit führt. Gleichzeitig stärkt ein breiteres Angebot das Vertrauen potenzieller Abnehmer \r\nin die langfristige Verfügbarkeit von Wasserstoff. Als förderfähige Produkte kommen insbe\r\nsondere RFNBO-Wasserstoff, elektrolytisch erzeugter kohlenstoffarmer Wasserstoff sowie \r\nerdgasbasierter kohlenstoffarmer Wasserstoff in Betracht.   \r\nGefördert werden sollte gasförmiger Wasserstoff, der entweder in Form von Wasserstoffderi\r\nvaten angeliefert, umgewandelt und ins Wasserstoffnetz eingespeist wird oder der direkt über \r\ndas Wasserstoffnetz transportiert wird. Mit Blick auf die Abnahme von Derivaten spricht eini\r\nges dafür, diese zunächst nicht in den Kernmechanismus einzubeziehen, sondern erst in einer \r\nweiteren Ausbaustufe zu berücksichtigen, um den Förderrahmen in der Einführungsphase \r\nhandhabbar zu halten. Dies ist zusätzlich damit zu begründen, dass es mit H2Global bereits ein \r\naktives Instrument für den Import von Wasserstoffderivaten gibt.5 Dem steht die Position ge\r\ngenüber, dass neben Wasserstoff auch Derivate wie etwa Ammoniak von Beginn an förderfä\r\nhig sein sollten, um internationale Handelsstrukturen, bestehende Transportoptionen und \r\nsektorale Bedarfe angemessen zu bedienen. In beiden Fällen sollten Fördermittel, unabhängig \r\nob als Pipelinegas oder Ammoniak via Schiff transportiert, explizit für Wasserstofflieferungen \r\nan einen Verbraucher in Deutschland verwendet werden. \r\n5Inwieweit dieses Instrument die gewünschten Markthochlaufimpulse in der erforderlichen Breite und Ge\r\nschwindigkeit setzen kann, wird sich im Zuge der weiteren Umsetzung zeigen. \r\nSeite 17 von 19 \r\n6.2 Pflichtanteile von Produkten im Rahmen des CfDs \r\nPflichtanteile, Unterquoten und Herkunftsvorgaben sollten im Rahmen eines Wasserstoff\r\nCfDs grundsätzlich zurückhaltend eingesetzt werden. Zwar können sie dazu beitragen, be\r\nstimmte energie- und industriepolitische Ziele gezielt abzusichern, sie erhöhen jedoch die \r\nKomplexität des Instruments und können zusätzliche Nachweis- und Berichtspflichten auslö\r\nsen. Insgesamt muss daher bei der Berücksichtigung von Pflichtanteilen bestimmter Pro\r\ndukte immer die Ausgewogenheit zwischen der gewünschten Effektivität und dem Anstieg \r\nder Komplexität und Bürokratie im Rahmen von Sonderregelungen beachtet werden.  \r\nEine Ausnahme sollte mit Blick auf RFNBO in Betracht kommen. Ein RFNBO-Pflichtanteil ist mit \r\nHinblick auf die schnelle und möglichst unkomplizierte beihilferechtliche Genehmigung ziel\r\nführend: CISAF (Clean Industrial Deal State Aid Framework), dessen übergeordnetes Ziel es ist, \r\ndie industrielle Dekarbonisierung in Europa zu beschleunigen, lässt ausdrücklich die Möglich\r\nkeit von Differenzverträgen als direkten Preisstützungsmechanismus für die Erzeugung von er\r\nneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff zu. Darin wird die Förderung von kohlenstoff\r\narmem Wasserstoff im CfD ermöglicht, was ausdrücklich aus oben genannten Gründen vom \r\nBDEW befürwortet wird, sofern auch zwingend erneuerbarer Wasserstoff gefördert wird. Vor \r\ndiesem Hintergrund müssten mindestens 30 Prozent des Gesamtfördervolumens der Aus\r\nschreibungen verpflichtend für RFNBO aufgewendet werden, um der Randnummer 74 von \r\nCISAF zu entsprechen. Dieser Pflichtanteil sollte explizit für die gesamte Förderung gelten, \r\nnicht jedoch für jedes einzelne Gebot jedes Bieters.6 \r\nGrundsätzlich denkbar wären auch Vorgaben für die Herkunft geförderter Energiemengen. \r\nAus Sicht der Transformation des gesamten Energiesystems spricht viel dafür, einen Schwer\r\npunkt auf den Aufbau heimischer Erzeugungskapazitäten in Deutschland zu legen. Eine \r\n6Die CEEAG (Climate, Energy and Environmental Aid Guidelines), auf  Deutsch KUEBLL(Klima-, Umwelt-, und \r\nEnergiebeihilfeleitlinien) sehen auch ausdrücklich die Möglichkeit von Differenzverträgen als direkten Preisstüt\r\nzungsmechanismus für die Erzeugung von erneuerbarem und kohlenstoffarmen Wasserstoff vor. Die CEEAG se\r\nhen gegenüber CISAF keinen vergleichbaren Mindestanteil für erneuerbaren Wasserstoff vor, sodass Zuschläge \r\nhier allein auf Grundlage objektiver Kriterien wie Kosteneffizienz und CO2-Intensität erfolgen könnten. Der BDEW \r\nbefürwortet jedoch deutlich die beihilferechtliche Genehmigung nach CISAF: Für eine Ausgestaltung nach dem \r\nCISAF spricht insbesondere, dass die Kommission darin bereits konkrete Anforderungen an entsprechende För\r\nderinstrumente vorgezeichnet hat. Eine Orientierung an diesen Vorgaben erhöht die beihilferechtliche Genehmi\r\ngungsfähigkeit deutlich, vereinfacht das Prüfverfahren n und kann so gegenüber alternativen Genehmigungswe\r\ngen zu einer schnelleren und rechtssichereren Umsetzung beitragen. \r\nSeite 18 von 19 \r\nstärkere europäische und heimische Wasserstoffproduktion durch Elektrolyseure sorgt für Sy\r\nnergieeffekte mit dem Stromsystem und stärkt Versorgungssicherheit, industrielle Wertschöp\r\nfung und Systemstabilität. Hier ist die besondere Rolle von heimisch erzeugtem Wasserstoff \r\nbeim Netzausgleich und der Sektorenkopplung, vor allem wenn er durch Überschussstrom \r\nproduziert wird, besonders hervorzuheben. Darüber hinaus könnten sektorale Abgrenzungen \r\noder Beschränkungen erfolgen, um die Lenkungswirkung des Instruments gezielt auf zusätzli\r\nche Nachfrage in bestimmten oder besonders breiten Anwendungsbereichen anzureizen. \r\nGleichwohl sollten solche Herkunfts- oder Sektorvorgaben aus Sicht des BDEW nicht umge\r\nsetzt werden, da sie die Komplexität des Instruments deutlich erhöhen und dem Ziel einer \r\nmöglichst einfachen, schnellen und markthochlauftauglichen Ausgestaltung entgegenstehen \r\nwürden. \r\nAus Sicht des BDEW sollten neben dem mindestens 30 prozentigen RFNBO-Pflichtanteil in \r\nder frühen Phase des Wasserstoffhochlaufs keine weiteren Unterquoten oder Herkunftsvor\r\ngaben eingesetzt werden. Ziel der ersten Ausschreibungen muss es sein, schnell erste Men\r\ngen in den Markt zu bringen, Geschäftsmodelle zu ermöglichen und praktische Erfahrungen \r\nmit dem CfD-Instrument zu sammeln. Sollten in späteren Auktionsrunden Pflichtanteile, Un\r\nterquoten oder Herkunftsvorgaben geplant sein, sollten diese gleich zu Beginn des Instru\r\nments transparent kommuniziert werden und erst mit zunehmender Marktreife eingeführt \r\nwerden. \r\nSeite 19 von 19 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-08-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024698","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/58/35/744524/Stellungnahme-Gutachten-SG2605290008.pdf","pdfPageCount":75,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\u0002dex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38\r\nBerlin, 13. Mai 2026\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des \r\nEnergiewirtschaftsgesetzes und weiterer \r\nenergierechtlicher Vorschriften zur Umset\u0002zung des Europäischen Gas- und Wasserstoff\u0002Binnenmarktpakets\r\nRegierungsentwurf BT-Drs. 21/5440 vom 25. März 2026\r\nSeite 2 von 75\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 5\r\n2 Netzplanung .....................................................................................................12\r\n2.1 Zu §§ 16b bis 16e – Verteilernetzentwicklungspläne .................................. 12\r\n2.1.1 Zu § 16b - Verteilernetzentwicklungspläne für Gas- und Wasserstoff; \r\nAnwendungsbereich..................................................................................... 12\r\n2.1.2 Zu § 16c - Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen für Gas- und \r\nWasserstoff; Zusammenarbeit..................................................................... 16\r\n2.1.3 Zu § 16d - Anforderungen an Verteilernetzentwicklungspläne für Gas und \r\nWasserstoff................................................................................................... 17\r\n2.1.4 Zu § 16e – Prüfung und Bestätigung von Verteilernetzentwicklungsplänen \r\nfür Gas und Wasserstoff; Festlegungskompetenz........................................ 18\r\n2.1.5 Anwendung der Verteilernetzentwicklungspläne bei Netzbetreiberwechsel:\r\n...................................................................................................................... 19\r\n2.2 Entwicklungspläne für das Wasserstoffverteilernetz und Folgeänderung in \r\n§ 71k GEG: .................................................................................................... 20\r\n2.3 Zu §§ 15a ff. – Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff........................ 21\r\n3 Umgang mit neuen und bestehenden Gasnetzanschlüssen................................22\r\n3.1 Zu § 17l – Anschlusstrennung im Gasbereich............................................... 22\r\n3.2 Zu §§ 17 und 18 – Netzanschluss und Anschlussverweigerung ................... 31\r\n4 Biomethan........................................................................................................32\r\n4.1 Zu § 17l Abs. 5 - Trennung von Netzanschlüssen von Biomethananlagen .. 33\r\n4.2 Zu §§ 16b ff. - Gezielte Ausweisung geeigneter Gebiete für \r\nBiomethaneinspeisung ................................................................................. 33\r\n4.3 Zu § 17 Abs. 1a und 1b - Anschlussvorrang von Biomethan und \r\nBiogaskostenwälzung ................................................................................... 35\r\n5 Duldungspflichten und Kostentragung ..............................................................37\r\nSeite 3 von 75\r\n5.1 Zu § 48b - Duldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb genommene \r\nErdgasleitungen und Einrichtungen ............................................................. 37\r\n5.2 Zu § 18 Abs. 1 Satz 4 – Kosten für die Außerbetriebsetzung von \r\nGasnetzanschlüssen ..................................................................................... 43\r\n6 Wasserstoffmarkt und Wasserstoffinfrastrukturen ...........................................46\r\n6.1 Zu § 1b – Grundsätze des Gas- und des Wasserstoffmarktes...................... 46\r\n6.2 Zu § 19 Abs. 2a, 3 EnWG-E - Technische Vorschriften ................................. 46\r\n6.3 Zu § 21b Sondervorschriften für regulatorische Ansprüche und \r\nVerpflichtungen der Transportnetzbetreiber; Festlegungskompetenz....... 47\r\n6.4 Zu § 28j - Anwendungsbereich der Regulierung von \r\nWasserstoffversorgungsnetzen.................................................................... 47\r\n6.5 Zu § 28k – Aufgaben der Betreiber von Wasserstoffnetzen, \r\nWasserstoffspeicheranlagen, Wasserstoffterminals und \r\nSystemverantwortung .................................................................................. 47\r\n6.6 Zu § 28m - Zugang zu Wasserstoffspeicheranlagen..................................... 49\r\n6.7 Zu § 28o - Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang zu \r\nWasserstoffnetzen........................................................................................ 52\r\n6.8 Zu § 28s - Grundsätze der Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes und der \r\nEntgeltbildung .............................................................................................. 54\r\n6.9 Zu § 28t EnWG-E - Selbstbehalt der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber.......... 55\r\n6.10 Zu § 28q EnWG-E Verbindungsleitungen im Wasserstofftransportnetz mit \r\neinem Mitgliedsstaat.................................................................................... 55\r\n6.11 Zu § 118 Abs. 6 - Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure.......................... 56\r\n7 Gas- und Wasserstoffkennzeichnung.................................................................57\r\n8 Bürokratieabbau und Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung .................61\r\n8.1 Zu § 23c - Veröffentlichungspflichten .......................................................... 61\r\n8.2 Zu § 35 - Monitoring und ergänzende Informationen ................................. 61\r\n8.3 Zu § 41c - Vergleichsinstrumente bei Energielieferungen ........................... 62\r\n8.4 Zu § 43 – Erfordernis der Planfeststellung ................................................... 63\r\nSeite 4 von 75\r\n8.5 Zu § 43b - Aktualitätsvermutung für Umweltgutachten und \r\nPlanfeststellungsfristen ................................................................................ 63\r\n8.6 Zu § 46a - Auskunftsanspruch der Gemeinde im Konzessionsverfahren..... 64\r\n8.7 Zu Artikel 3 - Änderung des Bundesberggesetzes........................................ 65\r\n8.7.1 Zu § 54 - Zulassungsverfahren...................................................................... 65\r\n8.7.2 Zu § 126 - Untergrundspeicherung .............................................................. 66\r\n9 Rechtsklarheit schaffen.....................................................................................67\r\n9.1 Zu § 114 - Verbot langfristiger Verträge über die Lieferung von fossilem Gas\r\n...................................................................................................................... 67\r\n9.2 Zu § 3 – Begriffsbestimmungen.................................................................... 69\r\n9.2.1 Ein- und Ausspeisekapazität......................................................................... 70\r\n9.2.2 Zu Nummer 42a „erneuerbares Gas“........................................................... 70\r\n9.2.3 Zu den entflechtungsrelevanten Nummern 10b, 10e und 10g, sowie 37, 38, \r\n39f, 39h und 39i............................................................................................ 71\r\nSeite 5 von 75\r\n1 Zusammenfassung\r\nDie Klimaneutralitätsziele auf europäischer und nationaler Ebene erfordern eine umfassende \r\nWeiterentwicklung der Gasinfrastruktur, die dann erneuerbare und kohlenstoffarme Gase \r\ntransportiert sowie mit rückläufigen Erdgasmengen umgehen kann.\r\nMit der Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets aus dem Jahr 2024 wer\u0002den die grundsätzlich erforderlichen rechtlichen Rahmenbedingungen für eine strukturierte \r\nWeiterentwicklung der Gasnetze im nationalen Recht geschaffen. \r\nDiese Transformation wird aus verschiedenen Entwicklungspfaden bestehen: Der Weiternut\u0002zung bestehender Gasnetze mit erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen, dem Bau neuer \r\nWasserstoffleitungen und auch der dauerhaften Außerbetriebnahme von Leitungen, wo Gas\u0002anwendungen nicht mehr benötigt werden. Alle drei Pfade müssen bei der Umsetzung der eu\u0002ropäischen Vorgaben stets mitgedacht werden.\r\nAufgrund der Bedeutung des Energieträgers Gas im Wärmemarkt steht die Transformation der \r\nGasnetzinfrastruktur zugleich in enger Verbindung zu einer erfolgreichen Wärmewende. Erst \r\nmit der rechtlichen Ermöglichung der Transformation der Gasnetze werden die hinreichenden \r\nBedingungen für eine integrierte und systemübergreifende Wärmeplanung geschaffen. \r\nDarüber hinaus werden mit der Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarkpaketes \r\ndie rechtlichen Rahmenbedingungen für den Aufbau eines Wasserstoffmarktes geschaffen.\r\nIm Gegensatz zum etablierten Erdgas-Markt existiert ein vergleichbarer Wasserstoffmarkt bis\u0002lang nicht. Dessen Entwicklung befindet sich noch in einer sehr frühen Phase. Es ist daher fol\u0002gerichtig, dass mit dem Regierungsentwurf der Rechtsrahmen für Wasserstoffinfrastrukturen, \r\ninsbesondere Wasserstoffspeicher und eine Definition für Wasserstoffverteilernetze als not\u0002wendige Bedingungen für den Hochlauf des Wasserstoffmarktes geschaffen werden. Die bis\u0002her erhöhten Risiken von Investitionen im sich im Aufbau befindlichen Wasserstoffmarkt so\u0002wie eine daraus resultierende andere wirtschaftliche Bewertung im Vergleich zum bestehen\u0002den Erdgas-Markt sind in der Ausgestaltung des Rechts- und Regulierungsrahmens zu beach\u0002ten.\r\nDer vorliegende Regierungsentwurf enthält bereits zahlreiche wichtige Regelungen und weist \r\nin die richtige Richtung. Bei einigen zentralen Regelungsgegenständen bleibt der Entwurf aber \r\nnoch hinter dem Notwendigen zurück. Hier muss der Gesetzgeber nachbessern, um eine pra\u0002xisgerechte, rechtssichere und effiziente Umsetzung der zur Erreichung der Ziele erforderli\u0002chen Maßnahmen sicherzustellen.\r\nSeite 6 von 75\r\nZusammenfassend bewertet der BDEW den Entwurf wie folgt:\r\n• Kohärente Planung wichtig\r\nDie neuen Regelungen zu den Verteilernetzentwicklungsplänen sind für die Netzbetrei\u0002ber von besonderer Bedeutung und bilden die Grundlage für die Transformation der Gas\u0002und Wasserstoffverteilernetze in der Zukunft. Wichtig ist, dass die Regelungen einen \r\nmöglichst praxistauglichen und widerspruchsfreien Rahmen setzen, der Rechtssicherheit \r\ninsbesondere auch für die Verteilernetzbetreiber schafft. Dafür sind Anpassungen an den \r\nvorgeschlagenen Regelungen erforderlich. Der Beginn der Planungsverpflichtung der \r\nGasverteilernetzbetreiber muss durch die Einführung einer in der Praxis umsetzbaren \r\nfesten Frist und ggf. weitere objektive Kriterien klar definiert werden. Die Einreichung \r\nder Pläne sollte zudem in einem festen Rhythmus zum 31. Oktober eines geraden Kalen\u0002derjahres erfolgen, um eine geordnete Abstimmung aller Infrastrukturbetreiber sicher\u0002stellen zu können. \r\nPositiv ist, dass integrierte und regionale Entwicklungspläne für das Gas- und das Wasser\u0002stoffverteilernetz erstellt und die Pläne alle zwei Jahre aktualisiert werden können. Dafür \r\nhatte sich der BDEW eingesetzt. \r\n• Mehrfachplanungen vermeiden\r\nDie geplante Streichung des § 71k GEG im GModG-E ist zu begrüßen. Die Doppelung des \r\nim § 71k GEG vorgesehenen Fahrplans mit der Netzentwicklungsplanung im EnWG und \r\ndie auf § 71k GEG basierende Festlegung der Bundesnetzagentur („FAUNA“) entfällt. Dies \r\nist ein relevanter Beitrag zur Bürokratievermeidung. \r\n• Planungssicherheit für alle schaffen\r\nDamit die Gasnetze weiterentwickelt werden können, bedarf es Regelungen für den Um\u0002gang mit neuen und bestehenden Netzanschlüssen. Es ist daher richtig, dass Netzbetrei\u0002ber zukünftig nicht mehr jeden Anschluss an ein Gasnetz realisieren müssen und auch be\u0002stehende Anschlüsse bei Vorliegen der Voraussetzungen trennen können, soweit im \r\nNetzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff oder im Verteilernetzentwicklungsplan der \r\nlangfristige Weiterbetrieb des Netzes nicht vorgesehen ist. Die Vorlaufzeiten von mindes\u0002tens zehn Jahren vor der geplanten Trennung stehen dabei in einem Spannungsverhältnis \r\nmit den erforderlichen Flexibilitäten der Netzbetreiber vor Ort. Äußerst positiv ist des\u0002halb, dass der Gesetzentwurf eine Flexibilisierung der starren Fristen vorsieht. Ergän\u0002zend sollte diese Flexibilisierung technologieoffen auch auf das Vorhandensein von \r\nStrom- und Wasserstoffinfrastruktur als alternative Versorgungsoption ausgeweitet wer\u0002den. So können Ersatzinvestitionen in die Instandsetzung der Gasnetze vermieden und \r\nNetznutzer entlastet werden. Pauschale Vorgaben erschweren eine volkswirtschaftlich \r\nSeite 7 von 75\r\neffiziente und somit eine sozialverträgliche Transformation der Gasnetze erheblich. Ohne \r\neine Flexibilisierung hätten Netzbetreiber flächendeckend nur wenige Jahre Zeit, um die \r\nTransformation vollständig zu realisieren und wären aufgrund begrenzter technischer \r\nund personeller Ressourcen in Konflikt. Eine Flexibilisierung ist zugleich notwendig, um \r\neine kohärente Wärmeplanung zu erreichen sowie Investitionen in den Ausbau von Pa\u0002rallelinfrastrukturen, Ersatzinvestitionen für die Instandhaltung und den sicheren Betrieb \r\nund somit unnötige (volks-)wirtschaftliche Kosten zu vermeiden.\r\nHinzu kommt, dass die Interessen der Netzbetreiber im Gesetzentwurf nicht hinreichend \r\nberücksichtigt sind. Der Entwurf überschreitet deren Aufgabenbereich und Zuständig\u0002keiten erheblich, indem er ihnen – ungeachtet bestehender Entflechtungsregelungen –\r\ndie alleinige Verantwortung für die Information und Verantwortung für die Entwicklun\u0002gen der Gastransformation sowie der alternativen Wärmeversorgung zuweist. Die Infor\u0002mation und Koordinierung alternativer Versorgungsmöglichkeiten muss den Kommunen \r\nim Rahmen der Wärmeplanung sowie der kommunalen Daseinsvorsorge obliegen. Au\u0002ßerdem muss der politische und rechtliche Rahmen, der auf Bundes- und Landesebene \r\ngesetzt wird, zielgerichtet die Verfügbarkeit alternativer Versorgungsmöglichkeiten aktiv \r\nbefördern.\r\nDie Regelung, dass Netzbetreiber einen Anschluss nicht trennen dürfen, soweit zwei \r\nJahre vor der Trennung absehbar ist, dass eine alternative Wärmeversorgungsart (doch) \r\nnicht zur Verfügung stehen wird, ist zu streichen. Sie greift unverhältnismäßig in die \r\nRechte der Netzbetreiber ein und stellt in ihrer Pauschalität keine angemessene Abwä\u0002gung aller betroffenen Interessen und Grundrechte dar. Eine solch kurzfristige Neupla\u0002nung erfordert erheblichen Zusatzaufwand und belastet alle Gaskunden mit zusätzlichen \r\nKosten. Hilfsweise sollten die für die Bestätigung der jeweiligen Netzplanung zuständigen \r\nBehörden eine Entscheidungskompetenz erhalten, um auf Grundlage der Umstände des \r\nkonkreten Einzelfalls die betroffenen Interessen angemessen und verhältnismäßig, ohne \r\nunnötige zusätzliche bürokratische Anforderungen abwiegen zu können. Zudem müsste \r\nin jedem Fall der Weiterbetrieb des Netzes entgegen den Planungen des Netzbetriebs im \r\nSinne einer verhältnismäßigen Ausgestaltung auf einen maximal zulässigen Zeitraum be\u0002grenzt werden.\r\nDie Kommunikation, der sich aus der Transformation ergebenden Folgen kann nicht die \r\nalleinige Aufgabe der Gasnetzbetreiber sein, sondern muss gemeinsam mit den politisch \r\nverantwortlichen Akteuren von Bund, Ländern und Kommunen erfolgen. Insbesondere \r\ndie Information und Koordinierung alternativer Versorgungsmöglichkeiten kann nicht, \r\nwie bisher vorgesehen, in der Verantwortung der Gasnetzbetreiber liegen. Der Gasnetz\u0002betreiber darf aufgrund der Entflechtungsregelungen keine verbindliche Aussage zu einer \r\nSeite 8 von 75\r\nAlternativversorgung treffen. Dies ist bei der Ausgestaltung der Trennungsregelungen \r\nnoch nicht hinreichend berücksichtigt worden und muss dringend nachgebessert wer\u0002den. \r\n• Planungs- und Investitionssicherheit für Biomethan schaffen\r\nBiomethan ist ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klima\u0002schutzziele zu erreichen. Erforderlich ist daher eine Regelung, die gezielt Planungssicher\u0002heit und eine langfristige Perspektive für die Erzeugung und Einspeisung von Biomethan \r\nschafft. Der BDEW schlägt deshalb die Möglichkeit zur Ausweisung von Biomethannetz\u0002gebieten in den Verteilernetzentwicklungsplänen sowie dem Netzentwicklungsplan \r\nGas/Wasserstoff vor. Dies ermöglicht es den Netzbetreibern, die Weiterentwicklung ihrer \r\nNetze wirtschaftlich zu planen und umzusetzen. Gleichzeitig schaffen ausgewiesene Bio\u0002methannetzgebiete langfristige Planungs- und Investitionssicherheit sowohl für Be\u0002stands- als auch für Neuanlagen. Andernfalls ist zu erwarten, dass Investitionen ausblei\u0002ben und vorhandene Potenziale nicht erschlossen werden. Der BDEW lehnt die vorge\u0002schlagene Regelung in § 17l Absatz 5 ab. Eine pauschale Trennungsfrist von mindestens \r\n20 Jahren für alle Anlagen, die bis zum Inkrafttreten des Gesetzes an das Gasnetz ange\u0002schlossen sind, erschwert die Transformation der Gasnetze, dies muss flexibler geregelt \r\nwerden. \r\n• Keine unnötigen Kosten bei Außerbetriebnahme des Gasnetzes\r\nDer BDEW begrüßt die Einführung einer Duldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb ge\u0002nommene Leitungen und Anschlüsse in § 48b EnWG-E, die Rechtsklarheit für den Um\u0002gang mit nicht mehr genutzten Leitungen auf öffentlichen und privaten Wegen geben \r\nsoll und unnötigen Aufwand und Kosten spart. Die Regelung muss jedoch schon ab In\u0002krafttreten des neuen § 48b EnWG-E gelten und nicht die Erstellung eines Netzentwick\u0002lungs- oder Verteilernetzplans voraussetzen, damit alle Fallgestaltungen erfasst werden. \r\nDie vorgeschlagene gesetzliche Evaluierungspflicht in 2036 schafft unnötige Rechtsunsi\u0002cherheiten und muss entfallen. Die Duldungspflicht sollte zeitlich unbegrenzt gelten.\r\nAusnahmen für bestimmte Grundstücksgruppen sind abzulehnen.\r\n• Kosteneffiziente Lösungen ermöglichen\r\nDer BDEW plädiert weiterhin dafür, die mit der vorläufigen und dauerhaften Außerbe\u0002triebnahme des Netzanschlusses verbundenen Kosten individuell dem Anschlussnehmer \r\nzuzuordnen, insbesondere, um eine zusätzliche erhebliche Belastung der Gasnetzent\u0002gelte für die verbleibenden Anschlussnehmer zu vermeiden. Eine Kostenerstattung durch \r\nSeite 9 von 75\r\nden Anschlussnehmer entspricht der im Energierecht angelegten Logik der verursa\u0002chungsgerechten Kostenzuordnung.\r\nSoweit die im Regierungsentwurf enthaltene Kostenzuordnung beibehalten wird, bedarf \r\nes zwingend einer gesetzlichen Pflicht zur Duldung von inaktiven bzw. vorläufig außer \r\nBetrieb genommenen Netzanschlüssen, für den Fall, dass der Anschlussnehmer den \r\nNetzanschlussvertrag infolge einer Umstellung des Energieträgers kündigt. \r\nAußerdem ist es erforderlich, dass auch nach Kündigung des Netzanschlussvertrages die \r\nRechte und Pflichten aus der Niederdruckanschlussverordnung (NDAV) weiterhin für das \r\nNetzanschluss- und -anschlussnutzungsverhältnis in Form eines gesetzlichen Schuldver\u0002hältnisses bis zur endgültigen Stilllegung gelten. Ansonsten wäre der Netzbetreiber nicht \r\nin der Lage, seine Verkehrssicherungspflichten auf dem fremden Grundstück erfüllen zu \r\nkönnen.\r\n• Aufbau von Wasserstoffnetzen ermöglichen\r\nDie Einführung einer umfassenden Wasserstoffnetzregulierung für (fast) alle Wasser\u0002stoffnetze und die Gleichstellung der leitungsgebundenen Wasserstoffversorgung mit der \r\nStrom- und Gasversorgung ist angesichts der steigenden Bedeutung von Wasserstoffinf\u0002rastrukturen folgerichtig. Das Fehlen von Regelungen für die Finanzierung von Wasser\u0002stoffnetzen außerhalb des Kernnetzes behindert den weiteren Wasserstoffhochlauf au\u0002ßerhalb des Kernnetzes und kann dazu führen, dass Investitionsprojekte außerhalb des \r\nKernnetzes zurückgestellt werden. Es bedarf daher dringend eines Finanzierungsmecha\u0002nismus für die Transformation der Gasverteiler- und Fernleitungsnetze außerhalb des \r\nKernnetzes, da anderenfalls die Netzbetreiber das volle wirtschaftliche Risiko tragen.\r\n• Rechts- und Investitionssicherheit für Wasserstoffspeicher schaffen\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Bundesregierung die Einführung einer Regulierung für Was\u0002serstoffspeicher vorsieht. Es ist anzunehmen, dass aufgrund des Fristablaufs durch die \r\nspäte nationale Umsetzung auch die Frist August 2026 für die Entwicklung eines Regulie\u0002rungsregimes durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Regierungsentwurf nun nicht \r\nmehr enthalten ist. Damit ist zeitlich offen, wann dieses kommen wird. Der BDEW erwar\u0002tet, dass die Umsetzung durch die BNetzA daher schnellstmöglich erfolgt. Frühzeitig \r\nRechtssicherheit über das zukünftige Zugangsregime für die Speicherbetreiber zu schaf\u0002fen, ist eine notwendige Voraussetzung für den Speicherhochlauf. Zentrale Eckpunkte \r\nder Regulierung sollten daher auch im Rechtsrahmen verankert werden. Neben der Be\u0002dingung eines klaren und stabilen Regulierungsrahmens ist die Wirtschaftlichkeit eine \r\nzentrale Investitionsbedingung. In dieser frühen Phase des Markthochlaufs ist es daher \r\nunabdingbar, den Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitäten frühzeitig, durch einen \r\nSeite 10 von 75\r\nstaatlichen Finanzierungsmechanismus abzusichern, damit Speicherbetreiber mit ihren \r\nInvestitionen in Vorleistung treten können. Was die Vorgaben zur Vorabveröffentlichung \r\nder Entgelte betrifft, übersteigen allerdings die nationalen Formulierungen die Anforde\u0002rungen aus der Gasbinnenmarktrichtlinie. Sie sollten deswegen überarbeitet werden. Lei\u0002der nutzt der Gesetzgeber die Möglichkeiten des europäischen Rahmens nicht aus und \r\nverzichtet darauf, eine Grandfathering-Regelung einzuführen. Eine solche Regelung ist\r\nwichtig für Unternehmen, die trotz hoher regulatorischer Unsicherheiten frühzeitig in \r\nden Aufbau von Wasserstoffspeichern investieren.\r\n• Gas- und Wasserstoffkennzeichnung – Bürokratie vermeiden\r\nDie Vorgaben übersteigen die Anforderungen aus der Gasbinnenmarktrichtlinie und sind \r\nauf das nötige Maß zu reduzieren. Die zusätzlichen Detailvorgaben sind weder verbrau\u0002cherfreundlich, noch bieten sie einen nennenswerten Mehrwert für Endkunden. Für Lie\u0002feranten stellen sie demgegenüber einen hohen bürokratischen Aufwand dar. Weiterhin \r\nherrscht bei massenbilanzieller Lieferung von Biomethan an Endkunden Unklarheit über \r\nden Einbezug bei der Gaskennzeichnung. Auch ist unklar, ob die Gas- und Wasserstoff\u0002kennzeichnung auf Basis von Herkunftsnachweisen auf eventuelle Biotreppen- oder Bio\u0002gastreppen-Anforderungen zur Nachweiserbringung herangezogen werden kann.\r\n• Verbot (langfristiger) Verträge über die Lieferung von fossilem Gas nach 2044/2049\r\nNeu im Regierungsentwurf enthalten ist die Vorgabe, dass Lieferverträge zum Zwecke \r\nder Belieferung von Letztverbrauchern in Deutschland bereits dann nicht mehr abge\u0002schlossen oder verlängert werden dürfen, wenn deren Laufzeit den 31. Dezember 2044 \r\nüberschreitet und die Abscheidung und dauerhafte Speicherung des Kohlendioxids oder \r\ndessen rohstoffliche Nutzung nicht sichergestellt sind. Dadurch gelten nun strengere Re\u0002geln für Gaslieferverträge für Letztverbraucher in Deutschland als noch im Referenten\u0002entwurf vorgesehen. Die kürzere Laufzeit für Letztverbraucher in Deutschland bringt In\u0002konsistenzen mit sich. Die Option, zusätzlich CCS und CCU zu erlauben, erscheint auch \r\nvor der aktuell diskutierten Nutzung von Carbon Credits zur Erreichung der Klimaschutz\u0002ziele auf EU-Ebene relevant und sinnvoll. Die dadurch geschaffene Technologieoffenheit \r\nist außerdem willkommen.\r\n• Entflechtung, Zertifizierung und Ausnahmen\r\nDer Entwurf setzt die Regelungen zur Entflechtung für Wasserstoffnetze um und unter\u0002scheidet dabei zwischen Wasserstofftransportnetzen (Fernleitung) und Wasserstoffver\u0002teilernetzen. Das ist positiv. Gleiches gilt für die Aufnahme einer De-minimis-Regelung \r\nfür Verteilernetzbetreiber und die Möglichkeit einer Ausnahme von der Umsetzung der \r\nSeite 11 von 75\r\nhorizontalen Entflechtung für Wasserstofftransportnetze sowie die Ausnahme für beste\u0002hende und geographisch begrenzte Wasserstoffnetze. Für eine entsprechende Umset\u0002zung hatte der BDEW sich bereits auf europäischer Ebene intensiv eingesetzt. Die Mög\u0002lichkeit, einen unabhängigen Wasserstoffnetzbetreiber auszugründen, sollten auch verti\u0002kal integrierte Unternehmen haben, die ihre Leitungen zwar noch nicht errichtet bzw. \r\numgestellt, aber zum Wasserstoffkernnetz angemeldet haben. Diese Unternehmen ha\u0002ben ihre Investitionsentscheidung bereits bei der Anmeldung zum Wasserstoffkernnetz \r\ngetroffen und sind in der Zahl begrenzt, da das Wasserstoffkernnetz nicht mehr erweitert \r\nwird. Zudem ist die Regelung zur informatorischen Entflechtung zu eng gefasst. Der Infor\u0002mationsaustausch zwischen Netzbetreibern muss grundsätzlich für alle Netzbetreiber \r\nauch und gerade im Verhältnis zu Unternehmen einfach möglich sein, die nicht zum eige\u0002nen verbundenen Unternehmen gehören. Eine damit verbundene gesetzliche Verpflich\u0002tung entsprechende Vertraulichkeit hinsichtlich der ausgetauschten Daten zu wahren, \r\nwürde zur Vereinfachung beitragen und das bürokratische Erfordernis des Abschlusses \r\nvon Vertraulichkeitsvereinbarungen entfallen lassen. Dies würde dazu beitragen, dass die \r\nEnergie- und Wärmewende integrativ und effektiv verfolgt werden kann. Einzelheiten \r\nhierzu finden sich im separaten Themenpapier zur Kommentierung entflechtungsrele\u0002vanter Regelungen.\r\nUnschärfen hinsichtlich der verwendeten Begriffe und Tatbestandsvoraussetzungen im Ge\u0002setzentwurf müssen im Interesse aller beseitigt werden. Noch immer ist der Entwurf durch \r\neine hohe Komplexität und Verweisdichte gekennzeichnet, wodurch die Transparenz und \r\nNachvollziehbarkeit der Vorgaben erheblich eingeschränkt sind. Dies wird auch im Rahmen \r\ndes wirtschaftlichen Erfüllungsaufwandes deutlich, der vom Gesetzgeber beziffert wird. Vor \r\ndiesem Hintergrund sind bürokratische Anforderungen dringend zu reduzieren.\r\nGrundsätzlich muss sich auch die vorliegende Energierechtsnovelle an den politischen Vorga\u0002ben des Koalitionsvertrages sowie der Modernisierungsagenda und der Föderalen Modernisie\u0002rungsagenda messen lassen und so unbürokratisch wie möglich ausgestaltet werden. Der \r\nBDEW legt daher in dieser Stellungnahme – wie auch bei allen Stellungnahmen zu Gesetzen \r\nund Verordnungen - ein besonderes Augenmerk auf die Bürokratie. Die Unternehmen der \r\nEnergiewirtschaft werden seit Jahren mit immer weiteren Pflichten belegt, deren Erfüllung \r\nnicht dem Erfolg der Unternehmung zugutekommt, sondern allein behördlichen Monitoring\u0002und Kontrollwünschen entspricht. \r\nDer BDEW nimmt nachfolgend im Einzelnen Stellung zum Regierungsentwurf des Bundesmi\u0002nisteriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) eines „Gesetzes zur Änderung des Energiewirt\u0002schaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen \r\nGas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets“ vom 25. März 2026:\r\nSeite 12 von 75\r\n2 Netzplanung\r\n2.1 Zu §§ 16b bis 16e – Verteilernetzentwicklungspläne \r\nDie neuen Regelungen zu den Verteilernetzentwicklungsplänen sind für die Netzbetreiber von \r\nbesonderer Bedeutung und bilden die Grundlage für die Entwicklungsplanungen für Gas und \r\nWasserstoff in der Zukunft. Wichtig ist, dass die Regelungen einen möglichst praxistauglichen \r\nund widerspruchsfreien Rahmen setzen, der Rechtssicherheit schafft. Es ist dabei sachgerecht, \r\ndass integrierte Entwicklungspläne für das Gas- und Wasserstoffverteilernetz erstellt werden.\r\nDer BDEW sieht folgende Verbesserungsmöglichkeiten in den §§ 16b bis 16e EnWG-E:\r\n2.1.1 Zu § 16b - Verteilernetzentwicklungspläne für Gas- und Wasserstoff; Anwendungs\u0002bereich \r\n➢ Beginn der Planungsverpflichtung \r\nAus dem Regelungsvorschlag geht weder für die Entwicklungspläne für Wasserstoffverteiler\u0002netze noch für die Entwicklungspläne für Gasverteilernetze eindeutig hervor, wann der jewei\u0002lige Entwicklungsplan erstellt werden soll. \r\nEntwicklungspläne für Wasserstoffverteilernetze sind gemäß § 16b Abs. 1 EnWG-E zu erstel\u0002len, sobald ein entsprechender Beschluss zu ihrer Errichtung gefasst wurde. Im Begrün\u0002dungstext wird darüberhinausgehend erläutert, dass „die Erstellung eines Verteilernetzent\u0002wicklungsplans für Wasserstoff auch in einem früheren Stadium möglich ist“. Dies sollte in den \r\nGesetzestext aufgenommen werden. \r\nEntwicklungspläne für Gasverteilernetze sind nach § 16b Abs. 2 EnWG-E zu erstellen, „sobald \r\neine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb der nächsten zehn Jahre derart \r\nzu erwarten ist, dass die Verringerung die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des \r\nGasverteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforderlich macht.“ \r\nDer BDEW hält es nicht für zielführend, die Erstellung des Plans von dieser Prognose abhängig \r\nzu machen. Die Gasverteilernetzbetreiber benötigen größere Rechtssicherheit, wann sie mit \r\nder Erstellung der Pläne beginnen müssen und können. Vor dem Hintergrund des Bekenntnis\u0002ses der Bundesregierung zu den Klimaschutzzielen und der angestrebten Dekarbonisierung \r\nder Gasnetze bis spätestens 2045 steht bereits das politische Ziel fest, die Erdgasnachfrage \r\nschrittweise zu reduzieren – etwa durch die Bepreisung von CO₂-Emissionen und vergleich\u0002bare Maßnahmen. Darüber hinaus bedarf es klar definierter und nachvollziehbarer Vorausset\u0002zungen und Rahmenbedingungen für die Ausweisung stillzulegender Gasinfrastrukturen.\r\nDie Erstellung von Netzentwicklungsplänen stellt in diesem Zusammenhang einen zentralen \r\nund notwendigen Schritt dar, der frühzeitig eingeleitet werden sollte, um eine effiziente und \r\nSeite 13 von 75\r\nschrittweise Transformation der Gasinfrastruktur zu ermöglichen. Über § 16d EnWG-E wird \r\nzudem hinreichend sichergestellt, dass die Pläne auf „angemessene Annahmen bezüglich der \r\nEntwicklung der Erdgaserzeugung und -einspeisung, der Erdgasnachfrage und -versorgung, \r\neinschließlich Biomethan, sowie auf den Verbrauch von Erdgas in allen Sektoren auf der Ebene \r\nder Verteilung im Betrachtungszeitraum“ gestützt sind. Diese Prognose kann erschwert wer\u0002den, wenn im Haushaltskundenbereich die Nachfrage sinkt; dieser Rückgang jedoch durch ei\u0002nen steigenden Bedarf von RLM-Kunden gleichzeitig kompensiert werden würde. Im Ergebnis \r\nergibt sich dann für das Netzgebiet insgesamt zwar kein rückläufiger Gasbedarf. Dennoch kön\u0002nen einzelne Netzabschnitte für eine dauerhafte Außerbetriebnahme infrage kommen.\r\nGerade auch im Hinblick auf die mit der Trennung von Anschlüssen vorgesehenen Fristen in \r\n§ 17l EnWG-E ist es sachgerecht, dass die Verpflichtung zur Planung früher einsetzt und nicht \r\nerst dann, wenn Stilllegungen bereits absehbar erforderlich sind, die dann aufgrund langer In\u0002formationsfristen nicht mehr durchführbar wären. \r\nDas gilt insbesondere auch mit Blick auf die angekündigte Novellierung des Gebäudeenergie\u0002gesetzes (neu: Gebäudemodernisierungsgesetz), die vorsehen soll, dass sich Gebäudeeigentü\u0002mer ab 1. Juli 2026 weiterhin Gasheizungen einbauen können, wenn sie einen gewissen Anteil \r\nBiomethan in ihrem Gasliefervertrag erfüllen. Eine frühzeitige Planung der Gasverteilernetzbe\u0002treiber kann Gebäudeeigentümer bei der Wahl der zukünftigen Wärmeversorgung leiten. \r\nVor diesem Hintergrund hält es der BDEW für erforderlich, für die Erstellung des Plans nicht \r\nallein darauf abzustellen, dass eine „dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb \r\nder nächsten zehn Jahre derart zu erwarten ist, dass die Verringerung die Umstellung oder \r\ndauerhafte Außerbetriebnahme des Gasverteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforder\u0002lich macht“ (§ 16b Abs. 2 EnWG-E). Für sinnvoll wird stattdessen die Setzung einer konkreten \r\nFrist jedenfalls für die ersten Planungen gehalten. Eine Frist kann insbesondere bei der Koor\u0002dinierung zur Erstellung und Einreichung der regionalen Pläne helfen. Fristenvorgaben haben \r\nsich zudem im Bereich der Stromverteilernetzpläne nach § 14d EnWG bewährt. \r\nGleichzeitig ist bei der Setzung einer festen Frist zu beachten, dass diese für Verteilernetzbe\u0002treiber einhaltbar sein muss. Sie muss sich zeitlich so einfügen, dass die kommunalen Wärme\u0002pläne, die Planung der Fernleitungsnetzbetreiber und die der Stromverteilernetzbetreiber \r\nsinnvoll berücksichtigt werden können und die Planung der Fernleitungsnetzbetreiber wiede\u0002rum die der Gasverteilernetzbetreiber aufnehmen kann. Flankierend kann die Aufnahme kon\u0002kreter Kriterien für die Erstellung eines Plans sinnvoll sein, die nicht allein auf die Verringe\u0002rung der Erdgasnachfrage abstellen. \r\nDer BDEW schlägt die Einreichung der Pläne zum 31. Oktober eines jeden geraden Jahres \r\nvor. Dadurch würde zum einen ein Gleichlauf mit der Netzausbauplanung der \r\nSeite 14 von 75\r\nStromverteilernetzbetreiber hergestellt, was die integrierte Planung von Strom und Gas auf \r\nder Verteilernetzebene erleichtert. Zum anderen ermöglicht eine Fertigstellung der Verteiler\u0002netzentwicklungspläne (VNEP) bis zum 31. Oktober deren Berücksichtigung im Netzentwick\u0002lungsplan Gas und Wasserstoff.\r\n➢ Regionale Verteilernetzentwicklungsplanung\r\nDie Art. 56 und 57 Richtlinie (EU) 2024/1788 (GasRL) lassen die Möglichkeit regionaler Vertei\u0002lernetzplanungen ausdrücklich zu. Regionale Planung umfasst jedoch mehr als die gemein\u0002same Planung benachbarter Netzbetreiber, wie sie durch § 16b Abs. 4 EnWG-E ermöglicht \r\nwird. Beispielsweise sollten Verteilernetzbetreiber entlang der gesamten Kaskade der Vertei\u0002ler- und Fernleitungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Plan erstellen können. \r\nDer BDEW fordert daher, dass Verteilernetzbetreiber, die in derselben Region tätig sind, einen \r\ngemeinsamen regionalen Netzentwicklungsplan erstellen können dürfen. Auf diese Weise \r\nkann zwischen den beteiligten Netzbetreibern in der Region eine abgestimmte und konsis\u0002tente Planung gewährleistet werden. Sowohl für die Fernleitungs- bzw. Wasserstofftrans\u0002portnetzbetreiber als auch für die BNetzA, die entsprechend weniger, dafür aber bereits regio\u0002nal zusammengefasste und abgestimmte Planungen berücksichtigen bzw. bestätigen müssten, \r\nergeben sich daraus Vorteile. \r\nEine wesentliche Frage bei der Umsetzung wird sein, was eine „Region“ im Sinne der Richtlinie \r\nist und in welchen Fällen Verteilernetzbetreiber „in derselben Region“ tätig sind. Der Regio\u0002nenzuschnitt sollte in einem Prozess durch die Netzbetreiber erfolgen, um den jeweiligen \r\nnetztopologischen Gegebenheiten in der Region gerecht zu werden. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 16b Abs. 4 EnWG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n„Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen und Betreiber von Gasverteilernetzen, die in be\u0002nachbarten Netzgebieten demselben regionalen Gebiet tätig sind, können für ihre Wasser\u0002stoff- und Gasverteilernetze gemeinsam einen netzübergreifenden Verteilernetzentwick\u0002lungsplan unter den Voraussetzungen der Absätze 1 bis 3 erstellen. Betreiber von Wasser\u0002stoffversorgungsnetzen und von Gasversorgungsnetzen sind berechtigt, insbesondere im \r\nRahmen einer Kooperationsvereinbarung untereinander in dem Ausmaß verbindlich zu\u0002sammenzuarbeiten, das erforderlich ist, um die regionale Verteilernetzentwicklungspla\u0002nung zu ermöglichen.“\r\nSeite 15 von 75\r\n➢ Planungszyklus\r\nDamit die Transformation der Gasverteilernetze gelingen kann, ist eine regelmäßige Anpas\u0002sung der Verteilernetzpläne unerlässlich. Nur so kann auf dynamische Entwicklungen und ver\u0002änderte Planungsgrundlagen rechtzeitig reagiert werden. Auch die Kommunikation gegenüber \r\nden Netznutzern kann somit auf einer belastbaren und aktuellen Planung erfolgen. Aus diesen \r\nGründen ist die Möglichkeit in § 16b Abs. 5 EnWG-E, die Verteilernetzpläne bei Bedarf alle \r\nzwei Jahre analog dem Netzausbauplan Strom gemäß § 14d Abs. 1 EnWG aktualisieren zu kön\u0002nen, ausdrücklich zu begrüßen. \r\nZu streichen ist allerdings, dass die Aktualisierung des Plans \r\nnach § 16b Abs. 5 EnWG-E „unverzüglich“ zu erfolgen hat, \r\nwenn sich eine Wärmeplanung oder der Netzentwicklungsplan \r\n(NEP) geändert hat. Die „unverzügliche“ Änderung ist im Regierungsentwurf neu eingefügt; sie \r\nhat zur Folge, dass die Verteilernetzbetreiber fortlaufend überprüfen müssen, ob sich die \r\nkommunalen Wärmepläne geändert haben. Insbesondere bei großen Netzgebieten, die sich \r\nüber viele Kommunen erstrecken, führt dies zu einem erheblichen Mehraufwand. Die Zeit\u0002punkte, zu denen die Kommunen ihre Wärmepläne aktualisieren, sind nicht zwingend einheit\u0002lich. \r\nNach § 16b Abs. 5 EnWG-E bezieht sich die Frist zur Aktualisierung auf den Zeitpunkt, in dem \r\ndie zuständige Behörde den Plan bestätigt hat. Für die Netzbetreiber wäre es in der prakti\u0002schen Umsetzung dieser Vorgabe hilfreich, wenn absehbar wäre, wann die Bestätigung des \r\nPlans erfolgt (vgl. hierzu unter § 16e EnWG-E). \r\n➢ De minimis-Regelung\r\nDie umzusetzende GasRL sieht die Möglichkeit einer de minimis Regel für Gasverteilernetzbe\u0002treiber vor, an deren Gasverteilernetz weniger als 45.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar \r\nangeschlossen sind. Diese Verteilernetzbetreiber wären danach nicht verpflichtet, einen Ver\u0002teilernetzentwicklungsplan Gas zu erstellen. Der BDEW hält die Verankerung einer de minimis\u0002Regelung im Gesetz im Hinblick auf die Verhältnismäßigkeit grundsätzlich für sachgerecht. Al\u0002lerdings muss darauf geachtet werden, dass geeignete Instrumente an dessen Stelle treten. \r\nEin Schwellenwert und geeignete Instrumente sollten daher im weiteren Verfahren in Ab\u0002stimmung mit der Branche geprüft werden.\r\nJedenfalls müssten von einer de minimis-Ausnahme erfasste Netzbetreiber verpflichtet wer\u0002den, mit den zur Erstellung von Netzentwicklungsplänen Verpflichteten zusammenzuarbeiten. \r\nDamit wäre nicht ausgeschlossen, dass auch de minimis-Netzbetreiber eine entsprechende \r\nPlanung erstellen. Eine (freiwillige) Planung oder die Einbeziehung in die regionalen und inte\u0002grierten Pläne kann für sie durchaus vorteilhaft sein. Für die Transformation ihrer Netze, \r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 16 von 75\r\ninsbesondere für die Einschränkung von Anschluss- und Zugangsbegehren, müssten sie ohne\u0002hin die Regulierungsbehörde über die geplante Transformation ihrer (Teil-)Netze informieren. \r\nDafür dürfte in der Regel mindestens eine interne entsprechende Planung erforderlich sein. \r\nDiese Pläne könnten aber unterhalb der bürokratischen gesetzlichen Anforderungen und da\u0002mit aufwandsärmer erstellt werden.\r\n2.1.2 Zu § 16c - Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen für Gas- und Wasserstoff; \r\nZusammenarbeit\r\nJe wirtschaftlich effizienter die Transformation der Gasnetze und damit die Umsetzung der \r\nWärmewende erfolgt, desto größer wird auch die gesellschaftliche Akzeptanz für die erforder\u0002lichen Maßnahmen sein. Eine enge Abstimmung und Zusammenarbeit der Infrastrukturbetrei\u0002ber, wie sie in § 16c Abs. 2 EnWG-E vorgesehen ist, stellt eine wesentliche Voraussetzung für \r\neinen wirtschaftlich effizienten Ansatz dar. Daher sollten nicht nur die nach § 16b EnWG-E für \r\ndie Erstellung der Verteilernetzentwicklungspläne zuständigen Netzbetreiber dazu verpflichtet \r\nsein, die Planungen anderer Infrastrukturbetreiber (insbes. Strom, Wärme) zu berücksichtigen, \r\nsondern auch umgekehrt müssen die Verteilernetzentwicklungspläne bei der Erstellung und \r\nAktualisierung der Pläne der anderen Infrastrukturbetreiber Berücksichtigung finden. \r\nNach § 16c Abs. 3 EnWG-E ist die planungsverantwortliche Stelle verpflichtet, dem für die Ver\u0002teilernetzplanung zuständigen Netzbetreiber den Wärmeplan bzw. den Entwurf zur Verfügung \r\nzu stellen. Außerdem sollte die planungsverantwortliche Stelle i.S.d. § 3 Abs. 1 Nr. 9 Wärme\u0002planungsgesetz (WPG) in § 16c Abs. 2 EnWG-E aufgenommen werden, sodass sie berechtigt \r\nund verpflichtet wird, mit den nach § 16b EnWG-E für die Erstellung der Verteilernetzentwick\u0002lungspläne zuständigen Netzbetreibern zusammenzuarbeiten. Dadurch sollte sie auch befähigt \r\nwerden, die im Rahmen der Wärmeplanung ermittelten Daten im gesetzlich zulässigen Um\u0002fang an die Verteilernetzbetreiber nach § 16b EnWG-E zu übermitteln, was für eine abge\u0002stimmte und vollständige Planung des Gas- und Wasserstoffverteilernetzes sinnvoll und erfor\u0002derlich ist. \r\nIn jedem Fall sollte sich aber die Zusammenarbeit und der Datenaustausch zwischen Verteiler\u0002netzbetreiber und planungsverantwortlicher Stelle nicht darauf beschränken, dass die Kom\u0002mune nur den Wärmeplan als Entwurf oder als veröffentlichte Version übermittelt. Die (nicht \r\npersonenbezogenen) Planungsdaten nach § 10 Abs. 5 WPG sind für den Verteilernetzbetreiber \r\naber – auch für Zwecke der Netzentwicklungsplanung – sehr wichtig und sollten vom Informa\u0002tionsanspruch erfasst werden. Anderenfalls könnte nur das Ergebnis der Wärmeplanung, nicht \r\naber die der Wärmeplanung zugrundeliegenden Planungsdaten in die Planung einbezogen \r\nwerden. Eine Datenübermittlung sollte außerdem grundsätzlich in einer (möglichst bundes\u0002weit) einheitlichen Form und Struktur erfolgen, die der Netzbetreiber weiterverarbeiten kann. \r\nSeite 17 von 75\r\nDies ist gesetzlich entsprechend klarzustellen. Bei der Ausgestaltung sind die Bedürfnisse klei\u0002nerer Netzbetreiber, deren Datenaustausch nur mit einer oder wenigen Kommunen erforder\u0002lich ist, zu berücksichtigen, etwa in Form von Ausnahmeregelungen im Einzelfall. \r\nZu streichen ist die Vorgabe in § 16c Abs. 1 EnWG-E, wonach die Netzbetreiber den Entschluss \r\nzur Erstellung eines Plans auf ihrer Internetseite veröffentlichen müssen. Hier wird insbeson\u0002dere der Mehrwert für die Anschlussnehmer und Letztverbraucher nicht erkennbar, da sich \r\nhieraus keine Informationen für ihren Anschluss ergeben. \r\nAußerdem sollte in § 16c Abs. 4 EnWG-E anstelle einer „angemessenen Frist“ für die Konsulta\u0002tion der Öffentlichkeit eine Frist von vier Wochen gesetzt werden. Zudem ist der in § 16c Abs. \r\n4 EnWG-E genannte „Kreis der Öffentlichkeit“ – entsprechend den Vorgaben des WPG – auf \r\ndie „betroffene Öffentlichkeit“ zu begrenzen.\r\n2.1.3 Zu § 16d - Anforderungen an Verteilernetzentwicklungspläne für Gas und Wasser\u0002stoff\r\nDie GasRL enthält keine Regelungen dazu, dass die Pläne der Verteilernetzbetreiber angemes\u0002sene Angaben dazu enthalten, inwiefern für Letztverbraucher und Anschlussnehmer, die von \r\neiner beabsichtigten Umstellung oder einer dauerhaften Außerbetriebnahme einer Gasleitung \r\nbetroffen sind, im Zeitpunkt der Umstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme im jeweili\u0002gen Netzgebiet grundsätzlich hinreichende und für sie wirtschaftlich vertretbare alternative \r\nVersorgungsmöglichkeiten existieren. \r\nDiese Informationen gemäß § 16d Abs. 3 Nr. 4 EnWG-E sind für die Netznutzer zwar anerkann\u0002termaßen wichtig. Die Prüfung alternativer Versorgungsmöglichkeiten und Fördermöglichkei\u0002ten fällt jedoch nicht in den Verantwortungsbereich des Netzbetreibers, sondern obliegt den \r\nzuständigen Behörden im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung und der übergeordneten \r\nEnergiepolitik. Wie auch in § 17l Abs. 1 Nr. 3c EnWG-E (hierzu unter 3.2) gefordert und in der \r\nGesetzesbegründung angeführt, sollte hier ein Verweis auf den Wärmeplan der Kommune \r\nausreichen. \r\nAngaben zu Investitionskosten (§ 16 d Abs. 2 Nr. 2 EnWG-E) können ein Geschäftsgeheimnis \r\ndarstellen und sind in diesem Fall nicht zu veröffentlichen. \r\n› BDEW-Forderung: \r\nDie Aufnahme entsprechender Informationen in den Verteilernetzentwicklungsplan für \r\nGas sollte daher gestrichen werden.\r\nÜberdies ist in § 16d Abs. 1 Nr. 5 und 6 EnWG-E vorgesehen, dass Verteilernetzentwicklungs\u0002pläne sowohl mit dem integrierten NEP und dem Szenariorahmen nach den §§ 15a bis 15d \r\nSeite 18 von 75\r\nEnWG-E sowie dem unionsweiten Netzentwicklungsplan für Erdgas nach Art. 32 GasVO und \r\nmit dem unionsweiten Netzentwicklungsplan für Wasserstoff nach Art. 60 GasVO in Einklang \r\nstehen sollen. Dies erscheint nicht stringent, wenn gemäß § 15c Abs. 2 EnWG-E der NEP diese \r\nbeiden unionsweiten Netzentwicklungspläne lediglich „berücksichtigen“ muss.\r\n➢ Berücksichtigung von planerischen und wirtschaftlichen Erwägungen bei der Netzpla\u0002nung\r\nDer BDEW legt die Vorgaben der §§ 16b und 16d EnWG-E dahingehend aus, dass auch wirt\u0002schaftliche und planerische Erwägungen in die Planung des Gasverteilernetzes einfließen kön\u0002nen, sofern diese zur Entscheidung über die Außerbetriebnahme des Netzes (oder Teilen da\u0002von) führen. Die Berücksichtigung von wirtschaftlichen Erwägungen durch den Gasverteilnetz\u0002betreiber ist für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich (vgl. hierzu Ausführungen zu § 17l \r\nEnWG-E). Eine entsprechende Klarstellung wäre deshalb sinnvoll. Eine ausschließlich techni\u0002sche Begründung der Außerbetriebnahme durch dauerhafte Verringerung der Erdgasnach\u0002frage würde erst sehr spät eintreten (z.B. bei zu geringem Gasdurchfluss). Eine erst darauf auf\u0002setzende Verteilernetzentwicklungsplanung würde ihre Wirkung dann ebenfalls zu spät entfal\u0002ten. Planerische Erwägungen wiederum würden Faktoren wie beispielsweise den Zeitbedarf\r\nfür den Umbau des Gasnetzes berücksichtigen, der erforderlich ist, um die Klimaneutralität bis \r\n2045 sicherzustellen (vgl. auch hierzu Ausführungen zu § 17l EnWG-E). \r\n2.1.4 Zu § 16e – Prüfung und Bestätigung von Verteilernetzentwicklungsplänen für Gas \r\nund Wasserstoff; Festlegungskompetenz \r\n➢ Zuständigkeit der Regulierungsbehörden \r\nNach § 16e Abs. 1 Nr. 1 EnWG-E ist die BNetzA für die Prüfung und Bestätigung der Pläne zu\u0002ständig, „sofern in dem Netzgebiet oder den Netzgebieten des jeweiligen Verteilernetzent\u0002wicklungsplans kumuliert, insgesamt mehr als 200.000 Gas- und Wasserstoffkunden unmittel\u0002bar angeschlossen sind“. Diese Zuständigkeitsregelung weicht von § 54 EnWG ab. \r\nNach dem aktuellen Gesetzentwurf sollen jedoch im Übrigen die Landesregulierungsbehörden \r\nzuständig sein. Die unterschiedlichen Zuständigkeiten sollten in jedem Fall nicht dazu führen, \r\ndass Vorgaben für die Pläne und der Prozess der Bestätigung erheblich divergieren. Dies kann \r\ninsbesondere Auswirkungen auf die Kohärenz des Verteilernetzentwicklungsplans und des \r\nNetzentwicklungsplans gemäß § 15b EnWG-E haben.\r\n➢ Frist für die Bestätigung der Verteilernetzentwicklungspläne \r\nSeite 19 von 75\r\nIm Sinne der Planungssicherheit sollte in § 16e EnWG-E eine Frist aufgenommen werden, in\u0002nerhalb derer die Verteilernetzentwicklungspläne zu prüfen und zu bestätigen sind. Eine Be\u0002stätigung sollte spätestens innerhalb von sechs Monaten ab Einreichung erfolgen. Dies wird \r\nmit der Aufnahme des § 17 Abs. 4 EnWG-E noch relevanter: Eine mögliche kürzere Frist für die \r\nTrennung von Anschlüssen nach § 17l Abs. 4 kann erst dann mindestens fünf Jahre betragen, \r\nwenn der Plan gemeinsam mit dem entsprechenden Antrag auf Verkürzung der Vorlaufzeit \r\nvon der zuständigen Behörde bestätigt wurde. Je länger die Behörde für die Bestätigung des \r\nPlans benötigt, umso später kann der Netzbetreiber den Netzanschluss trennen.\r\nDiese zeitliche Klarheit ist für die Netzbetreiber besonders wichtig. Deswegen könnte ergän\u0002zend eine gesetzliche Bestätigungsfiktion sinnvoll sein, auch um einen zusätzlichen Anreiz für\r\ndie zuständige Regulierungsbehörde zu schaffen, innerhalb der Frist die Pläne zu prüfen und \r\nzu bestätigen.\r\n➢ Anfechtbarkeit der Bestätigung durch Dritte\r\nGestrichen wurde im Vergleich zum Referentenentwurf, dass die Bestätigung der VNEP durch \r\ndie zuständige Behörde durch Dritte nicht selbständig anfechtbar ist. Die Regelung ist wieder \r\nin § 16e Abs. 2 EnWG-E aufzunehmen. \r\nIm Sinne der Planungssicherheit und Verfahrensbeschleunigung sollte die Bestätigung des \r\nPlans nicht durch Dritte anfechtbar sein. Von der Planung Betroffene werden zuvor in die Er\u0002stellung und Konsultierung des Plans eingebunden; sie können ihre Bedenken gegen die Pla\u0002nung dort einbringen. \r\nIn anderen Planungsvorschriften ist die Anfechtbarkeit der Bestätigung der Regulierungsbe\u0002hörde ebenfalls explizit ausgeschlossen (vgl. für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasser\u0002stoff nach § 15d Abs. 3 EnWG und für den Netzentwicklungsplan der ÜNB nach § 12c Abs. 4 \r\nEnWG). \r\n2.1.5 Anwendung der Verteilernetzentwicklungspläne bei Netzbetreiberwechsel: \r\nIn den §§ 16b bis 16e EnWG-E fehlt eine Aussage dazu, was im Fall eines Netzbetreiberwech\u0002sels gilt (z.B., wenn die Konzession auf einen neuen Konzessionär übergeht). Aus Sicht des \r\nBDEW ist es zielführend, wenn in diesem Fall der Netzbetreiber für sein (neu hinzugekomme\u0002nes) Netzgebiet einen eigenen Verteilernetzentwicklungsplan i.S.d. § 16b EnWG-E erstellt; es \r\nsteht ihm frei, den bisherigen Plan fortzuführen. Bei Fortführung der bisherigen Planung müs\u0002sen auch bereits angekündigte Anschlusstrennungen gemäß § 17l EnWG-E allerdings fortgel\u0002ten können. \r\nSeite 20 von 75\r\n2.2 Entwicklungspläne für das Wasserstoffverteilernetz und Folgeänderung in § 71k GEG: \r\nIm Referentenentwurf zum GModG-E ist § 71k GEG vollständig gestrichen. Dies ist sehr zu be\u0002grüßen. Zum Zeitpunkt der Einreichung der Stellungnahme ist das GModG-E jedoch noch nicht \r\nverabschiedet. \r\nSollte § 71k GEG erhalten bleiben, muss mit der Einführung der \r\nVerteilernetzentwicklungsplanung in §§ 16b bis 16e EnWG-E \r\ndie Pflicht zur Erstellung eines verbindlichen Fahrplans in § 71k \r\nGEG gestrichen werden. Dies trägt maßgeblich zur Entbürokratisierung und zur Beschleuni\u0002gung der Wärmewende bei. \r\nEs wird eine unnötige Parallelstruktur vermieden und reduziert den Aufwand für Netzbetrei\u0002ber, Kommunen und Verwaltung erheblich. Die Verteilernetzentwicklungspläne nach §§ 16b \r\nbis 16e EnWG-E haben gegenüber den verbindlichen Fahrplänen nach § 71 k GEG den Vorteil, \r\ndass sie systematisch richtig in den Rahmen des EnWG eingebettet werden und ausschließlich \r\nund entflechtungskonform den Gasverteilernetz- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber ad\u0002ressieren. Die Planungsvorschriften stellen sicher, dass eine enge Zusammenarbeit mit den zu\u0002ständigen Infrastrukturbetreibern Gas, Strom, Wasserstoff sowie Fernwärme- und Fernkälte \r\nerfolgt. Die Pläne sind außerdem auf die jeweils geltenden Wärmepläne zu stützen. \r\nWird in § 71 k GEG auf die Verteilernetzentwicklungspläne nach §§ 16b bis 16e EnWG-E abge\u0002stellt, muss auch wegfallen, dass die Pläne bis zum 30. Juni 2028 vorzulegen sind. Der BDEW \r\nhat bereits in seiner Stellungnahme zur FAUNA-Festlegung kritisiert, dass diese Frist nur in \r\nAusnahmefällen einhaltbar ist. Die Frist ist ohnehin nicht erforderlich; weder Gebäudeeigentü\u0002mer noch Netzbetreiber oder Kommunen profitieren davon oder werden geschützt. Der Ein\u0002bau einer wasserstofffähigen Gasheizung setzt nach § 71 k GEG das Vorliegen eines Plans vo\u0002raus. Gemäß dem BDEW-Vorschlag können sich Gebäudeeigentümer eine wasserstofffähige \r\nHeizung einbauen, wenn ein Verteilernetzentwicklungsplan vorliegt.\r\n› BDEW-Forderung\r\nFalls § 71k GEG nicht ohnehin gänzlich gestrichen wird, schlägt der BDEW vor, § 71 k \r\nAbs. 1 Nr. 1 und Abs. 2 bis 6 GEG vollständig zu streichen und Nr. 2 wie folgt zu fassen: \r\n„(1) Bis zum Anschluss an ein Wasserstoffnetz kann eine Heizungsanlage, die Erdgas ver\u0002brennen kann und auf die Verbrennung von 100 Prozent Wasserstoff umrüstbar ist, zum \r\nZweck der Inbetriebnahme eingebaut oder aufgestellt und ohne Einhaltung der Anforde\u0002rungen nach § 71 Absatz 1 oder Absatz 9 zur Wärmeerzeugung betrieben werden, wenn\r\n1. […] und\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 21 von 75\r\n2. für das der Betreiber des Gasverteilernetzes, an dessen Netz, an das die Heizungsan\u0002lage angeschlossen ist, ein Verteilernetzentwicklungsplan gemäß § 16b Absatz 1 oder \r\n§ 16b Absatz 1 und 3 Energiewirtschaftsgesetz veröffentlicht ist, den die zuständige Re\u0002gulierungsbehörde geprüft und bestätigt hat. und die nach Landesrecht für die Wärme\u0002planung zuständige Stelle bis zum Ablauf des 30. Juni 2028 einen einvernehmlichen, mit \r\nZwischenzielen versehenen, verbindlichen Fahrplan für die bis zum Ablauf des 31. Dezem\u0002ber 2044 zu vollendende Umstellung der Netzinfrastruktur auf die vollständige Versor\u0002gung der Anschlussnehmer mit Wasserstoff beschlossen und veröffentlicht haben und \r\ndarin mindestens festgelegt haben,“\r\n2.3 Zu §§ 15a ff. – Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff\r\n➢ Zu § 15a Abs. 6 EnWG\r\nFür den effizienten Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur ist die frühzeitige Berücksichtigung \r\nvon Speichern im Wasserstoffnetz von besonderer Bedeutung. Daher wäre auch die Einbezie\u0002hung des Speicherbedarfs in den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff sinnvoll. Der Sze\u0002nariorahmen sollte daher den aufgrund zugrundeliegender Studien erforderlichen Speicherbe\u0002darf für Erdgas und Wasserstoff beinhalten.\r\nDamit könnte erreicht werden, dass der Speicherbedarf in enger Abstimmung mit der Netzpla\u0002nung ermittelt und der Aufbau einer Netz- und Speicherinfrastruktur kosteneffizient entwi\u0002ckelt wird. Ebenso kann die Verfügbarkeit von Gasspeicherkapazitäten für die Versorgungssi\u0002cherheit im Gas- und Strommarkt langfristig gewährleistet werden. \r\nDie Vorgaben der EU- Verordnung (EU) 2024/1789 (GasVO), wonach die Betreiber von Spei\u0002cheranlagen eine Bedarfsprognose zu erstellen haben, könnten in einen koordinierten Pla\u0002nungsprozess für die gesamte Netz- und Speicherinfrastruktur integriert werden.\r\n➢ Zu § 15c Abs. 2: Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff\r\n§ 15c Abs. 2 Satz 2 EnWG-E sieht vor, dass in dem NEP ein Zeitplan für die Durchführung aller \r\nNetzausbaumaßnahmen sowie eine Liste der Maßnahmen, die in den nächsten drei Jahren \r\ndurchgeführt werden müssen, aufzunehmen ist. \r\n› BDEW-Forderung\r\nDiese Vorgabe muss dahingehend präzisiert werden, was unter „Durchführung“ zu ver\u0002stehen ist. Hier sollte auf das voraussichtlich geplante Inbetriebnahmejahr abgezielt \r\nwerden.\r\n§ 15c Abs. 2 Satz 11 EnWG-E sieht im Weiteren vor, dass im NEP das Potential zur Verringe\u0002rung von Treibhausgasemissionen von verschiedenen Netzausbaumaßnahmen miteinander \r\nSeite 22 von 75\r\nverglichen wird. Diese Anforderung ist praktisch nicht umsetzbar und sollte daher gestrichen \r\nwerden, da es im Wesentlichen auf den Energieträger ankommt (Biogas, LNG, Wasserstoff) \r\nund die Art und Weise der Energieverwendung (bspw. CO2-Abscheidung, Ersatz von Kohle \r\ndurch Gas), aber eben nicht auf den Transport bzw. das Leitungsnetz, das hierfür genutzt \r\nwird.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDiese Vorgabe ist zu streichen.\r\n§ 15c Abs. 2 Nr. 2 EnWG-E sieht zudem vor, dass die Ergebnisse der gemeinsamen und der na\u0002tionalen Risikobewertungen nach Art. 7 GasVO bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans \r\nzu berücksichtigen sind. Diese Risikobewertungen sind für die den NEP erstellenden FNB je\u0002doch nicht zugänglich und können daher nicht berücksichtigt werden. Sollten sie künftig zu\u0002gänglich sein, sollte diese Anforderung in § 15b EnWG-E berücksichtigt werden, da es sich bei \r\nden Ergebnissen der Risikobewertung vorrangig um Einflussgrößen auf die zu berücksichtigen\u0002den Szenarien handelt.\r\n3 Umgang mit neuen und bestehenden Gasnetzanschlüssen \r\n3.1 Zu § 17l – Anschlusstrennung im Gasbereich \r\nMit einem neuen § 17l EnWG-E soll eine umfassende Regelung zur (dauerhaften) Anschluss\u0002trennung durch den Gasnetzbetreiber geschaffen werden. Dies erweitert die Handlungsmög\u0002lichkeiten und wurde auch vom BDEW gefordert. Davon erfasst ist nicht nur die physische \r\nTrennung des Netzanschlusses, sondern auch eine Inaktivsetzung des Anschlusses, wenn der \r\nAnschluss erst zu einem späteren Zeitpunkt mit dem gesamten Straßenzug stillgelegt wird \r\noder eine spätere Versorgung mit Wasserstoff erfolgen soll (siehe auch Kapitel 5.2). \r\nGasnetzbetreiber benötigen an örtliche Gegebenheiten angepasste Möglichkeiten, mit neuen \r\nund bestehenden Kunden in ihren Netzen umzugehen. Sonst ist eine Transformation ihrer \r\nNetze nicht möglich. Für die Erreichung der politisch gesetzten Klimaneutralitätsziele müssen \r\ndie Anschluss- und Zugangsverpflichtungen an die Gasnetze unter sorgfältiger Abwägung aller \r\nberechtigten Interessen ausgestaltet werden. \r\nZu diesen berechtigten Interessen gehört auch die Information der Kunden/Netzanschlussneh\u0002mer in angemessenem zeitlichem Abstand vor der Trennung selbst. Nur so können sie sich mit \r\nUnterstützung der Kommune um eine alternative Wärmeversorgung kümmern. Auch an der \r\nalternativen Versorgung und der Kenntnis darüber besteht ein berechtigtes Interesse. \r\nVor diesem Hintergrund ist es sachgerecht, dass in § 17l Abs. 4 EnWG-E eine kürzere Tren\u0002nungsfrist von fünf Jahren auf Antrag des Gasnetzbetreibers aufgenommen wurde. Diese \r\nSeite 23 von 75\r\nRegelung sollte ergänzend technologieoffen auch auf das Vorhandensein von Strom- und \r\nWasserstoffinfrastruktur ausgeweitet werden.\r\nDies zugrunde gelegt, berücksichtigt der vorgelegte Regierungsentwurf jedoch die Interessen \r\nder Netzbetreiber weiterhin noch nicht hinreichend. Er überschreitet deren Aufgabenbereich \r\nund Zuständigkeiten erheblich, indem er ihnen – ungeachtet bestehender Entflechtungsrege\u0002lungen – die alleinige Verantwortung für die Information und Verantwortung für die Entwick\u0002lungen der Gastransformation sowie der alternativen Wärmeversorgung zuweist.\r\nDer Netzbetreiber kann zwar seinen Netzanschlussnehmer über die vorgesehene Netztren\u0002nung informieren. Die für den Kunden viel wichtigere Aussage über die Verfügbarkeit alter\u0002nativer Versorgungsmöglichkeiten kann der Netzbetreiber aber nicht treffen. Er verfügt in \r\nseiner Rolle als Netzbetreiber über keine hinreichenden Informationen und hat auch keine \r\nEinflussmöglichkeiten auf deren rechtzeitige Bereitstellung. Die Information und Koordinie\u0002rung alternativer Versorgungsmöglichkeiten muss den Kommunen im Rahmen der Wärme\u0002planung sowie der kommunalen Daseinsvorsorge obliegen. Außerdem muss der politische \r\nund rechtliche Rahmen, der auf Bundes- und Landesebene gesetzt wird, zielgerichtet die Ver\u0002fügbarkeit alternativer Versorgungsmöglichkeiten aktiv befördern. Hierin liegt eine elemen\u0002tare politische Verantwortlichkeit. Es ist klar, dass jeder Anschlussnehmer im Laufe der Zeit \r\nindividuell darüber informiert werden muss, dass künftig keine Versorgung mit Erdgas mehr \r\nmöglich ist und welche Alternativen ihm stattdessen zur Verfügung stehen. Es ist aber sachlich \r\nfalsch, eine solche Aufgabe rechtlich bindend bei den Gasnetzbetreibern zu verorten. Die Er\u0002reichung der deutschen Klimaneutralitätsziele hängt maßgeblich von klaren und konsequen\u0002ten hoheitlichen Entscheidungen und ihrer Kommunikation durch die Politik ab. \r\nGleichzeitig ist sicherzustellen, dass für systemrelevante Erzeugungsanlagen ein verlässlicher \r\nÜbergang gewährleistet wird, insbesondere durch geeignete Übergangsregelungen oder die \r\nSicherstellung einer parallelen Versorgung (Gas und Wasserstoff) während der Transformati\u0002onsphase. Die Möglichkeit, Gasnetzanschlüsse auf Basis der Netzentwicklungsplanung zu tren\u0002nen, darf nicht dazu führen, dass bestehende oder neu errichtete Gaskraftwerke ihren Gasan\u0002schluss verlieren, ohne dass gleichzeitig eine gesicherte und wirtschaftliche Wasserstoffver\u0002sorgung zur Verfügung steht.\r\n➢ Weitere Flexibilisierung erforderlich - Fristenvorgaben sind zu starr\r\nRichtig ist, dass nach dem aktuellen Entwurf in § 17l Abs. 4 EnWG-E nun kürzere Informations\u0002fristen von fünf Jahren auf Antrag vorgesehen sind. Dies ist nach § 17l Abs. 4 EnWG-E aller\u0002dings nur zulässig, wenn der Anschlussnehmer sich zum Zeitpunkt der Trennung an ein Wär\u0002menetz anschließen lassen kann.\r\nSeite 24 von 75\r\nDies wird den örtlichen Gegebenheiten sowie dem Umfang der Aufgabe jedoch nicht gerecht. \r\nEine weitere Flexibilisierung der Informationsfristen ist auch für die Fälle erforderlich, in de\u0002nen Strom und Wasserstoff als alternative Wärmeversorgung zur Verfügung steht.\r\n› BDEW-Forderungen\r\nTechnologieoffene Ausgestaltung: Der Gesetzentwurf ist dahingehend zu ergänzen, dass auf \r\nAntrag ebenfalls eine kürzere Trennungsfrist eingeräumt werden kann, wenn Anschlussnut\u0002zer zum Zeitpunkt der Trennung an ein Wasserstoffnetz angeschlossen werden können (ins\u0002besondere Industriekunden). Der mögliche Anschluss an das Wasserstoffnetz geht aus dem \r\nWasserstoff-VNEP hervor, der entweder veröffentlicht wird oder den die Wasserstoff- und \r\nGasverteilernetzbetreiber ohnehin i.S.d. § 16b Abs. 3 EnWG-E gemeinsam erstellen. Ein ver\u0002lässlicher Informationsfluss an den Gasnetzbetreiber ist so sichergestellt. Voraussetzung muss \r\ndabei selbstverständlich sein, dass der betroffene Anschlussnutzer seine Prozesse auch auf die \r\nNutzung von Wasserstoff umstellen kann. \r\nGaskraftwerke, die der Versorgungssicherheit dienen (und z.B. im Rahmen des ad-hoc-Kapazi\u0002tätsmarktes bezuschlagt wurden), sind allerdings nicht von einer verkürzten Trennungsfrist bei \r\nder Umstellung auf Wasserstoff zu erfassen. Anschlusstrennungen dürfen hier nur nach vorhe\u0002riger systemischer Prüfung im Rahmen der Netzentwicklungsplanung und Abstimmung mit der \r\nBNetzA erfolgen, da pauschale Fristen Investitionen gefährden und Versorgungssicherheit so\u0002wie Netzstabilität beeinträchtigen können. Insbesondere darf die Möglichkeit zur Anschlus\u0002strennung nicht dazu führen, dass Gaskraftwerke, die für die Versorgungssicherheit vorgese\u0002hen oder bereits bezuschlagt sind, ihren Gasanschluss verlieren, ohne dass eine gesicherte al\u0002ternative Versorgung (insbesondere mit Wasserstoff) gewährleistet ist. Maßgeblich ist dabei, \r\ndass eine Anschlusstrennung von Gaskraftwerken erst dann erfolgen darf, wenn die alterna\u0002tive Versorgung tatsächlich physisch verfügbar und technisch nutzbar ist; eine rein planerische \r\noder prognostische Verfügbarkeit ist nicht ausreichend. Dies ist insbesondere für neue Gas\u0002kraftwerke im Rahmen von Kapazitätsmechanismen von zentraler Bedeutung, da andernfalls \r\nInvestitions- und Versorgungssicherheit gleichermaßen gefährdet wären. \r\nDarüber hinaus kann eine Fristverkürzung auch in anderen Fällen sinnvoll sein, um einen \r\ntechnologieoffenen Rahmen zu setzen: Auch dort, wo die kommunale Wärmeplanung ein de\u0002zentrales Versorgungsgebiet vorsieht, ergeben sich Möglichkeiten, Stilllegungen im Gasvertei\u0002lernetz frühzeitig vorzunehmen unter Berücksichtigung eines ausreichend ausgebauten \r\nStromnetzes mit entsprechenden Netzanschlusskapazitäten. Damit das Stromnetz eine rele\u0002vante Alternative für die Wärmeversorgung darstellen kann, ist auch der Zustand der betroffe\u0002nen Gebäude, der sich aus der kommunalen Wärmeplanung ergibt, zu beachten. Dies wird be\u0002sonders relevant, wenn ohne die Möglichkeit der Anschlusstrennung umfangreiche \r\nSeite 25 von 75\r\nErsatzinvestitionen im Netzgebiet oder den vorgelagerten Netzebenen der Gasnetzbetreiber \r\nanfallen würden. \r\nNachvollziehbar ist, dass der Anwendungsbereich des § 17l EnWG-E für Netze, die zukünftig \r\nmit Biomethan betrieben werden können, nicht eröffnet wird. In diesen Fällen bleibt das Gas\u0002netz als solches, betrieben mit Biomethan, bestehen und eine Trennung der Gasanschlüsse ist \r\nnicht erforderlich. \r\nBürokratie vermeiden: Bei der Ausgestaltung der kürzeren Informationsfristen ist im Sinne \r\nder Bürokratieentlastung sicherzustellen, dass von der zuständigen Behörde keine über die \r\ngesetzliche Regelung hinausgehenden Anforderungen gestellt werden.\r\nWeitere Bürokratie könnte mit der Einführung einheitlich angemessener Informationsfristen \r\nohne ein separates Antragserfordernis vermieden werden. \r\nFlexibilität ermöglichen: Die Transformation der Gasverteilernetze ist ein komplexer Prozess. \r\nPauschale Vorgaben mit Zeiträumen und Fristen von zehn und fünf Jahren würden eine volks\u0002wirtschaftlich effiziente und somit eine sozialverträgliche Transformation der Gasnetze erheb\u0002lich erschweren bzw. faktisch unmöglich machen. Mit einem Informationszeitraum von zehn \r\nJahren nach Einreichung der VNEP und des NEP könnten erste Trennungen frühestens ab 2038 \r\nerfolgen. Dies würde Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern flächendeckend maximal sie\u0002ben Jahre Zeit lassen, um Leitungen entweder endgültig stillzulegen oder nach einer vorüber\u0002gehenden Außerbetriebnahme auf Wasserstoff umzustellen. Für Netzbetreiber, die in Bundes\u0002ländern oder Kommunen tätig sind, welche die Klimaneutralität bereits vor 2045 anstreben, \r\nverkürzt sich dieser Zeitraum nochmals entsprechend. \r\nDie flexible Ausgestaltung der Transformation ist auch für die kohärente Umsetzung der Wär\u0002meplanung unerlässlich. Nur so kann eine verlässliche Infrastrukturplanung erfolgen und In\u0002vestitionen in den Ausbau paralleler Infrastrukturen vermieden werden. Ansonsten käme es \r\nnicht nur für die Gasnetzkunden, sondern auch die Kunden von Wärmenetzen zu vermeidba\u0002ren Preissteigerungen. Durch eine dauerhaft lange und starre Frist werden Ersatzinvestitionen \r\nin Gasnetze fällig, deren Refinanzierung durch den Ansatz beschleunigter oder verkürzter Ab\u0002schreibungsdauern innerhalb nur weniger Jahre durch eine sinkende Zahl an Netznutzern zu \r\ntragen sein werden. Dadurch wird zwar ein beschleunigtes Wiederverdienen der Investitionen \r\nin die Infrastruktur grundsätzlich ermöglicht. Es verhindert aber nicht, dass noch in den Folge\u0002jahren weitere Investitionen notwendig werden. Diese können entweder durch das Erreichen \r\nder technischen Lebensdauer oder durch Infrastrukturmaßnahmen ausgelöst werden, die eine \r\nUmverlegung in Betrieb befindlicher Gasleitungen erfordern. Dies kann zu ggf. stark steigen\u0002den Netznutzungsentgelten bei den noch am Netz verbleibenden Netzkunden führen. Im \r\nSeite 26 von 75\r\nschlechtesten Fall können die Netzbetreiber die getätigten Investitionen nicht mehr wieder\u0002verdienen.\r\nDer BDEW geht auch deshalb davon aus, dass sich die derzeit im Grundsatz vorgesehenen \r\nlangen Informationsfristen für die Trennung von zehn bzw. fünf Jahren im Zeitverlauf signifi\u0002kant verkürzen müssen. Mit fortschreitender Dekarbonisierung wird für Letztverbraucher zu\u0002nehmend erkennbar, dass der Gasnetzbetrieb künftig nur noch eingeschränkt und jedenfalls \r\nnicht mehr dauerhaft zur Verfügung stehen wird. Vor diesem Hintergrund erscheint es sachge\u0002recht, die anzuwendenden Vorlaufzeiten sukzessive abzusenken, um den realistischen Erwar\u0002tungshorizont der Anschlussnutzer und die tatsächliche Perspektive des Gasnetzbetriebs kon\u0002sistent abzubilden. \r\n➢ Zu § 17l Abs. 1 Nr. 5 c) und d) EnWG-E: \r\nInformiert der Netzbetreiber nach § 17l Abs. 1 Nr. 2 EnWG-E den Anschlussnehmer zehn Jahre \r\nim Voraus über die geplante Trennung, bedarf es dafür nach dem vorliegenden Regierungs\u0002entwurf auch einer Information über die Verfügbarkeit alternativer Versorgungsmöglichkei\u0002ten. Diese Information obliegt, wie oben angeführt, den Kommunen im Rahmen der Wärme\u0002planung sowie der kommunalen Daseinsvorsorge. Entsprechend muss es in diesem Fall genü\u0002gen, wenn der Netzbetreiber z.B. auf die kommunale Wärmeplanung verweist, wie in der Ge\u0002setzesbegründung vorgesehen. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 17l Abs. 1 Nr. 5 c) EnWG-E ist wie folgt zu ergänzen:\r\n„im Zeitpunkt der Anschlusstrennung im Netzgebiet grundsätzlich zur Verfügung stehende, \r\nalternative Versorgungsmöglichkeiten für den Anschlussnehmer insbesondere mit Ver\u0002weis auf den Wärmeplan nach § 23 des Wärmeplanungsgesetzes.“\r\n§ 17l Abs. 1 Nr. 5 lit. d EnWG-E ist zu streichen.\r\n➢ Zu § 17l Abs. 1 Nr. 6 EnWG-E: \r\nEine regelmäßige Information über die geplante Trennung des Anschlusses gegenüber den be\u0002troffenen Anschlussnehmern ist nachvollziehbar. Dies gilt auch aus Sicht der Netzbetreiber, \r\num sicherzustellen, dass die Trennung tatsächlich erfolgen kann. Insgesamt sechs - bei Ände\u0002rungen am geplanten Vorgehen potenziell noch weitere - verschiedene Informationen sind je\u0002doch nicht zielführend. Eine Beschränkung der Frequenz auf höchstens zwei zusätzliche Ter\u0002mine (wie z. B. zwei Jahre und zwei Wochen vor dem Termin zur Trennung des Netzanschlus\u0002ses) sollte zweckmäßig und ausreichend sein.\r\nSeite 27 von 75\r\nAußerdem ist sicherzustellen, dass auch die Gaslieferanten rechtzeitig die für sie erforderli\u0002chen Informationen erhalten.\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 17l Abs. 1 Nr. 6 EnWG-E ist wie folgt zu ändern: \r\n„jeweils zwei Jahre, sechs Monate, zwei Monate sowie zwei Wochen vor dem geplanten \r\nTermin zur Trennung des Anschlusses den betroffenen Anschlussnehmer an die bevorste\u0002hende Anschlusstrennung in Textform erinnert hat.“\r\n➢ Zu § 17l Abs. 2 Nr. 1 EnWG-E\r\nNach §17l Abs. 2 Nr. 1 ist der Betreiber eines Gasversorgungsnetzes unverzüglich nach Bestäti\u0002gung des VNEP verpflichtet, über den Termin für die beabsichtigte Netzanschlusstrennung \r\ndurch Einlage in die Briefkästen sämtlicher von der Netzanschlusstrennung nach Absatz 1 be\u0002troffener Grundstücke und Gebäude zu informieren.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDiese Verpflichtung ist zu streichen. Mieter und Anschlussnutzer würden durch die Informa\u0002tion voraussichtlich potenziell verunsichert, ohne dass sie selbst einen Einfluss auf die Ent\u0002scheidung haben, welche Heizungsart zukünftig eingebaut wird. Mit der im Entwurf im Übri\u0002gen vorgesehenen Information der Anschlussnehmer und der Schornsteinfeger ist hinreichend \r\nsichergestellt, dass alle Betroffenen über die geplante Anschlusstrennung informiert werden.\r\n➢ Zu 17l Abs. 4 EnWG-E\r\nDie Regelung in § 17l Abs. 4 EnWG-E ist grundsätzlich sachgerecht. Die Anschlussmöglichkeit \r\nkann auf vier verschiedene Arten dargelegt werden, die entweder öffentlich verfügbar sind \r\noder über die sich Wärmenetzbetreiber und Gasnetzbetreiber austauschen können. Eine Zu\u0002sammenarbeit beider Netzbetreiber ist ohnehin in § 16c Abs. 2 EnWG-E vorgesehen. Die An\u0002tragsberechtigung ist in den Fällen, in denen für Verbraucher die Möglichkeit besteht, sich an \r\nein Wärmenetz anzuschließen, zum einen gut nachweisbar und zum anderen für Verbraucher \r\nzumutbar, weil sie zunächst nicht mit weiteren Modernisierungsmaßnahmen am Gebäude \r\nverbunden ist. \r\n➢ Redaktioneller Hinweis: Der BDEW weist darauf hin, dass in Abs. 4 Satz 1 auf Abs. 1 \r\nNr. 2 und 4 verwiesen werden müsste und nicht (nur) auf Nr. 4.\r\n➢ Zu § 17l Abs. 6 EnWG-E: \r\nSeite 28 von 75\r\nNach § 17l Abs. 6 darf ein Anschluss nicht getrennt werden, soweit zwei Jahre vor der Tren\u0002nung absehbar ist, dass eine alternative Wärmeversorgungsart, die im Wärmeplan als beson\u0002ders geeignet eingestuft ist, dem Letztverbraucher nicht zur Verfügung stehen wird. \r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung ist zu streichen. Sie greift unverhältnismäßig in die Rechte der Netzbetreiber ein \r\nund stellt in ihrer Pauschalität keine angemessene Abwägung aller betroffenen Interessen und \r\nGrundrechte dar. \r\nDie vorgesehene Einschränkung der Anschlusstrennung verursacht erhebliche Unsicherheiten \r\nbei den Netzbetreibern. Durch die Regelung wird die Umstellung oder Stilllegung aller vor\u0002und nachgelagerten Leitungen in der gesamten Kaskade blockiert. Dies gilt umso mehr, wenn \r\ndie Gasverteilernetzbetreiber sich nicht von Beginn an einer umfassenden und abgestimmten \r\nNetzplanung beteiligen müssen (siehe Kapitel zu § 16b EnWG-E). \r\nSie gefährdet damit nicht nur die Planungen zahlreicher Netzbetreiber, sondern auch die von \r\nKunden – insbesondere jener, die Wasserstoff benötigen oder einspeisen wollen. Gerade bei \r\nindirekter Betroffenheit einer Transportleitung kann der Kreis der beeinträchtigten Akteure \r\nerheblich sein.\r\nDies kann auch Kraftwerke oder Industriekunden betreffen, die anhand der Planungen der \r\nNetzbetreiber die Dekarbonisierung ihrer Prozesse durch die Umstellung auf Wasserstoff vo\u0002rausschauend geplant bzw. sich sogar hierzu verpflichtet haben. Auch in deren wirtschaftliche \r\nInteressen würde erheblich eingegriffen, wenn ein Gasnetzbetreiber, entweder der Anschluss\u0002netzbetreiber selbst oder ein Gasnetzbetreiber entlang der Kaskade, die Umstellung seines \r\nNetzes auf Wasserstoff auf absehbare Zeit entgegen vorherigen anderweitigen Planungen\r\nnicht umsetzen kann. Damit sind in der Regel umfangreiche wirtschaftliche Aufwendungen der \r\nUnternehmen verbunden. \r\nDie großzügigen Trennungsfristen des § 17l EnWG-E von zehn bzw. fünf Jahren geben An\u0002schlussnehmern ausreichend Zeit, alternative Lösungen zu entwickeln, deren Bereitstellung \r\nnicht in der Verantwortung der Gasnetzbetreiber liegen kann. \r\nHinzu kommt, dass der kurzfristige Weiterbetrieb der Leitungen sich auf die Netzentgelte aus\u0002wirken kann. Netzbetreiber werden ihre Ersatzinvestitionen in das Netz bei geplanten, stillzu\u0002legenden Leitungen im Sinne eines kosteneffizienten Netzbetriebs auf das notwendige Min\u0002destmaß reduzieren. Eine ungeplante Verlängerung der Betriebszeit von Netzen oder Netztei\u0002len, insbesondere wenn es sich um längere Zeiträume handelt, kann dazu führen, dass Lei\u0002tungsabschnitte in der gesamten betroffenen Netzbetreiberkaskade erneuert werden müssen \r\nund dafür unvorhergesehene Ersatzinvestitionen anfallen. Diese Kosten müssen wiederum in \r\nSeite 29 von 75\r\nkurzer Zeit abgeschrieben werden und haben dadurch einen zusätzlichen preissteigernden Ef\u0002fekt auf Netzentgelte.\r\n› BDEW-Forderung\r\nAufgrund der genannten Argumente ist die Regelung zu streichen. \r\nSollte sie dennoch bestehen bleiben, ist unbedingt sicherzustellen, dass sich aus dem erzwun\u0002genen Weiterbetrieb ergebende Mehrkosten, etwa planwidrig kurzfristig anfallende Kosten \r\nfür Ersatzinvestitionen, vollumfassend als Kosten, die nicht dem Effizienzvergleich unterliegen \r\n(KAnEu), regulatorisch anerkannt werden.\r\n› BDEW-Forderung\r\nSollte der Gesetzgeber der Forderung vor dem Hintergrund des erheblichen Mehraufwands \r\nund der Unsicherheit für alle beteiligten Akteure dennoch nicht nachkommen, schlägt der \r\nBDEW hilfsweise vor, in Anerkennung der verschiedenen, zum Teil erheblich betroffenen Inte\u0002ressen, von einer pauschalen Verpflichtung des Weiterbetriebs des Gasnetzes abzusehen.\r\nVielmehr sollten auf Grundlage der konkreten Umstände des Einzelfalls die für die Bestäti\u0002gung der jeweiligen Netzplanung zuständigen Behörden eine entsprechende Entscheidungs\u0002kompetenz erhalten. Damit könnten in den Einzelfällen, in denen zum geplanten Trennungs\u0002zeitpunkt absehbar keine alternative Versorgungsoption verfügbar sein wird, die betroffenen \r\nInteressen angemessen und verhältnismäßig gegeneinander abgewogen werden. In diese In\u0002teressenabwägung müssten der Umfang der betroffenen Kunden, die Qualität der zugrunde\u0002liegenden Wärmeplanung, der voraussichtliche Verzögerungszeitraum, die Auswirkungen auf \r\nbetroffene Industriekunden und auf die gesamte Netzbetreiberkaskade sowie anstehende er\u0002forderliche Investitionen in das Gasnetz einfließen. \r\nDie zuständigen Behörden müssten eine entsprechende Entscheidungsbefugnis auf Antrag \r\ndes betroffenen Netzbetreibers erhalten. Dabei gilt es, keinen unnötigen bürokratischen Auf\u0002wand zu generieren und die Anforderungen auf das für eine substantiierte Entscheidung erfor\u0002derliche Mindestmaß zu beschränken. Die zu berücksichtigenden Interessen sind dem Grund\u0002satz der Wesentlichkeit nach im Gesetz als nicht abschließender Kriterienkatalog aufzuneh\u0002men, weil es sich unabhängig vom Ergebnis der Entscheidung um einen Eingriff in Grundrechte \r\n(entweder des Netzbetreibers oder der Anschlusskunden) handelt.\r\nDer Eingriff in die Grundrechte des Netzbetreibers und ggf. von Kunden, die aufgrund der an\u0002gekündigten Umstellung des Netzes entsprechende wirtschaftliche Vorkehrungen getroffen \r\nhaben, ist in dem vorliegenden Regelungsvorschlag nicht ausreichend gewürdigt und entspre\u0002chend nicht gerechtfertigt.\r\nSeite 30 von 75\r\nIn jedem Fall müsste der Weiterbetrieb des Netzes entgegen den Planungen des Netzbetrei\u0002bers im Sinne einer verhältnismäßigen Ausgestaltung auf einen maximal zulässigen Zeitraum\r\nbegrenzt werden. Der BDEW schlägt dafür maximal zwei Jahre nach dem ursprünglich vorge\u0002sehenen Trennungszeitpunkt vor. \r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass dem Gasnetzbetreiber in der Regel nicht bekannt \r\nist, in welchem Umsetzungsstadium sich die Versorgungsalternativen befinden und ob sie \r\nrechtzeitig zur Verfügung stehen werden. Der Gasnetzbetreiber hat auch keinen Einfluss auf \r\ndie Wärmeplanung der Kommune. Er kann nicht steuern, ob die im Wärmeplan als geeignet \r\neingetragene Wärmeversorgungsart tatsächlich geeignet ist und ob die Kommune überhaupt \r\nmit dem für diese Wärmeversorgungsart zuständigen Netzbetreiber in Austausch getreten ist, \r\num den Wärmeplan umzusetzen. \r\n➢ Ergänzung: Kündigung des Netzanschlussvertrages\r\nEs fehlt eine Klarstellung, dass die Möglichkeit besteht, im Zuge der Trennung des Anschlusses \r\nden Netzanschlussvertrag auch außerhalb des Anwendungsbereichs der NDAV kündigen zu \r\nkönnen. § 25 Abs. 1 der NDAV wurde zwar um ein entsprechendes Kündigungsrecht ergänzt. \r\nDer Regierungsentwurf enthält jedoch keine entsprechende Regelung für Anschlussverträge \r\nim Mittel- und Hochdruckbereich. Hier sollte eine Klarstellung erfolgen. \r\n› BDEW-Forderung\r\nIn § 17 EnWG sollte auch für das Mittel- und Hochdrucknetz eine Regelung getroffen \r\nwerden, die eine Kündigung durch den Netzbetreiber bei Vorliegen der Voraussetzun\u0002gen für die Trennung eines Anschlusses ausdrücklich ermöglicht. \r\n➢ Wechsel des Anschlussnehmers\r\nIn diesem Zusammenhang ist auch zu klären, was bei einem Wechsel des Anschlussnehmers, \r\ninsbesondere im Falle eines Grundstücksverkaufs geschieht. Dies darf nicht zu einem Neu\u0002start der Fristen führen. Deswegen sollte im Gesetz klargestellt werden, dass die Informa\u0002tion über die Trennung des Netzanschlusses und der angestrebte Zeitplan für die Tren\u0002nung auch gegenüber nachfolgenden Grundstückseigentümern bzw. Anschlussnehmern wirk\u0002sam bleibt. Die Information über die Trennung ist damit grundstücksbezogen, und nicht perso\u0002nengebunden.\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 17l Abs. 1 Satz 2 (d.h., letzter Satz nach § 17l Abs. 1 Satz 1 Nr. 6 EnWG-E) ist wie folgt \r\nzu ergänzen: \r\nSeite 31 von 75\r\n„Die Information ist auch nachfolgenden Grundstückseigentümern beziehungs\u0002weise Anschlussnehmern gegenüber wirksam.“ \r\n➢ Besondere Situation systemrelevanter Kraftwerke, KWK-Anlagen und Großabnehmer \r\nbeachten\r\nDie besondere Situation von systemrelevanten Gasverbrauchern – etwa Kraftwerken, KWK\u0002Anlagen oder industriellen Großabnehmern – erfordert insbesondere Planungssicherheit. An\u0002schlusstrennungen dürfen nur nach vorheriger systemischer Prüfung im Rahmen der Netzent\u0002wicklungsplanung und Abstimmung mit der BNetzA erfolgen, da pauschale Fristen Investitio\u0002nen gefährden und Versorgungssicherheit sowie Netzstabilität beeinträchtigen können.\r\n3.2 Zu §§ 17 und 18 – Netzanschluss und Anschlussverweigerung\r\nMit den Anpassungen in § 17 Abs. 1, 2 und 3 und § 18 Abs. 1 EnWG-E wird klargestellt, dass \r\ndie Anschlusspflicht bzw. die allgemeine Anschlusspflicht in Niederdruck/Niederspannung zu \r\nden allgemeinen Bedingungen (NDAV/ NAV) nur für Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze \r\ngilt und nicht auf Wasserstoffnetze anwendbar ist. \r\nWeiterhin wird in § 18 Abs. 1 Satz 2 EnWG-E auf die neuen Verweigerungsgründe nach § 17 \r\nAbs. 2c EnWG-E verwiesen, wonach ein Anschluss in Niederdruck vom Netzbetreiber verwei\u0002gert werden kann, wenn in einem NEP oder Verteilernetzentwicklungsplan die Umstellung \r\noder dauerhafte Außerbetriebnahme vorgesehen ist. Die Regelungen sind insofern folgerichtig \r\nund unkritisch. \r\nMit § 17 Abs. 2c EnWG-E wird eine neue Regelung geschaffen, die es Gasnetzbetreibern er\u0002möglicht, (neue) Netzanschlüsse unter bestimmten Bedingungen zu verweigern. Dies ist erfor\u0002derlich, um die geplante Entwicklung der Netze auch umsetzen zu können. Folgerichtig müs\u0002sen Netzbetreiber nun zukünftig nicht mehr jeden Anschluss an ein Gasnetz realisieren, wenn \r\nin ihren Plänen der langfristige Weiterbetrieb des Netzes nicht vorgesehen ist. Dafür hatte sich \r\nder BDEW im Vorfeld eingesetzt. Nur so kann eine erfolgreiche Transformation der Gasnetze \r\numgesetzt werden.\r\nDer BDEW begrüßt, dass die in § 17 Abs. 2c Satz 2 EnWG-E vorgesehene Regelung die Unsi\u0002cherheit darüber berücksichtigt, in welchem Umfang die Pläne der Netzbetreiber von der \r\nBNetzA bestätigt werden. \r\nDarüber hinaus sollte den Netzbetreibern zukünftig ermöglicht werden, Netzanschlussver\u0002träge befristet abschließen zu können, wenn nach der Bestätigung des VNEP perspektivisch \r\ndie Umstellung oder Stilllegung des Gasnetzes vorgesehen ist. Dies betrifft Neuanschlüsse und \r\nden Wechsel des Anschlussnehmers an Leitungen, die bereits zur Umstellung oder Stilllegung \r\nSeite 32 von 75\r\nvorgesehen sind. In diesen Fällen wurde der alte Anschlussnehmer bereits fristgerecht nach \r\n§ 17l EnWG-E über die zukünftige, geplante Trennung informiert. Bis zu dem geplanten Zeit\u0002punkt kann es jedoch sinnvoll sein, auch einem neuen Anschlussnehmer Anschluss und Zu\u0002gang zu seinem Netz zu gewähren, etwa im Falle eines Haushaltskunden, der ein neues Ge\u0002bäude bezieht. Ansonsten bestünde für den Netzbetreiber nur die Möglichkeit, Anschluss und \r\nZugang von Anfang an zu verweigern.\r\nWird ein befristetes Anschlussverhältnis geschlossen, muss die vereinbarte Frist mit der im \r\nNetzentwicklungsplan nach § 15d Abs. 3 Satz 1 EnWG oder Verteilernetzentwicklungsplan \r\nnach § 16e Abs. 2 Satz 1 EnWG-E bestätigten Frist für die Außerbetriebnahme oder Umstel\u0002lung der Leitung übereinstimmen. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 17 EnWG-E sollte um einen neuen Absatz 2c ergänzt werden: \r\n„Der Betreiber eines Gasversorgungsnetzes kann einen Netzanschluss nach Absatz 1 \r\nSatz 1 auch dann verweigern oder dem Anschlussnehmer den Abschluss einer befriste\u0002ten Netzanschlussvereinbarung anbieten, wenn er nachweist, dass die Verweige\u0002rung oder Befristung erforderlich ist, weil \r\n1. in einem nach § 15d Absatz 3 Satz 1 bestätigten Netzentwicklungsplan die Umstel\u0002lung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Fernleitungsnetzes oder relevanter \r\nTeile davon vorgesehen ist, oder \r\n2. in einem nach § 16e Absatz 2 Satz 1 bestätigten Verteilernetzentwicklungsplan die \r\nUmstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme von Verteilernetzen oder Teilen \r\ndavon vorgesehen ist.“\r\n4 Biomethan\r\nBiogas und Biomethan sind erneuerbare Energieträger, die im Gegensatz zu Wind- und Solar\u0002energie auch bei Windflauten und bedecktem Himmel verfügbar sind. Sie sind unter Beach\u0002tung der Gasbeschaffenheit speicherbar und damit saisonal und flexibel in allen Sektoren ein\u0002setzbar, insbesondere auch zur Verstromung. Der Energieträger ist somit ein wichtiger Bau\u0002stein, um die nationalen und internationalen Klimaschutzziele zu erreichen. Unter ande\u0002rem defossilisieren bereits heute Biogas und Biomethan schon im Umfang von 100 TWh das\r\nEnergiesystem.\r\nSeite 33 von 75\r\n4.1 Zu § 17l Abs. 5 - Trennung von Netzanschlüssen von Biomethananlagen\r\nDer BDEW lehnt die neu eingefügte Regelung in § 17l Absatz 5 ab. Eine Trennungsfrist von \r\nmindestens 20 Jahren für alle Anlagen, die bis zum Inkrafttreten des Gesetzes an das Gasnetz \r\nangeschlossen sind, erschwert die Transformation der Gasnetze. Erforderlich ist daher eine \r\nRegelung, die gezielt Planungssicherheit und eine langfristige Perspektive von mindestens \r\n20 Jahren für die Erzeugung und Einspeisung von Biomethan schafft. Dies kann gelingen, wenn \r\nunter Berücksichtigung der unterschiedlichen Transformationspfade der Gasnetze Biomethan\u0002netzgebiete ausgewiesen werden, in denen Bestands- und Neuanlagen verlässliche Rahmen\u0002bedingungen auch über 2045 hinaus erhalten. Andernfalls ist zu erwarten, dass Investitionen \r\nausbleiben und vorhandene Potenziale nicht erschlossen werden. In anderen Netzgebieten \r\nkann hingegen eine einheitliche Trennungsregelung zur Anwendung kommen.\r\n4.2 Zu §§ 16b ff. - Gezielte Ausweisung geeigneter Gebiete für Biomethaneinspeisung\r\nEiner Sonderregelung für die Trennung von Biomethananlagen bedarf es auch deshalb nicht, \r\nda der Anschluss solcher Anlagen von vorneherein überwiegend in dafür geeigneten Gebie\u0002ten erfolgen sollte. \r\nDer BDEW schlägt deshalb als langfristige Perspektive für den Netzanschluss von Biomethana\u0002nlagen sowie die damit verbundenen Kosten- und Transformationsfragen vor, die Möglichkeit \r\nzur Ausweisung von Biomethannetzgebieten im NEP und in den VNEPs vorzusehen. Dies er\u0002möglicht es den Netzbetreibern, die Weiterentwicklung ihrer Netze zu planen und umzuset\u0002zen. Gleichzeitig schaffen ausgewiesene Biomethannetzgebiete langfristige Planungs- und In\u0002vestitionssicherheit sowohl für Bestands- als auch für Neuanlagen. Für die Ausweisung von Bi\u0002omethannetzgebieten als Bestandteil der Verteilernetzentwicklungsplanung soll keine geson\u0002derte Genehmigungserfordernis in das Gesetz aufgenommen werden. Für den Weiterbetrieb \r\ndes Netzes als Gasnetz i.S.d. EnWG ergibt sich nach derzeitigem Stand kein darüber hinaus ge\u0002hender Regelungsbedarf. Ein genereller Weiterbetrieb mit Methan ist kein Bestandteil für die \r\nEntwicklungspläne.\r\nVerteilernetzbetreiber haben gemäß § 16b Abs. 1 EnWG-E bei ihrer Planung auf angemessene \r\nAnnahmen zur Entwicklung der Erdgasproduktion und -einspeisung, der Erdgasnachfrage und \r\n-versorgung – einschließlich Biomethan – abzustellen. Gleichzeitig sieht der Entwurf weiterhin \r\neinen Anschlussvorrang für Biomethanerzeugungsanlagen im gesamten Gasnetz vor. Dies \r\nkann zu ineffizienten Investitionen führen, wenn Einspeisungen in Regionen erfolgen, in denen \r\nweder eine ausreichende Nachfrage noch eine kosteneffiziente Integration in die bestehende \r\nNetzstruktur gegeben ist. Ohne eine gezielte Steuerung drohen hohe volkswirtschaftliche Kos\u0002ten sowie Verzögerungen bei der Transformation hin zu Wasserstoffnetzen. Die Fortführung \r\nSeite 34 von 75\r\nder Vor-Ort-Verstromung muss deshalb weiterentwickelt und gestärkt werden und als wirt\u0002schaftliche Alternative erhalten bleiben.\r\nDaher schlägt der BDEW vor, dass Gasnetzbetreiber geeignete Netzgebiete ausweisen und \r\nveröffentlichen können, in denen die Biomethaneinspeisung und die Gasversorgung wirt\u0002schaftlich betrieben werden kann. Die Kriterien für die Ausweisung sind unter anderem das\r\nvorhandene und perspektivische Biomasse- und Biomethanpotenzial einer Region, die Netz\u0002struktur inkl. bereits bestehender Netzanschlüsse von Biomethanerzeugungsanlagen und die \r\nWirtschaftlichkeit des Netzbetriebs sowie eine Betrachtung der Verbindungen zwischen den \r\nGebieten und in europäische Nachbarländer. Die Rolle Deutschlands als \"Gastransitland\" ist \r\nferner zu berücksichtigen. Die Ausweisung geeigneter Gebiete für Biomethaneinspeisungen in \r\nangemessen einfacher Form, wie zum Beispiel einer Übersichtskarte soll nicht als separater \r\nProzess erfolgen, sondern integraler Bestandteil des Netzentwicklungsplans und der Verteiler\u0002netzentwicklungsplanung sein. \r\nVoraussetzung hierfür ist, dass das gesamte Biomethanpotenzial in Deutschland zunächst er\u0002fasst und Regionen mit hohem Biomethanpotential als solche ausgewiesen wird. Liegt das \r\nNetzgebiet eines Netzbetreibers in einer Region mit hohem Biomethanpotential ist zu prüfen, \r\nob ein Biomethannetzgebiet ausgewiesen werden kann. \r\nEine weitere Voraussetzung für eine mögliche Ausweisung von Biomethannetzgebieten in den \r\nVerteilernetzentwicklungsplänen sowie dem Netzentwicklungsplan Gas/Wasserstoff ist die \r\nAufnahme von Biomethanzielen in die Systementwicklungsstrategie oder eine Strategie zur \r\nkünftigen Nutzung von Methan aus erneuerbaren Quellen. Alternativ ist § 15b Absatz 3 EnWG \r\ndahingehend anzupassen, dass die Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet werden, mindestens \r\nein Szenario auf Grundlage der europäischen Vorgaben sowie neu aufzustellender nationaler \r\nAusbauziele für Biomethan zu entwickeln. Eine Voraussetzung für die Entwicklung von Szena\u0002rien ist, dass zuvor eine Potenzialanalyse der Biomethanregionen vorliegt. \r\nNur durch eine solche Verankerung in den übergeordneten Planungsinstrumenten kann si\u0002chergestellt werden, dass Biomethan in der Netzplanung angemessen berücksichtigt wird und \r\nentsprechende Infrastrukturentwicklungen von den Netzbetreibern frühzeitig angestoßen \r\nwerden.\r\nWürden entsprechende Ausweisungen durch den Gesetzgeber ermöglicht, wäre in der Folge \r\ndessen auch der Regelungsrahmen zum Netzanschluss innerhalb solcher ausgewiesenen Ge\u0002biete sowie eine Übergangsregelung zu gestalten. Der BDEW erarbeitet derzeit einen Vor\u0002schlag dazu.\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 15c Abs. 2 EnWG-E ist folgendermaßen zu ergänzen: \r\nSeite 35 von 75\r\n„Der Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff muss alle wirksamen Maßnahmen zur be\u0002darfsgerechten und effizienten Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau der Netze \r\nenthalten, die spätestens zum Ende der jeweiligen Betrachtungszeiträume im Sinne des \r\n§ 15b Absatz 2 für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Zudem \r\nprüfen die Fernleitungsnetzbetreiber in ausgewiesenen Biomethanregionen, ob ein Bio\u0002methannetzgebiet wirtschaftlich langfristig betrieben werden kann. Die Fernleitungsnetz\u0002betreiber können auf Basis dieser Prüfung Gebiete ausweisen, die perspektivisch auf\u0002grund des regionalen Biomethanpotentials für den langfristigen Netzbetrieb mit Biome\u0002than geeignet sind und deren wirtschaftlicher Betrieb möglich ist. Die mögliche Auswei\u0002sung ist Bestandteil des Netzentwicklungsplans und erfolgt unter Berücksichtigung des \r\nregionalen Biomethanaufkommens, der Netzstruktur sowie Faktoren für einen langfristig \r\nwirtschaftlichen Netzbetrieb.“\r\n§ 16d Abs. 3 Nr. 1 EnWG-E ist folgendermaßen zu ergänzen:\r\n„Verteilernetzentwicklungspläne nach §16b Absatz 2 bis 4 müssen\r\nsich auf angemessene Annahmen bezüglich der Entwicklung der Erdgaserzeugung \r\nund -einspeisung, der Erdgasnachfrage und -versorgung, einschließlich Biomethan, \r\nsowie auf den Verbrauch von Erdgas in allen Sektoren auf der Ebene der Verteilung \r\nim Betrachtungszeitraum nach § 16d Absatz 1 Nummer 1 stützen; hiervon umfasst \r\nist auch, dass der Verteilernetzbetreiber in ausgewiesenen Biomethanregionen \r\nprüft, ob ein Biomethannetzgebiet wirtschaftlich langfristig betrieben werden \r\nkann. Der Netzbetreiber kann auf Basis dieser Prüfung Gebiete ausweisen, die per\u0002spektivisch aufgrund des regionalen Biomethanpotentials für den langfristigen \r\nNetzbetrieb mit Biomethan geeignet sind und deren wirtschaftlicher Betrieb mög\u0002lich ist. Eine Ausweisung ist Bestandteil des Verteilernetzentwicklungsplans und er\u0002folgt unter Berücksichtigung des regionalen Biomethanaufkommens, der Netz\u0002struktur sowie Faktoren für einen langfristigen wirtschaftlichen Netzbetrieb.“\r\n4.3 Zu § 17 Abs. 1a und 1b - Anschlussvorrang von Biomethan und Biogaskostenwälzung\r\nNeben dem im Gesetzentwurf geregelten Netzanschlussvorrang sind auch Fragen der Kosten\u0002tragung, des wirtschaftlichen Netzbetriebs und die Verfügbarkeit von wesentlicher Bedeu\u0002tung.\r\nZwar sieht die neue Übergangsregelung in § 118 Abs. 4 EnWG bis zum 31. Dezember \r\n2026 eine vorübergehende Lösung für bis dahin eingehende Netzanschlussbegehren vor. Je\u0002doch bleiben die Aufnahme und Ausgestaltung einer etwaigen Nachfolgeregelung für Biome\u0002thanerzeugungsanlagen offen. In dem vorliegenden Gesetzentwurf greift die Bundesregierung \r\ndiese Fragestellungen nicht auf.\r\nSeite 36 von 75\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, dass die Kostenaufteilung zwischen Anlagenbetreiber und \r\nNetzbetreiber flexibilisiert, weiterentwickelt und unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten \r\nmöglichst fair und verursachungsgerecht ausgestaltet wird. Damit eine kosteneffiziente und \r\nvolkswirtschaftlich sinnvolle Integration von Biomethananlagen im Energiesystem gelingen \r\nkann, hat der BDEW auch einen methodischen Ansatz zur Bestimmung eines Schwellenwertes \r\nentwickelt. Insbesondere bei kleinen Biogasanlagen soll dieser den Zusammenschluss über \r\nRohbiogasleitungen anreizen. Dem liegt die Annahme zu Grunde, dass auf Grund von Skalen\u0002effekten der Anschluss von kleinen Biogasanlagen an das Gasnetz wirtschaftlich ineffizienter \r\nist als bei größeren Anlagen. Nur in solchen Fällen, in denen für die Verteilernetzbetreiber der \r\nwirtschaftliche Betrieb eines Netzes mit Biomethan möglich ist, sollten Neuanschlüsse dort \r\nmöglich sein.\r\nDer BDEW spricht sich zudem dafür aus, dass die verursachungsgerechten Anschlusskosten \r\nvon Biomethananlagen in solchen Biomethannetzgebieten mit wirtschaftlichem Gasnetzbe\u0002trieb, sofern sie aus einem gesamtwirtschaftlich effizienten Netzanschluss resultieren, weiter\u0002hin über eine Umlage auf alle Gaskunden gewälzt werden können. Die Dekarbonisierung der \r\nGasnetze und des Energiesystems liegt im gesamtgesellschaftlichen Interesse und sollte daher \r\nnicht Gaskunden in Netzgebieten mit hohem Biomethanpotential über Gebühr belasten. Bis\u0002her sieht der Gesetzesentwurf dies in dem neuen Absatz 1b allerdings nur für Anlagen vor, bei \r\ndenen die Vorschusszahlung des Anschlussnehmers nach § 33 Abs. 5 Satz 1 GasNZV (in der bis \r\nzum Ablauf des 31. Dezember 2025 geltenden Fassung) bis zum Ablauf des 31. Dezember \r\n2026 eingeht. Diese Regelung ist zwar, vor allem auch in Hinblick auf die für Bestandsanlagen \r\nbisher entstandenen und für alle bis dahin noch entstehenden Kosten grundsätzlich zu begrü\u0002ßen, greift aber aus Sicht des BDEW mit Blick auf eine möglichst verursachungsgerechte Kos\u0002tenverteilung des zukünftigen Anschlusses von Biomethananlagen zu kurz. \r\nHinreichende Unsicherheit entsteht deshalb bereits jetzt im Hinblick auf den Umgang mit et\u0002waigen Kosten, die für Anschlussbegehren von Neuanlagen realisiert werden müssten, für \r\nwelche die Vorschusszahlung nicht bis zum Ablauf des 31. Dezember 2026 eingeht.\r\n➢ Kosten für den Netzanschluss von Biomethananlagen\r\nIn Absatz 1b sollte deutlich gemacht werden, welche Kosten umfasst sein sollen. Der Verweis \r\nauf § 33 Abs. 2 GasNZV ist nicht hilfreich, da diese Vorschrift nichts zu den in den Netzan\u0002schluss fallenden Kosten sagt, sondern den Begriff des Netzanschlusses selbst verwendet und \r\ndamit voraussetzt. § 33 Abs. 2 GasNZV definiert stattdessen die Mindestverfügbarkeit und legt \r\nfest, dass Netzbetreiber die Kosten zur Darstellung der Mindestverfügbarkeit zu tragen ha\u0002ben. Der Netzanschluss ist vielmehr in § 32 Nr. 2 GasNZV definiert. Neben den Kosten des \r\nNetzanschlusses müssen die Kosten für die Konditionierung des Gases nach § 36 Abs. 3 Gas\u0002NZV sowie für die Odorierung nach § 36 Abs. 4 GasNZV einbezogen werden. Auch die Kosten \r\nSeite 37 von 75\r\nfür vermiedene Netzentgelte, § 20a GasNEV sowie die Kosten für den erweiterten Bilanzaus\u0002gleich nach § 20b GasNEV müssen einbezogen werden. Zielführend wäre daher eine Anknüp\u0002fung an § 20b GasNEV, da dort alle relevanten Kosten aufgelistet sind.\r\nZudem sollten auch Kosten für kapazitätserhöhende Maßnahmen weiterhin umgelegt werden \r\ndürfen. Auch diese sind in § 20b GasNEV aufgelistet (Verweis auf § 33 Abs. 10 i.V.m. § 34 \r\nAbs. 2 GasNZV). Der Einbeziehung dieser steht auch das Europarecht nicht entgegen. Auch \r\nwenn Art. 20 Abs. 2 Satz 3 und Art. 36 Abs. 2 Satz 3 GasVO Möglichkeiten vorsehen, bei Kapa\u0002zitätsengpässen den Netznutzern aus Gründen der wirtschaftlichen Effizienz nur bedingte Ka\u0002pazitätsprodukte anzubieten, kann es noch immer auch dazu kommen, dass Netzbetreiber ka\u0002pazitätserweiternde Maßnahmen durchführen müssen, etwa wenn das Angebot bedingter Ka\u0002pazitäten beispielsweise ein „unangemessenes Markthindernis“ darstellen würde, worüber \r\ndie nationalen Regulierungsbehörden zu wachen haben (vgl. Tz. 1 lit. c) der BNetzA-Festle\u0002gung ZuBio, BK7-24-010). Hierfür anfallende Kosten sollten auch nach Außerkrafttreten \r\nder GasNEV weiterhin wälzbar sein.\r\nInsgesamt muss beim Biomethan stärker auf Effizienz und Kostengerechtigkeit geachtet wer\u0002den, um den volkswirtschaftlichen Konsens im Sinne der Energiewende und eines ausgewoge\u0002nen Energiemixes nicht zu gefährden. Der wirtschaftliche Betrieb eines entsprechenden Bio\u0002methannetzes muss dabei jederzeit sichergestellt sein.\r\n5 Duldungspflichten und Kostentragung\r\n5.1 Zu § 48b - Duldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb genommene Erdgasleitungen \r\nund Einrichtungen \r\nDie Aufnahme der Duldungspflicht von dauerhaft außer Betrieb genommenen Gasleitungen \r\nund Einrichtungen auf öffentlichen und privaten Wegen ist aus Sicht des BDEW zwingend. \r\nRückbau ist – wie auch in der Gesetzesbegründung auf S. 268 ff. angeführt – in den meisten \r\nFällen technisch nicht notwendig, ebenso wenig wie andere aufwändige Instandhaltungsmaß\u0002nahmen. Rückbau ist mit erheblichen Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden und insbe\u0002sondere aufgrund der hohen Kosten und niedrigen Verfügbarkeiten von Tiefbauarbeiten und \r\nder hohen Anzahl an Baumaßnahmen im öffentlichen Bereich volkswirtschaftlich nicht sinn\u0002voll. \r\n§ 48b EnWG-E bedarf jedoch noch einiger Anpassungen, damit die positiven Effekte der Dul\u0002dungspflicht den Regelungszweck vollumfänglich erreicht werden können:\r\nSeite 38 von 75\r\n➢ Zu Absatz 1\r\nEs ist nicht sachgerecht, dass die Duldungspflicht nur auf solche stillgelegten Leitungen an\u0002wendbar sein soll, die aufgrund von Netzentwicklungsplänen nach §§ 15a bis e EnWG-E oder \r\nden Verteilernetzentwicklungsplänen nach den §§ 16b bis e EnWG-E dauerhaft außer Betrieb \r\ngenommen, also stillgelegt wurden. Hierdurch werden in der Praxis relevante Fallgestaltun\u0002gen nicht erfasst und eine sachlich nicht zu rechtfertigende Ungleichbehandlung vorgenom\u0002men. Diese Regelungslücken sind zu schließen.\r\nSo wären nach dem Gesetzesvorschlag von der Duldungspflicht nicht erfasst Außerbetriebnah\u0002men von Hausanschlüssen, Leitungen bzw. von Leitungsteilen, die bereits heute erfolgen, weil \r\nAnschlussnehmer zunehmend auf andere Versorgungsoptionen umsteigen, u.a. auch wegen \r\nder Vorgaben des noch geltenden § 71 GEG oder diverser Fördermaßnahmen. Die Duldungs\u0002pflicht greift auch nicht im Fall der Kündigung durch den Anschlussnehmer, wenn zwar bereits \r\nein Netzentwicklungsplan vorliegt, der spezifische Anschluss aber noch nicht zur Stilllegung \r\nvorgesehen ist. Hinzu kommt, dass auch zukünftig nicht alle dauerhaft außer Betrieb zu neh\u0002menden Leitungen im Netzentwicklungsplan nach § 15b EnWG-E enthalten sein werden. \r\nTrotzdem sollten diese Leitungen von der Duldungspflicht erfasst werden. Anderenfalls wären\r\ndie von den Netzbetreibern und den Netznutzern zu tragenden Kosten und die weiteren Aus\u0002wirkungen der Baumaßnahmen, volkswirtschaftlich nicht vertretbar.\r\n› BDEW-Forderung\r\nUm hier eine sachlich nicht zu rechtfertigende Ungleichbehandlung zu vermeiden, sollte die \r\nDuldungspflicht auch auf solche Leitungen und Leitungsteile erstreckt werden, die bereits \r\njetzt außer Betrieb genommen wurden und werden. Sofern es hier verfassungsrechtlichen \r\nVorbehalte gibt, sollte die Duldungspflicht jedenfalls ab Inkrafttreten der EnWG-Neurege\u0002lung gelten. \r\nWichtig ist darüber hinaus, dass die vorgesehenen Ausnahmen nach § 48b EnWG-E restriktiv \r\nausgelegt werden. Die Ausnahmetatbestände in § 48b Abs. 1 Nr. 1 und 2 EnWG-E sollten je\u0002denfalls auf öffentlichen Wegen und Grundstücken einen Rückbau der Gasversorgungsleitun\u0002gen und Gasnetzinfrastrukturen nur dann erforderlich machen, wenn sie eine Gefahr für Leib \r\noder Leben darstellen oder dies zur Vermeidung von Umweltschäden erforderlich wird.\r\n§ 48b EnWG-E muss eine Abwägung und Berücksichtigung der Interessen der Grundstücksei\u0002gentümer mit denen der Öffentlichkeit und der Netzbetreiber beinhalten, und am Ende auch \r\nder verbleibenden Netznutzer, die den Rückbau über die Netzentgelte bezahlen müssen. \r\nDiese Interessenabwägung geht aber zulasten der Öffentlichkeit, der Netzbetreiber und Netz\u0002nutzer, wenn nach § 48b Abs. 1 Nr. 2 EnWG-E bei jeder Tiefbaumaßnahme eine stillgelegte \r\nGasleitung aus dem Boden zu entfernen ist, obwohl sie bei den Bauarbeiten und der Nutzung \r\nSeite 39 von 75\r\nder Straße nicht stört. Dann erzeugt der nach § 48b Abs. 1 Nr. 2 EnWG-E erforderliche Rück\u0002bau der Leitung einen Arbeits- und Kostenaufwand für die Allgemeinheit, der nicht erforder\u0002lich ist. \r\nAußerdem ist § 48b Abs. 1 Nr. 2 EnWG-E dahingehend anzupassen, dass die Duldungspflicht \r\nnach Absatz 1 erst dann nicht mehr greift, wenn ohnehin umfangreiche Erdarbeiten stattfin\u0002den und eine künftige Nutzung der betroffenen Leitung mit hinreichender Wahrscheinlichkeit \r\nausgeschlossen werden kann. Anderenfalls würde es in Städten, in denen viele Tiefbaumaß\u0002nahmen stattfinden, zu einer Aushöhlung der Duldungspflicht kommen. Im Regierungsentwurf \r\nwird dies sprachlich nicht hinreichend deutlich. \r\nDie Klarstellung, dass entgegenstehende vertragliche Regelungen unwirksam sind, sollte am \r\nEnde des ersten Absatzes verortet werden. Dadurch wird klargestellt, dass auch die Ausnah\u0002men nach Ziff. 1 bis 2 davon erfasst sind. \r\nFerner ist darauf hinzuweisen, dass der in § 48b EnWG-E verwendete Begriff der „dauerhaften \r\nAußerbetriebnahme“ nicht mit den technischen Vorgaben des DVGW wörtlich übereinstimmt; \r\nin dem Regelwerk wird zwischen „Stilllegung“ und „Außerbetriebnahme“ einer Leitung unter\u0002schieden, wobei die Außerbetriebnahme gerade nicht dauerhaft ist. Dies darf in der Praxis \r\nnicht zu Unklarheiten führen. Eine einheitliche Verwendung im EnWG und DVGW-Regelwerk \r\nist sicherzustellen. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 48b Abs. 1 EnWG-E ist wie folgt anzupassen: \r\n„(1) Der Eigentümer sowie der sonstige Nutzungsberechtigte eines Grundstücks \r\nmuss den Verbleib von Fernleitungen sowie von Leitungen, die der Verteilung von Gas\r\ndienen, auf diesem Grundstück auch nach einer dauerhaften Außerbetriebnahme dieser \r\nLeitungen für die Zwecke des Transports oder der Verteilung von Gas unentgeltlich dul\u0002den, wenn diese Außerbetriebnahme infolge der Umsetzung eines bestätigten Netzent\u0002wicklungsplans Gas und Wasserstoff nach den §§ 15a bis 15e oder eines bestätigten \r\nVerteilernetzentwicklungsplanes nach den §§ 16b bis e nach dem … [einsetzen: Datum \r\ndes Inkrafttretens nach Artikel 11] erfolgt. Eine entgegenstehende vertragliche Rege\u0002lung ist insoweit unwirksam. Satz 1 und Satz 2 sind nicht anzuwenden,\r\n1. soweit der Rückbau wegen Gefahr für Leib oder Leben oder zur Vermeidung von \r\nUmweltschäden erforderlich ist anderweitige öffentliche Interessen oder private In\u0002teressen in Bezug auf das betroffene Grundstück überwiegen, oder\r\n2. wenn eine künftige Nutzung der Leitungen mit hinreichender Wahrscheinlichkeit \r\nausgeschlossen werden kann und wenn an der betroffenen Stelle ohnehin \r\nSeite 40 von 75\r\numfangreiche Erdarbeiten stattfinden, bei denen die Leitung ohne erheblichen Auf\u0002wand entfernt werden kann und eine künftige Nutzung der Leitungen mit hinrei\u0002chender Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden kann. oder\r\nEine entgegenstehende vertragliche Regelung ist insoweit unwirksam.“\r\nZu § 48b Abs. 1 Nr. 2 muss die Formulierung, die für Bundes(wasser-)straßen in die Gesetzes\u0002begründung eingefügt wurde, auch für andere öffentliche Wege gelten. Nach der Gesetzesbe\u0002gründung ist die Leitung zu entfernen, wenn gegen ihren Verbleib technische Bedenken beste\u0002hen und der Netzbetreiber die geforderten Maßnahmen zur Sicherung der Anlagen nicht un\u0002verzüglich durchführt. \r\n➢ Informationspflicht gegenüber Eigentümern \r\nDer BDEW begrüßt, dass die Informationspflicht nur noch gegenüber betroffenen Eigentü\u0002mern gilt und sonstige Nutzungsberechtigte wiederum vom Eigentümer zu informieren sind. \r\nGleichwohl löst die vorgesehene Identifizierung und Information der Grundstückseigentümer \r\neinen hohen Aufwand beim Netzbetreiber aus (insbesondere Einsicht des Grundbuchs). \r\nVor diesem Hintergrund wird angeregt, nicht zwingend den be\u0002troffenen Grundstückseigentümer individuell informieren zu \r\nmüssen, sondern eine Information beispielsweise mittels einer \r\nöffentlichen Bekanntmachung vornehmen zu können. \r\n➢ Haftungsfreistellung \r\nDie in § 48b Abs. 4 EnWG-E vorgesehene Haftungsfreistellung des Grundstückseigentümers ist \r\ngrundsätzlich berechtigt, um die Duldungspflicht verfassungsrechtlich auszugleichen und un\u0002zumutbare Haftungsrisiken zu vermeiden. Vorgesehen ist jedoch, dass der Eigentümer einer \r\ndauerhaft stillgelegten Leitung den Eigentümer oder sonstigen Nutzungsberechtigten eines \r\nGrundstücks von jeglicher Haftung für durch die Leitung verursachten Sach-, Personen- oder \r\nVermögensschäden freizustellen hat. Eine Ausnahme gilt nur bei vorsätzlichem Handeln des \r\nGrundstückseigentümers. Damit trägt der Leitungsinhaber sämtliche Risiken für mögliche \r\nSchäden, die von einer dauerhaft stillgelegten Leitung ausgehen, unabhängig davon, ob er auf \r\nderen Zustand oder Gefahrenlage noch tatsächlichen Einfluss hat. Dies gilt auch für grobe \r\nFahrlässigkeit. Grobe Fahrlässigkeit beschreibt ein Verhalten, bei dem die im Verkehr erforder\u0002liche Sorgfalt in besonders schwerem Maße verletzt wird. Wenn der Grundstückseigentümer \r\netwa trotz Kenntnis der Leitung im Boden oder ohne Einholung einer Leitungsauskunft, die \r\nauch für Privatgrundstücke erforderlich ist, mit schwerem Gerät arbeitet und dadurch eine Be\u0002schädigung verursacht, liegt in der Regel grobe Fahrlässigkeit vor. In solchen Fällen ist es nicht \r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 41 von 75\r\nsachgerecht, dass der Leitungsbetreiber den Schaden trägt, obwohl der Grundstückseigentü\u0002mer oder die Nutzungsberechtigten gravierend sorgfaltswidrig gehandelt hat. \r\nEine Haftungsfreistellung nur bei Vorsatz würde eine unbillige Lastenverteilung zulasten der \r\nNetzbetreiber schaffen und Fehlanreize setzen. Eine derartige Regelung würde das Risiko von \r\nSchäden an der Infrastruktur erhöhen und Gefährdungen von Menschen und Umwelt nicht \r\nausreichend entgegenwirken. Eine Haftungsfreistellung, die nur Vorsatz ausnimmt, weicht au\u0002ßerdem stark vom bewährten Standard des deutschen Haftungsrechts ab, das regelmäßig \r\ngrobe Fahrlässigkeit dem Vorsatz weitgehend gleichstellt. Zumal kann die Abgrenzung zwi\u0002schen Vorsatz und grober Fahrlässigkeit oft sehr schwierig sein. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 48b Abs. 4 EnWG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n„(4) Soweit durch die in den Konstellationen des Absatzes 1 genannten Leitungen dem \r\nEigentümer oder sonstigen Nutzungsberechtigten eines Grundstücks Sach-, Personen\u0002und Vermögensschäden entstehen, wird dieser von diesen Schäden freigestellt. Dies gilt \r\nnicht, wenn die Schäden durch vorsätzliches Handeln oder grobe Fahrlässigkeit des Ei\u0002gentümers oder sonstigen Nutzungsberechtigten eines Grundstücks entstehen.”\r\n➢ Zu Absatz 6\r\nDer im Regierungsentwurf neu aufgenommene Absatz 6 führt in der Praxis zu zahlreichen Fol\u0002gefragen und ist daher zu streichen. Zum einen bedarf es keiner Regelung, dass der Betreiber \r\neiner dauerhaft außer Betrieb genommenen Leitung (inkl. dazugehöriger Einrichtungen) die \r\npersonelle, technische und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit besitzen \r\nmuss, um den sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb und die Instandhaltung für die außer \r\nBetrieb genommene Leitung zu gewährleisten. Diese Grundsatzpflichten ergeben sich bereits \r\naus § 4 EnWG. Eine ergänzende Sonderregelung in § 48b EnWG-E verursacht unnötig Rechts\u0002unsicherheit bezüglich des zusätzlichen Bedeutungsgehaltes. \r\nHieraus folgen neben unnötigen bürokratischen Anforderungen außerdem weitere ungeklärte \r\nRechts- und Kostenfolgen. Dies geht mit Risiken für die Bildung weiterer Rückstellungen für \r\ndie Gasnetzbetreiber einher und kann zu Auslegungsschwierigkeiten durch die Wirtschaftsprü\u0002fer führen. Kostensteigerungen bei den Gasnetzentgelten können die Folge sein. \r\nDie Regierungsparteien haben sich im Koalitionsvertrag im Sinne guter Gesetzgebung verein\u0002bart, keine Regelungen zu erlassen, die nicht gemacht werden müssen (Koalitionsvertrag zwi\u0002schen CDU, CSU und SPD für die 21. Legislaturperiode „Verantwortung für Deutschland“,\r\nSeite 42 von 75\r\nRz. 1866ff.). Die hier vorgeschlagene Regelung entspricht nicht den Maßstäben, die sich die \r\nBundesregierung selbst gesetzt hat.\r\n➢ Evaluierungsklausel \r\nDie in § 48b Abs. 7 EnWG-E enthaltene Evaluierung der Duldungspflicht führt zu Rechtsunsi\u0002cherheit. Die im Regierungsentwurf vorgeschlagene Formulierung kann so verstanden wer\u0002den, dass das Ergebnis der Evaluierung auch sein kann, dass vor dem Jahr 2037 stillgelegte Lei\u0002tungen, die bisher von der Duldungspflicht erfasst waren, nun nicht mehr geduldet, sondern \r\nzurückgebaut werden müssen. Dies führt zu Planungsunsicherheit bei den betroffenen Netz\u0002betreibern. Außerdem besteht die Gefahr, dass trotz einer Duldungspflicht Rückstellungen für \r\nRückbaukosten gebildet werden müssen für den Fall, dass bereits stillgelegte Leitungen ab \r\n2037 nicht mehr im Boden verbleiben dürfen. \r\nDie vorgenommenen Ergänzungen in der Gesetzesbegründung begrüßt der BDEW; sie beseiti\u0002gen die genannten Rechtsunsicherheiten aber nicht ausreichend. \r\n› BDEW-Forderung\r\nAbsatz 7 ist im Sinne der Planungs- und Rechtssicherheit zu streichen. \r\nAuch rechtlich besteht bereits kein Erfordernis für eine Evaluierungsklausel. Bei der Duldungs\u0002pflicht nach § 48b EnWG-E handelt es sich nicht um eine Experimentierklausel, ein neuartiges \r\nSteuerungsinstrument oder um eine Regelung mit unklaren oder spekulativen Wirkungen. Die \r\nRegelung basiert auf bekannten technischen Sachverhalten und erfasst etablierte Infrastruk\u0002turbereiche. Der Gesetzgeber kann bereits jetzt eine vollumfängliche Interessenabwägung \r\nvornehmen.\r\nEine Evaluation muss auch nicht zwingend im Gesetz verankert werden; eine Anpassung der \r\nDuldungspflicht aufgrund einer durchgeführten wissenschaftlichen Evaluation ist auch ohne \r\ndie Evaluierungsklausel möglich. \r\n› BDEW-Forderung\r\nSollte weiterhin ein Erfordernis für eine Evaluierungsklausel im § 48b EnWG-E gesehen \r\nwerden, ist Absatz 7 hilfsweise wie folgt anzupassen: \r\n„(7) Die Auswirkungen der Duldungspflicht und die Anwendung der Bestimmungen nach \r\nden Absätzen 1 bis 6 werden vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auf wis\u0002senschaftlicher Grundlage bis zum Ablauf des 31. Dezember 2036 im Benehmen mit dem \r\nBundesministerium für Verkehr unter Berücksichtigung neuester Erkenntnisse der Wis\u0002senschaft und des Standes von Wissenschaft und Technik evaluiert. Dabei sind insbeson\u0002dere die Angemessenheit und Zumutbarkeit hinsichtlich möglicher Auswirkungen und \r\nSeite 43 von 75\r\nwesentlicher Behinderungen dauerhaft außer Betrieb genommener Leitungen sowie hin\u0002sichtlich möglicher künftiger Nutzungen der noch vorhandenen dauerhaft außer Betrieb \r\ngenommenen Leitungen zu untersuchen. Das Bundesministerium für Wirtschaft und \r\nEnergie veröffentlicht das Ergebnis der Evaluierung unverzüglich.“ \r\nDie Ergänzung dient der Klarstellung, dass die Evaluierung keine Rückwirkung entfaltet. Be\u0002reits nach § 48b Abs. 1 EnWG-E dauerhaft außer Betrieb genommene Leitungen und darauf \r\nberuhende Dispositionen der Netzbetreiber bleiben von etwaigen späteren Änderungen unbe\u0002rührt. Dies ist zur Wahrung von Planungssicherheit und Vertrauensschutz erforderlich und ver\u0002meidet nachträgliche Eingriffe in abgeschlossene Stilllegungsentscheidungen. \r\nZusätzlich ist in diesem Fall die Gesetzesbegründung zu § 48b Abs. 7 EnWG-E wie folgt zu er\u0002gänzen. \r\n„Sofern keine signifikante Veränderung der Interessenslage der Beteiligten eingetreten \r\nist oder eine erhebliche Störung des Gasinfrastrukturbestandes festgestellt wurde, wird \r\ndie Duldungspflicht fortgeführt.“\r\n➢ Folgeänderung bei Anpassung der Evaluierungsklausel: Leitungen nicht wesentliche \r\nBestandteile eines Grundstücks \r\nSoweit die Evaluierungsklausel nach § 48b Abs. 7 EnWG-E gestrichen oder eingeschränkt wird, \r\nbedarf es einer Klarstellung in Bezug auf die Anwendbarkeit des § 94 BGB. Sobald eine dauer\u0002hafte Duldungspflicht gilt, ist kein vorübergehender Zweck der Nutzung des Eigentums mehr \r\ngegeben i.S.d. § 95 BGB. Dadurch sollte der Netzbetreiber das Eigentum aber nicht unmittel\u0002bar verlieren. \r\nEntsprechend ist zu regeln, dass Leitungen, die aufgrund § 48b EnWG-E dauerhaft im Boden \r\nverbleiben, nicht als wesentliche Bestandteile eines Grundstücks gem. § 94 Abs. 1 BGB gelten. \r\n5.2 Zu § 18 Abs. 1 Satz 4 – Kosten für die Außerbetriebsetzung von Gasnetzanschlüssen\r\nMit der neu in den Regierungsentwurf eingefügten Regelung sollen die Kosten für eine vorläu\u0002fige oder dauerhafte Außerbetriebnahme von Netzanschlüssen im Niederdruck de facto vom \r\nGasnetzbetreiber getragen werden und dürfen nicht auf den Anschlussnehmer gewälzt wer\u0002den. \r\nDer BDEW plädiert weiterhin dafür, die mit der Abtrennung des Netzanschlusses verbundenen \r\nKosten individuell dem Anschlussnehmer zuzuordnen, insbesondere auch um eine zusätzliche \r\nerhebliche Belastung der Gasnetzentgelte für die verbleibenden Gaskunden zu vermeiden. \r\nDarüber hinaus entspricht eine Kostenerstattung durch den Anschlussnehmer der im Energie\u0002recht angelegten Logik der verursachungsgerechten Kostenzuordnung.\r\nSeite 44 von 75\r\nNach § 9 Abs. 1 NDAV kann der Netzbetreiber gegenüber dem Anschlussnehmer einen Kos\u0002tenerstattungsanspruch für die erstmalige Herstellung des Netzanschlusses geltend machen \r\noder wenn Veränderungen am Hausanschluss durch den Anschlussnehmer zur weiteren Nut\u0002zung des Anschlusses veranlasst werden. Hintergrund der Regelung ist, dass die individuell \r\nentstehenden Kosten im Zusammenhang mit dem Netzanschluss dem Anschlussnehmer ver\u0002ursachungsgerecht zugeordnet werden und nicht auf die Gesamtheit der Gaskunden über die \r\nNetzentgelte umgelegt werden. Dieser Grundsatz der verursachergerechten Kostenzuordnung \r\ngilt letztendlich nicht nur für die Aufnahme der Gasversorgung, sondern auch für die Einstel\u0002lung der Gasversorgung und die Abtrennung und ggf. erforderlichen Rückbau des Netzan\u0002schlusses. \r\nAuch der Bundesrat hatte anlässlich seiner Empfehlung zum Gesetz zur Änderung des Energie\u0002wirtschaftsrechts (Drucksache 383/1/25, Ziff. 28. S.24) angeregt, eine angemessene Entgeltre\u0002gelung im Zusammenhang mit der Stilllegung des Gasnetzanschlusses in § 9 Abs. 3 NDAV auf\u0002zunehmen.\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 18 Abs. 1 Satz 4 EnWG-E ist wie folgt zu ändern:\r\n„Der Betreiber eines Gasversorgungsnetzes ist nicht berechtigt, von einem Anschluss\u0002nehmer, der an das Gasversorgungsnetz im Niederdruck angeschlossen ist, eine Erstat\u0002tung von Kosten für Maßnahmen für eine vorläufige oder dauerhafte Außerbetrieb\u0002nahme des Netzanschlusses zu verlangen.“\r\nHilfsweise: Gesetzliche Regelung zur Duldung von inaktiven Netzanschlüssen ist erforderlich \r\nSoweit die im Regierungsentwurf enthaltene Kostenzuordnung beibehalten wird, bedarf es \r\nzwingend einer gesetzlichen Pflicht zur Duldung von inaktiven bzw. vorläufig außer Betrieb ge\u0002nommenen Netzanschlüssen für den Fall, dass der Anschlussnehmer den Netzanschlussver\u0002trag infolge einer Umstellung des Energieträgers kündigt. \r\nLaut Gesetzesbegründung zu § 18 Abs. 1 Satz 4 EnWG-E soll der Betreiber eines Gasnetzes \r\nkosteneffizient vorgehen, indem beispielsweise zunächst einzelne vorläufige Außerbetrieb\u0002nahmen erfolgen und erst anschließend eine dauerhafte Außerbetriebnahme, also Stilllegung \r\neines Straßenzugs. Eine vorläufige Außerbetriebnahme des Gasnetzanschlusses setzt aller\u0002dings voraus, dass der Anschlussnehmer verpflichtet ist, die vorläufige Außerbetriebnahme zu \r\ndulden und keinen Anspruch auf eine dauerhafte Außerbetriebnahme bzw. endgültige Stillle\u0002gung geltend machen kann. Dies ist aber im EnWG bisher nicht vorgesehen. \r\nSeite 45 von 75\r\nDer BDEW weist deshalb daraufhin, dass ohne eine entsprechende gesetzliche Duldungspflicht \r\neine vorläufige Außerbetriebnahme des Netzanschlusses ohne Zustimmung des Anschlussneh\u0002mers rechtlich nicht durchsetzbar wäre. \r\nIm Gegensatz zu einem dauerhaft außer Betrieb genommenen Netzanschluss ist ein vorläufig \r\naußer Betrieb genommener Netzanschluss (sog. inaktiver Netzanschluss) ein betriebsbereiter \r\nNetzanschluss, der zur Entnahme von Gas nicht genutzt wird und jederzeit wieder in Betrieb \r\ngenommen werden kann. Bei einer vorläufigen Außerbetriebnahme des Netzanschlusses er\u0002folgt keine physische Abtrennung vom vorgelagerten Gasnetz und dementsprechend gelten \r\nfür einen inaktiven Netzanschluss die gleichen technischen Sicherheitsanforderung wie für ak\u0002tive Netzanschlüsse nach den einschlägigen Regelwerken (insb. DVGW-Arbeitsblatt 459-1), die \r\nder Netzbetreiber im Rahmen seiner Verkehrssicherungspflichten als verantwortlicher Anla\u0002genbetreiber gemäß § 49 Abs. 1 und Abs.2 Satz 1 Nr. 2 EnWG zu erfüllen hat. \r\nDeshalb ist es erforderlich, dass auch nach Kündigung des Netzanschlussvertrages die Rechte \r\nund Pflichten aus der NDAV weiterhin für das Netzanschluss- und Anschlussnutzungsverhältnis \r\nin Form eines gesetzlichen Schuldverhältnisses bis zur endgültigen Stilllegung gelten. Ansons\u0002ten wäre der Netzbetreiber überhaupt nicht in der Lage, seine Verkehrssicherungspflichten \r\nauf dem fremden Grundstück erfüllen zu können. Umgekehrt stehen dem Anschlussnehmer \r\nnur dann Haftungsansprüche im Falle von Störungen nach § 18 NDAV zu. \r\nUm die Kenntnis über den vorhandenen inaktiven Gasnetzanschluss zu gewährleisten, ist es \r\nerforderlich, dass der Grundstückseigentümer im Falle eines Grundstücksverkaufs verpflichtet \r\nwird, den Grundstückserwerber über den vorhandenen Gasanschluss zu informieren. Weiter\u0002hin ist der Netzbetreiber vom bisherigen Anschlussnehmer über den Eigentümerwechsel zu \r\ninformieren. Dies kann durch entsprechende Verweisungen auf § 2 Abs. 4, Abs. 5 NDAV erfol\u0002gen, wonach sich ergibt, dass auch der neue Grundstückseigentümer nach der NDAV berech\u0002tigt und verpflichtet ist und vom Netzbetreiber nach Kenntnis über den Eigentümerwechsel \r\nhierüber informiert wird. Dies dient letztlich auch dem Sicherheitsinteresse der Grundstücks\u0002eigentümer, die darüber informiert sein müssen, dass sich auf dem Grundstück noch eine be\u0002triebsbereite Gasnetzanschlussleitung befindet, für die der Gasnetzbetreiber zuständig und \r\nverantwortlich ist.\r\n› BDEW-Forderung\r\nNach § 18 Abs. 1 Satz 4 EnWG-E sind folgende Sätze 5-11 zu ergänzen:\r\n„Im Falle einer Kündigung des Netzanschlussverhältnisses durch den Anschlussnehmer \r\nist der Netzbetreiber berechtigt, den Gasnetzanschluss vorläufig außer Betrieb zu neh\u0002men (inaktiver Netzanschluss), bis eine dauerhafte Außerbetriebnahme des Verteilnet\u0002zes gemäß § 17k Abs. 1 EnWG erfolgt. Für den inaktiven Netzanschluss gelten die \r\nSeite 46 von 75\r\nRechte und Pflichten nach der Niederdruckanschlussverordnung zwischen Netzbetrei\u0002ber und Grundstückseigentümer bis zur endgültigen Abtrennung des Netzanschlusses \r\nfort. Im Falle eines Grundstücksverkaufs gilt § 2 Abs. 4 und Abs. 5 Niederdruckan\u0002schlussverordnung entsprechend. Insbesondere ist der Eigentumsübergang und der \r\nneue Grundstückseigentümer sind dem Netzbetreiber vom bisherigen Grundstücksei\u0002gentümer in Textform mitzuteilen. Der bisherige Grundstückeigentümer hat den neuen \r\nGrundstückseigentümer über den vorhandenen inaktiven Netzanschluss zu informie\u0002ren. Sofern der Anschlussnehmer eine sofortige dauerhafte Außerbetriebnahme ver\u0002langt, hat er die damit verbundenen Kosten zu tragen“\r\n6 Wasserstoffmarkt und Wasserstoffinfrastrukturen\r\n6.1 Zu § 1b – Grundsätze des Gas- und des Wasserstoffmarktes\r\nDer Fokus auf der marktbasierten Preisbildung ist grundsätzlich positiv zu bewerten, da sich \r\nder Gesetzgeber damit an die marktwirtschaftlichen Prinzipien hält. \r\nDiesen Prinzipien folgend wird sich auch die Kundenausrichtung an den marktlichen Entwick\u0002lung orientieren. Der Kunde wird stets die energie- und kosteneffizientere Option wählen. \r\nDementsprechend ist die Regelung in Absatz 3 aus Sicht des BDEW entbehrlich. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 1b Abs. 3 EnWG-E sollte gestrichen werden. \r\n6.2 Zu § 19 Abs. 2a, 3 EnWG-E - Technische Vorschriften\r\nBetreiber von Wasserstoffversorgungsnetzen müssen technische Mindestanforderungen für \r\nden Anschluss und Betrieb von Speicheranlagen festlegen, veröffentlichen und konsultieren. \r\nErdgas kann nach Flutung und anschließender Erstbefüllung mit Wasserstoff in der umgestell\u0002ten Kaverne verbleiben und die Wasserstoffqualität in relevanter Größenordnung verringern. \r\nFür die zu erwarteten, großen Volumenströme kann dieses eingebrachte Erdgas durch mit am \r\nMarkt verfügbaren und an den Speicherstandorten genehmigungsfähigen Reinigungsanlagen \r\nnoch nicht separiert werden. Für andere Speichertypen (u.a. Porenspeicher) ist dies sogar \r\nnoch kritischer zu betrachten. Dies kann realistisch nicht vermieden werden und führt zu zu\u0002sätzlichen Methaneinträgen bei der Ausspeicherung in das Netz. Daher ist sicherzustellen, \r\ndass in der Diskussion um Wasserstoffreinheit die technischen Anforderungen beim Anschluss \r\nvon Speicheranlagen an das Wasserstoffnetz berücksichtigt werden. \r\nSeite 47 von 75\r\n6.3 Zu § 21b Sondervorschriften für regulatorische Ansprüche und Verpflichtungen der \r\nTransportnetzbetreiber; Festlegungskompetenz\r\nRegulierte Wasserstoffnetzbetreiber unterliegen bis auf weiteres einem kostenbasierten Re\u0002gulierungssystem, bei dem Kosten über einen jährlich durchzuführenden Plan-Ist-Kosten-Ab\u0002gleich ermittelt werden. In diesem System können regulatorische Verpflichtungen oder regula\u0002torische Ansprüche entstehen. Verpflichtungen müssen gemäß Handelsgesetzbuch als Rück\u0002stellung gebucht werden, Ansprüche wegen des handelsrechtlichen Vorsichtsprinzip nicht. Im \r\nGas führt die bisherige Regelung des § 21b Abs. 1 EnWG dazu, dass auch Forderungen bilan\u0002ziert werden können. Damit Investitionen in Wasserstoff für Investoren eine vergleichbare \r\nAusschüttungsperspektive und Investitionssicherheit wie im Gas bieten, ist eine Angleichung \r\nder Bilanzierungsvorschriften in der Wasserstoffkostenregulierung an die Erdgaskostenregu\u0002lierung notwendig. Eine von Gas und Strom abweichende Regelung ist hierbei nicht sachge\u0002recht. Die nun vorgesehene Änderung des §21b EnWG sieht eine Einschränkung auf Fernlei\u0002tungsnetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber vor. Hier ist eine Erweiterung auf Wasser\u0002stofftransportnetzbetreiber vor dem Hintergrund obiger Ausführungen geboten. Da § 21 Abs. \r\n1 EnWG zusätzlich eine Einschränkung auf Transportnetze im Rahmen des Anreizregulierungs\u0002system vorsieht - Wasserstofftransportnetzbetreiber und perspektivisch auch (Strom-)Über\u0002tragungsnetzbetreiber jedoch keiner Anreizregulierung unterliegen – ist eine Anpassung des §\r\n21b Abs. 1 EnWG notwendig. \r\n6.4 Zu § 28j - Anwendungsbereich der Regulierung von Wasserstoffversorgungsnetzen\r\nInfolge der Umsetzung des Art. 35 Abs. 1 GasRL sollen Wasserstoffversorgungsnetze künftig \r\neinheitlich reguliert werden. § 28j wird gestrichen.\r\nHinzuweisen ist in diesem Zusammenhang auch auf § 1 der Wasserstoffnetzentgeltverord\u0002nung (WasserstoffNEV), wonach diese Verordnung die Grundlagen zur Ermittlung der Netzkos\u0002ten und Grundsätze der Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen für \r\nalle diejenigen Wasserstoffnetzbetreiber regelt, die „nach § 28j Absatz 3“ EnWG der Regulie\u0002rung unterfallen. Mit dem Referentenentwurf fällt der Absatz 3 jedoch weg.\r\n6.5 Zu § 28k – Aufgaben der Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranlagen, \r\nWasserstoffterminals und Systemverantwortung\r\nDer BDEW begrüßt, dass durch Rechtsverordnung Regelungen zur Haftung der Betreiber von \r\nWasserstoffnetzen aus Vertrag und unerlaubter Handlung für Sach- und Vermögensschäden, \r\ndie ein Kunde durch Unterbrechung der Wasserstoffversorgung oder durch Unregelmäßigkei\u0002ten in der Wasserstoffversorgung erleidet, getroffen werden können. \r\nSeite 48 von 75\r\nKlarstellungsbedarf sieht der BDEW hinsichtlich der Anforderungen des Absatzes 3. Hierin ist \r\nunter anderem vorgesehen, dass „Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranla\u0002gen oder Wasserstoffterminals […] in enger Zusammenarbeit mit national und international\r\nverbundenen und benachbarten Wasserstoffnetzbetreibern […] dazu beizutragen, die Zusam\u0002menlegung von Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff zu optimieren […]“. Dabei bleibt of\u0002fen, was etwa die „Zusammenlegung“ meint, ob dies als Überwindung der räumlichen (via \r\nTransport) und zeitlichen (via Speicher) Disparitäten von Erzeugung und Nutzung verstanden \r\nwerden soll. Eine „betreiberübergreifende“ Kooperation, beispielsweise beim Betrieb von \r\nWasserstoffspeichern stößt womöglich auch an die Grenzen des Wettbewerbsrechtes, soweit \r\ndas BMWE für den Speichermarkt an einem wettbewerblich organisierten Markt festhalten \r\nwill (vgl. BMWE-Weißbuch zu Wasserstoffspeichern). \r\nDie Vorgabe in Absatz 4, auch Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitzustellen, sollte um \r\neine Schwärzungsoption ergänzt werden, wenn der Informationsaustausch wettbewerbliche \r\nGrenzen berührt, etwa im Konzessionswettbewerb. Es sollte klargestellt werden, dass der vor\u0002gesehene Informationsaustausch allein dem in Absatz 4 genannten Zweck dienen soll und in \r\nHinblick darauf auf das notwendige Minimum zu beschränken ist.\r\nMit dem neuen § 28k Abs. 5 EnWG-E führt der Gesetzesent\u0002wurf neue Anforderungen an Wasserstoffinfrastrukturbetrei\u0002ber zur Vermeidung und Überprüfung von Wasserstoff-Emissi\u0002onen ein. Die Verpflichtung richtet sich an Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspei\u0002cheranlagen oder Wasserstoffterminals. Die Betreiber sollen in regelmäßigen Abständen alle \r\nrelevanten Komponenten in ihrer Verantwortung auf Wasserstoffdichtheit und notwendige \r\nReparaturen hin überprüfen. Es gibt eine Berichtspflicht über die Wasserstoffdichtheitsprü\u0002fung und fordert gegebenenfalls ein Reparatur- oder Austauschprogramm. Der Entwurf orien\u0002tiert sich erkennbar an den Anforderungen der europäischen Methanemissionsverordnung \r\n(MethanVO). \r\n› BDEW-Forderung\r\nAufgrund der Parallelen zur europäischen MethanVO sollte aus Sicht des BDEW auch für \r\nWasserstoffemissionen eine europäisch einheitliche Regelung Vorzug haben.\r\nDie Berichtspflichten, daraus resultierende bürokratische Belastungen und die Kosten\u0002wirkung der MethanVO sollten kritisch evaluiert werden. Um im Wasserstoffbereich von \r\nvornherein unnötige bürokratische Lasten zu vermeiden, sollten nur die Regelungen aus \r\nder MethanVO, die einer kritischen Prüfung standhalten, auf Wasserstoff übertragen \r\nwerden. Es sollte klargestellt werden, dass der Bericht einmal jährlich abgegeben wer\u0002den muss.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 49 von 75\r\nDer BDEW regt daher an, § 28k Abs. 5 EnWG-E wie folgt anzupassen:\r\n„(5) Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranlagen oder Wasserstoffter\u0002minals haben alle angemessenen Maßnahmen zu ergreifen, um bei ihren Tätigkeiten \r\nWasserstoffemissionen zu vermeiden und zu minimieren, und in regelmäßigen Abstän\u0002den alle relevanten Komponenten in ihrer Verantwortung auf Wasserstoffdichtheit und \r\nnotwendige Reparaturen hin zu überprüfen. Sie haben den zuständigen Behörden jähr\u0002lich einen Bericht über die Wasserstoffdichtheitsprüfung und gegebenenfalls ein Repara\u0002tur- oder Austauschprogramm vorzulegen und jährlich statistische Informationen über \r\ndie Wasserstoffdichtheitsprüfung und die notwendigen Reparaturen zu veröffentlichen.“\r\nStudien belegen, dass die im Entwurf angelegten Regelungen angesichts der zu erwar\u0002tenden, geringen Emissionen unverhältnismäßig aufwändig sind1\r\n.\r\nZum Teil werden Begriffe aus der MethanVO verwendet. Eine einheitliche Nomenklatur \r\nwäre wichtig. Statt „Wasserstoffdichtigkeitsprüfung“ wäre zum Beispiel die Bezeichnung \r\n„Leckdetektion und -reparatur\" besser geeignet.\r\nSchließlich sollte in Absatz 6 keine Begründungspflicht gegenüber sonstigen Betroffenen \r\nverankert werden. Eine anlassbezogene Kontrolle bei Unstimmigkeiten durch die Regu\u0002lierungsbehörde genügt und reduziert ebenfalls den Verfahrensaufwand.\r\n6.6 Zu § 28m - Zugang zu Wasserstoffspeicheranlagen\r\nWasserstoffspeicher können in Zukunft erheblich dazu beitragen, Energieerzeugung und -ver\u0002brauch sowohl bei kurzfristigen als auch bei saisonalen Schwankungen in Einklang zu bringen, \r\ndie Netzstabilität zu gewährleisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Eine bedarfs\u0002gerechte Versorgung der Kunden ist gerade in der Hochlaufphase nur mit Speichern möglich. \r\nAufgrund von langen Vorlaufzeiten, komplexen Genehmigungsverfahren sowie mangelnder \r\nPlanungs- und Investitionssicherheit bleiben die geplanten Projekte für Wasserstoffspeicher \r\njedoch deutlich hinter dem prognostizierten Bedarf zurück. Um den Aufbau (Umrüstung / \r\nNeubau) von Wasserstoffspeichern zu ermöglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedin\u0002gungen schnellstmöglich geschaffen werden. Dazu gehört neben einem Regulierungsrahmen \r\nauch ein Förder- und Finanzierungskonzept für die Speicher.\r\n1 EBI-Studie: M. Heneka, S. Malzkuhn, F. Graf (2025): Abschätzung der THG-Emissionen einer zukünftigen Wasser\u0002stofftransportinfrastruktur, in: gwf Gas + Energie 03|2025; nKlim: A. Jülich, M. Blum, O. Zelt und P. Viebahn \r\n(2025): From natural gas to hydrogen: Climate impacts of current and future gas transmission networks in Ger\u0002many, veröffentlicht durch Frontiers in Energy Research: https://www.frontiersin.org/journals/energy-rese\u0002arch/articles/10.3389/fenrg.2025.1548309/full.\r\nSeite 50 von 75\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Bundesregierung die Einführung einer Regulierung für Wasser\u0002stoffspeicher vorsieht. Die Frist bis zum 5. August 2026 für die Entwicklung eines Regulie\u0002rungsregimes durch die BNetzA ist im Regierungsentwurf nun nicht mehr enthalten. Es ist da\u0002mit zeitlich völlig offen, wann dieses kommen wird. Frühzeitig Rechtssicherheit über das zu\u0002künftige Zugangsregime für die Speicherbetreiber zu schaffen, ist jedoch eine notwendige Vo\u0002raussetzung für den Speicherhochlauf. Der BDEW erwartet, dass die Umsetzung durch die \r\nBNetzA daher schnellstmöglich erfolgt. Darüber hinaus ist anzumerken, dass die Streichung \r\nder Verfahrensanforderung an die BNetzA, die Bedingungen und Methoden zur Berechnung \r\nder Entgelte mit “ausreichendem Vorlauf vor deren Wirksamwerden” zu entwickeln, die Pla\u0002nungssicherheit für die Marktakteure verringert.\r\nNeben einem klaren und stabilen Regulierungsrahmen ist die Wirtschaftlichkeit eine zentrale \r\nInvestitionsbedingung. Von großer Bedeutung ist insofern auch die konkrete Ausgestaltung \r\ndes Regulierungsregimes durch die BNetzA. Dabei sind die folgenden Aspekte unbedingt zu \r\nberücksichtigen und sollten soweit möglich auch im Rechtsrahmen verankert werden: \r\n› Regulierung muss flexibel dem Markthochlauf angepasst werden können:\r\nDer Wasserstoff(-speicher-)markt muss sich in den kommenden Jahren bzw. Jahrzehn\u0002ten erst entwickeln. Ein Regulierungskonzept muss dementsprechend so ausgestaltet \r\nsein, dass es einen Markthochlauf nicht hemmt und flexibel an die tatsächliche Markt\u0002entwicklung angepasst werden kann. Die Einführung eines Regulierungskonzepts auf \r\nBasis der Annahmen eines liquiden Wasserstoffmarktes hätte einen negativen Einfluss \r\nauf den Markthochlauf und muss vermieden werden. Die Phase des Markthochlaufs \r\nmuss zwangsläufig eine wichtige Rolle im Konzept einnehmen. \r\n› Mit dem vorgesehenen Regulierungsregime für Wasserstoffspeicher muss ein kompa\u0002tibler Förder- und Finanzierungsmechanismus im Energiewirtschaftsgesetz verankert \r\nwerden: \r\nZum Aufbau von Wasserstoffspeichern sind Investitionen in einen Markt erforderlich, \r\nder noch gar nicht besteht. Die Festlegung des regulatorischen Rahmens bringt Rechts\u0002sicherheit, die Unsicherheit über die Erlösentwicklung für Wasserstoffspeicherbetreiber \r\nbleibt jedoch bestehen. Daher muss der Regulierungsansatz mit einem Förder- und Fi\u0002nanzierungsmechanismus kompatibel sein, um einen solchen ergänzt werden und eine \r\nInvestmentabsicherung für Betreiber von Speicheranlagen ermöglichen. Der BDEW \r\nempfiehlt dafür einen staatlichen Finanzierungsmechanismus, der erlösbasierte \r\nContracts for Difference (CfDs) mit einer intertemporalen Umlagefinanzierung kombi\u0002niert (s. hierzu Studie \"Finanzierungsmechanismus für den Aufbau von Wasserstoffspei\u0002chern\" von Frontier Economics im Auftrag des BDEW, 2024). \r\nSeite 51 von 75\r\n› In dem aktuellen Marktumfeld, das von hoher Unsicherheit geprägt ist, wann und in \r\nwelchem Umfang der Wasserstoffmarkthochlauf erfolgt, können auch potenzielle Spei\u0002cherkunden nur schwer entsprechende Verpflichtungen eingehen. Nachfrageförderung \r\nwird in den meisten Fällen mit Speicherinvestitionen zeitlich inkompatibel sein und \r\nkann daher nur bedingt zum Aufbau der Wasserstoffspeicher beitragen. Es bleibt somit \r\nfür die Speicherbetreiber ein hohes Nachfragerisiko, das aus nicht gesicherten Nachfra\u0002gemengen sowie ungewisser Zahlungsbereitschaft besteht. In dieser frühen Phase des \r\nMarkthochlaufs ist daher zu erwägen, den Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitä\u0002ten frühzeitig staatlich abzusichern, damit Speicherbetreiber mit ihren Investitionen in \r\nVorleistung treten können.\r\n› Langfristige Speicherverträge zur Investmentabsicherung ermöglichen: \r\nSpeicher sind sehr langlebige Assets mit Nutzungsdauern von ca. 40 Jahren und länger. \r\nDementsprechend können Investitionsentscheidungen erst dann getroffen werden, \r\nwenn Speicherkapazitäten langfristig vermarktet und dadurch die eingesetzten hohen \r\nInvestitionen sowohl preis- als auch mengenmäßig möglichst weitgehend abgesichert \r\nsind. Das erfordert auch, dass dem Investor Entscheidungsfreiheit hinsichtlich der Ver\u0002tragslaufzeit und des Vermarktungsweges eingeräumt wird. Die Laufzeiten der Spei\u0002cherverträge müssen eine langfristige Absicherung der umfangreichen Investitionen er\u0002möglichen.\r\n› Vermarktungen auch im Wege bilateraler Verhandlungen zulassen: \r\nDarüber hinaus ist es für den Aufbau einer Wasserstoffspeicher-Infrastruktur notwen\u0002dig, dass Speicherbetreiber – neben der Vermarktung über Auktionen/Open Season –\r\nzur Absicherung des hohen Investments auch Vermarktungen über bilaterale Verhand\u0002lungen durchführen können. Denn auf diese Weise wird es Speicherbetreibern ermög\u0002licht, unter Beachtung der Diskriminierungsfreiheit gezielt auf kundenspezifische Pro\u0002duktanforderungen eingehen zu können und jenseits von eher starren Auktionsver\u0002marktungen sehr flexibel und kurzfristig bei sich bietender Gelegenheit entsprechende \r\nVermarktungen zur Absicherung des hohen Investments tätigen zu können.\r\nLeider nutzt der Gesetzgeber die Möglichkeiten des europäischen Rahmens nicht aus und ver\u0002zichtet darauf, eine Grandfathering-Regelung für innerhalb der Zweijahresfrist nach Inkrafttre\u0002ten der europäischen Regelungen geschlossene Verträge einzuführen. Eine solche Regelung ist \r\nwichtig für Unternehmen, die trotz hoher regulatorischer Unsicherheiten frühzeitig in den Auf\u0002bau von Wasserstoffspeichern investieren.\r\nSeite 52 von 75\r\n6.7 Zu § 28o - Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang zu Wasserstoffnetzen\r\nArt. 78 Abs. 7 b) sowie Art. 78 Abs. 9 GasRL sehen vor, dass die Regulierungsbehörde die Be\u0002dingungen für den Anschluss an das und den Zugang zu dem Wasserstoffnetz festlegt und da\u0002bei für die Wasserstoffnetzbetreiber angemessene Anreize schafft, sowohl kurzfristig als auch \r\nlangfristig die Effizienz zu steigern und die Marktintegration und die Versorgungssicherheit zu \r\nfördern. In Umsetzung dieser Artikel soll nunmehr die Einführung und Ausgestaltung der An\u0002reizregulierung für Wasserstoffnetze – anders als bisher in § 28o Abs. 1 Satz 2 EnWG-E gere\u0002gelt – in der Entscheidung der BNetzA als Regulierungsbehörde liegen.\r\nDie Anreizregulierung ist für im Hochlauf begriffene Infrastrukturen allerdings nur bedingt ge\u0002eignet. Die regulatorischen Regelungen müssen zum Start möglichst einfach gestaltet sein und \r\ndas hohe finanzielle Risiko für die Netzbetreiber widerspiegeln. Der BDEW spricht sich daher \r\ndafür aus, dass die BNetzA eine solche Entscheidung erst bei Vorhandensein ausreichender \r\nNetze, nur in enger Abstimmung mit den betroffenen Marktteilnehmern und nur auf Grund\u0002lage sachlich fundierter und wissenschaftlich belegter Erkenntnisse und Einschätzungen trifft. \r\nAus Sicht des BDEW sind grundlegende Änderungen in der Regulierung der Wasserstoffnetze \r\nin ihren Auswirkungen stets sehr sorgfältig zu prüfen. Wichtig ist insbesondere, dass der Aus\u0002bau der Wasserstoffnetze kalkulierbar bleibt und die hohen Investitionsbedarfe abgesichert \r\nwerden können. Eine Diskussion über eine Änderung des regulatorischen Rahmens darf nicht \r\nzur Investitionsrückhaltung führen. \r\n➢ Finanzierung von Wasserstoffnetzen außerhalb des Kernnetzes\r\nDer Referentenentwurf geht davon aus, dass Wasserstoffnetze überwiegend für den Trans\u0002port von Wasserstoff entstehen. Unklar bleibt aber die Finanzierung des Wasserstoffverteiler\u0002netzes. Nicht aufgegriffen wurden zuletzt die in der Fachöffentlichkeit und auf europäischer \r\nEbene angelegten Ansätze zu einem intertemporalen Ausgleichsmechanismus (bundesweit \r\nund/oder regional) oder zu Finanztransfers (Gas/Wasserstoff). Spezifische Finanzierungs\u0002instrument sind aber wie auch schon im Kernnetz notwendig, um den Wasserstoff vom Kern\u0002netzes zu den Kunden zu bringen und so das System insgesamt zu befähigen. \r\nZwar ist zu begrüßen, dass mit der Regelung in § 28o Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EnWG-E die Ermögli\u0002chung des intertemporalen Kostenausgleichs in Form der Festlegung eines Kostendeckels \r\nadressiert wird. Allerdings reicht sie als bloße Festlegungsbefugnis nicht aus. Im Zusammen\u0002hang mit etwaigen Ausbauverpflichtungen aus der Netzplanung würde eine solche reine Regu\u0002lierungskontologik ohne staatliche Absicherung erhebliche Risiken allein bei den Netzbetrei\u0002bern allokieren. Die Festlegungskompetenz sollte daher zumindest dergestalt präzisiert wer\u0002den, dass eine solche Festlegung in den Zusammenhang mit der Schaffung eines staatlichen \r\nFördermechanismus gestellt wird. Vor diesem Hintergrund wurde ein Entgeltdeckel auch \r\nSeite 53 von 75\r\nim Rahmen der Kernnetzfinanzierung festgelegt. Art. 5 Abs. 3 Satz 3 GasVO 2024/1789 räumt \r\nden Mitgliedsstaaten die Möglichkeit der Verknüpfung mit einem staatlichen Absicherungs\u0002mechanismus grundsätzlich ein. Zur Klarstellung empfiehlt sich die Schärfung der in § 28o Abs. \r\n2 Nr. 3 EnWG-E geregelten Festlegungskompetenz für die BNetzA, zumindest jedoch eine er\u0002gänzende Formulierung in der Gesetzesbegründung, die die Einführung regionaler Absiche\u0002rungsmechanismen in Ausnahmefällen ermöglicht.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Umsetzung im EnWG könnte durch eine Ergänzung in Nummer 3 in § 28o Abs. 2 Satz \r\n1 EnWG-E erfolgen: \r\n„3. abweichend von Absatz 1 Satz 3 Regelungen darüber treffen, dass Entgelte,\r\ndie zur Abdeckung aller notwendigen jährlichen Kosten des Netzbetriebs\r\nerforderlich sind, während des Markthochlaufs noch nicht in voller Höhe von\r\nden Netzbetreibern vereinnahmt werden und der nicht vereinnahmte Teil erst\r\nzu einem späteren Zeitpunkt in der Entgeltbildung berücksichtigt wird; die Bundesnetzagentur \r\nlegt im Auftrag und Interesse des Bundes oder eines Bundeslandes einen intertemporalen \r\nKostenallokationsmechanismus einschließlich eines Absicherungsmechanismus zur Finanzie\u0002rung fest, der eine Finanzierung regionaler Wasserstoffnetze ermöglicht.“\r\nEs sollte in die Regelung aufgenommen werden, dass der Kompetenzausübung eine Abstim\u0002mung und Prüfung zwischen BNetzA und Bundesregierung hinsichtlich eines ergänzenden \r\nstaatlichen Absicherungsmechanismus vorausgehen soll. \r\nGemäß Art. 5 Abs. 4 und 5 GasVO sollte vorsorglich auch eine Festlegungskompetenz der \r\nBNetzA zur Ermöglichung eines Finanztransfers zur Förderung des Aufbaus eines Wasserstoff\u0002netzes aufgenommen werden. So kann es in bestimmten Konstellationen (regionales Netz, \r\nhohe Kundenidentität Gas/H2) zielführend sein, über diesen Weg die Transformation vom \r\nGas- zum Wasserstoff zu finanzieren\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 28o Abs. 2 Satz 1 EnWG-E sollte um folgende Nummer 7 ergänzt werden:\r\n„7. Finanztransfers und gesonderte Netzentgelte gemäß Art. 5 Abs. 4 und 5 Verordnung (EU) \r\n2024/1789 zu genehmigen, sofern die Bundesnetzagentur festgestellt hat, dass die Finanzie\u0002rung betreffender Netze über Netzzugangsentgelte, die nur von den jeweiligen Netznutzern \r\ngezahlt werden, nicht tragfähig ist und hierdurch keine unangemessene Belastung der Erd\u0002gaskunden bewirkt wird.“\r\nSeite 54 von 75\r\nDer Referentenentwurf bleibt damit hinter den Möglichkeiten zurück, die die GasVO in Art. 5 \r\ngrundsätzlich vorsieht. Hier sollten die europäisch vorgesehenen Instrumente auch national \r\nausgeschöpft werden. \r\nDer Wasserstoffhochlauf kann nur gelingen, wenn eine breite Basis der betroffenen Indust\u0002rie- und Gewerbekunden, die auf Wasserstoff zur Dekarbonisierung ihrer Prozesse angewie\u0002sen sind, eine Perspektive erhalten, dass entsprechende Wasserstoffnetze nicht nur geplant, \r\nsondern letztlich auch hinreichend (re-)finanziert werden können. Die Umsetzung der Richtli\u0002nie ins EnWG sollte daher jetzt genutzt werden, zumindest einen Kompetenzrahmen für einen \r\nFördermechanismus zum Aufbau eines Wasserstoffnetzes außerhalb des Kernnetzes festzule\u0002gen.\r\nUnternehmen stehen bereit, Investitionsprojekte für den bedarfsgerechten Ausbau der Was\u0002serstoffnetze außerhalb des Kernnetzes, insbesondere für Wasserstoffverteilernetze, vorzube\u0002reiten. Solche Projekte umfassen zum Beispiel den Aufbau der regionalen übergeordneten \r\nVerteilernetze zur Versorgung der Kraftwerke und Industriekunden in der Region. Diese ge\u0002planten Investitionen benötigen den richtigen Rahmen für die Finanzierung. Denn in der An\u0002fangsphase der Projekte fallen hohe Kosten an, während die Kundenbasis noch im Aufbau be\u0002griffen ist. Für diese Anfangsphase reichen die in der bisherigen Wasserstoffregulierung nach \r\ndem EnWG und der WasserstoffNEV enthaltenen Regelungen nicht aus. Ohne die in der \r\nGasVO vorgesehenen Regelungen droht eine Verzögerung des gesamten Wasserstoffhoch\u0002laufs.\r\nEin Aufschieben des Regelungsrahmens zur Finanzierung von Wasserstoffnetzen außerhalb \r\ndes Wasserstoff-Kernnetzes kann zu erheblichen Mehrkosten führen – etwa beispielsweise\r\nbeim Einbau von sog. T-Stücken. Deren Einbau ist deutlich kosteneffizienter durchzuführen, \r\nwenn er bereits bei Errichtung des Kernnetzes integriert, wird anstatt nachträglich. Da die Fi\u0002nanzierung nicht über das Amortisationskonto für das Kernnetz erfolgen kann, fehlt Netzbe\u0002treibern, die künftig einen Anschluss an das Kernnetz benötigen, derzeit der finanzielle Rah\u0002men für einen frühzeitigen Einbau.\r\n6.8 Zu § 28s - Grundsätze der Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes und der Entgeltbil\u0002dung\r\nIn § 28r Abs. 8 EnWG sollte eine Regelung aufgenommen werden, welche die Flexibilisie\u0002rung der Kernnetzmaßnahmen im Rahmen des Planungsfortschritts erlaubt. \r\nProjekte, die die Nutzung des Wasserstoff-Kernnetzes nachweislich signifikant erhöhen, soll\u0002ten genehmigte Projekte in der gleichen Region, die durch den Netzentwicklungsplan nicht be\u0002stätigt werden, ersetzen können, wenn nach aktuellen Schätzungen deren Kosten nicht we\u0002sentlich die Kosten der nicht bestätigten Projekte übersteigen.\r\nSeite 55 von 75\r\nZudem muss der ab dem Jahr 2028 von der BNetzA neu festzulegende Eigenkapitalzins gemäß\r\n§ 28r Abs. 6 EnWG für die Kernnetzmaßnahmen einen adäquaten Risikoaufschlag im Vergleich \r\nzu andern regulierten Energienetzen (Strom und Gas) berücksichtigen. Die Investitionsrisiken \r\nder Wasserstoffnetzbetreiber sind deutlich höher und beinhalten Risikopositionen wie einen\r\nSelbstbehalt.\r\n6.9 Zu § 28t EnWG-E - Selbstbehalt der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber\r\nDer Selbstbehalt ist ein zentrales Element zur Bewertung des Chancen-Risiko-Verhältnisses\r\naus Sicht der Kapitalgeber. Bereits bei seiner Einführung im Rahmen der gesetzlichen Veran\u0002kerung des Finanzierungsmodells für das Kernnetz haben die Netzbetreiber darauf hingewie\u0002sen, dass dieses Verhältnis vor dem Hintergrund der spezifischen Risiken im Bereich Wasser\u0002stoff nicht ausgewogen ist und angepasst werden muss, um ein weitergehendes finanziel\u0002les Commitment der Kapitalgeber für das Kernnetz sicherzustellen. Aufgrund der nun noch\r\ndeutlich höheren Risikobewertung mit Blick auf die Marktentwicklung und in Verbindung mit\r\neiner zu geringen Risikorendite auf das eingesetzte Kapital, ist ein Selbstbehalt in der Höhe \r\nvon 24 Prozent nicht (mehr) tragbar.\r\nDie Kernnetzbetreiber tragen mit dem sehr hohen Selbstbehalt einen erheblichen Teil des \r\nAusfallrisikos, obwohl sie den Markthochlauf und damit die Auslastung des Netzes nicht be\u0002einflussen können. Gleichzeitig stellt der Selbstbehalt an sich die Kernnetzbetreiber gegen\u0002über anderen Netzbetreibern, etwa im Strom oder im Gasbereich, für deren Netzinvestitio\u0002nen es einen solchen Selbstbehalt nicht gibt, bei der Risikobewertung grundsätzlich schlech\u0002ter. Daher müssten sich solche erhöhten Risiken im Vergleich zu einer Alternativanlage im \r\nWagniszuschlag der Eigenkapitalverzinsung widerspiegeln. Abfedernd wirkt aber auch eine\r\nReduzierung des Risikos über eine Absenkung des Selbstbehaltes. Daher wird eine Absen\u0002kung des Selbstbehaltes auf 15 Prozent vorgeschlagen, wie es auch bereits der Bundesrat in \r\nseiner „Stellungnahme zum Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirt\u0002schaftsgesetzes” vom 15. Dezember 2023 gefordert hatte (Drucksache 590/23 (Beschluss)). \r\nZudem sollten Umstellungsleitungen grundsätzlich vom Selbstbehalt ausgenommen werden,\r\num den gesetzlichen Vorrang der Umstellung vor Neubau nicht finanziell entgegenzuwirken.\r\nDie Leitungen sind im regulierten Gastransportnetz keinem Selbstbehaltsrisiko ausgesetzt \r\nund erzeugen eine regulierte Rendite. Mit der Entscheidung zur Umstellung werden diese \r\nmit einem Selbstbehaltsrisiko versehen. Damit stellt sich der Netzbetreiber mit einer Umstel\u0002lungsleitung im Wasserstoff-Kernnetz gegenüber einem Betrieb im Erdgasnetz schlechter.\r\n6.10 Zu § 28q EnWG-E Verbindungsleitungen im Wasserstofftransportnetz mit einem Mit\u0002gliedsstaat\r\n§ 28q EnWG-E setzt Artikel 59 der Richtline (EU) 2024/1788 um und befasst sich mit der mögli\u0002chen Anwendung der grenzüberschreitenden Kostenaufteilung (Cross-Border Cost Allocation, \r\nCBCA) auf grenzüberschreitende Wasserstoffinfrastrukturprojekte, bei welchen es sich nicht \r\nSeite 56 von 75\r\num Vorhaben von gemeinsamem Interesse gemäß Verordnung (EU) 2022/869 (TEN-E VO) han\u0002delt. Grundsätzlich ist § 28q EnWG-E sehr an den Formulierungen der Richtlinie ausgerichtet. \r\nAuffallendster Unterschied ist in § 28q Abs. 1 EnWG-E zu finden: Die Richtlinie spricht von Pro\u0002jektkosten, welche benachbarte und betroffene Wasserstoffnetzbetreiber zu tragen haben, \r\nwährend diese im Referentenentwurf als Errichtungs- und Betriebskosten aufgeführt sind und \r\ndamit deutlich höhere Kosten umfassen. Im Sinne der deutschen Netznutzer sollte die Richtli\u0002nie im Wording 1:1 ungesetzt und sich auf die Projektkosten bezogen werden.\r\nZudem ist die Anwendung der CBCA im Falle eines noch nicht entwickelten Marktes zur Finan\u0002zierung grenzüberschreitender Infrastruktur ungeeignet. Primär für ausgereifte Märkte mit \r\nbestehender Nutzerbasis konzipiert, kann die CBCA nicht die notwendige Zwischenfinanzie\u0002rung sowie die Risikoabsicherung in der Marktanlaufphase leisten. Es bedarf daher der Einfüh\u0002rung passender Mechanismen für den Aufbau einer grenzüberschreitenden Infrastruktur, wel\u0002che über die rein räumliche Allokation von Kosten hinausgehen, da ansonsten lediglich Kosten \r\nund damit Investitionsrisiken auf andere Länder verlagert werden, ohne jedoch die Kernprob\u0002lematik prohibitiver Netzentgelte zu adressieren. \r\n6.11 Zu § 118 Abs. 6 - Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure\r\nUm den Wasserstoffmarkthochlauf zu ermöglichen, sollten Netzentgelte für netz- oder sys\u0002temdienlich agierende Elektrolyseure auch über 2029 hinaus entfallen oder zumindest signifi\u0002kant reduziert bleiben. Diverse Studien zeigen, dass für die netzdienliche Integration von \r\nElektrolyseuren neben der Betriebsweise vor allem der Standort wichtig ist.2 Elektrolyseure an \r\nnetzdienlichen Standorten unter anderem in den Entlastungsregionen nach § 13 k EnWG kön\u0002nen wesentlich zur Reduzierung von Abregelungen Erneuerbarer Energien sowie zur Verringe\u0002rung des Netzausbaubedarfs beitragen. Eine optimierte Allokation kann bis 2050 Gesamtsys\u0002temkosten von über 60 Mrd. € einsparen.3,4\r\nIm Zuge des verzögerten Wasserstoffhochlaufs \r\nsind zudem industrienahe Standorte (on-site Elektrolyseure) für eine frühzeitige Versorgung \r\nnotwendig, damit Industrieprozesse bereits vor einem vollständigen Aufbau des Wasserstoff\u0002kernnetzes auf Wasserstoff umgestellt werden können. Ein signifikanter Anreiz kann über die \r\nReduktion von Netzentgelten für Elektrolyseure an netzdienlichen Standorten oder an \r\n2 Vgl. etwa Consentec et al, 2023: Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff; Hobbie & Lieberwirth, \r\n2024: Compounding or Curative? Investigating the impact of electrolyzer deployment on congestion manage\u0002ment in the German power grid.\r\n3 Vgl. Hobbie & Lieberwirth, 2024: Compounding or Curative? Investigating the impact of electrolyzer deploy\u0002ment on congestion management in the German power grid - ScienceDirect.\r\n4 Vgl. Mahner et al., 2025: Weniger Abregeln durch mehr Flexibilität im Energiesystem.\r\nSeite 57 von 75\r\nStandorten, die essenziell für die Versorgung von Industrien sind und somit auch Sys\u0002temdienstleitung erbringen, erfolgen: In Abhängigkeit der Höhe der Netzentgelte und der \r\nSpannungsebene würden ab einer Inbetriebnahme ab 2029 Kosten in Höhe von 2 – 3 €/kg \r\nWasserstoff nur durch die Netzentgelte Strom anfallen5\r\n. Für die Einspeisung in das Wasser\u0002stoffnetz werden entsprechende Netzentgelte erhoben. Zusätzliche Stromnetzentgelte wür\u0002den die Wasserstoffgestehungskosten weiter erhöhen und die Sektorkopplung erschweren. \r\nEin Elektrolyseur ist in seiner Fahrweise aufgrund der Strombezugskriterien, die für die Her\u0002stellung von RFNBO-konformem Wasserstoff bestehen, bereits stark eingeschränkt. Ein Elekt\u0002rolyseur der system- oder netzdienlich betrieben wird und Engpässe reduziert oder vermeidet, \r\noder eine Systemdienstleistung wie bspw. Blindleistungskompensation bereitstellt, sollte auch \r\nbei einer Errichtung nach 2029 in Zukunft von Netzentgeltreduzierungen profitieren. Hinzu \r\nkommt die Tatsache, dass der Wasserstoffhochlauf 2029 noch nicht abgeschlossen ist und sich \r\ndie Initial- und Aufbauphase des Wasserstoffmarktes zeitlich verzögert. Industrienahe on-site\u0002Elektrolyseure könnten dabei ebenfalls berücksichtigt werden.\r\nDie derzeitige Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Betrachtung von Elektrolyseuren in \r\nder Netzentgeltsystematik stellt Wasserstoffprojekte vor erhebliche (finanzielle) Risiken und \r\nhemmt somit den Hochlauf. \r\nDer BDEW fordert daher eine kurzfristige Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik sowie \r\ndie Klarstellung hinsichtlich eines Bestandsschutzes für aktuelle und in der Planung weit fort\u0002geschrittene Projekte. Die Weiterentwicklung sollte in Form einer Verlängerung der Netzent\u0002geltbefreiung oder zumindest einer starken Rabattierung von Elektrolyseuren adressiert wer\u0002den, um den Aufbau heimischer Erzeugungskapazität zu ermöglichen. Diese sollte im Rahmen \r\neines zusätzlichen und eigens auf Elektrolyseure bezogenen Absatzes in den bestehenden \r\n§ 118 integriert werden, um die Sonderstellung von Elektrolyseuren sowie deren Mehrwert \r\nfür das Energiesystem hervorzuheben und diese differenziert von anderen Netznutzern be\u0002trachten zu können.\r\n7 Gas- und Wasserstoffkennzeichnung\r\nDie vorgesehenen Vorgaben zur Gas- und Wasserstoffkennzeichnung gemäß § 42d EnWG-E\r\ngehen deutlich über die europäischen Anforderungen der GasRL (Anhang I Nr. 5) hinaus. Eine \r\nUmsetzung auf nationaler Ebene sollte sich lediglich an den europäischen Vorgaben \r\n5 Vgl. BDEW 2025: Kosten von Wasserstoff durch rechtliche und regulatorische Rahmenbedingungen: Kostenfak\u0002toren und Minderungspotenziale der Gestehungskosten.\r\nSeite 58 von 75\r\norientieren und keine zusätzlichen Anforderungen für Lieferanten von Gas und Wasserstoff\r\ndefinieren. \r\nEbenso ist unklar, wie sich die Gas- und Wasserstoffkennzeichnung in Bezug einer künftig \r\nmöglichen Nachweisführung von Biogasquoten oder Biotreppen-Anforderungen (Verweis auf \r\nGesetzgebungsverfahren zum GEG) verhält. Es erscheint unwahrscheinlich, dass die Gas- und \r\nWasserstoffkennzeichnung aufgrund seines Book & Claim-Ansatzes (Nachweisführung über \r\nHerkunftsnachweise) zur Nachweisführung von Biogasquoten- oder Biogastreppen-Anforde\u0002rungen dienen kann. Die Kennzeichnung dient gem. der GasRL lediglich der Verbraucherinfor\u0002mation (siehe auch Gesetzbegründung zu § 42d Abs. 5 EnWG-E). Damit werden mutmaßlich \r\nParallelstrukturen aufgebaut, welche weder zum Kundenverständnis beitragen noch einen \r\nsinnhaften Nutzen aufweisen.\r\nDie europäischen Vorgaben verlangen lediglich eine Ausweisung auf Produktebene (Lieferpro\u0002dukt) getrennt nach dem Anteil von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Gas (siehe Anhang I \r\nNr. 5a) sowie die zugehörigen Umweltauswirkungen (siehe Anhang I Nr. 5b).\r\nDie vorgesehene nationale Umsetzung verlangt jedoch zusätzlich:\r\n- Ausweisung eines lieferantenbezogenen Energieträgermix gemäß § 42d Abs. 1 Satz 2 \r\nEnWG-E und zugehöriger Umweltauswirkungen gemäß § 42d Abs. 3 Satz 2 EnWG-E;\r\n- Erhöhte bürokratische Zusatzanforderungen aufgrund der Festlegung einer maximal \r\nzulässigen Entwertung von Herkunftsnachweisen für Wasserstoff gemäß Beimi\u0002schungsquote im jeweiligen Verteilnetzgebiet gemäß § 42d Abs. 5 Satz 2 EnWG-E.\r\nDiese Angaben bzw. Vorgaben verlangt die GasRL nicht. Die vorgesehenen Zusatzinformatio\u0002nen bieten nur geringfügigen Mehrwert für Endkunden und erhöhen den bürokratischen Auf\u0002wand erheblich. \r\nDie Gas- und Wasserstoffkennzeichnung gem. der GasRL dient weder der Zielerfüllung erneu\u0002erbarer Quoten-Vorgaben, noch kann diese als Nachweis für Förderinstrumente gemäß GEG \r\nherangezogen werden, sondern stellt lediglich ein Kennzeichnungsinstrument gegenüber End\u0002kunden dar. Auch können Herkunftsnachweis bzw. die darauf basierende Kennzeichnung nicht \r\nzur Minderung der CO2-Preiskomponente nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz \r\n(BEHG) genutzt werden.\r\nGleichzeitig gilt festzuhalten, dass Inverkehrbringer bereits heute Biomethan an Endkunden \r\nliefern, um gesetzlichen Anforderungen etwa aus dem GEG oder aus europäischen Klima\u0002schutzinstrumenten wie dem EU‑ETS zu erfüllen. Dabei werden umfassende Nachhaltigkeits‑, \r\nACHTUNG BÜROKRATIE ACHTUNG 1:1 UMSETZUNG\r\nSeite 59 von 75\r\nTHG‑Minderungs‑ und Massenbilanzierungsanforderungen eingehalten, sodass diese Mengen \r\nauch rechtmäßig auf EE‑Ziele angerechnet werden dürfen. Da diese Lieferungen jedoch nicht \r\nim Regime der Herkunftsnachweissystematik, sondern über die Massenbilanzierung erfolgen, \r\nbesteht bislang keine Möglichkeit, dies im Rahmen einer Gaskennzeichnung gegenüber End\u0002kunden auszuweisen. Dies führt zu einem sachlich nicht gerechtfertigten Auseinanderfallen \r\nvon regulatorischer Zielerfüllung und transparenter Verbraucherinformation.\r\nGrundsätzlich sollte für eine verbraucherfreundliche Darstellung einzig die Ausweisung auf \r\nProduktebene und die ergänzenden Umweltauswirkungen vorgeschrieben werden. Alle weite\u0002ren Anforderungen stellen eine Zusatzbelastung für Lieferanten von Gas und Wasserstoff dar. \r\nIm Gesetz sollte weiterhin klargestellt werden, dass Gas aus erneuerbaren Quellen und Was\u0002serstoff aus erneuerbaren Quellen mit gesetzlich festgelegten Standardemissionsfaktoren für \r\ndie Vorkettenemissionen bewertet werden können und die Emissionen aus dem Verbren\u0002nungsprozess mit 0g CO2 bewertet werden. Die Vorgabe nach § 42d. Abs. 5 Satz 2 EnWG-E \r\nmuss gestrichen werden.\r\n§ 42d EnWG-E definiert keinen Zeitpunkt über die erstmalige Veröffentlichung einer Gas-\r\n/Wasserstoffkennzeichnung und wann diese zu aktualisieren ist. Die Frist für die Veröffentli\u0002chung sollte sich an der Frist der Stromkennzeichnung orientieren (1. Juli eines Jahres) und \r\nim Gesetz eindeutig formuliert werden. Der BDEW empfiehlt eine erstmalige Veröffentli\u0002chung der Gas-/Wasserstoffkennzeichnung ein Jahr nach Inbetriebnahme des Gas-Wärme\u0002Kälte-Herkunftsnachweisregisters.\r\nDer BDEW befürwortet, dass die Gas- und Wasserstoffkennzeichnung gemäß § 42d Abs. 4 \r\nEnWG-E mittels Verweises auf die Homepage erfolgen kann. Die Regelung umfasst jedoch nur \r\nden lieferantenbezogenen Energieträgermix und sollte auch den produktspezifischen Energie\u0002trägermix einschließen. Eine verpflichtende Drucklegung der Gas- und Wasserstoffkennzeich\u0002nung gilt es bereits aus Umweltschutzgründen zu vermeiden.\r\nDem Umweltbundesamt sollte grundsätzlich die Verantwortung für eine jährliche Ermittlung \r\nund Bereitstellung des Restenergieträgermix (siehe § 42d Abs. 7 EnWG-E) sowie für den Ener\u0002gieträgermix der Gasbörse und damit verbundener Umweltauswirkungen gemäß § 42d Abs. 1 \r\nEnWG-E übertragen werden. Eine Veröffentlichung muss durch das Umweltbundesamt fristge\u0002mäß und frühzeitig (bspw. zum 1. März eines Jahres) erfolgen. In der Regel verfügen Börsen \r\nnicht über Daten zu Eigenschaften der Moleküle und Commodities, da lediglich die Commo\u0002dity selbst gehandelt wird. Es muss sichergestellt werden, dass lediglich auf frei zugängliche \r\nDaten zurückgegriffen wird und somit kein zusätzlicher Reporting-Aufwand für die Energie\u0002börse dadurch entsteht, den Lieferanten zusätzliche Daten zur Verfügung zu stellen oder \r\nselbst zu berichten.\r\nSeite 60 von 75\r\nDie Einführung einer Übergangsregelung gemäß § 42d Abs. 7 Satz 2 EnWG-E befürwortet der \r\nBDEW ausdrücklich. Die Übergangsregelung sollte sich jedoch nicht an einem festen Datum \r\norientieren, sondern an der Inbetriebnahme des Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregis\u0002ters oder einer frühzeitig vollzogenen Allgemeinverfügung. Da das Register nicht am 1. Januar \r\n2026 den Betrieb zuverlässig aufgenommen hat und keine Allgemeinverfügung des Umwelt\u0002bundesamtes am 1. Januar 2026 vorlag, muss die in § 42d Abs. 7 Satz 2 EnWG-E angegebene \r\nFrist bereits um ein Jahr verschoben werden (auf den: 30. Juni 2028). In § 42d Abs. 6 EnWG-E \r\nwird dem Umweltbundesamt die Möglichkeit eingeräumt, ein anderes Zertifizierungssystem \r\n(Register), statt dem Herkunftsregister für Gas gemäß § 3 Nr. 1 der Gas-Wärme-Kälte-Her\u0002kunftsnachweisregister-Verordnung (GWHKV) zuzulassen. In der Begründung zu § 42d EnWG\u0002E steht jedoch, dass das Umweltbundesamt ein „alternatives, zum Herkunftsnachweisregister \r\nfür Gas vergleichbares System“ errichten kann. Es besteht die Frage, welchen Zweck ein Er\u0002satzregister hat, das auf gleiche Weise funktioniert, wie das Zielregister. Hier wäre ein Verweis \r\nauf bereits bestehende privatwirtschaftlich organisierte, freiwillige Registersysteme ange\u0002bracht.\r\nWeiterhin weist der BDEW auf eine Diskrepanz im Gesetzestext hin. Die Vorgaben gemäß \r\n§ 42d Abs. 5 Satz 1 EnWG-E (Nachweiserfordernis über Herkunftsnachweise) widerspricht \r\n§ 42d Abs. 1 Satz 3 EnWG-E (Nutzung der Kennzeichnung einer Gasbörse oder eines Gas- oder \r\nWasserstofflieferanten mit Sitz außerhalb der Europäischen Union). Sofern der Energieträger\u0002mix der Gasbörse oder eines ausländischem Gas- oder Wasserstofflieferanten Gas oder Was\u0002serstoff aus erneuerbaren Quellen oder einen kohlenstoffarmen Anteil enthält, müssten diese \r\nausländischen Lieferanten oder die Gasbörse entsprechende Herkunftsnachweise den Gas\u0002und Wasserstofflieferanten nach § 42d Abs. 1 EnWG-E mitliefern. Würden keine Herkunfts\u0002nachweise bereitgestellt werden, würden Gas- und Wasserstofflieferanten gegen § 42d Abs. 5 \r\nSatz 1 EnWG-E verstoßen. Diese Mengen müssten dann von der Nachweisverpflichtung gemäß \r\n§ 42d Abs. 5 Satz 1 EnWG-E ausgenommen werden. \r\nZusätzlich ist der Begriff der „Gasbörse“ irreführend, weil über Börsen, an denen Energieträger \r\ngehandelt werden, im Regelfall verschiedene Energieträger und Commodities gehandelt wer\u0002den und nicht ausschließlich Gas. Insofern sollte „Gasbörse“ hier durch den Begriff „Börse“ \r\noder „Energiebörse“ ersetzt werden.\r\nIm Übrigen erscheint der berechnete Erfüllungsaufwand für die Wirtschaft als zu gering ange\u0002setzt. Jeder Gas- und Wasserstofflieferant muss seine IT-Systeme für Verbrauchsabrechnun\u0002gen neu ertüchtigen. Bisher war eine Gas- und Wasserstoffkennzeichnung nicht verpflichtend. \r\nAuch werden die anfallenden Kosten für die Kontoerstellung und -führung im Gas-Wärme\u0002Kälte-Herkunftsnachweisregisters sowie die Gebühren für Ausstellung, Entwertung und \r\nSeite 61 von 75\r\nÜbertragung von Gas- und Wasserstoff-Herkunftsnachweisen und eventuelle Zusatzdienstleis\u0002tungen für Umweltgutachter und Zertifizierer nicht gebührend berücksichtigt.\r\n8 Bürokratieabbau und Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung\r\n8.1 Zu § 23c - Veröffentlichungspflichten\r\n§ 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E sieht vor, dass Betreiber eines Wasserstoffnetzes Angaben über die \r\nErmittlung und Berechnung der Lastflusssimulationen sowie mindestens einmal jährlich eine \r\nDokumentation der durchgeführten kapazitätserhöhenden Maßnahmen und deren Kosten zu \r\nveröffentlichen haben, sofern welche getätigt wurden. \r\nEs stellt sich die Frage nach der Notwendigkeit dieser Veröf\u0002fentlichungspflicht. Insbesondere für kritische Infrastrukturen \r\nist dies nicht nachvollziehbar und könnte dort zu entspre\u0002chenden Gefährdungen führen. Ein Mehrwert für den Verbraucher ist auf der anderen Seite \r\nnicht erkennbar. \r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung des § 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E sollte gestrichen werden. \r\n8.2 Zu § 35 - Monitoring und ergänzende Informationen\r\nDer BDEW fordert, bestehende Monitoring- und Berichtspflichten laufend kritisch zu überprü\u0002fen (Aufwand, Kosten, Nutzen) und neue Pflichten nur in besonders gelagerten, zwingenden \r\nFällen zu begründen. Die grundsätzliche Erweiterung auf Wasserstoff in den Nummern 8 und \r\n10 des § 35 EnWG-E erscheint nachvollziehbar.\r\nDie Ergänzung der Aufgaben der Regulierungsbehörde in \r\nNummer 10 zum verdachtsunabhängigen Monitoring von \r\nPreisspitzen an den Energiemärkten ist jedoch in dieser Form \r\nproblematisch, weil sich die Vorgaben aus Art. 78 Abs. 1 lit. q) GasRL allein auf die Gasmärkte \r\nbeziehen. § 35 EnWG überträgt der BNetzA die Monitoringaufgaben jedoch für alle Energie\u0002märkte. Vor dem Hintergrund der Energiepreiskrise 2022 ist die Regelung der Richtlinie für \r\nGasmärkte mit ihrer vergleichsweise geringen Preisvolatilität nachvollziehbar. An den Strom\u0002märkten gehören Preisausschläge um mehrere hundert Euro/MWh jedoch zu fundamental gut \r\nbegründeten Marktbewegungen. Daher sollte der Gesetzgeber in § 35 Nr. 10 EnWG-E nur die \r\nVorgaben der GasRL umsetzen und der BNetzA keine darüberhinausgehenden Monitoringauf\u0002gaben zuweisen. Die Überwachung von ungewöhnlichen Marktbewegungen durch die \r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 62 von 75\r\nRegulierungsbehörde, die z.B. Anlass zum Verdacht auf Marktmanipulation geben können, ist \r\nohnehin durch REMIT sichergestellt. \r\nBei der Umsetzung des Monitorings des Zusammenhangs von Großhandels- und Endverbrau\u0002cherpreisen ist zudem Vorsicht geboten, da die Preisgestaltung im Endkundenmarkt abhängig \r\nvon den individuellen Beschaffungs- und Risikomanagementstrategien der Versorger ist und \r\neine unmittelbare Korrelation von Großhandels- und Endkundenpreisen unter Umständen nur \r\nschwer nachweisbar ist. Die Auswirkungen der Energiepreiskrise 2022 auf die Endkundentarife \r\nhat dies deutlich gezeigt. Je nach Grad und Anteil der Absicherung bzw. Spotbeschaffung sind \r\ndie Mitte 2022 aufgetretenen hohen Spotpreise sofort oder erst verzögert an die Endkunden \r\nweitergegeben worden. Gleichermaßen werden bei hohem Terminanteil der Beschaffung \r\nPreissenkungen am Großhandelsmarkt wie im Laufe des Jahres 2023 nur verzögert in den End\u0002kundenpreisen sichtbar. Daher ist bei der Umsetzung der Vorgabe aus der Richtlinie darauf zu \r\nachten, die Heterogenität des Energiemarktes, seiner Akteure und Beschaffungsstrategien \r\nentsprechend zu berücksichtigen, um nicht aufgrund unpräziser Annahmen zur Korrelation \r\nvon Großhandels- und Endkundenpreisen falsche Schlüsse über das Verhalten der Marktak\u0002teure zu ziehen.\r\n8.3 Zu § 41c - Vergleichsinstrumente bei Energielieferungen\r\nDie Regelung dient der Umsetzung des Art. 14 GasRL, der vorgibt, dass neben Strom auch für \r\nGas ein unabhängiges Vergleichsinstrument für Letztverbraucher bis zu 100.000 kW/h Jahres\u0002verbrauch zur Verfügung stehen muss. Die Regelung ist bei einer bürokratiearmen Umsetzung \r\nund wenn keine aufwändigen und teuren Pflichten zur Bereitstellung von Daten entstehen, \r\numsetzbar, dafür sollte hierbei eine schlanke Lösung gewählt werden. Da Tarife abhängig von \r\nden Netzentgelten in den jeweiligen Netzgebieten sind, Netzentgelte ggf. anlagenspezifisch \r\nreduziert sind und auch die Kosten für die Energie ggf. kundenspezifisch unterschiedlich sind \r\n(Beispiel Verbrauchsmenge etc.) könnten deutschlandweit bei zum Beispiel ca. 700 Netzgebie\u0002ten Gas und über 1.000 Tarifen für Gas eine nicht mehr beherrschbare Menge an kundenindi\u0002viduellen Tarifen zu vergleichen sein. Das würde, neben einer Einschränkung der Transparenz, \r\nauch die Anforderungen eines Portals an Datenerfassung, Datenmanagement und transpa\u0002rente Darstellung vor extreme Herausforderungen stellen und einen hohen Bürokratieauf\u0002wand bedeuten. Ebenso besteht eine hohe Wahrscheinlichkeit, dass künftig KI-gestützte Por\u0002tale klassische Vergleichsplattformen ablösen werden. Deshalb wäre aus Gründen des Büro\u0002kratieabbaus eine Änderung der Vorgaben der Strom- und Gasrichtlinien auf EU Ebene sinn\u0002voll, die die Entwicklung von KI-gestützten Lösungen zum Tarifvergleich antizipiert und nicht \r\nACHTUNG 1:1 UMSETZUNG ACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 63 von 75\r\nfür eine absehbar kurze Übergangszeit eine sehr teure und aufwändiges Vergleichsinstrument \r\nfordert. \r\n8.4 Zu § 43 – Erfordernis der Planfeststellung\r\n➢ Zu Absatz 2 – Freiwillige Planfeststellung für Gasleitungen unter DN 300\r\nDer BDEW begrüßt die neu eingefügte Möglichkeit einer freiwilligen Planfeststellung für Gas\u0002leitungen unter DN 300. Damit wird für Fernleitungen eine Regelungslücke geschlossen, die \r\nbislang in der Praxis regelmäßig Projektverzögerungen bedingte.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung sollte im weiteren Verfahren beibehalten werden.\r\n➢ Zu Absatz 4a – Bearbeitungsvorrang für Leitungsbauvorhaben\r\nDer BDEW begrüßt zudem die im neuen Absatz 4a eingefügte Regelung über einen Bearbei\u0002tungsvorrang von Leitungsbauvorhaben. Die Regelung kann zu einer zügigeren Bearbeitung \r\nder Vorhaben beitragen.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung sollte im weiteren Verfahren beibehalten werden.\r\n8.5 Zu § 43b - Aktualitätsvermutung für Umweltgutachten und Planfeststellungsfristen\r\n➢ Zu Absatz 4\r\nDer BDEW begrüßt, dass zukünftig die Aktualitätsvermutung von Gutachten gemäß § 43b \r\nAbs. 4 EnWG-E auch für Gasversorgungsleitungen und LNG-Anbindungsleitungen gelten soll. \r\nDie Beschränkung dieser Regelung auf nur einige der von § 43 EnWG erfassten Vorhabenarten \r\nwar nicht überzeugend.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung sollte im weiteren Verfahren beibehalten werden.\r\n➢ Zu Absatz 7\r\nDer BDEW begrüßt die Regelung über eine Frist zum Abschluss des Planfeststellungsverfah\u0002rens. Auch wenn die Vorgabe der Richtlinie nur die auch von der Umsetzungsvorschrift erfass\u0002ten Gasversorgungs- und LNG-Anbindungsleitungen erfasst, sollte die nationale Umsetzungs\u0002regelung sich nicht auf diese Vorhabenarten beschränken. Auch bei allen anderen von § 43 \r\nEnWG erfassten Vorhabenarten besteht ein Bedürfnis für schnellstmögliche Entscheidung, so \r\ndass die Fristenregelung auch für diese Vorhabenarten gelten sollte. \r\nSeite 64 von 75\r\nKritisch zu sehen ist die Festlegung der Frist von 24 bzw. 36 Monaten für den Abschluss des \r\nPlanfeststellungsverfahren. Hierdurch ist zu befürchten, dass im Vergleich zum Wasserstoff \r\nentsprechende Verfahren mit Verweis auf die unterschiedlichen Zeiten (Wasserstoffbeschleu\u0002nigungsgesetz (WassBG) = 1 Jahr, hier 2 bzw. 3 Jahre) zeitlich gestreckt werden. Ein Gleichlauf \r\nmit der Jahresregelung in § 43l Abs. 2 EnWG wäre daher zu begrüßen.\r\nZudem offenbart die Regelung einen Schwachpunkt der geltenden Regelungen des EnWG, in\u0002dem sie für den Beginn des Fristablaufs die Auslegung der Planunterlagen festlegt. Hier sollte \r\n– wie in anderen Verfahren, etwa nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) – auf \r\ndie Vollständigkeit der Unterlagen abgestellt werden. Dies erfordert allerdings, dass auch im \r\nEnWG eine entsprechende Regelung zur Vollständigkeit der Antragsunterlagen ergänzt wird. \r\nHierzu hat der BDEW bereits frühzeitig, beispielsweise in seinem Positionspapier zur Ausbau\u0002beschleunigung Stromverteilernetz (dort ab Seite 15), Vorschläge unterbreitet. \r\n› BDEW-Forderungen\r\nEine Frist für die Durchführung des Planfeststellungsverfahrens sollte beibehalten wer\u0002den. Die Frist sollte allerdings entsprechend den nach dem Wasserstoffbeschleunigungs\u0002gesetz für Wasserstoffleitungen geltenden Regelungen ebenfalls nur 12 Monate betra\u0002gen.\r\nDer Anknüpfungspunkt für den Fristbeginn sollte die Vollständigkeit der Planfeststel\u0002lungsunterlagen sein. \r\nEine Regelung zur Vollständigkeit der Planfeststellungsunterlagen sollte ergänzt werden.\r\n8.6 Zu § 46a - Auskunftsanspruch der Gemeinde im Konzessionsverfahren \r\nKonzessionsverfahren für Strom- und Gasnetze sind komplex und für Kommunen sowie Ener\u0002gieversorgungsunternehmen mit hohem Aufwand verbunden. \r\nEine Erleichterung im Sinne des Bürokratieabbaus kann in \r\n§ 46a EnWG geschaffen werden. Danach ist der bisherige Kon\u0002zessionsnehmer verpflichtet, der Kommune spätestens ein Jahr vor Bekanntmachung über das \r\nAuslaufen des Konzessionsvertrags eine Reihe von Daten herauszugeben. Die Regelung wird je \r\nnach Gemeinde unterschiedlich gehandhabt; teilweise wird § 46a EnWG aber so ausgelegt, \r\ndass die Datenherausgabe unaufgefordert erfolgen muss. Dies gilt auch dann, wenn es keinen \r\nDritten im gegenständlichen Verfahren gibt. \r\nFür den bisherigen Nutzungsberechtigten bedeutet diese Auslegung der gesetzlichen Anforde\u0002rung einen zusätzlichen Aufwand bzw. Personalbedarf für die Ermittlung und Bereitstellung \r\nder geforderten - teilweise manuell und stichtagsbezogen zu berechnenden - Netzdaten. \r\nSeite 65 von 75\r\nInsbesondere vor dem Hintergrund eines mangelnden Wettbewerbs um Gaswegenutzungs\u0002verträge führt die o.g. Auslegung zu keiner bedarfsgerechten Erstellung und anschließenden \r\nVerarbeitung der Netzdaten. \r\nAls Lösung bedarf es einer Klarstellung des gesetzlichen Rahmens, die dazu führt, dass Netzda\u0002ten vom bisherigen Nutzungsberechtigten immer erst dann zur Verfügung gestellt werden \r\nmüssen, wenn diese durch Anforderung der Gemeinde im gegenständlichen Verfahren not\u0002wendig sind. Der bisherige Nutzungsberechtigte ist nach wie vor gegenüber der Gemeinde zur \r\nHerausgabe der Netzdaten verpflichtet. Würde dieser die Netzdaten jedoch nur dann zur Ver\u0002fügung stellen müssen, wenn die Gemeinde hierfür eine Notwendigkeit sieht, führe dieses \r\nVorgehen in vielen Fällen zu verkürzten und vereinfachten Konzessionierungsverfahren. Die \r\nGemeinde behielte ihre gemäß § 46 Abs. 3 Satz 1 EnWG ohnehin zugewiesene initiierende und \r\nleitende Rolle im Verfahren inne. \r\n8.7 Zu Artikel 3 - Änderung des Bundesberggesetzes \r\n8.7.1 Zu § 54 - Zulassungsverfahren\r\nNachdem im Wasserstoffbeschleunigungsgesetz mit § 35h Abs. 8 EnWG eine regulatorische \r\nVorgabe zur unbürokratischen Umwidmung von Gasspeichern in Wasserstoffspeicher geschaf\u0002fen wird, befürwortet es der BDEW, dass mit § 54 BbergG nun auch eine unkomplizierte Um\u0002widmung der Speicher im Genehmigungsrecht – über ein Anzeigeverfahren – geschaffen wird. \r\nDie Regelung ist zu begrüßen.\r\nDa § 54 BBergG allerdings die Verfahrensbeteiligung Dritter regelt und auf Untergrundspei\u0002cher nach § 126 Abs. 1 BBergG lediglich entsprechend anzuwenden ist, während der neue Ab\u0002satz 2a die Betriebspläne betrifft und sich ausdrücklich nur auf Untergrundspeicher von Erdgas \r\nbezieht, wäre es aus systematischer Sicht besser, diese Regelung in § 126 BBergG aufzuneh\u0002men.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung sollte im weiteren Verfahren beibehalten werden. Wir empfehlen jedoch, \r\nden neuen Absatz in § 126 BBergG anstatt in § 54 BbergG aufzunehmen.\r\nDaneben begrüßt der BDEW, dass für die Umwidmung von Erdgasspeichern zu Wasser\u0002stoffspeichern ein vereinfachtes Verfahren gilt. Die bestehende Genehmigung bleibt be\u0002stehen, sofern die Behörde nicht innerhalb von drei Monaten einen neuen Betriebsplan \r\nverlangt. Der BDEW spricht sich hier jedoch dafür aus, das Verlangen der Behörde um \r\neine Begründungspflicht zu erweitern. \r\n› BDEW-Forderung\r\nSeite 66 von 75\r\nNach § 54 Absatz 2 BbergG wird der folgende Absatz 2a eingefügt:\r\n„(2a) Ein Betriebsplan für die Untergrundspeicherung von Erdgas gilt auch für die Unter\u0002grundspeicherung von Wasserstoff, wenn der Betreiber des Untergrundspeichers der zu\u0002ständigen Behörde die geplante Umwidmung des Untergrundspeichers anzeigt und die \r\nzuständige Behörde nicht innerhalb von drei Monaten nach Anzeige die Vorlage eines \r\noder mehrerer neuer Betriebspläne verlangt und dieses Verlangen eingehend begrün\u0002det.“ \r\nIm Übrigen weist der BDEW darauf hin, dass die aktuell unzureichende Regulierung des Stillle\u0002gungsprozesses bzw. Umwidmung von Erdgas- auf Wasserstoffspeicher nach 35h EnWG hin\u0002sichtlich der Bewertungskriterien, der Dauer des Prozesses und der Entschädigungsregelun\u0002gen, einer Präzisierung und Konkretisierung bedürfen. \r\n8.7.2 Zu § 126 - Untergrundspeicherung\r\nDie Regelung einer Frist für die Zulassung eines Betriebsplans für Untergrundspeicher ist zu \r\nbegrüßen. Auch hier könnte jedoch darüber nachgedacht werden, den Fristbeginn nicht erst \r\nauf den Beginn der Auslegung der Unterlagen festzulegen. Vielmehr wäre auch hier eine Voll\u0002ständigkeitsregelung, wie sie mittlerweile in zahlreichen Regelungen besteht (BImSchG, \r\nWassBG etc.) auch für diese Verfahren im Bergrecht zu verankern und die Frist mit Vollstän\u0002digkeit der Antragsunterlagen beginnen zu lassen (siehe hierzu auch oben zu § 43b Absatz 7 \r\nEnWG). Dass zudem nicht zwischen verschiedenen Betriebsplantypen unterschieden wird, \r\nkann in der Praxis die falschen Signale setzen: \r\n Schon für Rahmenbetriebspläne und Hauptbetriebspläne (und perspektivisch Ab\u0002schlussbetriebspläne), die Wasserstoff (geregelt in § 57e BbergG) oder Erdgas (nach \r\n§ 126 BbergG) erstmals behandeln, ist eine Bearbeitungsfrist von zwei Jahren und \r\nggfs. sogar drei Jahren deutlich zu lang. Hier wäre es angemessener, dies auf ein Jahr \r\nmit ggfs. drei Monaten begründeter Verlängerung zu reduzieren. Dies würde den ge\u0002wünschten Hochlauf der Speicherkapazitäten entsprechend um gut ein Jahr be\u0002schleunigen können.\r\n• Für Sonderbetriebspläne und Folge-Hauptbetriebspläne sind Bearbeitungsfristen von \r\nbis zu drei Jahren deutlich zu lang. Hauptbetriebspläne haben in der Regel eine Lauf\u0002zeit von zwei Jahren. Die Bearbeitungsfrist überschreitet damit häufig die Laufzeit \r\ndes Betriebsplans. D.h., dass vom Unternehmen in der Regel neben dem nächsten \r\nauch bereits der übernächste Hauptbetriebsplan bereits beantragt werden müsste, \r\nbevor der aktuelle überhaupt ausläuft. Dies führt zu erheblichen und unnötigen Be\u0002lastungen für das Unternehmen und die Behörde. \r\nSeite 67 von 75\r\n• Sonderbetriebspläne sind in der Regel von geringem Umfang für konkrete Einzelas\u0002pekte. Hier sind Bearbeitungszeiten von wenigen Wochen üblich. Längere Bearbei\u0002tungszeiten würden eine effektive Umsetzung der Sonderbetriebspläne verhindern. \r\nFür diese Fälle eine maximale Bearbeitungsfrist von mehreren Jahren vorzusehen, \r\nsetzt das falsche Signal.\r\n› BDEW-Forderungen\r\nDie Frist für die Durchführung des Betriebsplanverfahrens sollte beibehalten werden. \r\nDie Frist sollte auf ein Jahr verkürzt werden. Für Sonderbetriebspläne sollte ein Hinweis \r\naufgenommen werden, dass die vorgegebene Frist das Maximum der Bearbeitung dar\u0002stellt und in der Regel eine Zulassung schneller erfolgen sollte.\r\nDer Anknüpfungspunkt für den Fristbeginn sollte die Vollständigkeit der Genehmigungs\u0002unterlagen sein. \r\nEine Regelung zur Vollständigkeit der Genehmigungsunterlagen sollte ergänzt werden.\r\n9 Rechtsklarheit schaffen\r\n9.1 Zu § 114 - Verbot langfristiger Verträge über die Lieferung von fossilem Gas\r\nIn § 114 EnWG-E wird das Verbot langfristiger Verträge über die Lieferung von fossilem Gas \r\nnach 2049 eingeführt. Es ist aktuell nicht absehbar, wie lange Erdgas in Deutschland benötigt \r\nwird, aber es ist wahrscheinlich, dass Erdgas noch sehr lange im Energiemix zur Gewährleis\u0002tung der Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit von Energie in der Transformation benötigt \r\nwird. \r\nDurch den neuen Zusatz in Absatz 2, gelten nun strengere Regeln für Gaslieferverträge für\r\nLetztverbraucher in Deutschland als zuvor vorgesehen. Diese sollen nicht länger als 2044 lau\u0002fen dürfen, außer das entstehende CO₂ wird komplett abgeschieden und gespeichert oder ge\u0002nutzt. Auch wenn der CCS/CCU-Anreiz willkommen ist, sind auch weitere Verfahren/Technolo\u0002gien zur Emissionsreduktion anzuerkennen, so wie es die englische Fassung der GasRL vor\u0002sieht. Der Regierungsentwurf geht deshalb über die Vorgaben der Richtlinie hinaus, indem der \r\nBegriff „unabated fossil gas“ nicht zutreffend übersetzt wird, sondern inhaltlich verschärft als \r\nzwingende CCS/CCU-Sicherstellungspflicht umgesetzt wird. Diese Fehlübersetzung führt zu ei\u0002ner nicht nötigen Ausweitung des Anwendungsbereichs und damit zu einer Verschärfung ge\u0002genüber dem EU-Recht. In diesem Zusammenhang ist die Frage nach der Notwendigkeit der \r\nkompletten CO2-Abscheidung und -Speicherung oder -Nutzung zu hinterfragen, wenn doch \r\nkohlenstoffarme Gase erlaubt sind, die sich schlussendlich der gleichen Technologie bedienen.\r\nDie Option Emissionsreduktionsverfahren/-technologien zu erlauben, erscheint auch vor der \r\nSeite 68 von 75\r\naktuell diskutierten Nutzung von Carbon Credits zur Erreichung der Klimaschutzziele auf EU\u0002Ebene relevant und sinnvoll.\r\nZudem sorgt die kürzere Laufzeit und das frühere Verbot für eine inkonsistente Regelung, \r\nauch in Hinblick auf die national geführte Diskussion um eine Grüngasquote, und der sog.\r\n„Bio-Treppe“ im zukünftigen Gebäudemodernisierungsgesetz. Der Absatz 2 nennt nicht nur \r\n„langfristige“ Verträge, sondern statuiert ab 2045 de facto ein Verbot von Gaslieferverträgen \r\nmit Letztverbrauchern, unabhängig von der Laufzeit des Vertrages. Die Einschränkung auf \r\nlangfristige Lieferverträge ist hier, im Gegensatz zu § 114 Abs.1 Satz 2 EnWG gerade nicht ent\u0002halten. Die Regelung in Absatz 2 kann zu einer Versorgungslücke auch für große Industrieab\u0002nehmer und Gaskunden führen, wenn Wasserstoff, Biomethan oder CCS nicht im ausreichen\u0002den Maße vorhanden sind. Eine Notwendigkeit des Verbotes zum jetzigen Zeitpunkt ist dem\u0002entsprechend kritisch zu sehen. Auch der Absatz 2 greift zu weit, da der englische Originaltext \r\nweitere Emissionsvermeidungstechnologien zulässt und die frühere Frist Verwerfungen auf \r\ndem europäischen Binnenmarkt verursachen kann. Zudem stünde eine frühere Frist dem Ziel \r\nder Entbürokratisierung entgegen. Der Absatz 2 ist entsprechend zu streichen. \r\nDie Einschränkung in Absatz 1, dass dies nur für Lieferungen an Abnehmer in Deutschland gilt,\r\nist richtig, weil sich die EU-Richtlinie offensichtlich nur auf die Gasversorgung und den Netzzu\u0002gang innerhalb der EU bezieht und die nationale Umsetzung nicht außerhalb der deutschen\r\nGrenzen Anwendung finden kann. Lieferverträge über Mengen, die gar nicht für den Import \r\nnach Deutschland vorgesehen sind, können von dieser Regelung nicht umfasst werden. Dem\u0002entsprechend sollte dies klargestellt werden, um auch Lieferungen, deren Verwendung bei \r\nVertragsabschluss offenbleiben, nicht von der Regelung zu umfassen. \r\nDer BDEW begrüßt die Erläuterungen zu § 114 EnWG-E zum Teil. Dies gilt insbesondere für die \r\nKlarstellung, dass erneuerbare Gase und kohlenstoffarme Gase sowie Wasserstoff von der Re\u0002gelung ausgenommen sind. Der vorgelegte Entwurf für die Umsetzung der entsprechenden \r\nRegelung aus der GasRL wirft allerdings noch nachfolgende Fragen auf.\r\nEs ist nicht klar, welche Mengen Kohlendioxid zu kompensieren bzw. zu speichern sind. Es \r\nkann davon ausgegangen werden, dass es sich um die in den jeweiligen Vorketten entstehen\u0002den Kohlendioxidemissionen für z.B. Produktion, Aufbereitung, Verflüssigung, Transport und \r\nRegasifizierung handelt. Dann wäre aber unklar, inwieweit kohlenstoffarmer Wasserstoff, der \r\nvon der Regelung ausgenommen ist, von fossilem Gas mit Emissionsreduktionstechnologien \r\nunterschieden würde, insbesondere wenn u.U. kohlenstoffarmes Gas eine weniger strikte Re\u0002duktion von Kohlendioxidemissionen einzuhalten hätte. Daher wäre eine Klarstellung im Ge\u0002setzestext oder durch spätere Verordnungen angebracht, die die zu kompensierende Menge \r\nan Kohlendioxid definiert. \r\nSeite 69 von 75\r\nZudem ist nicht eindeutig, ob neue, langfristige Verträge, die über den 31. Dezember 2049 \r\nhinausgehen, bereits mit Inkrafttreten der Novelle einen Nachweis über eine – ggf. vorerst nur \r\ngeplante – Kompensation der Kohlendioxidemissionen erbringen müssen, oder ob – was ein\u0002deutig vorzugswürdig wäre – solche Verträge weiterhin abgeschlossen werden dürfen und \r\nerst ab dem 1. Januar 2050 einen Nachweis über die entsprechende Kompensation, Speiche\u0002rung oder Nutzung des Kohlendioxids vorlegen müssen. \r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass es im EnWG keine Legaldefinition von fossilem\r\nGas gibt. Hieraus können sich Unsicherheiten bezüglich des konkreten Anwendungsbereichs \r\nder Norm ergeben. \r\n› BDEW-Forderungen\r\n§ 114 EnWG-E Absatz 1 ist um die folgenden Änderungen zu ergänzen:\r\n„(1) Marktteilnehmer dürfen über die Lieferung von fossilem Gas keine Verträge mit ei\u0002ner Laufzeit von mehr als einem Jahr über den 31. Dezember 2049 hinaus abschließen, \r\nsofern die Abscheidung und dauerhafte Speicherung von Kohlendioxid oder dessen roh\u0002stoffliche Nutzung oder eine anderweitige Kompensation der mit der Lieferung verbun\u0002denen Scope 3 Kohlendioxidemissionen ab dem 1. Januar 2050 nicht sichergestellt wer\u0002den kann und der Vertrag eine Lieferung an Abnehmer ausschließlich in Deutschland \r\nzulässt.“\r\n§ 114 Absatz (2) EnWG-E ist zu streichen.\r\nEin Verbot der Abschlüsse von langfristigen Gaslieferverträgen ab 2049, welche zudem aktuell \r\ndurch Anforderungen der EU-Methanverordnung bereits erheblichen Unsicherheiten ausge\u0002setzt sind, wird das Zustandekommen ebensolcher bis dahin zusätzlich erschweren. Dies kann \r\nsich negativ auf die Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit der EU auswirken. \r\nLangfristige Verträge sind nicht nur für die Versorgungssicherheit wichtig, sondern wirken \r\nsich auch langfristig kostensenkend aus und reduzieren die Volatilität der Energiepreise. Der \r\nAbschluss kürzerer und kurzfristigerer Verträge ist auf Dauer entsprechend mit höheren Prei\u0002sen und höherer Preisvolatilität verbunden. \r\nDie Umsetzung sollte daher möglichst flexibel erfolgen. Entscheidend ist, die realistische Ver\u0002fügbarkeit von Alternativen (grüner und blauer Wasserstoff bzw. CCS/CCU-Technologie) in die \r\nUmsetzung einzubeziehen. \r\n9.2 Zu § 3 – Begriffsbestimmungen\r\nAuch wenn der Gesetzentwurf an einigen Stellen bereits an den jeweils richtigen Begriff ange\u0002passt wurde, weist der BDEW weiterhin darauf hin, dass der Regierungsentwurf insgesamt auf \r\nSeite 70 von 75\r\ndie richtige Verwendung des zutreffenden Begriffs „Gas“ anstelle von „Erdgas“ zu prüfen ist. \r\nDies ist nach wie vor nicht an allen Stellen erfolgt. Auch die weiteren Begrifflichkeiten enthal\u0002ten Unklarheiten, Inkonsistenzen und Widersprüchlichkeiten. Der BDEW bittet um eine grund\u0002legende Überprüfung.\r\nDas gilt auch für Artikel 2 des Entwurfs (Änderung des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschrän\u0002kungen).\r\n9.2.1 Ein- und Ausspeisekapazität\r\nDie präzisen Definitionen der Ein- und Ausspeisekapazität in Nummer 4 und Nummer 29 so\u0002wie die Aufnahme der Maßeinheit „Normkubikmeter“ in die beiden Begriffsbestimmungen \r\nsind zu begrüßen.\r\n9.2.2 Zu Nummer 42a „erneuerbares Gas“\r\nDer bislang unter § 3 Nr. 10g EnWG definierte Begriff „Biogas“ wird nunmehr durch den Be\u0002griff „erneuerbares Gas“ ersetzt. Zusätzlich führt der Gesetzesentwurf die Begriffe „Kohlen\u0002stoffarmes Gas“ und „Kohlenstoffarmer Wasserstoff“ ein. Die Übernahme dieser Begriffe ist \r\neuroparechtlich angezeigt. \r\nDie Begriffsbestimmung für „erneuerbares Gas“ umfasst laut Nummer 42a unter anderem „Bi\u0002ogas im Sinne des Artikels 2 Nummer 28 der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom \r\n13. Juni 2024“. Gemäß Art. 2 Nr. 28 Richtlinie (EU) 2018/2001 fallen unter den Begriff „Bio\u0002gas“ „gasförmige Kraft- und Brennstoffe, die aus Biomasse hergestellt werden“. Der Rechts\u0002klarheit halber stellt sich die Frage, ob neben der bloßen Verweisung auf die Erneuerbaren \r\nEnergien Richtlinie diese Definition direkt in die nationale Begriffsbestimmung überführt wer\u0002den könnte. \r\nIn diesem Zusammenhang wäre auch zu erwägen, eine eigene Begriffsdefinition für Biogas \r\neinzufügen. Denn bereits erlassene Festlegungen der BNetzA knüpfen an den Biogasbegriff \r\ndes EnWG an, ohne dass dies im Widerspruch zum Europarecht stünde (siehe z.B. Rz. 28 der \r\nBegründung der Festlegung BK7-24-0010 „ZuBio“). Gleiches gilt für die noch fortlaufenden Re\u0002gelungen zu Biogas in der GasNEV sowie in § 118 Abs. 4 EnWG. \r\nHinweisen möchte der BDEW auch auf ein Missverständnis im Zusammenhang mit der deut\u0002schen Sprachfassung der Erneuerbaren Energien Richtlinie, die den Begriff „fuel\" verwendet, \r\nder sowohl Kraftstoff als auch Brennstoff bedeuten kann, aus der maßgeblichen englischen \r\nSprachfassung jedoch zu eng mit \"Kraftstoff\" übersetzt wurde. Neben Art. 2 Nr. 36 Richtlinie \r\n(EU) 2018/2001 ist daher auch Art. 2 Nr. 22a Richtlinie (EU) 2018/2001 zu beachten, die in der \r\ndeutschen Fassung klarstellt, dass „renewable fuel\" sowohl \"erneuerbare Kraftstoff\" als auch \r\nSeite 71 von 75\r\n\"erneuerbarer Brennstoff\" bedeuten kann. Der BDEW schlägt daher vor, klarzustellen, dass \r\n\"erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs\" ein gängiger Ausdruck ist, der die Ver\u0002wendung als Brennstoff (energiesteuerlich: Kraftstoff oder Heizstoff) umfasst.\r\nIm Weiteren wäre zu überlegen, eine Begriffsbestimmung für „Biomethan“ in das EnWG auf\u0002zunehmen. Die Begriffsbestimmung für „erneuerbares Gas“ umfasst, wie aufgezeigt, Biogas \r\n„einschließlich solches, das zu Biomethan aufbereitet wurde“. Biomethan bezeichnet „durch \r\ntechnische Aufbereitung getrocknetes, entschwefeltes und von Kohlendioxid getrenntes Bio\u0002gas“. An diesen Begriff ließen sich sodann auch etwaige Privilegierungen, z.B. hinsichtlich des \r\nNetzanschlusses von „Biomethanerzeugungsanlagen“ nach § 17 Abs. 1b EnWG-E knüpfen. \r\n9.2.3 Zu den entflechtungsrelevanten Nummern 10b, 10e und 10g, sowie 37, 38, 39f, 39h \r\nund 39i \r\nHinsichtlich der mit der Entflechtung zusammenhängenden Begriffsdefinitionen ergeben sich \r\nverschiedene Interpretationsfragen. Dies gilt unter anderem für die Nutzung des Wortes \r\n„Transport“ und des Wortes „Verbindungsleitungen“ in den Begriffsbestimmungen.\r\nNach der Nummer 10b, die unverändert bleibt, übernehmen Betreiber von Wasserstoffnetzen \r\ndie Aufgabe des Transports und der Verteilung von Wasserstoff. Betreiber von Wasserstoff\u0002verteilernetzen sind dabei Personen, die die Verteilung übernehmen (neue Nummer 10g). Die \r\nVerteilung nach Nummer 37 ist definiert als Transport von Wasserstoff. Für den „Transport“ \r\nvon Wasserstoff ist allerdings definitionsgemäß wieder der Wasserstofftransportnetzbetreiber \r\nnach Nummer 39f verantwortlich, nicht der Wasserstoffverteilernetzbetreiber. Dasselbe gilt \r\nfür Nummer 39i, der ein Wasserstoffverteilernetz als ein Wasserstoffnetz für den örtlichen \r\noder regionalen „Transport“ von Wasserstoff definiert.\r\nDiese Verwirrung könnte vermieden werden, wenn die Wasserstofffernleitung, wie in der Gas\u0002binnenmarktrichtlinie angelegt, auch als solche bezeichnet würde und nicht als „Transport“. \r\nDer Begriff „Transport“ umfasst traditionell sowohl die Verteilung als auch die Fernleitung. \r\nWenn die Fernleitung von Wasserstoff weiter als „Wasserstofftransport“ bezeichnet werden \r\nsoll, wäre eine begriffliche Unterscheidung z.B. in dem Begriff „Transport“ für die Fernleitung \r\nvon Wasserstoff und „Transportieren“ für die Verteilung sinnvoll. Alternativ könnte der Begriff \r\n„Transport“ im Zusammenhang mit der Fernleitung von Wasserstoff auch als „Wasserstoff\u0002fernleitung“ bezeichnet werden. Der Begriff „Wasserstofftransport“ kommt im Gesetz auch in \r\nNummer 38 vor und wäre an dieser Stelle zu ändern. Neben den Begriffsbestimmungen wird \r\nder Begriff „Wasserstofftransport“ nur in § 6b und in § 28k Abs. 1 EnWG-E verwendet. An bei\u0002den Stellen könnte er parallel zu den Begriffen aus dem Gasbereich durch den Begriff „Was\u0002serstofffernleitung“ ersetzt werden. Dann müsste eine entsprechende Erweiterung in § 3 \r\nNr. 19 EnWG-E auf Wasserstoff vorgenommen werden. Der Begriff \r\nSeite 72 von 75\r\n„Wasserstofftransportnetz“ könnte dagegen unverändert bleiben, da über die Definition der \r\nBetreiberbegriffe eine entsprechende Klarstellung erfolgt.\r\nDarüber hinaus nutzen die Begriffsdefinitionen an verschiedenen Stellen den Begriff „Verbin\u0002dungsleitung für Wasserstoff“, obwohl der Begriff „Verbindungsleitung“ (im Sinne eines \r\nGrenzübergangspunktes) in Nummer 34 bereits legal definiert und um „Wasserstoff“ ergänzt \r\nist. Daher führt die Erweiterung „für Wasserstoff“ zu der Frage, ob ggf. noch andere als die in \r\nNummer 34 definierten Verbindungsleitungen gemeint sein könnten. Dies ist auch deswegen \r\nwichtig, weil nicht jede Leitung, die ein oder mehrere Netze „verbindet“ und damit zu einem \r\nvermaschten Netz führt, auch eine Verbindungsleitung im Sinne des EnWG bzw. der Gasbin\u0002nenmarktrichtlinie ist. Daher sollte der Zusatz „für Wasserstoffnetze“ in Nummer 39f jeweils \r\ngestrichen werden. Die Regelung ist trotzdem klar genug, da eine Verbindungsleitung für Gas \r\n– über die Gas geleitet wird – nicht zwei Wasserstoff(fern)leitungsnetze verbindet. \r\nAußerdem sollte zu Nummer 37 klargestellt werden, dass ein Wasserstoffverteilernetz auch \r\nvorliegen kann, wenn zwar ein Grenzkopplungspunkt vorhanden ist, über die Leitung aber nur \r\nregional Wasserstoff geleitet wird, wie dies in Erwägungsgrund 79 der Gasbinnenmarktrichtli\u0002nie angelegt ist. Eine solche Leitung dient auch nicht dem Zweck, die nationalen Wasserstoff\u0002netze von Mitgliedsstaaten zu verbinden. Entgegen vorgenanntem Erwägungsgrund 79 wird in \r\nder Gesetzesbegründung derzeit nämlich ausgeführt, dass ein Wasserstoffnetz mit Grenzkopp\u0002lungspunkt definitorisch ein Wasserstofftransportnetz sei. Mit Blick auf die Definition des \r\nFernleitungsnetzbetreibers in Nummer 5 mag dies korrekt sein, in der Definition des Wasser\u0002stofftransports in Nummer 39f findet der Grenzkopplungspunkt jedoch ausdrücklich und in \r\nrichtlinienkonformer Umsetzung keine Erwähnung. Ein Wasserstoffverteilernetz darf außer\u0002dem nicht mit oder mit zwei oder mehr Wasserstoffverbindungsleitungen verbunden sein \r\n(Art. 2 Nr. 24 GasRL), umgesetzt in Nummer 39f lit b) als Bestandteil der Definition des Was\u0002serstofftransports. Hier bedarf es zwingend einer Klarstellung dahingehend, dass dieses Krite\u0002rium nicht bereits dann erfüllt sein kann, wenn ein Verteilernetz, welches der örtlichen bzw. \r\nregionalen Verteilung und Ausspeisung dient, zwei Übernahmestationen zu Verbindungslei\u0002tungen zwecks Entnahme von Wasserstoff aufweist. Die Notwendigkeit der Klarstellung wird \r\ninsbesondere mit Blick auf die heutige Struktur des Gasnetzes klar, wo etliche Gasverteiler\u0002netzbetreiber zwei oder mehr Übernahmestationen zu Fernleitungsnetzbetreibern haben. Es \r\nist nicht schlüssig, weshalb Wasserstoffverteilernetzbetreiber auf eine Übernahmestation mit \r\neiner Verbindungsleitung beschränkt sein sollten. \r\nDarüber hinaus sollte klargestellt werden, dass keine direkte Verbindung vorliegt, wenn zwi\u0002schen dem Terminal oder dem Speicher oder der Wasserstoffverbindungsleitung und dem \r\nWasserstoffverteilernetz ein anderer Betreiber tätig ist oder der Anschluss nicht direkt an die \r\nWasserstoffverbindungsleitung erfolgt. \r\nSeite 73 von 75\r\nDes Weiteren ist überlegenswert, anstelle des Begriffs „Versorgung“ für die Definitionen in al\u0002len Sektoren, die sich auf Netze beziehen, einheitlich den Begriff „Belieferung“ zu verwenden. \r\n„Belieferung“ wird beispielsweise auch in der Begriffsbestimmung für „Übertragung“ verwen\u0002det und verdeutlicht die Abgrenzung des Netzbereichs vom Vertriebsbereich besser als der \r\nBegriff „Versorgung“, der nach der Definition im EnWG auch den Betrieb eines Netzes um\u0002fasst. Dann könnte auch das Wort „selbst“ gestrichen werden, da sich dies ursprünglich auf \r\ndie doppelte Nennung des Wortes „Versorgung“ bezieht: „Versorgung ermöglichen… aber \r\nnicht die Versorgung selbst“.\r\nEs sollte auch klargestellt werden, dass die Umwidmung, bzw. Umstellung auch nach dem ge\u0002nannten Zeitpunkt erfolgt sein kann. Ein Netz ist auch dann als teilweise umgewidmet oder \r\numgestellt anzusehen, wenn die Umstellung nicht den überwiegenden Teil des Netzes betrifft, \r\ndieser Teil aber eine erhebliche Bedeutung für das Netz des Netzbetreibers hat.\r\nIn der Begriffsdefinition des vertikal integrierten Unternehmens sollte auch erwogen werden \r\nden Begriff „Erdgas“ ggf. durch den Begriff „Gas“ zu ersetzen, um auch Gas zu erfassen, das \r\nhauptsächlich aus Methan besteht.\r\nDie vorgeschlagene Präzisierung des Begriffs „Wasserstoffterminal“ unter § 115a ist erforder\u0002lich, um Auslegungsunsicherheiten zu vermeiden und Systemgrenzen sicher zu bestimmen. \r\nDer geltende Wortlaut lässt bislang offen, ob bereits einzelne Funktionen, spezifisch die Um\u0002wandlung, für eine Qualifizierung ausreichen, was in der Praxis zu Fehlklassifizierungen führen \r\nkann, etwa bei industriellen Umwandlungsanlagen wie Crackern ohne eigene Entlade- oder \r\nterminaltypische Funktion. Die Klarstellung gewährleistet eine sachgerechte Abgrenzung, er\u0002höht die Investitions- und Planungssicherheit und sichert eine konsistente regulatorische Ein\u0002ordnung.\r\n› BDEW-Forderungen\r\nDer BDEW schlägt deshalb folgende Anpassungen von § 3 EnWG-E vor:\r\n„20. Betreiber von Wasserstofftransportnetzen\r\nnatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbstständige Organisationsein\u0002heiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe des Wasserstofftrans\u0002ports der Wasserstofffernleitung wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, \r\ndie Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau eines Wasserstofftransportnetzes,\r\n20b. Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen \r\nnatürliche Personen oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisati\u0002onseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verteilung \r\nvon Wasserstoff wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung \r\nSeite 74 von 75\r\nsowie erforderlichenfalls den Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes in einem bestimm\u0002ten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen Leitungen, die das Wasser\u0002stoffverteilernetz mit anderen Netzen verbinden,“. \r\n„45. Fernleitung\r\nder Transport von Erdgas durch ein Hochdruckfernleitungsnetz, mit Ausnahme von vor\u0002gelagerten Rohrleitungsnetzen, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch \r\nnicht die Versorgung Belieferung der Kunden sowie die Wasserstofffernleitung nach \r\nNr. 116,“\r\n„108. Verteilung\r\nder Transport von Elektrizität mit hoher, mittlerer oder niederer Spannung über Elektrizi\u0002tätsverteilernetze oder der Transport von Gas über örtliche oder regionale Leitungsnetze \r\noder der Transport das Transportieren von Wasserstoff über örtliche oder regionale Lei\u0002tungsnetze, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch nicht die Belieferung \r\nder Kunden selbst; der Verteilung von Gas oder Wasserstoff dienen auch solche Netze, \r\ndie über Grenzkopplungspunkte verfügen, über die ausschließlich ein anderes, nachgela\u0002gertes Netz aufgespeist wird,“\r\n„115a Wasserstoffterminal“\r\nEine Anlage\r\na) zur Entladung und daran anschließenden Umwandlung von flüssigem Wasserstoff \r\noder flüssigem Ammoniak in gasförmigen Wasserstoff für die Einspeisung in das \r\nWasserstofftransportnetz oder Wasserstoffverteilernetz oder das Gasversorgungs\u0002netz oder\r\nb) zur Verflüssigung und Verladung von gasförmigem Wasserstoff, einschließlich Hilfs\u0002diensten und vorübergehender Speicherung, die für den Umwandlungsprozess und \r\ndie anschließende Einspeisung in das Wasserstofftransportnetz oder Wasserstoffver\u0002teilernetz erforderlich sind, jedoch mit Ausnahme der zu Speicherzwecken genutzten \r\nTeile von Wasserstoffterminals,“\r\n„116.Wasserstofftransportfernleitung\r\nder Transport von Wasserstoff, jedoch nicht die Versorgung Belieferung der Kunden \r\nselbst, durch ein Hochdruckleitungsnetz, mit Ausnahme von vorgelagerten Rohrleitungs\u0002netzen, um die Versorgung Belieferung von Kunden zu ermöglichen, sofern das Hoch\u0002druckleitungsnetz \r\na) in erster Linie dem Transport von Wasserstoff zu anderen Wasserstoffnetzen, Wasser\u0002stoffspeicheranlagen oder Wasserstoffterminals dient oder \r\nSeite 75 von 75\r\nb) Verbindungsleitungen für Wasserstoff oder Wasserstoffverbindungsleitungen mit \r\nDrittstaaten umfasst oder direkt mit Wasserstoffspeicheranlagen, Wasserstoffterminals \r\noder zwei oder mehr Verbindungsleitungen für Wasserstoff oder Wasserstoffverbin\u0002dungsleitungen mit Drittstaaten verbunden ist,“ \r\n„116b. Wasserstoffversorgungsnetze \r\nalle Wasserstofftransportnetze, Wasserstoffverteilernetze, Wasserstoffterminals oder \r\nWasserstoffspeicheranlagen, die für den Zugang zur Wasserstofftransportfernleitung, \r\nzur Verteilung und zu Wasserstoffterminals oder Wasserstoffspeicheranlagen erforder\u0002lich sind und die einem oder mehreren Energieversorgungsunternehmen gehören oder \r\nvon ihm oder von ihnen betrieben werden, einschließlich Wasserstoffnetzpufferung und \r\nseiner Anlagen, die zu Hilfsdiensten genutzt werden, und der Anlagen verbundener Un\u0002ternehmen, \r\n116c. Wasserstoffverteilernetz\r\nein Wasserstoffnetz für den die örtlichen oder regionalen Transport Verteilung von Was\u0002serstoff mit einem hohen Reinheitsgrad, das in erster Linie der Lieferung an direkt an das \r\nNetz angeschlossene Kunden dient, dabei sind solche Netze ausgenommen, die direkt mit \r\nWasserstoffspeicheranlagen oder Wasserstoffterminals verbunden sind, es sei denn, das \r\nbetreffende Netz war zum 4. August 2024 ein Verteilernetz für Gas und wurde teilweise \r\noder vollständig auf die Verteilung den Transport von Wasserstoff umgestellt,“.\r\n„109. vertikal integriertes Unternehmen\r\nein Unternehmen oder eine Gruppe von Elektrizitäts- oder Gasunternehmen, die im Sinne \r\ndes Artikels 3 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 \r\nüber die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1) \r\nmiteinander verbunden sind, wobei das betreffende Unternehmen oder die betreffende \r\nGruppe im Elektrizitätsbereich mindestens eine der Funktionen Übertragung oder Vertei\u0002lung und mindestens eine der Funktionen Erzeugung oder Vertrieb von Elektrizität, im \r\nErdgasbereich mindestens eine der Funktionen Fernleitung, Verteilung, Betrieb einer \r\nLNG-Anlage oder Speicherung und gleichzeitig eine der Funktionen Gewinnung oder Ver\u0002trieb von Erdgas wahrnimmt oder im Wasserstoffbereich mindestens eine der Funktionen \r\nWasserstofftransportfernleitung, Verteilung, Betrieb eines Wasserstoffterminals oder \r\nWasserstoffspeicherung und gleichzeitig eine der Funktionen Erzeugung oder Vertrieb \r\nvon Wasserstoff wahrnimmt,“ "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-05-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024698","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/98/c5/820162/Stellungnahme-Gutachten-SG2607270001.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 20. Juli 2026 \r\nPositionspapier \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nFinanzierung von Wasserstoffnetzen \r\naußerhalb des Wasserstoff-Kernnet\r\nzes \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 11 \r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3 \r\n2 Notwendigkeit eines Finanzierungsinstrumentes für Wasserstoffnetze .............. 3 \r\n3 Selbstverantwortlichkeit der Regionen/Cluster .................................................. 4 \r\n4 Regionale Wasserstoffstartnetze ....................................................................... 5 \r\n5 Finanzierung der regionalen Wasserstoffstartnetze ............................................ 6 \r\n5.1 Mögliche Finanzierungsinstrumente .............................................................. 6 \r\n5.1.1 Intertemporaler Kostenallokationsmechanismus (ITKA) ............................... 7 \r\n5.1.2 Finanztransfers ............................................................................................... 8 \r\n5.2 Mögliche Unterstützer bei der Finanzierung ................................................. 9 \r\n5.2.1 Bundesebene: KfW/Klima- und Transformationsfonds ................................. 9 \r\n5.2.2 Landesebene: Bundesländer/Landesbanken/Kommunen ............................. 9 \r\n6 Forderung des BDEW: Regionaler Fokus, rechtliche Verankerung und \r\nKombination der Finanzierungsinstrumente ...................................................... 10 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Einleitung \r\nDeutschland hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2045 Treibhausgasneutralität zu erreichen. Der \r\nBDEW sieht neben dem Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung und der dazugehörigen \r\nNetzinfrastruktur gasförmige (grüne oder kohlenstoffarme) Energieträger als eine weitere tra\r\ngende Säule einer erneuerbaren Energieversorgung.  \r\nMit der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) ist \r\nein bedeutender Meilenstein für den Wasserstoffhochlauf in Deutschland erreicht worden. \r\nZudem werden derzeit in Deutschland 62 IPCEI-Projekte über die gesamte Wertschöpfungs\r\nkette hinweg realisiert.  \r\nViele Industrieunternehmen sowie regelbare KWK-Anlagen und potenzielle Erzeugungsstan\r\ndorte werden vom Kernnetz nicht unmittelbar erreicht und die notwendigen Anbindungen \r\nsind nicht Bestandteil der IPCEI-Projekte und deren Finanzierung. Unternehmen, die ihren \r\nkünftigen Energiebedarf mit Wasserstoff decken möchten, benötigen jedoch eine verlässliche \r\nPerspektive, um für ihren Transformationsprozess Investitionssicherheit zu erhalten. Das \r\nstärkt sowohl die Wirtschaft als auch die Versorgungssicherheit vor Ort.  \r\nDer Ausbau außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes sollte dabei bedarfsgerecht erfolgen und \r\nsich an realen Projekten orientieren. Im Grundsatz geht es darum, dass eine signifikante An\r\nzahl an Industrie- und Gewerbekunden die Möglichkeit erhalten, von Gas auf Wasserstoff um\r\nstellen zu können. Dazu müssen diese Kunden verlässlich und nach regionalem Bedarf an das \r\nWasserstoff-Kernnetz angebunden werden.  \r\nDabei rückt die Frage in den Fokus, wie der Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur außerhalb \r\ndes Kernnetzes finanziert werden kann. Vor diesem Hintergrund ist eine zeitnahe und kon\r\nkrete Anpassung des rechtlichen und regulatorischen Rahmens erforderlich, um Investitions\r\nentscheidungen zu ermöglichen und den Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur außerhalb des \r\nKernnetzes nicht weiter zu verzögern. Der BDEW möchte mit dem vorliegenden Positionspa\r\npier einen Beitrag zur Lösungsfindung leisten. \r\n2 Notwendigkeit eines Finanzierungsinstrumentes für Wasserstoffnetze  \r\nPotenzielle Wasserstoffnetzbetreiber stehen vor folgenden Herausforderungen:  \r\n› Hohe Anfangskosten: Eine kostendeckende Kalkulation von Beginn an würde zu prohibiti\r\nven Netzentgelten für die ersten Kunden führen. \r\n› Begrenzte Kundenzahl: In der Hochlaufphase verteilen sich die Ausfallrisiken nicht auf eine \r\ngroße Nutzergemeinschaft.  \r\nSeite 3 von 11 \r\n› Fehlende Langfristverträge: Endnutzer und Anbieter scheuen langfristige Abnahme- bzw. \r\nKapazitätsverträge wegen Unsicherheiten über zukünftige Preisentwicklungen und dahin\r\nterstehenden Abnahmeverpflichtungen, regulatorischer Unklarheiten (z.B. zukünftiger Ei\r\ngenkapitalverzinsung) und fehlender Standortsicherheit. \r\nDer aktuelle nationale Ordnungsrahmen enthält noch keine geeigneten Instrumente für die \r\nFinanzierung des weiteren Ausbaus eines Wasserstoffnetzes im Anschluss an das Wasserstoff\r\nKernnetz. Derzeitige Regelungen (z. B. Wasserstoffnetzentgeltverordnung (WasserstoffNEV)) \r\nreichen nicht aus, um den Wasserstoffnetzausbau außerhalb des Kernnetzes wirtschaftlich vo\r\nranzutreiben.  \r\nDer derzeitige Rahmen ist daher so weiterzuentwickeln, dass es Netzbetreibern ermöglicht \r\nwird, ihren Kunden die erforderlichen Wasserstoffnetze in den betreffenden Regionen zur \r\nVerfügung zu stellen.  \r\n3 Selbstverantwortlichkeit der Regionen/Cluster  \r\nEin zusammenhängendes Wasserstoffnetz wird sich über die Zeit entwickeln. Basierend auf \r\neinem im Aufbau befindlichen bundesweiten Wasserstoff-Kernnetz wird die weitere Netzent\r\nwicklung stark abhängig vom Standort der Netzanschlusskunden (Industriekunden, großen Ge\r\nwerbekunden, Kraftwerken, aber auch Elektrolyseuren) sein. Der Bedarf wird sich also zu\r\nnächst regional entwickeln. Je nach Hochlauf des Wasserstoffmarktes können sich solche regi\r\nonalen Cluster weiter vergrößern und ggf. auch zusammenwachsen.  \r\nDie EU-Gasrichtlinie eröffnet benachbarten Verteilernetzbetreibern in den Artikeln 56 und 57 \r\ndie Möglichkeit, gemeinsam einen regionalen Verteilernetzentwicklungsplan (VNEP) für Gas \r\nund Wasserstoff zu erstellen. Diese Option ist auch im Regierungsentwurf zur nationalen Um\r\nsetzung der EU-Gasrichtlinie (§ 16b Abs. 4 EnWG-E) angelegt. Um einen bedarfsgerechten Aus\r\nbau der Netze außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes sicherzustellen sowie erste geschlossene \r\nWertschöpfungsketten zu ermöglichen, könnten Finanzierungsinstrumente an diese regiona\r\nlen Planungen, die verpflichtende Verteilernetzentwicklungsplanung der Netzbetreiber (§ 16b \r\nAbs. 1 und 3) sowie die Netzentwicklungsplanung (NEP) anknüpfen. \r\nDie VNEP bündeln die ermittelten Bedarfe sowie die dafür notwendigen Infrastrukturentwick\r\nlungen und erzeugen dadurch Synergien unter den Verteilernetzbetreibern sowie den Fernlei\r\ntungsnetzbetreibern. Sie schaffen damit eine robuste, konsolidierte Datengrundlage, die eine \r\nsinnvolle zeitliche Abfolge der Projekte ermöglicht und Skaleneffekte identifiziert. Sie bilden \r\neine gute Grundlage, um Projekte zu lokalisieren, die in einer Region über geeignete Finanzie\r\nrungsinstrumente abzusichern wären. \r\nSeite 4 von 11 \r\nIn der Koordinierungsstelle Netzentwicklungsplanung haben FNB und VNB bereits einen ers\r\nten Gebietszuschnitt („Grobzuschnitt“) erarbeitet. Dieser kann einen ersten Anhaltspunkt bie\r\nten. Derzeit arbeiten einige VNB und FNB zudem gemeinsam intensiv daran, die Gebiete dort, \r\nwo nötig in mehrere Regionen („Feinzuschnitt“) zu teilen. Diese Einteilung in Regionen dient \r\nallerdings der abgestimmten Planung der gesamten Gasnetztransformation. In Hinblick auf die \r\nFinanzierung wird es nach aktueller Einschätzung so sein, dass die entsprechenden Wasser\r\nstoffnetze (im Folgenden „Wasserstoffstartnetze“) regelmäßig deutlich kleiner ausfallen als \r\ndie heutigen Gasnetze. So kann zu Beginn z.B. lediglich das Netz eines Unternehmens oder ein \r\nTeilnetz betroffen sein. Entscheidend ist hier das Vorliegen konkreter Angebots- und Nachfra\r\ngesituationen vor Ort, in der Region. \r\nDementsprechend macht es Sinn, auch die Finanzierungsinstrumente diesen örtlichen und re\r\ngionalen Entwicklungen anzupassen, so dass die unterschiedlichen Transformationsgeschwin\r\ndigkeiten in den Regionen berücksichtigt werden können. So könnten Regionen, in welchen \r\ndas Wasserstoff-Kernnetz bereits frühzeitig realisiert wird oder Regionen, welche ambitio\r\nnierte Klimaneutralitätsziele verfolgen, „front runner“ werden und zu einem nachfragebasier\r\nten Wasserstoffhochlauf beitragen. Die regionale Planung und Finanzierung ist demzufolge \r\nein Angang, der den bedarfsgerechten Ausbau des Wasserstoffnetzes praxistauglich umsetzt.  \r\n4 Regionale Wasserstoffstartnetze  \r\nDamit Wasserstoffstartnetze aufgebaut werden können, müssen die Netzkunden verbindlich \r\nangeben, wann und in welchem Umfang Kapazitäten benötigt werden. Diese Netzkunden fun\r\ngieren als erste Ankerkunden in der Region. Die Netzbetreiber definieren daraufhin zunächst \r\nein Startnetz, das der Versorgung dieser Kunden mit Wasserstoff dient. Ein solches Netz kann \r\nanfangs nur wenige Kilometer umfassen, stellt aber gleichzeitig als wichtigen erweiternden \r\nSchritt die Anbindung an das Wasserstoff-Kernnetz sicher. \r\nIn einem zweiten Schritt kann dieses Startnetz durch ein Ausbaunetz erweitert werden, um \r\nweitere Kunden anzuschließen, die ebenfalls verbindliche Kapazitätszusagen abgegeben ha\r\nben, ihren Wasserstoffbedarf jedoch erst zu einem späteren Zeitpunkt realisieren. Start- und \r\nAusbaunetz bilden gemeinsam die Grundlage dafür, perspektivisch weitere Kunden an das \r\nentstehende Wasserstoffnetz anschließen zu können. \r\n› Die regionale Entwicklung von Wasserstoffnetzen und deren Finanzierung sollten daher \r\naufeinander abgestimmt sein. \r\nSeite 5 von 11 \r\n5 Finanzierung der regionalen Wasserstoffstartnetze \r\nMit dem Wasserstoff-Kernnetz und dessen Finanzierung ist die Bundesregierung in Vorleis\r\ntung gegangen, um ein überregionales Transportnetz für Wasserstoff auf den Weg zu bringen. \r\nZum einen stellt die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) einen Kreditrahmen von 24 Milliar\r\nden Euro zur Verfügung, über den das Amortisationskonto der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber \r\nfinanziert wird. Diese Mittel dienen dazu, die anfänglichen Ausgleichszahlungen an die Betrei\r\nber des Wasserstoff-Kernnetzes sicherzustellen. Sie müssen bei Fortschritt des Markthoch\r\nlaufs entsprechend zurückgezahlt werden.  \r\nZum anderen übernimmt der Bund zumindest teilweise eine Risikoabsicherung für die Netzbe\r\ntreiber: Sollte das Amortisationskonto bei Beendigung des im EnWG vorgesehenen Finanzie\r\nrungskonzepts oder spätestens am 31. Dezember 2055 einen Fehlbetrag aufweisen, tritt der \r\nBund subsidiär ein und übernimmt 76 Prozent des Defizits. Die Kernnetzbetreiber tragen in \r\ndiesem Fall einen Selbstbehalt von 24 Prozent. (§ 28s Abs. 4 EnWG) \r\nFür die Erweiterung des Wasserstoffnetzes in die Regionen hinein sind ebenfalls Instrumente \r\nzu implementieren, die die Refinanzierung des regionalen Wasserstoffstartnetzes von Anfang \r\nan ermöglichen und Risiken des Hochlaufs absichern. Der klassische Weg der Refinanzierung \r\nüber die Netzentgelte ist - wie beim Kernnetz auch - aufgrund der Hochlaufphase nicht mög\r\nlich. Insofern werden Dritte bei der Finanzierung unterstützen müssen. Dazu sollten neben \r\ndem Bund auch regionale Interessensträger (Land/Landkreis/Kommune) für die Finanzierung \r\ngewonnen werden können. \r\n5.1 Mögliche Finanzierungsinstrumente  \r\nDer aktuell geltende nationale Rechtsrahmen stützt sich für die Refinanzierung von regulierten \r\nWasserstoffnetzen außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes allein auf die Vorgaben der Wasser\r\nstoffNEV. Bei der Weiterentwicklung der WasserstoffNEV muss insbesondere die Refinanzier\r\nbarkeit der Investitionen über die Eigenkapitalverzinsung besser abgebildet werden. Für Inves\r\ntoren ist eine angemessene, planbare und risikoadäquate Eigenkapitalverzinsung essenziell, \r\num langfristige Investitionen in Wasserstoffinfrastruktur wirtschaftlich tragfähig zu machen.  \r\nDer Mechanismus zur Verteilung der bisher noch nicht vereinnahmten Kosten muss deutlich \r\nlänger als zehn Jahre ausgestaltet sein; die aktuellen Regelungen in § 14 der WasserstoffNEV \r\nsind hierfür nicht ausreichend. Begründet ist dies dadurch, dass der Ausgleich des Deltas zwi\r\nschen Erstinvestitionen in neue Infrastruktur und der vollständigen Rückzahlung der anfängli\r\nchen Unterdeckung deutlich länger als zehn Jahre in Anspruch nehmen kann. \r\nAufgrund der aktuellen Hürden - wie der fehlenden Abbildung von Vorleistungen, dem sich \r\nnoch im Aufbau befindlichen Markt und der bislang unzureichenden Kundenbasis - ist eine \r\nSeite 6 von 11 \r\nklassische Refinanzierung derzeit nicht möglich, weshalb außerhalb des Kernnetzes unter den \r\ngegebenen Rahmenbedingungen aktuell im Bereich der Wasserstoffnetze keine zusätzlichen \r\nProjekte realisiert werden. Daher reicht die Systematik der WasserstoffNEV allein momentan \r\nnicht aus, um Investitionen in den Aufbau von Wasserstoffnetzen zuverlässig zu refinanzieren.  \r\n› Daher sind zusätzliche Finanzierungsoptionen erforderlich.  \r\nDas 2024 in Kraft getretene EU-Gas- und Wasserstoffpaket hat zu diesem Zweck weitere In\r\nstrumente europarechtlich verankert, die national umgesetzt werden können. Artikel 5 der \r\nGasverordnung (VO 2024/1789) gibt den Mitgliedstaaten die Möglichkeit, einen Intertempo\r\nralen Kostenallokationsmechanismus (ITKA) einzuführen. Außerdem besteht unter engen Vo\r\nraussetzungen die Option, Finanztransfers zwischen regulierten Anlagevermögen wie etwa \r\nErdgas- und Wasserstoffnetzen vorzunehmen. Die europarechtlichen Vorgaben sind für den \r\nnational möglichen Rechtsrahmen zu beachten. \r\n5.1.1 \r\nIntertemporaler Kostenallokationsmechanismus (ITKA) \r\nArtikel 5 Abs. 3 der überarbeiteten GasVO eröffnet den Mitgliedstaaten die Möglichkeit, einen \r\nITKA zu etablieren. Damit erhalten die Betreiber von Wasserstoffnetzen die Befugnis, ihre \r\nNetzkosten nicht ausschließlich den anfänglichen Netznutzern aufzuerlegen, sondern diese \r\nteilweise auf künftige Netznutzer zu verlagern und damit zeitlich zu strecken. Ziel ist eine aus\r\ngewogene Verteilung der Investitions- und Betriebskosten über die Nutzungsdauer der Infra\r\nstruktur. Dadurch sollen insbesondere in der Markthochlaufphase unverhältnismäßig hohe \r\nund damit prohibitive Netzentgelte für frühe Nutzer vermieden und der Marktzugang erleich\r\ntert werden.  \r\nEin ITKA mit staatlicher Absicherung auch außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes innerhalb \r\nder regionalen Wasserstoffstartnetze bildet hierfür ein sinnvolles Instrument, um anfänglich \r\ngeringere als kostendeckende Netzentgelte erheben zu können. \r\nDie Anwendung eines solchen Mechanismus setzt sowohl voraus, dass die Mitgliedstaaten \r\ndies gestatten als auch, dass die jeweils einschlägige Methodik von der zuständigen nationalen \r\nRegulierungsbehörde genehmigt wird. Die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregu\r\nlierungsbehörden (ACER) hat gemäß Art. 5 Abs. 6 erstmalig am 29. Juli 2025 Empfehlungen zur \r\nAusgestaltung und Anwendung intertemporaler Kostenallokationsmechanismen veröffent\r\nlicht. Diese sind alle zwei Jahre zu aktualisieren.  \r\nDie zu genehmigende Methodik muss gewährleisten, dass die Kostendeckung langfristig gesi\r\nchert ist, die Belastung heutiger und künftiger Netznutzer verhältnismäßig bleibt und keine \r\nungerechtfertigten Wettbewerbsverzerrungen entstehen. In der Praxis kann dies unter \r\nSeite 7 von 11 \r\nanderem durch regulatorische Ausgleichskonten oder vergleichbare finanzielle Instrumente \r\nerfolgen, die eine zeitlich gestreckte Amortisation der Investitionen ermöglichen. \r\nDie Wasserstoffnetznutzer bezahlen in der Hochlaufphase ein gedeckeltes Entgelt. Da die \r\nNetzbetreiber zu Beginn mit dem gedeckelten Entgelt nicht alle Kosten decken können, be\r\nsteht ein Liquiditäts- und Ertragsrisiko. Daher erhalten sie in der Hochlaufphase einen entgelt\r\nersetzenden Zuschuss, der die Differenz aus genehmigten Netzkosten und erzielten Netzerlö\r\nsen zunächst ausgleicht, aber im späteren Verlauf des Markthochlaufs zurückbezahlt wird. Ein \r\nstaatlicher Garantiemechanismus sichert die entsprechenden Zuschüsse in der Hochlaufphase \r\nund deckt das Risiko von „sunk costs“ im Falle eines Scheiterns des Wasserstoffhochlaufs ab. \r\n5.1.2 \r\nFinanztransfers \r\nDer europäische Rechtsrahmen ermöglicht Mitgliedstaaten innerhalb eng gesteckter Voraus\r\nsetzungen und Bedingungen gemäß Artikel 5 Abs. 4 und 5 GasVO ausnahmsweise die Anwen\r\ndung von Finanztransfers zwischen getrennt regulierten Dienstleistungen. Ein Finanztransfer \r\nin diesem Sinne liegt definitorisch dann vor, wenn beispielsweise ein Teil der Kosten für eine \r\nWasserstoffinfrastruktur aus den Netzentgelten einer anderen regulierten Sparte (z.B. Gas) \r\ngedeckt werden sollen. Diese Art der Querfinanzierung ist zwar im Grundsatz nicht gestattet \r\n(Art. 5 Abs. 2 GasVO), ein Mitgliedstaat kann aber einen Finanztransfer gestatten, wenn die \r\nnationale Regulierungsbehörde festgestellt hat, dass Netzzugangsentgelte zur Netzfinanzie\r\nrung, die nur von den jeweiligen Nutzern gezahlt werden, nicht tragfähig sind. Ein zu genehmi\r\ngender Finanztransfer bedarf daher einer Tragfähigkeitsprüfung. Zu berücksichtigen sind ins\r\nbesondere der Wert der prognostizierten Finanztransfers, die sich ergebende Quersubventio\r\nnierung sowie die Kosteneffizienz (Art. 5 Abs. 4 GasVO).  \r\nFür die Umsetzung dieser Vorschrift benötigt die Bundesnetzagentur einen konkreten Auf\r\ntrag zur Vornahme der Prüfung der Tragfähigkeit der Netzentgelte sowie zur Genehmigung \r\nentsprechender Finanztransfers, einschließlich der Erstellung definierter Prüfkriterien und me\r\nthodischer Leitlinien. Auch wenn die GasVO unmittelbar anwendbar ist, bezieht die nationale \r\nRegulierungsbehörde die rechtliche Legitimation ihrer Aufgabenerfüllung aus einer entspre\r\nchenden Ermächtigungsgrundlage. Dies ist entsprechend gesetzlich vorzusehen.  \r\nDie Finanztransfers und die erforderlichen Erlöse müssen dabei über ein gesondertes Entgelt \r\nerhoben werden. Sie können nur an Ausspeisepunkten innerhalb des Mitgliedsstaates des \r\nEmpfängers eingeholt werden und sind nur dann genehmigungsfähig, wenn Netzzugangsent\r\ngelte auch bei Nutzern vom profitierenden, regulierten Anlagevermögen, in diesem Fall den \r\nWasserstoffnetzen, erhoben werden. Voraussetzung ist also, dass es bereits Nutzer im Was\r\nserstoffnetz gibt bzw. potenziell geben wird. Als Nutzer des profitierenden Wasserstoff\r\nSeite 8 von 11 \r\nAnlagevermögens können gemäß Art. 2 Nr. 12 GasVO i. V. m. Art. 2 Nr. 60 GasRL u. a. auch \r\n„potenzielle Netzbenutzer“ infrage kommen.  \r\nBei der Bewertung des Instrumentes muss berücksichtigt werden, dass ein gesondertes Ent\r\ngelt zum Zweck der Finanzierung von Wasserstoffnetzen, das auf einen Teil der Gasnetzent\r\ngelte aufgeschlagen wird, eine zusätzliche Belastung der Erdgaskunden darstellen würde. Für \r\neine Transformation des Gasnetzes kann die Finanzierung über einen Finanztransfer von Gas \r\nzu Wasserstoff auch für regionale Wasserstoffstartnetze aber besonders in jenen Netzgebie\r\nten und in Ausnahmefällen eine tragfähige Lösung darstellen, in welchen viele Gaskunden auf \r\nWasserstoff umstellen wollen. Hierbei sollte die zusätzliche Entgeltbelastung jedoch aus\r\nschließlich beim anwendenden Netzbetreiber verbleiben, der das betreffende Wasserstoffs\r\ntartnetz errichtet, betreibt oder wirtschaftlich verantwortet und dessen potenzielle Netznut\r\nzer perspektivisch profitieren werden. \r\n5.2 Mögliche Unterstützer bei der Finanzierung des ITKA \r\n5.2.1 \r\nBundesebene: KfW/Klima- und Transformationsfonds  \r\nFür das Wasserstoff-Kernnetz hat der Bund die KfW beauftragt, über das Amortisationskonto \r\neine Vorfinanzierung sicherzustellen. Dies könnte, rein aber nicht ausschließlich auf regionale \r\nWasserstoffstartnetze bezogen, analog erfolgen, nur eben mit angepassten Volumina in den \r\njeweiligen Regionen. Hierfür könnte der Klima- und Transformationsfonds genutzt werden, in \r\nden die Einnahmen aus der Versteigerung von EU-ETS-Zertifikaten fließen. Gerade struktur\r\nschwache Regionen würden von einer Finanzierung auch auf Bundesebene profitieren.  \r\n5.2.2 \r\nLandesebene: Bundesländer/Landesbanken/Kommunen \r\nDa die Wertschöpfung in den Regionen erfolgt, könnte eine weitere Lösung sein, dass die er\r\nforderlichen Finanzierungen anteilig über die Bundesländer und ihre Landesbanken erfolgen. \r\nHierfür könnten etwa Mittel aus dem Infrastrukturfonds genutzt werden, die den Ländern be\r\nreits zugewiesen wurden. Dadurch könnten Kosten und Nutzen dieser Infrastruktur ausgewo\r\ngen verteilt werden – sowohl zwischen Bund und Ländern als auch zwischen den Regionen.  \r\nGgf. können sich auch Kommunen und Landkreise aktiv an der Unterstützung beteiligen. Sie \r\nprofitieren unmittelbar von einer Anbindung an das Wasserstoff-Kernnetz, da dies die wirt\r\nschaftliche Attraktivität ihrer Region erhöht. Bestehende Unternehmen erhalten die Möglich\r\nkeit, sich an das Wasserstoffnetz anzuschließen und gleichzeitig entstehen verbesserte Vo\r\nraussetzungen für die Ansiedlung neuer Betriebe. \r\nDarüber hinaus können Regionen, in denen aufgrund geografischer oder struktureller Gege\r\nbenheiten nur begrenzte erneuerbare Alternativen für die Wärmeversorgung bestehen und \r\nSeite 9 von 11 \r\ndie daher einen entsprechend hohen Wasserstoffbedarf identifiziert haben, ihre Netzanbin\r\ndung sichern. Auf diese Weise leisten jene Regionen, die besonders stark von der neuen Infra\r\nstruktur profitieren, einen angemessenen Beitrag zu deren Finanzierung.  \r\n› Durch ihr Engagement können Kommunen, Landkreise und Bundesländer nicht nur den \r\nAusbau der Wasserstoffinfrastruktur unterstützen, sondern diesen auch aktiv mitgestal\r\nten, steuern und voranbringen.  \r\n› Die Beteiligung von Kommunen, Landkreisen oder Ländern an der Finanzierung regionaler \r\nWasserstoffstartnetze würde auf freiwilliger Grundlage erfolgen. \r\n› Insbesondere für strukturschwache Regionen, in welchen die Realisierung regionaler Finan\r\nzierungsoptionen absehbar erschwert wäre, sollte eine Förderung durch den Bund in Be\r\ntracht gezogen werden. \r\n6 Forderung des BDEW: Regionaler Fokus, rechtliche Verankerung und Kombination \r\nder Finanzierungsinstrumente \r\nDer aktuelle Rechts- und Regulierungsrahmen reicht derzeit nicht aus, um Investitionen in den \r\nAufbau von Wasserstoffnetzen zuverlässig zu refinanzieren. Daher sind Regelungen zu ergän\r\nzenden Finanzierungsoptionen erforderlich. \r\nZur Umsetzung dieser Zielsetzung ist eine konkrete gesetzliche Verankerung erforderlich. \r\nHierzu sollte insbesondere: \r\n› von der zeitnah in Kraft tretenden Regelung des §28o Abs. 2 Nr. 3 EnWG-E Gebrauch ge\r\nmacht werden und die dort enthaltene Festlegungsbefugnis für die Ausgestaltung eines \r\nIntertemporalen Kostenallokationsmechanismus explizit für Wasserstoffnetze außerhalb \r\ndes Kernnetzes genutzt werden. Darüber hinaus sollte insbesondere auch für diese Netze \r\neine staatliche Absicherung der Hochlaufphase gesetzlich verankert werden.  \r\n› eine ausdrückliche Prüf- und Genehmigungskompetenz der BNetzA für Finanztransfers \r\nzwischen regulierten Anlagevermögen in Ausnahmefällen vorgesehen werden,  \r\n› eine Verknüpfung zwischen bestätigten Verteilernetzentwicklungsplänen (VNEP) und der \r\nInanspruchnahme von Finanzierungsinstrumenten hergestellt werden, um eine konsis\r\ntente Verzahnung von Netzplanung und Finanzierung sicherzustellen. \r\nDie beiden im EU-Gas- und Wasserstoffpaket vorgesehenen Finanzierungsinstrumente soll\r\nten somit explizit im nationalen Recht vorgesehen werden. Damit ließe sich erreichen, dass \r\nweder die Gaskunden einerseits noch die öffentlichen Mittel andererseits allein und übermä\r\nßig belastet werden. Zudem sollten beide Finanzierungsinstrumente insbesondere für die re\r\ngionalen Wasserstoffstartnetze der Gasverteilernetzbetreiber nutzbar gemacht werden, \r\nSeite 10 von 11 \r\nsodass den unterschiedlichen Transformationsgeschwindigkeiten Rechnung getragen und ein \r\nbedarfsgerechter Wasserstoffnetzausbau ermöglicht wird.  Ergänzend zu den NEP bieten die \r\nnun in nationalem Recht zu verankernden VNEP einen idealen Aufsatzpunkt, um im nächsten \r\nSchritt zeitnah Konkretheit und Planungssicherheit in Bezug auf die Finanzierung der Wasser\r\nstoffnetze zu schaffen. So können Regionen, in denen bereits erste Ankerkunden frühzeitig \r\nWasserstoff nutzen möchten, schneller vorangehen, wertvolle Erfahrungen sammeln und da\r\nbei den Hochlauf unterstützen. Gleichzeitig können Länder und Kommunen entsprechend ih\r\nren regionalen Bedarfen in die Finanzierung einbezogen werden. Daneben sollte es auch wei\r\nterhin integrierte Förderprojekte geben, die die gesamte regionale Wertschöpfung bei einer \r\nWasserstoffversorgung unterstützen. \r\nSeite 11 von 11 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024699","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Datenschutz-Grundverordnung im Rahmen des Digitalen Omnibus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6c/ed/744526/Stellungnahme-Gutachten-SG2605290010.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Der Ansatz, Bürokratie abzubauen, Verfahren zu verein\r\nfachen und gleichzeitig Innovation zu ermöglichen, ist aus unserer Sicht dringend erforderlich. \r\nGleichzeitig betonen wir, dass die vorliegenden Vorschläge der Kommission noch nicht ausreichen, um \r\nUnternehmen in der Europäischen Union spürbar zu entlasten oder ihre Wettbewerbsfähigkeit gegenüber \r\naußereuropäischen Akteuren nachhaltig zu stärken. Selbst mit den grundsätzlich innovativen Vorschlägen \r\nder Europäischen Kommission werden viele Unternehmen weiterhin vor erheblichen praktischen und ad\r\nministrativen Herausforderungen stehen. Der digitale Omnibus kann daher nur ein erster Schritt zur Ver\r\nbesserung des Status Quo sein. Viele Anpassungen bleiben punktuell, so dass eine durchgehende Harmo\r\nnisierung nicht vollständig gewährleistet ist. Um den Anforderungen der wirtschaftlichen Realität und der \r\ntechnologischen Entwicklung gerecht zu werden, sind weitere Reformen erforderlich.  \r\nVor dem Hintergrund der aktuellen Diskussionen und kritischen Stimmen aus einzelnen Mitgliedstaaten, \r\nDatenschutzkreisen sowie Teilen des Europäischen Parlaments und des Rates ist es aus unserer Sicht al\r\nlerdings entscheidend, zumindest den innovativen Kern der Kommissionsvorschläge zu bewahren. Eine \r\nweitere Abschwächung würde die angestrebten Ziele der dringend notwendigen Entbürokratisierung und \r\nder Stärkung des digitalen Binnenmarktes gefährden. Die Vorschläge der Kommission sollten daher als \r\nnotwendiges Mindestmaß verstanden werden, das im weiteren Gesetzgebungsverfahren keinesfalls un\r\nterschritten werden darf. \r\nBesonders hervorheben möchten wir folgende Punkte, die im weiteren Verfahren unbedingt erhalten \r\nbleiben sollten: \r\n1. Klarstellung zur Pseudonymisierung (Art. 4 Nr. 1 und 41a DSGVO) \r\nDen Vorschlag der EU-Kommission zur Einführung des relativen Ansatzes zum Personenbezug begrüßen \r\nwir mit Nachdruck. Mit dem Vorschlag wird die Perspektive der konkret handelnden Stelle in den Mittel\r\npunkt gestellt. Daten sollen ihren nicht-personenbezogenen Charakter nicht allein deshalb verlieren, weil \r\nandere Akteure theoretisch über weitergehende Identifizierungsmöglichkeiten verfügen. Dieser Ansatz \r\nschafft klare und praktikable Abgrenzungskriterien und setzt gezielte Anreize für effektive technische und \r\norganisatorische Maßnahmen zur Reduzierung der Identifizierbarkeit. Es wäre ein Rückschritt, den relati\r\nven Ansatz zum Personenbezug aus der EuGH-Rechtsprechung nicht zu übernehmen.  \r\nFlankierend dazu bietet der von der Kommission vorgeschlagene Art. 41a DSGVO die Möglichkeit, techni\r\nsche Kriterien und Standards zur Bewertung des Re-Identifizierungsrisikos festzulegen, in der Praxis einen \r\nwesentlichen Beitrag zur Rechtssicherheit zu leisten. \r\n2. Meldepflichten bei Datenschutzverletzungen (Art. 33 DSGVO) \r\nAus unternehmerischer Sicht sind die vorgeschlagene Verlängerung der Meldefrist von 72h auf 96h sowie \r\ndie Anhebung der Risikoschwelle auf ein „hohes Risiko“ von großer Bedeutung. Sie tragen dazu bei, Res\r\nsourcen zielgerichtet einzusetzen und den Fokus auf tatsächlich relevante Vorfälle zu legen. \r\n2 \r\nZudem sollte ausdrücklich klargestellt werden, dass sich die Frist auf Werktage bezieht, um eine realisti\r\nsche und praktikable Umsetzung zu gewährleisten. \r\n3. Training und Betrieb von KI (Art. 88c, Art. 9 Abs. 2 lit. k, Abs. 5 \r\nDSGVO) \r\nDie vorgeschlagenen Klarstellungen zur Nutzung des berechtigten Interesses für die Entwicklung und den \r\nBetrieb von KI-Systemen sind ein Schritt in die richtige Richtung. Gleichwohl wäre die Schaffung einer \r\neigenständigen Rechtsgrundlage in Art. 6 Abs. 1 DSGVO für das Training und den Betrieb von KI-Systemen \r\nvorzugswürdig, da sie ein höheres Maß an Rechtssicherheit gewährleisten würde. \r\nSoweit eine solche spezifische Rechtsgrundlage nicht geschaffen wird, sollte zumindest gesetzlich klarge\r\nstellt werden, dass im Rahmen des berechtigten Interesses ein überwiegendes Interesse der KI-Verant\r\nwortlichen am Training von KI-Systemen anzuerkennen ist. Nur so lassen sich die mit der Entwicklung und \r\ndem Einsatz von KI verbundenen Innovations- und Wettbewerbsinteressen angemessen berücksichtigen. \r\nZudem ist zu bedenken, dass die in Art. 88c Abs. 2 DSGVO genannten Einschränkungen nicht zielführend \r\nsind. Die zusätzlichen, unbestimmten Transparenzanforderungen sowie das uneingeschränkte Wider\r\nspruchsrecht gehen über den bestehenden Rechtsrahmen hinaus, schaffen neue Auslegungsunsicherhei\r\nten und führen zu erheblichen praktischen Umsetzungsproblemen. Insbesondere das unbedingte Wider\r\nspruchsrecht trägt den technischen Realitäten bereits trainierter KI-Modelle nicht hinreichend Rechnung. \r\nDie daraus resultierende, nachträgliche Löschpflicht für Trainingsdaten aus KI-Modellen ist technisch nicht \r\numsetzbar und ohne Zugriff Dritter auf Trainingsdaten auch nicht erforderlich.  \r\nDiese Einschränkungen führen zu praktischen und rechtlichen Unsicherheiten und gefährden unmittelbar \r\ndas Wachstum und die Wettbewerbsfähigkeit Europas. Die Entwicklung in dieser zukunftsträchtigen Tech\r\nnologie darf aber nicht weiter außerhalb Europas gedrängt werden. \r\nDarüber hinaus sollte im Rahmen der Weiterentwicklung der DSGVO sichergestellt werden, dass das Zu\r\nsammenspiel mit anderen digitalen Regulierungsvorhaben mit Datenschutzbezug – insbesondere der KI\r\nVerordnung – kohärent ausgestaltet wird. Neue Regelungen dürfen keine zusätzlichen Wertungswider\r\nsprüche oder Doppelregulierungen schaffen, sondern sollten auf ein konsistentes und innovationsfreund\r\nliches Gesamtsystem des europäischen Digitalrechts hinwirken. \r\n4. Automatisierte Einzelfallentscheidungen (Art. 22 DSGVO)  \r\nAutomatisierte Entscheidungsverfahren sind in modernen Geschäftsprozessen unverzichtbar, etwa bei \r\nVertragsabschlüssen oder Leistungsprüfungen. Die Kommission reduziert mit ihrer Anpassung von Art. 22 \r\nDSGVO bestehende Auslegungsunsicherheiten und gibt der zukunftsträchtigen Technik automatisierter \r\nEntscheidungen den notwendigen Spielraum. Kernpunkt der Neufassung ist die Klarstellung, dass eine \r\nautomatisierte Entscheidung zur Vertragsbegründung oder -erfüllung zulässig sein kann, selbst wenn sie \r\ntheoretisch nicht ausschließlich automatisiert erfolgen könnte. Damit entfällt der bisher angewandte Vor\r\nrang der menschlichen Entscheidung im Rahmen des „Erforderlichkeitstests“, was verhindert, dass Unter\r\nnehmen automatisierte Entscheidungen aus Unsicherheit oder übertriebener Vorsicht nicht einsetzen.  \r\n3 \r\nDer innovative Nutzen dieses Vorschlags wäre für die europäische Wirtschaft und Wettbewerbsfähigkeit \r\nvon hohem Wert. Eine Streichung des Vorschlags würde die Chance auf eine dringend notwendige Mo\r\ndernisierung des Rechtsrahmens für automatisierte Entscheidungsverfahren vergeben. Auch bei einer Re\r\nduzierung des Vorschlags auf einen der Erwägungsgründe der DSGVO bliebe die erforderliche Klarstellung \r\nrechtlich unverbindlich und vermag bestehende Unsicherheiten nicht so verlässlich zu beseitigen, wie es \r\ndurch eine Klarstellung im Normtext möglich wäre. \r\n5. Missbräuchliche Auskunftsersuchen (Art. 12 Abs. 5 DSGVO) \r\nDie Änderungen in Art. 12 Abs. 5 DSGVO erleichtern es Verantwortlichen, bei offensichtlich unbegründe\r\nten oder exzessiven Auskunftsersuchen ein Entgelt zu verlangen oder Anträge abzulehnen und so unver\r\nhältnismäßigen Aufwand zu begrenzen. Da Auskunftsersuchen in der Praxis einen erheblichen Teil der \r\noperativen Belastungen im Rahmen der DSGVO-Umsetzung ausmachen, sind die vorgesehenen Erleichte\r\nrungen ausdrücklich zu begrüßen. Eine Abschwächung dieses Vorschlags oder eine Erschwerung der Be\r\nweislast würde den effektiven Nutzen dieser Verbesserung nehmen. \r\nUm eine spürbare Entlastung insbesondere für kleine und mittelständische Unternehmen zu erreichen, \r\nsollten Datenverarbeitungen, die nur ein geringes oder normales Risiko aufweisen von überbordenden \r\nDokumentations-, Informations- und Nachweispflichten ausgenommen werden.  \r\nAppell \r\nDie Europäische Union sieht sich im globalen Wettbewerb mit der Herausforderung konfrontiert, ein ho\r\nhes Datenschutzniveau mit wirtschaftlicher Leistungsfähigkeit und Innovationsfähigkeit in Einklang zu \r\nbringen. Der Vorschlag der Europäische Kommission setzt hier einen wichtigen ersten Impuls, um den \r\nbestehenden Rechtsrahmen praxisgerechter und innovationsfreundlicher auszugestalten. \r\nZugleich muss der Omnibus ausdrücklich als erster Schritt verstanden werden, dem weitere, ambitionierte \r\nMaßnahmen folgen müssen. Die derzeitigen Vorschläge können allenfalls das erforderliche Mindestmaß \r\ndarstellen, reichen jedoch nicht aus, um die angestrebten Effekte einer echten Entbürokratisierung und \r\neiner nachhaltigen Stärkung des europäischen Wirtschaftsstandorts zu erreichen. \r\nWir appellieren daher an die Bundesregierung sowie an die Mitglieder des Europäischen Parlaments, die \r\nVorschläge der Kommission im weiteren Gesetzgebungsprozess mindestens in ihrem jetzigen innovati\r\nonsfreundlichen Kern und in zentralen Punkten weiter zu präzisieren. Nur so können die angestrebten \r\nEffekte einer echten Entbürokratisierung, höhere Rechtssicherheit und einer Stärkung des europäischen \r\nWirtschaftsstandorts erreicht werden.  \r\nBerlin, den 19. Mai 2026 \r\n4 \r\nANHANG \r\nFür weiterführende Details und vertiefende Analysen verweisen wir auf die Positionspapiere der unter\r\nzeichnenden Verbände: \r\nDeutsche Industrie- und Handelskammer: Stellungnahme DIHK \r\nDeutsche Kreditwirtschaft: Stellungnahme DK \r\nGesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft: Stellungnahme GDV \r\nDie unterzeichnenden Verbände sind in den jeweils einschlägigen Lobby- und Transparenzregistern ein\r\ngetragen. Die entsprechenden Registrierungsnummern lauten wie folgt: \r\nBundesverband deutscher Banken e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R001458 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 0764199368-97 \r\nBundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R000888 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 20457441380-38 \r\nBundesverband der Deutschen Volksbanken und Raiffeisenbanken e.V.  \r\nLobbyregister: Registriernummer R001693  \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 22330076571-75 \r\nDeutsche Industrie- und Handelskammer \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 22400601191- 42 \r\nDeutscher Sparkassen- und Giroverband e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R002090 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 62379064909-15 \r\nGesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R000774 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 6437280268-55 \r\nVerband der Privaten Bausparkassen e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R000755 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 391944723267-45 \r\nBundesverband Öffentlicher Banken Deutschlands e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R001169 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 0767788931-41 \r\n5 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz (BMJV)","shortTitle":"BMJV","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024726","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle: Einführung eines Prüfauftrags zur PPA-Risikoabsicherung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/d5/749902/Stellungnahme-Gutachten-SG2606040018.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW · Reinhardtstraße 32 · 10117 Berlin \r\nAn die stellvertretenden Fraktionsvorsitzenden \r\nAn die Mitglieder und  \r\nstellvertretenden Mitglieder  \r\ndes Ausschusses für Wirtschaft und Energie \r\nWeitere Schwächung des PPA-Markts verhindern – Prüfauftrag für  \r\nRisikoabsicherung jetzt im EEG verankern \r\nSehr geehrte Damen und Herren,  \r\nPower Purchase Agreements (PPAs) sind ein zentraler Baustein für den markt\r\nbasierten Ausbau Erneuerbarer Energien. In der Praxis scheitern jedoch viele \r\nProjekte an hohen Finanzierungskosten infolge unzureichender Absicherung \r\nvon Ausfallrisiken. Um den ungeförderten Ausbau Erneuerbarer Energien zu \r\nstärken, sollte daher im Rahmen der EEG-Novellierung ein Prüfauftrag für eine \r\nstaatlich flankierte Risikoabsicherung verankert werden. \r\nEine funktionierende PPA-Finanzierung stärkt private Investitionen in Erneuer\r\nbare Energien und reduziert zugleich den Bedarf an staatlicher Förderung. \r\nDadurch entlastet sie das EEG-Konto und damit den Bundeshaushalt. Zudem \r\nist sie ein Hebel für günstigere sowie langfristig stabile Strompreise für Unter\r\nnehmen.  \r\nHintergrund \r\nDie günstigen Finanzierungskonditionen sind der zentrale Erfolgsfaktor für den \r\nAusbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland. Derzeit werden diese vor \r\nallem durch die Erlösabsicherung über das EEG gewährleistet. Gleichzeitig \r\nsieht das EEG ausdrücklich vor, auch den ungeförderten, marktbasierten Zu\r\nbau über Instrumente wie Power Purchase Agreements (PPAs) zu stärken. Um \r\ndas volle Potenzial dieser langfristigen Grünstromlieferverträge auszuschöp\r\nfen, bedarf es jedoch einer gezielten Flankierung der bestehenden Finanzie\r\nrungsrisiken. \r\nBerlin, 21. Mai 2026 \r\nMH / DS \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32 \r\n10117 Berlin \r\nTelefon: +49 30 300199-0 \r\nE-Mail: info@bdew.de \r\nWeb: www.bdew.de \r\nDeutsche Energie-Agentur GmbH \r\n(dena) \r\nChausseestraße 128a \r\n10115 Berlin \r\nTelefon: +49 30 66 777 - 785 \r\nE-Mail: marktoffensive@dena.de \r\nWeb: www.dena.de \r\nSeite 1 von 3 \r\nDie Herausforderung: Das Kontrahentenrisiko \r\nInsbesondere für mittelständische Unternehmen (mit hohem Strombedarf) \r\nsowie Energieversorger mit eingeschränktem Rating stellt das Kontrahenten\r\nrisiko, also das Risiko eines Zahlungsausfalls des Stromabnehmers, eine zent\r\nrale Hürde dar. Sie können langfristige Grünstromverträge häufig nicht zu \r\nwettbewerbsfähigen Konditionen abschließen, obwohl Interesse an PPAs be\r\nsteht. \r\n• Bonität als Kostentreiber: Bei Abnehmern mit mittlerer Bonität führen \r\npotenzielle Ausfallrisiken zu erheblichen Risikoaufschlägen in der Projekt\r\nfinanzierung. \r\n• Marktbarriere: Diese verteuerten Finanzierungskosten machen PPAs für \r\nviele Industrie- und Gewerbebetriebe wirtschaftlich unattraktiv oder gar \r\nnicht darstellbar. \r\n• Fehlende Planungssicherheit: Ohne verlässliche, erlösbasierte Besiche\r\nrung des Liefervertrages lassen sich ungeförderte Projekte nur schwer \r\nwettbewerbsfähig bewerten und finanzieren. \r\nHandlungsempfehlung: Staatliche Risikoabsicherung für PPAs einführen \r\nAndere EU-Mitgliedstaaten haben bereits erfolgreich Instrumente zur Absiche\r\nrung des Ausfallrisikos implementiert – ein Ansatz, der auch von der EU-Kom\r\nmission ausdrücklich befürwortet wird. Sowohl die Marktoffensive Erneuerbare \r\nEnergien als auch der BDEW haben hierzu bereits Analysen und Fachdialoge \r\numgesetzt, deren Ergebnisse als Grundlage für die Entwicklung eines Instru\r\nments in Deutschland dienen könnten. \r\nDie Marktoffensive Erneuerbare Energien und der BDEW empfehlen daher \r\ndringend, im Rahmen der anstehenden EEG-Novellierung folgende Maßnah\r\nmen zu ergreifen: \r\n• Prüfauftrag verankern: Im Gesetz sollte ein klarer Prüfauftrag definiert \r\nwerden, wie eine staatlich flankierte PPA-Risikoabsicherung ausgestaltet \r\nsein kann. Dieser sollte die Entwicklung eines Instruments zur Absiche\r\nrung von Ausfallrisiken bei langfristigen Stromlieferverträgen unter Be\r\nrücksichtigung bestehender europäischer Modelle umfassen. \r\n• Finanzierungskosten senken: Ziel muss es sein, die Risiken in der Projekt\r\nfinanzierung zu minimieren und so den Zugang zu günstigen, grünen \r\nStromlieferverträgen für die Breite der deutschen Wirtschaft zu öffnen. \r\nAngesichts der steigenden Nachfrage nach Erneuerbaren Energien ist eine  \r\nErgänzung des Förderrahmens erforderlich, um Investitionen zu ermöglichen \r\nund gleichzeitig niedrige Gestehungskosten für den Wirtschaftsstandort \r\nSeite 2 von 3 \r\nDeutschland zu sichern. Ohne Risikoabsicherung bleibt marktbasiertes Wachs\r\ntum aus — mit überschaubarem staatlichem Eingriff lassen sich jedoch private \r\nInvestitionen mobilisieren.  \r\nWir bitten Sie daher herzlich, die genannten Punkte in den weiteren parla\r\nmentarischen Beratungen zu berücksichtigen. Für Rückfragen sowie für einen \r\npersönlichen Austausch stehen wir Ihnen jederzeit gerne zur Verfügung. \r\nMit freundlichen Grüßen \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr \r\nals 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregio\r\nnalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, \r\nüber 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund \r\nein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDie Marktoffensive Erneuerbare Energien, ein Projekt der Deutschen Energie-Agentur (dena) und der Deutsche Indust\r\nrie- und Handelskammer (DIHK) ist ein Zusammenschluss von rund 40 Unternehmen aus Anbietern und Nachfragern aus der \r\nWirtschaft sowie von Dienstleistern und bildet die gesamte Wertschöpfungskette ab. Gemeinsames Ziel ist es, den Markt für \r\nerneuerbare Energien mit unterschiedlichen Maßnahmen und Aktivitäten zu entwickeln und dazu beizutragen, dass Deutsch\r\nland seine Energiewendeziele erreicht. Die Marktoffensive ist von der dena und dem DIHK ins Leben gerufen worden und wird \r\nvon diesen beiden Institutionen operativ unterstützt. Die Aktivitäten der Initiative werden maßgeblich über die Mitgliedsbeiträge \r\nfinanziert. \r\nSeite 3 von 3 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024727","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle 2026 zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für erneuerbare Energien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7b/57/745866/Stellungnahme-Gutachten-SG2606020001.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 22. Mai 2026 \r\nPositionspapier \r\nZentrale Forderungen des          \r\nBDEW zur EEG-Novelle 2026 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n1. Der BDEW unterstützt in weiten Teilen die im Entwurf für das EEG 2027 vorgesehenen \r\nNeuerungen beim Förderrahmen für Erneuerbare Energien. Insbesondere ist der Fort\r\nbestand der Ausbaupfade zu begrüßen. Durch Ausschreibungsvolumina in auskömmli\r\ncher Höhe für weitere vier Jahre wird die Fortsetzung des Erneuerbare-Energien (EE)-Aus\r\nbaus gesetzlich verankert.  \r\n2. Um die erfreulich hohen Volumina an genehmigten Windprojekten auch zur Umsetzung \r\nzu bringen, ist es aus Sicht des BDEW sinnvoll, die zusätzlichen 12 Gigawatt Leistung für \r\nWindenergieanlagen an Land auf die kommenden Ausschreibungsrunden gleichmäßig \r\nüber die Jahre 2026/27 bis 2030 zu verteilen. Um Teile des Zusatzvolumens in die Last\r\nzentren Süddeutschlands zu allokieren, sollte eine Quotenregelung eingeführt werden, \r\nwonach beispielsweise 30 % des Ausschreibungsvolumens gezielt der Südregion zugewie\r\nsen werden, um fairen Wettbewerb unter Südprojekten mit vergleichbaren spezifischen \r\nKosten zu gewährleisten. Davon unberührt sollte der Korrekturfaktor für 50 %-Standorte \r\nerhalten bleiben, da der Ausbau in Süddeutschland systemisch erforderlich bleibt.  \r\n3. Der BDEW begrüßt die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlösabschöp\r\nfung in Form eines zweiseitigen Contract for Difference (CfD). Die Erhebung des Refinan\r\nzierungsbeitrags wurde jedoch zu komplex umgesetzt, sodass zwei Zahlungsströme ent\r\nstehen – einmal für die Zahlung der Marktprämie an die Anlagenbetreiber und die Zah\r\nlung des Refinanzierungsbeitrags an die Netzbetreiber. Der BDEW schlägt eine wesent\r\nlich einfachere und praxistauglichere Umsetzung vor, indem die bisherige gleitende \r\nMarktprämie künftig auch ein negatives Vorzeichen annehmen kann. Dies würde eine \r\nUmsetzung in den IT-Systemen auf leistbare Anpassungen begrenzen, was aus Netzbe\r\ntreibersicht unbedingt notwendig ist. Zudem sollte die Erhebung des Refinanzierungsbei\r\ntrags erst ab der EU-rechtlich erforderlichen Mindestschwelle von 200 kW installierter \r\nelektrischer Anlagenleistung eingeführt werden anstelle der im EEG-Entwurf vorgesehe\r\nnen 100 kW. So würden wesentlich weniger EE-Anlagen erfasst, wobei der dadurch verlo\r\nrengehende Abschöpfungsbetrag gemessen an der Kostenersparnis gering wäre. Darüber \r\nhinaus sollte sichergestellt werden, dass Netzbetreiber bei möglichen Forderungsausfäl\r\nlen abgesichert werden, z. B. durch eine Erstattung bzw. Risikotragung durch das EEG\r\nKonto.  \r\n4. Der BDEW unterstützt die Stärkung der Freiflächen-Photovoltaik (PV) im Sinne der Kos\r\nteneffizienz. Es ist deshalb richtig, dass die Ausschreibungsvolumina für PV-Freiflächen\r\nanlagen von bisher 9,9 GW auf künftig 14 GW angehoben werden sollen.  \r\nSeite 2 von 6 \r\n5. Aus Sicht des BDEW ist es sinnvoll und angemessen, dass PV-Dachanlagen zur Teileinspei\r\nsung ihren Strom künftig verpflichtend direktvermarkten müssen. Voraussetzung hierfür \r\nist eine leistungsfähige Dateninfrastruktur, die auf dem effizienten Smart-Meter-Rollout \r\naufbaut. Vor diesem Hintergrund sollte die Pflicht zur Direktvermarktung erst mit Um\r\nsetzung des Festlegungsverfahrens zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilan\r\nzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub) als zentraler Datendrehscheibe im Jahr 2030 \r\nund nur für Anlagen ab einer Leistung von 7 kW eingeführt werden, um den nun voran\r\nschreitenden Rollout nicht durch neue Einbauprioritäten zu beeinträchtigen. Unterhalb \r\ndieser Schwelle sollte weiterhin eine Förderung bestehen, um hohe Kosten für den Ein\r\nbau von Technik zur Steuerung sehr kleiner Anlagen einzusparen. In diesem Zusammen\r\nhang lehnt der BDEW auch die Absenkung der Leistungsgrenze zur Ausstattung mit in\r\ntelligenten Messsystemen und einer Steuerungseinrichtung auf zwei Kilowatt (kW) für \r\nPV-Anlagen in § 29 Abs. 1 Nr. 2 b Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Daten\r\nkommunikation in intelligenten Energienetzen (MsbG) ab.  \r\n6. Der BDEW schlägt daher – um den PV-Zubau in der Übergangszeit bis zu einer standardi\r\nsierten Direktvermarktung zu gewährleisten – für die Zeit bis 2030 vor, dass die im EEG\r\nReferentenentwurf als Unterfall der “Netzbetreiberabnahme” bezeichnete Marktwert\r\ndurchleitung bis 2030 für Anlagen außerhalb der Direktvermarktung gezahlt wird. Die \r\nim Gesetzentwurf enthaltenen Fristen sind aus Sicht des BDEW zu kurz. Durch die Um\r\nstellung auf eine Marktwertdurchleitung wird die bisherige Förderung für die Teileinspei\r\nsung auf Marktwertniveau abgesenkt, was das EEG-Konto entlastet.  \r\n7. Maßnahmen, die die Direktvermarktung – insbesondere im Kleinanlagensegment – er\r\nschweren, laufen dem Ziel ihrer Stärkung zuwider. Zudem würden sie zu einer Verlage\r\nrung von Anlagen in die unentgeltliche Abnahme und damit in die Vermarktung durch die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit zusätzlichen Belastungen führen. Der BDEW lehnt \r\ndaher die vollständige Streichung der Marktprämie für Kleinanlagen bis 25 kW ab. Aus \r\nSicht des BDEW sollte daher auch für Anlagen zwischen 7 und 25 kW der gemäß EEG\r\nEntwurf derzeit für Anlagen ab einer Leistung von 25 kW und mehr vorgesehene anzu\r\nlegende Wert in Höhe von 6,2 ct/kWh vorgesehen werden. Dieser Wert kann bei fort\r\nschreitender Umsetzung einer standardisierten und digitalisierten Direktvermarktung \r\nperspektivisch abgesenkt werden. Die Änderung der limitierten Vermarktung mit preisli\r\nmitierten Geboten zu Null Euro/MWh am Day-Ahead-Markt einschließlich der Abrege\r\nlungspflicht scheint kaum abwickelbar, da hierfür fortlaufend Eingriffe von ÜNB über Ver\r\nteilnetzbetreibern (VNB) in Kleinanlagen erforderlich wären.  \r\nSeite 3 von 6 \r\n8. Der BDEW begrüßt, dass Anlagenbetreibern durch die Möglichkeit zu einem einmaligen \r\nWechsel aus dem EEG, die Option eröffnet wird, ihre Anlage ab einem gewissen Zeit\r\npunkt marktlich zu betreiben. Durch die Regelung wird der bisher noch schwache Auf\r\nwuchs ungeförderter grüner Power-Purchase-Agreements (PPAs) gestärkt. Allerdings er\r\nscheint dem BDEW die vorgesehene Begrenzung auf die ersten zehn Kalenderjahre nach \r\nInbetriebnahme zu starr und die einmalige Wechselmöglichkeit sollte in der gesamten \r\nBetriebszeit möglich sein. Darüber hinaus schlägt der BDEW vor, für in der Ausschrei\r\nbung bezuschlagte Anlagen eine ungeförderte Vermarktung des Stroms in den ersten \r\nzehn Betriebsjahren zuzulassen. Nach Ablauf mindestens eines Betriebsjahres sollte ein \r\neinmaliger Wechsel in den CfD zu den Konditionen des EEG-Zuschlags möglich sein. Diese \r\nzusätzliche Wechseloption wäre ein weiterer Beitrag zum Aufwuchs ungeförderter grü\r\nner PPAs im Strommarkt. Zudem ist es aus BDEW-Sicht sinnvoll, EEG-Anlagen in der \r\n„Sonstigen Direktvermarktung“ nicht voll abzuschöpfen, sondern erst ab einer höheren \r\nErlösobergrenze. Um eine Umgehung der Abschöpfung zu vermeiden, sollte eine Min\r\ndestverweildauer von bspw. zwei Jahren in der „Sonstigen Direktvermarktung“ festge\r\nlegt werden. Dadurch werden PPAs mit einer Laufzeit von drei bis vier Jahren ermög\r\nlicht, wie industrielle Abnehmer sie nutzen. \r\n9. Der BDEW schlägt außerdem die Einführung einer staatlichen Besicherung des Ausfallri\r\nsikos grüner PPAs vor, die im Falle einer Insolvenz des PPA-Abnehmers für die verblei\r\nbende Laufzeit des Liefervertrags greift. Der Lieferant kann seinen Strom dann anstelle \r\nder Direktlieferung an der Börse zum Spotmarktpreis vermarkten. Liegt der Spotmarkt\r\npreis unter dem PPA-Preis, erhält der Lieferant 80 % dieser Differenz erstattet. Er muss \r\ndann so rasch wie möglich einen neuen PPA mit einem anderen Abnehmer abschließen, \r\nsodass die Zahlung der Besicherung dann enden kann. Sind seit Abschluss des ursprüngli\r\nchen PPA-Vertrags die PPA-Preise gesunken, werden über die gesamte Restlaufzeit des \r\nursprünglichen PPA-Vertrags 80 % der Differenz zwischen neuem und altem PPA-Preis ge\r\nzahlt. Durch diese Besicherung kommen zum einen auch weniger bonitätsstarke und \r\ndamit deutlich mehr PPA-Abnehmer für PPAs in Frage und zum andern sinken für nur \r\ndurch PPAs finanzierte Projekte die Finanzierungskosten. Der BDEW hat diesen Vor\r\nschlag in seinem Positionspapier „Besicherung des Ausfallrisikos grüner PPAs – Hand\r\nlungsempfehlungen des BDEW“ genauer ausgearbeitet.  \r\n10. Die Rechte zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt sowie \r\nzur Überfahrt und Überschwenkung bei Errichtung und Rückbau nach §§ 11a, 11b EEG \r\nSeite 4 von 6 \r\nsollten – wie im Regierungsentwurf zum Solarpaket I vorgesehen – auch auf private Flä\r\nchen ausgeweitet werden. So wird der Flächenzugang für den Netzanschluss gesichert.  \r\n11. Der BDEW begrüßt bei der Erhebung der kommunalen Beteiligung am finanziellen Er\r\ntrag von Windenergieanlagen an Land und PV-Freiflächenanlagen die Streichung der \r\nbisher von der Zahlung erfassten fiktiven Strommenge. Es sollte aus Sicht des BDEW al\r\nlerdings anstelle der im Gesetzentwurf vorgesehenen „erzeugten Strommenge“ die \r\n„eingespeiste Strommenge“ zugrunde gelegt werden. Andernfalls entstehen durch den \r\nAufwuchs lokaler Nutzungsformen unterhalb des Netzanschlusses zunehmend Zahlungs\r\nansprüche der Gemeinden an die Anlagenbetreiber, die nicht über das EEG refinanzier\r\nbar sind. Der BDEW schlägt zudem einen neuen § 6a EEG vor, um die finanzielle Beteili\r\ngung von Kommunen bundesweit zu vereinheitlichen und zu erweitern (bis zu \r\n2.500 €/MW installierter Leistung oder alternativ 0,1 ct/kWh). Flankierend ist die Länder\r\nöffnungsklausel (§ 22b Abs. 6 EEG 2023) anzupassen.  \r\n12. Der BDEW begrüßt den Schritt hin zu mehr Direktvermarktung. Eine vollständige Strei\r\nchung der Ausfallvergütung könnte jedoch dazu führen, dass direktvermarktungspflich\r\ntige Anlagen unkontrolliert einspeisen, nicht fristgerecht in Betrieb genommen werden \r\nkönnen oder infolge der Insolvenz eines Direktvermarkters kurzfristig außer Betrieb ge\r\nnommen werden müssen. Der BDEW hält daher eine zeitlich auf den Kalendermonat der \r\nInbetriebnahme und den Folgemonat sowie für die Folgezeit des Anlagenbetriebs auf \r\nnur einen Kalendermonat befristete Ausfallvergütung in Höhe des Marktwertes des \r\nStroms für sachgerecht. So wird gerade die rechtzeitige Inbetriebnahme einer ausschrei\r\nbungsbedingt realisierungspflichtigen EEG-Anlage sichergestellt.  \r\n13. Besondere Solaranlagen, insbesondere Agri-PV, sind für einen innovativen und flächen\r\neffizienten EE-Ausbau unverzichtbar. Der BDEW kritisiert daher die Streichung der Son\r\nderbehandlung für besondere Solaranlagen bei Ausschreibungen für Solaranlagen des \r\nersten Segments und fordert die Beibehaltung des Untersegments der besonderen So\r\nlaranlagen zusammen mit gesonderten, höheren Höchstwerten. Insbesondere der an\r\nsonsten für Solaranlagen des ersten Segmentes vorgesehene und auskömmliche Höchst\r\nwert von 5,9 ct/kWh ist für besondere Solaranlagen zu niedrig, um einen wirtschaftlichen \r\nBetrieb zu ermöglichen, wodurch diese faktisch von EEG-Ausschreibungen für Solaranla\r\ngen des ersten Segmentes ausgeschlossen werden könnten. Er sollte aus Sicht des BDEW \r\nbei 8,5 ct/kWh liegen. Zudem begrüßt der BDEW die Anpassungen bei der Zusammenfas\r\nsung von Solaranlagen nach § 24 EEG im Grundsatz, fordert jedoch, dass neben privile\r\ngierten Anlagen nach § 35 Baugesetzbuch (BauGB) auch sämtliche besonderen \r\nSeite 5 von 6 \r\nSolaranlagen von der Zusammenfassung ausgenommen werden, da ihr Dual-Use-Charak\r\nter zu einem geringeren Flächenverbrauch führt (siehe BDEW-Papier “Zusammenfassung \r\nvon besonderen Solaranlagen und PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) entlang von Verkehrs\r\nwegen”).  \r\n14. Die im Gesetzentwurf vorgesehenen Änderungen bei den naturschutzfachlichen Anfor\r\nderungen an PV-Freiflächenanlagen gehen ebenfalls nach BDEW-Ansicht in die richtige \r\nRichtung. Sie reichen aber anlagenbetreiberseitig zur hinreichenden Durchführbarkeit der \r\nAnforderungen und netzbetreiberseitig zur hinreichenden Prüfbarkeit der Anforderungen \r\nnicht aus. Der BDEW verweist insoweit auf sein Positionspapier „Einführung von ökologi\r\nschen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche“. Außerdem sollten diese An\r\nforderungen bei Anlagen nach § 48 EEG 2023 nur für solche mit einer Leistung von mehr \r\nals 30 kW gelten, da ansonsten sämtliche „Zaun-PV-Anlagen“ an Grundstücksgrenzen von \r\nWohngebäuden in den Anwendungsbereich der Regelung fielen.  \r\n15. Der BDEW begrüßt die Fortführung der durch die BNetzA für 2026 festgelegten Höchst\r\nwerte für Biomasse auch im Jahr 2027 und deren Verwendung als Ausgangsbasis für \r\n2028 ff. Gleiches gilt für die höhere Neufestlegung des Höchstwertes für Biomethan.  \r\n16. Der BDEW sieht die Notwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts. Allerdings sind \r\nzahlreiche Regelungen des „Solarpaketes 2024“ weiterhin nicht beihilferechtlich geneh\r\nmigt. Der Gesetzgeber sollte im Gesetzentwurf daher klarstellen, ob und inwieweit ge\r\nrade Regelungen bei der gesetzlichen Förderung (Förderzone > 40 kW, Ersetzungsvorga\r\nben für Aufdach-PV-Anlagen) auch rückwirkend oder nur für die Zukunft anwendbar sind. \r\n17. Bürokratieabbau und Kosteneinsparungen: Die rückwirkende Absenkung der Sanktio\r\nnen nach § 52 Abs. 3 EEG sollte auf das jeweils vorangegangenen Kalenderjahr be\r\nschränkt werden, da ansonsten die Lenkungswirkung der Sanktionen verloren gehen und \r\nder Abwicklungsaufwand bei den Netzbetreibern zu hoch werden würde, einschließlich \r\nhoher Rückstellungen. Hinsichtlich der Bürokratieeinsparungen verweist der BDEW au\r\nßerdem auf die vorstehenden Darstellungen unter Nr. 3 zum Refinanzierungsbeitrag und \r\nunter Nr. 5.  \r\nSeite 6 von 6 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-13"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-05-22"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024771","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum GAP-Konditionalitäten-Gesetz und GAP-InVeKoS-Gesetz zur Sicherung des Gewässerschutzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/81/45/747462/Stellungnahme-Gutachten-SG2606030002.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 8. Mai 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nStellungnahme des BDEW zum Refe\r\nrentenentwurf eines Gesetzes zur \r\nÄnderung des GAP-Konditionalitä\r\nten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS\r\nGesetzes \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\nStellungnahme des BDEW zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes \r\n Seite 2 von 5 \r\nInhalt \r\n1 Vorbemerkung ................................................................................................... 3 \r\n2 Fiktion der Erfüllung der GLÖZ-Standards 1 sowie 3 bis 7 für Öko-Betriebe ......... 3 \r\n3 Kontrollen und Sanktionen bei GLÖZ 7 für Betriebe bis 30 Hektar ....................... 4 \r\n4 Dauergrünland, Paludikultur und Informationsaustausch mit Fachbehörden ...... 4 \r\n5 Fazit .................................................................................................................. 5 \r\n \r\n \r\n  \r\nStellungnahme des BDEW zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes \r\n1 Vorbemerkung \r\nDer BDEW bedankt sich für die Möglichkeit, zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Ände\r\nrung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes im Rahmen der Ver\r\nbändebeteiligung Stellung zu nehmen. Der BDEW und seine Landesorganisationen vertreten \r\nüber 2.000 Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft. Im Bereich Wasser repräsentiert \r\nder Verband Unternehmen, die rund 80 Prozent der Trinkwasserförderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasserentsorgung in Deutschland abdecken. Die nationale Umsetzung der Gemein\r\nsamen Agrarpolitik leistet aus Sicht der Wasserwirtschaft durch die Konditionalitätsregelungen \r\nder GAP einen nicht zu vernachlässigenden Beitrag zum vorsorgenden Schutz von Grund- und \r\nOberflächengewässern. \r\nDer BDEW erkennt das Ziel an, landwirtschaftliche Betriebe und Verwaltungen von vermeidba\r\nrem bürokratischem Aufwand zu entlasten. Eine praxistaugliche und verständliche Ausgestal\r\ntung der Gemeinsamen Agrarpolitik ist im Interesse aller Beteiligten. Zugleich muss gewähr\r\nleistet bleiben, dass Vereinfachungen nicht zu Lasten des Umwelt-, Boden- und Gewässer\r\nschutzes gehen. Der aktuelle Nitratbericht 2024 zeigt, dass trotz leichter Verbesserungen wei\r\nterhin an einem Viertel der Nitratmessstellen der Grenzwert überschritten wird. Die unzu\r\nreichende Umsetzung der Nitratrichtlinie zum Schutz der Gewässer vor Verunreinigung durch \r\nNitrat aus landwirtschaftlichen Quellen und die anhaltende Belastungssituation sind ebenfalls \r\nin dem Gutachten von Taube und Bach zum Niedersächsischen Nährstoffbericht 2024 belegt. \r\nZudem besteht wegen der Eutrophierung von Nord- und Ostsee weiterer Handlungsbedarf, \r\nwie aus den Zustandsberichten zur Umsetzung der Meeresstrategie-Rahmenrichtlinie sichtbar \r\nwird. Vor diesem Hintergrund ist aus Sicht der Wasserwirtschaft relevant, dass die GAP auch \r\nbei Vereinfachungen ihre Funktion als Bestandteil einer umwelt- und wasserschonenden Be\r\nwirtschaftung behält. \r\n2 Fiktion der Erfüllung der GLÖZ-Standards 1 sowie 3 bis 7 für Öko-Betriebe \r\nDer Referentenentwurf sieht vor, dass bei Begünstigten, deren Betrieb insgesamt nach der \r\nVerordnung (EU) 2018/848 zertifiziert ist, die Verpflichtung zur Einhaltung der GLÖZ-Stan\r\ndards 1 sowie 3 bis 7 als erfüllt gilt. Dasselbe soll für Betriebe gelten, die sich insgesamt in der \r\nUmstellung auf ökologische beziehungsweise biologische Produktionsweise befinden. \r\nAus Sicht des BDEW leisten zertifizierte ökologische Betriebe einen wichtigen Beitrag zu einer \r\nressourcenschonenderen Landwirtschaft. Eine Entlastung von Doppelprüfungen ist anzustre\r\nben. Gleichwohl ist aus Sicht der Wasserwirtschaft entscheidend, dass GLÖZ-Standards nicht \r\nlediglich verwaltungsseitig als erfüllt gelten, wenn daraus in der Praxis eine geringere Absiche\r\nrung gewässerschutzrelevanter Anforderungen folgt. Dies betrifft insbesondere Standards mit \r\nSeite 3 von 5 \r\nStellungnahme des BDEW zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes \r\nBezug zu Bodenbedeckung, Erosion, Fruchtwechsel, Dauergrünland und Randstreifen mit Puf\r\nferwirkung gegenüber Gewässern. \r\nDie vorgesehene Einbeziehung von Betrieben in Umstellung sollte nicht dazu führen, dass \r\nKontroll- und Schutzmechanismen für besonders sensible Flächen, insbesondre der Dauer\r\ngrünlandzustand nach GLÖZ 1, im Zeitraum der Umstellung umgangen werden. \r\nDie Erfüllungsfiktion sollte dementsprechend gut überwacht und im Vollzug sichergestellt \r\nsein. Für Betriebe in Umstellung muss ein Missbrauch der Fiktionserfüllung ausgeschlossen \r\nwerden.  \r\n3 Kontrollen und Sanktionen bei GLÖZ 7 für Betriebe bis 30 Hektar \r\nNach dem Entwurf sollen Betriebe mit bis zu 30 Hektar landwirtschaftlicher Fläche von Kon\r\ntrollen zur Einhaltung von GLÖZ 7 ausgenommen werden. Zudem sollen Verstöße gegen GLÖZ \r\n7 bei diesen Betrieben nicht sanktioniert werden. Das BMLEH begründet dies mit der Anpas\r\nsung an die Verordnung (EU) 2025/2649 und mit einer Entlastung von Betrieben und Verwal\r\ntung.  \r\nDer BDEW erkennt an, dass kleinere Betriebe durch Verwaltungs- und Kontrollpflichten relativ \r\nstärker belastet sein können. Gleichzeitig darf eine Vereinfachung nicht dazu führen, dass die \r\ntatsächliche Einhaltung von Mindeststandards nicht mehr hinreichend nachvollziehbar ist. \r\nGLÖZ 7 betrifft die Fruchtfolge beziehungsweise Bewirtschaftungsauflagen auf Ackerflächen \r\nund ist damit auch für Bodenstruktur, Erosionsvermeidung und Nährstoffmanagement rele\r\nvant. Gerade diese Faktoren sind von Bedeutung für den Schutz von Grundwasser, Oberflä\r\nchengewässern und somit der Trinkwasserressourcen. \r\nVereinfachungen dürfen nicht mit einer Absenkung ökologischer Mindeststandards verwech\r\nselt werden und sollte vorrangig durch digitale, risikoorientierte und fachübergreifend nutz\r\nbare Verfahren erreicht werden, nicht durch einen Verlust an Vollzugswissen. \r\n4 Dauergrünland, Paludikultur und Informationsaustausch mit Fachbehörden \r\nDie vorgesehene Klarstellung in § 5 GAPKondG-E zu Paludikultur spezifiziert, dass bei der Um\r\nwandlung von Dauergrünland keine Ersatzfläche erforderlich sein soll, wenn die Umwandlung \r\ndem Etablieren einer standortangepassten nassen Nutzung im Sinne einer Paludikultur dient. \r\nStandortangepasste nasse Nutzungen können insbesondere auf Moor- und Feuchtstandorten \r\neinen Beitrag zu Klima-, Boden- und Wasserhaushalt leisten, sofern sie fachlich geeignet ge\r\nplant und umgesetzt werden. Zugleich muss sichergestellt bleiben, dass der Schutz von Dauer\r\ngrünland nicht pauschal geschwächt wird.  \r\nSeite 4 von 5 \r\nStellungnahme des BDEW zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes \r\nAus Sicht des BDEW sollte die geplante Paludikultur-Regelung daher mit einer klaren fachli\r\nchen Auslegung verbunden werden. Maßgeblich sollte sein, dass die nasse Nutzung tatsäch\r\nlich standortangepasst ist und die Belange des Wasserhaushalts, des Gewässerschutzes und \r\ngegebenenfalls der Trinkwassergewinnung berücksichtigt werden. Eine enge Abstimmung mit \r\nden zuständigen Wasser-, Naturschutz- und Fachbehörden ist hierfür notwendig. \r\nNach dem Entwurf können Tatsachen, die den Verdacht eines Verstoßes gegen landwirtschaft\r\nliches, umwelt-, natur- oder klimaschutzbezogenes Fachrecht begründen, an die zuständige \r\nFachbehörde übermittelt werden. Der Informationsaustausch mit Fachüberwachungsbehör\r\nden darf aus Sicht des BDEW nicht optional sein, um den Gewässerschutz und die Trinkwasser\r\nressource sicherzustellen. Dazu gehören klare Kriterien für übermittlungsfähige Tatsachen, de\r\nfinierte Zuständigkeiten, angemessene Dokumentation sowie die Möglichkeit, wasserwirt\r\nschaftlich relevante Verdachtsfälle insbesondere in sensiblen Einzugsgebieten sowie sog. Rote \r\nGebiete zielgerichtet an die zuständigen Stellen weiterzugeben. \r\n5 Fazit \r\nDer BDEW erkennt das Ziel, die GAP-Verfahren für Betriebe und Verwaltung praktikabler zu \r\ngestalten, an. Die vorliegenden Änderungen sollten jedoch so umgesetzt werden, dass der \r\nSchutz von Grundwasser, Oberflächengewässern, Böden und Dauergrünland nicht geschwächt \r\nwird.  \r\nBürokratieabbau und Gewässerschutz sind keine Gegensätze. Entscheidend ist, Vereinfachung \r\nso zu gestalten, dass sie Verwaltung und Betriebe entlastet, ohne die Datengrundlagen, Min\r\ndeststandards und Vollzugsmöglichkeiten zu verlieren, die für eine langfristig sichere Trink\r\nwasserversorgung und den Schutz der Wasserressourcen erforderlich sind. \r\nSeite 5 von 5 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024772","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zu Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/65/32/747464/Stellungnahme-Gutachten-SG2606030014.pdf","pdfPageCount":79,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 20. Mai 2026\r\n\r\n\r\n\tBDEW Bundesverband\tder Energie- und\tWasserwirtschaft e.V.\r\n\tReinhardtstraße 32\t10117 Berlin\r\n\twww.bdew.de\r\nAnwendungshilfe\r\nSicherheit und Resilienz in der Wasser-wirtschaft\r\nHinweise und Empfehlungen zum Umgang mit dem NIS2-Umsetzungsgesetz und dem KRITIS-Dachgesetz\r\n\r\nVersionsnummer: 1\r\n\r\n \r\nInhalt\r\nHinweise zur Verwendung\t3\r\nEinleitung\t\t4\r\n1\tPrüfung Betroffenheit und Anwendungsbereich\t7\r\n2\tPflichten der Geschäftsführung\t15\r\n3\tRegistrierung des Unternehmens / Meldung im Schadensfall\t16\r\n4\tÜbersicht zentraler Pflichten für Anwender\t17\r\n5\tAufbau eines Resilienzplanes\t22\r\n5.1\tIdentifikation wesentlicher Prozesse\t24\r\n5.2\tErmittlung zeitkritischer Prozesse und Schadenskategorien\t26\r\n5.3\tDurchführen einer strukturierten Risikoanalyse\t30\r\n5.4\tErstellung einer strategischen Maßnahmenplanung\t35\r\n6\tFinanzierung von Sicherheits- und Resilienzmaßnahmen\t41\r\n7\tWeiterführende Hinweise aus der Praxis\t43\r\nAnhang 1: Glossar\t47\r\nAnhang 2: Praxisbeispiel Management eines Cybervorfalls\t56\r\nAnhang 3: Zusammenfassung des KRITIS-Dachgesetzes\t59\r\nAnhang 4: Zusammenfassung des NIS2 Umsetzungs- und \r\nCybersicherheitsstärkung-Gesetzes\t65\r\nAnhang 5: KI-Verordnung und Informationssicherheit\t73\r\nMitwirkende der BDEW-Projektgruppe Sicherheit & Resilienz\t79\r\n\r\n\r\nHinweise zur Verwendung\r\n\r\nDie nachfolgende Anwendungshilfe soll den Unternehmen der Wasserwirtschaft einen mög-lichst schnellen und einfachen Einstieg sowie Orientierung bieten, um die Pflichten aus dem KRITIS-Dachgesetz (nachfolgend: KRITISDachG) und dem NIS2-Umsetzungsgesetz (nachfolgend NIS2-UG) umzusetzen. Gleichzeitig besteht damit die Chance, die betriebliche Sicherheit und Resilienz der Unternehmen generell weiter zu verbessern. Die einzelnen Kapitel geben prakti-sche Hinweise und Empfehlungen zur Umsetzung, nützliche Verweise auf weiterführende Quellen sowie Erläuterungen zu einzelnen Aufgaben. \r\n\r\nDie dargestellten Empfehlungen im Vorgehen beziehen sich auf die Rechtslage im Mai 2026. Sie ersetzen weder Einzelfallprüfungen, eine individuelle Rechtsberatung noch vollumfängli-che und zertifizierbare Managementsysteme.\r\n \r\nEinleitung\r\n\r\nLiebe Kolleginnen und Kollegen der Wasserwirtschaft,\r\n \r\nSicherheit und Resilienz, die in der politischen und öffentlichen Diskussion deutlich an Bedeu-tung gewonnen haben, sind für uns als Unternehmen der Trink- und Abwasserwirtschaft in Deutschland schon seit langem Verpflichtung. Ohne unsere grundlegenden Dienstleistungen der Daseinsvorsorge können das Zusammenleben in unseren Städten und Gemeinden, aber auch die Wirtschaft, nicht funktionieren. \r\n \r\nDamit Trinkwasser und Abwasser auch weiterhin 24/7 x 365 Tage im Jahr zuverlässig laufen können, müssen wir über den Rand unserer Versorgungsgebiete hinaus auch globale Verände-rungen im Blick behalten und vorausschauend Prävention und unsere Reaktionsfähigkeit in un-terschiedlichsten krisenhaften Situationen stärken sowie unsere Prozesse und Strukturen an-passen.  \r\n \r\nWie wichtig das ist, erleben wir beim fortschreitenden Klimawandel, der gerade in unserem Sektor mit wachsenden Extremwetterereignissen ganz erhebliche Anstrengungen sowohl im Hinblick auf präventive Anpassungsmaßnahmen als auch im Hinblick auf Bewältigung und Kri-senstrategien im Ereignisfall notwendig macht. \r\n \r\nSpätestens mit der Corona-Pandemie haben wir zudem lernen müssen, dass auch unsere Lie-ferketten, beispielsweise bei den für uns so notwendigen Fällmitteln, extrem brüchig waren. \r\n \r\nHinzugekommen sind mit inzwischen weit ausgereifter Digitalisierung unserer technischen, kaufmännischen, personellen oder kommunikativen Prozesse auch Abhängigkeiten von zum Teil marktbeherrschenden Anbietern und deren Produkten. Gleichzeitig vergrößern sich mit wachsender Digitalisierung, darunter auch zunehmende KI-Anwendungen, generell auch die Risiken für Daten- und Informationssicherheit. \r\nAllein schon vor diesem Hintergrund lohnt es sich, Schutzbedürfnisse neu zu überdenken.  \r\n \r\nDie Steuerung über gut durchdachte Systeme vom Risiko-, über das Krisen-, das Datenschutz- und Informationssicherheitsmanagement bis hin zum auditierten technischen Sicherheitsma-nagement, bilden bisher eine sehr gute Basis dafür, unsere Dienstleistungen versorgungssicher und in der gesetzlich geforderten Qualität zu liefern. \r\n \r\nNeu ist jedoch eine sich deutlich verändernde Sicherheitslage. Seit einigen Jahren, mit sowohl stetig steigenden Angriffszahlen als auch stetig steigender Professionalität, stellt Cyberkrimina-lität - ganz gleich, ob monetär oder politisch motiviert - eine wachsende Bedrohung dar. Häu-fig stehen dabei Unternehmen der Daseinsvorsorge, darunter auch die Wasserwirtschaft, im Fokus. \r\n \r\nDer anhaltende Krieg Russlands gegen die Ukraine, die Spannungen und auch militärischen Auseinandersetzungen im Nahen Osten, die wachsende globale Instabilität, wirtschaftliche wie militärische Abhängigkeiten und eine ganze Reihe bedrohlicher wie leider auch denkbarer Szenarien, die uns ganz unmittelbar betreffen können, markieren eine Zäsur. Hybride Bedro-hungsszenarien, die neben konkreten Schäden auch Unruhe und Angst in unserem Land ver-breiten sollen, lassen sich nicht wegdiskutieren, sondern erfordern kluges Handeln.  \r\n \r\nIm Ringen um tragfähige Lösungen für Europa und für unser Land kommen Sicherheit und Resi-lienz, insbesondere in der Wasserver- und Abwasserentsorgung, eine besondere Bedeutung zu. Dies spiegeln auch die reformierten Rechtsrahmen wider, die mit dem KRITISDachG  sowie dem NIS2-Umsetzungsgesetz  für viele Unternehmen der Wasserwirtschaft Gültigkeit haben.\r\n\r\nZiel beider sich ergänzender Gesetze ist es, die Sicherheit und Resilienz sowohl für die Netz-werk- und Informationstechnologien in zentralen Prozessen sowie für die physischen Anlagen und Infrastrukturen zu verbessern. Auf Basis eines „All-Gefahren-Ansatzes“ sind bei der physi-schen Sicherheit Szenarien wie Naturkatastrophen, Spionage, Sabotage, Terroranschläge, aber auch massives menschliches Versagen im Rahmen einer Risikoanalyse in den Blick zu nehmen und hierauf aufbauend, bestmögliche Maßnahmen zu etablieren, konkret ei-nen Resilienzplan aufzustellen. Hiermit sollen Schäden bestmöglich vorgebeugt, abgewehrt oder nach Schadenseintritt möglichst rasch beseitigt werden, um die Versorgungssicherheit wieder herzustellen.  \r\n \r\nDas KRITISDachG nimmt aktuell die Betreiber kritischer Ver- und Entsorgungsstrukturen ab 500.000 zu versorgenden Personen in den Blick. Das NIS2-UG verpflichtet Betreiber bereits ab einer Unternehmensgröße von mind. 50 Mitarbeitenden oder einem Jahresumsatz und einer Jahresbilanzsumme von jeweils mindestens 10 Mio. Euro. Damit sind viele Unternehmen nach NIS2 verpflichtet, die bisher nicht im Anwendungsbereich der KRITIS-Regulierungen waren.  \r\n \r\nGerade weil unseren Dienstleistungen eine besondere Bedeutung zukommt, ist es sinnvoll und geboten, dass nicht nur formal auf eine Gesetzeserfüllung geblickt wird. Unternehmen der Trink- und Abwasserbranche sollten auch ohne unmittelbare gesetzgeberische Betroffenheit Sicherheit und Resilienz unter den aktuellen Entwicklungen hybrider Bedrohungen neu denken oder Bestehendes überdenken. Das gebietet unsere Verantwortung vor Ort! \r\n \r\nAufbauend auf den guten Grundlagen, die wir schon haben, auf Erfahrungswissen und partner-schaftlichen Austausch, soll diese Anwendungshilfe dabei unterstützen, zunächst einen guten Einstieg in die gesetzlichen Erfordernisse zu finden. Ebenfalls nützlich sind auch die Anregun-gen, Hinweise und Empfehlungen aus der Praxis, die Sicherheit und Resilienz aus konkreter wasserwirtschaftlicher Perspektive verbessern helfen können. Darüber hinaus wird es voraus-sichtlich in Kürze weitere Rechtsverordnungen bzw. Anpassungen von rechtlichen Rahmen ge-ben, welche dann zu gegebener Zeit in einer überarbeiteten Version dieser Anwendungshilfe über den BDEW zur Verfügung gestellt werden.\r\n\r\nNicht zuletzt geht es auch um den politischen Dialog, den wir auf zentraler Verbandsebene intensiv führen, etwa zu Fragen der Finanzierung oder der Abgrenzung zur staatlich definierten Schutzpflicht, wie sie bereits im Grundgesetz angelegt ist. \r\n \r\nWir müssen handeln und wir werden handeln. Die Anwendungshilfe soll eine gute Unterstüt-zung dabei bieten.\r\n\r\nIhre Gunda Röstel\r\n\r\n(Vizepräsidentin Wasser/Abwasser BDEW, Kaufmännische Geschäftsführerin Stadtentwässe-rung Dresden GmbH/ Prokuristin GELSENWASSER AG)\r\n \r\n1\tPrüfung Betroffenheit und Anwendungsbereich\r\n\r\nJedes Unternehmen muss selbstständig prüfen, ob es in den Scope des NIS2-Umsetzungsgesetzes (NIS2-UG) und des KRITIS-Dachgesetzes (KRITISDachG) fällt. Das Ergebnis ist zu dokumentieren. Es empfiehlt sich, eine frühzeitige Abstimmung mit den jeweiligen Auf-sichtsbehörden, der Verwaltung, Aufsichtsräten, Stakeholdern wie auch möglichen Vertrags-partnern bei operativen Aufgabenübertragungen vorzunehmen. \r\n\r\nHinweis:\r\nNach aktueller Rechtslage definiert das KRITISDachG die Betreiber kritischer Anlagen noch anders als das NIS2-UG. Aktuell gilt nach dem KRITISDachG ein Unternehmen der Wasserwirt-schaft dann als KRITIS-Betreiber und damit betroffen, sofern es mind. 500.000 Einwohner was-serbezogen ver- oder entsorgt. Das NIS2-UG, welches das BSI-Gesetz erweitert, bezieht sich auf die Definitionen der KRITIS-Betreiber in der BSI-KRITIS-Verordnung. Hier werden neben bestimmten Anlagenkategorien die Schwellenwerte von 500.000 Einwohnerwerten im Abwas-serbereich sowie 22 Mio. m³/Jahr Trinkwasseraufbereitung und -verteilung für die Wasserver-sorger genannt. Das NIS2-UG weitet diesen Kreis der betroffenen Unternehmen jedoch auf deutlich kleinere Ver- und Entsorger aus. \r\n\r\nKonkret sind aktuell Unternehmen mit mehr als 50 Mitarbeitenden oder einem Jahresum-satz und einer Jahresbilanzsumme von jeweils 10 Mio. EUR von NIS2 betroffen. Vom KRI-TISDachG sind nur solche Unternehmen betroffen, die einen Versorgungsgrad von mind. 500.000 Einwohnern haben. \r\n\r\nDie nachfolgenden Ausführungen sollen, orientiert an der aktuellen Rechtslage, die Einord-nung erleichtern und grundlegende Fragen beantworten.\r\n\r\nKRITISDachG:\r\n\r\nEine erste Einschätzung zum Adressatenkreis ist über die nachfolgende Grafik möglich:\r\n\r\n \r\nAbbildung 1: Betroffenheit der Sektors Wasser nach dem KRITISDachG\r\n\r\n \r\nTrink- und Abwasser sind über die Nennung des Sektors „Wasser“ explizit in § 4 Abs. 1 Nr. 6 vom Geltungsbereich des KRITISDachG erfasst. Darüber hinaus liegt der Schwellenwert aktuell bei 500.000 Einwohnern, die wasserbezogen ver- oder entsorgt werden. Dies soll nach § 5 durch eine ergänzende Rechtsverordnung konkretisiert werden, die sektor-, branchen-, und anlagespezifische Schwellenwerte festlegen wird. \r\n\r\nDaneben kann nach § 5 Abs. 1 Nr. 4 sowie § 5 Abs. 7 eine gesonderte Einstufung eines Betrei-bers auch über das Bundesministerium des Innern sowie über die jeweils zuständigen Landes-behörden erfolgen. Dies geschieht in der Regel durch die Innenministerien der Länder, die trotz Unterschreitens der geltenden Schwellenwerte eine Anlage dem Anwendungsbereich des KRITISDachG zuordnen, weil sie von strategischer oder sonstiger wichtiger Bedeutung ist. Ge-gen diese Entscheidung kann zwar Widerspruch eingelegt werden, allerdings hat der Wider-spruch keine aufschiebende Bedeutung und die Landesbehörden haben einen weiten Ermes-sensspielraum, der rechtlich schwer überprüfbar ist.\r\n\r\n \r\nNIS2-Umsetzungsgesetz\r\n\r\n\r\n\r\nDas NIS2-UG erweitert den Anwendungsbereich des bisherigen BSI-Gesetzes (BSIG) erheblich. Dadurch sind künftig nicht mehr nur die Betreiber der kritischen Anlagen (KRITIS) in der Was-serwirtschaft betroffen, diese bleiben unverändert im Adressatenkreis, sondern auch viele kleinere und mittlere Betreiber von Wasserversorgungsanlagen und Abwasserbeseitigungsan-lagen. \r\nDie Schwellenwerte für die Betreiber, die als KRITIS gelten und damit von NIS2 betroffen sind, ergeben sich wie bisher aus der BSI-KRITIS-Verordnung , welche am BSI-Gesetz aufgehangen ist. Ob Betreiber, die unterhalb dieser KRITIS-Schwellenwerte liegen, von NIS2 betroffen sind, hängt hingegen von der Unternehmensgröße, also Anzahl der Mitarbeitenden oder einem bestimmten Jahresumsatz und einer bestimmten Jahresbilanzsumme ab.\r\n\r\nBetreiber kritischer Anlagen (KRITIS):\r\nOb ein Unternehmen als Betreiber einer kritischen Anlage gilt, ist wie bisher anhand der BSI-KRITIS-Verordnung zu prüfen. Dabei gelten die betriebene Anlagenkategorie und jeweilige Schwellenwerte in der Ver- bzw. Entsorgung als maßgebliche Kriterien:\r\nTrinkwasserversorgung\r\nAnlagenkategorie\tBemessungskriterium\tSchwellenwert\r\nGewinnungsanlage\tGewonnene Wassermenge in Millionen m3/Jahr\t22\r\nAufbereitungsanlage (Was-serwerk)\tAufbereitete Trinkwasser-menge in Millionen m3/Jahr\t22\r\nWasserverteilungssystem\tVerteilte Wassermenge in Millionen m3/Jahr\t22\r\nLeitzentrale\tVon den gesteuer-ten/überwachten Anlagen gewonnene, transportierte oder aufbereitete Wasser-menge in Millionen m3/Jahr\t22\r\n\r\nAbwasserbeseitigung\r\nAnlagenkategorie\tBemessungskriterium\tSchwellenwert\r\nKanalisation\tAngeschlossene Einwohner\t500.000\r\nKläranlage\tAusbaugröße in Einwohner-werten\t500.000\r\nLeitzentrale\tAusbaugrößen der Anlagen in Einwohnerwerten oder angeschlossene Einwohner der gesteuerten oder über-wachten Anlagen\t500.000\r\n\r\nHinweis:\r\nHier kann es in der Festlegung der KRITIS-Betreiber zu einer Diskrepanz zwischen Trink- und Abwasser kommen. Der Schwellenwert im Trinkwasserbereich von 22 Mio. m³/Jahr beruht auf dem Bundesdurchschnitt des täglichen Wasserverbrauchs pro Person/pro Tag von 121 Litern, hochgerechnet auf 500.000 Personen. Da die Trinkwasserverbräuche jedoch regional variie-ren können, kann es sein, dass ein Trinkwasserversorger in einer Stadt mit 500.000 Einwoh-nern noch nicht als KRITIS gilt, da die Wasserverbräuche der zu versorgenden Einwohner unter dem Bundesdurchschnitt liegen. Gleichzeitig kann in derselben Stadt der zuständige Abwas-serentsorger aufgrund seiner Ausbaukapazität als KRITIS gelten. Der BDEW wirbt dafür, dass diese Diskrepanz durch eine Novelle der BSI-KRITIS-Verordnung aufgelöst wird.\r\n\r\nBesonders wichtige und wichtige Einrichtungen:\r\nLiegt ein Betreiber von Wasserversorgungs- oder Abwasserbeseitigungsanlagen unterhalb der Versorgungsgrade, die die BSI-KRITIS-Verordnung definiert, kann man dennoch als besonders wichtige oder wichtige Einrichtung im Sinne des NIS2-UG adressiert sein. Dies ist durch § 28 Abs. 1 Nr. 4 sowie § 28 Abs. 2 Nr. 3 geregelt.\r\nEntscheidend ist hier zunächst, ob die Anlagen, die betrieben werden, in die Kategorien der Anlage 1 des NIS2-UG fallen:\r\n\r\nTrinkwasserversorgung\tBetreiber von Wasserversorgungsanlagen im Sinne von § 2 Nummer 3 TrinkwV, je-doch unter Ausschluss der Lieferanten, für die die Lieferung von Wasser für den menschlichen Gebrauch ein nicht wesentli-cher Teil ihrer allgemeinen Tätigkeit der Lieferung anderer Rohstoffe und Güter ist\r\nAbwasserbeseitigung\tUnternehmen, die Abwasser nach § 54 Ab-satz 1 WHG sammeln, entsorgen oder be-handeln, jedoch unter Ausschluss der Un-ternehmen, für die das Sammeln, die Ent-sorgung oder die Behandlung solchen Ab-wassers ein nicht wesentlicher Teil ihrer allgemeinen Tätigkeit ist \r\n\r\nWerden demnach Wasserversorgungs- oder Abwasserbeseitigungsanlagen betrieben, gilt die Unternehmensgröße als entscheidendes Kriterium zur Festlegung der Betroffenheit.\r\n\r\nAls besonders wichtige Einrichtung nach dem NIS2-UG gelten Betreiber, wenn sie:\r\n•\tmehr als 250 Mitarbeitende beschäftigen oder\r\n•\teinen Jahresumsatz von über 50 Millionen Euro und zudem eine Jahresbilanzsumme von über 43 Millionen Euro aufweisen\r\n\r\nIst das Unternehmen kleiner und liegt unterhalb der Schwellenwerte der besonders wichtigen Einrichtungen, kann es dennoch in die Kategorie der wichtigen Einrichtungen fallen und wä-re dann ebenfalls von NIS2 betroffen. Als wichtige Einrichtung nach dem NIS2-UG gelten Be-treiber, wenn sie:\r\n•\tmehr als 50 Mitarbeitende beschäftigen oder\r\n•\teinen Jahresumsatz und eine Jahresbilanzsumme von jeweils über 10 Millionen Euro aufweisen\r\n\r\nIm NIS2-UG sind die Unternehmen der Kategorien besonders wichtige und wichtige Einrich-tungen im § 28 Abs. 1 Nr. 4 sowie § 28 Abs. 2 Nr. 3 nicht explizit als kleinere Betreiber be-nannt. Vielmehr findet sich dort die Formulierung:\r\n„sonstige natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbstständige Organi-sationseinheiten einer Gebietskörperschaft, die anderen natürlichen oder juristischen Personen entgeltlich Waren oder Dienstleistungen anbieten und die einer der in Anla-ge 1 bestimmten Einrichtungsarten zuzuordnen sind“\r\nBei der Ausdeutung ist der Verweis auf die Einrichtungsarten in der Anlage 1 entscheidend. Hieraus geht hervor, dass es sich bei den Organisationseinheiten, die Waren und Dienstleis-tungen anbieten, um Ver- und Entsorger der Wasserwirtschaft im Sinne der TrinkwV bzw. des WHG handelt.\r\n\r\nWenn der Betrieb solcher Anlagen der Trink- und Abwasserwirtschaft nur einen geringen Teil einer ansonsten anderweitigen Geschäftstätigkeit eines Unternehmens ausmacht, ist es mög-lich, für diesen Anteil nicht nach NIS2 reguliert zu sein. Dies ist gemäß § 28 Abs. 3 festgelegt. Damit wird im Einzelfall vermieden, dass eine nur geringfügige Nebentätigkeit zu einer un-verhältnismäßigen Identifizierung als wichtige oder besonders wichtige Einrichtung führt. Auch wenn die Abgrenzung hierzu nicht einfach abzuleiten ist, können mögliche Anhaltspunkte für diese Bewertung etwa die Anzahl der in diesem Bereich tätigen Mitarbeitenden oder der durch diese Geschäftstätigkeit erwirtschaftete Umsatz bzw. die Bilanzsumme für diesen Be-reich sein. Ein Indiz, dass es sich nicht um eine vernachlässigbare Geschäftstätigkeit handelt, kann auch eine Nennung des Unternehmens in einem Gesellschaftervertrag, einer Satzung oder einem vergleichbaren Gründungsdokument der Einrichtung sein . \r\n\r\nEine weitere Orientierungshilfe zur NIS2-Betroffenheitsprüfung bietet zudem das BSI mit ei-nem Online-Prüfungstool  an. Obgleich hiermit in wenigen Schritten anhand konkreter Fragen überprüft werden kann, ob ein Unternehmen in den Anwendungsbereich des Gesetzes fällt, ist weder das Ergebnis rechtlich bindend noch besteht ein Anspruch auf Vollständigkeit und Rich-tigkeit der Inhalte.\r\n\r\nEmpfehlungen für Unternehmen der Wasserwirtschaft in unterschiedlichen Kooperations-formen\r\nWer selbst als Betreiber wasserwirtschaftlicher Anlagen in den Anwendungsbereich des KRI-TISDachG und NIS2-UG fällt und als Kooperationspartner für andere Aufgabenträger der Was-serwirtschaft Verantwortung übernommen hat, sollte in Abstimmung mit den jeweiligen Ko-operationspartnern die Frage einer weitergehenden Betroffenheit sorgfältig prüfen. Aus bei-den Gesetzlichkeiten lassen sich keine klaren Ableitungen für im Wassersektor spezifische Formen der Zusammenarbeit ableiten. Wir empfehlen daher zunächst prinzipiell eine indivi-duelle vertragsrechtliche Prüfung. Nachfolgend finden sich spezifische Hinweise zu einzelnen Kooperationsformen:\r\n•\tKonzessionen und Betriebsführungen: \r\nWenn ein Unternehmen operative Aufgaben über Konzessionen oder Betriebsführungs-verträge an Dritte überträgt, sind die jeweilige Betroffenheit und die Verantwortlichkei-ten für Sicherheits- und Meldepflichten klar zu regeln. Dies ist auch für jene Fälle zu empfehlen, in denen ein Unternehmen durch die Summe seiner Dienstleistungstätig-keit für andere Unternehmen in den Anwendungsbereich beider Gesetzlichkeiten kommen könnte. Verträge sollten daher überprüft und gegebenenfalls angepasst wer-den. Üblicherweise enthalten Verträge salvatorische Klauseln, die eine Vertragsanpas-sung an geänderte gesetzliche Rahmenbedingungen ermöglichen.  Dies schließt auch den Umgang mit möglichen Finanzierungsthemen für notwendig werdende Maßnah-men mit ein. \r\n\r\n•\tBeteiligungen und Querverbundunternehmen: \r\nBei Beteiligungen und Querverbundunternehmen hängt die Frage der Betroffenheit da-von ab, inwieweit das beteiligte Unternehmen bzw. durch die Konstruktion des Quer-verbundes Einfluss auf kritische Anlagen der Wasserwirtschaft ausgeübt wird, vor allem aber, wie oben schon beschrieben, welcher Anteil der Gesamtgeschäftstätigkeit dem Betrieb wasserwirtschaftlicher Anlagen zuzurechnen wäre.\r\n\r\n•\tInterkommunale Zusammenarbeit: \r\nBei Zweckverbänden oder öffentlich-rechtlichen Kooperationen empfiehlt es sich eben-falls bei möglicher Betroffenheit durch beide Gesetzlichkeiten, die zugrunde liegenden Verträge oder Satzungen zu überprüfen und gegebenenfalls anzupassen. Ziel ist es auch hier, die regulatorischen Pflichten, Zuständigkeiten und Meldewege eindeutig festzule-gen. Anpassungen der Verbandsbeiträge können notwendig werden, wenn zusätzliche Ressourcen für die Umsetzung der regulatorischen Anforderungen erforderlich sind.\r\n \r\nHinweis: In beiden gesetzlichen Regelungen, spielen die verschiedenen Kooperationsformen, die im Wassersektor etabliert sind, keine gesonderte Rolle, weshalb es auch keine entspre-chenden Festlegungen gibt. Der aktuell reformierte Gesetzesstand mit dem KRITISDachG und dem NIS2-UG ist jedoch Ausdruck erhöhter Sicherheitsrisiken und -bedürfnisse für die Bran-che: Versorgungsinfrastruktur muss zuverlässig geschützt werden, und dafür muss klar eine verantwortliche Stelle bestimmt sein. Die empfohlenen vertraglichen Regelungen dienen ge-nau dazu, mögliche Verantwortlichkeiten praktisch zuzuordnen und das Sicherheitsniveau zu gewährleisten.\r\n \r\n2\tPflichten der Geschäftsführung\r\n\r\nBei Betroffenheit durch das KRITISDachG und dem NIS2-UG ist es essenziell, dass die Ge-schäftsführung die formale Gesamtverantwortung für die Umsetzung im Unternehmen über-nimmt und notwendige Prozesse initiiert. Sie haftet persönlich für die Einhaltung der Vorga-ben. Zudem müssen Verantwortliche im Unternehmen benannt werden, auch gegenüber den zuständigen Behörden, die die Umsetzung operativ steuern und als Ansprechpartner der Be-hörden fungieren.\r\n\r\nSowohl in Bezug auf das KRITISDachG wie auch beim NIS2-UG obliegt die Gesamtverantwor-tung für das Einhalten aller Pflichten der Geschäftsführung. Sie haftet persönlich für die physi-sche, die Informations- und Cybersicherheit sowie generell für die Resilienz des jeweiligen Unternehmens. Sie muss entsprechend für angemessene präventive wie reaktive Schutz- und Steuerungssysteme sorgen, welche Schadensereignisse bestmöglich verhindern oder minimie-ren, im Schadensfall ein rasches Wiederherstellen des operativen Betriebes ermöglichen so-wie den Erfordernissen in der gesetzgeberisch gebotenen Meldepflicht nachkommen.\r\n\r\nUm die technischen und organisatorischen Prozesse zur Sicherheit der Informationstechnik mit ausreichend fundierten Kenntnissen anleiten und überwachen zu können, wurde im NIS2-UG festgeschrieben, dass die Geschäftsführung entsprechende Schulungen nachweisen muss. Ein vorläufiger Leitfaden  zu den Schulungspflichten der Geschäftsführung wurde bereits vom BSI veröffentlicht. Die Schulungen müssen bei Betroffenheit durch das NIS2-UG gegenüber dem BSI nachgewiesen werden können, umfassen mindestens 4 Stunden und mindestens alle 3 Jah-re zu wiederholen. VBEW  sowie EW-Medien  bieten regelmäßig entsprechende Schulungs-formate an.\r\n\r\nEin weiterer wichtiger Punkt, der durch die Geschäftsführung initiiert und umgesetzt werden muss, ist die Benennung mindestens einer Person im Unternehmen, die die Umsetzung der Pflichten operativ steuert und gegenüber den Behörden als zentraler Ansprechpartner fun-giert. Diese Person sollte i.d.R. dann auch die Funktion der verpflichtenden Schadensmeldung bei den zuständigen Meldestellen übernehmen und eine entsprechende 24/7-Erreichbarkeit sicherstellen. Es empfiehlt sich hierfür, eine Stellvertretung zu benennen.\r\n3\tRegistrierung des Unternehmens / Meldung im Schadensfall\r\n\r\nBei Betroffenheit durch das NIS2-UG muss sich das Unternehmen gemäß § 33 Abs. 1 bis zum 05. März 2026 beim BSI-Portal registriert haben. Bei Betroffenheit durch das KRITISDachG muss sich das Unternehmen gemäß § 8 Abs. 1 drei Monate nach Feststellung einer kritischen Anlage beim BSI-Portal registriert haben. In beiden Fällen ist ein ELSTER-Organisationszertifikat für die Registrierung notwendig. Treten Schadensereignisse ein, müs-sen diese unter Beachtung zeitlicher Fristen in den entsprechenden Portalen gemeldet wer-den. Eine Schadensereignismeldung ist auch ohne vorhergehende Registrierung möglich.\r\n\r\nDas Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) sowie das Bundesamt für Be-völkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK) haben für den Registrierungsprozess eine ge-meinsame Stelle geschaffen, welche formal beim BSI angesiedelt ist. In diesem Portal  müs-sen sich die Unternehmen in einem zweistufigen Prozess registrieren. Zunächst erfolgt die Erstellung eines Unternehmenskontos („Mein Unternehmenskonto“) im BSI-Portal. Im nächs-ten Schritt erfolgt dann die eigentliche Registrierung des Unternehmens. Hierfür muss zuvor ein ELSTER-Unternehmenskonto  eingerichtet werden, sofern noch keines vorliegt. \r\n\r\nTritt ein Schaden ein, muss das Unternehmen schnellstmöglich diesen Schaden bei der zustän-digen Stelle melden. In Bezug auf Vorfälle im Zusammenhang mit Informationstechnik ist eine entsprechende Meldung beim BSI  zu machen. Sollte zu diesem Zeitpunkt noch keine vorher-gehende Unternehmensregistrierung erfolgt sein, kann auch ohne Registrierung eine Scha-densmeldung gemacht werden. Wichtig ist, dass die Meldung binnen 24 Stunden nach Erken-nen des Schadensereignis erfolgt.\r\n\r\nIn Bezug auf jegliche anderen betriebsgefährdenden Ereignisse, muss eine Meldung bei einer vom BSI und BBK gemeinsam eingerichteten Meldestelle erfolgen. Auch hier ist innerhalb von 24 Stunden nach Kenntnis des Vorfalls eine Meldung zu machen. Nach den Vorgaben in § 18 Abs. 2 KRITISDachG müssen folgende Informationen angegeben werden:\r\n\r\n•\tArt, Ursache und mögliche Folgen\r\n•\tAnzahl der vom Vorfall Betroffenen\r\n•\tDas betroffene geografische Gebiet – Achtung: Wegen Abstimmung mit Bundes-wehr neben Straßennamen und Nr. auch GIS-Daten übermitteln\r\n•\tWeitere Einzelheiten durch BBK\r\n\r\n4\tÜbersicht zentraler Pflichten für Anwender\r\n\r\nDie nachfolgende Übersicht stellt die wesentlichen Pflichten aus beiden Gesetzesakten für die Anwender zur Verfügung. Eine ausführliche Erläuterung erfolgt in den Anlagen 3 und 4.\r\n\r\nPflicht\tKRITISDachG \tNIS2-UG \r\n\tBetreiber \r\nkritischer Anlagen\tBetreiber kritische Anlagen / Be-sonders wichtige Einrichtungen & wichtige Einrichtungen im Was-sersektor\r\nBetroffenheits-prüfung\t§ 4 Abs. 1 Nr. 6 & § 5 Abs. 1\r\n\r\nAb 500.000 zu versorgenden Ein-wohnern oder durch behördliche Festlegung\r\n\r\nHinweis: Spezifischere Festlegungen sind über eine gesonderte Rechts-verordnung zu erwarten\t§ 28\r\n\r\nBetreiber einer für die Versorgung kritischen Anlage = besonders wich-tige Einrichtung:\r\n•\tTrinkwasserversorger ab 22 Mio. m³/Jahr\r\n•\tAbwasserentsorger ab 500.000 EW/Personen\r\n\r\nBetreiber einer Wasserversorgungs- oder Abwasserbeseitigungsanlage (nach Anlage 1 NIS2-UG):\r\n\r\nBesonders wichtige Einrichtung:\r\n•\tAb 250 Mitarbeitende oder Jahresumsatz von mind. 50 Mio. EUR und Jahresbilanz-summe von mind. 43 Mio. EUR\r\n\r\nWichtige Einrichtung:\r\n•\tAb 50 Mitarbeitende oder Jahresumsatz und Jahresbi-lanzsumme von jeweils über 10 Mio. EUR\r\n\r\nTool zur Betroffenheitsprüfung  beim BSI nutzbar\r\n\r\nRegistrierungs-pflicht\t§ 8 Abs. 1\r\n\r\nRegistrierung beim BSI-Portal :\r\ninnerhalb 3 Monate nach Feststel-lung als KRITIS-Betreiber \t§ 33\r\n\r\nRegistrierung beim BSI-Portal:\r\ninnerhalb 3 Monate nach Inkrafttre-ten = Bis zum 05. März 2026\r\nMeldepflicht im Schadensfall\t§ 18 Abs. 1\r\n\r\nMeldung erfolgt beim BSI :\r\nInnerhalb von 24 h Erstmeldung, Aktualisierungsmeldung mit Scha-densbewertung, innerhalb von ei-nem Monat Abschlussmeldung\t§ 32\r\n\r\nMeldung erfolgt beim BSI:\r\nInnerhalb von 24 h Erstmeldung, innerhalb von 72 h Aktualisierungs-meldung mit Schadensbewertung, innerhalb von einem Monat Ab-schlussmeldung\r\nAbsicherung der betriebskritischen Systeme und An-lagen / Angriffs-erkennung\t§ 13 Abs. 2 Nr. b – c\r\n\r\nAbsicherung und Angriffserkennung insb. Liegenschaftsabsicherung, bspw. durch Überwachungs- und Detektionssysteme\r\n\t§ 31 Abs. 2\r\n\r\nSysteme zur Angriffserkennung nach dem Stand der Technik  - \r\n\r\n\r\nEmpfehlung: Anwendung B3S Was-ser/Abwasser \r\nBenennung 24/7-Kontaktstelle ggü. BBK / BSI\t§ 8 Abs. 1 Nr. 6\r\n\r\nKontaktstelle setzt dies voraus\t§ 33 Abs. 2\r\n\r\nAngabe von Kontaktdaten setzt dies voraus\r\nRisikomanage-ment/ Risikoana-lyse/ Risikobe-wertung\t§ 12\r\n\r\nRisikoanalyse und Risikobewertung mind. alle 4 Jahre, methodische Vorgaben können durch das BMI durch Rechtsverordnung erlassen werden\r\n\r\nEmpfehlung: Anwendung eines BCMS \r\n\r\nHinweis: Eine ausführliche Beschrei-bung zur Beantwortung dieser An-forderungen angelehnt an das BCMS findet sich in Kapitel 5\t§§ 30 f.\r\n\r\nRisikomanagement für Sicherheit in der Informationstechnik\r\n\r\nEmpfehlung: Anwendung eines ISMS und Risikomanagementsystems (RMS) \r\n\r\nHinweis: Aspekte des ISMS sind in Kapitel 5 integriert\r\nResilienzpflich-ten/ Resilienzplan\t§ 13\r\n\r\nGewährleistung der Resilienz – Ver-hinderung von Vorfällen, angemes-sener physischer Schutz nach dem Stand der Technik, Vorfälle wirksam begrenzen und zügige Wiederher-stellung\r\n\r\nEmpfehlung: Anwendung eines BCMS\r\n\r\nHinweis: Eine ausführliche Beschrei-bung zur Beantwortung dieser An-forderungen findet sich in Kapitel 5.\t§§ 30 f.\r\n\r\nSiehe oben\r\nUnterrichtungs-pflicht ggü. Kun-den/Öffentlichkeit bei Vorfällen\t§ 18 Abs. 8\r\n\r\nBBK entscheidet über Information der Öffentlichkeit, Vollzug entweder durch das BBK oder den Betreiber auf Anweisung des BBK\t§§ 35 f.\r\n\r\nBSI entscheidet über Information an Empfänger der Dienstleistung (Kun-den) oder der Öffentlichkeit \r\nHaftung und Schulung der Ge-schäftsleitung\t§ 20\r\n\r\nPersönliche Haftung der Geschäfts-leitung für Umsetzung von Resilien-zmaßnahmen\t§ 38\r\n\r\nPersönliche Haftung der Geschäfts-leitung für Umsetzung Risikoma-nagement\r\n\r\nVerpflichtende regelmäßige Schu-lung zu Risikomanagementpraktiken im Bereich Sicherheit in der Infor-mationstechnik\r\nNachweispflicht/ Dokumentation ggü. Zuständiger Behörde\t§ 16\r\n\r\nBBK kann über BSI Nachweise einho-len oder Betreiber direkt zur Vorlage entsprechender Nachweise insb. eines Resilienzplanes auffordern\r\n\r\nEmpfehlung: Die Anwendung eines BCMS kann als fundierte Grundlage für die Nachweise dienen\r\n\r\nHinweis: Eine nachgeordnete Rechtsverordnung zu ergänzenden methodischen Vorgaben zum Aufbau eines Resilienzplanes bleibt abzu-warten\r\n\t§ 39\r\n\r\nNachweise über Risikomanage-mentmaßnahmen müssen gegen-über BSI mind. alle 3 Jahre nachge-wiesen werden\r\n\r\nEmpfehlung: Die Anwendung eines ISMS und des Branchenstandards B3S kann als fundierte Grundlage für die Nachweise dienen\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n5\tAufbau eines Resilienzplanes \r\n\r\nNach dem KRITIS-Dachgesetz und dem NIS2-UG sind die betroffenen Unternehmen verpflich-tet, auf Grundlage einer individuellen Risikobewertung entsprechende Maßnahmen zur Ver-besserung ihrer Sicherheit und Resilienz umzusetzen (siehe auch Übersichtstabelle oben). \r\n\r\nIm KRITISDachG finden sich diese Anforderung in § 12 „Risikoanalyse und Risikobewertung“ sowie in § 13 „Resilienzplan“. Im NIS2-UG findet sich dies im § 30 „Risikomanagementmaß-nahmen“ wieder. In beiden Fällen geht es darum, auf Basis einer individuellen Risikobewer-tung Schwachstellen im Unternehmen im Hinblick auf die physische wie Informations- und Cybersicherheit zu ermitteln und diese mit entsprechenden Maßnahmen und Plänen auszu-statten.\r\n\r\nAuf Unternehmensebene kann dies durch die Entwicklung eines ganzheitlichen Resilienzpla-nes  beantwortet werden. Einen Überblick hierzu vermittelt folgende Grafik: \r\n\r\n   \r\nAbbildung 3: Mögliches Schema eines Resilienzplanes\r\n\r\nDie in diesem Kapitel beschriebenen Schritte zur Entwicklung eines Resilienzplanes bauen auf bestehenden Managementsystemen auf, darunter vor allem auf dem Business Continuity Ma-nagementsystem (BCMS). Ein BCMS eignet sich, um systematisch zu ermitteln, was im Unter-nehmen geschützt werden muss, welche Risiken relevant sind (Risikoanalyse), wo vorsorgende Schutzmaßnahmen ansetzen sollten, was im Falle einer signifikanten Betriebsstörung oder -unterbrechung zu tun ist und wie ein schneller Wiederhochlauf des Betriebs gewährleistet werden kann. Bereits im Unternehmen vorhandene Risikomanagementsysteme und Krisen-managementpläne können hier integriert werden. Mit diesem Managementsystem lassen sich demnach die wesentlichen Anforderungen des KRITISDachG unter § 12 beantworten.\r\n\r\nIn Bezug auf die Anforderungen des NIS2-UG lassen sich einige der in § 30 formulierten An-forderungen wie die Risikoanalyse, die Bewältigung von Sicherheitsvorfällen oder das Auf-rechterhalten des Betriebs ebenfalls mit dem BCMS beantworten, sofern hier Risiken der In-formationssicherheit mitbetrachtet werden.\r\n\r\nDie nachfolgenden Unterkapitel geben einen Überblick und Orientierung über die Anforde-rungen eines BCMS, welche um Aspekte der Informationssicherheit ergänzt wurden. Die Aus-führungen ersetzen jedoch keine vollumfänglichen und zertifizierbaren Managementsysteme, sondern erleichtern lediglich das Verständnis für deren Aufbau. Insbesondere beim NIS2-UG sollte darüber hinaus auch ein Informationssicherheitsmanagementsystem (ISMS) bzw. auch branchenspezifische Sicherheitsanforderungen in Bezug auf die Informationssicherheit im Un-ternehmen umgesetzt werden.\r\n\r\nRelevante Managementsysteme zur Beantwortung der Anforderungen aus dem KRITISDachG und NIS2-UG aus aktueller Sicht:\r\n\r\n•\tBusiness Continuity Managementsystem (BCMS)\r\no\tBSI-Standard 200-4  oder ISO/IEC 22313 \r\n•\tRisikomanagementsystem (RMS)\r\no\tBSI-Standard 200-3  oder ISO/IEC 27005 \r\n•\tInformationssicherheitsmanagementsystem (ISMS)\r\no\tBSI-Standard 200-1  und 200-2  oder ISO/IEC 27001 \r\n•\tB3S Wasser/Abwasser \r\no\tVon DVGW und DWA erarbeitet, auf Abfrage erhältlich\r\n•\tTechnisches Sicherheitsmanagement (TSM)\r\n\r\nErgänzend können auch weitere Grundlagen konsultiert werden wie die Leitlinien zum Kri-senmanagement der DIN  oder die kürzlich veröffentlichte DIN SPEC 14027 zur Corporate Security . \r\n\r\n5.1\tIdentifikation wesentlicher Prozesse\r\n\r\nZunächst sollten die betriebskritischen Prozesse im Unternehmen identifiziert werden, die bei einer Beeinträchtigung oder Unterbrechung ein hohes Schadenspotenzial ausbilden können. Hierbei ist es wichtig, die richtige Granularität zu finden und nicht jeden Einzel- oder Unter-stützungsprozess als betriebskritisch zu definieren.\r\n\r\nHinweis: \r\nHier geht es noch nicht um mögliche Ursachen für Ausfälle, sondern nur darum festzulegen, welche Prozesse besonders schützenswert sind und nicht unterbrochen werden sollten.\r\n\r\nUm die Schutzziele im Unternehmen festzulegen, sollte zunächst damit begonnen werden, die Hauptprozesse zu identifizieren, die möglichst störungsfrei funktionieren sollten. Hierbei emp-fiehlt es sich, nicht jeden Unterstützungs- und Unterprozess als eigenständiges Schutzziel mit-aufzunehmen, sondern für die Haupttätigkeiten eine angemessene Granularität der Prozesse zu finden. \r\n\r\nBeispiele für die Prozessdefinition:\r\n\r\nWasserversorgung\tAbwasserentsorgung\r\nRohwasserförderung\tAbwassersammlung\r\nRohwasseraufbereitung\tAbwasseraufbereitung\r\nTrinkwasserverteilung\tAbwassereinleitung\r\nPersonalmanagement\tKlärschlammmanagement\r\nEnergieversorgung\tPersonalmanagement\r\nIT-Management\tEnergieversorgung\r\n\tIT-Management\r\n\r\nFür die unternehmensindividuell festgelegten betriebskritischen Prozesse sollte je Prozess ein Prozesseigner festgelegt werden, welcher die Prozesse verantwortlich steuert und über alle notwendigen Ressourcen und Abhängigkeiten Auskunft geben kann. In der Praxis ist dies oft eine entsprechende Führungskraft. Bedient ein Betreiber beide Versorgungssparten, so sind die Prozesse immer ganzheitlich d. h. in KRITIS-Verbünden und damit auch in ihren Abhängig-keiten zueinander zu betrachten.\r\n\r\n \r\n5.2\tErmittlung zeitkritischer Prozesse und Schadenskategorien\r\n\r\nFür die zuvor festgelegten wesentlichen Prozesse muss ermittelt werden, ab welchem Zeit-raum der Ausfall der jeweiligen Prozesse signifikante oder sogar untragbare Schäden hervor-ruft. Hierbei muss das Schadensausmaß in Bezug auf verschiedene Schadenskategorien be-trachtet und bewertet werden. Mögliche Prozess- und Ressourcenabhängigkeiten werden ebenfalls ermittelt. Bereits vorhandene Schutzmaßnahmen spielen hier noch keine Rolle, die Betrachtung bezieht sich immer auf den „worst case“, also einen kompletten Prozessausfall.\r\nHinweis:\r\nDieser wichtige Schritt entspricht der sog. Business Impact Analysis (BIA), die Teil des Business Continuity Managements (BCM) ist. \r\n\r\nDie Zeitkritikalität eines Prozesses sagt aus, wie lange ein Prozess ausfallen kann, bis ein un-tragbarer Schaden entsteht. Dies ist später wichtig, da für diesen Zeitraum entsprechende Notbetriebsmaßnahmen festgelegt werden sollen, die verhindern, dass ein Prozessausfall es-kaliert. Innerhalb dieses Zeitraumes sollten auch die Maßnahmen zum Wiederanlauf des Normalbetriebes umgesetzt werden können.\r\nBei der Ermittlung der Zeitkritikalität geht es im Wesentlichen darum, die folgenden Fragen zu beantworten: \r\n•\tWann wird ein Ausfall eines Prozesses untragbar? \r\n•\tWelche Art von Schäden können bei einem Ausfall entstehen?\r\nVorab festzulegen:\r\nBevor die Zeitkritikalität der einzelnen Prozesse bewertet werden kann, müssen vorab ver-schiedene Betrachtungsparameter festgelegt werden, die für jede Prozessbetrachtung gleich-bleibend sind.\r\nZunächst gilt es, verschiedene Schadenskategorien festzulegen, auf die ein Prozessausfall hin betrachtet werden kann. Neben finanziellen Schäden können auch andere Aspekte eine Rolle spielen, die sich nur schlecht finanziell beziffern lassen, beispielsweise eine Gefahr für Leib und Leben oder ein Reputationsschaden. \r\nBeispiele für wesentliche Schadenskategorien:\r\n•\tMassive Beeinträchtigung der Aufgabenerfüllung / Versorgungssicherheit\r\n•\tErhebliche finanzielle Auswirkungen\r\n•\tRechtliche Verstöße mit erheblichem Strafmaß (gegen Gesetze, Vorschriften, Verträge)\r\n•\tPersönliche Unversehrtheit (Personal, Kunden)\r\n•\tDauerhafte Reputationsschäden\r\n\r\nAls nächstes sollten Schadensklassen definiert werden, die aussagen, wie hoch ein Schaden innerhalb einer Schadenskategorie wäre.\r\nBeispiel für die Definition von Schadensklassen:\r\n•\tSehr gering\r\n•\tGering\r\n•\tMittel\r\n•\tHoch\r\n\r\nEbenfalls sollten vorab Betrachtungszeiträume für mögliche Prozessausfälle definiert werden, also Zeitintervalle, die den Verlauf eines Prozessausfalls darstellen können. \r\nBeispieldefinition eines Betrachtungszeitraumes für mögliche Prozessausfälle:\r\n•\t15 Minuten\r\n•\t4 Stunden\r\n•\t3 Tage\r\n•\t7 Tage\r\n•\t14 Tage\r\n•\t30 Tage (ermöglicht Periodenwechsel wie z. B. Lohnfortzahlungen, Monatsabschlüsse etc. in den Blick zu nehmen)\r\nHinweis: Da die Wasserwirtschaft zur Daseinsvorsorge und kritischen Infrastruktur zählt, soll-ten die zeitlichen Betrachtungspunkte nicht erst nach Tagen beginnen. \r\n \r\n\r\nBewertungsprozess:\r\nNachdem die Parameter entsprechend definiert wurden, startet der Bewertungsprozess der einzelnen betriebskritischen Prozesse. Dies sollte in Form von Einzelinterviews oder gemein-samen Workshops mit den jeweiligen Prozesseignern stattfinden. Je Prozess sollte je Scha-denskategorie die Zeitkritikalität eingeschätzt werden. Maßgeblich geht es dabei um die Be-antwortung zweier Fragen:\r\n\r\n1.\tWelche Auswirkung (Schadensklasse) in Bezug auf Schadenskategorie X ergibt sich durch einen Ausfall des Prozesses Y ab einer bestimmten Zeit? Ab welchem Zeit-punkt wird ein Ausfall untragbar? \r\n\r\nDarüber hinaus sollte eingeschätzt werden, welche Einflüsse der betrachtete Prozess zu ande-ren Prozessen hat und welche Ressourcen für die Funktionalität des betrachteten Prozesses unabdingbar sind, also:\r\n2.\tWelche grundsätzlichen Einflüsse auf oder Abhängigkeiten von anderen Prozessen bestehen und welche Ressourcen sind für den Wiederanlauf des Prozesses kritisch?\r\n\r\nHierbei ist es wichtig, sowohl die vorgelagerten als auch die nachgelagerten Prozesse einzu-beziehen, um einen genauen Abhängigkeitsplan aller betriebskritischen Prozesse aufzustellen. Externe Lieferketten werden dabei als Ressourcen betrachtet.\r\nBeispiel für eine mögliche Ressourcenliste:\r\no\tIT/OT (Technik, Systeme, Steuerung etc.)\r\no\tInformationen/Daten (z. B. in Prozessleitsystemen zu Mengen, Frachten, Para-metern etc.)\r\no\tInfrastruktur (z. B. Gebäude, Becken, Leitungen etc.)\r\no\tPersonal\r\no\tEnergie\r\no\tBetriebsmittel\r\no\tDienstleister\r\no\tFinanzmittel\r\n\r\nTabelle 1 Beispiel Bewertung Prozess- und Ressourcenabhängigkeiten\r\nBetrachteter Pro-zess\tVorgelagerte Pro-zesse\tNachgelagerte Prozesse\tNotwendige Res-sourcen (für den betrachteten Pro-zess)\r\nBeispiel Trinkwas-serprozess:\r\nTrinkwasserauf-bereitung\tRohwassergewin-nung\r\n\tTrinkwassertrans-port und Vertei-lung\tOT: Anlagen, Pumpen etc.\r\nInfrastruktur\r\nIT\r\nInformatio-nen/Daten\r\nBetriebsmittel\r\nEnergie\r\nPersonal\r\nBeispiel Abwas-serprozess:\r\nAbwasseraufbe-reitung\tAbwassersamm-lung\tAbwassereinlei-tung\r\n\r\nSchlammbehand-lung\tOT: Anlagen, Pumpen etc.\r\nInfrastruktur\r\nIT\r\nInformatio-nen/Daten\r\nBetriebsmittel\r\nEnergie\r\nPersonal\r\n\r\nErgebnis:\r\n•\tZeitkritikalität:\r\nDie Auswertung der Zeitkritikalität der Prozesse gibt Auskunft über die Schutzbe-dürftigkeit einzelner Prozesse gegenüber Ausfällen. \r\n\r\n•\tProzessabhängigkeiten:\r\nVerkettungen einzelner Prozesse geben Auskunft darüber, wie sich Ausfälle im Unter-nehmen auswirken können, dies muss bei Notfallplänen beachtet werden.\r\n\r\n•\tRessourcen:\r\nDie ermittelten Ressourcen, die zum Wiederanlauf eines zeitkritischen Prozesses benö-tigt werden, sind die Schutzgüter, auf die sich die zu entwickelnden Resilienzmaßnah-men und -pläne konzentrieren sollten.\r\n\r\nHinweis: Auch Informationen und Daten sind wichtige Ressourcen, die bei fast allen zeitkri-tischen Prozessen eine wichtige Rolle spielen. Daher sollten auch mögliche Informations- und Datenverluste mit einer maximal tolerierbaren Zeit bewertet werden. Hiernach kön-nen sich künftig die Intervalle von Backups richten bzw. auch geklärt werden, an welchen Stellen generell weiterführende Maßnahmen zur Informationssicherheit ansetzen sollten.\r\n5.3\tDurchführen einer strukturierten Risikoanalyse\r\n\r\nNachdem die Schutzbedürftigkeit der einzelnen Prozesse im Unternehmen und ihrer Ressour-cen ermittelt wurde, geht es nun in der Risikoanalyse um die Ermittlung von Ursachen, die sich prozessgefährdend auswirken könnten. Hierbei muss zunächst eine Liste der möglichen Gefährdungsszenarien aufgestellt werden. Dazu wird das Verhältnis von Bedrohung und Schwachstellen ermittelt. Dann wird ermittelt, wie hoch jeweils die Eintrittswahrscheinlichkeit eingeschätzt wird und wie groß das Schadensausmaß sein kann. Die Betrachtung bezieht sich auf die Gefährdung der Verfügbarkeit der kritischen Ressourcen als Schutzgüter.\r\n\r\nHierbei sollte auf bereits vorhandene Risikomanagementsysteme aufgebaut werden.\r\nDies gilt auch für bereits vorhandene Schutzmaßnahmen und Krisenpläne, welche in die Be-wertung der Risiken einbezogen werden und sich risikomindernd auswirken. \r\n\r\nIm Ergebnis erhält man mit dieser Risikoanalyse eine Aussage darüber, welche Ressourcen und auch Prozesse gegen welche Gefährdungen mit weiteren präventiven wie reaktiven Maß-nahmen hinterlegt werden sollten. \r\n\r\nLeitfrage: Welche Gefahren können die Verfügbarkeit der kritischen Ressourcen beeinträchti-gen?\r\n\r\nErstellung einer Gefährdungsliste\r\n\r\nZunächst sollte eine Liste aller möglichen Gefährdungen erstellt werden, die das Potenzial haben, betriebskritische Prozesse zu gefährden. Hierzu kann neben der nachfolgenden Grafik auch der BSI-Standard 200-3  genutzt werden. Im Kapitel 4 des BSI-Standards werden zahlrei-che Gefährdungen mit Fokus auf Informationssicherheitsrisiken gelistet. Darüber hinaus soll-ten weitere Gefährdungen aus anderen Bereichen ebenfalls erfasst werden, dazu verpflichtet der „All-Gefahren-Ansatz“ aus dem KRITISDachG. \r\n\r\n \r\nAbbildung 4: Mögliche Gefährdungen in der Wasserwirtschaft\r\n* Operationsplan Deutschland: Definiert konkrete Maßnahmen für den Verteidigungsfall und umfasst militärische und zivile Akteure, um Deutschland als logistische Drehscheibe für die NATO zu sichern. Dies bezieht auch die was-serwirtschaftlichen Unternehmen als wichtige Versorger bei NATO-Truppenverlegungen mit ein. \r\n\r\nAuswirkungen auf kritische Ressourcen\r\n\r\nNach der Erstellung der Gefährdungsliste sollte zunächst ermittelt werden, ob sich die jeweili-gen Gefährdungen auf die kritischen Ressourcen (Schutzgüter) auswirken können. Dieser Schritt kann die darauffolgende Risikoanalyse verkürzen, wenn hier bereits festgestellt wird, dass bestimmte Risiken keine oder nur geringe Auswirkungen auf die Ressourcen haben. \r\n\r\nHinweis: In Bezug auf Informationen und Daten als Ressource sollte hier nicht nur der Verlust der Verfügbarkeit als prozesskritisches Risiko angesehen werden, sondern auch der Verlust der Integrität sowie Vertraulichkeit, da hierdurch ebenfalls Unterbrechungen kritischer Pro-zesse ausgelöst werden können.\r\n \r\n\r\n\tIT/OT\tInfra-struktur\tPer-sonal\tEner-gie\tBe-triebsmit-tel\tInformationen\r\n\t\t\t\t\t\tVer-füg-bar-keit\tIn-tegri-tät\tVer-trau-lich-keit\r\nHochwasser\tRelevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tRelevant\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nHitze- und anhaltende Trockenheit\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nPandemie\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nBrand in \r\nAnlage\tRelevant\tRelevant\tRelevant\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nTerrorismus/ Anschlag\tRelevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nCyberangriff\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tRelevant\tRelevant\r\n…\t\t\t\t\t\t\t\t\r\nTabelle 2: Beispiel Beurteilung Gefährdungen je zeitkritischer Ressource – In diesem Beispiel wäre die Gefährdung „Hitze und anhaltende Trockenheit“ nicht relevant für die weitere Risi-koanalyse\r\n\r\nDie Gefährdungsübersicht gibt Auskunft, welche Gefährdungen in der Risikoanalyse genauer auf ihr Schadenspotenzial und Eintrittswahrscheinlichkeiten hin bewertet werden sollten. Die Ermittlung der relevanten Ressourcen je nach Risikokategorie ist zudem die Grundlage für die spätere Entscheidung, wo Maßnahmen im Unternehmen ansetzen müssen.\r\n \r\n\r\nRisikobewertung:\r\n\r\nIm nächsten Schritt muss ermittelt werden, wie hoch die Eintrittswahrscheinlichkeit jeder Ge-fährdung ist und wie hoch das Schadenspotenzial bei Eintritt in Bezug auf die wesentlichen Ressourcen im Unternehmen eingeschätzt wird.\r\n\r\nDie Eintrittswahrscheinlichkeit einer Gefährdung kann anhand konkreter Erfahrungswerte, wissenschaftlicher Statistiken und Prognosen oder sonstiger fundierter Erkenntnisse einge-schätzt werden. \r\n\r\nBeispielkategorisierung für die Eintrittswahrscheinlichkeit:\r\n\r\n•\tSelten \r\n(Ereignis könnte höchstens alle 5 Jahre eintreten)\r\n•\tMittel \r\n(Ereignis könnte alle 5 Jahre bis einmal im Jahr eintreten)\r\n•\tHäufig\r\n(Ereignis könnte einmal im Jahr bis einmal pro Monat eintreten)\r\n•\tSehr häufig\r\n(Ereignis könnte mehrmals im Monat eintreten)\r\n\r\nJede Gefährdung muss auch im Hinblick auf ihr potenzielles Schadensausmaß auf die kriti-schen Ressourcen betrachtet werden. Der Maßstab für das Schadensausmaß ist sowohl quanti-tativ (Anzahl der gefährdeten Ressourcen, siehe oben) wie auch qualitativ bewertbar. In der Praxis empfiehlt es sich, beide Betrachtungsdimensionen einzubeziehen.\r\n\r\nFür die qualitative Bewertung ist zwischen direkten Schäden (Wiederbeschaffungskosten, Wiederherstellungs- und Reparaturkosten) und Folgeschäden (Kosten durch Stillstand, Image-verlust, Transaktionskosten, Schadenszahlungen durch mögliche Grenzwertverletzungen, po-tenzielle Inanspruchnahme durch Dritte, welche durch Ausfall von Dienstleistungen zu Scha-den kamen) zu unterscheiden. Die Summe der direkten Schäden und der Folgeschäden ergibt die gesamte Schadensauswirkung.\r\n\r\nHinweis: Bereits etablierte Schutzmaßnahmen wie ein vorhandenes Hochwasserschutzkonzept, Übungspläne, Sicherheitselemente in der IT-Infrastruktur, Ausweichsysteme etc. können das Netto-Risiko in der Einschätzung mindern.\r\n\r\nBeispielkategorisierung Schadensausmaß (jeweils auf Grundlage der quantitativen und quali-tativen Einschätzung):\r\n\r\n•\tVernachlässigbar\r\n•\tBegrenzt\r\n•\tBeträchtlich\r\n•\tExistenzbedrohend\r\n\r\n\r\nSchadensausmaß\t\t\t\t\r\nExistenzbedrohend\tMittel\tHoch\tHoch\tSehr hoch\t\r\nBeträchtlich\tMittel\tMittel\tHoch\tHoch\t\r\nBegrenzt\tGering\tGering\tMittel\tMittel\t\r\nVernachlässigbar\tGering\tGering\tGering\tGering\t\r\n\tSelten\tMittel\tHäufig\tSehr häufig\tEintrittswahrschein-lichkeit\r\nTabelle 3: Beispiel Risikomatrix\r\n\r\nErgebnis:\r\n\r\nDie Risikoanalyse gibt Auskunft über den Grad der Exponiertheit der kritischen Ressourcen. Je höher das Risiko eingeschätzt wird, umso dringender sollten vorhandene Maßnahmen aktuell gehalten und ggf. auch neue Maßnahmen entwickelt werden, die das Netto-Risiko im Hinblick auf die jeweilige Gefährdung senken.\r\n\r\nHinweis: Zu ermittelnde Maßnahmen auf Grundlage der Risikoanalyse müssen auch wirt-schaftlich angemessen sein. Nicht jedes ermittelte Risiko kann im Hinblick auf die Verhältnis-mäßigkeit der Kosten mit Maßnahmen hundertprozentig abgesichert werden. Diese Entschei-dung zur Akzeptanz eines verbleibenden Restrisikos ist von der Geschäftsleitung zu treffen und muss dokumentiert werden sowie bei künftigen Evaluierungen der Risikoanalyse erneut über-prüft werden. \r\n5.4\tErstellung einer strategischen Maßnahmenplanung\r\n\r\nNach der Ermittlung der betriebskritischen Ressourcen und Prozesse sowie der jeweiligen Ri-siken und Schwachstellen muss nun eine übergreifende Strategie entwickelt und durch die Geschäftsführung beschlossen werden. Diese legt fest, an welchen Stellen präventive Maß-nahmen zur Verbesserung des Schutzniveaus umgesetzt werden sollten und für welche Ge-fährdungen Krisenpläne, Notbetriebslösungen und Wiederherstellungspläne erstellt werden müssen. \r\nNachdem die Schutzziele übergreifend festgelegt wurden, müssen auf Ebene der zeitkritischen Prozesse Notfallpläne und -maßnahmen entwickelt sowie präventive Schutzmaßnahmen iden-tifiziert und umgesetzt werden. Bereits bestehende Schutzmaßnahmen und Krisenpläne wer-den hier integriert. \r\n\r\nHinweis: Im Business Continuity Management entspricht dieser Schritt den Business-Continuity-Strategien und -Lösungen, dem Geschäftsfortführungsplan sowie dem Wiederan-lauf- und Wiederherstellungsplan. Ergänzt wird dies um präventive Schutzmaßnahmen, um einen ganzheitlichen Resilienzplan zu entwickeln.\r\n\r\nÜbergeordnete strategische Planung\r\nNachdem die Schutzgüter (betriebskritischen Ressourcen) sowie die Schwachstellen (Risiko-bewertung) ermittelt wurden, sollte durch die Geschäftsleitung beschlossen werden, welche Schutzziele mit einem Resilienzplan verfolgt werden. Das heißt, es muss entschieden werden, welche ermittelten Risiken mit Maßnahmen ausgerüstet werden, um das Schutzniveau des Unternehmens weiter zu verbessern.\r\nDie Schutzziele entsprechen den zu schützenden betriebskritischen Ressourcen, die den jewei-ligen zeitkritischen Prozessen im Unternehmen zugeordnet sind. Dementsprechend muss nun je Ressourcenkategorie bzw. je Prozess eine Strategie entwickelt werden, mit der sowohl das Schutzniveau verbessert werden kann (präventive Maßnahmen) als auch die Geschäftsfortfüh-rung im Schadensfall schnellstmöglich wieder anlaufen kann (reaktive Maßnahmen). Hierbei werden bereits vorhandene Schutzmaßnahmen oder Krisenpläne beachtet und einbezogen.\r\n\r\n \r\nAbbildung 5: Bestandteile der Maßnahmenplanung\r\n\r\nProzessbezogene reaktive Pläne und Maßnahmen:\r\nReaktive Pläne konzentrieren sich auf den Umgang mit eingetretenen Schadensereignissen und daraus resultierenden Prozessausfällen. Sie umfassen sowohl organisatorische Verfah-rensweisen wie die Bereitstellung und Koordination von Mitarbeitenden, den Einsatz von Res-sourcen als auch die Wiederherstellung des Normalbetriebes und bauen auf den Erkenntnis-sen der Business Impact Analyse wie auf denen der Risikoanalyse auf. \r\nDie organisatorischen Pläne und Notfallmaßnahmen sollten je zeitkritischem Prozess festge-legt und in eine übergeordnete Eskalationsplanung eingebunden werden. Ein übergeordneter Krisenstab kann bei multiplen Prozessausfällen entscheiden, wo und wie Ressourcen effektiv eingesetzt und welche Maßnahmen priorisiert werden. Er kann zudem die Kommunikation mit den Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (Polizei, Feuerwehr, Katastrophen-schutz, BSI etc.) steuern.\r\nDas Ziel jeder prozessbezogenen Planung sollte die Wiederherstellung des Normalbetriebs des jeweiligen Prozesses sein und sich daher auf die Wiederherstellung der notwendigen Ressour-cen konzentrieren und Maßnahmen für den Übergang bzw. den Anlauf eines Notbetriebs fest-legen. Diese Pläne sollten dezidiert und in Abstimmung mit der Geschäftsführung ausgearbei-tet und dokumentiert werden und müssen allen relevanten Mitarbeitenden im Ernstfall so-wohl digital wie auch auf Papier zugänglich sein.\r\n\r\nGeschäftsfortführungspläne (Notfallmaßnahmen)\r\nDurch die Ermittlung der zeitkritischen Prozesse wurden jene Zeiträume festgelegt, innerhalb derer ein Prozessausfall entweder wiederhochgefahren oder durch einen Notbetrieb auf-rechterhalten werden muss. Diese Reaktionszeit gibt also vor, wie schnell Maßnahmen greifen müssen. Kann ein Prozess nicht innerhalb dieser Zeit wieder vollständig hochgefahren werden, müssen Notfallressourcen zum Einsatz kommen und Notfallpläne zum Einsatz kommen, um einen Notbetrieb zu gewährleisten, also eine zumindest eingeschränkte Fortführung des Pro-zesses. Für jede kritische Ressource eines Prozesses muss daher ermittelt werden:\r\n•\tWelche Notfallressourcen müssen geschaffen/vorgehalten werden (z. B. Notstromag-gregate, redundante Pumpensysteme, parallele IT-Systeme, Ausweichgebäude bei Ge-bäudeausfällen etc.), um einen Notbetrieb zu ermöglichen?\r\n•\tWie lange sollte diese Notfallressource den Notbetrieb mindestens aufrechterhalten können (Ergebnisse aus der Ermittlung zeitkritischer Prozesse entscheidend)?\r\n•\tWie kann die reguläre Ressource wiederhergestellt werden, um den Prozess in den Normalbetrieb zurückzuversetzen?\r\n\r\nJe nach Schadenssituation können ggf. auch kurzfristig umsetzbare Brücken- oder Behelfslö-sungen (Quickfixes und Workarounds) zum Tragen kommen, um mind. ein Notbetriebsniveau zu erreichen. Gibt es beispielsweise durch einen Brand einen Gebäudeausfall, so kann ein zeitweises Ausweichen auf alternative Gebäude oder Homeoffice eine kostengünstige Kom-pensation darstellen. \r\n\r\nIn der Praxis kann es vorkommen, dass nicht alle ermittelten Risiken bzw. kritischen Ressour-cen mit Notfallmaßnahmen ausgestattet werden können. Dies kann zum Beispiel daran liegen, dass die Kosten für eine Notbetriebslösung zu hoch und nicht der Eintrittswahrscheinlichkeit oder des erwarteten Schadensausmaßes angemessen sind. In diesen Fällen muss dokumentiert werden, dass diese Risiken durch die Geschäftsleitung akzeptiert werden und hierzu keine wei-tere Maßnahmenplanung erfolgt.\r\n\r\nGeschäftswiederanlauf- und Wiederherstellungspläne\r\nNeben der Herstellung eines Notbetriebes muss parallel an der Ursachenbeseitigung gearbei-tet werden, um einen schnellstmöglichen Wiederanlauf einzuleiten und die vollständige Wie-derherstellung des Prozesses zu gewährleisten. \r\nDer erste Schritt ist also immer die Ursachenermittlung für einen Prozessausfall. Sobald diese gefunden wurde, startet der Wiederanlauf des Prozesses, indem die notwendigen Ressourcen zum Beispiel neubeschafft, repariert oder neukonfiguriert werden. Die hierfür jeweils not-wendigen Mittel (Finanzen, Personal, Materialien etc.) müssen für jede betriebskritische Res-source definiert werden. \r\nIm nächsten Schritt müssen Wiederanlaufpläne festgelegt werden, die ein genaues Ablauf- und Prüfschema festhalten, welches gleichzeitig sowohl als Dokumentation des Vorgangs als auch als Checkliste durch die Prozess- und Ressourcenverantwortlichen genutzt werden kann. \r\nDiese Wiederanlaufpläne müssen von der Geschäftsführung auf Vollständigkeit, Plausibilität und Aktualität kontrolliert und anschließend freigegeben werden. Dies ist auch wichtig, um die übergeordnete strategische Planung zu ermöglichen.\r\nHilfestellungen für den Wiederanlauf und die Wiederherstellung der Prozesse sind in Form von Dokumentenvorlagen beim BSI erhältlich. \r\n\r\nÜbungen und Tests\r\nDie aufgestellten Pläne zur Geschäftsfortführung, zum Wiederanlauf und zur Wiederherstel-lung müssen regelmäßig geübt und getestet werden, die relevanten Mitarbeitenden sollten stets zu allen Belangen gut geschult und informiert sein. Durchgeführte Tests müssen doku-mentiert und ausgewertet werden. Hieraus abgeleitete Verbesserungsbedarfe müssen im nächsten Planungszyklus adressiert werden.\r\n\r\nPräventive Pläne und Maßnahmen\r\nDie Ergebnisse der Auswertung der Zeitkritikalität der betrieblichen Prozesse sowie die Risi-koanalyse geben Auskunft über den Schutzbedarf einzelner Ressourcen im Unternehmen. Ne-ben den Plänen und Maßnahmen zur Schadensminimierung im Ernstfall, sollten auch präven-tive Schutzmaßnahmen umgesetzt werden, die unter Umständen Vorfälle und Schäden verhin-dern oder zumindest ihr Ausmaß minimieren können. \r\nVorsorgende Sicherheitsmaßnahmen sollten sowohl im Bereich des physischen Objektschutzes wie auch im Bereich der Cybersicherheit ansetzen. Hierbei ist zu beachten, dass die Informa-tionssicherheit sowohl digital als auch physisch umgesetzt werden muss und damit beide Be-reiche tangiert. Dabei umfassen präventive Maßnahmen nicht nur technische, sondern auch organisatorische Maßnahmen, die das Sicherheitsniveau verbessern.\r\nZu den technisch umsetzbaren präventiven Sicherheitsmaßnahmen zählen beispielsweise:\r\n•\tFunktionierende und schwarzfallsichere (mechanische Öffnung möglich) Schließsyste-me auf dem Betriebsgelände, an Gebäuden und Büros\r\n•\tEffektive Zugangskontrollen (Mitarbeitende, Gäste, Vertragspartner, Fahrzeuge, etc.)\r\n•\tEffektiver Objektschutz (Zäune, Kamerasysteme, Sensortechnik, etc.)\r\n•\tBeleuchtungskonzept\r\n•\t24/7-Überwachung OT/IT sowie Reaktionen durch qualifiziertes Personal\r\n•\tBerechtigungskonzepte / Authentifizierung (IT-Systeme)\r\n•\tDatensicherung / Backupsysteme* (eigene Serverstrukturen, Clouds)\r\n•\tSchutz vor Schadprogrammen (Anti-Virensoftware, Sperren von bestimmten Domains)\r\n•\tVerschlüsselung/Kryptografie (bei der Verarbeitung, Übertragung und Speicherung von Informationen)\r\n•\tSysteme zur Angriffserkennung\r\n\r\n* Zur Erstellung und Umsetzung eines Datensicherungskonzepts bietet das BSI Hinweise . Darüber hinaus bietet das BSI auch eine generelle Handreichung  zur Behandlung von Sicher-heitsvorfällen im Bereich der Informationssicherheit an.\r\n\r\nZu den organisatorischen Maßnahmen zählen beispielweise: \r\n•\tInterne Richtlinien mit Festlegungen von Verantwortlichkeiten und Prozessabläufen (z. B. zu Datenschutz, Compliance, Informationssicherheit etc.)\r\n•\tSchulung und Sensibilisierung von Mitarbeitenden (z. B. zur Selbstwirksamkeit in Bezug auf Sicherheitsbelange oder zum Verhalten bei Sicherheitsvorfällen)\r\n•\tSicherheitsüberprüfungen (z. B. Revision und externe Audits, Penetrationstests etc.)\r\n \r\n6\tFinanzierung von Sicherheits- und Resilienzmaßnahmen\r\n\r\nNicht nur für die Bürgerinnen und Bürger sowie die Wirtschaft und andere Versorgungsunter-nehmen ist Versorgungssicherheit im Wassersektor von höchstem Wert. Auch für die Operati-onsfähigkeit der Bundeswehr und ihrer Verbündeten sowie wesentlicher Teile der Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (BOS), darunter Feuerwehr, Katastrophenschutz oder Technisches Hilfswerk, bilden diese Dienstleistungen wichtige Voraussetzungen zur eige-nen Aufgabenerfüllung im Krisen-, Katastrophen- oder Angriffsfall.\r\n\r\nFür einen wirksamen Schutz in der Wasserver- und Abwasserentsorgung müssen deshalb die Finanzierung von Sicherheits- und Resilienzmaßnahmen, darunter eine breite Palette von In-vestitionen, eindeutig als betriebsnotwendige Maßnahmen anerkannt werden.\r\nDie Refinanzierung zur Kostenanerkennung, ganz gleich, ob dies über die kartellrechtliche Preiskontrolle im Tarifbereich bei privatrechtlich organisierten Unternehmen erfolgt oder bei öffentlich-rechtlich organisierten Unternehmen über Gebührenrecht und Kommunalaufsicht, muss zeitnah und sicher gewährleistet sein. \r\n\r\nSo stellt sich allein schon im Rahmen der im BBK Merkblatt “Vorsorgemaßnahmen zur Sicher-stellung der Trinkwassernotversorgung (2022)”  enthaltenen Empfehlungen, die öffentliche Wasserversorgung bei einem großflächigen Stromausfall mindestens 72 Stunden so funktions-tüchtig zu halten, dass über diesen Zeitraum Wasser in Trinkwasserqualität bereitgestellt und Abwasser abgeführt werden kann, die Frage der kartellrechts- und gebührenrechtskonformen Kalkulation. Hierzu ist zeitnah eine rechtlich anzuerkennende Definition betriebsnotwendiger Kosten in der Tarifkalkulation und im Gebührenkontext durch Entgelte/Umlagen zu schaffen.\r\n\r\nDer BDEW setzt sich intensiv für eine entsprechende Anpassung innerhalb der bestehenden regulierten Entgeltsysteme ein, um eine klare Rechtsgrundlage für die Refinanzierung von Kosten über Preise und Gebühren sowie aus staatlichen Mitteln zu schaffen.\r\nMit wachsender hybrider Bedrohungslage ist es jedoch auch dringend angezeigt, erhöhte Schutz- und Resilienzbedarfe für den Wassersektor auch über den von der Schuldenbremse ausgenommenen Verteidigungshaushalt und einen noch einzurichtenden Resilienzfonds zu finanzieren.\r\n\r\nDarüber hinaus stehen für Wasserver- und Abwasserentsorger bislang eher kleinere Förder-programme zur Verfügung, um Investitionen in Sicherheits- und Resilienzmaßnahmen gemäß KRITISDachG und NIS2-UG zu finanzieren. Diese reichen von zinsgünstigen KfW-Krediten über limitierte Zuschüsse für IT-Sicherheit (z. B. BAFA, MID NRW) bis hin zu limitierten EU-Förderungen (EFRE, Horizon Europe). Darüber hinaus empfehlen wir, die Fördermittelpro-gramme des jeweiligen Bundeslandes auf Eignung zur Finanzierungsunterstützung zu prüfen. \r\n\r\nStaatliche Mitfinanzierung soll und muss dazu beitragen, die betriebliche Tragfähigkeit not-wendig werdender Kosten zu garantieren und gleichermaßen Verzögerungen und breite öf-fentlichkeitswirksame Diskussionen, wie beispielsweise zu Gebührenerhöhungen, die in der Regel durch das jeweilige Gremium wie z. B. Stadtrat, Verbandsrat etc. zu diskutieren und zu beschließen sind und nicht selten längere Zeit in Anspruch nehmen, zu vermeiden.\r\nWeil nicht erst in einer akuten Bedrohungslage oder gar im Verteidigungsfall Schutz- und Resilienzmaßnahmen geschaffen und investiert werden können, ist zeitnah auf politischer Ebene die unbürokratische Umsetzung in beiden Finanzierungssträngen zu ermöglichen. \r\n\r\nNicht zuletzt ist auf Bundesebene insbesondere auch dafür Sorge zu tragen, dass eine bundes-einheitliche Praxis hierfür sichergestellt wird. Eine ansonsten erforderliche Abstimmung mit 16 Landeskartellbehörden und/oder Kommunalaufsichtsbehörden wäre weder leistbar noch zielführend im Interesse von Sicherheit und Resilienz. Förderseitig in Frage kommen hierbei sowohl spezifisch deklarierte Förderprogramme der Länder, die Bundesförderung für Infra-strukturmaßnahmen sowie die Investitionsmittel, die unmittelbar der Verteidigung zugeordnet wurden. \r\n\r\nUnternehmensseitig setzt dies jedoch voraus, dass entsprechend der Erfordernisse aus dem KRITISDachG und dem NIS2-UG sowie nach entsprechender Risikoanalyse im All-Gefahrenansatz, ein klarer Überblick zu neuen notwendigen Maßnahmen und Investitionen besteht. Hierbei können zunächst auch solche Maßnahmen und Investitionen als förderlich für die Sicherheit und Resilienz identifiziert worden sein, die deutlich über die bisherige Verant-wortung eines störungsfreien Normalbetriebes hinausgehen. \r\n\r\nErfahrungswerte aus dem Krisenmanagement im Umgang mit Extremwetterereignissen, mehrtägigen Energieausfällen, Cyberattacken oder dem Umgang mit Pandemie bieten hierbei eine wertvolle Grundlage. Vom effektiven Objektschutz, über redundante technische Systeme bis hin zur 24/7 Überwachung im IT- und OT-Bereich ist Vieles bereits adressiert. Zu den bis-her eher ungewohnten Maßnahmen können dabei unter anderem Systeme zur Detektion und Abwehr von Drohnen, die Schaffung interoperabler Kommunikationssysteme zum Austausch mit den BOS, zusätzliches, spezifisch geschultes Personal, der Ausbau von Schutzräumen, zu-sätzliche redundante Infrastrukturen oder auch eine umfängliche, lokal übergreifende Lager-bewirtschaftung technisch wie in wichtigen Einsatzstoffen gehören.\r\n\r\nNeben den Abstimmungen zu den notwendigen Maßnahmen für mehr Sicherheit und Resilienz und deren Finanzierung, empfehlen wir zudem zu prüfen und in der Kostenumlage ebenfalls ansatzfähig einzustufen, im Planansatz grundsätzlich einen zweckgebundenen, angemessenen Anteil des Aufwandes für die Finanzierung notwendig werdender Maßnahmen vorzuhalten.\r\n\r\n7\tWeiterführende Hinweise aus der Praxis\r\n\r\nÜber die unmittelbaren Verpflichtungen aus beiden Gesetzesakten hinaus empfiehlt es sich, auch die folgenden, ganz praktischen Überlegungen in den Blick zu nehmen.\r\n\r\nIn den Anlagen findet sich zudem ein Beispiel anhand eines Musterunternehmens, welches einen Cybersicherheitsvorfall verzeichnet und die notwendigen Schritte in die Wege leitet.\r\n\r\nVertragsgestaltungen gegenüber Auftragnehmern auf Informationssicherheit prüfen\r\n\r\nÜber den Auftrag des NIS2-UG hinaus, wonach nach § 30 Abs. 2 Nr. 4 in der vor- und nachgela-gerten Lieferkette sehr sorgsam mit sensiblen Informationen aus dem eigenen Unternehmen umzugehen ist und bei notwendiger Weitergabe für die nachweisliche Einhaltung entsprechen-der Sicherheitsanforderungen auch vertraglich Sorge zu tragen, sind noch die folgenden 3 Punkte zu empfehlen.  \r\n\r\n1.\tSollten Auftragnehmer selbst in die Situation kommen, dass Dritte Auskunftsrechte ihnen gegenüber geltend machen, die Informationen zum Betrieb kritischer Anlagen umfassen, müsste ein Umgang wie zum Beispiel die Rückverweisung an den Auftragge-ber vereinbart sein. \r\n2.\tWeiterhin ist darauf zu achten, dass in den Verträgen mit Dritten keine Komponenten oder Anlagen verbaut werden, die einer Fremdsteuerung unterliegen und damit miss-brauchsanfällig sind. Auch hierzu empfiehlt sich die Aufnahme in einer vertraglichen Formulierung, zuzüglich zu den unter NIS2 bereits angekündigten Sicherheitsanforde-rungen für den Einsatz kritischer Komponenten.\r\n3.\tNicht zuletzt sollten sich Wasserwirtschaftsunternehmen im Kontext von Leitungsaus-künften, wie u. a. im Zuge von Glasfaserverlegungen, auch in den Fällen, wo sie nicht selbst der Auslöser sind, über vertragliche Vereinbarungen zu Gunsten der eigenen In-formationssicherheitsbedarfe mit den Auskunftssuchenden angemessen vereinbaren.  \r\n \r\n\r\nTransparenzbitten und mögliche Transparenzpflichten kritisch prüfen \r\n\r\nVielfach bestehen neben den gesetzgeberisch unmittelbar adressierten Transparenzpflichten u. a. aus der Trink- und Abwasserrichtlinie oder der Nachhaltigkeitsberichterstattung weiterge-hende Informations- und Datenabfragen von unterschiedlichen administrativen Ebenen wie von öffentlichen oder privaten Institutionen.\r\n\r\nUnternehmen des Wassersektors sollten zunächst prüfen, ob die Notwendigkeit der Daten- und Informationsweitergabe tatsächlich erforderlich ist. Wenn dies bejaht wird, sollten analog zu Vertragsvereinbarungen mit Unternehmenspartnern vergleichbare Vereinbarungen auch mit öffentlichen Partnern getroffen werden.\r\n\r\nClusterung von Informationen und Daten\r\n\r\nFür die Entscheidung welche Daten und Informationen als sensibel oder sogar besonders sen-sibel zu bewerten sind und damit nicht an Dritte weitergeben werden dürfen, empfiehlt sich der Aufbau einer Clusterung von verschiedenen Informations- und Datengruppen sowie unter-nehmensinterne Regelungen zum Umgang. Prinzipiell ist dies ohnehin Auftrag bei der Imple-mentierung eines ISMS.  \r\nIm Zuge dessen sollte auch nachvollziehbar geregelt werden, welche überschaubare Anzahl von Mitarbeitenden überhaupt befugt sind, Informationen und Daten des Unternehmens an Dritte weiterzugeben. \r\n\r\nSensibilisierung der Mitarbeitenden \r\nDie Herausforderungen, die ganz real aus der hybriden Bedrohungslage sowie den hieraus erwachsenen gesetzlichen Vorgaben zu bewältigen sind, erfordern die Sensibilisierung und Mitwirkung aller Beschäftigten. Hierzu empfiehlt sich eine unternehmensinterne Kommunika-tion, welche einerseits die real mögliche Betroffenheit bspw. bei Cyberangriffen oder Verlet-zungen des Eigentums in den Blick nimmt. Andererseits sollten Beschäftigte nicht nur für die neue Lage sensibilisiert, sondern mit ihren Ideen, im Rahmen ihrer jeweiligen Verantwortlich-keiten aktiv eingebunden werden. Vielfach lässt sich dabei an bereits bekannte und geübte Themen wie Krisenmanagement, Umgang mit Hochwasserereignissen oder Stromausfall an-knüpfen.\r\nNicht zuletzt kann die Einbindung der Mitarbeitenden ein potenzielles Ohnmachtsempfinden in aktives, sinnvolles Handeln übersetzen. Um Sicherheit und Resilienz in den Unternehmen des Wassersektors zu verbessern, braucht es das Verständnis und die aktive Mitwirkung aller Beschäftigten sowie der Arbeitnehmervertretung.\r\n \r\n\r\nAngemessene Einbindung der Share- und Stakeholder\r\nAuf Seiten der Shareholder, welche deutschlandweit mehrheitlich kommunal geprägt sind, besteht bereits im Rahmen der üblichen Berichtspflichten der verbindliche Auftrag, über neue oder sich verändernde Risiken zu berichten bzw. über hieraus abzuleitende Maßnahmen. Dies gilt auch im Kontext der neuen Gesetzlichkeiten und der realen sich verändernden Sicherheits-lage.\r\nDie Anteilseigner tragen mit ihren Entscheidungen zur Planung von Investitions- oder Auf-wandsmaßnahmen eine Mitverantwortung, dass Objektschutz, die Einführung oder Erweite-rung von Sicherheitstechnologien oder der Aufbau von personellen Ressourcen umgesetzt werden können, was ggf. über angepasste Tarife oder auch Fördermöglichkeiten zu finanzie-ren ist. \r\nAnalog zu den Mitarbeitenden ist auch die Sensibilisierung und Unterstützung der jeweiligen Stakeholder sowie der entsprechenden Gremien wie Stadt-, Gemeinde- oder Verbandsräte zwingend notwendig, um eine breite Akzeptanz notwendiger Maßnahmen, die zu einer weite-ren Verbesserung der Sicherheit und Resilienz der Versorgung beitragen, zu erreichen.\r\n\r\nInstitutionsübergreifende Katastrophen-, Krisen- und Notfallplanung \r\nNicht zuletzt lassen sich auf lokaler und ggf. auch auf regionaler Ebene mit den Share- wie mit den Stakeholdern, darunter auch weiteren Versorgungsunternehmen der Region, den BOS und ggf. auch mit lokalen Medien hilfreiche Netzwerke aufbauen, in denen die Beteiligten vonei-nander lernen und sich wechselseitig im Ernstfall ggf. Unterstützung leisten können. Eine ge-meinsame Planung und Übung zum Umgang mit Katastrophen- und Krisenszenarien sichert zudem eine effiziente und logistisch koordiniere Nutzung von wichtigen Ressourcen bzw. las-sen sich so im Vorfeld auch notwendige Lagerhaltungen organisieren. Gemeinsames Agieren und eine krisensichere Kommunikation erleichtern im Ernstfall den notwendigen Austausch aller Beteiligten untereinander ab. Das regelmäßige Üben solcher gemeinsamen Pläne sollte ebenso vorangetrieben werden, um notwendige Verbesserungen im Ablauf und ein schnelles Handeln abzusichern sowie Festlegungen immer wieder ins Gedächtnis zu rufen und auf Aktu-alität wie Praxistauglichkeit zu prüfen.\r\n\r\nExterne “Auditierung” und Besicherung\r\nNeben der eigenen Anstrengung gesetzeskonform wie praxistauglich Maßnahmen zur weite-ren Verbesserung des physischen wie Cyberschutzes zu implementieren, empfiehlt es sich, auch geeignete Managementsysteme zu nutzen sowie externe Audits vorzunehmen. Eine Übersicht zu empfehlenswerten Managementsystemen findet sich im Einleitungsteil des Kapi-tel 5. \r\nAuch Penetrationstests können helfen, noch vorhandene Schwachstellen zu identifizieren und zu beseitigen.\r\nNicht zuletzt sollte überlegt werden, inwieweit über Versicherungen, bspw. für Cybersicher-heit, ergänzend mögliche eingetretene Schäden in der Bewältigung unterstützt werden könn-ten.\r\n \r\nAnhang 1: Glossar\r\n\r\nHinweis: Das nachfolgende Glossar trägt die erläuterungsbedürftigen Begriffe zusammen, die in der vorliegenden Anwendungshilfe verwendet werden. Die Definitionen stammen entweder direkt aus den Gesetzestexten des KRITISDachG  und des NIS2-UG  oder aus Glossaren der zuständigen Bundesbehörden wie dem BSI (Glossar des BSI-Standard 200-4  sowie Glossar zum IT-Grundschutzkompendiums ) und des BBK .  \r\nZu beachten ist, dass sich die Definitionen je nach Quelle unterscheiden können. Sofern dies der Fall ist, werden alle vorhandenen Definitionen genannt. \r\n\r\nBetreiber\tKRITISDachG & NIS2-UG:\r\n„Betreiber kritischer Anlagen“ [ist] eine natürliche oder ju-ristische Person oder eine rechtlich unselbständige Organi-sationseinheit einer Gebietskörperschaft, die unter Berück-sichtigung der rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen Umstände bestimmenden Einfluss auf eine oder mehrere kritische Anlagen ausübt. \r\nBusiness Continuity Manage-ment (BCM) \tBSI-Glossar 200-4:\r\nSteuerung sämtlicher Aktivitäten, die eine geordnete Ge-schäftsfortführung nach Schadensereignissen zum Ziel haben \r\nZu unterscheiden sind zwei wichtige Bereiche:\r\n1. Vorsorge (Geschäftsprozesse sollten möglichst nicht unter-brochen werden.)\r\n2. Reaktion (Geschäftsprozess sollten nach einem Ausfall in angemessener Zeit wieder hergestellt werden.) \r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nBusiness Continuity Management (BCM) bezeichnet alle or-ganisatorischen, technischen und personellen Maßnahmen, die zur Fortführung des Kerngeschäfts einer Behörde oder eines Unternehmens nach Eintritt eines Notfalls bzw. eines Sicherheitsvorfalls dienen. Weiterhin unterstützt BCM die sukzessive Fortführung der Geschäftsprozesse bei länger an-haltenden Ausfällen oder Störungen.\r\n\r\nBusiness Impact Analyse (BIA) \tBSI-Glossar 200-4:\r\nStrukturierte Untersuchung mit dem Ziel, (zeit-)kritische Ge-schäftsprozesse und Ressourcen (Assets) zu identifizieren. \r\nHierzu werden diejenigen direkten und indirekten potenziel-len Folgeschäden für die Institution ermittelt, die durch den Ausfall von Geschäftsprozessen verursacht werden. Daraus werden die Anforderungen an den Wiederanlauf von Ge-schäftsprozessen abgeleitet. \r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nEine Business Impact Analyse (Folgeschädenabschätzung) ist eine Analyse zur Ermittlung von potenziellen direkten und indirekten Folgeschäden für eine Institution, die durch das Auftreten eines Notfalls oder einer Krise und Ausfall eines oder mehrerer Geschäftsprozesse verursacht werden. Es ist ein Verfahren, um kritische Ressourcen und Wiederanlaufan-forderungen sowie die Auswirkungen von ungeplanten Ge-schäftsunterbrechungen zu identifizieren.\r\nGefährdung \tBBK:\r\nMöglichkeit, dass an einem konkreten Ort aus einer Gefahr ein Ereignis mit einer bestimmten Intensität erwächst, das Schaden an einem Schutzgut verursachen kann. \r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nEine Gefährdung ist eine Bedrohung, die konkret über eine Schwachstelle auf ein Objekt einwirkt. Eine Bedrohung wird somit erst durch eine vorhandene Schwachstelle zur Gefähr-dung für ein Objekt. Sind beispielsweise Schadprogramme eine Bedrohung oder eine Gefährdung für Personen, die im Internet surfen? Nach der oben gegebenen Definition lässt sich feststellen, dass alle Anwendenden prinzipiell durch Schadprogramme im Internet bedroht sind. Die Person, die eine mit Schadprogrammen infizierte Datei herunterlädt, wird von dem Schadprogramm gefährdet, wenn das IT-System anfällig für diesen Typ des Schadprogramms ist. Für Anwendende mit einem wirksamen Virenschutz, einer Konfi-guration, die das Funktionieren des Schadprogramms verhin-dert, oder einem Betriebssystem, das den Code des Schad-programms nicht ausführen kann, bedeutet das geladene Schadprogramm hingegen keine Gefährdung.\r\nKatastrophe \tBBK:\r\nEin Geschehen, bei dem Leben oder Gesundheit einer Viel-zahl von Menschen oder die natürlichen Lebensgrundlagen oder bedeutende Sachwerte in so ungewöhnlichem Ausmaß gefährdet oder geschädigt werden, dass die Gefahr nur ab-gewehrt oder die Störung nur unterbunden und beseitigt werden kann, wenn die im Katastrophenschutz mitwirkenden Behörden, Organisationen und Einrichtungen unter einheitli-cher Führung und Leitung durch die Katastrophenschutzbe-hörde zur Gefahrenabwehr tätig werden.\r\n\r\nAnmerkung des BBK: Die Definition der Katastrophen kann entsprechend landesrechtlicher Regelungen abweichend ge-fasst sein, s. DIN 13050:2015- 04 (Begriffe im Rettungswesen)\r\nKrise \tBBK:\r\nVom Normalzustand abweichende Situation mit dem Potenzi-al für oder mit bereits eingetretenen Schäden an Schutzgü-tern, die mit der normalen Aufbau- und Ablauforganisation nicht mehr bewältigt werden kann, so dass eine besondere Aufbauorganisation (BAO) erforderlich ist.\r\n\r\nBSI-Glossar 200-4:\r\nSchadensereignis, das sich in massiver Weise negativ auf eine Institution auswirkt und dessen Auswirkungen nicht im Nor-malbetrieb bewältigt werden können \r\nIm Gegensatz zu einem Notfall liegen zur Bewältigung einer Krise jedoch keine spezifischen Notfallpläne vor. Vorhandene Notfallpläne können nicht oder nur bedingt adaptiert werden oder greifen schlicht nicht. \r\nKrisenmanagement \tBBK:\r\nAlle Maßnahmen zur Vorbereitung auf Erkennung und Bewäl-tigung, Vermeidung weiterer Eskalationen sowie Nachberei-tung von Krisen.\r\nAnmerkung des BBK: Krisenmanagement beinhaltet die Schaffung von konzeptionellen, organisatorischen und verfah-rensmäßigen Voraussetzungen durch staatliche und nicht-staatliche Akteure, um eine schnellstmögliche Zurückführung der eingetretenen außergewöhnlichen Situation in den Nor-malzustand zu unterstützen oder eine Eskalation zu vermei-den. Krisenmanagement ist im Idealfall mit Risikomanage-ment verzahnt.\r\n\r\nBSI-Glossar 200-4:\r\nIm Rahmen des BSI-Standards 200-4 bezieht sich der Begriff lediglich auf institutionsinterne Krisen, d. h. ist enger gefasst als im Zusammenhang mit der öffentlichen Gefahrenabwehr, z. B. durch die Feuerwehr (siehe FwDV 100) \r\n\r\nNormalbetrieb \tBSI-Glossar 200-4:\r\nplanmäßiger Geschäftsbetrieb einer Institution \r\nNotfall \tBBK:\r\nSituation mit dem Potenzial für oder mit bereits eingetrete-nen Schäden an Schutzgütern, die neben Selbsthilfemaßnah-men des Einzelnen staatlich organisierte Hilfeleistung erfor-derlich machen kann.\r\n\r\nBSI-Glossar 200-4:\r\nUnterbrechungen mindestens eines zeitkritischen Geschäfts-prozesses, der nicht im Normalbetrieb innerhalb der maximal tolerierbaren Ausfallzeit wiederhergestellt werden kann. \r\nIm Gegensatz zu Störungen wird zur Bewältigung von Notfäl-len eine BAO benötigt. Im Gegensatz zur Krise ist ein Notfall ein Schadensereignis für dessen Bewältigung entweder ge-eignete Pläne vorliegen oder bestehende Pläne adaptiert werden können. Notfälle können auch eintreten, bevor das Schadensereignis zu einer Unterbrechung des Geschäftsbe-triebs führt. Es genügt die Gefahr, dass durch das Schadens-ereignis der Geschäftsbetrieb unterbrochen wird. \r\nProzesskette\tBSI-Glossar 200-4:\r\nEine Reihe von mehreren, untereinander abhängigen Ge-schäftsprozessen, z. B. Auftragseingang, Herstellung, Liefe-rung, Abrechnung. \r\nDie Reihe als Ganzes trägt zur Wertschöpfung in einem Un-ternehmen oder zur Erfüllung des öffentlichen Auftrages ei-ner Behörde bei.  \r\nResilienz \tKRITISDachG:\r\nFähigkeit einer kritischen Anlage, einen Vorfall zu verhin-dern, sich vor einem Vorfall zu schützen, einen Vorfall abzu-wehren, auf einen Vorfall zu reagieren, die Folgen eines Vor-falls zu begrenzen, einen Vorfall aufzufangen und zu bewälti-gen und sich von einem Vorfall zu erholen\r\n\r\nBBK:\r\nFähigkeit von Systemen und Lebewesen, Ereignissen zu wi-derstehen beziehungsweise sich daran anzupassen und dabei Funktionsfähigkeiten zu erhalten und das Überleben zu si-chern.\r\n\r\nRessource\tBSI-Glossar 200-4:\r\nAlle physischen und digitalen Werte, die erforderlich sind, um Geschäftsprozesse durchführen zu können. \r\nWerte im betriebswirtschaftlichen Sinn sind z. B. Personal, IT-Systeme, Gebäude, Dienstleistungsunternehmen, Maschinen oder Betriebsmittel.\r\n\r\nBBK:\r\nAbgrenzbare Einheit von Personal, Finanzmitteln, Sachmit-teln, Informationen, Hilfs- und Unterstützungsmöglichkeiten, die zur Durchführung oder Förderung eines einsatzfähigen Systems zum Schutz der Bevölkerung herangezogen werden können. \r\nRisiko \tKRITISDachG:\r\n„Risiko“ [ist] das Potenzial für Ausfälle oder Beeinträchtigun-gen, die durch einen Vorfall verursacht werden, das als eine Kombination des Ausmaßes eines Ausfalls oder einer Beein-trächtigung und der Wahrscheinlichkeit des Eintretens des Vorfalls zum Ausdruck gebracht wird\r\n\r\nBBK:\r\nKombination aus der Eintrittswahrscheinlichkeit eines Ereig-nisses und dessen negativen Folgen (UNISDR, Terminology on Disaster Risk Reduction, Genf 2009, S. 25).\r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nRisiko wird häufig definiert als die Kombination (also dem Produkt) aus der Häufigkeit, mit der ein Schaden auftritt und dem Ausmaß dieses Schadens. Der Schaden wird häufig als Differenz zwischen einem geplanten und ungeplanten Ergeb-nis dargestellt. Risiko ist eine spezielle Form der Unsicherheit oder besser Unwägbarkeit.\r\nIn der ISO wird Risiko auch als das Ergebnis von Unwägbar-keiten auf Zielobjekte definiert. In diesem Sinne wird daher auch von Konsequenzen statt von Schaden gesprochen, wenn Ereignisse anders eintreten als erwartet. Hierbei kann eine Konsequenz negativ (Schaden) oder positiv (Chance) sein. Die obige Definition hat sich allerdings als gängiger in der Praxis durchgesetzt. Im Unterschied zu „Gefährdung“ umfasst der Begriff „Risiko“ bereits eine Bewertung, inwieweit ein be-stimmtes Schadensszenario im jeweils vorliegenden Fall rele-vant ist.\r\nRisikoanalyse \tKRITISDachG / BBK:\r\nDas systematische Verfahren zur Bestimmung eines Risikos\r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nAls Risikoanalyse wird der komplette Prozess bezeichnet, um Risiken zu beurteilen (identifizieren, einschätzen und bewer-ten) sowie zu behandeln. Risikoanalyse bezeichnet nach den einschlägigen ISO-Normen ISO 31000 und ISO 27005 nur ei-nen Schritt im Rahmen der Risikobeurteilung, die aus den folgenden Schritten besteht:\r\n•\tIdentifikation von Risiken (Risk Identification)\r\n•\tAnalyse von Risiken (Risk Analysis)\r\n•\tEvaluation oder Bewertung von Risiken (Risk Evaluati-on) \r\nIm deutschen Sprachgebrauch hat sich allerdings der Begriff Risikoanalyse für den kompletten Prozess der Risikobeurtei-lung und Risikobehandlung etabliert. Daher wird auch in den Dokumenten zum IT-Grundschutz weiter der Begriff Risiko-analyse für den umfassenden Prozess benutzt.\r\n\r\nRisikobewertung\tKRITISDachG:\r\nDer Prozess, in dem Risiken in Bezug auf deren Wirkung auf die kritische Dienstleistung verglichen und priorisiert werden und entschieden wird, ob Maßnahmen zur Risikobehandlung zu ändern und zu ergänzen sind\r\n\r\nBBK:\r\nVerfahren, mit dem: 1. festgestellt wird, in welchem Ausmaß das zuvor definierte Schutzziel im Falle eines bestimmten Ereignisses erreicht wird; 2. Entschieden wird, welches ver-bleibende Risiko akzeptabel ist und; 3. Entschieden wird, ob Maßnahmen zur Minimierung ergriffen werden kön-nen/müssen.\r\nRisikomanagement \tBBK:\r\nKontinuierlich ablaufendes, systematisches Verfahren zum zielgerichteten Umgang mit Risiken, das die Analyse und Be-wertung von Risiken sowie die Planung und Umsetzung von Maßnahmen insbesondere zur Risikovermeidung/-minimierung und -akzeptanz beinhaltet. \r\nSystematischer Prozess mit dem ein Unternehmen Risiken identifiziert, bewertet, steuert und überwacht, um mögliche negative Auswirkungen auf Ziele, Prozesse oder Werte zu minimieren. \r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nAls Risikomanagement werden alle Aktivitäten mit Bezug auf die strategische und operative Behandlung von Risiken be-zeichnet, also alle Tätigkeiten, um Risiken für eine Institution zu identifizieren, zu steuern und zu kontrollieren. \r\nDas strategische Risikomanagement beschreibt die wesentli-chen Rahmenbedingungen, wie die Behandlung von Risiken innerhalb einer Institution, die Kultur zum Umgang mit Risi-ken und die Methodik ausgestaltet sind. Diese Grundsätze für die Behandlung von Risiken innerhalb eines ISMS müssen mit den Rahmenbedingungen des organisationsweiten Risikoma-nagements übereinstimmen bzw. aufeinander abgestimmt sein. \r\nDie Rahmenbedingungen des operativen Risikomanagements umfassen den Regelprozess aus \r\n•\tIdentifikation von Risiken, \r\n•\tEinschätzung und Bewertung von Risiken, \r\n•\tBehandlung von Risiken,\r\n•\tÜberwachung von Risiken und \r\n•\tRisikokommunikation.\r\n Schaden\tBBK:\r\nNegativ bewertete Auswirkung eines Ereignisses auf ein Schutzgut\r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium (Schaden / Konse-quenz):\r\nEine Abweichung von einem erwarteten Ergebnis führt zu einer Konsequenz (häufig „Schaden“ genannt). Hierbei kann es sich grundsätzlich um eine positive oder negative Abwei-chung handeln.\r\nEine positive Konsequenz beziehungsweise positiver Schaden im Sinne der Chancen- und Risikoanalyse wird auch als Chan-ce bezeichnet. Meistens werden in der Risikoanalyse jedoch die negativen Konsequenzen, also die Schäden, betrachtet.\r\nDas Ausmaß eines Schadens wird als Schadenshöhe definiert und kann als bezifferbar oder nicht direkt bezifferbar betitelt werden. Die bezifferbaren Schäden können in der Regel mit direkten Aufwänden (z. B. finanzieller Art) dargestellt wer-den. Zu den nicht direkt bezifferbaren Schäden gehören z. B. Imageschäden oder Opportunitätskosten. Bei diesen lässt sich die tatsächliche Schadenshöhe häufig nur vermuten oder schätzen. Alle Angaben werden in der Regel aufgrund von Erfahrungs- oder Branchenwerten in Kategorien klassifiziert.\r\nStörung \tBSI-Glossar 200-4:\r\nEine Situation, in der Prozesse oder Ressourcen nicht wie vor-gesehen zur Verfügung stehen oder funktionieren. \r\nSo bezeichnet werden Situationen, die in der Regel innerhalb des Normalbetriebs durch die Allgemeine Aufbauorganisation der Institution behoben werden können. Hierzu wird auf vor-handene Prozesse zur Störungsbeseitigung oder des Incident-Managements zurückgegriffen. \r\n Vorfall\tKRITISDachG:\r\nEreignis, das die Erbringung einer kritischen Dienstleistung erheblich beeinträchtigt oder beeinträchtigen könnte, mit Ausnahme von Ereignissen, die ausschließlich Sicherheitsvor-fälle im Sinne des § 2 Nummer 40 des BSI-Gesetzes oder § 3 Nummer 53 des Telekommunikationsgesetzes sind\r\n\r\nNIS2-UG (Sicherheitsvorfall):\r\nEreignis, das die Verfügbarkeit, Integrität oder Vertraulich-keit gespeicherter, übermittelter oder verarbeiteter Daten oder der Dienste, die über informationstechnische Systeme, Komponenten und Prozesse angeboten werden oder zugäng-lich sind, beeinträchtigt\r\n\r\nZeitkritisch\tBSI-Glossar 200-4:\r\nEinordnung für alle Geschäftsprozesse oder Ressourcen, deren Ausfall innerhalb eines zuvor festgelegten Zeitraums zu einem nicht tolerierbaren, unter Umständen existenzgefährdenden Schaden für eine Institution führen kann. \r\nDie Einordnung von Ressourcen wird dabei von der Einord-nung der Geschäftsprozesse, die die jeweiligen Ressourcen benötigen, abgeleitet. \r\n\r\n \r\nAnhang 2: Praxisbeispiel Management eines Cybervorfalls\r\n\r\nDer „Abwasserverband Beispiel“ betreibt drei Kläranlagen und rund 150 km Kanalnetz, ent-sorgt 280.000 Einwohnerwerte, beschäftigt 130 Mitarbeitende und erzielt einen Jahresumsatz von 25 Mio. EUR. Damit fällt der Verband in den Anwendungsbereich des NIS2-Umsetzungsgesetzes als KRITIS-Betreiber, einer Teilmenge der besonders wichtigen Einrich-tungen, ohne die Einwohnerschwelle des KRITIS-Dachgesetzes zu erreichen.\r\n \r\nIn einer Nacht wird in der zentralen Kläranlage ein Cyberangriff auf das Prozessleitsystem festgestellt: Die Leitwarte erkennt ungewöhnliche Stellgrößen in der Belüftung und drohende Grenzwertüberschreitungen im Ablauf. Als 24/7-Kontaktstelle informiert die Leitwarte umge-hend den Informationssicherheitsbeauftragten als Incident Manager sowie den technischen Bereitschaftsdienst.\r\n \r\nGemeinsam nehmen Leitwarte, Incident Manager und Bereitschaftsdienst eine erste Bewer-tung vor und stufen den Vorfall als potenziell meldepflichtig ein, da die Abwasserbehandlung als kritischer Prozess betroffen ist und eine Gefährdung der Umwelt sowie der gesetzlichen Einleiteranforderungen nicht ausgeschlossen werden kann. Innerhalb weniger Stunden erfolgt eine Erstmeldung über das BSI-Portal als Sicherheitsvorfall nach NIS2, die wesentlichen Eckda-ten (Art des Vorfalls, Zeitpunkt der Kenntnis, betroffene Anlage, erste Auswirkungen) werden dokumentiert.\r\n \r\nParallel werden gemäß Resilienzplan und BCMS die vorgesehenen Notbetriebs- und Wieder-anlaufmaßnahmen umgesetzt: Rückfall auf manuelle Steuerungsmodi, Plausibilitätsprüfungen vor Ort, temporäre Reduktion der Zulaufmengen und verstärkte Probenahmen. Der BCM-Verantwortliche prüft eine Einberufung des Krisenstabs, entscheidet sich aufgrund der be-herrschbaren Lage dagegen, initiiert aber eine abgestimmte Information der betroffenen Kommunen.\r\n \r\nInnerhalb von 72 Stunden wird eine Ergänzungsmeldung an das BSI mit präzisierter Schadens-bewertung und ersten Ursachenhinweisen übermittelt. Spätestens einen Monat nach dem Vor-fall erstellt der Verband einen Abschlussbericht mit Ursachenanalyse (z. B. Angriffsvektor über einen unzureichend gesicherten Fernzugang), den umgesetzten und geplanten Sicherheits-maßnahmen (u. a. zusätzliche Angriffserkennung gemäß B3S Wasser/Abwasser, Anpassung der Fernzugriffskonzepte, Schulungen) sowie dokumentierten „Lessons Learned“. Der Bericht wird im BSI-Portal hinterlegt und als interner Input für die nächste Überprüfung der Risikoana-lyse und des Resilienzplans genutzt.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nCheckliste Meldepflicht\r\n \r\n1.\tVorfall erfassen\r\n1.1.\tWurde ein Vorfall festgestellt, der den Betrieb einer kritischen Anlage oder eines kritischen Prozesses (v. a. Wasser-/Abwasser, Leitwarte, zentrale IT-/OT-Systeme) beeinträchtigt oder beeinträchtigen kann?\r\n1.2.\tSind Zeitpunkt der Kenntnisnahme, Ort, betroffene Anlagen/IT-Systeme und erste Beobachtungen dokumentiert?\r\n \r\n2.\tKritische Dienstleistung betroffen\r\n2.1.\tBetrifft der Vorfall eine als kritisch eingestufte Dienstleistung im Sinne von NIS2/KRITISDachG?\r\n2.2.\tFührt der Vorfall zu einer erheblichen Betriebsstörung oder ist eine solche plausibel zu erwarten (z. B. Unterbrechung, massive Einschränkung der Versorgung, drohende Grenzwertverletzungen)?\r\n \r\n3.\tSchadenspotenzial bewerten\r\n3.1.\tKönnen erhebliche Schäden für Gesundheit, Umwelt, Versorgungssicherheit, Ver-mögenswerte oder Reputation entstehen?\r\n3.2.\tSind gesetzliche oder vertragliche Pflichten (z. B. Einleitergrenzwerte, Versorgungs-aufträge) gefährdet?\r\n \r\n4.\tArt des Vorfalls feststellen\r\n4.1.\tLiegen Anzeichen für einen IT-/OT-Sicherheitsvorfall vor (z. B. Cyberangriff, Malwa-re, Datenmanipulation, Ausfall von Leit-/Fernwirktechnik)?\r\n4.2.\tLiegt ein physischer Vorfall im Sinne des KRITISDachG vor (z. B. Brand, Explosion, Sabotage, Naturereignis, langandauernder Stromausfall mit wesentlicher Auswir-kung auf eine kritische Anlage)?\r\n4.3.\tGibt es Hinweise auf rechtswidrige oder böswillige Handlungen (z. B. Erpressung, gezielter Angriff)?\r\n \r\n5.\tUmfang und Dauer abschätzen\r\n5.1.\tWie viele Nutzer/Einwohner könnten betroffen sein (abschätzen)?\r\n5.2.\tÜberschreitet der Vorfall voraussichtlich die im BCMS definierten maximal tole-rierbaren Ausfallzeiten (BIA) für die betroffenen Prozesse?\r\n5.3.\tIst absehbar, dass der Vorfall nicht kurzfristig behoben werden kann (andauernde Störung)?\r\n \r\n6.\tEntscheidung zur Meldepflicht\r\n6.1.\tLiegt eine erhebliche Betriebsstörung oder ein erhebliches Risiko für Menschen, Umwelt oder wesentliche Vermögenswerte vor?\r\n6.2.\tLiegen Hinweise auf einen gezielten oder gravierenden IT-/OT-Sicherheitsvorfall vor?\r\n6.3.\tWenn eine dieser Fragen mit „Ja“ beantwortet wird: Vorfall als meldepflichtig ein-stufen und externe Meldung vorbereiten.\r\n \r\n7.\tMeldung fristgerecht auslösen\r\n7.1.\tErstmeldung an das BSI-Portal bzw. die gemeinsame BSI/BBK-Meldestelle spätes-tens innerhalb von 24 Stunden nach Kenntniserlangung veranlassen.\r\n7.2.\t Ergänzungsmeldung mit aktualisierten Informationen innerhalb von 72 Stunden er-stellen.\r\n7.3.\tAbschlussmeldung mit Ursachen, Auswirkungen und Maßnahmen spätestens inner-halb eines Monats übermitteln.\r\n \r\n8.\tDokumentation der Entscheidung\r\n8.1.\tEntscheidung „meldepflichtig ja/nein“, Begründung und beteiligte Personen doku-mentieren (z. B. im Incident- oder Krisenprotokoll).\r\n8.2.\tVorfall und Bewertung als Input für „Lessons Learned“ und die nächste Aktualisie-rung von Risikoanalyse, BIA und Resilienzplan nutzen.\r\n\r\n \r\nAnhang 3: Zusammenfassung des KRITIS-Dachgesetzes\r\n\r\nDas KRITIS-Dachgesetz, im Folgenden KRITISDachG, dient der Umsetzung der Richtlinie der EU 2022/2557 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Dezember 2022 über die Resilienz kritischer Einrichtungen - der sogenannten „CERRichtlinie“ und soll eine hohe physi-schen Sicherheit von KRITIS-Anlagen bewirken. Es führt erstmals sektorenübergreifende Min-destvorgaben für den physischen Schutz kritischer Anlagen ein.\r\nDas KRITISDachG wurde am 29. Januar 2026 vom Bundestag verabschiedet und ist seit dem 16. März 2026 in Kraft. \r\n\r\nÜbersicht Pflichten der KRITIS-Betreiber\r\n•\tRegistrierungspflicht bei BBK + BSI als zentrale Anlaufstelle im Sinne des Artikels 8 Absatz 1 des KRITISDachG - spätestens 3 Monate nach Einstufung, jedoch frühestens bis einschließlich 17.07.2026\r\n•\tBenennung 24/7-Kontaktstelle gegenüber BBK + BSI (\"jederzeit erreichbar\") \r\n•\tVerpflichtung zum Risikomanagement \r\n•\tVerpflichtung zur Ergreifung von Maßnahmen zur Erhöhung der Resilienz (\"Resilienz-plan\") und entsprechende Nachweisverpflichtung („auf Verlangen“) \r\n•\tMeldepflichten für Vorfälle gegenüber BBK + BSI\r\n•\tPflichten der Geschäftsleitung insbesondere Übernahme der Gesamtverantwortung mit persönlicher Haftung\r\n\r\nRegistrierungspflicht:\r\nHinsichtlich der Registrierungspflicht bei BBK und BSI wurde ein gemeinsames Registrierungs-portal geschaffen, welches unter folgendem Link abrufbar ist: https://portal.bsi.bund.de/  \r\nWichtig zu wissen: Das Unternehmen muss vor der Registrierung ein ELSTER-Unternehmenszertifikat „Mein Unternehmenskonto“ beantragen. Unter folgendem Link kann dieses beantragt werden: https://info.mein-unternehmenskonto.de/ \r\n\r\nKontaktstelle\r\nDie 24/7 – Kontaktstelle und verantwortliche Ansprechpartner kann in Verknüpfung mit einem Bereitschaftsdienst bzw. in Anknüpfung an Schichtpläne erfolgen. \r\n\r\nMeldepflicht\r\nEreignet sich ein Vorfall, der zu einer Beeinträchtigung der Dienstleistung führt, welcher nicht mit normalen Mitteln behoben werden kann, muss innerhalb von 24 h bei der gemeinsam betriebenen Meldestelle des BBK und BSI eine Meldung erfolgen. Dauert der Vorfall länger als 24 h an, muss die Erstmeldung aktualisiert werden. Spätestens einen Monat nach Kenntnis des Vorfalls muss ein ausführlicher Bericht übermittelt werden. Die Erstmeldung muss folgen-de Informationen umfassen:\r\n•\tdie Anzahl und der Anteil der von dem Vorfall Betroffenen,\r\n•\tdie bisherige und voraussichtliche Dauer des Vorfalls sowie\r\n•\tdas betroffene geografische Gebiet des Vorfalls, unter Berücksichtigung des Umstands, ob das Gebiet geografisch isoliert ist.\r\nDas Meldeverfahren kann noch weiter ausgestaltet werden, hierzu informiert das BBK auf dessen Internetseite.\r\n\r\nRisikomanagement\r\nNach § 12 i.V.m § 11 sind die Betreiber kritischer Anlagen zu einer Risikoanalyse und Risiko-bewertung verpflichtet. Hierbei sind alle Risiken zu betrachten, die zu einer Unterbrechung der Versorgung führen können. Dabei ist der All-Gefahrenansatz zu beachten, das heißt es müssen naturbedingte, technische oder menschlich verursachte Risiken sowie hybride Bedro-hungen, sicherheitsgefährdende oder andere feindliche Bedrohungen einschl. terroristischer Straftaten einbezogen werden. \r\nUm dieser Pflicht entsprechend nachzukommen, muss jeder Betreiber einer kritischen Trink-wasserversorgungsanlage, eines kritischen Trinkwasserversorgungssystems sowie einer kriti-schen Abwasseraufbereitungsanlage ein prozessorientiertes Risikomanagement durchführen. Hierzu können die BSI-Standards 200-3 und 200-4 hinzugezogen werden. Ausgangspunkt einer jeden Risikoabschätzung ist zunächst die Identifizierung von jeweils für das zu betrachtende Unternehmen relevanten Gefährdungen bzw. Gefährdungsereignissen (Gefährdungsanalyse). \r\nGemäß § 12 Abs. 3 KRITISDachG wird das BMI per Rechtsverordnung weitere methodische Vorgaben machen.\r\n\r\nResilienzmaßnahmen\r\nNach § 13 Abs. 1 KRITISDachG sind die Betreiber kritischer Anlagen verpflichtet Maßnahmen zur Gewährleistung ihrer Resilienz umzusetzen. Diese sollten insbesondere einen angemesse-nen physischen Schutz für Liegenschaften und kritischen Anlagen gewährleisten sowie geeig-net sein, um auf Vorfälle reagieren zu können, sie abzuwehren und negative Auswirkungen zu begrenzen sowie nach Vorfällen eine zügige Wiederherstellung der kritischen Dienstleistun-gen zu gewährleisten. Diese Maßnahmen sollen technisch, wirtschaftlich, sicherheitsbezogen und organisatorisch verhältnismäßig sein. Der Stand der Technik ist dabei zu beachten und einzuhalten.\r\nExplizit benannt werden Maßnahmen in folgenden Bereichen:\r\n•\tBauliche wie technische Sicherung der Liegenschaften (Objektsicherung)\r\n•\tÜberwachung der Umgebung\r\n•\tEinsatz von Detektionsgeräte\r\n•\tZugangskontrollen\r\n•\tRisiko- und Krisenmanagementverfahren und -protokolle\r\n•\tVorgegebene Abläufe im Alarmfall\r\n•\tMaßnahmen zur Aufrechterhaltung des Betriebs, darunter Notstromversorgung\r\n•\tAlternative Lieferketten\r\n•\tSicherheitsmanagement hinsichtlich der Mitarbeitenden, einschließlich externer Dienstleister\r\n•\tSchulungen und Sensibilisierung der Mitarbeitenden sowie Übungen\r\n\r\nFür die aufzustellenden Resilienzpläne wird das BBK voraussichtlich Vorlagen und Muster auf seiner Internetseite bereitstellen.\r\nEine ausführliche Beschreibung zum Aufbau eines Resilienzplanes findet sich im Kapitel 5 die-ser Anwendungshilfe.\r\nAufgrund aktueller Ereignisse weisen wir daraufhin, dass bei einer Kollision von Überwa-chungsmaßnahmen mit dem Datenschutz eine Einzelfallabwägung durchzuführen ist und der Datenschutz dann in den Hintergrund tritt, wenn das Sicherheitsinteresse für eine Vielzahl von Personen höher einzustufen ist als mögliche betroffene Persönlichkeitsrechte, die durch eine Überwachung beeinträchtigt sind; siehe 10 Punkte des BDEW zu Transparenzpflichten.\r\n\r\nDokumentations- und Nachweispflichten\r\nNach § 16 müssen die Betreiber kritischer Anlagen den zuständigen Behörden nachweisen, dass sie die Resilienzpflichten umgesetzt haben. Hierzu kann das BBK beim BSI Informationen zu bereits nachgewiesenen Maßnahmen einholen und darüber hinaus von den Betreibern wei-tere Nachweise verlangen, insbesondere den obligatorischen Resilienzplan. Die entsprechen-den Nachweise können auch über Audits nachgewiesen werden. Die zuständige Behörde kann auch eine eigene Nachprüfung anordnen, bei der sie einen qualifizierten Dritten zur Prüfung abbestellt. Die Betreiber haben dem Prüfer entsprechend Zugang zu Geschäfts- und Betriebs-räumen wie zu notwendigen Dokumenten und Informationen zu gewähren und sind dement-sprechend auskunftspflichtig. Aufgedeckte Mängel müssen innerhalb einer angemessenen Frist beseitigt werden, ein entsprechender Nachweis hierüber ist bei der zuständigen Behörde einzureichen. \r\n\r\nPflichten der Geschäftsleitung\r\nDie Verantwortung für die oben genannten Pflichten liegt nach § 20 KRITISDachG bei der Ge-schäftsleitung. Sowohl in Bezug auf das KRITISDachG wie auch beim NIS2-UG obliegt die Ge-samtverantwortung für das Einhalten aller Pflichten der Geschäftsführung. Sie haftet persön-lich für die physische, die Informations- und Cybersicherheit sowie generell für die Resilienz des jeweiligen Unternehmens. Sie muss entsprechend für angemessene präventive wie reakti-ve Schutz- und Steuerungssysteme sorgen, welche Schadensereignisse bestmöglich verhindern oder minimieren, im Schadensfall ein rasches Wiederherstellen des operativen Betriebes er-möglichen sowie den Erfordernissen in der gesetzgeberisch gebotenen Meldepflicht nach-kommen.\r\n\r\nEin weiterer wichtiger Punkt, der durch die Geschäftsführung initiiert und umgesetzt werden muss, ist die Benennung mindestens einer Person im Unternehmen, die die Umsetzung der Pflichten operativ steuert und gegenüber den Behörden als zentraler Ansprechpartner fun-giert. Diese Person sollte dann auch die Funktion der verpflichtenden Schadensmeldung bei den zuständigen Meldestellen übernehmen und eine entsprechende 24/7-Erreichbarkeit si-cherstellen. Es empfiehlt sich hierfür ebenfalls, eine Stellvertretung zu benennen.\r\nDer Begriff der Geschäftsleitung ist nach der hier vertretenen Auffassung weit zu verstehen es können damit sowohl die Geschäftsführer als auch andere operativ verantwortliche Personen gemeint sein. \r\n\r\nEmpfehlung: Austausch mit den zuständigen Behörden\r\nEin regelmäßiger Austausch mit den Sicherheitsbehörden wie der Polizei der Feuerwehr, dem THW und dem Ordnungsamt zu aktuellen Entwicklungen ist essenziell. Objektschutzakten der Sicherheitsbehörden können veraltet oder unvollständig sein. Eine aktive Kommunikation kann dazu beitragen, dass sich der Kenntnisstand bei den Behörden zu den Bedürfnissen und der Situation der Wasserver- und Abwasserentsorgungsunternehmen weiter verbessert und somit stärker in den Fokus rückt. Nachfolgend findet sich eine Übersicht der zuständigen Behörden.\r\n \r\nÜbersicht zu den zuständigen Behörden als Ansprechpartner für KRITIS-Unternehmen\r\nÜbersicht der Sicherheitsbehörden als Ansprechpartner für KRITIS-Unternehmen im Rahmen des KRITIS-Dachgesetzes:\r\n·\tBundesministerium des Innern und für Heimat (BMI)\r\no\tRolle: Strategische Koordination des Schutzes Kritischer Infrastrukturen inner-halb der Bundesregierung und Abstimmung sektorübergreifender Vorgaben und Maßnahmen.\r\n·\tBundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK)\r\no\tRolle: Zuständig für Resilienz und physischen Schutz; gemeinsam mit dem BSI künftig Betrieb eines Online-Meldeportals für Störungen und Vorfälle.\r\no\tIm Gesetz ausdrücklich als zentrale Behörde genannt, zusammen mit weiteren zuständigen Bundes- und Landesbehörden sowie Aufsichtsbehörden.\r\n·\tBundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI)\r\no\tRolle: Zuständig für IT-Sicherheitsvorgaben und Meldepflichten bei IT-Sicherheitsvorfällen; gemeinsam mit dem BBK Betrieb des Online-Meldeportals.\r\no\tFür KRITIS-Betreiber regelmäßig einer der wichtigsten Ansprechpartner in IT-Sicherheitsfragen.\r\n·\tAufsichtsbehörden des Bundes (sektorspezifisch)\r\no\tRolle: Aufsicht und Umsetzung der gesetzlichen Pflichten in den jeweiligen Sek-toren; im KRITISDachG als Teil der zuständigen Behördenlandschaft vorgesehen.\r\n·\tZuständige Behörden der Länder\r\no\tRolle: Mitwirkung an Aufsicht, Umsetzung und Kontrollen nach Landeszustän-digkeit; im KRITISDachG ausdrücklich erwähnt.\r\nFür den Sektor Wasser und Abwasser ergeben sich folgende sektorspezifische Ansprechpartner und Zuständigkeiten:\r\n·\tBundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) – KRITIS-Büro\r\no\tAnsprechpartner für IT-Sicherheit, Schwellenwerte/Anlageneinstufung, jährliche Prüfung/Meldung von Änderungen im Sektor Wasser.\r\n·\tBundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK)\r\no\tAnsprechpartner für Resilienz und physischen Schutz; bietet sektorspezifische In-formationen und Empfehlungen für die Wasserversorgung.\r\n·\tGemeinsames Meldeportal von BBK und BSI\r\no\tZukünftiger zentraler Meldeweg für Störungen und Vorfälle (tech-nisch/physisch).\r\n·\tZuständige Landesbehörden\r\no\tTrinkwasserüberwachung und Sicherstellung der Qualität nach EU-Trinkwasserrichtlinie und Infektionsschutzgesetz; konkret sind hierfür die Län-der- und Kommunalbehörden zuständig (z. B. Gesundheitsämter bzw. obers-te/obere Wasserbehörden – genaue Bezeichnung variiert je Bundesland).\r\n·\tLandes-Cyberbehörden (Beispiel)\r\no\tEinige Länder unterhalten spezielle Stellen mit Beratungsangeboten für Wasser-/Abwasserbetriebe, z. B. das Landesamt für Sicherheit in der Informationstech-nik (LSI) in Bayern.\r\n\r\n\r\n \r\nAnhang 4: Zusammenfassung des NIS2 Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkung-Gesetzes\r\n\r\nDas NIS2UmsG präzisiert und ergänzt die nach dem BSIG bereits bestehenden Pflichten. Es werden auch eine Reihe gänzlich neuer Pflichten eingeführt. Für besonders wichtige und wich-tige Einrichtungen geht es dabei insbesondere um folgende Pflichten:\r\n•\tdie Registrierung;\r\n•\tdas Ergreifen von Risikomanagementmaßnahmen;\r\n•\tdie Meldung von erheblichen Sicherheitsvorfällen;\r\n•\tdie Umsetzungs-, Überwachungs- und Schulungspflichten für Geschäftsleitungen.\r\nBetreiber kritischer Anlagen müssen zudem erweiterte Risikomanagementmaßnahmen er-greifen und die Erfüllung von Nachweispflichten umsetzen (vgl. §§ 31, 39 BSIG). Daneben werden bestimmte Bereiche sektorspezifisch geregelt.\r\n\r\nRegistrierungspflicht\r\nEs obliegt jedem Unternehmen selbst, zu identifizieren, ob es unter das BSIG fällt.\r\n\r\nUmfang der Registrierung \r\nDie betroffenen Einrichtungen haben sich gemäß § 33 Abs. 1 BSIG spätestens innerhalb von drei Monaten zu registrieren, nachdem sie erstmals oder erneut unter eine der oben genann-ten Kategorien fallen oder Domain-Name-Registry-Dienste anbieten. Im Rahmen der Regist-rierung sind dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik („BSI“) über eine ge-meinsam vom BSI und dem Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe („BBK“) eingerichtete Registrierungsmöglichkeit bestimmte Angaben zu übermitteln, insbesondere der Name der Einrichtung, deren Anschrift und aktuelle Kontaktdaten (§ 33 Abs. 1 BSIG). Für Be-treiber kritischer Anlagen gelten erweiterte Registrierungspflichten (§ 33 Abs. 2 BSIG).\r\nDarüber hinaus sind bestimmte, in § 60 Abs. 1 S. 1 BSIG genannte Einrichtungen - etwa Anbie-ter von Cloud-Computing-Diensten, Anbieter von Rechenzentrumsdiensten, Managed Service Provider oder Managed Security Service Provider mit Hauptniederlassung in der Europäischen Union in Deutschland-, ebenfalls innerhalb von drei Monaten, nachdem sie als eine der vorge-nannten Einrichtungen gelten, zur Registrierung beim BSI verpflichtet (§ 34 BSIG).\r\nRegistrierungsverfahren\r\nDas BSI sieht für betroffene Einrichtungen ein zweistufiges Registrierungsverfahren vor: \r\nIm ersten Schritt muss eine Registrierung beim digitalen Dienst „Mein Unternehmenskonto“ (MUK) erfolgen. Im zweiten Schritt folgt die Registrierung im neu entwickelten BSI-Portal. Über das BSI-Portal erfolgen anschließend auch Meldungen von IT-Sicherheitsvorfällen.\r\nErfüllt eine besonders wichtige oder wichtige Einrichtung die Registrierungspflicht nicht, kann das BSI die Registrierung im Einvernehmen mit der jeweils zuständigen Aufsichtsbehörde auch selbst vornehmen. In diesem Falle drohen erhebliche Bußgelder, die der Höhe nach an die Datenschutzgrundverordnung angepasst worden sind. Bestehen Anhaltspunkte für eine unter-lassene Registrierung, kann das BSI zudem die Vorlage relevanter Unterlagen und Auskünfte verlangen, soweit keine Geheimhaltungs- oder Sicherheitsinteressen entgegenstehen (vgl. § 33 Abs. 3, 4 BSIG).\r\n\r\nPraxisempfehlungen\r\nBetroffene Unternehmen sollten insbesondere:\r\n•\tzeitnah prüfen und dokumentieren, ob sie dem Anwendungsbereich des BSIG unterfal-len und welcher Einrichtungskategorie sie zuzuordnen sind;\r\n•\teinschlägige Veröffentlichungen des BSI fortlaufend berücksichtigen;\r\n•\tbei grenzüberschreitender Registrierung nationale Besonderheiten beachten.\r\n \r\nRisikomanagement\r\nBesonders wichtige und wichtige Einrichtungen sind gemäß § 30 Abs. 1 BSIG verpflichtet, ein angemessenes Risikomanagement umzusetzen, um Störungen der Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit der informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die sie für die Erbringung ihrer Dienste nutzen, zu vermeiden und Vorkehrungen zur Bewältigung von Sicherheitsvorfällen zutreffen. Der Begriff der Diensterbringung ist dabei weit zu verstehen.\r\nZentrale Grundlage des Risikomanagements ist eine regelmäßig durchzuführende Risikoanaly-se, mit der Einrichtungen systematisch Risiken für ihre Organisation bewerten und geeignete Schutzmaßnahmen ergreifen, um diese zu abzuschwächen. Bei der Wahl der Methodik sind die Einrichtungen frei. Die Risikoanalyse umfasst insbesondere die Identifikation von Bedro-hungen und Schwachstellen, die Bewertung von Eintrittswahrscheinlichkeit und potenziellen Auswirkungen sowie die Überprüfung bestehender Sicherheitsmaßnahmen auf ihre Wirksam-keit. Unzureichende Maßnahmen sind anzupassen und erneut zu bewerten. Die Risikoanalyse ist kontinuierlich durchzuführen und in das Sicherheitsmanagement zu integrieren. Ihre Er-gebnisse sowie die umgesetzten Maßnahmen sind nach§ 30 Abs. 1 S. 3 BSIG zu dokumentie-ren.\r\nAuf Grundlage der Risikoanalyse haben Einrichtungen geeignete, verhältnismäßige und wirk-same technische und organisatorische Maßnahmen umzusetzen, § 30 Abs. 1 S. 1 BSIG. Bei der Bewertung der Verhältnismäßigkeit der Maßnahmen sind das Ausmaß der Risikoexposition, die Größe der Einrichtung, die Umsetzungskosten und die Eintrittswahrscheinlichkeit und Schwere von Sicherheitsvorfällen sowie ihre gesellschaftlichen und wirtschaftlichen Auswir-kungen zu berücksichtigen, § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG. \r\nDie Maßnahmen müssen gemäß § 30 Abs. 2 BSIG alle für die Diensterbringung genutzten IT-Systeme, Komponenten und Prozesse erfassen, den Stand der Technik einhalten, die einschlä-gigen europäischen sowie internationalen Normen berücksichtigen und auf einem gefahren-übergreifenden Ansatz beruhen.\r\nNach § 30 Abs. 2 S. 2 BSIG sind als Mindestanforderungen - inhaltsgleich mit Art. 21 NIS2-Richtlinie- insbesondere Maßnahmen zur Bewältigung von Sicherheitsvorfällen, zur Aufrecht-erhaltung des Betriebs, zur Sicherheit der Lieferkette, zur sicheren Entwicklung und Wartung von IT-Systemen, zur Wirksamkeitskontrolle von Risikomanagementmaßnahmen, zur Cyberhy-giene und Schulung, zum Einsatz kryptografischer Verfahren sowie zur Nutzung von Multi-Faktor-Authentifizierung umzusetzen.\r\nNach § 31 Abs. 1 BSIG haben Betreiber kritischer Anlagen innerhalb ihrer Einrichtung für die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen kritischen Anlagen maßgeblich sind, gegenüber wichtigen und be-sonders wichtigen Einrichtungen ein nochmals erhöhtes Sicherheitsniveau zu gewährleisten.\r\n \r\nBetroffene Unternehmen sollten insbesondere:\r\n•\tdie für die Anpassung der Risikomanagementmaßnahmen relevanten Dienste, Ge-schäftsprozesse und IT-Systeme identifizieren;\r\n•\tregelmäßige, dokumentierte Risikoanalysen etablieren und wirksame, verhältnismäßi-ge Risikomanagementmaßnahmen umsetzen und fortlaufend anpassen;\r\n•\tdie Lieferkette in die Risikoanalyse einbeziehen, insbesondere indem Risiken bei Dienstleistern und Lieferanten durch geeignete vertragliche Regelungen zur Cybersi-cherheit adressiert werden;\r\n•\tnationale und europäische Rechtsentwicklungen fortlaufend berücksichtigen.\r\n\r\nMeldepflichten\r\n \r\nMit dem NIS2UmsG werden die Meldepflichten bei erheblichen Sicherheitsvorfällen in § 32 BSIG deutlich ausgeweitet und konkretisiert. Es wird nunmehr ein mehrstufiger Ansatz für die Meldung erheblicher Sicherheitsvorfälle festgelegt.\r\n\r\nBegriff des erheblichen Sicherheitsvorfalls\r\nEin „erheblicher Sicherheitsvorfall“ liegt vor, wenn ein Sicherheitsvorfall \r\n•\tschwerwiegende Betriebsstörungen der Dienste oder finanzielle Verluste für die be-treffende Einrichtung verursacht hat oder verursachen kann oder \r\n•\tandere natürliche oder juristische Personen durch erhebliche materielle oder immate-rielle Schäden beeinträchtigt hat oder beeinträchtigen kann (§ 2 Nr. 11 BSIG). \r\nEin „Sicherheitsvorfall“ ist jedes Ereignis, das die Verfügbarkeit, Integrität oder Vertraulich-keit gespeicherter, übermittelter oder verarbeiteter Daten oder der Dienste, die über infor-mationstechnische Systeme, Komponenten und Prozesse angeboten werden oder zugänglich sind, beeinträchtigt (§ 2 Nr. 40 BSIG). Eine Konkretisierung des erheblichen Sicherheitsvorfalls enthält die Durchführungsverordnung (EU) 2024/2690, die unionsweit unmittelbar gilt. Sie konkretisiert für bestimmte Arten von Einrichtungen, insbesondere Anbieter digitaler Infra-strukturen und digitaler Dienste, ab wann ein Sicherheitsvorfall als erheblich einzustufen ist. \r\n \r\nEin Sicherheitsvorfall gilt nach der Durchführungsverordnung in Bezug auf die betreffende Einrichtung als erheblich, wenn beispielsweise: \r\n•\tder Vorfall der betreffenden Einrichtung einen direkten finanziellen Verlust in Höhe von mehr als 500 000 EUR oder 5 Prozent ihres jährlichen Gesamtumsatzes im vorangegan-genen Geschäftsjahr - je nachdem, welcher Wert niedriger ist - verursacht hat oder ei-nen solchen Verlust verursachen kann; \r\n•\tder Vorfall den Tod einer natürlichen Person verursacht hat oder einen solchen Tod verursachen kann; oder\r\n•\tder Vorfall eine schwere Schädigung der Gesundheit einer natürlichen Person verur-sacht hat oder eine solche Schädigung verursachen kann. Maßgeblich sind zudem sek-torspezifische Kriterien wie Ausfallzeiten, Nutzerbetroffenheit und die Auswirkungen auf die Vertraulichkeit, Integrität oder Authentizität der im Zusammenhang mit der Er-bringung eines Dienstes gespeicherten, übermittelten oder verarbeiteten Daten, deren Schwellenwerte je nach Art der Dienstleistung variieren können.\r\n\r\nInhalt und Fristen der Meldungen\r\n \r\n§ 32 BSIG regelt ein dreistufiges Meldeverfahren. Betroffene Unternehmen sind im Falle eines erheblichen Sicherheitsvorfalls gemäß § 32 Abs. 1 BSIG verpflichtet, \r\n•\tunverzüglich, spätestens jedoch innerhalb von 24 Stunden nach Kenntniserlangung von einem erheblichen Sicherheitsvorfall eine frühe Erstmeldung einzureichen;\r\n•\tunverzüglich, spätestens jedoch innerhalb von 72 Stunden nach Kenntniserlangung von einem erheblichen Sicherheitsvorfall eine Meldung über diesen Sicherheitsvorfall ein-zureichen; und\r\n•\tspätestens einen Monat nach Übermittlung des Sicherheitsvorfalls eine Abschlussmel-dung einzureichen, die den Vorfall detailliert erläutert und die Ursachen offenlegt. Dauert der Vorfall zu diesem Zeitpunkt noch an, tritt eine Fortschrittsmeldung an die Stelle der Abschlussmeldung. Die Abschlussmeldung ist dem BSI erst nach abschließen-der Bearbeitung des Sicherheitsvorfalls. \r\n \r\nEine bereits abgegebene Meldung kann nachträglich nicht storniert oder zurückgezogen wer-den. Sollte sich der gemeldete Sachverhalt jedoch als unzutreffend oder unvollständig heraus-stellen, kann er im weiteren Verlauf durch eine Folgemeldung korrigiert oder ergänzt werden.\r\nDarüber hinaus sind dem BSI während des gesamten Zeitraums eines Sicherheitsvorfalls auf dessen Nachfrage Zwischenmeldungen zu übermitteln. Maßgeblich für den Fristbeginn ist der Zeitpunkt der Kenntniserlangung über einen erheblichen Sicherheitsvorfall durch einen Mitar-beiter einer Einrichtung während seiner Arbeitszeit.\r\n \r\nMeldestelle und organisatorische Umsetzung\r\nDie Meldestelle für erhebliche Sicherheitsvorfälle ist das BSI-Portal. Meldungen können grundsätzlich durch jede Mitarbeiterin und jeden Mitarbeiter einer Einrichtung abgegeben werden; für diese Personen muss der Zugang zur Meldestelle eingerichtet werden. Alternativ können auch konzerninterne Stellen oder externe Dienstleister zur stellvertretenden Mel-dungsabgabe bevollmächtigt werden. Die rechtliche Verantwortung für den Sicherheitsvorfall und den Inhalt der Meldung verbleibt jedoch stets bei der betroffenen Einrichtung.\r\n\r\nUnterrichtung der Empfänger der Dienste\r\nWird die Erbringung von Diensten durch besonders wichtige und wichtige Einrichtungen in Folge von aufgetretenen erheblichen Sicherheitsvorfällen beeinträchtigt, kann dies regelmä-ßig auch zu weiteren- auch mittelbaren - Einschränkungen bei den Empfängern dieser Dienste führen. Dies ist insbesondere dann der Fall, wenn die betroffenen Dienste von den Empfän-gern zur Erbringung weiterer oder anderer Leistungen für Dritte genutzt werden. Das BSI kann daher gemäß § 35 Abs. 1 S. 1 BSIG im Einzelfall betroffene Einrichtungen anweisen, die Emp-fänger ihrer Dienste unverzüglich über den erheblichen Sicherheitsvorfall zu unterrichten, der die Erbringung des jeweiligen Dienstes beeinträchtigen könnte. Eine solche Unterrichtung kann auch durch eine Veröffentlichung auf der Internetseite der Einrichtung erfolgen, § 35 Abs. 1 S. 3 BSIG.\r\nIst zur Verhinderung oder Bewältigung eines erheblichen Sicherheitsvorfalls eine Sensibilisie-rung der Öffentlichkeit erforderlich oder liegt die Offenlegung anderweitig im öffentlichen Interesse, kann das BSI nach Anhörung der betroffenen Einrichtung diese zur Information der Öffentlichkeit über den erheblichen Sicherheitsvorfall verpflichten oder die Öffentlichkeit auch selbst informieren (§ 36 Abs. 2 BSIG).\r\n\r\nPraxisempfehlungen\r\nBetroffene Unternehmen sollten insbesondere:\r\n•\tinterne Meldeprozesse im Lichte der erweiterten Anforderungen des BSIG anpassen;\r\n•\tnationale und europäische Rechtsentwicklungen zu den Meldepflichten kontinuierlich berücksichtigen;\r\n•\tklare Zuständigkeiten für die Abgabe von Meldungen und die Kommunikation mit dem BSI festlegen;\r\n•\tden ausgewählten Personen einen Zugang zur Meldestelle einrichten;\r\n•\tMitarbeitende regelmäßig schulen und sensibilisieren, um meldepflichtige Sicherheits-vorfälle frühzeitig zu erkennen und ordnungsgemäß weiterzuleiten;\r\n•\teine strukturierte Dokumentation und Nachbereitung von Sicherheitsvorfällen sicher-stellen.\r\n\r\nAufsichtsmaßnahmen und Sanktionen\r\nDas BSI kann besonders wichtige Einrichtungen unter anderem dazu verpflichten, Audits, Prü-fungen oder Zertifizierungen durch unabhängige Stellen durchführen zu lassen, um die Einhal-tung der Verpflichtungen im Zusammenhang mit Risikomanagement-, Melde- sowie Schu-lungspflichten zu überprüfen, § 61 Abs. 1 BSIG. \r\nBei der Ausübung dieser Aufsichtsmaßnahmen in Bezug auf besonders wichtige Einrichtungen ist nicht erforderlich, dass dem BSI Hinweise oder Informationen vorliegen, welche die An-nahme rechtfertigen, dass eine Einrichtung die Anforderungen des BSIG nicht oder nicht rich-tig umgesetzt hat. Die Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen sehen unter bestimmten Vo-raussetzungen als ultima ratio in § 61 Abs. 9 S. 2 Nr. 2 BSIG sogar vor, dass der Geschäftslei-tung die Ausübung der Tätigkeit vorübergehend untersagt werden kann.\r\n \r\nZentrale Compliance-Pflichten nach dem BSIG: \r\nEine detaillierte Übersicht ist abrufbar unter https://ruw-link/2026/38\r\n\r\n\r\n \r\nPraktische Handlungsempfehlung\r\nDie folgenden Hinweise sollen helfen die komplexen Anforderungen weiter einzuordnen und sind als mögliche Handlungsempfehlungen zu verstehen. \r\n\r\nRisikoanalyse\r\nDie Risikoanalyse ist ein strukturierter Prozess zur Identifizierung, Bewertung und Behandlung von Informationssicherheitsrisiken, wobei der BSI-Standard 200-3 (IT-Grundschutz) und die ISO 27001 (Informationssicherheits-Managementsysteme, ISMS) die führenden Standards sind. Der BSI-Standard 200-3 liefert eine detaillierte Methodik, die auch für spezifische gesetzliche Anforderungen von NIS-2 relevant ist.\r\nLink: BSI-Standard 200-3, ISO/IEC 27005:2025-01\r\n\r\nKonzept zur Behandlung von Sicherheitsvorfällen\r\nUm Schäden zu begrenzen und um weitere Schäden zu vermeiden, müssen erkannte Sicher-heitsvorfälle schnell und effizient bearbeitet werden. Dafür ist es notwendig, ein vorgegebe-nes und erprobtes Verfahren zur Behandlung von Sicherheitsvorfällen zu etablieren. Eine ent-sprechende Handreichung zur Behandlung von Sicherheitsvorfällen bietet das BSI an.\r\nLink: DER.2.1 Behandlung von Sicherheitsvorfällen\r\n\r\nDatensicherungskonzepte erstellen und umsetzen\r\nBackups sind eine der wichtigsten Maßnahmen, um Datenverlust vorzubeugen. Als besondere Herausforderung ist der Datenverlust aufgrund eines Ransomware-Angriffs zu berücksichti-gen, da schon vorhandene Backups von einer Infizierung betroffen sein können. \r\nZur Erstellung und Umsetzung eines Datenssicherungskonzepts bietet das BSI Hinweise.\r\nLink: CON.3 Datensicherungskonzept\r\n\r\nKrisenmanagement und Business Continuity Management\r\nEine Krise im Umfeld kritischer Infrastrukturen wird definiert als eine Situation, in der der Ausfall oder die Beeinträchtigung dieser Infrastrukturen nachhaltig wirkende Versorgungs-engpässe, erhebliche Störungen der öffentlichen Sicherheit oder andere dramatische Folgen verursachen könnte.\r\nKrisenmanagement umfasst alle Maßnahmen, die ein Unternehmen ergreift, um auf unerwar-tete, bedrohliche Ereignisse zu reagieren, deren Auswirkungen zu begrenzen und den Normal-betrieb möglichst schnell wiederherzustellen.\r\nBusiness Continuity Management ist ein ganzheitlicher Managementprozess, der sicherstellt, dass kritische Geschäftsprozesse auch während und nach Störungen funktionsfähig bleiben – durch präventive Planung, Notfallstrategien und Wiederanlaufkonzepte.\r\nHilfestellung zum Aufbau von Krisen- und Business Continuity Management bieten sowohl das BSI mit dem Standard BSI 200-4 als auch das DIN mit der DIN EN ISO 22361.\r\nLink: BSI 200-4 Business Continuity Management, DIN EN ISO 22361:2021 Krisenmanagement\r\n\r\nRisikomanagement\r\nNIS-2 fordert einen ganzheitlichen, gefahrenübergreifenden Ansatz mit umfassenden Cybersi-cherheitsmaßnahmen, der auf einer regelmäßigen Risikoanalyse basiert. \r\nDie Kernanforderungen an das Risikomanagement lassen sich wie folgt zusammenfassen:\r\nUmfassende Risikoanalyse: Bewertung von Risiken für Netz- und Informationssysteme, unter Berücksichtigung der Größe und Risikobelastung des Unternehmens.\r\nRisikobehandlung: Umsetzung angemessener und wirksamer Maßnahmen zur Risikominimie-rung.\r\nRegelmäßige Überprüfung: Kontinuierliche Aktualisierung der Analyse und Maßnahmen, be-sonders bei neuen Bedrohungen oder Schwachstellen.\r\nDokumentation: Lückenlose Aufzeichnung der Risikoanalyse und der umgesetzten Maßnah-men. \r\nHinweise zur Umsetzung eines Risikomanagements finden sich wiederum beim BSI und beim DIN.\r\nLink: #nis2know: NIS-2 Risikomanagementmaßnahmen\r\n         BSI Standard 200-3 Risikomanagement\r\n         DIN ISO 31000 Risikomanagement\r\n \r\nAnhang 5: KI-Verordnung und Informationssicherheit\r\n\r\nNeben KRITIS DG und NIS2 UG kommt auch der Einhaltung der EU-KI-Verordnung mit Blick auf Informations- und Datensicherheit eine besondere Bedeutung zu, Sie regu-liert den sicheren Betrieb sowie die Entwicklung und Einführung von KI-Systemen auf dem europäischen Binnenmarkt. Ziel sind einerseits die Förderungen von Innovationen im europäi-schen Raum sowie andererseits auch die Schaffung von übergreifenden Standards zur Wahrung von Grundrechten, Gesundheit und Sicherheit in Bezug auf KI-Anwendungen. Verstöße können mit Bußgeldern bis zu 35 Mio. € oder 7 % des weltweiten Jahresumsatzes geahndet werden. \r\n \r\nDie Verordnung ist seit dem 1. August 2024 in Kraft und gilt unmittelbar in allen Mitgliedstaa-ten der EU. Anzuwenden sind die Inhalte nach spätestens 24 Monaten, also ab dem 1. August 2026 mit Ausnahme der Regeln zu verbotenen KI-Praktiken sowie dem Aufbau notwendiger KI-Kompetenz, wenn KI-Systeme im Unternehmen eingesetzt werden. Hier gelten die Festlegun-gen bereits ab 1. Februar 2025. \r\n\r\nEinige zentrale Pflichten sind jedoch von den Mitgliedstaaten umzusetzen, hierzu hat die Bun-desregierung am 11.02.2026 das KI-Marktüberwachungs- und Innovationsförderungsgesetz (KI-MIG) beschlossen. Hierin wurde die Bundesnetzagentur (BNetzA) als zentral verantwortli-che Behörde für KI benannt.\r\n \r\nDerzeit wird die EU-KI-Verordnung als Teil des „Digital-Omnibus“ der EU überarbeitet, ein erster Entwurf  sieht u.a. Verschiebungen von festgelegten Umsetzungsfristen einzelner Punk-te sowie punktuelle Entlastungen von KMU vor. Die finale Verabschiedung bleibt noch abzu-warten. Im Folgenden wird sich auf die aktuell gültige Version (EU) 2024/1689 bezogen. \r\n \r\nRisikobasierter Ansatz \r\n \r\nDie Verordnung ist gültig für alle Anbieter und Nutzer von KI-Systemen, unabhängig vom Unternehmenssitz oder der Größe des Unternehmens, sofern die KI innerhalb der EU zum Einsatz kommt.  \r\n \r\nWenn KI-Systeme im Unternehmen genutzt werden sollen, ist eine Risikoabschätzung des be-treffenden Systems gemäß der folgenden Kategorisierung notwendig: \r\n \r\n1.\tVerbotene Praktiken: \r\nAnwendungsfälle, bei denen KI-Systeme für manipulative, ausbeuterische und soziale Kontrollpraktiken eingesetzt werden sollen \r\n\r\n3.\tHochrisiko KI-Systeme: \r\nAnwendungsfälle, bei denen KI-Systeme potenziell Einfluss auf die Grundrechte, Gesundheit und Sicherheit von Personen nehmen können, z. B. Sys-teme, die sicherheitsrelevante Funktionen in Kritischen Infrastrukturen steu-ern wie digitale Zwillinge, Hochwassermanagement, Leckageerkennung etc. \r\n\r\n3.\tKI-Systeme mit niedrigem Risiko: \r\nAnwendungsfälle, bei denen KI-Systeme keine Gefährdung von Grundrechten, Gesundheit und Sicherheit von Personen darstellen, aber ein Risi-ko für Täuschung, Fehlinformation oder Manipulation aufweisen kann, wie bei Chat-bots, die nicht aufzeigen, ob die Interaktion mit einem Menschen oder einer Maschine stattfindet.  \r\n\r\n4.\tKI-Systeme ohne besonderes Risiko: \r\nAnwendungsfälle, bei denen KI-Systeme innerhalb sehr limitierter Regeln agieren, um bestimmte Aufgaben zu erfüllen und dabei keine weiteren Risi-ken aufweisen, wie Spam-Filter in E-Mailprogrammen.  \r\n \r\nTypische KI-Anwendungen in der Wasserwirtschaft und ihre Risikoeinstufung \r\n \r\nDie meisten Unternehmen der Trink- und Abwasserwirtschaft fallen in die Rolle der Betreiber (Nutzer) von KI-Systemen. Branchentypische Anwendungsfälle von KI-Systemen können z. B. in der Überwachung, Optimierung oder Simulation von Betriebsprozessen zum Einsatz kommen (z. B. digitaler Zwilling), bei der Leckage-Erkennung, im Hochwassermanagement oder im Wartungsmanagement. Im Bereich der Office-IT können vor allem generative KI-Systeme zur Unterstützung im Büroarbeitsalltag zum Einsatz kommen.  \r\n \r\nGrundsätzlich bestimmt sich die Risikoklassifizierung von KI-Systemen anhand ihres beabsich-tigten Einsatzzweckes bzw. der Einsatzmodalitäten. Typische Einsatzzwecke im Bereich der Hochrisiko-KI sind u.a. biometrische Fernidentifizierungssysteme, KI-Systeme im Personalma-nagement sowie im Bereich von sicherheitsrelevanten Bauteilen oder Prozessen in der Kriti-schen Infrastruktur. Hierbei kommt es auch immer auf den Grad der Autonomie des betref-fenden Systems an sowie auf den Zugriff auf sicherheitsrelevante/sensible Informationen. \r\n \r\nEinen Sonderfall stellen KI-Systeme mit allgemeinem Einsatzzweck (General Purpo-se Artificial Intelligence – GPAI) dar. Dazu zählen die weithin bekannten Sprachmodelle wie ChatGPT, Microsoft Copilot, Google Gemini, Perplexity AI, Claude etc. – Bei der Risikoeinstu-fung dieser generativen KI-Systeme kommt es vor allem auf den Zugriff der KI auf sensible Daten/Informationen an und zu welchem Zweck die KI eingesetzt werden soll.  \r\n \r\nPflichten für Unternehmen \r\n \r\nDie zu erfüllenden Pflichten nach der KI-Verordnung richten sich zunächst nach der jeweiligen Rolle in Bezug auf KI, die im Gesetzestext definiert sind wie z. B. Anbieter, Betreiber, Einfüh-rer, Händler oder Produkthersteller. \r\n \r\nSofern KI-Systeme weitestgehend unverändert zum Einsatz kommen, d. h. nicht auf das jewei-lige Unternehmen hin angepasst werden oder für spezielle Aufgabe weiterentwickelt werden, ist das betreffende Unternehmen ein „Betreiber“ im Sinne der KI-Verordnung.  \r\n \r\nDie Pflichten eines Betreibers lassen sich wie folgt zusammenfassen: \r\n \r\n•\tRisikoklassifizierung \r\nPrüfung, ob das jeweilige KI-System als hochriskant im Sinne der KI-Verordnung einzu-stufen ist (vgl. Art. 5, 6 & Anhang III KI-Verordnung) \r\n \r\nSofern das Unternehmen zu dem Schluss kommt, dass das betreffende KI-System als hochris-kant einzuordnen ist, gelten folgende Pflichten (vgl. Art. 4, 26, 27 & 50 KI-Verordnung): \r\n \r\n•\tInformation an betroffene Arbeitnehmer und Betriebsrat: \r\nVor der Inbetriebnahme des Hochrisiko-KI-Systems werden betroffene Arbeitnehmer und Arbeitnehmervertreter über den geplanten Einsatz informiert. \r\n\r\n•\tMenschliche Aufsicht: \r\nFestlegung einer natürlichen Person mit entsprechenden Kompetenzen (Ausbildung, Befugnis), die das KI-System überwacht und Anbieter, Händler oder Marktüberwa-chungsbehörde bei Fehlfunktionen oder neu identifizierten Risiken informiert \r\n\r\n•\tDatenschutzfolgeabschätzung: \r\nGemäß geltender Datenschutzbestimmungen und anhand der Betriebsanleitung muss eine Datenschutzfolgeabschätzung zum Betrieb des KI-Systems erstellt werden \r\n\r\n•\tGrundrechtefolgenabschätzung: \r\nBeschreibung möglicher Folgen des Einsatzes des KI-Systems auf die Grundrechte von Personen, diese kann die Datenschutzfolgeabschätzung ergänzen \r\n\r\n•\tRisikomanagementsystem \r\nEinführung eines kontinuierlichen Risikomanagementsystems in Bezug auf das jeweili-ge Hochrisiko-KI-System\r\n\r\n•\tSchulungen der nutzenden Mitarbeitenden und verantwortliche Fachkräfte \r\nSicherstellung eines ausreichenden Maßes an KI-Kompetenz, um das System ordnungs-gemäß bedienen zu können \r\n\r\n•\tOrdnungsgemäßer Betrieb: \r\nSicherstellung, dass das KI-System nur gemäß Betriebsanleitung betrieben wird \r\n\r\n•\tZweckmäßige Dateneingabe: \r\nKontrolle, dass Eingabedaten (Prompts, Dokumente etc.) nur für den festgelegten Ein-satzzweck des KI-Systems eingegeben werden\r\n\r\n•\tDokumentation: \r\nAufbewahrung von Sicherheitsprotokollen von mind. 6 Monaten \r\n\r\n•\tTransparenz: \r\nKennzeichnung und Offenlegung, wenn KI mit Menschen interagiert oder KI-generierte Inhalte verbreitet werden \r\n \r\nSofern das Unternehmen zu dem Schluss kommt, dass das betreffende KI-System nicht als hochriskant einzustufen ist, gilt dennoch: \r\n \r\n•\tSchulungen der nutzenden Mitarbeitenden: \r\nSicherstellung eines ausreichenden Maßes an KI-Kompetenz, um das System ordnungs-gemäß bedienen zu können \r\n\r\n•\tTransparenz: \r\nKennzeichnung und Offenlegung, wenn KI mit Menschen interagiert oder KI-generierte Inhalte verbreitet werden \r\n \r\nDarüber hinaus empfiehlt sich auch bei nicht hochriskanten KI-Systemen: \r\n \r\n•\tOrdnungsgemäßer Betrieb: \r\nSicherstellung, dass das KI-System nur gemäß Betriebsanleitung betrieben wird \r\n\r\n•\tZweckmäßige Dateneingabe: \r\nKontrolle, dass Eingabedaten (Prompts, Dokumente etc.) nur für den festgelegten Ein-satzzweck des KI-Systems eingegeben werden \r\n\r\n•\tInformation an Betriebsrat/Arbeitnehmervertreter: \r\nInformation zum Einsatzzweck des KI-Systems \r\n \r\nZur Überprüfung, ob ein bestimmtes KI-System als hochriskant einzustufen ist, gibt es Hilfe-stellungen, wie z. B. den EU AI Act Compliance Checker , bei dem die Risikoeinschätzung mit-tels Fragebogen durchgeführt werden kann: \r\n\r\nEmpfehlungen zur Nutzung von KI-Systemen aus Perspektive der Informationssicher-heit und des Datenschutzes \r\n \r\nKommt ein KRITIS-Unternehmen zu dem Schluss, dass der angestrebte Nutzungsrahmen eines KI-Systems als nicht hochriskant einzustufen ist, da die Nutzung keinen potenziellen Ausfall oder eine signifikante Störung des Betriebs nach sich ziehen kann (siehe auch Erwägungsgrund 55, KI-Verordnung), gelten wie oben beschrieben nur sehr eingeschränkte Pflichten für die Betreiber.  \r\n \r\nDennoch empfiehlt es sich zu prüfen, ein freiwilliges Risikomanagement im Hinblick auf In-formationssicherheit und Datenschutz für die betreffenden KI-Systeme aufzubauen. Dies kann insbesondere dann sinnvoll sein, wenn GPAI-Systeme wie z. B. Microsoft Copilot in lizensierter Version im Unternehmen genutzt werden sollen und Einfluss auf eine Vielzahl von Office-Prozessen hat und unternehmensinterne Daten verarbeitet. \r\n \r\nHier bestehen theoretische Risiken in Bezug auf die Integrität, die Vertraulichkeit und auch der Verfügbarkeit von Informationen. Potenzielle Fehlfunktionen wie „Halluzinationen“ der KI oder Manipulation von Daten durch ein KI-System sind nicht auszuschließen und sollten daher kontinuierlich beobachtet werden. Außerdem kann nicht gänzlich ausgeschlossen werden, dass die cloudbasierte Informationsverarbeitung der KI-Systeme nicht selbst kompromittiert wird und dadurch dem Betreiberunternehmen ein Schaden entsteht.  \r\n \r\nDaher empfiehlt sich ein risikobewusster Umgang mit KI-Systemen, auch wenn keine Hochrisi-ko-KI im Sinne der KI-Verordnung im Einsatz ist. Jeder Einsatz eines KI-Systems sollte vorab vom zuständigen Informationssicherheitsbeauftragten des Unternehmens auf mögliche Risi-ken überprüft werden. Auch empfiehlt sich ein frühzeitiger Einbezug der Arbeitnehmervertre-tung/ des Betriebsrates in mögliche betriebliche Absichten der KI-Nutzung, da oftmals auch Rechte von Arbeitnehmenden tangiert sein können.  \r\n \r\nMitwirkende der BDEW-Projektgruppe Sicherheit & Resilienz\r\n\r\n•\tAlthoff, Dr. Heiko (Emschergenossenschaft und Lippeverband)\r\n•\tBaurschmid, Dr. Michael (Emschergenossenschaft und Lippeverband)\r\n•\tBeckord, Jürgen (Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft)\r\n•\tBehnisch, Ann-Kathrin (Verband der Bayerischen Energie und Wasserwirtschaft)\r\n•\tEichler, Jens (Stadtentwässerung Dresden)\r\n•\tExner, Sebastian (Landesverband der Energie- und Wasserwirtschaft Hessen/Rheinland-Pfalz)\r\n•\tHasche, Dr. Frank (Hessenwasser)\r\n•\tHoche, Henri (Nordwasser)\r\n•\tHöck, Torsten (Verband für Energie- und Wasserwirtschaft Baden-Württemberg)\r\n•\tHüllen, Michael (Emschergenossenschaft und Lippeverband)\r\n•\tKleinschmidt, Annika (BDEW Landesgruppe NRW)\r\n•\tMattner, Florian (Verband der Bayerischen Energie und Wasserwirtschaft)\r\n•\tMinor, Lisa (GELSENWASSER Dresden)\r\n•\tNoll, Fabian (Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft)\r\n•\tPutzar, Mario (Verbandswasserwerk Bad Langensalza)\r\n•\tRehberg, Dr. Jörg (BDEW)\r\n•\tReißmann, Dr. Florian (BDEW Landesgruppe Mitteldeutschland)\r\n•\tRöstel, Gunda (Stadtentwässerung Dresden)\r\n•\tVon Fircks, Regina (Wasserwerke Zwickau)\r\n•\tWirtz, Dr. Miriam (GELSENWASSER AG)\r\n•\tWrede, Dr. Sabine (BDEW)\r\n•\tWünsch, Jonathan (Verband für Energie- und Wasserwirtschaft Baden-Württemberg)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024834","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Vereinfachung der EU-Finanzmarktregulierung für Energiehandelsunternehmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/29/e0/749904/Stellungnahme-Gutachten-SG2606040019.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 21. April 2026 \r\nDiscussion Paper  \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nSimplification and burden reduction: \r\nQuick wins for EU Financial Regula\r\ntion for energy trading companies \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 14 \r\nInhalt \r\nIntroduction: context and objectives ................................................................................... 3 \r\nDetailed list of simplification proposals ............................................................................... 4 \r\n1 Legal certainty and proportionate risk management .......................................... 4 \r\n1.1 Include vPPAs in EMIR hedging definition or exclude them from the \r\ndefinition of financial instruments ................................................................. 4 \r\n1.2 State-backed CfDs for renewable energy sources – exemption .................... 4 \r\n1.3 Clarification that consequential hedges (e.g. FX hedges arising from \r\ncommodity derivatives) are risk-reducing under EMIR 3 ............................... 6 \r\n1.4 Clarify group definition for hedging ............................................................... 6 \r\n1.5 Simplify EMIR clearing threshold calculation ................................................. 7 \r\n1.6 Algorithmic trading – RTS6 exemption for non-financial firms ...................... 8 \r\n2 Cutting regulatory reporting burden .................................................................. 8 \r\n2.1 Extend the single-side reporting for non-financial counterparties (NFCs) \r\nunder EMIR and SFTR ..................................................................................... 8 \r\n2.2 Streamline intragroup exemption reporting .................................................. 9 \r\n2.3 Revoke the reporting on clearing at third-country CCPs for NFCs under Art. \r\n7d EMIR........................................................................................................... 9 \r\n2.4 Limit NFC reporting to loan data only under SFTR and use third-party \r\nvaluations more broadly ............................................................................... 10 \r\n2.5 Limit error corrections to live transactions .................................................. 10 \r\n2.6 Reduce static data across frameworks ......................................................... 10 \r\n2.7 Remove hedge/spec flag for Exchange Traded Derivatives ......................... 10 \r\n3 Market integration and a more coherent legislative process.............................. 11 \r\n3.1 Streamlined EU Legislative Process .............................................................. 11 \r\n3.2 Deletion of German EMIR audit obligation .................................................. 12 \r\n4 Conclusion ........................................................................................................ 12 \r\n5 Annex – Mapping of proposals to regulations.................................................... 13 \r\nIntroduction: context and objectives \r\nEurope’s energy markets need deep, liquid and resilient energy trading markets to secure af\r\nfordable supply, manage price risks and finance the energy transition. Yet real-economy energy \r\ncompanies are confronted with growing layers of complex financial market regulation (Mi\r\nFID/MiFIR, EMIR, SFTR and related regimes). Whereas many requirements are helpful for trans\r\nparent, liquid and resilient financial markets, taken together, some of them create dispropor\r\ntionate administrative burdens.  \r\nThis paper sets out targeted amendments which should be taken forward via a focused legisla\r\ntive Omnibus proposal on EU financial market regulation. These aim at a pragmatic optimisa\r\ntion and simplification of the existing framework (MiFID/MiFIR, EMIR, SFTR and related regimes) \r\nrather than a fundamental reform of financial market regulation. Such an approach would allow \r\nthe EU to bundle a number of amendments into one legislative proposal with appropriate im\r\nplementation effort for both companies and authorities while maintaining transparency, mar\r\nket resilience, sound risk management and effective supervisory oversight. Recent omnibus in\r\nitiatives in other policy areas (e.g. the Energy Omnibus) show that targeted, cross cutting sim\r\nplification packages can be an efficient way to deliver a substantial simplification and burden \r\nreduction. \r\nThe measures are organised under three political themes: \r\n1. Strengthening legal certainty and proportionate risk management to create better condi\r\ntions for hedging, investment and risk management in energy trading markets \r\n2. Cutting regulatory reporting burden to avoid red tape and, hence, increase efficiency and  \r\nlower compliance costs for the real economy \r\n3. Supporting EU wide- market integration and a more coherent legislative process leading \r\nto a more integrated, competitive and resilient EU energy trading and financial markets \r\nAll proposed measures are low‑complexity changes (targeted Level 1/Level 2 amendments) that \r\nbuild on existing infrastructures, require limited effort from companies and supervisors, and \r\npromise high benefits in terms of cost savings, simplification and further improved market func\r\ntioning for energy trading. \r\nSeite 3 von 14 \r\nDetailed list of simplification proposals \r\n1 Legal certainty and proportionate risk management \r\n1.1 Include vPPAs in EMIR hedging definition or exclude them from the definition of finan\r\ncial instruments \r\nProblem: Under current interpretations virtual Power Purchase Agreements (vPPAs) - de\r\nspite being structured to reduce price and volume risks for the renewable investor - may \r\nnot qualify as risk-reducing for the energy firm offering this hedge instrument to the renew\r\nable investor to guarantee a stable margin. As vPPAs are often high in notional value and \r\nlong-dated (10–15 years), they result in a disproportionate consumption of clearing thresh\r\nold capacity1 despite posing no systemic risk to financial markets. \r\nProposal:  \r\n• Clarify via targeted amendment to Article 10 of EMIR 3, that vPPAs when structured \r\nto mitigate price risk for counterparties with regards to renewable energy produc\r\ntion as well as (OTC) derivative contracts concluded to offset risks resulting from \r\nsuch virtual PPAs should be both treated as commercial risk reduction instruments \r\n• Clarify in MiFID/MiFIR that these contracts are not financial instruments. Then, they \r\nare also not relevant for EMIR clearing threshold calculations \r\nBenefit: Such clarification will ensure EMIR 3 remains supportive of the EU’s energy transi\r\ntion and climate finance objectives. \r\n1.2 State-backed CfDs for renewable energy sources – exemption in MiFID \r\nBackground: Renewable price support schemes, which take form of 2-way financially set\r\ntled contract for differences, fall under the definition of cash settled commodity derivatives \r\nunder Section C (5) Annex I of MIFID II. They constitute derivative contracts under EMIR and \r\nare subject to all the relevant requirements, including transaction reporting requirements, \r\nportfolio reconciliation requirements, and timely confirmation requirements. These re\r\nquirements are complex; full compliance requires dedicated IT infrastructure and specific \r\nexpertise. A significant portion of developers of renewable energy projects do not routinely \r\n1EMIR Study from Frontier Economics “REVIEW OF THE EMIR CLEARING THRESHOLD FOR COMMODITIES (CCT)” \r\nof 31 May 2022, Link \r\nSeite 4 von 14 \r\nparticipate in the financial derivatives markets, and are therefore not equipped to comply \r\nwith financial market regulations. The problem is further exacerbated by the fact that all \r\ndirect price support schemes for renewable energy investments must take form of such \r\ntwo-way contracts for difference (see Article 19d of Regulation (EU) 2019/943).   \r\nWe believe that the fact that these contracts are classified as financial instruments is a tech\r\nnicality which was overlooked during the legislative process, for the following reasons: \r\n• These contracts are settled on the basis of metered generation volumes. They are \r\nstrictly tied to physical generation assets; the supply of these instruments (and hence \r\ntheir risk potential) is thus strictly limited by the amount of installed electricity gen\r\neration capacity. Therefore, the overall profile of these contracts is much closer to \r\nthat of the physical supply agreements, and financial supervisory requirements are \r\nill-suited for mitigating the risks stemming from these contracts.  \r\n• Usual derivatives under MiFID/EMIR reallocate market risks between counterpar\r\nties. State-backed CfDs do not transfer market risks, they neutralise it for the gener\r\nator and therewith socialise the price to the public sector. Hence, they do not fit into \r\nEMIR´s systemic- risk logic. \r\n• These contracts are instruments for implementation of public subsidy support \r\nschemes; they are not financial products tradable on the free market.  \r\n• Instances where public policy measures bear certain characteristics of financial in\r\nstruments already exist, and MIFID II contains targeted exceptions for such measures. \r\nSee, for example, the exemption for ancillary services agreements which are used by \r\nTransmission System Operators to keep in supply and demand of energy in balance \r\n(Article 7 (4) of Commission Delegated Regulation 2017/565).  \r\n• If state-backed CfDs are classified as financial instruments, they would be, among \r\nother duties, subject to EMIR transaction-reporting. In fact, these instruments are \r\ncurrently not reportable, since several mandatory reporting fields cannot be filled \r\nout (e.g. Master Agreement type [state-backed CfDs are not traded under Master \r\nAgreements] and version, counterparty LEI [most CfD counterparties have no LEI]. \r\nThis example shows that these kind of contracts do not  fit into the MiFID-EMIR re\r\ngime. \r\nProposal: Targeted exemption in MIFID II, Annex I, section C for such contracts, from the \r\ndefinition of “financial instruments” \r\nBenefit: Significantly reduce the administrative and compliance burden on energy firms for \r\nall sizes of market participants; enabling greater focus on renewable project development \r\nrather than navigating complex financial regulations for contracts that are fundamentally \r\ndesigned to implement public policy. \r\nSeite 5 von 14 \r\n1.3 Clarification that consequential hedges (e.g. FX hedges arising from commodity deriva\r\ntives) are risk-reducing under EMIR 3 \r\nProblem: Current EMIR 3 rules define hedging as transactions that reduce risks directly \r\nlinked to a firm’s or group’s commercial activity. However, there is uncertainty if consequen\r\ntial exposures - such as FX risk that arises when hedging a commercial gas position with a \r\ngas-forward in a foreign currency - are explicitly included. This may create legal uncertainty \r\nfor companies that use further derivatives (for example, FX forwards) to hedge new risks \r\nresulting directly from their original commercial hedge. \r\nProposal: Explicitly clarify, ideally through interpretative guidance or a targeted amendment \r\nto Level 2 of EMIR (e.g. Article 10 of CDR 149/2013), that subsequent hedges (such as FX \r\nderivatives) used to manage consequential exposures created by initial commercial hedging \r\nderivatives are also considered risk-reducing. This would ensure these risk management \r\nsteps fall under the definition of commercial hedging. \r\nBenefit: Legal certainty; alignment of regulatory treatment with the economic realities of \r\ncommercial hedging. \r\n1.4 Clarify group definition for hedging \r\nProblem: The energy transition has driven cross-border joint ventures and shared-owner\r\nship models to finance and operate capital-intensive renewable projects. EMIR’s current \r\ngroup concept does not fully reflect these modern arrangements as it is uncertain if minority \r\nstakes in Joint Venture (JVs) could qualify as “within the group” for hedging purposes pur\r\nsuant to Article 10(3) EMIR and Article 10 of Delegated Regulation (EU) No 149/2013. Am\r\nbiguity exists on whether joint ventures or entities consolidated at equity under IFRS, or \r\nlocal GAAP (e.g. German HGB) are part of the “group.” \r\nProposal:  \r\n• Clarify the scope of “group” to reflect current accounting and corporate structures \r\nin EMIR: Explicitly include 50:50 and minority stake joint ventures for renewable pro\r\njects, which are consolidated at equity in accordance with IFRS/local GAAP or inter\r\nnationally recognised accounting standards as part of the ‘group’ for hedging pur\r\nposes only in accordance with Art. 10 CDR 149/2013. Example for a wider definition \r\nin financial market regulation is the definition of a group in the Financial Conglom\r\nerates Directive (Article 2 (12) in combination with Article 2 (11) of Directive \r\n2002/87/EC) which encompasses entities in which the parent or its subsidiaries hold \r\na participation, including minority-held joint ventures (direct or indirect ownership \r\nof 20 % or more of the voting rights or capital of an undertaking is sufficient). This \r\nwould ensure that all companies participating in the JVs (with 50:50 or minority \r\nstake) can hedge the commercial risks of the JVs. \r\nSeite 6 von 14 \r\n• A similar change should be implemented into the MiFID directive, allowing market\r\nfacing entities of energy groups (and the other partners of the JVs) to offer hedge \r\nservices to its JV projects, even if they are consolidated ‘at-equity’ only. These hedg\r\ning activities are often considered as the provision of financial service to the JV pro\r\njects. Consequently, market-facing entities cannot make use of the so-called MiFID \r\ngroup privilege, as this relates to fully consolidated group entities only. Moreover, \r\nthe use of the ancillary-activities exemption (AAE) is often excluded because of the \r\nlack of a main (non-financial) business to this entity. \r\nBenefit: Such clarification will ensure regulation remains supportive of the EU’s energy tran\r\nsition and aligns with modern corporate structures and financing models; in addition, it al\r\nlows effective risk management for JVs by all companies participating in the JVs. \r\n1.5 Simplify EMIR clearing threshold calculation \r\nProblem: EMIR clearing threshold calculations inappropriately limit the headroom for NFCs, \r\nespecially because of: \r\na)  Netting rules: Currently, the calculation of gross notional exposure for OTC-deriva\r\ntives under EMIR largely ignores portfolio-wide netting effects, only allowing con\r\ntracts with the same type, underlying, and maturity to be offset. This narrow ap\r\nproach greatly overstates the actual credit risk a counterparty presents because, in \r\ninsolvency scenarios, all outstanding contracts between counterparties - across dif\r\nferent underlyings and maturities - would typically be netted under master agree\r\nments. Thus, the existing rules do not accurately reflect the real, lower credit expo\r\nsure that would exist in practice and, hence, is not in line with general accepted risk \r\nmanagement practices. \r\nb) Applicable reference period: Currently, threshold calculation is based on the total \r\noutstanding exposure of all contracts, not just those concluded within a given refer\r\nence period. This approach disproportionately penalizes long-term contracts like \r\nvPPAs, which consume large portions of the available threshold for their entire life\r\ntime (if not recognised as hedges), rather than reflecting actual trading activity. As a \r\nresult, firms face unnecessarily restricted capacity for new trades, making the system \r\nless reflective of current market participation \r\nProposal:  \r\na) Widening the application of netting in threshold calculation: Clarify the calculation \r\nmethodology to allow for netting comparable to the netting of exposures for the \r\ncalculation of the Ancillary Activity Exemption under the Commission Delegated Reg\r\nulation (EU) 2017/592  (change in Level 2 and ESMA FAQ) \r\nb) Amending the calculation methodology regarding the reference period: The calcula\r\ntion of the gross notional value (GNV) should be based on concluded contracts dur\r\ning a 12 month reference period (like under the U.S. Dodd-Frank Act for the Swap \r\nSeite 7 von 14 \r\nDeal Test) instead of the entire outstanding exposure from existing contracts held at \r\nspecific points in time (change in EMIR 3 Level 1) \r\nBenefit: Easier, more accurate threshold monitoring, reduced complexity.  \r\n1.6 Algorithmic trading – Clarification of proportionate supervisory expectations for non\r\nfinancial firms \r\nBackground \r\nCommission Delegated Regulation 2017/589 (commonly known as “RTS6”) lays down ex\r\ntensive organizational requirements applicable to investment firms engaged in algorithmic \r\ntrading. While RTS6 is drafted for “investment firms”, in practice it is in some jurisdictions \r\nsometimes interpreted as a compliance reference point beyond its intended scope, includ\r\ning for MiFID II-exempt firms when they use algorithmic trading in energy markets (including \r\ntrading linked to physical REMIT products). \r\nRTS6 can be a solid compliance benchmark. However, the different risk profile and business \r\nmodel of MiFID II-exempt energy trading firms means that RTS6 requirements should not \r\nbe assumed to apply on a one-to-one basis, nor should any justified, proportionate devia\r\ntion automatically be seen as a lack of adequate systems and controls under Article 17 of \r\nMiFID II. The objective is not to reduce oversight of algorithms, but to ensure that govern\r\nance and control requirements remain proportionate and fit-for-purpose for energy market \r\nparticipants, including in relation to physical REMIT products. Requiring full RTS6 compli\r\nance in all cases could disproportionately burden exempt firms and, in practice, discourage \r\nthe responsible use of trading algorithms. \r\nProposal: Clarify that for MiFID-exempt non-financial firms using algo trading tools should \r\nbe applied in a proportionate manner reflecting the nature, scale and complexity of their \r\nactivities, while maintaining high standards of risk control and market integrity \r\nBenefit: Improved legal certainty and more consistent supervisory expectations across ju\r\nrisdictions, without weakening core control standards for algo trading. \r\n2 Cutting regulatory reporting burden \r\n2.1 Extend the single-side reporting for non-financial counterparties (NFCs) under EMIR and \r\nSFTR \r\nProblem: Non-financial counterparties (NFCs) face complex EMIR and SFTR reporting duties, \r\neven where they delegate reporting, as they often remain responsible for data quality and \r\nreconciliations. Under SFTR, mandatory delegated reporting currently benefits only SMEs; \r\nother NFCs face heavy reporting burdens. In addition, the current definition in EMIR Article \r\nSeite 8 von 14 \r\n9(1a) as well as SFTR Article 4(3) is too narrow and does not reflect market practice where \r\nagent lenders, tri-party agents, brokers, clearing members and CCPs already handle the \r\ndata. \r\nProposal: Ensure that NFCs benefit from mandatory delegated (or single-sided) reporting \r\nfor all kind of transactions. Full reporting responsibility and liability should be assigned to \r\nthe “Other counterparty”/ “Entity responsible for reporting” (or counterparty required to \r\nreport data pursuant to EMIR/ SFTR in case of single sided reporting). Explicitly include agent \r\nlenders, tri-party agents, brokers, clearing members and CCPs as potential “reporting enti\r\nties” (in EMIR under Art.9 (1a) and in SFTR in Art. 4(3)). \r\nBenefit: Clear responsibility, reduced reconciliation burden, improved data quality. \r\n2.2 Streamline intragroup exemption reporting \r\nProblem: Intragroup reporting exemptions require extensive documentation for each entity \r\npair and each regulator, creating significant administrative costs for low-risk intragroup \r\nflows. \r\nProposal: Introduce a statutory exemption from intragroup reporting in Level 1 Text of \r\nEMIR 3 for NFCs (analogously to REMIT) - potentially combined with a simple one-off central \r\nnotification (e.g. at ESMA or trade repository). As a fallback option, a single central author\r\nisation by the national “home” regulator or ESMA could be introduced, instead of multiple \r\napprovals by NCAs. \r\nBenefit: Major reduction in compliance burden and alignment with more efficient interna\r\ntional practice. This would also have the benefit of “clearing up” transaction reporting data \r\nfor the regulatory authorities, allowing them to focus on market-facing derivative contracts. \r\n2.3 Revoke the reporting on clearing at third-country CCPs for NFCs under Art. 7d EMIR \r\nProblem: The new reporting obligation under Art.7d EMIR on clearing at recognised \r\nthird-country CCPs creates significant operational burden for NFCs, as Art.7d also applies to \r\nclients of clearing firms active on third country CCPs recognized under EMIR. However, in \r\nreality regulatory interest is often limited to specific sensitive asset classes (subject to the \r\nclearing obligation of the active account regime which is not the case for energy/commodity \r\nderivatives). \r\nProposal: Delete the requirement for NFCs, or at minimum allow full delegation of this re\r\nporting to clearing banks or CCPs. \r\nBenefit: Burden reduction on clearing clients without loss of relevant supervisory infor\r\nmation \r\nSeite 9 von 14 \r\n2.4 Limit NFC reporting to loan data only under SFTR and use third-party valuations more \r\nbroadly \r\nProblem: Collateral reporting under SFTR causes numerous daily updates and high daily re\r\nporting costs for NFCs. In addition, NFCs must use the value they use for collateral manage\r\nment and exposure management purposes (internal valuations made for the purpose of \r\nfirm wide risk management) except for cleared SFTs (when information related to valuations \r\nsourced from the CCP should be used for SFTR reporting), even if third parties (agent lend\r\ners, tri-party agents, brokers, clearing members) have better data. \r\nProposal: Limit NFC reporting to loan data only; no collateral data requirements. If collat\r\neral reporting under SFTR for NFCs remains applicable, allow NFCs to use third-party valu\r\nations more widely for SFTR reporting where such intermediaries are involved. \r\nBenefit: Significant reduction in reporting volume and operational complexity \r\n2.5 Limit error corrections to live transactions \r\nProblem: NFCs must correct past errors even for matured or terminated transactions, of\r\nfering little supervisory value. \r\nProposal: Limit the obligation to live transactions only \r\nBenefit: Focuses effort on currently relevant data. \r\n2.6 Reduce static data across frameworks \r\nProblem: EMIR, SFTR, MiFID/MiFIR and other regimes repeatedly ask for static data (e.g. \r\ncounterparty and product details) that are already embedded in identifiers used anyways \r\nfor the reporting of transactions (e.g., LEI, UPI, ISIN, CFI-Code, MIC-Code). \r\nProposal: Reduce static fields and rely systematically on all the existing identifiers where \r\npossible. \r\nBenefit: Lower reporting data fields, fewer errors, better data consistency. \r\n2.7 Remove hedge/spec flag for Exchange Traded Derivatives  \r\nProblem: The hedge/spec flag is intended for EMIR clearing threshold monitoring, but Ex\r\nchange Traded Derivatives (ETDs) are legally excluded from the EMIR clearing threshold cal\r\nculation as only OTC derivatives are in scope. Hence, the flag for ETDs has no supervisory \r\nvalue. Especially as this information is reported by clearing banks mostly only on clearing \r\naccount level, leading to a misleading picture as no granular reporting on order/transaction \r\nlevel is possible.  \r\nProposal: Remove the reporting requirement for the hedge/spec flag on ETDs within EMIR \r\nreporting. \r\nSeite 10 von 14 \r\nBenefit: Immediate simplification of reporting templates and systems; no misleading infor\r\nmation as MiFID ITS4 report grants correct insight for supervisory purposes. \r\n3 Market integration and a more coherent legislative process \r\n3.1 Streamlined EU Legislative Process \r\nProblem: Complex, multi-stage EU legislative procedures make it difficult to adapt quickly \r\nto market developments and create overlapping reforms. On many occasions, market par\r\nticipants have also faced legal uncertainty and unnecessary compliance costs when Level 1 \r\nrequirements apply before the relevant Level 2 technical standards are effective or even \r\nadopted, resulting in avoidable financial burdens and inconsistent application across the EU. \r\nAlso, the very high number of Level 2 measures (in the last legislature, Level 1 acts empow\r\nered the Commission to adopt around 430 Level 2 measures) - combined with the very de\r\ntailed technical nature of these measures - causes an unmanageable amount of implemen\r\ntation work for regulators and all concerned firms (EU Commission had “de-prioritise  Level \r\n2 Acts in financial services laws; see link) \r\nProposal:  \r\n• Better coordinate Level 1, 2 and 3 rule-making  \r\n• Reduce number of Level 2 measures mandates in Level 1 text to return to a more \r\nprinciple based regulatory approach \r\n• Reduce unnecessary overlaps and stages  \r\n• Improve transparency and forward planning of regulatory pipelines \r\n• Ensure Level 1 measures only take effect after corresponding Level 2 measures are \r\npublished, with a reasonable implementation period for firms \r\n• Empower ESMA to manage technical reporting validation rules directly and more \r\nflexibly \r\n• Enhance the European Commission’s ability to temporarily suspend requirements \r\nand react quickly to major market events, similar to practices in other jurisdictions  \r\nBenefit: This approach would deliver faster and more coherent regulatory updates and re\r\nduce bureaucracy. Aligning the timing of Level 1 and Level 2 measures would reduce com\r\npliance complexity and avoid duplicative efforts. Granting ESMA more technical agility \r\nwould improve data quality and operational efficiency for firms. Strengthening the Commis\r\nsion’s powers to respond to market disruptions would boost the EU’s competitiveness and \r\nprovide clear frameworks for firms to operate during periods of uncertainty. The reduction \r\nof the number of Level 2 measures would contribute to the simplification and burden re\r\nduction. \r\nSeite 11 von 14 \r\n3.2 Deletion of German EMIR audit obligation \r\nProblem: Germany has imposed an EMIR audit obligation absent at EU level, creating a sig\r\nnificant extra cost and burden by that creating a potential competitive disadvantage for \r\nGerman firms.  \r\nProposal: Remove the national EMIR audit requirement  \r\nBenefit: Level playing field in the market and reduced costs for affected companies. \r\n4 Conclusion  \r\nThese proposals offer a balanced and pragmatic way to ease the regulatory burden on Europe’s \r\nreal-economy energy companies while maintaining, and in some cases improving, supervisory \r\noutcomes.  \r\nThey: \r\n• Are suitable for consideration in the context of a targeted legislative Omnibus proposal \r\non EU financial market regulation addressing regulatory burden reduction and simplifi\r\ncation of the existing framework (MiFID/MiFIR, EMIR, SFTR and related regimes) \r\n• Do not require fundamental amendments or reform of financial market regulation De\r\nliver high impact at low implementation cost  \r\nWe invite policymakers to engage with industry and supervisors to prioritise the measures with \r\nthe highest benefit-to-effort ratio.  \r\nSeite 12 von 14 \r\n5 Annex – Mapping of proposals to regulations \r\n• MiFID \r\no Exclude virtual Power Purchase Agreements (vPPAs) and state-backed CfDs for \r\nrenewable energy sources from definition of financial instruments  \r\no Clarify “group” definition for hedging, including JVs (50:50 and minority stake)  \r\no RTS6 (Algorithmic trading) exemption for non-financial firms \r\n• EMIR \r\no Simplify clearing threshold methodology (netting, shorter reference period)  \r\no Include vPPAs in hedging definition  \r\no Clarification that consequential hedges (e.g. FX hedges arising from commodity \r\nderivatives) are risk-reducing under EMIR \r\no Clarify “group” definition for hedging, including JVs (50:50 and minority stake)  \r\no Intragroup reporting exemption / central notification  \r\no Mandatory delegated (i.e. single side) reporting for NFCs  \r\no Extend “reporting entity” definition (agent lenders, tri party agents, brokers, \r\nclearing members, CCPs)  \r\no Remove hedge/spec flag requirement for ETD reporting  \r\no Art. 7d: Delete or fully delegate third country CCP clearing reporting for NFCs  \r\no (Germany) Deletion of German EMIR audit obligation \r\n• SFTR \r\no Mandatory delegated reporting (i.e. single sided) for all NFCs   \r\no Limit NFC reporting to loan data only (no collateral data)  \r\no Broader use of third-party valuations (agent lenders, tri party agents, brokers, \r\nclearing members)  \r\no Delete reconciliation fields and tolerance levels for NFCs  \r\no Limit error corrections for NFCs to live transactions only  \r\nSeite 13 von 14 \r\n• Overarching / National \r\no Reduction of static data requirements across EMIR, SFTR, MiFID/MiFIR and \r\nother frameworks  \r\no Streamlining of legislative reforms and simplification of the EU legislative pro\r\ncess  \r\no Deletion of German EMIR audit obligation \r\nSeite 14 von 14 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024835","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Verankerung von Biomethannetzgebieten im Energiewirtschaftsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ac/0b/749906/Stellungnahme-Gutachten-SG2606040021.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Hintergrundpapier Biomethan \r\nDamit die Vorgaben aus dem Gebäudemodernisierungsgesetz umgesetzt werden können, ist \r\nes notwendig, das vorhandene Biomethanpotenzial in Deutschland zu heben. Allerdings muss \r\nder Anschluss von Biomethananlagen im Einklang stehen mit der Entwicklung der Gasnetze. \r\nDas heißt, die Umstellung von Gasnetzen auf Wasserstoff und der wirtschaftliche Betrieb von \r\nGasnetzen beziehungsweise eine dafür gegebenenfalls notwendige Stilllegung von Teilnetzen \r\ndarf nicht gefährdet werden. Deswegen braucht es eine langfristig angelegte Strategie, die per\r\nspektivisch auch für Bestandsanlagen die Einspeisung ins Gasnetz sicherstellt. \r\nEine pauschale 20-jährige Vorlaufzeit für die Trennung von Anschlüssen von Biomethanerzeu\r\ngungsanlagen hält der BDEW weder für Bestands- noch für Neuanlagen für zielführend. Des\r\nwegen schlagen wir die Ausweisung von Biomethannetzgebieten auf Basis einer Biomethan\r\nstrategie vor. Dadurch würden auch Investitionen in Neuanlagen angereizt werden, da für \r\ndiese ebenfalls ein Betrieb über das Jahr 2045 hinaus sichergestellt wäre. \r\n› Die planerische Strukturierung durch Biomethannetzgebiete erübrigt spezifische Tren\r\nnungsfristen für Biomethananlagen. In ausgewiesenen Biomethannetzgebieten können \r\ndiese entfallen, sodass Planungs- und Investitionssicherheit maximal und über 2045 hin\r\naus gegeben sind. \r\n› Zugleich ist die Weiterentwicklung des Gasnetzes hinsichtlich der übrigen Pfade – Umstel\r\nlung auf Wasserstoff oder Stilllegung – gewährleistet, indem die unterschiedslose Ver\r\npflichtung zum fortdauernden Anschluss einer Biomethananlage entfällt. \r\nHintergrund \r\n› Biomethan ist ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klimaschutz\r\nziele zu erreichen. Erforderlich sind daher Regelungen, die gezielt Planungssicherheit und \r\neine langfristige Perspektive für die Erzeugung und Einspeisung von Biomethan schaffen.  \r\n› Hierbei bestehen derzeit zwei Spannungsfelder aufgrund aktueller Gesetzgebungsvorhaben: \r\nTransformation Gasnetze und Netzanschlüsse von Biomethananlagen \r\nDas Spannungsfeld besteht einerseits darin, die notwendige Transformation der Gasnetze in \r\nihrer gesamten Kaskade zu ermöglichen sowie andererseits die Investitionssicherheit für Bi\r\nomethanerzeugungsanlagen zu gewährleisten (Umsetzung EU-Gaspaket).  \r\nErhöhte Nutzung von Biomethan und wirtschaftlicher Betrieb von Gasnetzen \r\nEinerseits schafft das Gebäudemodernisierungsgesetz Anreize für den Einbau neuer, anteilig \r\nmit Biomethan betriebener Gasheizungen. Andererseits kann die parallel zunehmende Um\r\nstellung auf Wärmepumpen zu sinkenden Netzauslastungen führen, wodurch ein langfristig \r\nwirtschaftlicher Betrieb der Gasverteilnetze erschwert wird. \r\nwww.bdew.de\r\nSeite 1 von 2 \r\nHintergrundpapier Biomethan \r\n› Zentrale Instrumente zur Auflösung der Spannungsfelder sind die Erstellung einer verlässli\r\nchen Biomethanstrategie sowie die Ausweisung von Biomethannetzgebieten. \r\n› Mit einer Biomethanstrategie ist zu beantworten, aus welchen Quellen und in welchen \r\nMengen Biogas und Biomethan nachhaltig zur Verfügung gestellt werden können und wel\r\nche Regionen ein hohes Biomethanpotenzial ausweisen.  \r\n› Vorgelagert ist im EnWG bereits jetzt die Möglichkeit zur Ausweisung von Biomethannetz\r\ngebieten in den Verteilernetzentwicklungsplänen sowie dem Netzentwicklungsplan Gas/ \r\nWasserstoff zu schaffen.  \r\n› Die Ausweisung von Biomethannetzgebieten in den Verteilernetzentwicklungsplänen kann \r\nSicherheit für die Akteure über die zur Verfügung stehenden Instrumente herstellen. \r\n› Netzbetreibern wird so ermöglicht, die Weiterentwicklung ihrer Netze wirtschaftlich zu pla\r\nnen und umzusetzen.  \r\n› Gleichzeitig schaffen ausgewiesene Biomethannetzgebiete langfristige Planungs- und Inves\r\ntitionssicherheit sowohl für Bestands- als auch für Neuanlagen sowie für Verbraucher. \r\n› Die Kriterien für die Ausweisung sind unter anderem das vorhandene und perspektivische \r\nBiomasse- und Biomethanpotenzial einer Region, die Netzstruktur inkl. bereits bestehender \r\nNetzanschlüsse von Biomethanerzeugungsanlagen und die Wirtschaftlichkeit des Netzbe\r\ntriebs sowie eine Betrachtung der Verbindungen zwischen den Gebieten und in europäische \r\nNachbarländer.  \r\n› Die Kosten für Netzanschlüsse müssen zukünftig deutlich sinken. Dazu sollten strukturelle \r\nFaktoren angegangen werden. \r\n› Ohne die Ermöglichung der Ausweisung von Biomethannetzgebieten und der Beibehaltung \r\nvon langen Trennungsfristen für Biomethananlagen drohen hohe volkswirtschaftliche Kos\r\nten. Weiterhin wird die Versorgung von Industrie- und Kraftwerkskunden mit Wasserstoff in \r\nbetroffenen Netzkaskaden nur über den Neubau von Leitungen möglich. \r\nBDEW-Positionen: \r\n› Biomethan-Einspeisung effizienter gestalten | BDEW \r\n› Stellungnahme zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes | BDEW \r\n› Diskussionspapier Biomethaneinspeisung „Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in \r\nGasnetze“ | B… \r\nSeite 2 von 2 \r\nwww.bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024835","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Verankerung von Biomethannetzgebieten im Energiewirtschaftsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c8/75/793438/Stellungnahme-Gutachten-SG2606300261.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 26. Juni 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nzu den BMWE-Fragen im Nachgang \r\ndes Runden Tisches Biomethan \r\nVersionsnummer: 1.0 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 13 \r\nInhalt \r\n1 Leitplanke Regionale Steuerung ......................................................................... 3 \r\n2 Kriterien für die Ausweisung von Biomethan-Vorranggebieten .......................... 6 \r\n3 Leitplanke Kosteneffizienter Netzanschluss ........................................................ 8 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Leitplanke Regionale Steuerung \r\n• Die Überlegung, dass die Verteilernetzentwicklungsplanung, unter Berücksichtigung der \r\nNetzentwicklungsplanung, ein geeignetes Verfahren für die Ausweisung von Vorrang- \r\nbzw. Nachranggebieten sein könnte, wurde überwiegend zustimmend kommentiert. \r\nGibt es weitere Vorschläge zur konkreten Ausgestaltung des Ausweisungsverfahrens? \r\nAntwort BDEW:  \r\nDie Verteilnetzentwicklungsplanung ist das zentrale Element, um sowohl für Netzbetreiber als \r\nauch für Netzanschlusskunden und Anlagenbetreiber Rechts- und Planungssicherheit zu schaf\r\nfen. Der BDEW hat daher vorgeschlagen, dass die Verteilnetzbetreiber in ihren Verteilnetzent\r\nwicklungsplänen auch Biomethannetzgebiete ausweisen können. Es ist zu begrüßen, dass die\r\nser Vorschlag weiterverfolgt wird.    \r\nBiogas und Biomethan sind erneuerbare Energieträger. Sie sind unter Beachtung der Gasbe\r\nschaffenheit speicherbar und damit saisonal und flexibel in allen Sektoren einsetzbar. Der \r\nEnergieträger ist somit ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klima\r\nschutzziele zu erreichen. Erforderlich ist daher eine Regelung, die gezielt Planungssicherheit \r\nund eine langfristige Perspektive von mindestens 20 Jahren für die Erzeugung und Einspeisung \r\nvon Biomethan schafft.  \r\nGleichzeitig muss sichergestellt werden, dass die Weiterentwicklung der Gasnetze im Zuge der \r\nTransformation wirtschaftlich ist. \r\nDaher begrüßt der BDEW die vom BMWE vorgeschlagene regionale Steuerung über Biome\r\nthannetzgebiete. In diesen Biomethannetzgebieten erhalten Biomethan-Bestands- und Neu\r\nanlagen verlässliche Rahmenbedingungen auch über 2045 hinaus. Gleichzeitig werden die un\r\nterschiedlichen Transformationspfade der Gasnetze berücksichtigt. Ohne die Ausweisung von \r\nBiomethannetzgebieten ist zu erwarten, dass Investitionen ausbleiben und vorhandene Poten\r\nziale nicht erschlossen werden. In anderen Netzgebieten außerhalb der Biomethannetzgebiete \r\nkönnen hingegen einheitliche Trennungsregelungen zur Anwendung kommen, die eine wirt\r\nschaftliche Transformation des Gasnetzes ermöglichen.  \r\nDer BDEW lehnt daher die in § 17l Absatz 5 EnWG-E formulierte pauschale Trennungsfrist von \r\nmindestens 20 Jahren für alle Biomethanerzeugungsanlagen, die bis zum Inkrafttreten des Ge\r\nsetzes an das Gasnetz angeschlossen sind, ab, da diese die Transformation der Gasnetze er\r\nschwert. Sie unterscheidet nicht hinreichend danach, ob ein Gasnetz langfristig wirtschaftlich \r\nbetrieben werden kann. \r\nSeite 3 von 13 \r\nEine entsprechende Anpassung der vorgesehenen Anschlussregelungen in der laufenden \r\nEnWG-Novelle zur Umsetzung des EU-Gaspakets ist daher dringend erforderlich. Die Aus\r\nweisung konkreter Gebiete, in denen ein privilegierter Anschluss von Biomethanaufberei\r\ntungsanlagen rechtssicher und langfristig möglich ist, ist darin jetzt vorzusehen. Außerhalb \r\nder Gebiete sollen die allgemeinen Planungs- und Trennungsregelungen zur Anwendung \r\nkommen. Dies entspricht dem vom BMWE vorgeschlagenen Konzept zu Biomethan-Vorrang\r\ngebieten. Dadurch würde sowohl Anlagen- als auch Netzbetreibern ermöglicht, entspre\r\nchende Vorbereitungen für den Anschluss neuer Anlagen im Grundsatz bereits jetzt treffen \r\nzu können. \r\nDie zum Teil im politischen Raum geforderte Erweiterung der 20 Jahre auch auf Anlagen, die \r\nnach Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen werden, ist aus den gleichen Gründen \r\nabzulehnen. Sie ist zu pauschal und ermöglicht nicht die erforderliche Differenzierung zwi\r\nschen Biomethannetzgebieten und solchen, die anderweitig entwickelt werden (Umstellung \r\nauf Wasserstoff/Außerbetriebnahme). \r\nFür das Verfahren zur Ausweisung der Biomethannetzgebiete ist aus Sicht des BDEW folgen\r\ndes wichtig:  \r\n› Erstellung einer Biomethanstrategie mit Ausweisung von Gebieten mit hohem Biomethan\r\npotential \r\nDie Ausweisung von Biomethannetzgebieten sollte eng mit einer bundesweiten Biomethan\r\nstrategie verknüpft werden. Darin sollte das gesamte Biomethanpotenzial in Deutschland zu\r\nnächst erfasst und Regionen mit hohem Biomethanpotential als solche ausgewiesen werden.  \r\nZur Identifikation von Netzgebieten, die perspektivisch für Biomethaneinspeisung und/oder \r\nfür die Biomethanausspeisung weiterbetrieben werden können, sollten Fernleitungs- und Ver\r\nteilernetzbetreiber im Rahmen ihrer Netzplanung eine Reihe technischer, wirtschaftlicher und \r\nstruktureller Kriterien prüfen. Eine solche Prüfung ist in Gebieten, die in der Biomethanstrate\r\ngie als Regionen mit hohem Biomethanpotential eingestuft werden für die Netzbetreiber ver\r\npflichtend. Für Netzgebiete außerhalb dieser Regionen, können Netzbetreiber freiwillig eine \r\nsolche Prüfung vornehmen.  \r\nEs steht dem Gasnetzbetreiber jedoch frei ein Biomethannetzgebiet auszuweisen, auch wenn \r\nin der Biomethanstrategie die entsprechende Region nicht als Biomethanpotenzialgebiet aus\r\ngewiesen wurde oder die Biomethanstrategie noch nicht vorliegt.  \r\n› Übergeordnete Netzplanungsinstrumente neu justieren  \r\nDamit Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber Biomethan perspektivisch in ihre Netzentwick\r\nlungsplanung einbeziehen können, bedarf es neben einer verlässlichen nationalen \r\nSeite 4 von 13 \r\nBiomethanstrategie auch einer Anpassung der übergeordneten Netzentwicklungsplanungsin\r\nstrumente. Nur wenn Biomethan systematisch in den maßgeblichen Planungsprozessen be\r\nrücksichtigt wird, entsteht die erforderliche Investitions- und Planungssicherheit entlang der \r\ngesamten Wertschöpfungskette. \r\nGemäß § 15 Absatz 1 EnWG sind die Betreiber von Fernleitungsnetzen sowie die regulierten \r\nBetreiber von Wasserstofftransportnetzen verpflichtet, alle zwei Jahre – erstmals im Jahr 2025 – einen nationalen Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff zu erstellen. Nach § 15b Absatz \r\n3 EnWG basiert dieser Netzentwicklungsplan auf Szenarien, in denen neben angemessenen \r\nAnnahmen zur Entwicklung von Gewinnung, Erzeugung, Versorgung und Verbrauch von Gas \r\nund Wasserstoff insbesondere die Festlegungen der Systementwicklungsstrategie (SES) zu be\r\nrücksichtigen sind. \r\nGemäß der aktuellen SES gehen die Einspeisung und der Transport von Biomethan nicht über \r\ndie Verbindung von Insellösungen hinaus. Daher ist Biomethan bisher kein Bestandteil einer \r\nlangfristigen überregionalen Transportplanung im NEP, auch wenn die Fernleitungsnetzbetrei\r\nber im aktuellen von der BNetzA genehmigten Szenariorahmen des NEP2025 bereits auf die\r\nsen Missstand hingewiesen haben.  \r\nSoll die Nutzung von Biomethan künftig über Insellösungen hinausgehen, muss dies verbind\r\nlich in der SES abgebildet werden. Alternativ ist § 15b Absatz 3 EnWG anzupassen.  \r\n› Rechtsfolgen der Ausweisung von Biomethan-Vorranggebieten \r\nDie Ausweisung eines Biomethannetzgebiets zieht konkrete Rechtsfolgen nach sich, insbeson\r\ndere bezüglich Anschlussverpflichtungen und der Möglichkeit der Trennung eines Netzan\r\nschlusses. Neue Netzanschlüsse für Biomethanerzeugungsanlagen sollen im Grundsatz sowohl \r\ninnerhalb als auch außerhalb eines Biomethannetzgebiets in den Grenzen der wirtschaftlichen \r\nZumutbarkeit für den Netzbetreiber möglich bleiben. Der wesentliche Unterschied: Innerhalb \r\neines Biomethannetzgebiet kann und soll ein langfristiger Bestandsschutz gelten. \r\nAuch für Anschlussnehmer gilt Vertrauensschutz: Es muss gewährleistet werden, dass in aus\r\ngewiesenen Biomethan-Vorranggebieten die vertraglich vereinbarte Vorhalteleistung mit ei\r\nner verbindlichen Mindestnutzung seitens der Anlagenbetreiber einhergehen. \r\nSeite 5 von 13 \r\n2 Kriterien für die Ausweisung von Biomethan-Vorranggebieten \r\n• Als mögliche Kriterien für die Ausweisung von Vor- oder Nachranggebieten wurden Bio\r\nmethanpotential, Gasnachfrage sowie Möglichkeit der Hochspeisung ins vorgelagerte \r\nNetz zu tragfähigen Kosten diskutiert. Was wären aus Ihrer Sicht (weitere) denkbare \r\nobjektive Kriterien für die Ausweisung solcher Gebiete, die gesetzlich festgelegt werden \r\nkönnten? \r\nAntwort BDEW:  \r\nDie folgenden Kriterien schlägt der BDEW als Grundlage für die Ausweisung entsprechender \r\nBiomethannetzgebiete vor. Die genannten Kriterien sind ausdrücklich Prüfpunkte, die auch für \r\nvorgelagerte Planungsprozesse relevant sind. Es ist zu prüfen, ob Details der verschiedenen \r\nKriterien im Nachgang auf Grundlage einer Verordnungs- bzw. Festlegungskompetenz - je \r\nnach zuständigem Entscheidungsträger – geregelt werden könnten.  \r\n› Perspektivisches Biomasse- und Biomethanpotenzial \r\nDie Biomethanstrategie weist neben dem Ist-Stand auch das zukünftige Entwicklungspotenzial \r\naus, auf dessen Grundlage die Netzbetreiber die weiteren Infrastrukturrelevanten Kriterien \r\nanwenden. \r\nRelevant sind insbesondere: \r\n regionales Biomassepotenzial im Sinne der Nachhaltigkeitskriterien der RED II / III ge\r\nmäß Festlegung der Biomassestrategie \r\n Biomethanentwicklung/-ziele angrenzender Staaten und der resultierende Transportbe\r\ndarf im Netzgebiet \r\n Perspektivische Importmengen \r\n› Bestehendes Biomethanpotenzial im Netzgebiet \r\nEin wesentliches Kriterium ist das bereits vorhandene Biomethanpotenzial innerhalb eines \r\nNetzgebietes. \r\nDabei sollten insbesondere folgende Aspekte berücksichtigt werden: \r\n Anzahl der bestehenden Biomethanerzeugungsanlagen, die derzeit in das Gasnetz ein\r\nspeisen \r\n Höhe der aktuell eingespeisten Biomethanmengen \r\n Anzahl und Leistung von Biogasanlagen, die derzeit Strom erzeugen, aber perspektivisch \r\nauf Biomethaneinspeisung umgestellt werden könnten  \r\nSeite 6 von 13 \r\n Importmengen \r\n› Infrastruktur und Netzintegration \r\nFür die Ausweisung soll ebenfalls geprüft werden, ob die notwendige Infrastruktur vorhanden \r\nund langfristig verfügbar ist. \r\nInsbesondere sollten folgende Kriterien berücksichtigt werden: \r\n Es stehen Leitungsabschnitte von Fernleitungs- oder Gasverteilernetzen zur Verfügung. \r\n Die für Einspeisung, Verteilung und Transport von Biomethan relevanten Leitungsab\r\nschnitte stehen nicht in Konkurrenz zur Umstellung auf Wasserstoff oder von Stillle\r\ngungsplänen im Rahmen nationaler oder europäischer Netzentwicklungspläne und \r\nVNEPs.  \r\n Die vorhandene Netzkapazität ist ausreichend, um die regional verfügbaren Biomethan\r\nmengen aufzunehmen.  \r\n Netzverstärkungen bzw. sonstige Netzentwicklungsmaßnahmen können grundsätzlich \r\nberücksichtigt werden, sind jedoch in eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung einzubezie\r\nhen. \r\n Eine langfristige Anbindung an vorgelagerte Netze und/oder an Speicheranlagen ist vor\r\nhanden oder kann hergestellt werden (Verweis auf NEP).  \r\n Die Auslastung der Infrastruktur ist aus aktueller Sicht langfristig sichergestellt. \r\n Vereinbarkeit mit kommunaler Wärmeplanung bzw. konkreter Bedarfsabfragen und re\r\ngionalen Infrastrukturstrategien. \r\n› Wirtschaftlichkeit und Kostenstruktur \r\nEin zentrales Kriterium ist die wirtschaftliche Tragfähigkeit des Netzbetriebs. Dabei sollten un\r\nter anderem folgende Aspekte betrachtet werden: \r\n Bestehende Netzkosten auf Basis der von der Bundesnetzagentur anerkannten Kosten \r\n Zukünftige Investitions- und Betriebskosten für bestehende Biomethaneinspeiseanlagen \r\nbzw. Anlagen im Prozess des Anschlussbegehrens \r\n Auswirkungen von Inflation und Preisentwicklungen auf Investitionskosten \r\n Alter und Zustand der bestehenden Netzinfrastruktur \r\n Zusätzliche Kosten durch technische Anforderungen oder Redundanzen (Netzverstär\r\nkende Maßnahme) \r\nSeite 7 von 13 \r\nZur Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit könnte geprüft werden, ob eine Obergrenze der Kos\r\nten pro Menge Biomethan eingeführt werden sollte. Für die Ausgestaltung der Obergrenze \r\nsollte nicht die heutige Netzentgeltsystematik der Gasversorgung herangezogen werden.  \r\n› Nachfrage \r\nEin Assessment der Nachfrage nach Biomethan sollte Bestandteil der nationalen Biomethan\r\nstrategie sein. Die Ausweisung eines Biomethannetzgebietes ist nicht unmittelbar von dem \r\nBedarf in der Region abhängig. Im BDEW-Ansatz besteht weiterhin die Möglichkeit des Trans\r\nports in einem verknüpften deutschen und europäischen Methannetz sowie der Speicherung.  \r\n3 Leitplanke Kosteneffizienter Netzanschluss \r\nEin Teil der vorgenannten Aspekte wirkt bereits unmittelbar auch auf die Ausgestaltung eines \r\nkosteneffizienten Netzanschlusses. Die Ausweisung von Vorranggebieten ist eine zentrale Vo\r\nraussetzung für kosteneffiziente Netzanschlüsse.  \r\nGrundsätzlich müssen aus Sicht des BDEW strukturelle Faktoren angegangen werden, um die \r\nKosten für Anschlüsse zukünftig deutlich zu senken. Statt allein auf Entfernungen zwischen An\r\nlagen und Netzen abzustellen, sollten zunehmend die tatsächlichen Anschluss- und System\r\nkosten berücksichtigt werden. Diese können sinken, wenn Verfügbarkeiten flexibel verhandelt \r\nwerden können, Redundanzen reduziert werden und eine zunehmende Standardisierung er\r\nfolgt. So entstünden etwa bei räumlicher Bündelung (Clusterbildung) und damit einhergehen\r\nder Vermeidung ineffizienter Einzelanschlüsse wirtschaftlich tragfähige Anschlusskonstellatio\r\nnen. Hierzu sollten die entsprechenden Rahmenbedingungen geschaffen werden. \r\n• Diskutiert wurde die Option, dem Anlagenbetreiber grundsätzlich die Möglichkeit ein\r\nzuräumen, den Netzanschluss selbst herstellen zu können.  \r\no Welche konkreten Schritte sollte der Anlagenbetreiber in diesem Fall Ihrer An\r\nsicht nach selbst vornehmen dürfen; welche Schritte sollten beim Netzbetreiber \r\nverbleiben? \r\nDie Antwort hierauf hängt zunächst davon ab, wie der Netzanschluss definiert wird. Nach der\r\nzeitigem Verständnis (§ 32 GasNZV) umfasst der Netzanschluss  - \r\ndie Verbindungsleitung, die die Biogasaufbereitungsanlage mit dem bestehenden Gasver\r\nsorgungsnetz verbindet,  - - - \r\ndie Verknüpfung mit dem Anschlusspunkt des bestehenden Gasversorgungsnetzes,  \r\ndie Gasdruck-Regel-Messanlage sowie  \r\ndie Einrichtungen zur Druckerhöhung und die eichfähige Messung des einzuspeisenden \r\nBiogases. \r\nSeite 8 von 13 \r\nAufgeschlüsselt werden hierzu (Stand heute) folgende Komponenten je nach konkreter \r\nAnschlusssituation, Anschlusskonzept und Netzebene benötigt:  - - - - - - \r\nAnschluss-/Verbindungsleitung inkl. Armaturenstation und Einbindung, \r\nKonditionierungsanlage, \r\nEinrichtungen zur Druckerhöhung (Annahme: Redundante Auslegung i.V.m. § 33 Abs. 2 \r\nGasNZV), \r\nübrige Bestandteile der Biogas-Einspeiseanlage, wie z.B. Gasdruckregel- und Messanlagen \r\ninkl., Grundstücke und Gebäude sowie ggf. Odorierung. \r\nRückverdichtung, \r\nDe-Odorierung. \r\nBei der Einspeisung in Hochdruck-Netze mit nachgelagerten Speichern oder bei grenzüber\r\nschreitenden Transporten sind u.U. weitere technische Anlagen zur Reduzierung des Sauer\r\nstoffs und zur Entfernung von enthaltenem Schwefel notwendig. \r\nGrundsätzlich besteht mit den derzeit noch geltenden und angewendeten Regelungen zum \r\nNetzanschluss ein bewährtes System. Im Sinne einer kosteneffizienten Erstellung von Netzan\r\nschlüssen kann jedoch als relevante Alternative durchaus erwogen werden, dass der An\r\nschlussnehmer den Netzanschluss oder Teile hiervon herstellt. Ausschlaggebend hierfür soll\r\nten letztlich wirtschaftliche Aspekte sein. Wäre die Herstellung durch den Anlagenbetreiber \r\neffizienter und kostengünstiger, könnte er dementsprechend mehr Verantwortung überneh\r\nmen. Wichtig wäre dabei jedoch, dass die Sicherheit des Netzes nicht gefährdet werden \r\ndürfte. Bei der Herstellung des Netzanschlusses müssten technisch notwendige Kriterien für \r\nden Netzanschluss selbst sowie die technischen Anschlussbedingungen des Netzbetreibers \r\neingehalten und ein gemeinsames Betriebskonzept abgestimmt werden.  \r\nEs wäre zudem wichtig, eine klare Schnittstelle zwischen der Biogasaufbereitungsanlage, den \r\nVerbindungsleitungen und der Biogaseinspeiseanlage klar zu definieren. Ebenso eindeutig \r\nmüssten das Eigentum und die Betreiberverantwortung hinsichtlich der jeweiligen Komponen\r\nten geklärt sein. Je mehr der Betrieb des Netzanschlusses bzw. einzelner Komponenten Ein\r\nfluss auf das Netz und dessen Sicherheit hat, desto eher sollte der Betrieb beim Netzbetreiber \r\nliegen. Solche Komponenten, die technisch notwendig in die Sphäre des Gasnetzes fallen, soll\r\nten demnach auch weiterhin in der Verantwortung des Netzbetreibers liegen und damit auch \r\ndurch den Netzbetreiber hergestellt und betrieben werden:  - \r\nDie Aufgaben Messen, Odorieren und Konditionieren (G685) sollten, wie auch beim Netz\r\nzugang geregelt (vgl. BNetzA-Festlegung ZuBio (BK7-24-01-010)), beim Netzbetreiber ver\r\nbleiben, da sie Bestandteil der Netzführung sind. \r\nSeite 9 von 13 \r\n- \r\nDie Aufgaben Transportieren (Leitungsbau zwischen Biogasaufbereitungs- und Biogasein\r\nspeiseanlage) und Verdichten (Druckerhöhung) könnte grundsätzlich auch durch Anlagen\r\nbetreiber wahrgenommen werden. Die Assets und die Betreiberverantwortung sollten \r\ndann auch beim Anlagenbetreiber liegen.  \r\nIn dem Fall, dass der Anlagenbetreiber mehr Verantwortung übernähme, wäre die Kostentra\r\ngung zu klären. Kosten, die beim Netzbetreiber anfielen, müssten nach wie vor bundesweit \r\nwälzbar bleiben. \r\no Wie sollte Eigentum am Netzanschluss geregelt werden? \r\nAktuell regelt § 33 Abs. 1 Satz 4 GasNZV i.V.m. § 118 Abs. 4 EnWG, dass der Netzanschluss im \r\nEigentum des Netzbetreibers steht.  \r\nWie dies künftig ausgestaltet werden soll, hängt zunächst mit der Frage zusammen, wie mit \r\nden, im Zusammenhang mit dem Eigentum stehenden Kosten umgegangen würde. Werden \r\ndiese geteilt? Wären sie wie bislang über eine Umlage wälzbar? Der BDEW geht davon aus, \r\ndass die Kosten weiterhin von den Netzbetreibern gewälzt werden können. Wie würden Kos\r\nten, die beim Netzbetreiber lägen, in der Regulierung anerkannt? Als Kosten, die nicht dem \r\nEffizienzvergleich unterliegen? Wie wäre der Netzanschluss als Teil des Netzes – hätte der \r\nNetzbetreiber Eigentum hieran – regulatorisch einzuordnen? \r\nWie dies künftig geregelt werden soll, hängt im Weiteren auch von der vorstehenden Frage \r\nab, wer den Netzanschluss oder Teile davon herstellt und betreibt.   \r\no Es wurde angesprochen, dass eine klare Definition der Einspeiseanlage erforder\r\nlich sei. Wie sollte dies aus Ihrer Sicht ausgestaltet sein?  \r\nDie Einspeiseanlage umfasst die technischen Komponenten des Netzanschlusses (die Verbin\r\ndungsleitungen damit ausgenommen) und soweit erforderlich die Vorrichtungen zur Konditio\r\nnierung des aufbereiteten Biogases. Darin wird in erster Linie der notwendige Druck \r\n(Pmin/Pmax) erzeugt (aus der Aufbereitungsanlage kommend), um der vorhandenen Drucksi\r\ntuation im Netz zu entsprechen. Bestandteile der Einspeiseanlage sind z.B. Gasdruckregel- und \r\nMessanlagen (inkl.  Grundstücke und Gebäude) sowie ggf. Einrichtungen zur Odorierung. \r\no Welchen sonstigen Regelungsbedarf sehen Sie im Falle der Herstellung eines \r\nNetzanschlusses durch den Anschlussnehmer? \r\nSiehe oben. In diesem Zusammenhang wären zwingend Fragen des Eigentums, der Kostentra\r\ngung und der Verantwortlichkeiten hinsichtlich des Betriebs zu regeln, ebenso wie Haftungs\r\nfragen.  \r\nSeite 10 von 13 \r\no Sehen Sie einen Schwellenwert (Einspeisemenge), ab dem der Netzbetreiber die \r\nKosten für netzverstärkende Maßnahmen tragen sollte? Bitte um Begründung.  \r\nDer BDEW möchte hier auf den ausführlichen Vorschlag aus seinem Positionspapier aus dem \r\nvergangenen Jahr verweisen: Biomethan-Einspeisung effizienter gestalten | BDEW \r\nZu spezifizieren wäre, was mit netzverstärkenden Maßnahmen gemeint ist.  \r\nDie konkrete Einspeisemenge ist Gegenstand eines Einspeisevertrags, der den Vorgaben den \r\nBNetzA-Festlegung ZuBio genügen müsste. Die Verfügbarkeit des Netzanschlusses (siehe über\r\nnächste Frage) hat hierauf nur einen mittelbaren Einfluss. \r\nSeit dem 1. Januar 2026 gilt ein neues Zugangsregime nach der BNetzA-Festlegung ZuBio. Mit \r\ndieser Festlegung werden nach den Ausführungen der BNetzA die Vorgaben der Art. 20 und \r\n36 Gas-VO aufgegriffen und konkretisiert. Nicht geregelt ist darin eine mit § 34 Abs. 2 Satz 3 \r\nGasNZV vergleichbare Verpflichtung zur Durchführung kapazitätserhöhender Maßnahmen. \r\nDas bedeutet, in Fällen, in denen das Netz zukünftig keine ganzjährige Einspeisung gewährleis\r\nten kann, kann der Netzbetreiber gemäß ZuBio entsprechend eingeschränkte Kapazitätspro\r\ndukte anbieten. Er ist hieraus nicht per se zu zusätzlichen Maßnahmen verpflichtet. \r\nZusammengefasst geben Art. 20 und 36 Gas-VO den Netzbetreibern auf, Verfahren und Rege\r\nlungen zu entwickeln und Investitionen vorzunehmen, um verbindliche Kapazitäten für den \r\nNetzzugang zu gewährleisten. Beide Vorschriften lassen aber auch Beschränkungen des Netz\r\nzugangs zu, unter anderem im Sinne der wirtschaftlichen Effizienz. Die BNetzA kann dies als \r\nzuständige Regulierungsbehörde in einem entsprechenden Verfahren regeln. Dies hat sie mit \r\nihrer am 1. Januar 2026 in Kraft getretenen Festlegung ZuBio auch bereits umgesetzt, wonach \r\nvorhandene Kapazitätsprodukte zugeteilt werden können. Jedoch dürfen hierdurch keine un\r\nangemessenen Hindernisse für den Markteintritt errichtet werden. Trägt der Anschlussneh\r\nmer die Kosten für etwaige Investitionen, ist eine Beschränkung der Kapazität ebenfalls nicht \r\nzulässig. \r\no Welcher Schwellenwert (Einspeisemenge) für netzverstärkende Maßnahmen \r\nwäre geeignet, um Anreize für Clusterbildung zu setzen? \r\nDer BDEW möchte hier auf den ausführlichen Vorschlag aus seinem Positionspapier aus dem \r\nvergangenen Jahr verweisen: Biomethan-Einspeisung effizienter gestalten | BDEW \r\n• Bedarf es Ihrer Einschätzung nach einer Unter-/Obergrenze für die Verfügbarkeit des \r\nNetzanschlusses? Wenn ja, wo sollte diese liegen und warum?  \r\nAktuell müssen Netzanschlüsse die Vorgabe des § 33 Abs. 2 Satz 1 GasNZV erfüllen, wonach \r\ndie Verfügbarkeit mindestens zu 96 % (bezogen auf das Kalenderjahr) sicherzustellen ist. Eine \r\nAnpassung dieser Maßgabe kann einen Beitrag zu einer höheren volkswirtschaftlichen \r\nSeite 11 von 13 \r\nEffizienz und auch im Sinne von kostengünstigeren Alternativen liefern. So ist zu diskutieren, \r\nwie die dauerhafte Verfügbarkeit des Netzanschlusses durch flexible, aber planbare Ansätze, \r\ndie regionale Bedarfe stärker einbeziehen, abgelöst werden kann. Ein Ansatz könnten indivi\r\nduell vertraglich zu verhandelnde Verfügbarkeiten sein. Nachteile durch eine geringere Ver\r\nfügbarkeit müssten kompensiert werden. \r\nDie Betreiber einer Biogasanlage streben einen über das Jahr möglichst gleichmäßigen Betrieb \r\nder Anlage und eine weitestgehend konstante Nutzung des Netzanschlusses an. Damit soll ein \r\nwirtschaftlicher Betrieb der Biogasanlage gewährleistet werden. Das bisherige Abstellen auf \r\ndas Kalenderjahr entspricht dabei abrechnungsrelevanten Erfordernissen.  \r\nZu beachten ist, dass die Verfügbarkeit des Netzanschlusses keine Aussage über die verfügba\r\nren Kapazitäten im Netz trifft. Diese sind durch den Netzbetreiber gegenüber dem Einspeiser \r\n(von Biogas) zur Verfügung zu stellen und durch diesen nach den Regeln der BNetzA-Festle\r\ngung ZuBio zu buchen. \r\nEine Untergrenze wäre womöglich erreicht, wenn der wirtschaftlich effiziente Betrieb der Bio\r\ngasanlage nicht mehr gewährleistet wäre. Eine Obergrenze wäre dann erreicht, wenn die Ka\r\npazitäten des Netzes (gemäß den Vorgaben der BNetzA-Festlegung ZuBio) ausgeschöpft wä\r\nren.  \r\n• Braucht es Regelungen, um ein besseres Verhandlungsgleichgewicht zwischen Netzbe\r\ntreiber und Anlagenbetreiber sicherzustellen? \r\nFlankierende Regelungen können zu mehr Rechtssicherheit beitragen. \r\n• Das 96-%-Prozent-Kriterium wird als starker Kostentreiber für die Netzanschlüsse ange\r\nsehen. Wäre aus Ihrer Sicht ein Verzicht auf bzw. eine stärkere Flexibilisierung des Krite\r\nriums denkbar und wenn ja, unter welchen Voraussetzungen? \r\nEin noch stärkerer Kostentreiber dürfte in einem Ausbau der Netze zu sehen sein, um Kapazi\r\ntäten für die Einspeisung von Biogas zu schaffen, siehe dazu bereits zuvor. Neben der Verfüg\r\nbarkeit des Netzanschlusses (96%) hat der Netzbetreiber nach aktueller Rechtslage (§ 118 Abs. \r\n4 EnWG i.V.m. § 33 Abs. 6 Satz 4 GasNZV) dem Anlagenbetreiber vertraglich eine bestimmte \r\ngarantierte Mindesteinspeisekapazität zuzusichern, die bei der Errichtung des Netzanschlusses \r\nzu Grunde zu legen ist.  \r\nEine Flexibilisierung wäre hier durchaus erwägenswert, um kosteneffizientere Netzanschlüsse \r\nrealisieren zu können.  \r\nZeigen sich etwa bereits im Rahmen der Netzanschlussprüfung, insbesondere vor dem Hinter\r\ngrund der anstehenden Transformation der Netze, zu erwartende Kapazitätsengpässe, die ei\r\nner ganzjährigen Einspeisung entgegenstünden, wären beispielsweise verbindliche \r\nSeite 12 von 13 \r\nunterjährige (saisonale) Einspeise-Kapazitätsbuchungen zur Vermeidung einer kostenintensi\r\nven Rückverdichtung zu diskutieren. Dabei ist zu berücksichtigen, dass Anlagenbetreiber lang\r\nfristige Planungssicherheit benötigen, um einen tragfähigen Business Case darstellen zu kön\r\nnen.  \r\nAnsonsten sei auch diesbezüglich nochmals der Hinweis auf die bereits erlassene BNetzA-Fest\r\nlegung ZuBio erlaubt, wonach die Netzbetreiber verbindliche Kapazität für den Zugang der an \r\nihr Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen zu gewährleisten haben (für Fernleitungsnetzbe\r\ntreiber wird dabei auch Bezug auf die BNetzA-Festlegung „KASPAR“ (BK7-18-052) genommen.  \r\nSeite 13 von 13 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024885","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum EEG 2027 für einen planbaren, kosteneffizienten und netzverträglichen Ausbau erneuerbarer Energien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bf/8a/840094/Stellungnahme-Gutachten-SG2609090017.pdf","pdfPageCount":125,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 125 \r\nInhalt \r\n1. Einleitung .......................................................................................................... 18 \r\n2. Regelungen zu den Ausbaupfaden und Ausschreibungsvolumina Erneuerbarer \r\nEnergien ............................................................................................................ 20 \r\n2.1 Anpassungen des Ausschreibungspfades für Windenergieanlagen an Land  \r\n(§ 28 EEG)  sowie Ausschreibungsvolumen und Gebotstermine für \r\nResilienzausschreibungen  (§ 28a EEG) ..................................................................... 20 \r\n2.2 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des ersten  \r\nSegments  (§ 28a EEG) ............................................................................................... 21 \r\n2.3 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des zweiten  \r\nSegments (§ 28b EEG) ................................................................................................ 23 \r\n2.4 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Biomasseanlagen (§ 28c EEG) ......... 23 \r\n2.5 Streichung der Ausschreibungsvolumina für Biomethananlagen (§ 28d EEG) ......... 23 \r\n2.6 Änderungen der Regelungen für Ausschreibung für Wasserstoff (§§ 28f, 28g EEG) 24 \r\n3. Künftige Finanzierung des Ausbaus Erneuerbarer Energien ................................ 25 \r\n3.1 Generelle Hinweise zur „Netzbetreiberabnahme“ .................................................... 25 \r\n3.1.1 Änderung der Vermarktungsoptionen im EEG 2027 gemäß dem Regierungs- \r\nentwurf vom 29. Juli 2026 ......................................................................................... 29 \r\n3.1.2 BDEW-Forderungen hinsichtlich der Vermarktungsoptionen nach dem EEG 2027 .. 31 \r\n3.2 Befristete Förderung von Neuanlagen unter 50 kW, 25 kW und 7 kW im Sinne der \r\nNetzbetreiberabnahme als “befristete Übergangszahlung” ..................................... 33 \r\n3.3 Kein Förderausschluss für Wasserkraft-Anlagen kleiner 25 kW ................................ 35 \r\n3.4 Unentgeltliche Abnahme ........................................................................................... 35 \r\n3.5 Ausfallvergütung und deren Streichung im Gesetzentwurf ...................................... 36 \r\n3.6 Förderung von Ausgeförderten Anlagen durch die Netzbetreiberabnahme ............ 38 \r\n4. Änderungen bei der Direktvermarktung von EEG-Anlagen .................................. 38 \r\n4.1 Abgrenzung zu anderen Veräußerungsformen ......................................................... 38 \r\n4.2 Geltendmachung der Inanspruchnahme einer Marktprämie ................................... 39 \r\n \r\n Seite 3 von 125 \r\n \r\n4.3 Keine Marktprämie mehr für Anlagen bis 25 kW und Einführung eines \r\nDirektvermarktungsbonus von 1,5 Cent/kWh befristet für vier Jahre \r\n(§ 20 und § 50c EEG-RegE) ......................................................................................... 40 \r\n4.4 Änderungen bei den Anforderungen zur marktorientierten Steuerung (§ 10b EEG) 42 \r\n4.5 Vertragliche Vorgaben zur Direktvermarktung gem. § 10b Abs. 7 EEG .................... 44 \r\n4.6 Neue Festlegungskompetenz der BNetzA zur Umsetzbarkeit der kleinen \r\nDirektvermarktung ..................................................................................................... 45 \r\n5. Ausstieg aus der Förderung und Abschöpfung .................................................... 45 \r\n5.1 Grundlegende BDEW-Forderungen ........................................................................... 45 \r\n5.2 Zahlungspflicht in der sonstigen Direktvermarktung ................................................ 49 \r\n5.3 Änderungen bei der Abschlagszahlungspflicht nach § 26 EEG .................................. 49 \r\n6. Änderungen bei der Negative-Preise-Regelung in § 51 EEG samt Übergangs- \r\nregelung in § 101 EEG-RefE ................................................................................ 50 \r\n6.1 Änderungen in § 51 EEG ............................................................................................ 50 \r\n6.2 Änderungen in § 51a EEG .......................................................................................... 52 \r\n6.3 Hinweise zu § 100 Abs. 47 EEG 2023 ......................................................................... 52 \r\n6.4 Neue Übergangsregelung in § 101 EEG-RegE ............................................................ 53 \r\n7. Änderungen bei den Sanktionen nach §§ 52 und 52a EEG ................................... 54 \r\n7.1 Änderungen in § 52 EEG ............................................................................................ 54 \r\n7.1.1 Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 ............................................................... 54 \r\n7.1.2 Ergänzung eines § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG (Verstoß gegen § 36h Abs. 3 Satz 2 EEG) ... 54 \r\n7.1.3 Klarstellungen in § 52 Abs. 3 Nr. 3 EEG-RegE ............................................................ 55 \r\n7.2 BNetzA Kontrolle der Netztrennbefugnis nach § 52a EEG ........................................ 55 \r\n8. Ausgestaltung des Refinanzierungsbeitrags ........................................................ 57 \r\n9. Technische Vorgaben nach § 9 EEG .................................................................... 59 \r\n9.1 Ablehnung einer pauschalen Reduktion der Wirkleistungseinspeisung auf  \r\n50 Prozent nach § 9 Abs. 2b EEG für Solaranlagen bis 100 kWp ............................... 59 \r\n \r\n Seite 4 von 125 \r\n \r\n9.2 Änderungen zu „Nulleinspeisungsanlagen“ .............................................................. 60 \r\n9.3 Wirkleistungsbegrenzung im Kleinanlagensegment auch bei Direktvermarktung ... 60 \r\n9.4 Weitere Hinweise zu § 9 EEG 2023 ............................................................................ 61 \r\n9.5 Einbeziehung von KWK-Anlagen, Ausschluss von EE-Speichern ............................... 62 \r\n10. Änderungen zur kommunalen Beteiligung nach § 6 EEG ..................................... 62 \r\n10.1 „Fiktive Strommengen“, tatsächlich eingespeiste Strommengen und tatsächlich  \r\nerzeugte Strommengen ............................................................................................. 62 \r\n10.2 Anhebung der Beträge zur finanziellen Beteiligung der Kommunen am Ausbau ..... 65 \r\n10.3 Neue Überwachungsbefugnis der BNetzA in § 85 EEG ............................................. 66 \r\n10.4 Redaktionelle Anpassungen in § 6 EEG-RegE ............................................................ 67 \r\n11. Änderungen zu Wasserkraft ............................................................................... 68 \r\n12. Änderungen zu Windenergie .............................................................................. 68 \r\n12.1 Streichung der Berechtigung der Bundesnetzagentur zur Anpassung des  \r\nAusschreibungsvolumens gem. § 28 Absatz 3a EEG 2023 ......................................... 68 \r\n12.2 Änderung des Höchstwertes nach § 36b EEG ............................................................ 69 \r\n12.3 Begrenzung von Entgelten zur Nutzung von Grundstücken zur Errichtung und zum  \r\nBetrieb von Windenergieanlagen an Land (§ 36d EEG-RegE) ................................... 69 \r\n12.4 Fristverlängerung hinsichtlich EEG-Pönalen und Erlöschen des Zuschlags aufgrund   \r\nbehördlich bedingter Verzögerungen ........................................................................ 71 \r\n12.5 Änderung von § 36f EEG ............................................................................................ 72 \r\n12.6 Änderungen in § 36h EEG .......................................................................................... 72 \r\n12.6.1 Einfügung eines neuen § 36h Abs. 3 Satz 2 (neu) für die Vorlage der  \r\nErtragsgutachten ........................................................................................................ 72 \r\n12.6.2 Erhöhung des Korrekturfaktors für den Gütefaktor von 50 Prozent sowie \r\nweitergehende Änderungen am Referenzertragsmodell in § 36h EEG ..................... 73 \r\n12.7 Änderung von § 36i EEG 2023 ................................................................................... 75 \r\n12.8 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Einführung einer temporären Süd-Quote in  \r\nden regulären EEG-Ausschreibungen ........................................................................ 76 \r\n \r\n Seite 5 von 125 \r\n \r\n12.9 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Anpassung der Länderöffnungsklausel  \r\ngem. § 22b  Abs. 6 EEG .............................................................................................. 78 \r\n12.10 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Ergänzung eines § 6 Abs. 6 EEG 2023 mit  \r\neiner Transparenzregelung ........................................................................................ 79 \r\n12.11 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Duldungspflichten auf private Flächen \r\nausweiten (§§ 11a, 11b EEG) ..................................................................................... 80 \r\n12.12 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Anpassung der „Innerparkverschattung“  \r\nbeim   Referenzertragsmodell nach § 36h EEG ......................................................... 81 \r\n13. Änderungen in § 5 EEG für grenzüberschreitende Ausschreibungen für  \r\nOffshore-Wind-Kooperationsprojekte ................................................................ 81 \r\n14. Änderungen zu Solarstrom ................................................................................. 83 \r\n14.1 Änderungen bei der leistungsseitigen Zusammenfassung von Solaranlagen \r\nin § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 ................................................................................... 83 \r\n14.1.1 Änderungen in § 24 Abs. 1 Satz 3 und 4 EEG ............................................................. 83 \r\n14.1.2 Klarstellung der Nicht-Zusammenfassung von Steckersolaranlagen nach \r\n§ 24 Abs. 1 Satz 5 EEG ................................................................................................ 83 \r\n14.1.3 Änderungen in § 24 Abs. 2 EEG ................................................................................. 84 \r\n14.2 Änderung der maximalen Gebotsgröße .................................................................... 86 \r\n14.3 Änderungen bei den naturschutzfachlichen Anforderungen für Solar-Freiflächen- \r\nanlagen ....................................................................................................................... 86 \r\n14.3.1 Zu den Änderungen in § 37 Abs. 1a und § 38 Abs. 2 EEG 2023 ................................. 86 \r\n14.3.2 Zu der Anwendbarkeit der Änderungen in § 37 Abs. 1a EEG 2023 auf Anlagen  \r\nin der gesetzlichen Förderung ................................................................................... 87 \r\n14.4 Entfall der Notwendigkeit einer Zahlungsberechtigung nach § 38 EEG 2023 ........... 87 \r\n14.5 Entfall der Übertragung von Zuschlägen (§ 54 Abs. 2 EEG-RegE).............................. 90 \r\n14.6 Höchstwert für Solaranlagen des ersten Segments nach § 37b EEG ........................ 91 \r\n14.7 Besondere Solaranlagen ............................................................................................ 92 \r\n14.7.1 Beibehaltung eines gesonderten Segments und gesonderten Höchstwertes für \r\nbesondere Solaranlagen und Einführung eines Bonus für Agri-PV und Moor-PV .... 92 \r\n \r\n Seite 6 von 125 \r\n \r\n14.7.2 Festlegungskompetenz von Anforderungen an besondere Solaranlagen ................ 94 \r\n14.7.3 Anforderungen an Agri-PV mit dem bestehenden Agrarrecht synchronisieren ....... 95 \r\n14.8 Erstattungspflicht des Projektsicherungsbeitrags (§ 38d EEG) ................................. 95 \r\n14.9 Höchstwert für Solaranlagen des zweiten Segments nach § 38e EEG-RegE ............. 96 \r\n14.10 Ersetzung von Solaranlagen des ersten und des zweiten Segments \r\n(§§ 38b und 38h EEG-RegE) ....................................................................................... 96 \r\n14.11 Streichung von § 48 Abs. 2 EEG 2023 ........................................................................ 96 \r\n15. Änderungen bei Biomasseanlagen ..................................................................... 97 \r\n15.1 Änderungen in § 39f EEG ........................................................................................... 97 \r\n15.2 Anhebung des Maisdeckels von aktuell 25 Prozent auf 30 Prozent (§ 39i EEG) ....... 98 \r\n15.3 Änderungen bei der Förderung von Flexibilitäten nach §§ 50 ff. EEG-RegE ............. 98 \r\n16. Deponiegas, Klärgas, Grubengas ........................................................................ 99 \r\n17. Resilienzausschreibungen .................................................................................. 99 \r\n17.1 Ausschreibungsvolumen der Resilienzausschreibungen (§ 28e EEG) ....................... 99 \r\n18. Änderungen hinsichtlich Herkunftsnachweisen (§ 79 EEG) ................................ 100 \r\n18.1 Herkunftsnachweise bei der Abgrenzungs- bzw. Pauschaloption ........................... 100 \r\n18.2 Generelle Änderungsnotwendigkeit im EEG im Falle der Speichermischnutzung .. 102 \r\n19. Einstellung des Regionalnachweisregisters (§ 79a EEG) und der regionalen \r\nGrünstromkennzeichnung (§ 42 Abs. 5 EnWG) .................................................. 102 \r\n20. Klarstellung des Doppelvermarktungsverbots für RFNBO-Nachweise (§ 80 EEG) 103 \r\n21. Änderungen hinsichtlich der Clearingstelle EEG/KWKG .................................... 104 \r\n22. Streichung der VO-Ermächtigung zur Regelung der Eigenschaften für Grünen \r\nWasserstoff (§ 93 EEG) ..................................................................................... 104 \r\n23. Übergangsregelungen (§ 100) .......................................................................... 104 \r\n23.1 Grundlegende Anmerkungen zur Übergangsregelung ............................................ 104 \r\n23.2 Anwendbarkeit von § 10c EEG 2023 auch auf Bestandsanlagen ............................ 105 \r\n \r\n Seite 7 von 125 \r\n \r\n23.3 Weitere Bestimmungen für bestehende Anlagen nach § 101 EEG-RegE ................ 105 \r\n23.4 Übergangsbestimmungen für Windenergieausschreibungen im Jahr 2027 nach \r\n § 103 RegE ............................................................................................................... 105 \r\n24. Beihilferechtlicher Vorbehalt nach § 104 EEG-RegE .......................................... 106 \r\n24.1 Grundlegende Anmerkungen zum § 104 EEG-RegE ................................................ 106 \r\n24.2 Anwendbarkeit der Regelungen aus dem „Solarpaket 2024“ trotz beihilfe- \r\nrechtlichem Vorbehalt ............................................................................................. 107 \r\n25. Anmerkungen zu Anlage 1 ............................................................................... 109 \r\n26. Juristische Anmerkungen zu Einzelfragen im EEG ............................................. 109 \r\n26.1 Klarstellung bei der Mitteilung des Einspeiseortes, § 8b EEG ................................. 109 \r\n26.2 Weitere Änderungen an § 10b EEG 2023 ................................................................ 110 \r\n26.2.1 Klarstellung der Geltung von § 10b Abs. 2 EEG auch für Bestandsanlagen ............ 111 \r\n26.3 Klarstellung der Verweisung für „MiSpeL“-Speicher“ ............................................. 111 \r\n26.4 Klarstellung der Anwendung der Ausfallvergütung für Bestandsanlagen ............... 112 \r\n26.5 Definition bestimmter Leistungsschwellen in neuen EEG-Regelungen .................. 113 \r\n26.6 Änderungen in § 52 EEG 2023 ................................................................................. 114 \r\n26.6.1 Im Regierungsentwurf vorgesehene Änderungen in § 52 EEG 2023 ...................... 114 \r\n26.6.2 Weitere notwendige Präzisierungen innerhalb von § 52 EEG 2023 ........................ 114 \r\n26.6.3 Zeitliche Begrenzung der rückwirkenden Korrektur der Sanktionen ...................... 116 \r\n26.7 Gesetzgeberische Klarstellung der Höhe der Biomasse-Anschlussförderung \r\nnach § 39g Abs. 6 EEG 2023 und Vorgängerregelungen ......................................... 116 \r\n26.8 § 21b EEG: Direktbelieferung der Industrie vereinfachen ....................................... 117 \r\n26.9 Ausweitung des § 83 EEG: Ausnahmecharakter des einstweiligen   \r\nRechtsschutzes wahren ........................................................................................... 118 \r\n27. Änderungen des Messstellenbetriebsgesetz (Artikel 3) ..................................... 118 \r\n28. Änderungen in der Erneuerbare-Energien-Verordnung (Art. 4) ......................... 121 \r\n29. Juristische Änderungen im EnFG ...................................................................... 122 \r\n \r\n Seite 8 von 125 \r\n \r\n29.1 Streichung der Mitteilungspflicht eines „Unternehmens in Schwierigkeiten“ ....... 122 \r\n29.2 Vereinfachung der Nachweise für die Privilegierung elektrischer Wärmepumpen 123 \r\n29.3 Änderungen bei den ÜNB-Mitteilungspflichten nach § 51 EnFG-E ......................... 124 \r\n29.4 Änderungen bei der Umlagebefreiung für Netzverluste nach § 21 Abs. 6 EnFG .... 124 \r\n29.5 Verlängerung der Inbetriebnahmefrist für die Umlagebefreiung bei der  \r\nHerstellung von grünem Wasserstoff (§ 25 Absatz 2 EnFG) .................................... 125 \r\n30. Juristische Änderungen im KWK-Gesetz ........................................................... 126 \r\n30.1 Übergangsregelung für Einsatzstoffänderung nach § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG   \r\nzu flüssiger Biomasse ............................................................................................... 126 \r\n30.2 Abgrenzung der Negative-Preise-Regelung zu den förderfähigen kalender- \r\njährlichen Vollbenutzungsstunden .......................................................................... 126 \r\n \r\n  \r\nKurzfassung  \r\n1. EE-Ausbaupfade und Höchstwerte  \r\nAusbaupfade ambitioniert weiterführen – Höchstwerte dafür überprüfen  \r\nDer BDEW unterstützt in weiten Teilen die im Regierungsentwurf für das EEG 2027 vorgesehenen \r\nNeuerungen beim Förderrahmen für Erneuerbare Energien. Insbesondere ist der Fortbestand der \r\nAusbaupfade zu begrüßen. Gleichzeitig müssen entstehende Zusatzkosten und ihre Auswirkungen \r\nauf die Wirtschaftlichkeit der Projekte berücksichtigt werden. Mit Blick auf das Zusammenspiel \r\nzwischen CfD-System, das Netzanschlusspaket und den AgNes-Prozess sollten die Höchstwerte für \r\nSolar und Wind geprüft und ggf. erhöht werden, um den Ausbau auf weiterhin hohem Niveau \r\nfortsetzen zu können und damit auch den Wirtschaftsstandort Deutschland zu stärken.  \r\n2. Übererlösabschöpfung in Form eines zweiseitigen CfD  \r\nCfD einfacher gestalten durch eine gleitende Marktprämie  \r\nDer BDEW begrüßt die Umsetzung eines zweiseitigen Contract for Difference (CfD). Die Erhebung \r\ndes Refinanzierungsbeitrags wurde jedoch zu komplex umgesetzt. Der BDEW schlägt eine wesent\r\nlich einfachere und praxistauglichere Umsetzung vor, indem die bisherige gleitende Marktprämie \r\nkünftig auch ein negatives Vorzeichen annehmen kann. Dies würde eine Umsetzung in den IT-Sys\r\ntemen auf leistbare Anpassungen begrenzen, was aus Netzbetreibersicht unbedingt notwendig ist.   \r\nRefinanzierungsbeitrag erst ab 200 kW \r\nZudem sollte die Erhebung des Refinanzierungsbeitrags erst ab der EU-rechtlich erforderlichen \r\nMindestschwelle von 200 kW installierter elektrischer Anlagenleistung eingeführt werden anstelle \r\nder im EEG-RegE vorgesehenen 100 kW. Der dadurch verlorengehende Abschöpfungsbetrag wäre \r\ngemessen an der Kostenersparnis gering. Darüber hinaus sollte sichergestellt werden, dass Netzbe\r\ntreiber bei möglichen Forderungsausfällen abgesichert sind.   \r\n3. Übergang in die Direktvermarktung  \r\nDirektvermarktungspflicht ab 2030 (MaBiS-Hub) und nur ab 7 kW  \r\nDie Direktvermarktungspflicht für eingespeisten Strom aus neuen PV-Dachanlagen ist sinnvoll und \r\nangemessen. Voraussetzung hierfür ist jedoch eine leistungsfähige Dateninfrastruktur, die auf \r\ndem Smart-Meter-Rollout aufbaut. Aufgrund der parallel bestehenden Umsetzungsverpflichtun\r\ngen für Marktteilnehmer und Netzbetreiber sollte die Pflicht zur Direktvermarktung erst mit Um\r\nsetzung des MaBiS-Hub-Verfahrens) im Jahr 2030 und nur für Anlagen ab 7 kW eingeführt werden. \r\nDies trägt auch dazu bei, den nun voranschreitenden Rollout nicht durch neue Einbauprioritäten zu \r\nbeeinträchtigen. Unterhalb dieser Schwelle sollte weiterhin eine Förderung bestehen, um hohe \r\nKosten für den Einbau von Technik zur Steuerung sehr kleiner Anlagen einzusparen.   \r\nSeite 9 von 125 \r\nAblehnung iMSys-Pflicht ab 2 kW  \r\nIn diesem Zusammenhang wird die Absenkung der Leistungsgrenze zur Ausstattung mit intelligen\r\nten Messsystemen (iMSys) und Steuerungseinrichtungen auf 2 kW für PV-Anlagen in § 29 Abs. 1 \r\nNr. 2 b des MsbG abgelehnt.   \r\nGrundsätzlich plädiert der BDEW dafür, ein Gesamtkonzept für die Ausstattung mit iMSys aufzu\r\nstellen und die praktische Umsetzbarkeit zu prüfen. Zu berücksichtigen sind dabei die angekün\r\ndigte Erweiterung der Rollout-Verpflichtung in der Strombinnenmarktverordnung sowie die Be\r\nschlüsse des Koalitionsausschusses vom 2. Juli 2026, die ein vorgezogenes Zieldatum und ein neu\r\nartiges Smart Meter Light vorsehen. Vor diesem Hintergrund droht die im EEG-RegE vorgesehene \r\nAusweitung der Rolloutpflicht auf Kleinanlagen von 2 bis 7 kW aufgrund eingeschränkter Personal- \r\nund Materialressourcen dazu zu führen, dass die gesetzten Ziele verfehlt werden.  \r\nÜbergangszahlung: Marktwertdurchleitung statt reduziertem anzulegendem Wert  \r\nDer BDEW begrüßt, dass mit der im Regierungsentwurf vorgesehenen „Übergangszahlung“ eine \r\nÜbergangslösung für kleine PV-Anlagen bis zu einer standardisierten Direktvermarktung angelegt \r\nwurde. Allerdings schlägt der BDEW vor, diese Zahlung bis 2030 in Höhe des jeweiligen Jahres\r\nmarktwertes zu leisten („Marktwertdurchleitung“) statt in Höhe des vorgesehenen anzulegenden \r\nWertes abzüglich 1 Cent/kWh (bei Solar: 5,2 Cent/kWh). Der Jahresmarktwert Solar lag 2025 bei \r\nknapp über 4,5 Cent/kWh und damit unter den geplanten 5,2 Cent/kWh. Die Marktwertdurchlei\r\ntung entlastet das EEG-Konto, ist bereits erprobt und verursacht keinen zusätzlichen Verwaltungs\r\naufwand. Zudem setzt sie einen stärkeren Anreiz zum Wechsel in die Direktvermarktung, weil die \r\nÜbergangszahlung sonst höher ausfällt als der Marktwert und einen Wechsel unattraktiv macht.  \r\nAuch kleine Anlagen sollten möglichst in die Direktvermarktung statt in die unentgeltliche Ab\r\nnahme wechseln. Ansonsten müssen die ÜNB sehr viele schwer prognostizier- und steuerbare \r\nKleinanlagen aufwendig zentral steuern, um negative Strompreise durch PV-Mittagsspitzen zu ver\r\nmeiden.   \r\nKleine Anlagen in der Direktvermarktung: Marktprämie statt Direktvermarktungsbonus  \r\nDie verpflichtende marktliche Steuerung über iMSys ab 2028 für Anlagen mit einer Erzeugungsleis\r\ntung < 25 kW und die pauschale 50-Prozent-Wirkeinspeiseleistungsbegrenzung für Anlagen mit ei\r\nner Erzeugungsleistung < 100 kW müssen unbedingt vermieden werden, um die Direktvermark\r\ntung in diesen Segmenten nicht zu verunmöglichen.   \r\nDer BDEW sieht daher die Streichung der Marktprämie für Kleinanlagen bis 25 kW und die ersatz\r\nweise Förderung durch den befristeten Bonus von 1,5 Cent/kWh zusätzlich zum Erlös aus der Sons\r\ntigen Direktvermarktung als nicht angemessene Schlechterstellung dieser Anlagen an. Aus Sicht \r\ndes BDEW sollte auch für Anlagen zwischen 7 und 25 kW der gemäß EEG-RegE für Anlagen ab 25 \r\nSeite 10 von 125 \r\nkW vorgesehene anzulegende Wert in Höhe von 6,2 Cent/kWh – perspektivisch absenkbar – vorge\r\nsehen werden. Die Gleichbehandlung der Anlagen kleiner und größer 25 kW ist technisch einfa\r\ncher umsetzbar, marktlicher und reizt einen schnelleren Übergang in die Direktvermarktung an.   \r\nBeibehaltung einer maximal zweimonatigen Ausfallvergütung  \r\nDer BDEW begrüßt mehr Direktvermarktung. Die vorgesehene vollständige Streichung der Ausfall\r\nvergütung könnte jedoch dazu führen, dass direktvermarktungspflichtige Anlagen unkontrolliert \r\neinspeisen, nicht fristgerecht in Betrieb genommen werden können oder infolge der Insolvenz ei\r\nnes Direktvermarkters kurzfristig außer Betrieb genommen werden müssen. Der BDEW hält daher \r\neine Ausfallvergütung für sachgerecht, die zeitlich auf den Kalendermonat der Inbetriebnahme \r\nund den darauffolgenden Kalendermonat beschränkt ist, den Marktwert als Förderung gewährt \r\nund vom Anlagenbetreiber maximal für zwei Kalendermonate pro Kalenderjahr in Anspruch ge\r\nnommen werden darf. So wird die rechtzeitige Inbetriebnahme einer ausschreibungsbedingt ter\r\nmingerecht realisierungspflichtigen EEG-Anlage sichergestellt. Bei längerer Zeitdauer ohne Direkt\r\nvermarktung müsste der Anlagenbetreiber die Anlagen stilllegen oder die Einspeisung vermeiden.   \r\nAblehnung der pauschalen Wirkleistungsbegrenzung auf 50 Prozent für Anlagen bis 100 kWp   \r\nDer BDEW lehnt die pauschale Wirkleistungsbegrenzung auf 50 Prozent für Anlagen bis 100 kWp \r\nunabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems und der Veräußerungsform ab. Die Re\r\ngelung schränkt bereits systemdienlich betriebene Anlagen – bspw. durch Direktvermarktung, \r\nEnergiemanagementsysteme, Speicher und bidirektionales Laden – ein, indem durch die Begren\r\nzung der Einspeisung auch in Zeiten ohne Netzauslastung nur die Hälfte der Kapazität am Netzver\r\nknüpfungspunkt genutzt werden kann und entsprechend weniger Strom bezogen oder eingespeist \r\nwerden kann. Zudem wird die Begrenzung teils unmittelbar am Wechselrichter der Anlage umge\r\nsetzt, sodass auch die Stromnutzung vor dem Netzverknüpfungspunkt, z.B. für eine Wallbox oder \r\neinen Speicher, eingeschränkt würde. Die Begrenzung blockiert damit die systemseitig sinnvolle \r\nund effiziente Nutzung von Flexibilitäten in Haushalten und schränkt die wirtschaftliche Marktteil\r\nnahme dieses Anlagensegments massiv ein. Die Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung auf 50 \r\nProzent sollte, wie die übrigen Bestimmungen des § 9 EEG auch, konditional ausgestaltet sein und \r\nnach Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem und entsprechender Steuerbarkeit sowie in \r\nder Veräußerungsform der Direktvermarktung nicht greifen.   \r\n4. Kommunale Beteiligung  \r\nEingespeiste Strommenge als Grundlage verwenden  \r\nDer BDEW begrüßt bei der kommunalen Beteiligung am finanziellen Ertrag von Windenergieanla\r\ngen an Land und PV-Freiflächenanlagen die Streichung der bisher von der Zahlung erfassten fikti\r\nven Strommenge. Es sollte aus Sicht des BDEW allerdings anstelle der im Gesetzentwurf vorgese\r\nhenen „erzeugten Strommenge“ die „eingespeiste Strommenge“ zugrunde gelegt werden. \r\nSeite 11 von 125 \r\nAndernfalls entstehen durch den Aufwuchs lokaler Nutzungsformen unterhalb des Netzanschlus\r\nses zunehmend Zahlungsansprüche der Gemeinden an die Anlagenbetreiber, die nicht über das \r\nEEG refinanzierbar sind.   \r\nAnhebung der kommunalen Beteiligung: Anpassung der Länderöffnungsklausel oder vollständige \r\nRefinanzierung  \r\nAußerdem ist die Erhöhung der kommunalen Beteiligung auf 0,3 Cent/kWh ein wirkungsvolles In\r\nstrument, um lokale Wertschöpfung im ländlichen Raum zu ermöglichen. Die 0,3 Cent/kWh sollten \r\ndie Obergrenze für die kommunale Beteiligung für Windenergieanlagen an Land als auch PV-Anla\r\ngen sein. Die Kommunalabgabe nach § 6 EEG wird in der Praxis durch weitere finanzielle Verpflich\r\ntungen aus den Landesbeteiligungsgesetzen ergänzt. Dies erhöht die Projektkosten und erschwert \r\ndie Umsetzung von Windenergieprojekten. Die Länderöffnungsklausel in § 22b Abs. 6 EEG 2023 \r\nsollte dahingehend angepasst werden, dass über die bundesrechtliche Regelung des § 6 EEG hin\r\nausgehende Verpflichtungen zur finanziellen Beteiligung der Gemeinden ausgeschlossen wer\r\nden. Sofern die Länderöffnungsklausel jedoch unverändert bestehen bleibt, muss sichergestellt \r\nwerden, dass Kommunalbeteiligungen oberhalb von 0,2 Cent/kWh vollständig refinanziert werden \r\nkönnen, also auch die vorgesehenen 0,3 Cent/kWh.  \r\nErweiterung auf Solaranlagen auf sonstigen baulichen Anlagen  \r\nAußerdem sollte die kommunale Beteiligung nach Ansicht des BDEW auch für Solaranlagen auf \r\nsonstigen baulichen Anlagen erlaubt werden, z.B. auf Deponien und ehemaligem Tagebau. Die \r\nAusnahme im Gesetzeswortlaut durch Beschränkung des § 6 Abs. 3 EEG auf „Freiflächenanlagen“ \r\nist angesichts der vorgesehenen Änderungen in § 24 Abs. 2 EEG unbegründet und entzieht den \r\nKommunen die Möglichkeit zur Teilhabe. \r\n5. Wind an Land  \r\n12 GW zusätzliches Ausschreibungsvolumen und Südquote  \r\nEs ist richtig, dass zusätzliche 12.000 MW Leistung für Windenergieanlagen an Land in das EEG \r\naufgenommen wurden. Dieses sollte auf die Ausschreibungsrunden 2026 bis 2030 verteilt werden. \r\nZudem sollte eine Quotenregelung eingeführt werden, wonach beispielsweise 30 Prozent des \r\nAusschreibungsvolumens der Südregion zugewiesen werden. So kann ein fairer Wettbewerb zwi\r\nschen Südprojekten mit vergleichbaren spezifischen Kosten gewährleistet werden. Der BDEW be\r\ngrüßt, dass der Korrekturfaktor für den Gütefaktor von 50 Prozent in der Südregion nach oben an\r\ngepasst wurde.  \r\nResilienzausschreibungen bei Wind über das Jahr verteilen  \r\nStatt eines jährlichen Sonderausschreibungstermins für Windenergieanlagen an Land sollten die \r\nResilienzvolumina gleichmäßig auf die vier regulären Ausschreibungstermine verteilt werden. Ein \r\nSeite 12 von 125 \r\neinzelner Sondertermin birgt erhebliche Klumpenrisiken und könnte zu einem Ausbleiben von Ge\r\nboten und damit zu Beeinträchtigungen des Ausbaupfads führen. Zur Reduzierung des administra\r\ntiven Aufwands sollte die Bundesnetzagentur die Möglichkeit nutzen, das Auktionsverfahren voll\r\nständig zu digitalisieren. Die Resilienzvolumina sollten zusätzlich zum regulären EEG-Ausschrei\r\nbungsvolumen bereitgestellt werden.  \r\nÄnderung des Referenzertragsmodells vor Umsetzung überprüfen  \r\nDie vorgeschlagenen Änderungen des Referenzertragsmodells durch Einführung verschiedener \r\nStützwerte in zwei neu definierten Gebietskategorien sowie der Übergangsregelungen greifen in \r\ndie Systematik des EEG ein und weisen erhebliche Wechselwirkungen mit den Regelungen des \r\nNetzanschlusspakets auf. Eine belastbare Analyse der fachlichen, wirtschaftlichen und regulatori\r\nschen Auswirkungen ist unter diesen Bedingungen nicht möglich. Der BDEW eine sorgfältige Prü\r\nfung der Wechselwirkungen für zwingend erforderlich.  \r\nKeinen Pachtendeckel einführen  \r\nDie vorgesehene Begrenzung der Entgelte für die Nutzung von Grundstücken zur Errichtung von \r\nWindenergieanlagen an Land ist abzulehnen. Der Regelungsvorschlag adressiert bestehende Um\r\nsetzungshemmnisse nicht und greift vielmehr in die privatautonome Ausgestaltung von Pachtver\r\nträgen ein. Die vorgeschlagene Deckelung verhindert wahrscheinlich die Bereitstellung von Flä\r\nchen. Im Ergebnis droht eine erhebliche Verknappung verfügbarer Standorte, wodurch der weitere \r\nAusbau der Windenergie an Land bis hin zu einem weitgehenden Erliegen gefährdet wird.  \r\n6. Photovoltaik  \r\nPV-Freifläche stärken  \r\nDer BDEW unterstützt die Stärkung der Freiflächen-Photovoltaik (PV) im Sinne der Kosteneffizienz. \r\nEs ist richtig, die Ausschreibungsvolumina für PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) von bisher 9.900 \r\nMW auf künftig 14.000 MW anzuheben. Nicht genutzte Ausschreibungsvolumina sollten wie in \r\n§ 103 EEG-RegE in späteren Ausschreibungsrunden auch bei PV nachgeholt werden.  \r\nBesondere Solaranlagen stärker begünstigen  \r\nBesondere Solaranlagen, insbesondere Agri-PV, sind für einen innovativen und flächeneffizienten \r\nErneuerbare-Energien-Ausbau unverzichtbar. Der BDEW kritisiert daher die Streichung des Unter\r\nsegments sowie des Förderzuschlags von 2,5 Cent/kWh. Der BDEW fordert, dass beides beibehal\r\nten wird. Der im Regierungsentwurf vorgesehene Bonus von 0,5 Cent/kWh für Agri und Moor PV \r\nist zu niedrig, um einen wirtschaftlichen Betrieb zu ermöglichen, wodurch diese von EEG-Aus\r\nschreibungen für Solaranlagen des ersten Segmentes ausgeschlossen werden.   \r\nSeite 13 von 125 \r\nZudem begrüßt der BDEW die Anpassungen bei der Zusammenfassung von Solaranlagen nach § 24 \r\nEEG im Grundsatz, fordert jedoch, dass neben privilegierten Anlagen nach § 35 Baugesetzbuch \r\n(BauGB) auch sämtliche besonderen Solaranlagen von der Zusammenfassung ausgenommen \r\nwerden (siehe BDEW-Papier “Zusammenfassung von besonderen Solaranlagen und PV-Freiflä\r\nchenanlagen (PV-FFA) entlang von Verkehrswegen”).  \r\nNaturschutzfachliche Anforderungen bei PV-Freifläche  \r\nDie Änderungen bei den naturschutzfachlichen Anforderungen an PV-Freiflächenanlagen reichen \r\nanlagenbetreiberseitig zur hinreichenden Durchführbarkeit der Anforderungen und netzbetreiber\r\nseitig zur hinreichenden Prüfbarkeit der Anforderungen nicht aus. Der BDEW verweist insoweit auf \r\nsein Positionspapier „Einführung von ökologischen Mindeststandards für Solaranlagen auf der \r\nFreifläche“. Außerdem sollten diese Anforderungen bei Anlagen nach § 48 EEG 2023 nur für solche \r\nmit einer Leistung von mehr als 30 kW gelten, da ansonsten sämtliche „Zaun-PV-Anlagen“ an \r\nGrundstücksgrenzen von Wohngebäuden in den Anwendungsbereich der Regelung fielen.  \r\n7. Biomasse und Biomethan  \r\nWeiterführung der Höchstwerte für Biomasse  \r\nDer BDEW begrüßt die Fortführung der durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) für 2026 festge\r\nlegten Höchstwerte für Biomasse auch im Jahr 2027 und deren Verwendung als Ausgangsbasis für \r\n2028 ff.  \r\nAblehnung der Streichung der Biomethan-Ausschreibungen  \r\nDie ersatzlose Streichung der Biomethan-Ausschreibung lehnt der BDEW in der Form ab. Statt\r\ndessen sollte eine Öffnung der Biomasseausschreibung für Biomethananlagen vorgesehen wer\r\nden. Sonst entfällt für neue Biomethan-Hochflex-KWK ein verlässlicher Investitionsrahmen, ohne \r\ndass ein gleichwertiges, beihilferechtlich gesichertes Nachfolgeinstrument besteht. Die geringe Be\r\nteiligung an früheren Biomethanausschreibungen war Ausdruck eines nicht tragfähigen Ausschrei\r\nbungsdesigns. Systemdienliche KWK-Anlagen dürfen nicht gegenüber Kesseln benachteiligt wer\r\nden. Biomethan in flexibler KWK muss gegenüber der reinen Wärmeerzeugung (Biotreppe/Grün\r\ngasquote) gleichgestellt und aufgrund des zusätzlichen Strom- und Kapazitätsnutzens vorrangig be\r\nrücksichtigt werden.    \r\n8. Anlagen außerhalb der EEG-Förderung / PPA  \r\nMehr Wechselmöglichkeiten zwischen CfD und ungeförderter Vermarktung schaffen  \r\nDer BDEW begrüßt, dass Anlagenbetreibern durch die Möglichkeit zu einem einmaligen Wechsel \r\naus dem EEG ohne Möglichkeit zur Rückkehr in die Förderung die Option eröffnet wird, ihre Anlage \r\nab einem gewissen Zeitpunkt marktlich zu betreiben. Allerdings erscheint die Begrenzung auf die \r\nSeite 14 von 125 \r\nersten zehn Kalenderjahre nach Inbetriebnahme zu starr und die einmalige Wechselmöglichkeit \r\nsollte in der gesamten Betriebszeit möglich sein. Zudem schlägt der BDEW vor, für in der Aus\r\nschreibung bezuschlagte Anlagen eine ungeförderte Vermarktung des Stroms mit einmaliger \r\nMöglichkeit der Inanspruchnahme des CfD in den ersten zehn Betriebsjahren zuzulassen. So \r\nkönnten PPAs abgeschlossen werden, die durch die Möglichkeit zum Wechsel in den CfD besichert \r\nsind. Diese zusätzliche Wechseloption wäre ein weiterer Beitrag zum Aufwuchs ungeförderter grü\r\nner PPAs.   \r\nZudem ist es aus BDEW-Sicht sinnvoll, EEG-Anlagen in der „sonstigen Direktvermarktung“ nicht \r\nvoll abzuschöpfen, sondern erst ab einer höheren Erlösobergrenze. Diese sollte mindestens 1,5 \r\nbis 2 ct. oberhalb der Förderhöhe im CfD liegen. Um eine Umgehung der Abschöpfung zu vermei\r\nden, sollte eine Mindestverweildauer von beispielsweise zwei Jahren in der „sonstigen Direktver\r\nmarktung“ festgelegt werden. Dadurch werden PPAs mit einer Laufzeit von drei bis vier Jahren er\r\nmöglicht, wie industrielle Abnehmer sie nutzen.  \r\nPPAs staatlich besichern  \r\nDer BDEW schlägt außerdem die Einführung einer staatlichen Besicherung des Ausfallrisikos grü\r\nner PPAs vor, die im Falle einer Insolvenz des PPA-Abnehmers greift. Der Lieferant kann seinen \r\nStrom dann anstelle der Direktlieferung an der Börse zum Spotmarktpreis vermarkten. Liegt der \r\nSpotmarktpreis unter dem PPA-Preis, erhält der Lieferant 80 Prozent dieser Differenz erstattet. Er \r\nmuss dann so rasch wie möglich einen neuen PPA mit einem anderen Abnehmer abschließen, so\r\ndass die Zahlung der Besicherung dann enden kann. Sind seit Abschluss des ursprünglichen PPA\r\nVertrags die PPA-Preise gesunken, werden über die gesamte Restlaufzeit des ursprünglichen PPA\r\nVertrags 80 Prozent der Differenz zwischen neuem und altem PPA-Preis gezahlt. Durch eine Besi\r\ncherung kommen auch weniger bonitätsstarke und damit deutlich mehr PPA-Abnehmer für PPAs \r\nin Frage. Zudem sinken für nur durch PPAs finanzierte Projekte die Finanzierungskosten. Der \r\nBDEW hat diesen Vorschlag in seinem Positionspapier „Besicherung des Ausfallrisikos grüner PPAs – Handlungsempfehlungen des BDEW“ genauer ausgearbeitet.   \r\n9. Administratives  \r\nBürokratieabbau und Kosteneinsparungen  \r\nDie rückwirkende Absenkung der Sanktionen nach § 52 Abs. 3 EEG sollte auf das jeweils vorange\r\ngangene Kalenderjahr beschränkt werden, da ansonsten die Lenkungswirkung der Sanktionen ver\r\nloren geht und der Abwicklungsaufwand bei den Netzbetreibern zu hoch werden würde, ein\r\nschließlich hoher Rückstellungen. Hinsichtlich der Bürokratieeinsparungen verweist der BDEW auf \r\ndie vorstehenden Darstellungen unter Nr. 3 zum Refinanzierungsbeitrag und unter Nr. 5 sowie auf \r\ndie nachstehenden Darstellungen zu den unnötigen Datenmitteilungspflichten nach § 51a EEG\r\nSeite 15 von 125 \r\nRegE unter Nr. 6.2 der Stellungnahme und zu der Erstreckung der kommunalen Beteiligung auf alle \r\n„erzeugten Strommengen“ unter Nr. 4 der Stellungnahme.  \r\nNotwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts  \r\nDer BDEW sieht die Notwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts. Allerdings sind zahlreiche \r\nRegelungen des „Solarpaketes 2024“ weiterhin nicht beihilferechtlich genehmigt. Der Gesetzge\r\nber sollte im Gesetzentwurf daher klarstellen, ob und inwieweit Regelungen bei der gesetzlichen \r\nFörderung aus dem „Solarpaket“ (Förderzone > 40 kW, Ersetzungsvorgaben für Aufdach-PV-Anla\r\ngen) auch rückwirkend oder nur für die Zukunft anwendbar sind.   \r\nAußerdem fehlt eine Regelung im § 102 EEG-RegE, die festlegt, welche EEG-Bestimmungen auf \r\nNeuanlagen und Neuzuschläge anzuwenden sind, wenn die beihilferechtliche Genehmigung des \r\nGesetzes nicht am 1. Januar 2027 vorliegt. Hier bietet sich eine Marktwertdurchleitung als vorläu\r\nfige Finanzierung für gesetzlich geförderte Anlagen an.   \r\n10. Netzanschluss und dessen Geltendmachung  \r\nKeine Ausweitung der Privilegierung auf Ansprüche gemäß § 8b EEG \r\nIm einstweiligen Rechtsschutz nach § 83 EEG können bereits heute sämtliche erfassten Ansprüche \r\ndurchgesetzt werden, ohne dass die Voraussetzungen der §§ 935, 940 ZPO vorliegen müssen. Mit \r\nder vorgesehenen Einbeziehung von Ansprüchen nach § 8b EEG wird diese Privilegierung ausge\r\nweitet. Dies lehnt der BDEW ab, weil bereits Kritik an der Verständlichkeit von § 8b EEG besteht.  \r\n11. Weitere Änderungsnotwendigkeiten in EEG, EnFG, EEV und KWKG  \r\nDarüber hinaus sieht der BDEW folgende weitere Änderungen im Regierungsentwurf als notwen\r\ndig an:   \r\n• EEG: Recht zur Verlegung von Anschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt und zur \r\nÜberfahrt / Überschwenkung (§§ 11a/11b EEG) auf private Flächen ausweiten,  \r\n• Streichung der Prämisse „in unmittelbarer räumlicher Nähe“ in § 21b EEG,   \r\n• Klarstellung der Berechnungsweise sämtlicher EEG-Leistungsschwellen,   \r\n• Klarstellung von Methodik und Höhe der „Ausfallvergütung“ für Bestandsanlagen,   \r\n• Negative Preise-Regelung: Anwendung nur auf Anlagen > 7 kW,   \r\n• Wasserkraft: Streichung der Förder-Degression,   \r\n• Wind an Land: Verlängerte Realisierungsfrist bei behördlich bedingter Verzögerung,   \r\n• Streichung der Terminvorgabe bei Ertragsgutachten und der Sanktionierung,   \r\nSeite 16 von 125 \r\n• Solarstrom: Ausweitung der maximalen Gebotsgröße für Solaranlagen des ersten Seg\r\nments auf 100 MW,  \r\n• Fester Höchstwert für Solar des ersten Segments in 2027 von 7,5 Cent/kWh, und gene\r\nrelle Anhebung des Höchstwertes hierauf,   \r\n• Weitergeltung der Übertragbarkeit des Zuschlags für Solar des ersten Segments an ande\r\nren Standort,  \r\n• Änderungen bei leistungsseitiger Zusammenfassung nach § 24 Abs. 1 bis 2 EEG,   \r\n• Änderung in § 24 Abs. 2a EEG-RegE von „Standort“ zu „Grundstück“ und von „gleichzeitig“ \r\nzu „an demselben Kalendertag“ wegen mangelnder Praktikabilität,   \r\n• Biomasse: Klarstellung von § 36g Abs. 6 EEG 2023 für Bestandsanlagen,   \r\n• Speicher: Harmonisierung von EEG-Vorgaben und MiSpeL-Entwurf hinsichtlich Herkunfts\r\nnachweisen auch bei Direktvermarktungsbonus sowie Klarstellung der Verweisung für \r\n„MiSpeL“-Speicher“ in § 19 Abs. 3b Satz 2 und Abs. 3c Satz 5 EEG,   \r\n• Beihilferechtlicher Vorbehalt: Klarstellung der Anwendbarkeit des EEG 2027 bis zur beihil\r\nferechtlichen Genehmigung (im Zweifel abschlagsweise zu zahlender Marktwert) und der \r\nAnwendbarkeit des „Solarpaketes 2024“ seit 16. Mai 2024.   \r\n• EnFG: Streichung der Bedingung „kein Unternehmen in Schwierigkeiten“ bei sämtlichen \r\nPrivilegierungen, Vereinfachung der Nachweise für die Privilegierung elektrischer Wärme\r\npumpen (§ 22 i.V.m § 52 EnFG) und  \r\n• Klarstellungen bei der Privilegierung von Netzverlusten (§ 21 Abs. 6).   \r\n• EEV: Limitierte Vermarktung: Wahl eines Bereichs von -20 Euro pro Megawattstunde bis \r\n100 Euro pro MWh anstelle des Bereichs von -10 Euro (bzw. -50 Euro bis -10 Euro in der \r\nÜbergangszeit bis Ende 2028) und  \r\n• Durchführung der ÜNB-Vermarktung der EEG-Strommengen am Spotmarkt in einer belie\r\nbigen Anzahl wirtschaftlich nachvollziehbarer Tranchen anstelle von fest vorgegebenen \r\nTranchen ab 2027 und auch über 2028 hinaus.   \r\n• KWK-Gesetz: Übergangsregelung für Bestandsanlagen bei „flüssiger Biomasse“ und  \r\n• gesetzestechnische Abgrenzung der Negative-Preise-Regelung zu den förderfähigen kalen\r\nderjährlichen Vollbenutzungsstunden.   \r\nSeite 17 von 125 \r\n1. Einleitung \r\nDer BDEW begrüßt, dass die Bundesregierung mit dem Regierungsentwurf zur EEG-Novelle 2027 \r\ndie europarechtlich erforderlichen Anpassungen des Förderrahmens für Erneuerbare Energien auf\r\ngreift und zugleich eine stärkere Markt- und Systemintegration der Erneuerbaren anstrebt. Aus \r\nSicht des BDEW ist entscheidend, dass die Neuregelungen Investitionssicherheit gewährleisten, eu\r\nroparechtskonform ausgestaltet und gleichzeitig praktikabel sind und administrativ umsetzbar blei\r\nben.  \r\nZudem muss bei der Umsetzung der aktuell parallellaufenden Regulierungsprozesse auf Kohä\r\nrenz geachtet werden. So hat beispielsweise der durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) verant\r\nwortete Prozess zur Neugestaltung der Netzentgeltsystematik (AgNes) wesentlichen Einfluss auf \r\ndie künftige Wirtschaftlichkeit von EE-Anlagen. Ebenso beeinflussen die Neuregelungen des “Netz\r\nanschlusspakets” des BMWE wesentlich den künftigen Ausbau der Erneuerbaren Energien und \r\nmüssen daher aufeinander abgestimmt entschieden werden.   \r\nVor dem Hintergrund der eingetretenen Verzögerungen muss nun aus Sicht des BDEW die EEG\r\nNovelle dringend zügig abgeschlossen werden. Erfolgt die Verabschiedung des EEG erst im Okto\r\nber und die Europäische Kommission benötigt anschließend mehrere Monate für die beihilferecht\r\nliche Prüfung, insbesondere der Erlösabschöpfung, entsteht ein erhebliches Risiko zeitlich in Ver\r\nzug zu geraten. Auch benötigen die Netzbetreiber ausreichend Zeit für die Umsetzung der Neue\r\nrungen. Die Komplexität der Datenerfassung, Zuordnung und Aufbereitung der Netzabrechnung \r\nnimmt stetig weiter zu und eine Umsetzung der umfangreichen Anpassungen auch aus der Regu\r\nlierung heraus benötigt in den Systemhäusern auch aufgrund der aufwendigen Tests immer mehr \r\nZeit.  \r\nAmbitionierte Ausschreibungsvolumina führen nur dann zu realem EE-Zubau, wenn Netzanschluss\r\nkapazitäten, Netzausbau, Redispatch und künftige Netzentgeltsystematik verbindlich mitgedacht \r\nwerden. Andernfalls entstehen Projekte, die zwar bezuschlagt, aber aufgrund fehlender Netzkapa\r\nzitäten oder struktureller Abregelung wirtschaftlich entwertet werden. Nicht zuletzt deshalb muss \r\nder Netzausbau insbesondere in der Hochspannung massiv beschleunigt werden. Hierzu hat der \r\nBDEW bereits konkrete Vorschläge in einem Positionspapier “Kurzfristige Maßnahmen zur Be\r\nschleunigung des 110 kV-Hochspannungsnetzausbaus” ausgearbeitet. \r\nDie Forderung nach Konsistenz gilt insbesondere auch für die Rechenzentrumsstrategie und die \r\nChemieagenda, sowie zu den Zielsetzungen des Klimaschutzprogramms 2026 inkl. der nun im EEG \r\nfestgelegten Sonderausschreibungen von 12.000 MW Windenergie bis 2030 als dessen wichtigs\r\ntem Baustein.   \r\nSeite 18 von 125 \r\nEntscheidend ist nun ein zügiger Abschluss des Gesetzgebungsverfahrens, damit die beihilferechtli\r\nche Prüfung durch die Europäische Kommission zügig beginnen kann. Der BDEW steht für einen \r\nkonstruktiven Dialog mit Politik und Behörden zur Verfügung, um die EEG-Gesetzgebung so auszu\r\ngestalten, dass sie handhabbar umgesetzt werden kann und damit einen verlässlichen Rahmen für \r\nden weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien schafft. Umso wichtiger ist es, dass Eingaben der \r\nEnergiewirtschaft auch tatsächlich beachtet und berücksichtigt werden.  \r\nIn diesem Zusammenhang möchten wir auch auf die Bedeutung des Bürokratieabbaus im Kon\r\ntext des EEG hinweisen. Das EEG steht exemplarisch für den Anstieg der Anzahl an Gesetzen in der \r\nEnergiewirtschaft. Es wurde im Jahr 2000 als wegweisende Initiative gefeiert, um den Ausbau er\r\nneuerbarer Energien in Deutschland voranzutreiben. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien ist ein \r\nwichtiger Teil der Energiewende und das EEG ist hierbei ein wesentlicher Motor. Doch im Laufe der \r\nJahre führten die wiederkehrenden Novellierungen und Ergänzungen im EEG dazu, dass das Gesetz \r\nimmer komplexer und kleinteiliger wurde. Neben den 7 großen Novellen gab es zudem 56 Ände\r\nrungen des Gesetzes. Startete der Gesetzgeber im Jahr 2000 noch mit überschaubaren 12 Paragra\r\nfen, wuchs das EEG bis 2021 auf 200 Paragrafen an. In den nächsten zwei Jahren reduzierte sich \r\nimmerhin der Umfang u.a. durch den Wegfall der EEG-Umlage auf 167 Paragrafen. Die Regelungen \r\nbleiben jedoch umfangreich und im Detail komplex. Das Beispiel „Wegfall der EEG-Umlage“ zeigt \r\njedoch, dass eine Reduzierung der Regelungsdichte grundsätzlich möglich und weiterhin notwen\r\ndig ist. Dies gilt umso mehr vor dem Hintergrund, dass die Bundesregierung mit dem Koalitionsver\r\ntrag, mit der Modernisierungsagenda und auch mit der Föderalen Modernisierungsagenda ent\r\nscheidende Schritte für modernere Prozesse und weniger Bürokratie gehen will. Durch die RED\r\n/RED-II-Vorgaben wurden zusätzliche Nachhaltigkeits-, Nachweis- und Zertifizierungsanforderun\r\ngen eingeführt, ohne bestehende nationale EEG-Regelungen systematisch darauf abzustimmen \r\noder zu konsolidieren. Dadurch entstehen für Anlagenbetreiber parallele Nachweis- und Dokumen\r\ntationspflichten sowie teils unterschiedliche Anforderungen zwischen nationalem EEG-Recht und \r\neuropäischem Recht. \r\nEine isolierte oder zeitlich entkoppelte Umsetzung der Regelwerke birgt das Risiko widersprüchli\r\ncher Investitionssignale, steigender Kapitalkosten und zusätzlicher Verzögerungen beim Ausbau \r\nErneuerbarer-Energien. Der Gesetzgeber sollte daher sicherstellen, dass EEG-Novelle, Netzan\r\nschlussreform und die Festlegungen der Bundesnetzagentur durch “AgNes “als kohärentes Ge\r\nsamtpaket ausgestaltet und abgestimmt beschlossen werden. \r\nVor diesem Hintergrund nimmt der BDEW zu den zentralen Regelungsbereichen wie folgt Stellung: \r\nSeite 19 von 125 \r\n2. Regelungen zu den Ausbaupfaden und Ausschreibungsvolumina Erneuerbarer Energien  \r\nDer BDEW begrüßt, dass der Regierungsentwurf an den Zielen des EEG von 80 Prozent Strom aus \r\nErneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch bis 2030 festhält, den Ausbaupfad fortführt \r\nund die daraus abgeleiteten Ausschreibungsmengen bis 2032 verstetigt. \r\n2.1 Anpassungen des Ausschreibungspfades für Windenergieanlagen an Land (§ 28 EEG)  \r\nsowie Ausschreibungsvolumen und Gebotstermine für Resilienzausschreibungen  \r\n(§ 28a EEG) \r\nMit den Änderungen in § 28 Absatz 2 EEG 2027 wird der Ausschreibungspfad über 2028 hinaus für \r\nweitere vier Jahre fortgeschrieben. Das Ausschreibungsvolumen soll in den Jahren 2027 und 2028 \r\njeweils 15.000 MW, im Jahr 2029 12.000 MW und in den Jahren 2030-2032, 10.000 MW betragen. \r\nFür die Maiausschreibung 2029 ist vorgesehen, dass zusätzlich 2000 Megawatt ausgeschrieben \r\nwerden. Die Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land sollen im Jahr 2027 zu den Gebots\r\nterminen am 1. Februar, 1. Mai und 1. November und in den Jahren 2028 bis 2032 jeweils zu den \r\nGebotsterminen am 1. Mai, 1. August und 1. November stattfinden. Dabei sollen im Jahr 2027 zum \r\nGebotstermin 1. August sowie ab 2028 jeweils zum Ausschreibungstermin zum 1. Februar sog. \r\nResilienzausschreibungen zur Verfügung stehen. In Summe solle es damit weiterhin vier Ausschrei\r\nbungstermine geben.  \r\nDarüber hinaus werden ebenfalls für die sechs Jahre von 2027 bis 2032 jährlich 3.500 MW Resilien\r\nzausschreibungen für Windenergie an Land ausgeschrieben. Mit den Ergänzungen in  \r\n§ 28 Absatz 3 Nummer 2c EEG 2027 wird klargestellt, dass die Mengen, die im Rahmen der Resili\r\nenzausschreibungen ausgeschrieben werden, von den im selben Jahr auszuschreibenden Mengen \r\nfür Windenergieanlagen an Land abgezogen werden. Können Mengen in den Resilienzausschrei\r\nbungen nicht bezuschlagt werden, werden sie im Folgejahr der Ausschreibungsmenge für reguläre \r\nAusschreibungen für Windenergieanlagen an Land wieder hinzugerechnet.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Fortsetzung des Ausbaus der Windenergie an Land durch angemessen \r\nhohe Ausschreibungsvolumina sowie die Aufnahme der zusätzlichen 12 GW Ausschreibungsvolu\r\nmen aus dem geeinten Klimaschutzprogramm der Bundesregierung.  Statt eines jährlichen Son\r\nderausschreibungstermins im Rahmen der Resilienzausschreibungen für Windenergieanlagen an \r\nLand mit einem Volumen von 3.500 MW spricht sich der BDEW dafür aus, die Resilienzvolumina \r\ngleichmäßig auf die vier regulären Ausschreibungstermine zu verteilen. Eine solche Verteilung \r\nreduziert Klumpenrisiken und begrenzt die Auswirkungen möglicher Umsetzungsprobleme bei der \r\nAnwendung der NZIA-Kriterien. Wie bereits die Umsetzung der entsprechenden Vorgaben im Rah\r\nmen der WindSeeG-Novelle zeigt, ist mit einer hohen regulatorischen und administrativen Komple\r\nxität zu rechnen. \r\nSeite 20 von 125 \r\nUm den zusätzlichen administrativen Aufwand bei der Durchführung der EEG-Ausschreibungen zu \r\nbegrenzen, sollte die Bundesnetzagentur zudem zeitnah von der Möglichkeit Gebrauch machen, \r\ndas Auktionsverfahren vollständig zu digitalisieren. Bei nur einem jährlichen Sonderausschrei\r\nbungstermin besteht demgegenüber das Risiko, dass Unsicherheiten bei der Anwendung der NZIA\r\nKriterien zu einer geringen Beteiligung oder im ungünstigsten Fall zum Ausbleiben von Geboten \r\nführen.  \r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, die Resilienzvolumina ggf. temporär zusätzlich zum regulären \r\nEEG-Ausschreibungsvolumen bereitzustellen. Weiterhin sollte ein eigener, höherer Höchstwert \r\nfür die Resilienzvolumina festgelegt werden, um zu erwartende Mehrkosten und zusätzliche Risi\r\nken angemessen abzubilden. \r\nDerzeit sind Windenergieanlagen an Land mit einer installierten Leistung von rund 69 Gigawatt in \r\nBetrieb. Diese leisten einen zentralen Beitrag zur Stromversorgung. Der gesetzliche Ausbaupfad \r\ngemäß § 4 Abs. 1 Nr. 1b EEG sieht für das Jahr 2026 eine installierte Leistung von 84 Gigawatt vor. \r\nDaraus ergibt sich aktuell eine Ausbaulücke von rund 15.000 Megawatt (MW). Der BDEW weist \r\nauf den erheblichen Projektstau genehmigter, aber bislang nicht bezuschlagter Windenergiepro\r\njekte an Land hin. Allein Ende April 2026 lagen Genehmigungen für Windenergieanlagen an Land \r\nim Umfang von mehr als 17.000 MW vor, deren zügige Realisierung möglich und zeitnah entfesselt \r\nwerden sollte. \r\nFür den Zeitraum der Umsetzung der zwölf Gigawatt zusätzlicher Ausschreibungsvolumina aus \r\ndem Klimaschutzprogramm schlägt der BDEW zusätzlich die Einführung einer temporären Süd\r\nQuote in den regulären Ausschreibungsterminen vor. Damit könnte gezielt die Allokation von \r\nWindenergieanlagen an Land in den Lastzentren in Süddeutschland angereizt werden. Die Defini\r\ntion der Südregion ergibt sich aus Anlage 5 (zu § 3 Nummer 43c) EEG. Zudem sollten nicht bezu\r\nschlagte Volumina nicht nur für ein Jahr zusätzlich zur Verfügung stehen. Stattdessen sollten unge\r\nnutzte Volumina mehrerer Jahre weiter verfügbar sein, z. B. auch die in den Jahren 2022 und 2023 \r\ndurch Unterzeichnung nicht ausgeschöpften Ausschreibungsmengen.  \r\nFür Windenergie-Projekte mit ihren üblichen langen Entwicklungs- und Finanzierungszeiträumen \r\nsollte aus Sicht des BDEW zudem eine Planungssicherheit über 2032 hinaus geschaffen und im EEG \r\n2027 verankert werden.  \r\n2.2 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des ersten Segments  \r\n(§ 28a EEG) \r\nMit den Änderungen in § 28a Absatz 1 und 2 EEG 2027 wird der Ausschreibungspfad für Solaranla\r\ngen des ersten Segments über das Jahr 2028 hinaus fortgeschrieben und die Ausschreibungsmenge \r\nauf jeweils 14.000 MW für die Jahre 2027 bis 2032 festgelegt. Gemessen an den Volumina der Aus\r\nschreibungen gemäß EEG 2023 von jährlich 9.900 MW zwischen 2025 und 2029 ist dies eine \r\nSeite 21 von 125 \r\nerhebliche Steigerung, die dem Ziel der Verlagerung des PV-Ausbaus auf das kostengünstigere Frei\r\nflächen-Segment Rechnung trägt. Folgerichtig wird die durch das Solarpaket I eingeführte Auftei\r\nlung von 50 Prozent der gesamten Ausschreibungsmengen auf das erste Segment und 50 Prozent \r\nauf das zweite Segment aufgegeben.  \r\nDarüber hinaus werden unterzeichnete Mengen aus Resilienzausschreibungen sowie nicht bezu\r\nschlagte Gebotsmengen aus dem zweiten Segment im Folgejahr den Ausschreibungsmengen des \r\nersten Segments hinzugerechnet. Gleichzeitig regelt § 28a Absatz 3 Nummer 2 Buchstabe c) EEG \r\n2027, dass die im Rahmen von Resilienzausschreibungen ausgeschriebenen Mengen im jeweiligen \r\nJahr von den regulären Ausschreibungsmengen des ersten Segments abgezogen werden. Nicht re\r\nalisierte oder entwertete Mengen fließen im Folgejahr wieder den regulären Ausschreibungen zu. \r\nZudem wird gewährleistet, dass bei einer Gefährdung der Ausbauziele – insbesondere bei einem \r\nhinter den Erwartungen zurückbleibenden Zubau unterhalb der Ausschreibungsschwelle von 750 \r\nkW im zweiten Segment – entsprechende Mengen im Folgejahr über die Ausschreibungen des ers\r\nten Segments nachgeholt werden. Die Nachholung von Gebotsmengen eines Jahres ist allerdings \r\nim Folgejahr abgeschlossen und erstreckt sich nicht ins übernächste Jahr. \r\nZunächst wird der Zeitraum in Absatz 1 so angepasst, dass auch nach 2028 weiterhin Ausschrei\r\nbungen für Solaranlagen des ersten Segments durchgeführt werden können. Die Mengensteue\r\nrung wird zudem mit den Resilienzausschreibungen verzahnt: In einem Jahr ausgeschriebene Resi\r\nlienzmengen werden von den regulären Ausschreibungsmengen des ersten Segments abgezogen. \r\nUmgekehrt fließen zwar bezuschlagte, später jedoch entwertete Gebotsmengen wieder den regu\r\nlären Ausschreibungen zu. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Anhebung des Ausschreibungsvolumens für PV-Freiflächenanlagen. Diese \r\nNeuerung trägt der geplanten Stärkung des Zubaus der kostengünstigen PV-Freiflächenanlagen \r\nRechnung. Wünschenswert wären 500 MW Resilienzausschreibung als zusätzliche Volumina. Eine \r\nVerteilung auf alle Ausschreibungstermine des Jahres ist aufgrund des vergleichsweise geringen \r\nVolumens aus Sicht des BDEW nicht erforderlich. Sofern dies nicht umgesetzt wird, sollten nicht \r\nbezuschlagte Mengen aus dem einmaligen Termin der Resilienzausschreibung ab dem Jahr 2027 \r\nunterjährig auf die folgenden regulären Ausschreibungstermine verteilt werden. \r\nDadurch, dass die Korrekturmengen nur noch auf die zwei folgenden Runden, anstatt wie bisher \r\ndie folgenden drei Runden, verrechnet werden, kann es zu mehr Mengenschwankungen zwischen \r\nden Runden kommen. Das sollte behoben werden. \r\nSeite 22 von 125 \r\n2.3 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des zweiten Segments  \r\n(§ 28b EEG) \r\nMit der Änderung in § 28b Absatz 1 EEG 2027 wird der Ausschreibungspfad für Solaranlagen des \r\nzweiten Segments über das Jahr 2028 hinaus fortgeschrieben und die Ausschreibungsmenge auf \r\n1.500 MW abgesenkt.  \r\nDie Neufassung des § 28b Absatz 3 EEG 2027 regelt, dass Unterzeichnungen künftig ausschließlich \r\nim Rahmen der Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments nach § 28a EEG 2027 ver\r\nrechnet werden. Zudem wird nachvollzogen, dass aufgrund der Absenkung der Ausschreibungs\r\nschwelle auf 750 kW, die im Vorjahr außerhalb der Ausschreibungen realisierten Zubaumengen ab \r\ndieser Schwelle von den Ausschreibungsmengen des Folgejahres abzuziehen sind. Dies betrifft ins\r\nbesondere Solaranlagen von Bürgerenergiegesellschaften sowie Anlagen des zweiten Segments \r\noberhalb von 750 kW außerhalb der EEG-Förderung.  \r\nDie Änderung in § 28b Absatz 4 EEG 2027 regelt, dass die Nachholung von Gebotsmengen eines \r\nJahres im Folgejahr abgeschlossen ist und sich nicht ins übernächste Jahr erstreckt.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt im Lichte der Bemühungen um eine Kostendämpfung der Energiewende im \r\nStromsektor die Stärkung des PV-Ausbaus auf Freiflächen und die damit einhergehende Verrin\r\ngerung der Ausschreibungsvolumina für PV-Anlagen des zweiten Segments.  \r\n2.4 Änderungen des Ausschreibungsvolumina für Biomasseanlagen (§ 28c EEG) \r\nÄnderung der Ausschreibungsjahre für Biomasseanlagen in § 28c Abs. 1 und 2 EEG 2027 von 2023 \r\nund 2028 auf die Jahre 2027 und 2032 jeweils zu den Gebotsterminen am 1. April und 1. Oktober. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Weiterführung und Erhöhung der Ausschreibungsvolumina für Biomasse\r\nanlagen durch Anpassung der Jahresdaten. \r\n2.5 Streichung der Ausschreibungsvolumina für Biomethananlagen (§ 28d EEG) \r\nDie Streichung der Biomethanausschreibungen nach § 28d EEG 2023 wird mit der Begründung an\r\ngeführt, dass Biomethan zukünftig dringend in anderen Sektoren benötigt werde. Grundsätzlich gab \r\nes seit dem EEG 2023 bis zum Jahr 2025 lediglich ein Gebot, das zudem nicht zugelassen wurde. \r\nDamit sind drei Jahre keine EEG-Gebote eingegangen. In der Ausschreibung vom 1. April 2026 wur\r\nden 6 Gebote mit einer Leistung von 38 MW bei einem reduzierten Ausschreibungsvolumen von 61 \r\nMW bezuschlagt. Auch die im ursprünglichen Entwurf für eine EEG-Novelle vom April 2026 enthal\r\ntenen Vorschläge hätten nach Einschätzung des BDEW zu keiner signifikanten Erhöhung der Anzahl \r\nder Gebote geführt.  \r\nSeite 23 von 125 \r\nDie zweite für September 2026 vorgesehene Ausschreibung wird im Verständnis des BDEW plan\r\nmäßig durchgeführt werden. Dies ist aus Gründen des Vertrauensschutzes für geplante und ggf. \r\nschon im Genehmigungsverfahren befindliche Projekte auch angezeigt. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nBei der Ausgestaltung der Bio-Treppe & Grüngasquote bedarf es einer verlässlichen und realisti\r\nschen Abschätzung des vorhandenen „Bio-Potenzials“ anhand einer nationalen Biomassestrate\r\ngie sowie darauf aufbauend einer nationalen Biomethan-Strategie und eines europäischen Han\r\ndelssystems. Die Begründung für die Streichung der Biomethanausschreibungen nach § 28d EEG \r\n2023, Biomethan werde künftig verstärkt in anderen Sektoren benötigt, greift zu kurz. Zwar ist \r\nBiomethan aufgrund begrenzter Potenziale ein wertvoller Energieträger, dessen Einsatz möglichst \r\neffizient erfolgen sollte. Daraus folgt jedoch nicht, dass die Verstromung an Bedeutung verliert. Im \r\nGegenteil: Biomethan ist einer der wenigen erneuerbaren Energieträger, der speicherbar, trans\r\nportierbar und flexibel einsetzbar ist und damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit \r\nund Systemstabilität leisten kann. Gerade in einem Stromsystem mit hohen Anteilen volatiler er\r\nneuerbarer Energien wird Biomethan auch künftig für die bedarfsgerechte und gesicherte Stromer\r\nzeugung benötigt. Die Biomethanverstromung steht daher nicht im Widerspruch zu anderen An\r\nwendungsbereichen, sondern bleibt ein unverzichtbarer Baustein eines klimaneutralen Energiesys\r\ntems.  \r\nDurch die ersatzlose Streichung der Biomethan-Ausschreibungen wird ein KWK-basierter Biome\r\nthanbetrieb i.V.m. §39i Nr. 1a) perspektivisch nicht mehr möglich sein. Im Fall der Beibehaltung \r\neiner Streichung der Biomethan-Ausschreibungen, sollte zumindest der § 39 i Abs. 1a ebenfalls ge\r\nstrichen werden, der den Ausschluss von Biomethan bei den Biomasse-Ausschreibungen vorsieht. \r\nDadurch könnte die Teilnahme an der Biomasse-Ausschreibung auch für biomethanbetriebene An\r\nlagen ermöglicht werden. \r\n2.6 Änderungen der Regelungen für Ausschreibung für Wasserstoff (§§ 28f, 28g EEG) \r\nDa die Ausschreibungen für innovative Konzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung (§ 28f \r\nEEG 2023) und die Ausschreibungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Grünem Wasserstoff \r\n(§ 28g EEG 2023) bisher nicht umgesetzt wurden und nicht mehr umgesetzt werden, werden die \r\n§§ 28f und 28g EEG 2023 gestrichen.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nEine Streichung der §§ 28f und 28g EEG über die Regelung von Ausschreibungen für Wasserstoff \r\nlehnt der BDEW ab. Die Ausschreibungen sind bislang nicht umgesetzt worden, stellen jedoch ein \r\nwichtiges Element zur Förderung im Wasserstoffhochlauf dar. Der BDEW begrüßt die Förderung \r\nvon systemdienlichen Konzepten zur verbesserten Integration zunehmend volatiler \r\nSeite 24 von 125 \r\nStromerzeugungskapazitäten und flexibler Speicherung grundsätzlich. Nach Auffassung des BDEW \r\nkönnen Technologien zur Verstromung von reinem Wasserstoff eine wichtige Rolle einnehmen, um \r\ndas Ziel der Klimaneutralität zu erreichen, wenn sie dazu beitragen das hohe Niveau an Versor\r\ngungssicherheit zu erhalten. Statt einer Streichung sollte die Bundesregierung vielmehr die Aus\r\nschreibungen technologieoffen ausgestalten (z. B. durch Zulassung von Strom aus EE-Anlagen, der \r\nzuvor in das Netz eingespeist wurde) und die Ausschreibungen kurzfristig starten. Ein volkswirt\r\nschaftlich effizienter Umsetzungspfad ist derzeit im Rahmen der Ausschreibung für innovative Kon\r\nzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung im Gesetzentwurf nicht ersichtlich. Versäumte \r\nAusschreibungsmengen sollten nachgeholt und aufkommende Gebotstermine aufgeteilt werden. \r\n3. Künftige Finanzierung des Ausbaus Erneuerbarer Energien \r\n3.1 Generelle Hinweise zur „Netzbetreiberabnahme“  \r\nDie gemäß dem EEG-Regierungsentwurf als „Netzbetreiberabnahme“ vorgesehene Nachfolgerege\r\nlung zur Einspeisevergütung ist in vier Varianten aufgegliedert:  \r\n1. die befristete Übergangszahlung nach § 21 Abs. 1 Nr. 1 für 36 Kalendermonate (vgl. § 25 \r\nAbs. 1a) (Höhe; § 53c Abs. 1 EEG), also damit 5,2 Ct für alle Solaranlagen bis 750 kW (Dach\r\nanlagen) und 1 MW (Freiflächenanlagen), \r\n2. die „unentgeltliche Abnahme“, allerdings bei Neuanlagen nur noch für solche unter 100 \r\nkW, \r\n3. die künftig für Neuanlagen ersatzlos gestrichene Ausfallvergütung und  \r\n4. die Netzbetreiberabnahme für ausgeförderte Anlagen in Höhe des Marktwerts.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nJenseits der einzelnen vier Vermarktungsvarianten (s. auch nachfolgend) ist festzustellen, dass für \r\n„Nulleinspeisungsanlagen“ mit Leistung von 100 kW und mehr keine separate Vermarktungsmög\r\nlichkeit der Geringst-Einspeisungen vorgesehen ist. Es ist allerdings nicht ausgeschlossen, dass \r\nauch diese Anlagen geringste Strommengen in das Netz einspeisen, z. B. unterhalb der Toleranz\r\ngrenze entsprechender Energieflussrichtungsrelais oder bis zum „Anspringen“ dieser Relais in zeit\r\nlicher wie energetischer Hinsicht. Welche Vermarktungsmöglichkeit von den Anlagenbetreibern \r\nzulässigerweise beschritten werden kann, ist gesetzgeberisch klarzustellen. Dies gilt für Nullein\r\nspeiseanlagen größer 100 kW. Für Anlagen mit einer solchen Leistung soll künftig die Möglichkeit \r\nder unentgeltlichen Abnahme nicht mehr zur Verfügung stehen.  \r\nSeite 25 von 125 \r\nZudem sollte aus einer Nulleinspeisung keine „Bagatelleinspeisung“ werden, was auch der Geset\r\nzesbegründung zum insoweit geänderten § 9 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 EEG-RegE widersprechen würde \r\n(„nur in technisch nicht vermeidbaren und im Umfang vernachlässigbar geringen Mengen in das \r\nStromnetz eingespeist“)1. Die trotzdem geringfügig eingespeisten Strommengen müssten daher \r\nnach dem Regierungsentwurf einer der bestehenden Vermarktungsmöglichkeiten zugeordnet wer\r\nden. Eine automatisierte Zuordnung von geringfügigen „Nulleinspeisungsmengen“, als technisch \r\nnicht vermeidbare Minimaleinspeisungen, ist derzeit nicht gesetzlich vorgesehen, sollte aber auf\r\ngenommen werden, unabhängig von der Anlagengröße. Für die Frage, wann überhaupt eine \r\nNulleinspeisung vorliegt und welche geringfügige Netzeinspeisungen insofern zu dulden sind, siehe \r\nunter 9. zu § 9 Abs. 2 EEG-RegE. \r\nZu klären ist ferner, wie mit nicht planbaren Überschusseinspeisungen von Anlagen > 100 kW, die \r\nauf Eigenversorgung ausgerichtet sind und häufig keinen Direktvermarkter finden, umzugehen ist: \r\nEs liegt nahe, die unentgeltliche Abnahme auch über 100 kW einmalig sanktionierungsfrei befristet \r\nauf  \r\n› einen Kalendermonat sowie den Folge-Kalendermonat für den Fall der Inbetriebnahme der An\r\nlage und  \r\n› einen Kalendermonat im Falle des Wechsels des Direktvermarkters, maximal für zwei Kalender\r\nmonate je Kalenderjahr,  \r\nzuzulassen, um die Nachrüstung einer PAV,E-Regelung für die Realisierung einer Nulleinspeisung \r\nverpflichtend zu ermöglichen. Alternativ sollte die Ausfallvergütung für diese Anlagen mit den ge\r\nnannten Zeiträumen erhalten bleiben (s. nachfolgend unter 3.4 und 3.5).  \r\nDer BDEW sieht es darüber hinaus als zwingend notwendig an,  \r\n› dass – wie im Regierungsentwurf auch vorgesehen – für Anlagen unter 100 kW weiterhin die \r\nMöglichkeit der „unentgeltlichen Abnahme“ fortbesteht, v.a. um Überschussstrom, der keiner \r\nDirektvermarktung zugeführt werden kann, weiterhin an den Netzbetreiber verkaufen zu kön\r\nnen und ihn dann in den EEG-Netzbetreiber-Bilanzkreis einstellen zu können (dies gilt insbeson\r\ndere für Anlagen bis 25 kW nach Auslaufen der befristeten Netzbetreiberabnahme, s. nachfol\r\ngend unter 3.2 und 3.4),  \r\n› dass alternativ für Anlagen bis 25 kW eine Direktvermarktung mit Marktprämie ermöglicht \r\nwird und nicht nur ein Direktvermarktungsbonus mit zusätzlichem Aufwand. Hier sollte im Falle \r\n1Regierungsentwurf, S. 198,  \r\nSeite 26 von 125 \r\nder Direktvermarktung für Solaranlagen der Anzulegende Wert von 6,2 Cent/kWh wie für Anla\r\ngen ab 25 kW zugrunde gelegt werden (s. nachfolgend unter 4.2 und 4.3) und \r\n› dass für Anlagen über 100 kW eine befristete „Ausfallvergütung“ für den Kalendermonat der \r\nInbetriebnahme und den Folge-Kalendermonat beibehalten wird, in Höhe des Marktwertes, und \r\nfür die Zeit danach für maximal zwei Kalendermonate je Kalenderjahr. Hierdurch wird eine \r\nrechtzeitige Inbetriebnahme bei EEG-Ausschreibungsanlagen auch bei Verzögerungen des Be\r\nginns der Direktvermarktung sichergestellt, und eine streng befristete Auffangregelung für den \r\nFall der Beendigung eines Direktvermarktungsvertrages geschaffen (s. nachfolgend unter 3.2, \r\n3.5 und 4.4).  \r\nHieraus ergeben sich folgende Aufstellungen der Vermarktungsmöglichkeiten nach dem Regie\r\nrungsentwurf (nachfolgend unter 3.1.1) und nach den BDEW-Forderungen (3.1.2), die nachfolgend \r\nunter Nr. 3.2 ff. weiter präzisiert werden:  \r\nSeite 27 von 125 \r\n  \r\n \r\n Seite 29 von 125 \r\n \r\n3.1.1 Änderung der Vermarktungsoptionen im EEG 2027 gemäß dem Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 \r\nLeistung der Anlage Unter 7 kW \r\n \r\nAb 7 kW und unter 25 kW Ab 25 und un\r\nter 50 kW \r\nAb und ein\r\nschl. 50 kW \r\nund unter 100 \r\nkW \r\nAb und einschl. 100 kW \r\nIn Anspruch nehm\r\nbare Fördervarianten \r\nUngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung plus Bo\r\nnus von 1,5 \r\nCent/kWh für \r\nbis zu 48 Mo\r\nnate, unent\r\ngeltliche Ab\r\nnahme und \r\nvergütete \r\nNetzbetrei\r\nberabnahme  \r\nUngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung plus Bo\r\nnus von 1,5 \r\nCent/kWh für \r\nbis zu 48 Mo\r\nnate und un\r\nentgeltliche \r\nAbnahme \r\nUngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung, plus Bo\r\nnus von 1,5 \r\nCent/kWh für \r\nbis zu 48 Mo\r\nnate, unent\r\ngeltliche Ab\r\nnahme und \r\nvergütete \r\nNetzbetrei\r\nberabnahme \r\nUngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung plus Bo\r\nnus von 1,5 \r\nCent/kWh für \r\nbis zu 48 Mo\r\nnate, und un\r\nentgeltliche \r\nAbnahme \r\nMarktprä\r\nmien- und un\r\ngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung und un\r\nentgeltliche \r\nAbnahme und \r\nvergütete \r\nNetzbetrei\r\nberabnahme \r\nMarktprä\r\nmien- und un\r\ngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung und un\r\nentgeltliche \r\nAbnahme \r\nMarktprä\r\nmien- und un\r\ngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung und un\r\nentgeltliche \r\nAbnahme  \r\nMarktprä\r\nmien- und un\r\ngeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung, keine \r\nunentgeltli\r\nche Abnahme \r\nund wegen \r\nStreichung \r\nkeine Ausfall\r\nvergütung \r\nAbhängig von Inbe\r\ntriebnahme in: \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2027 bis 2030 \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2031 ff. \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2027 und \r\n2028 \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2029 ff. \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2027 \r\n \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2028 ff. \r\negal egal \r\n  \r\n \r\n Seite 30 von 125 \r\n \r\nAusnahme: „Befristete Übergangszahlung“ \r\nist nicht anwendbar auf Ste\r\nckersolargeräte mit einer in\r\nstallierten Leistung der Solar\r\nanlage oder der Solaranlagen \r\nvon insgesamt bis zu 2 kW und \r\nmit einer Wechselrichterleis\r\ntung von insgesamt bis zu 800 \r\nVoltampere, die hinter der Ent\r\nnahmestelle eines Letztver\r\nbrauchers betrieben werden; \r\ndiesen Anlagen steht daher nur \r\ndie unentgeltliche Abnahme \r\noder die ungeförderte (sons\r\ntige) Direktvermarktung zur \r\nVerfügung. \r\n    \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n Seite 31 von 125 \r\n \r\n3.1.2 BDEW-Forderungen hinsichtlich der Vermarktungsoptionen nach dem EEG 2027  \r\nDer BDEW fordert, die im Regierungsentwurf vorgesehenen Vermarktungsoptionen der EEG-Anlagenbetreiber wie folgt zu ändern, wobei \r\nÄnderungen gegenüber dem Regierungsentwurf in Fettdruck dargestellt werden, und der Förderausschluss bei Anlagen bis 25 bzw. 7 kW nur \r\nim Falle der Überschussstromeinspeisung greifen soll:  \r\nLeistung der Anlage Unter 7 kW Ab 7 kW und unter 25 kW Ab und ein\r\nschl. 25 kW \r\nund unter \r\n100 kW \r\nAb und einschl. 100 kW \r\nIn Anspruch nehmbare \r\nFördervarianten \r\nGeförderte \r\nDirektver\r\nmarktung \r\nmit Markt\r\nprämie, un\r\ngeförderte, \r\nsonstige Di\r\nrektver\r\nmarktung, \r\nunentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme und \r\n„vergütete \r\nNetzbetrei\r\nberab\r\nnahme in \r\nHöhe des \r\nGeförderte \r\nDirektver\r\nmarktung \r\nmit Markt\r\nprämie und \r\nunentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme \r\nGeförderte \r\nDirektver\r\nmarktung \r\nmit Markt\r\nprämie, un\r\ngeförderte, \r\nsonstige Di\r\nrektver\r\nmarktung, \r\nunentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme und \r\n„vergütete \r\nNetzbetrei\r\nberab\r\nnahme“ in \r\nHöhe des \r\nMarktwerts  \r\nGeförderte \r\nDirektver\r\nmarktung \r\nmit Markt\r\nprämie, und \r\nunentgeltli\r\nche Ab\r\nnahme \r\nMarktprä\r\nmien- und \r\nungeförderte \r\n(sonstige) Di\r\nrektvermark\r\ntung und un\r\nentgeltliche \r\nAbnahme  \r\nMarktprämien- und ungeförderte (sonstige) \r\nDirektvermarktung, Beibehaltung der Aus\r\nfallvergütung für Kalendermonat der Inbe\r\ntriebnahme und Folgemonat zu Förderhöhe \r\nvom Marktwert, und bei Beendigung des \r\nDV-Vertrags für Zwischenzeit von zwei Ka\r\nlendermonaten; alternativ Streichung der \r\n100 kW-Schwelle für die unentgeltliche Ab\r\nnahme \r\n \r\n Seite 32 von 125 \r\n \r\nMarkt\r\nwerts“  \r\nAbhängig von Inbetrieb\r\nnahme in: \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2027 bis \r\n2030 \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2031 ff. \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2027, 2028 \r\nund 2029 \r\nInbetrieb\r\nnahme in \r\n2030 ff. \r\negal egal \r\nBei Nulleinspeisungsan\r\nlagen: \r\nHier gilt für Minimalst-Strommengen, die in das Netz eingespeist wer\r\nden, sowieso bei Anlagen unter 100 kW die unentgeltliche Abnahme.  \r\nÖffnung der unentgeltlichen Abnahme für \r\nMinimalst-Strommengen, die in das Netz ein\r\ngespeist werden \r\nAusnahme:  Netzbetreiberabnahme ist nicht anwendbar auf Ste\r\nckersolargeräte mit einer installierten Leistung der So\r\nlaranlage oder der Solaranlagen von insgesamt bis zu 2 \r\nkW und mit einer Wechselrichterleistung von insge\r\nsamt bis zu 800 Voltampere, die hinter der Entnahme\r\nstelle eines Letztverbrauchers betrieben werden; die\r\nsen Anlagen steht daher nur die unentgeltliche Ab\r\nnahme oder die ungeförderte (sonstige) Direktvermark\r\ntung zur Verfügung.  \r\n  \r\n3.2 Befristete Förderung von Neuanlagen unter 50 kW, 25 kW und 7 kW im Sinne der Netz\r\nbetreiberabnahme als “befristete Übergangszahlung” \r\nDie „befristete“ Übergangszahlung in der Netzbetreiberabnahme bedeutet nach dem Regie\r\nrungsentwurf einen Verkauf des Stroms an den Netzbetreiber. Dieser stellt den Strom in sei\r\nnen Netzbetreiber-EEG-Bilanzkreis ein und zahlt dem Betreiber dafür den anzulegenden Wert \r\nabzüglich 1 Cent/kWh (§ 53 Abs. 1 EEG-RegE) für diesen Strom. Die „befristete Übergangszah\r\nlung“ betrüge dann für Solaranlagen in der gesetzlichen Förderung und Inbetriebnahme An\r\nfang 2027 5,2 Cent/kWh und ergibt sich durch den um 1 Cent/kWh reduzierten anzulegenden \r\nWert von 6,2 Cent/kWh.  \r\nDie „befristete Übergangszahlung“ ist auf 36 Monate nach Inbetriebnahme der jeweiligen An\r\nlage befristet. Sie kann für Anlagen mit weniger als 50 kW, die ab dem 1. Januar 2027 in Be\r\ntrieb gehen, in Anspruch genommen werden. Ab 1. Januar 2028 reduziert sich die Leistungs\r\ngrenze für Neuanlagen auf 25 kW und ab dem 1. Januar 2029 bis Ende 2030 auf 7 kW. Gemäß \r\n§ 85 Abs. 2 Nr. 2a EEG-RegE kann der Zeitrahmen für die befristete Netzbetreiberabnahme für \r\nAnlagen kleiner 25 kW bis höchstens 31.12.2032 verlängert werden, wenn bis zu den gesetzli\r\nchen Fristen noch keine massengeschäftstauglichen Verfahren bereitstehen, was als Aus\r\nweichszenario zu begrüßen ist.  \r\nZahlungen im Rahmen der „befristeten Übergangszahlung“ nach § 21 Abs. 1 Nr. 1 EEG-RegE \r\nsind bis zum Ende des 36.  auf die Inbetriebnahme der Anlage folgenden Kalendermonats zu \r\nleisten (§ 25 Abs. 1a EEG-RegE). Für Zeiten nach dieser Frist steht die „befristete Übergangs\r\nzahlung“ für diese Anlagen nicht mehr zur Verfügung, sondern nur noch die „unentgeltliche \r\nAbnahme“ oder die „sonstige Direktvermarktung“.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nAus Sicht des BDEW ist die „befristete Übergangszahlung“ ein praktikables Instrument, um \r\nkleine Strommengen noch kurze Zeit zu fördern. Wesentlich ist, dass sämtliche eingespeisten \r\nEnergiemengen, unabhängig von der installierten Leistung der Anlage, geordnet bilanziert \r\nwerden und nicht dem Differenzbilanzkreis des Netzbetreibers zugeordnet werden. Bei Anla\r\ngen unter 100 kW ist dies durch die Netzbetreiberabnahme bzw. die unentgeltliche Abnahme \r\ngewährleistet. Allerdings plädiert der BDEW dafür, die Zahlung im Rahmen der „befristeten \r\nÜbergangszahlung“ lediglich in Höhe des Marktwerts Solar zu leisten. Dadurch besteht ein \r\nverbesserter Anreiz zum Wechsel in die Direktvermarktung. Eine Zahlung in Höhe von 5,2 \r\nCent/kWh für Solaranlagen schwächt diesen Anreiz hingegen ab, da sich der Unterschied zwi\r\nschen Übergangszahlung und möglichem Erlös aus der Direktvermarktung verringert.  \r\nDer BDEW begrüßt, dass Neuanlagen zwischen 7 kW und < 25 kW sich bei Inbetriebnahme \r\nab 2029 marktlich refinanzieren sollen, lehnt allerdings einen zu frühen Übergang ohne \r\nSeite 33 von 125 \r\nförderseitige Absicherung in die Direktvermarktung für Neuanlagen unter 7 kW ab. Andern\r\nfalls wäre ein geordneter Hochlauf der erwarteten Anwendungsfälle in den Unternehmen \r\nnicht zu ermöglichen. Zu beachten ist auch, dass in den kommenden Jahren eine Reihe an Um\r\nsetzungsherausforderungen an den Markt, insb. Netzbetreiber, bestehen (u. a. MiSpeL, Ma\r\nBiS-Hub, Energy Sharing). Hierzu ist es allerdings notwendig, dass wie vom BDEW vorgeschla\r\ngen weiter eine Marktprämie für kleine Anlagen gezahlt wird, wenn sie die Direktvermarktung \r\nbeschreiten. Um die Direktvermarktung marktlich zu machen, sollte hier auf eine Leistungsbe\r\ngrenzung verzichtet werden. Der BDEW schlägt vor, Anlagen zwischen 7 kW und 25 kW ge\r\nnauso wie Anlagen ab 25 kW zu behandeln und für die Direktvermarktung von Solaranlagen \r\neinen Anzulegenden Wert von 6,2 Cent/kWh über eine Marktprämie zu zahlen (S. nachfol\r\ngend unter Nr. 4.2 und 4.3). \r\nAllerdings kritisiert der BDEW die anlagenindividuell auf 36 Kalendermonate nach Inbetrieb\r\nnahme befristete Laufzeit der „befristeten Übergangszahlung“, und fordert ein Fristende je\r\nweils zum Kalenderjahresende. Für das Massenkundengeschäft gerade der PV-Kleinanlagen \r\nbedeutet dies für die allermeisten Anlagen ein unterjähriges Ende der Förderung. Nach BDEW\r\nAuffassung sollte die Beendigung aus abrechnungstechnischen Gründen und dem noch nicht \r\nvollständig ausgerollten intelligenten Messsystem immer zum Kalenderjahresende erfolgen, \r\nd.h. zum Ende des dritten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme der Anlage. Die Förderbegren\r\nzung jeweils zum Kalenderjahresende entspricht dann auch den generellen Befristungen der \r\nFörderdauer von gesetzlich geförderten Anlagen und von ausgeförderten Anlagen (vgl. § 25 \r\nAbs. 1 Satz 2 und 3 sowie Abs. 3 EEG-RegE). \r\nHierdurch würden sich in Abhängigkeit von Leistung und Inbetriebnahmedatum der Anlagen \r\nfolgende maximalen Förderdauern der Anlagen ergeben:  \r\nLeistung \r\n25 kW bis < 50 kW \r\n7 kW bis < 25 kW \r\nInbetriebnahme \r\n0 kW bis < 7 kW \r\n2027 \r\nBis Ende 2030 \r\n2027-2028 \r\n2027-2030 \r\nMaximale Förder\r\ndauer \r\nBis Ende 2030/2031 Bis Ende \r\n2030/2031/2032/2033 \r\n§ 25 Abs. 2 EEG-RegE sollte dann wie folgt formuliert werden:  \r\n„(2) Befristete Übergangszahlungen nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 Buchstabe a in Ver\r\nbindung mit § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 sind bis zum Ende des dritten Kalenderjah\r\nres 36. auf die Inbetriebnahme der Anlage folgenden Kalendermonats zu leisten, das \r\nauf das Kalenderjahr der Inbetriebnahme der Anlage folgt, soweit sich aus den Best\r\nimmungen dieses Gesetzes nichts anderes ergibt.“ \r\nSeite 34 von 125 \r\n3.3 Kein Förderausschluss für Wasserkraft-Anlagen kleiner 25 kW  \r\nDer BDEW begrüßt, dass nach § 40 Abs. 2 EEG modernisierte Wasserkraftanlagen auch bis 25 \r\nkW für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen im Vergleich zum Arbeitsentwurf des Ge\r\nsetzes weiter einen Anspruch auf Marktprämie beanspruchen können.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nEin Förderstopp für Neuanlagen unter 25 kW hätte zu ungewollten Nebeneffekten bei der Sa\r\nnierung und Ertüchtigung der Wasserkraft geführt. Diese Wasserkraftanlagen sind meistens – \r\nanders als Solaranlagen –Volleinspeisungsanlagen, die folglich auf eine Refinanzierung ihrer \r\nInvestition in die Anlage über eine Einspeisevergütung angewiesen sind.  \r\n3.4 Unentgeltliche Abnahme  \r\nBei der Unentgeltlichen Abnahme wird der Strom wie bereits bisher an den Netzbetreiber ver\r\nkauft. Dieser stellt den Strom dann in seinen Netzbetreiber-EEG-Bilanzkreis ein und zahlt eine \r\nEinspeisevergütung in Höhe von gesetzlich null für diesen Strom. Anlagen mit einer installier\r\nten Leistung von weniger als 100 kW, für die der Anlagenbetreiber keine andere Zuordnung \r\ngetroffen hat, gelten wie bislang Anlagen von weniger als 400 kW (Inbetriebnahme vor \r\n01.01.2026) oder Anlagen von weniger als 200 kW (Inbetriebnahme vor 01.01.2027) als der \r\nVeräußerungsform der Netzbetreiberabnahme in der Variante der unentgeltlichen Abnahme \r\nzugeordnet. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt, dass das Institut der „unentgeltlichen Abnahme“ auch nach dem EEG \r\n2027 fortgeführt werden soll, nun mit einer Leistungsschwelle für Neuanlagen von 100 kW.  \r\nDa auf Eigenversorgung ausgerichtete Anlagen auch > 100 kW erfahrungsgemäß häufig trotz \r\nintensiver Bemühungen nur sehr schwer einen Direktvermarkter finden, erscheint eine Auf\r\nfangregelung unverzichtbar. Hierfür bietet sich  \r\n› entweder eine generell und unbefristet anwendbare „unentgeltliche Abnahme“ unter Auf\r\nhebung der Leistungsschwelle von 100 kW an,  \r\n› oder die Fortgeltung einer zeitlich strikt begrenzten „Ausfallvergütung“.  \r\nHierdurch würde die schnellstmögliche Anmeldung zur Direktvermarktung angereizt werden.  \r\nDie bisherige Ausfallvergütung sollte, wie in Kapitel 3.5 beschrieben, als befristetes Auffang\r\ninstrument fortgeführt und jenseits der Fristen durch die unentgeltliche Abnahme ersetzt wer\r\nden. Die Ausfallvergütung kann künftig so befristet werden, dass sie für den Kalendermonat \r\nder Inbetriebnahme und den Folge-Kalendermonat anwendbar ist, und im Falle des Wechsels \r\nSeite 35 von 125 \r\ndes Direktvermarkters für insgesamt zwei Kalendermonate je Kalenderjahr. Sollte für die Fol\r\ngezeit keine „unentgeltliche Abnahme“ zur Verfügung stehen, z. B. nach dem Regierungsent\r\nwurf bei Anlagen > 100 kW, sollte die Befristung der „Ausfallvergütung“ durch eine sich daran \r\nanschließende Pflicht zur technischen Unterbindung der Einspeisung zu flankiert werden. \r\nDiese Fristen sind aus Sicht des BDEW angemessen, da ein kürzerer Übergangszeitraum bei \r\nunerwartetem Wegfall des Direktvermarkters – z. B. durch Insolvenz – und Einhaltung der \r\nMaKo-Fristen zur Bilanzkreisanmeldung nicht praxisgerecht wäre. \r\nZusätzlich ist zu beachten, dass die Netzbetreiber bei unentgeltlicher Abnahme keine Möglich\r\nkeit haben, Sanktionszahlungen nach § 52 EEG gegen Vergütungszahlungen aufzurechnen. \r\nDaher ist eine Regelung erforderlich, wie bei Zahlungsverweigerung der Anlagenbetreiber vor\r\nzugehen ist. Es ist aus Sicht des BDEW nicht vertretbar, dass der Netzbetreiber in jedem Ein\r\nzelfall die Sanktionszahlungen einklagen muss.  \r\nSchließlich sollte für Anlagen mit einer „Nulleinspeisung“ die unentgeltliche Abnahme gene\r\nrell und ohne Schwellenwert geöffnet werden, damit die unvermeidlichen Minimal-Strom\r\nflüsse vom Netzbetreiber in seinen EEG-Bilanzkreis verbucht werden können (s. vorher unter \r\nNr. 3.1).  \r\n3.5 Ausfallvergütung und deren Streichung im Gesetzentwurf \r\nDie Ausfallvergütung wurde 2014 eingeführt und ist im EEG 2023 in § 21 Abs. 1 Satz 2 gere\r\ngelt. Die Ausfallvergütung ist eine Absicherung für Anlagenbetreibende und verfolgt das Ziel, \r\nFinanzierungsrisiken zu minimieren. Sie soll greifen, wenn die Direktvermarktung von Strom \r\naus Erneuerbaren Energien kurzfristig nicht umsetzbar ist. Seit dem EEG 2017 ist die Ausfall\r\nvergütung zeitlich stärker begrenzt. Um ein Ausnutzen dieser „Notvergütung“ zu vermeiden, \r\nist die Höhe der Vergütung auf 80 Prozent des anzulegenden Wertes reduziert, und sie beträgt \r\nals Folge-Ausfallvergütung nur den Marktwert bzw. null. Seit dem EEG 2017 ist die Laufzeit der \r\nAusfallvergütung zudem auf maximal drei aufeinanderfolgende Kalendermonate und maximal \r\nsechs Kalendermonate im Jahr befristet, und seit dem EEG 2023 ist die Inanspruchnahme der \r\nFolge-Ausfallvergütung außerdem nach § 52 EEG 2023 sanktioniert. \r\nDer Regierungsentwurf sieht allerdings in § 21 Abs. 1 Satz 2 EEG-RegE für neue EE-Anlagen ab \r\n100 kW eine vollständige Streichung der Ausfallvergütung vor.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nAus Sicht des BDEW ist ein Entfall der Ausfallvergütung grundsätzlich sinnvoll und angemes\r\nsen, um die Direktvermarktung als gängige Veräußerungsform im Bereich von Anlagen klei\r\nner 200 kWp durchgehend zu etablieren. Es sollte aber für bestimmte Fälle eine streng be\r\nfristete Ausfallvergütung auch für Neuanlagen beibehalten bleiben:  \r\nSeite 36 von 125 \r\nEine eingeschränkte Ausfallvergütung sollte aus den Erfahrungen heraus noch für den Kalen\r\ndermonat der Inbetriebnahme einer Neuanlage und dem Folge-Kalendermonat greifen, \r\nwenn parallel – wie im Regierungsentwurf vorgesehen – der Schwellenwert für die „unentgelt\r\nliche Abnahme“ auf 100 kW abgesenkt wird. So können auch Betreiber von Anlagen, die noch \r\nkeinen Direktvermarkter zum Inbetriebnahmezeitpunkt ihrer Anlage gefunden haben, eine \r\nÜbergangsfrist zur Verfügung haben. Dies entspricht leider vielfach der Praxis bei Anlagen mit \r\neiner Leistung von mehr als 100 kW, sogar im Falle von Ausschreibungsanlagen, die eine Reali\r\nsierungsfrist einhalten müssen.  \r\nEine Ausfallvergütung sollte zudem nach Ende eines Direktvermarktungsvertrages, hier für \r\ndie Dauer von maximal zwei Kalendermonaten je Kalenderjahr, zulässig sein, wenn der Anla\r\ngenbetreiber noch keinen Anschluss-Direktvermarkter gefunden hat, oder wenn der bisherige \r\nDirektvermarkter wegen Insolvenz seine Geschäftstätigkeit eingestellt hat.  \r\nBeide Fälle kommen in der Praxis durchaus vor und würden bei ersatzloser Streichung der \r\nAusfallvergütung für Neuanlagen > 100 kW zu einem regelungsfreien Rechtszustand führen: \r\nDie Anlage könnte in den vorstehenden Fällen gar nicht in Betrieb genommen werden, selbst \r\nwenn dies z. B. aufgrund des nahenden Ablaufs einer EEG-Realisierungsfrist erforderlich ist, \r\ndamit der Zuschlag aus einer EEG-Ausschreibung für die Anlage nicht verfällt. Oder eine An\r\nlage müsste zwischenzeitlich außer Betrieb genommen werden, weil kein Anschluss-Direktver\r\nmarkter für den Strom gefunden werden kann. In beiden Fällen hätte der Netzbetreiber bei \r\ntrotzdem erfolgter Einspeisung keine Handhabe für eine Verbuchung des eingespeisten \r\nStroms in seinen Bilanzkreisen, oder alternativ für eine Abregelung der Anlage. Er müsste da\r\nher die Einspeisung in sein Netz ablehnen, weil das EEG dem Anlagenbetreiber keine Verkaufs\r\nmöglichkeit für seinen Strom an den Netzbetreiber gewährt. Durch die zeitliche Begrenzung \r\nder Ausfallvergütung auf zwei Kalendermonate (Monat der Inbetriebnahme der Anlage und \r\nder Folge-Kalendermonat) besteht hingegen das im Regierungsentwurf genannte Miss\r\nbrauchspotential der Regelung nicht mehr.  \r\nDiese Höhe der Ausfallvergütung kann generell mit einer Förderung in Höhe des Marktwertes \r\nversehen werden, ohne dass zwischen einer Anfangs- und einer Folgeausfallvergütung diffe\r\nrenziert wird. Dies liegt unterhalb der 80 Prozent des anzulegenden Wertes, die nach gelten\r\nder Rechtslage für die ersten drei Kalendermonate der Inanspruchnahme der Ausfallvergütung \r\ngezahlt werden müssen.  \r\nDiese Zeiträume sollten für die Findung eines Direktvermarkters in den genannten Fällen aus\r\nreichen. Gleichzeitig sichert diese Maßnahme die Einhaltung der Realisierungsfrist für die An\r\nlage, und die fortwährende Einspeisung nach der Inbetriebnahme der Anlage. Sollte zum Ab\r\nlauf der Übergangsfrist keine wirksame Anmeldung an einen Direktvermarktungsbilanzkreis \r\nerfolgt sein, hat der Anlagenbetreiber dafür Sorge zu tragen, dass keine Einspeisung ins Netz \r\nSeite 37 von 125 \r\nerfolgt, da die Strommengen nicht mehr im EEG-Bilanzkreis des Netzbetreibers geführt wer\r\nden dürften und eine unbilanzierte Einspeisung in den Differenzbilanzkreis die Folge wäre. Soll \r\ndie Anlage nicht gesperrt werden, müsste der Anlagenbetreiber für die Übergangszeit bis zur \r\nÜbernahme der Vermarktung durch einen Direktvermarkter eine „Nulleinspeisung“ realisieren \r\n(technisch über eine PAV,E-Regelung). \r\nUm die Übergangslösung in Anspruch zu nehmen, sollte ein knapper Nachweis seitens der An\r\nlagenbetreiber geliefert werden, dass der Weg zur Direktvermarktung beschritten wird. Der \r\nNachweis sollte aussagekräftig und mit überschaubarem Aufwand verbunden sein, z. B. in \r\nForm der Angebotsanfrage bei Direktvermarkungs-Anbietern.  \r\n3.6 Förderung von Ausgeförderten Anlagen durch die Netzbetreiberabnahme \r\nDer BDEW begrüßt, dass das Instrument der Netzbetreiberabnahme in Höhe des Marktwerts \r\nfür Strom aus ausgeförderten Anlagen bis 100 kW, die keine Windenergieanlagen sind, bei\r\nbehalten werden soll. Allerdings sollte die Netzbetreiberabnahme für ausgeförderte Anlagen \r\nauf 2032 befristet bleiben, um auch Strommengen aus ausgeförderten Anlagen in die Direkt\r\nvermarktung zu überführen.  \r\n4. Änderungen bei der Direktvermarktung von EEG-Anlagen  \r\n4.1 Abgrenzung zu anderen Veräußerungsformen \r\nFür Neuanlagen bis weniger als 25 kW besteht nach dem Regierungsentwurf kein Anspruch \r\nauf die Marktprämie mehr. Stattdessen wird für diese Anlagen ein befristeter Bonus für die \r\nsonstige Direktvermarktung eingeführt werden (§ 50c EEG-RegE). \r\nAlternativ hierzu können Anlagen ab 7 kW bis unter 25 kW bei Inbetriebnahme in 2027 und \r\n2028 bei Verkauf des Stroms an den Netzbetreiber die befristete Übergangsregelung für 36 \r\nKalendermonate (s. vorstehend unter Nr. 3.2) oder die „unentgeltliche Abnahme“ geltend ma\r\nchen. Bei Anlagen unter 7 kW ist dies bei einer Inbetriebnahme in 2027 bis 2030 möglich.  \r\nAb 2028 soll für Neuanlagen ab einer Leistung von 25 kW bis weniger als 50 kW als Veräuße\r\nrungsform neben der „unentgeltlichen Abnahme“ (für Anlagen bis unter 100 kW) nur noch die \r\ngeförderte Direktvermarktung möglich sein.  \r\nParallel hierzu sollen der aktuelle Schwellenwert der unentgeltlichen Abnahme von „unter \r\n200 kW“ auf „unter 100 kW“ abgesenkt werden, und die Ausfallvergütung komplett gestri\r\nchen werden.  \r\nSeite 38 von 125 \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW unterstützt das Ziel, Erneuerbare Energien stärker in die Marktmechanismen zu in\r\ntegrieren und die Direktvermarktung zu stärken. Der BDEW schlägt die Einführung der Direkt\r\nvermarktung als einziger zulässiger geförderter Veräußerungsform für Anlagen ab 25 kW ab \r\n2028 vor, wobei dann auch Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2027 zum Wechsel in die Direkt\r\nvermarktung verpflichtet sein sollten. Die Ausweitung der Direktvermarktungspflicht ist nur \r\ndann sachgerecht, wenn die Verfahren vor Inkrafttreten der Regelung tatsächlich in der Breite \r\nin den Unternehmen angewendet werden können. Der Zeitplan ist mit Blick auf die praktische \r\nUmsetzbarkeit bei den Netzbetreibern aufgrund der anstehenden vielzähligen gesetzlichen \r\nund regulatorischen Umsetzungsherausforderungen (z. B. MaBiS-Hub, MiSpeL, AgNeS) zu be\r\ndenken. Für Anlagen zwischen 7 kW und < 25 kW hatte der BDEW daher die Pflicht zur Direkt\r\nvermarktung erst ab 2030 vorgeschlagen. \r\n4.2 Geltendmachung der Inanspruchnahme einer Marktprämie \r\n§ 20 Abs. 2 EEG-RegE sieht neu vor, dass Betreiber von Anlagen von mindestens 100 kW instal\r\nlierter Leistung künftig nur eine Marktprämie erhalten, wenn sie gegenüber dem Netzbetrei\r\nber in Textform bis spätestens sechs Monate nach Inbetriebnahme mitteilen, dass sie diese in \r\nAnspruch nehmen möchten. Neu im Regierungsentwurf ist eine detaillierte Regelung, wonach \r\nbei einer prozentualen Aufteilung der Leistungsanteile einer Anlage, bei der bei Abweichun\r\ngen in der Höhe zwischen einer Mitteilung (Marktprämien-Förderung soll grds. in Anspruch \r\ngenommen werden) und einer Zuordnung zur Direktvermarktung mit Marktprämie immer die \r\nMitteilung oder Zuordnung mit dem höchsten ausgewiesenen Leistungsanteil entscheidend \r\nist. Gleiches soll bei Abweichungen zwischen der Mitteilung und während der Frist von sechs \r\nMonaten geänderten Zuordnungen zur Direktvermarktung mit Marktprämie bestehen. \r\nAusnahmen von der Mitteilungspflicht an sich gibt es für ausschreibungspflichtige Anlagen \r\nund Biomasseanlagen (ohne Deponie- und Klärgasanlagen). \r\nDer BDEW geht davon aus, dass mit dieser Frist lediglich die Möglichkeit der grundsätzlichen \r\nInanspruchnahme einer Marktprämie adressiert wird, nicht dagegen eine rückwirkende Zu\r\nordnung beispielsweise zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Sollte eine rückwirkende Zuord\r\nnung gemeint sein, lehnt der BDEW dies ab. Die rückwirkende Inanspruchnahme der Markt\r\nprämie ist nicht praktikabel, da die mit der Marktprämie geförderte Stromeinspeisung nach § \r\n20 EEG einem separaten Bilanzkreis zugeordnet werden muss. Die Anmeldung zum Marktprä\r\nmienmodell muss entsprechend den in der Marktkommunikation vorgesehenen Fristen vor \r\nInbetriebnahme der Anlage beim Netzbetreiber vorliegen. Für diesen Widerspruch muss eine \r\nÜbergangsregelung gefunden werden. \r\nSeite 39 von 125 \r\n4.3 Keine Marktprämie mehr für Anlagen bis 25 kW und Einführung eines Direktvermark\r\ntungsbonus von 1,5 Cent/kWh befristet für vier Jahre (§ 20 und § 50c EEG-RegE) \r\nDie sofortige Streichung des Marktprämienanspruchs für Anlagen unter 25 kW lehnt der \r\nBDEW in dieser Form ab. Vielmehr sollte – so wie für Solaranlagen ab 25 kW und mehr – der \r\nanzulegende Wert in Höhe von 6,2 Cent/kWh, der gemäß § 48 EEG-RegE nun Solaranlagen ab \r\n25 kW als Förderung zustehen soll, auch für Anlagen unter 25 kW für den erzeugten und in ein \r\nNetz eingespeisten Strom gelten, wenn sie die geförderte Direktvermarktung beschreiten. Da\r\nraus würde sich als Marktprämie die Differenz zwischen diesem anzulegenden Wert und dem \r\nJahresmarktwert Solar ergeben.  \r\nIn § 50c EEG-RegE wird ein befristeter Direktvermarktungsbonus für Anlagen unter 25 kW \r\neingeführt. Dieser beträgt 1,5 Cent/kWh und ist auf vier Jahre nach Geltendmachung des An\r\nspruchs auf Zahlung des Bonus befristet. Obwohl der Direktvermarktungsbonus nur für in ein \r\nNetz eingespeisten Strom bestehen soll, wird in § 50c Abs. 6 EEG-RegE u.a. die entsprechende \r\nAnwendung von § 19 Abs. 3 bis 3c EEG 2023 angeordnet. Damit soll auch für Anlagen, die den \r\nDirektvermarktungsbonus in Anspruch nehmen eine entsprechende Anwendung der Pauschal- \r\nund Abgrenzungsoption (anteiliger Bonus-Erhalt für in einen Speicher eingespeicherten und \r\nwieder ausgespeicherten Strom) für den Direktvermarktungsbonus in der Veräußerungsform \r\nder sonstigen Direktvermarktung bewirkt werden. \r\nDer BDEW begrüßt, dass der Gesetzgeber die Notwendigkeit der weiteren Teilförderung \r\nauch von kleinen Anlagen in der Direktvermarktung erkannt hat, um kleine Anlagen in die \r\nDirektvermarktung zu bringen.  \r\nAllerdings sieht der BDEW die Streichung der Marktprämie für Kleinanlagen bis 25 kW und die \r\nersatzweise, auf vier Jahre befristete Förderung durch den Direktvermarktungsbonus von 1,5 \r\nCent/kWh als nicht angemessene Schlechterstellung von Anlagen unter 25 kW an. Der BDEW \r\nfordert die Zahlung der Marktprämie auch für Anlagen zwischen 7 kW und 25 kW.  \r\nInsbesondere lehnt der BDEW die Einführung eines strukturell weiteren Förderinstruments \r\nab, das zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber zunächst etabliert werden müsste. \r\nDie daraus entstehende Folgefragen, u.a. zur korrekten Bilanzierung und zur Anwendbarkeit \r\nder MiSpeL-Regelungen auf diese Anlagen, werden nicht weiter adressiert (siehe hierzu auch \r\nweiter unten). Anlagen zwischen 7 kW und 25 kW sollten – in dem vom BDEW vorgeschlage\r\nnen angepassten Rahmen – weiter eine Marktprämie erhalten können. Hierbei ist zur ent\r\nsprechenden Geltung für Stromspeicher hinsichtlich der Abgrenzungs- und Pauschaloption zu \r\nbeachten, dass die Bundesnetzagentur derzeit im Festlegungsverfahren „MiSpeL“ den Rah\r\nmen für die Umsetzung dieser Optionen erarbeitet. Nach dem zuletzt veröffentlichten Arbeits\r\nentwurf zu dieser Festlegung können die umlageseitigen Optionen nun sowohl als eine Form \r\nSeite 40 von 125 \r\nder geförderten Direktvermarktung als auch in der ungeförderten Direktvermarktung in An\r\nspruch genommen werden. Diese Harmonisierung wird ausdrücklich begrüßt. Wird § 50c EEG\r\nRegE eingeführt ist weiterhin dringend auf die Umsetzbarkeit und Berücksichtigung im laufen\r\nden MiSpeL-Verfahren zu achten.  \r\nSollte der Direktvermarktungsbonus beibehalten werden, sollte er aus Sicht des BDEW auto\r\nmatisch bei Inanspruchnahme der sonstigen Direktvermarktung ausgezahlt werden und nicht \r\ngemäß § 21c Abs. 2 EEG-RegE gesondert mitgeteilt werden müssen. Weiterhin sollte eine In\r\nanspruchnahme des Bonus nur bis zum Jahre 2030 möglich sein. Bis dahin sollten die Pro\r\nzesse der Direktvermarktung soweit automatisiert sein, dass ein Mehraufwand für den Kun\r\nden nicht mehr ausgeglichen werden muss. Denkbar ist darüber hinaus eine Ausgestaltung \r\ndes Direktvermarktungsbonus als jährliche, pauschale Einmalzahlung, um den Umsetzungsauf\r\nwand zur Geltendmachung möglichst gering zu halten. \r\nZudem fehlt eine Stichtagsregelung. Da die Zahlungsfrist am erstmaligen Wechsel in die Di\r\nrektvermarktung ansetzt, könnte der Anlagenbetreiber nach Förderende auch erst in die un\r\nentgeltliche Abnahme fallen und deutlich später dann in die sonstige Direktvermarktung mit \r\nbefristetem Bonus wechseln. \r\nGemessen an der aktuellen Förderhöhe wird durch die Zahlung der Marktprämie bei Wahl der \r\ngeförderten Direktvermarktung bereits eine Einsparung erreicht, da nicht der bisher höhere \r\nanzulegende Wert für Aufdach-Anlagen, sondern der nun für sämtliche Solaranlagen geltende, \r\ngeringere Wert nach § 48 Abs. 1 EEG-RegE in Ansatz gebracht wird. Wird eine Marktprämie \r\ngezahlt, würde das Segment der kleinen Direktvermarktung weiter bedient werden, da viele \r\nneu in Betrieb gehende PV-Anlagen unter 25 kW in die Direktvermarktung gehen werden. \r\nOhne eine Marktprämie über null würden hingegen sämtliche neu in Betrieb gehende Anlagen \r\nzunächst die vergütete Netzbetreiberabnahme in Anspruch nehmen und danach in die Unent\r\ngeltliche Abnahme wechseln. Den befristeten Direktvermarktungsbonus sehen wir nicht als \r\nAlternative an (siehe oben): \r\nAuch die vorgesehene befristete Übergangszahlung in ihrer derzeitigen Ausgestaltung ist \r\nkein tragfähiges Brückeninstrument für einen geordneten Hochlauf der Direktvermarktung \r\nim Kleinanlagensegment. Gemessen an der gemäß EEG-Leak vom 20. April vorgesehenen \r\nMarktwertdurchleitung würde das Einsparpotenzial für das EEG-Konto durch die Zahlung \r\noberhalb des Marktwerts unnötig verringert und der Anreiz zum Wechsel in die Direktver\r\nmarktung geschwächt. Es ist aber nicht allein die Förderhöhe abzüglich Vermarktungskosten \r\nrelevant, sondern die Frage, ob Anlagenbetreiber in einer realen Übergangsphase wirtschaft\r\nlich tragfähig in den marktbasierten Betrieb wechseln können. Der Übergang sollte stufen\r\nweise erfolgen und Anlagen mit einer Leistung unter 25 kW sollten erst ab 2030 die Direkt\r\nvermarktung als einzige zulässige Vermarktungsform verpflichtend nutzen. Die Alternativen \r\nSeite 41 von 125 \r\nder unentgeltlichen Abnahme und Abregelung dürften spätestens in wenigen Jahren Prob\r\nleme bereiten. In der unentgeltlichen Abnahme müssen die ÜNB das Einspeiseverhalten von \r\nsehr vielen schwer prognostizier- und steuerbaren Kleinanlagen über die limitierte Vermark\r\ntung nach der EEV zentral steuern, um die mit PV-Mittagsspitzen zusammenhängenden nega\r\ntiven Strompreise zu vermeiden. Hierfür müssten die Anlagen mit entsprechenden techni\r\nschen Vorrichtungen ausgestattet sein, sodass eine Steuerung ohne Auswirkung auf Anlagen \r\nin der Direktvermarktung und auf Eigenverbrauch möglich ist. Bei einer Nulleinspeisung würde \r\ndas Potential der installierten Speicher nicht genutzt, um die mittags eingespeicherte Mengen \r\nabends wieder verkaufen zu können. Würde im Segment bis 25 kW die Marktprämie ersatzlos \r\ngestrichen, würde die geplante MiSpeL-Festlegung der BNetzA auf dieses Segment hinsichtlich \r\nder Förderseite nicht mehr anwendbar sein, da der derzeitige Entwurf der geplanten BNetzA\r\nFestlegung „MiSpeL“ als Voraussetzung hat, dass die entsprechenden Anlagen mit Misch\r\nstromspeicher ihren Strom in der geförderten Direktvermarktung vermarkten, vgl. Tenorziffer \r\n5 des Arbeitsstandes aus August 2026: \r\n„Die Inanspruchnahme von Marktprämienzahlungen nach Tenorziffer 3 oder 4 setzt voraus, \r\ndass der Anlagenbetreiber mindestens eine EE-Anlage sowie die Stromspeicher und bidirektio\r\nnal nutzbaren Ladepunkte hinter der Einspeisestelle der Veräußerungsform der Direktver\r\nmarktung per Marktprämie zuordnet und dabei ergänzend angibt, dass die Zuordnung auf Ba\r\nsis der Abgrenzungsoption oder auf Basis der Pauschaloption erfolgt.“ \r\nDie Festlegung gestaltet die gesetzlichen Vorgaben der § 19 Abs. 3b und c EEG 2023 aus, die \r\nauf eine marktaktive Einbindung von Kleinspeichern zur Glättung von Mittagsspitzen abzielen.  \r\nHier stattdessen auf die marktgetriebene Direktvermarktung zu setzen, scheint die deutlich \r\nresilientere Variante. Bedingung dafür ist, aber zumindest übergangsweise die Investitionssi\r\ncherheit über die Marktprämie. Perspektivisch können Betreiber von Kleinanlagen unter 25 \r\nkW ihren Strom über Paketlösungen direktvermarkten, sodass über Angebote von PV-Anla\r\ngen, Speichern und weiteren Anwendungen auch die Vermarktung des Überschussstroms be\r\nwerkstelligt werden kann.  \r\n4.4 Änderungen bei den Anforderungen zur marktorientierten Steuerung (§ 10b EEG) \r\nDer Entwurf zum EEG 2027 sieht vor, dass auch Anlagen bis 25 kW eine marktorientierte Steu\r\nerung umsetzen und nachweisen müssen (Abrufung der Ist-Einspeisung, ferngesteuerte Redu\r\nzierung der Einspeiseleistung).  \r\nDie Fernsteuerung direkt vermarkteter Anlagen ist auch im Kleinanlagensegment grundsätz\r\nlich erforderlich, um auf Marktsignale reagieren zu können. Anlagenbetreiber und Direktver\r\nmarkter haben daran ein berechtigtes kommerzielles Interesse und entsprechende Abregelun\r\ngen wurden und werden in der Praxis auch für kleinere Anlagen bereits vorgenommen. \r\nSeite 42 von 125 \r\nAllerdings war die Pflicht des Nachweises einer Fernsteuerbarkeit als Voraussetzung zum \r\nWechsel in die Direktvermarktung in der Vergangenheit eine der zentralen Hürden für kleine \r\nAnlagen zum Wechsel in die Direktvermarktung.  \r\nAls Beispiel: In Wintermonaten ist ein Fernsteuerungstest regelmäßig nicht möglich. Denn die \r\nSonne scheint nicht stark genug, um die Absenkung der Erzeugung via Fernsteuerung auf 60 \r\nProzent, 30 Prozent und 0 Prozent nachzuweisen. Eine Anlage, die im trüben Winterlicht nur \r\nmit 20 Prozent erzeugt, kann diesen Nachweis nicht führen. \r\nEine flächendeckende Steuerungsmöglichkeit, die ab 2028 über das intelligente Messsystem \r\numzusetzen wäre, ist im Nachweis sehr aufwendig und stellt eine Hürde für den einfachen, \r\nschnellen und massentauglichen Hochlauf der Direktvermarktung dar. Die Anforderung, dass \r\nperspektivisch nach Einbau eines iMSys auch die Steuerung verpflichtend darüber zu erfolgen \r\nhat und damit jetzige Steuerungslösungen stranded investments darstellen, stellt eine zusätz\r\nliche Markteintrittsbarriere dar. Weiter ist sie im aktuellen technischen Umfeld noch nicht \r\numsetzbar. Verschiedene technische Limitierungen ermöglichen derzeit den Zugriff nur eines \r\nMarktakteurs auf die Steuerungsfunktionen des SMGW bzw. der Steuerbox. Außerdem fehlt \r\nes noch an einer kaskadierenden Schaltung, die zeitgleiche VNB-Steuerung und marktorien\r\ntierte Steuerung verarbeiten kann. Der diskriminierungsfreie Zugriff auf die Steuerungsinfra\r\nstruktur durch Direktvermarkter ist bislang ebenfalls nicht geregelt. Darüber hinaus führt jeder \r\nVerstoß zu einer Sanktionspflicht des Netzbetreibers nach § 52 Abs. 1 Nr. 4 EEG 2023, die bei \r\nEinbeziehung von Kleinstanlagen eine zusätzliche administrative Belastung für Netzbetreiber \r\nwäre. Da Anlagen mit einer Erzeugungsleistung < 25 kW eine vergleichsweise geringe System\r\nrelevanz haben, ist die frühzeitige Verpflichtung zur marktlichen Steuerung über iMSys ab \r\n2028 auch aus Kosten-Nutzen-Gesichtspunkten abzulehnen. Eine Ausweitung der Verpflich\r\ntung zur Steuerung über iMSys auf Anlagen mit einer Erzeugungsleistung < 25 kW belastet den \r\nMarkt und seine Akteure unverhältnismäßig und birgt außerdem die Gefahr, den Hochlauf der \r\nDirektvermarktung im Keim zu ersticken. \r\nKleine Anlagen mit einer Erzeugungsleistung sollten stattdessen bis auf weiteres behutsam an \r\nden Markt herangeführt werden, indem die Art der Steuerung zwischen dem Anlagenbetrei\r\nber und dem Direktvermarkter verabredet wird und sie nicht zu einer Eintrittsbarriere ge\r\nmacht wird. Entsprechend müsste auch § 10b Abs. 2 EEG 2023 dahin modifiziert werden, dass \r\neine Steuerung über iMSys und Steuerbox erst dann erfolgen muss, wenn der jeweilige gMSB \r\nsie den Direktvermarktern anbietet. So ist sichergestellt, dass die Pflicht erst besteht, sobald \r\ndie technischen Voraussetzungen beim gMSB belastbar geschaffen sind. Insgesamt sollte für \r\nkleine Anlagen bis 25 kW daher für die marktorientierte Steuerung zwar verpflichtend wer\r\nden, aber bis auf weiteres technologieoffen bleiben (beispielsweise über ein HEMS), solange \r\ngewährleistet ist, dass die Steuerung des Netzbetreibers vorrangig erfolgt. So kann dem Markt \r\nSeite 43 von 125 \r\ndie notwendige Zeit eingeräumt werden, die erforderlichen Systeme und Infrastrukturen in \r\nbundeseinheitlichen, massentauglichen und zuverlässigen Formaten aufzubauen.  \r\nDie eigentliche Nachweisführung für die marktorientierte Steuerung wird ab dem 1. Oktober \r\n2026 deutlich vereinfacht werden, da die durch den BDEW standardisierten Nachweise in den \r\nDatenformaten und damit massengeschäftstauglich über die Marktkommunikation abgebildet \r\nwerden können (vgl. BNetzA-Mitteilung Nr. 56 vom 1. April 2026). Dies betrifft aber nicht die \r\neigentlichen Steuerbarkeitsanforderungen, sondern nur deren Nachweis.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nRegulatorische Anforderungen müssen zwingend mit der technischen Realität des Smart-Me\r\nter-Rollouts in Einklang stehen. Eine Ausweitung der verpflichtenden Steuerbarkeit sollte da\r\nher: \r\n› mit einem beschleunigten und priorisierten Rollout intelligenter Messsysteme einherge\r\nhen, \r\n› technisch standardisiert und bundesweit einheitlich umgesetzt werden, \r\n› verhältnismäßig ausgestaltet sein, \r\n› Ausnahmen für kleinere Anlagen vorsehen \r\n› sowie Übergangsfristen und praktikable Umsetzungsregelungen, unter Berücksichtigung \r\nder Leistungs- und Lieferfähigkeit der Hardware- und Softwarehersteller, enthalten. \r\n4.5 Vertragliche Vorgaben zur Direktvermarktung gem. § 10b Abs. 7 EEG \r\nGemäß § 10b Absatz 7 EEG-RegE sollen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter verpflichtet \r\nwerden, in ihren Direktvermarktungsverträgen einen preislichen Schwellenwert zu vereinba\r\nren, ab dem der Direktvermarkter die Anlage abregeln muss. Alternativ soll eine Regelung zur \r\nKostentragung vorgesehen werden, wenn der Direktvermarkter die Anlage nach Überschrei\r\nten dieses Schwellenwerts nicht abregelt. Dies soll nach den neuen Übergangsvorschriften \r\nauch für Bestandsanlagen gelten, wenn neue Verträge geschlossen oder bestehende ange\r\npasst werden. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW sieht diese Regelung kritisch und lehnt sie entschieden ab. Daher empfehlen wir \r\ndie Streichung dieses Passus.  \r\nDirektvermarkter haben bereits ein starkes eigenes wirtschaftliches Interesse daran, Anlagen \r\neffizient zu bewirtschaften und bei entsprechenden Preissignalen abzuregeln. Gerade bei ne\r\ngativen Preisen im Day ahead- und Intraday-Markt bestehen bereits heute Anreize, die \r\nSeite 44 von 125 \r\nEinspeisung zu reduzieren oder auszusetzen. Zudem hängt ein anhand von Strommarktpreisen \r\ndefinierter Schwellenwert von einer Vielzahl von Faktoren ab, etwa von kurzfristigen Markt\r\nentwicklungen, vertraglichen Strukturen oder Portfolioeffekten. Solche Schwellenwerte lassen \r\nsich daher im Vorhinein nicht sinnvoll festlegen.  \r\nDie in § 10b Abs. 7 EEG-RegE aufgenommenen verpflichtenden vertraglichen Regelungen zu \r\nAbschaltschwellen stellen einen unverhältnismäßigen Eingriff in die Vertragsfreiheit dar. Wei\r\nterhin bleibt offen, in welcher Form diese Verpflichtung kontrolliert werden sollte. Einen Ver\r\nstoß gegen diese Anforderung müsste der Netzbetreiber ebenfalls nach § 52 Abs. 1 Nr. 4 EEG \r\n2023 sanktionieren. Mit Blick auf einfache, bürokratiearme, massengeschäftstaugliche Pro\r\nzesse erscheint eine bürokratiearme Umsetzung daher unrealistisch. \r\n4.6 Neue Festlegungskompetenz der BNetzA zur Umsetzbarkeit der kleinen Direktvermark\r\ntung \r\nIn § 85 Abs. 2 Nr. 2a wird der BNetzA eine neue Festlegungskompetenz eingeräumt, die befris\r\ntete Übergangszahlung für Anlagen unter 25 kW bis zur in der Praxis tatsächlich vorhandenen \r\nmassengeschäftstauglichen Umsetzbarkeit zum einen zu verlängern, zum anderen auch für \r\nAnlagen nach dem Stichtagsdatum auszudehnen.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW sieht die Herausforderungen bei der massengeschäftstauglichen Direktvermark\r\ntung. Die Festlegungskompetenz erscheint als Möglichkeit, Anlagen ohne faktische Wech\r\nselmöglichkeit in die Direktvermarktung noch begrenzt weiter zu fördern und den Übergang \r\nin Direktvermarktung zu erleichtern.  \r\nDer BDEW weist darauf hin, dass das Festlegungsverfahren dann so frühzeitig durchgeführt \r\nwerden müsste, dass eine weitere Verzögerung, die nicht mehr auf dem unangemessenen \r\nAufwand für die Direktvermarktung beruhen, ausgeschlossen wird. \r\n5. Ausstieg aus der Förderung und Abschöpfung \r\n5.1 Grundlegende BDEW-Forderungen \r\nGemäß § 21e EEG-RegE soll Anlagenbetreibern einmalig die Möglichkeit eingeräumt werden, \r\nwährend der Förderdauer aus dem Förderregime auszusteigen und ihre Anlage künftig außer\r\nhalb des EEG zu vermarkten.  \r\nSeite 45 von 125 \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich, dass Anlagenbetreiber auch künftig die Möglichkeit haben, \r\nihre Anlage ab einem gewissen Zeitpunkt marktlich zu betreiben. Die Regelung kann dazu \r\nbeitragen, Erneuerbare Energien vorzeitig aus dem Förderregime in marktbasierte Vermark\r\ntungsformen zu überführen und so die Marktintegration Erneuerbarer Energien zu stärken. \r\nZudem soll dadurch der bisher noch schwache Aufwuchs ungeförderter grüner PPAs gestärkt \r\nwerden.  \r\nStaatliche Fördermaßnahmen dürfen die Entwicklung des PPA-Marktes nicht gefährden. Die \r\nEU-Verordnung (EU) 2024/1747 verpflichtet die Mitgliedstaaten sogar dazu, die erforderlichen \r\nBedingungen für einen funktionierenden Markt mit Stromabnahmeverträgen (PPAs) zu etab\r\nlieren und vorhandene regulatorische Hindernisse zu beseitigen. Dabei ist essenziell, dass Un\r\nterstützungsregelungen so ausgestaltet werden, dass sie dem Wachstum von privatwirtschaft\r\nlichen, langfristigen Stromlieferverträgen nicht zuwiderlaufen. \r\nDie Europäische Kommission hat diesen Anspruch im April 2026 in einer Empfehlung zur Redu\r\nzierung regulatorischer Hemmnisse für die Stärkung des PPA-Marktes unterstrichen (C(2026) \r\n2676 final). Zudem hat die Europäische Kommission im Dezember 2025 eine umfangreiche \r\nEmpfehlung veröffentlicht zum Design von zweiseitigen CfDs mit einem besonderen Fokus auf \r\nderen komplementäre Ausgestaltung zur Kombination mit und zur Stärkung von PPAs.  \r\nZu den zentralen Abnehmern grüner PPAs zählen insbesondere die energieintensive Industrie – auch zur Erfüllung der Strompreiskompensation oder des Industriestrompreises –, Rechen\r\nzentren sowie Elektrolyseure für die Wasserstoffproduktion. Gerade letztere sind aufgrund \r\nder geltenden Strombezugskriterien [RFNBO-Kriterien] auf den Bezug von grünem Strom \r\ndurch PPAs angewiesen. Ein attraktiver Rahmen für PPAs ist ein Standortfaktor und qualitati\r\nves Compliance-Erfordernis für Unternehmen in ihrer Finanz- und Nachhaltigkeitsberichter\r\nstattung. Gleichzeitig ermöglichen PPAs den Ausbau Erneuerbarer Energien auch außerhalb \r\nstaatlicher Fördermechanismen und können dazu beitragen, den Finanzierungsbedarf des \r\nEEG-Systems zu begrenzen. \r\nNachvollziehbar ist zugleich, dass der Gesetzgeber die Wechselmöglichkeit limitieren möchte, \r\num einen kontinuierlichen Wechsel zwischen Förderung und Abschöpfung zu vermeiden. Al\r\nlerdings erscheint die vorgesehene Begrenzung auf die ersten zehn Kalenderjahre nach Inbe\r\ntriebnahme zu starr. Ein späterer Ausstieg könnte insbesondere im Hinblick auf die Weiter\r\nvermarktung als Post-EEG-Anlage sinnvoll sein. Eine Streichung der Befristung würde den \r\nPPA-Markt für Bestandsanlagen öffnen und der Tatsache Rechnung tragen, dass viele Endver\r\nbraucher PPAs mit Laufzeiten von 1-5 Jahren suchen. In der Vergangenheit wurde der Bedarf \r\noft von Bestandsanlagen gedeckt. Zukünftig hätten Projekte keinen Anreiz mehr, diesen \r\nSeite 46 von 125 \r\nBedarf zu decken – weder Neuanlagen, die hierüber keine ausreichende Finanzierungsbasis \r\nsichern können, noch Bestandsanlagen, die innerhalb der ersten 10 Jahre zwar dürften, es \r\naber mangels langfristiger Absicherung nicht tun, noch Bestandsanlagen, die zwar keine lang\r\nfristige Absicherung benötigen, es aber nicht dürfen. Der Markt für kurzfristige PPAs, an denen \r\ndie Industrie interessiert ist, kommt komplett zum Erliegen. Gerade im Zeitraum von ungefähr \r\nzwei Jahren vor Ende des Förderzeitraums sollte der Anlagenbetreiber möglichst hohe Flexibi\r\nlität haben, um die Anlage für die Post-EEG-Bewirtschaftung vorzubereiten. Der BDEW regt \r\ndaher an, die einmalige Wechselmöglichkeit für Onshore-Wind- und PV-Anlagen flexibler \r\nauszugestalten und stärker an der Entwicklung des PPA-Marktes auszurichten. Aus diesem \r\nGrund sollte die einmalige Wechselmöglichkeit auch nicht nur zum Ende/Anfang eines Kalen\r\nderjahres möglich sein, sondern unterjährig zum Monatsende. Sollte in dem Jahr eine Ab\r\nschöpfung zu zahlen sein, sollte diese natürlich bis zum Wechsel zu zahlen sein. \r\nDarüber hinaus schlägt der BDEW vor, für in der Ausschreibung bezuschlagte Anlagen eine \r\nungeförderte Vermarktung des Stroms in den ersten zehn Betriebsjahren ohne Abschöpfung \r\nzuzulassen. Nach Ablauf mindestens eines Betriebsjahres sollte innerhalb der ersten zehn \r\nJahre ein einmaliger Wechsel in den CfD zu den Konditionen des EEG-Zuschlags möglich sein. \r\nDiese zusätzliche Wechseloption wäre ein weiterer Beitrag zum Aufwuchs ungeförderter grü\r\nner PPAs im Strommarkt. Für die ersten Jahre ab Inbetriebnahme besteht typischerweise ein \r\nliquider Hedging-Markt, sodass sich diese Phase besonders für eine Vermarktung über PPAs \r\noder Terminabsicherungen eignet. Für weiter in der Zukunft liegende Lieferjahre steigen dage\r\ngen die Preis- und Marktrisiken deutlich an. Gerade für diese späteren Jahre bietet eine staat\r\nliche Absicherung durch CfD- bzw. EEG-Mechanismen einen wichtigen Beitrag zur Investitions\r\nsicherheit. Zugleich können marktliche Frontjahre die Entwicklung funktionierender PPA\r\nMärkte fördern, da ein größerer Anteil des erzeugten Stroms direkt an industrielle Abnehmer \r\noder Elektrolyseure vermarktet wird. Bei einer angenommenen technischen Lebensdauer von \r\nrund 30 Jahren könnten damit bis zu 50 Prozent der gesamten Stromproduktion marktlich ver\r\nmarktet werden, wenn z. B. die ersten fünf Betriebsjahre und die letzten zehn Jahre außerhalb \r\nder EEG-Förderung vonstattengehen. Nach Abschluss der PPA-Phase würden die Anlagen wie\r\nder in die CfD-Absicherung wechseln und dort für den verbleibenden Zeitraum der EEG-För\r\nderlaufzeit ohne weitere Wechseloption verbleiben. \r\nDer Vorschlag nutzt die Möglichkeiten liquider Terminmärkte zur Absicherung der Preisrisiken. \r\nDadurch wird die Terminmarktliquidität auch durch neue geförderte EE-Anlagen gestützt. Eine \r\nhohe Liquidität der Strommärkte ist Voraussetzung für ein effizientes Risikomanagement und \r\ngeringere Strompreise.  \r\nZudem ist es aus BDEW-Sicht sinnvoll, EEG-Anlagen in der „Sonstigen Direktvermarktung“ \r\nnicht voll abzuschöpfen, sondern erst ab einer höheren Erlösobergrenze, bei der die \r\nSeite 47 von 125 \r\nAbschöpfung erst wesentlich oberhalb des Jahresmarktwertes erfolgt. Die derzeit vorgese\r\nhene volle Abschöpfung basierend auf dem Jahresmarktwert macht einen Wechsel in die \r\n„Sonstige Direktvermarktung“ unattraktiv, da es ohne einen nicht abgeschöpften Marktwert \r\nohne Abschöpfung zu wenig Spielraum für eine marktbasierte Vermarktung der Anlage gibt. \r\nUm eine Umgehung der Abschöpfung zu vermeiden, sollte eine Mindestverweildauer von bei\r\nspielsweise zwei Jahren in der „Sonstigen Direktvermarktung“ festgelegt werden. Dadurch \r\nwerden PPAs mit einer Laufzeit von drei bis vier Jahren ermöglicht, wie industrielle Abnehmer \r\nsie nutzen. \r\nDer Abschluss von mehr ungeförderten grünen PPAs aus Neuanlagen wird auch durch das \r\nderzeitige Redispatch-Regime erschwert. Das derzeitige Redispatch Regime wirkt sich negativ \r\nauf ungeförderte Erneuerbare-Anlagen aus, da Grünstrom zu Graustrom wird. Die derzeitigen \r\nEntschädigungsmechanismen für ungeförderte Anlagen beschränken sich auf den finanziellen \r\nAusgleich des Werts von Herkunftsnachweisen. Dieser monetäre Ersatz bildet nicht nur nicht \r\nden vollständigen Wert von Grünstrom ab, sondern führt auch dazu, dass für redispatchte \r\nStrommengen keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden, wodurch Grünstrom faktisch zu \r\nGraustrom wird. Dies schwächt den PPA-Markt und konterkariert politische Zielsetzungen, ins\r\nbesondere die industrielle Dekarbonisierung und geringere Dekarbonisierungskosten durch \r\nmarktbasierten Ausbau Erneuerbarer. Um Erneuerbare Energien nicht zu benachteiligen, \r\nmuss abgeregelter Grünstrom durch gleichwertigen Grünstrom ersetzt werden – nicht durch \r\nGraustrom. Dies erfordert, dass Anlagenbetreibern die Beschaffung von Ersatz-Herkunfts\r\nnachweisen ermöglicht wird und redispatchte Strommengen sowie die beschafften Zertifi\r\nkate als gleichwertig mit Strom anerkannt werden, der aus der zugrunde liegenden, ungeför\r\nderten Erzeugungsanlage stammt. \r\nEin weiteres für das EEG-Konto kostenneutrales Instrument, um den Abschluss von mehr un\r\ngeförderten grünen PPAs aus Neuanlagen bei Wind an Land und PV-Freiflächen zu erreichen, \r\nist die Einführung einer staatlichen Besicherung des Ausfallrisikos grüner PPAs. Aus BDEW\r\nSicht sollte die KfW mit der Administration dieser Besicherung beauftragt werden, die im Falle \r\neines Ausfalls des PPA-Abnehmers für die verbleibende Laufzeit des Liefervertrags 80 Prozent \r\nder Differenz zwischen dem vereinbarten Preis und dem Marktwert des Stroms übernimmt. \r\nDadurch kommen zum einen auch weniger bonitätsstarke Abnehmer für PPAs in Frage und \r\nzum andern sinken für nur durch PPAs finanzierte Projekte die Finanzierungskosten. Die EU\r\nKommission fordert ebenfalls die strukturelle Stärkung und finanzielle Absicherung des PPA\r\nMarktes ein, sodass die Bundesregierung das Instrument auch unter diesem Gesichtspunkt einfüh\r\nren sollte. Der BDEW hat diesen Vorschlag in seinem Positionspapier „Besicherung des Ausfall\r\nrisikos grüner PPAs – Handlungsempfehlungen des BDEW“ genauer ausgearbeitet. \r\nSeite 48 von 125 \r\n5.2 Zahlungspflicht in der sonstigen Direktvermarktung  \r\nGem. § 21d Abs. 1 EEG-RegE soll die Zahlungspflicht künftig auch für Strom gelten, der über \r\ndie sonstige Direktvermarktung veräußert wird, um durch einen Wechsel der Vermarktungs\r\nform der Abschöpfung gezielt zu entgehen.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nEs ist nachvollziehbar, dass mit der Regelung der Gesetzgeber eine Umgehung der Abschöp\r\nfung durch einen Wechsel der Vermarktungsform verhindern möchte. Die Rückzahlungspflicht \r\nfür Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung ist dementsprechend sinnvoll. Die Abschöp\r\nfung sollte nur für Anlagen unterbleiben, die die Möglichkeit zum einmaligen Wechsel aus \r\ndem EEG oder in das EEG nutzen und dann dauerhaft in der ungeförderten Vermarktung ver\r\nbleiben. Um die Liquidität am Markt zu stärken und negative Auswirkungen auf den PPA\r\nMarkt zu minimieren, sollte stattdessen die vorgesehene einmalige Wechseloption noch fle\r\nxibler gestaltet werden. Der BDEW hat dazu unter 5.1 Vorschläge formuliert. \r\n5.3 Änderungen bei der Abschlagszahlungspflicht nach § 26 EEG  \r\n§ 26 Abs. 1 Satz 2 EEG-RegE sieht vor, dass der Anspruch des Netzbetreibers auf Zahlung des \r\nRefinanzierungsbeitrags nach § 20a Abs. 1 EEG-RegE vier Wochen nach Zugang der Endabrech\r\nnung des Netzbetreibers beim Anlagenbetreiber fällig wird, anders als der Abschlagszahlungs\r\nanspruch des Netzbetreibers, der am 15. Kalendertag des auf die Einspeisung folgenden Ka\r\nlendermonats fällig wird, also zu einem kalendertagsweise bestimmten Zeitpunkt.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW lehnt daher die Fälligkeitsbestimmung für den Refinanzierungsbeitrag insoweit \r\nab, als dass Streit über den Zugang der Endabrechnung als solchem und speziell über dessen \r\nZeitpunkt vorbestimmt ist. Wie bei Abschlagszahlungen auf eine EEG-Förderung sollte daher \r\nein fester Kalendertag vorgesehen sein, z. B. der 15. Kalendertag des Monats nach Testierung \r\nder Netzbetreiber-Kalenderjahresendabrechnung.  \r\nDer BDEW schlägt daher folgenden Wortlaut des neuen § 26 Abs. 1 Satz 2 EEG-RegE vor:  \r\n„Der Anspruch des Netzbetreibers auf Zahlung des Refinanzierungsbeitrags nach § 20a Ab\r\nsatz 1 wird vier Wochen nach Zugang der Endabrechnung des Netzbetreibers beim Anla\r\ngenbetreiber zum 15. Juli des Kalenderjahres, in dem die Endabrechnung erstellt worden \r\nist, fällig. \r\nZu berücksichtigen ist außerdem beim neuen § 26 Abs. 2 EEG-RegE, dass Abschlagszahlungen \r\nauf Basis des Jahresmarktwertes des Vorjahres zu erheblichen Förderverzerrungen führen \r\nkönnen. Dieses Risiko ist bei Verwendung des Marktwertes des Vormonats der Fälligkeit der \r\nSeite 49 von 125 \r\nAbschlagszahlung eher geringer. Deshalb plädiert der BDEW dafür, die Bezugnahme auf den \r\nJahresmarktwert des Vorjahres im Gesetzeswortlaut zu streichen.  \r\nDa die Abschläge nach Abs. 2 erst zum 15. Kalendertag des Folgemonats fällig werden, aber \r\nentsprechende Preisentwicklungen im Leistungsmonat berücksichtigen können sollen, der im \r\nGesetzeswortlaut genannte Begriff „Vormonat“ zudem unklar ist, sollte klargestellt werden, \r\ndass der „Vormonat“ der Leistungsmonat ist, und nicht der Monat vor dem Leistungsmonat.  \r\nHieraus ergibt sich dann folgender Gesetzesvorschlag für § 26 Abs. 2 EEG-RegE: \r\n„(2) Auf die zu erwartenden Zahlungen nach § 19 Absatz 1 oder § 20a Absatz 1 sind mo\r\nnatlich Abschläge in angemessenem Umfang zu leisten. Die Höhe der Abschläge kann ins\r\nbesondere anhand des Jahresmarktwertes des Vorjahres oder des Monatsmarktwertes \r\ndes Vormonats des Fälligkeitstermins der Abschlagszahlung bestimmt werden. Die Ab\r\nschläge werden vorbehaltlich des nachfolgenden Satzes jeweils zum 15. Kalendertag des \r\nFolgemonats fällig. (…)“ \r\n6. Änderungen bei der Negative-Preise-Regelung in § 51 EEG samt Übergangsregelung \r\nin § 101 EEG-RefE \r\nDer BDEW bewertet die im Regierungsentwurf vorgesehenen Änderungen und Neuerungen in \r\n§§ 51 und 101 EEG-RefE wie folgt:  \r\n6.1 Änderungen in § 51 EEG \r\nDie Änderung in der Negative-Preise-Regelung in § 51 EEG wird im Vergleich zum EEG 2023 \r\nleicht modifiziert auf die Neuordnung der Veräußerungsformen hin, entspricht aber im Übri\r\ngen § 51 EEG 2023.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nPrinzipiell befürwortet der BDEW Regelungen, nach denen bei negativen Preisen keine För\r\nderung gezahlt wird. Sie sorgen dafür, dass das Marktpreissignal nicht verzerrt wird und An\r\nreize zu einer Nutzung des EE-Stroms ohne Netzeinspeisung entstehen. Nach der geltenden \r\nFassung des § 51 EEG 2023 ist die Regelung  \r\n› für alle Anlagen ab 100 kW anwendbar,  \r\n› und zusätzlich für alle Anlagen unter 100 kW bis einschl. 2 kW ab Beginn des Folgekalender\r\njahres des Einbaus eines iMSys.  \r\nDer BDEW lehnt insoweit bereits die Anwendbarkeit der geltenden Regelung in einem Be\r\nreich unterhalb des derzeit geltenden Schwellenwertes von 7 kW für einen Pflicht-Rollout \r\nSeite 50 von 125 \r\nab. Dies wird durch den vorliegenden Gesetzentwurf noch verschärft, indem die Schwelle \r\nfür den Pflicht-Rollout auf 2 kW abgesenkt werden soll. Der BDEW lehnt diese Absenkung \r\naus den nachfolgend unter Nr. 27. genannten Gründen ab und fordert die Beibehaltung der \r\ngeltenden Schwelle von 7 kW.  \r\nKonsequenterweise sollte dann auch die Schwelle innerhalb von § 51 EEG 2023 und § 51 EEG\r\nRegE auf 7 kW angehoben werden, damit beide Schwellenwerte synchronisiert werden. Für \r\nAnlagen unterhalb der Leistungsschwelle von 7 kW sollte keine Pflicht zum Einbau eines iMsys \r\nbestehen. Dann können diese Anlagen auch nicht auf das Preissignal reagieren.  \r\nBereits der geltende Schwellenwert von 2 kW bei der Anwendung der Negative-Preise-Rege\r\nlung führt zu einem gewaltigen Abrechnungsaufwand bei den Netzbetreibern. Diesem Auf\r\nwand steht kein hinreichender Nutzen gegenüber, weil Anlagen zwischen 2 und 7 kW nicht \r\nwesentlich zur Bildung der negativen Preise beitragen. Zudem ist eine Anwendung der Nega\r\ntive-Preise-Regelung auf diese Kleinanlagen auch nicht europarechtlich vorgegeben.  \r\nAußerdem fehlt bereits bei der geltenden Fassung des § 51 EEG 2023 eine Regelung für den \r\nFall, dass die Anlage bereits bei ihrer Inbetriebnahme mit einem iMSys ausgestattet ist, z. B. \r\nweil das iMSys bereits bezugsseitig vorhanden war, oder weil der zuständige Messstellenbe\r\ntreiber bereits für bestimmte neu in Betrieb genommenen Anlagen eine iMSys mit Inbetrieb\r\nnahme der Anlage einbaut. In diesem Falle käme es nicht zu der Abrechnungsumstellung für \r\ndie EEG-Förderung bei nachträglicher Inbetriebnahme einer iMSys, wie dies im Regierungsent\r\nwurf der „Energierechtsnovelle 2025 Strom“ als Begründung für die Karenzfrist bis zum kom\r\nmenden Kalenderjahresbeginn genannt worden ist. Daher wäre jedenfalls denkbar, dass die \r\nNegative-Preise-Regelung bereits ab Inbetriebnahme der Neuanlage anzuwenden ist. Aller\r\ndings gibt es in der Praxis bei der Verbindung von neuen Erzeugungsanlagen zu vorhandenen \r\niMSys regelmäßig Probleme mit dem Pairing des Smart-Meter-Gateway, weshalb Verzögerun\r\ngen beim Datentransfer entstehen. Zudem wäre andernfalls die Berechnung noch unterjährig \r\numzustellen. Daher plädiert der BDEW dafür, auch im Falle von Bestands-iMSys die Anwend\r\nbarkeit der Negative-Preise-Regelung erst auf den kommenden Kalenderjahresbeginn zu set\r\nzen. Dies kann wie folgt in § 51 Abs. 2 EEG-RegE gesetzlich klargestellt werden:  \r\n„(2) Absatz 1 ist nicht anzuwenden auf   \r\n1. Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 100 Kilowatt, die der Netz\r\nbetreiberabnahme nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 oder soweit sie dem Mieterstromzu\r\nschlag nach § 19 Absatz 1 Nummer 3 zugeordnet sind, für Zeiträume vor dem Ablauf \r\ndes Kalenderjahres, in dem die Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet \r\nwird, und  \r\nSeite 51 von 125 \r\n2. Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 7 2 Kilowatt für Zeiträume \r\nvor dem Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Bundesnetzagentur die Festlegung nach \r\n§ 85 Absatz 2 Nummer 12 getroffen hat.  \r\nSatz 1 Nummer 1 gilt dann entsprechend, wenn die Anlage bei ihrer Inbetriebnahme be\r\nreits durch ein vorhandenes oder ein neu in Betrieb genommenes intelligentes Messsys\r\ntem ausgestattet wird.“ \r\n6.2 Änderungen in § 51a EEG \r\nDie Verlängerung des Zahlungszeitraums nach § 51a EEG für Zeiten negativer Preise sollte \r\nnicht eingeschränkt werden. Wenn Anlagen in diesen Zeiten keinen Zahlungsanspruch haben, \r\nmuss die Systematik der Verlängerung erhalten bleiben, um Investitionssicherheit und Finan\r\nzierbarkeit nicht zusätzlich zu schwächen. Zudem ist zu berücksichtigen, dass sich die Rückzah\r\nlungspflicht durch den Refinanzierungsbeitrag künftig auch auf die verlängerte Förderung be\r\nzieht. Daher muss deren Dauer neu bewertet werden. \r\nÄnderungen der Meldepflichten der Strombörsen gegenüber den ÜNB (§ 51a EEG-RegE):  \r\nDer Regierungsentwurf sieht verschiedene Änderungen in § 51a EEG bei den Meldepflichten \r\nder Strombörsen gegenüber den ÜNB vor.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDie dieser Mitteilungspflicht der Strombörsen gegenüber den ÜNBs zugrunde liegenden SDAC\r\nDaten liegen den ÜNBs durch ihre Teilnahme an der Marktkopplung bereits vor. Diese Be\r\nrichtspflicht ist daher obsolet, schafft unnötige Kosten und Zeitaufwand für die Strombörsen \r\nund sollte als Maßnahme zum Bürokratieabbau und zur Verkürzung des EEGs abgeschafft \r\nwerden. \r\n6.3 Hinweise zu § 100 Abs. 47 EEG 2023 \r\nHinsichtlich der Übergangsregelung in § 100 Abs. 47 EEG 2023 weist der BDEW darauf hin, \r\ndass er die Grundidee der nachträglichen „Einstiegsmöglichkeit“ in die aktuelle „Negative\r\nPreise-Regelung“ zwar begrüßt. Allerdings ist diese Regelung bei Anlagen, die in Mittel- und \r\nHoch- oder Höchstspannung angeschlossen sind, derzeit nicht anwendbar, weil solche Anla\r\ngen noch nicht mit einem iMSys ausgestattet werden. Unterstellt man, dass Anlagen von die\r\nser Regelung Gebrauch machen sollen, die aufgrund ihrer Leistung einen hinreichenden Bei\r\ntrag zur Senkung der Negative-Preise-Zeiten bzw. zur Dämpfung des Anstiegs dieser Zeiten ha\r\nben, dann geht die Wirkung dieser Regelung weitgehend ins Leere, wenn sie faktisch nur auf \r\nAnlagen anwendbar ist, die an das Niederspannungsnetz angeschlossen sind. Nach derzeitiger \r\nProspektion werden intelligente Messsysteme im RLM-Bereich (iRLM) gemäß MsbG erst ab \r\nSeite 52 von 125 \r\n2028 verbaut werden und zunächst bei Neuanlagen und anschließend bis 2032 flächende\r\nckend ausgerollt.  \r\n6.4 Neue Übergangsregelung in § 101 EEG-RegE \r\nGemäß dem neuen § 101 EEG-RegE sollen §§ 51 und 51a EEG-RegE auch auf diejenigen Be\r\nstandsanlagen anwendbar sein, wenn sich deren anzulegender Wert nach der für sie maßgeb\r\nlichen Fassung des EEG in Zeiträumen, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, erst nach Ab\r\nlauf aufeinanderfolgender Stunden verringert, oder wenn sich deren anzulegender Wert gar \r\nnicht verringert hatte.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Anwendbarkeit der Übergangsregelung auch auf dieje\r\nnigen Fälle, in denen die bisher auf entsprechende Bestandsanlagen anzuwendende Nega\r\ntive-Preise-Regelung einen Bezug auf Kalenderstunden enthielt, oder in denen bislang gar \r\nkeine Negative-Preise-Regelung anwendbar war. Insoweit wird die bestehende Regelung des \r\n§ 100 Abs. 47 EEG 2023 erweitert. Somit müssen nicht ausschließlich neuere oder Neuanlagen \r\nZeiträume mit negativen Strompreisen ausregeln. Hierdurch wird die Anzahl der Zeiträume \r\nmit negativen Preisen effektiv reduziert. Der BDEW hatte diesen Vorschlag bereits in seinem \r\nPositionspapier Energiewende bezahlbar gestalten - Einsparpotenziale und Handlungsemp\r\nfehlungen des BDEW im Stromsektor unterbreitet.  \r\nEs sollte dabei aber eine etwas höhere Kompensation von 0,8 - 1,0 Cent/kWh geprüft wer\r\nden. Zumindest für Windenergie an Land führt der bisherige Satz dazu, dass eher wenige Anla\r\ngen hier freiwillig wechseln würden, sobald die beihilferechtliche Genehmigung des § 100 Abs. \r\n47 EEG 2023 vorliegt. Bei einer höheren Kompensation würden deutlich mehr Anlagen wech\r\nseln, was volkswirtschaftlich positive Effekte auf negative Preise und Marktwerte hätte.  \r\nAllerdings weist der BDEW darauf hin, dass diese Regelung derzeit nicht auf Anlagen in den \r\nSpannungsebenen oberhalb der Niederspannung angewandt werden kann, da iMSys tech\r\nnisch bedingt weiterhin nur in Niederspannung eingesetzt werden können. Dies mag sich ab \r\n2028 mit technischer Zulassung von iRLM i.V. mit einem Smart-Meter-Gateway für Mittel-, \r\nHoch- und Höchstspannung ändern (s. vorstehend unter Nr. 6.1).  \r\nDer BDEW begrüßt außerdem, dass § 101 EEG-RegE nach dem Gesetzeswortlaut und der Be\r\ngründung im Regierungsentwurf unabhängig davon anwendbar ist, welche Vermarktungs\r\nform der Anlagenbetreiber gewählt hat bzw. wählt. Im Fraktionsentwurf des „Gesetz zur Än\r\nderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären \r\nSeite 53 von 125 \r\nErzeugungsüberschüssen“2 war § 100 Abs. 47 EEG 2023 noch damit umschrieben worden, \r\ndass die Regelung für Anlagen in der Einspeisevergütung gelten würde, obwohl auch Anlagen \r\nnach dem EEG 2014, die zwar oberhalb der Schwellenwerte für die Direktvermarktungspflicht \r\nliegen, aber unterhalb der Schwellenwerte für die Negative-Preise-Regelung, die Regelung an\r\nwenden können.  \r\n7. Änderungen bei den Sanktionen nach §§ 52 und 52a EEG \r\n7.1 Änderungen in § 52 EEG \r\n7.1.1 \r\nStreichung von § 52 Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 \r\nDer BDEW geht trotz der vorgesehenen Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 davon aus, \r\ndass für Bestandsanlagen nach § 100 Abs. 1 EEG-RegE sowohl die Ausfallvergütung als auch \r\ndie Sanktionierung der überlangen Inanspruchnahme derselben nach § 52 Abs. 1 Nr. 5 EEG \r\n2023 weiterhin anwendbar sind. Insoweit verweisen wir auch auf die nachfolgenden juristi\r\nschen Anmerkungen unter 26.4.  \r\n7.1.2 \r\nErgänzung eines § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG (Verstoß gegen § 36h Abs. 3 Satz 2 EEG) \r\nDer Regierungsentwurf sieht vor, dass der Verstoß gegen die Pflicht aus § 36h Abs. 3 Satz 2 \r\nEEG, also der nicht termingerechten Vorlage der Wind-Gutachten, künftig über einen neuen § \r\n52 Abs. 1 Nr. 9a EEG-RegE sanktioniert werden soll.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nNach Einschätzung des BDEW werden die erforderlichen Gutachten und Nachweise bislang \r\ngrundsätzlich fristgerecht vorgelegt. Gleichwohl kann es im Einzelfall aus technischen oder \r\norganisatorischen Gründen zu zeitlichen Engpässen kommen, etwa infolge ausgelasteter Gut\r\nachterkapazitäten oder verzögerter Datenbereitstellungen durch Hersteller. \r\nDas damit verbundene Risiko würde durch den Vorschlag vollständig auf die Betreiber verla\r\ngert, obwohl diese bei der Erstellung der Gutachten in erheblichem Maße von externen Drit\r\nten abhängig sind und die zugrunde liegenden Prozesse nur eingeschränkt beeinflussen kön\r\nnen. \r\n2BT-Drs. 20/14235, S. 85 f.  \r\nSeite 54 von 125 \r\nVor diesem Hintergrund stellt der Vorschlag aus Sicht des BDEW eine einseitige und unver\r\nhältnismäßige Risikoverlagerung dar, insbesondere mit Blick auf die vorgesehene Höhe der \r\nSanktionen. Hinzu kommt ein zusätzlicher behördlicher Prüf- und Verwaltungsaufwand. \r\n7.1.3 \r\nKlarstellungen in § 52 Abs. 3 Nr. 3 EEG-RegE \r\nDer BDEW begrüßt die Klarstellungen in § 52 Abs. 3 Nr. 3 EEG-RegE, dass eine rückwirkende \r\nReduzierung der Sanktionierung erst dann eintreten soll, wenn der Anlagenbetreiber sowohl \r\ndie MaStR-Registrierung als auch die Kalenderjahresendmeldung nachgeholt hat. Dies ent\r\nspricht der bisherigen BDEW- und BNetzA-Auslegung der Regelung.  \r\nAllerdings ist aus dem Gesetzeswortlaut und der Praxis heraus unklar, welche Kalenderjahres\r\nendmeldung hiermit gemeint ist. Eine Endmeldung für ein bestimmtes Kalenderjahr kann bei \r\nAnlagen ohne RLM oder iMSys nicht ohne Weiteres nachgeholt werden, da die Messwerte für \r\ndas Ende dieses Kalenderjahres nicht nachträglich rekonstruierbar sind. Insoweit ist fraglich, \r\nob mit der Nachholung der Pflichterfüllung zur Kalenderjahresendmeldung dann die Nachho\r\nlung der versäumten Meldung für das bestimmte Kalenderjahr gemeint ist, oder die Vor\r\nnahme der Kalenderjahresendmeldung für das Folge-Kalenderjahr. Wenn Ersteres gemeint ist, \r\nist die Heilung der Sanktion im Regelfall messtechnisch gar nicht möglich. Es kommt daher zu \r\neinem Dauer-Pflichtverstoß ohne Heilungsmöglichkeit. Wenn Letzteres gemeint ist, kommt es \r\nmit Vornahme der Folge-Kalenderjahresendmeldung bereits zu einer Heilung. Die Zweckerrei\r\nchung dieser Heilung ist aber fraglich, da sie für das betroffene Kalenderjahr keine heilende \r\nFunktion entfalten kann.  \r\nDarüber hinaus ist in der einzufügenden Fassung des § 52 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 EEG-RegE folgen\r\nder Schreibfehler zu korrigieren:  \r\n„3. bei einem Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 11, sobald sämtliche der in Absatz 1 \r\nNummer 11 genannten Pflichten erfüllt werden; diese Verringerung wirkt zurück bis zum \r\nBeginn des Pflichtverstoßes.“ \r\nHinsichtlich weiterer, in § 52 EEG 2023 notwendiger Änderungen verweist der BDEW auf seine \r\nnachfolgenden Darstellungen unter 26.4 und 26.6 im juristischen Teil. \r\n7.2  BNetzA Kontrolle der Netztrennbefugnis nach § 52a EEG \r\nDie vorgesehene Befugnis der Bundesnetzagentur nach § 85 Abs. 1 Nr. 3e EEG-RegE, zu kon\r\ntrollieren, ob Netzbetreiber die Vorgaben des § 52a EEG einhalten, bewertet der BDEW grund\r\nsätzlich positiv.  \r\nDie praktische Herausforderung für die Verteilnetzbetreiber liegt allerdings in der konkreten \r\nAusgestaltung des § 52a EEG, der angepasst werden muss. Obwohl eine ausdrücklich und \r\nSeite 55 von 125 \r\neinfach handhabbare Netztrennbefugnis wünschenswert ist, sieht der BDEW diese Regelung \r\ninsbesondere im Verhältnis zu den parallelen Regelungen in § 6 NELEV und § 24 NAV kritisch, \r\nweil die verschiedenen Regelungen unterschiedliche Voraussetzungen, Fristen und Rechtsfol\r\ngen haben. Für Netzbetreiber stellt weniger die Frage der Unverhältnismäßigkeit oder potenzi\r\neller Haftungsrisiken ein Problem dar, sondern vielmehr die hohe Umsetzungskomplexität des \r\nzugrunde liegenden Kriteriums. Erforderlich ist daher, statt eines frei wählbaren Zwölfmonats\r\nzeitraums auf das Kalenderjahr als eindeutigen Bezugsrahmen abzustellen. Unklar bleibt zu\r\ndem der Mehrwert des § 52a EEG gegenüber den bestehenden Regelungen in § 6 NELEV.  \r\nZum Hintergrund: Wenn eine Erzeugungsanlage an das Netz angeschlossen ist, ist es in der \r\nPraxis beinahe unmöglich, diese vom Netz zu nehmen – ungeachtet der rechtlichen Grundla\r\ngen nach § 6 NELEV oder § 52a EEG.  \r\nHinzu kommt, dass der Netzbetreiber keine hinreichenden und der Anlagenbetreiber auch nur \r\nggf. die nötigen Kenntnisse für die gefahrlose Trennung („nur“) der betroffenen Erzeugungs\r\nanlage innerhalb der Kundenanlagen haben. Eine Trennung nur der Erzeugungsanlagen vom \r\nNetz bzw. der Kundenanlage birgt daher für den Netzbetreiber auch Haftungsrisiken. Dies \r\nkann bedeuten, dass diese Regelung letztlich leerläuft. Daher sollte Konsequenz die Unterbre\r\nchung des Netzanschlusses sein. Der Anlagenbetreiber hat es dabei zu jedem Zeitpunkt in der \r\nHand, dies – mit allen Konsequenzen für die Bezugsseite und ggf. weitere betroffene Dritte – \r\ndurch nachweisliche Außerbetriebnahme seiner Anlage zu unterbinden. \r\nDer BDEW regt zudem an, dass das Anlagensegment, das zwischen 25 kW und 100 kW liegt \r\nund mit Funkrundsteuerung angebunden ist und nicht getestet werden kann, wenn überhaupt \r\nerst mit Einbau eines iMSys von der Netztrennung betroffen sein sollte. Gerade für kleinere \r\nAnlagen dürfte die parallele finanzielle Sanktion in § 52 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023 zusätzlich zur \r\nNetztrennbefugnis unverhältnismäßig sein.  \r\nBDEW-Vorschlag zu § 52a Abs. 1 und 2 EEG-RegE \r\n„(1) Der Netzbetreiber, an dessen Netz eine Anlage angeschlossen ist, muss den Netzan\r\nschluss, über den die Anlage mit dem Netz verbunden ist, muss die Anlage vorbehaltlich \r\nder Androhung nach Absatz 2 vom Netz trennen unterbrechen, oder, sofern er deren Ein\r\nspeisung nicht durch Abregelung dauerhaft durch andere Maßnahmen unterbinden kann, \r\nwenn der Anlagenbetreiber hinsichtlich dieser Anlage in einem Kalenderjahr einem Zeit\r\nraum von zwölf Monaten in insgesamt mindestens sechs Kalendermonaten jeweils min\r\ndestens einmal gegen § 9 Absatz 1 oder Absatz 2 oder gegen § 10b Absatz 1 oder Absatz 2 \r\nverstoßen hat und der Anlagenbetreiber die Anlage nicht bereits nachweislich außer Be\r\ntrieb genommen hat. Dies gilt für Anlagen über 7 bis 100 Kilowatt nur, wenn sie ab dem \r\nSeite 56 von 125 \r\n1. Januar 2028 in Betrieb genommen oder ab dem 1. Januar 2028 mit einem intelligen\r\nten Messsystem und Steuerungseinrichtungen ausgerüstet werden. \r\n(2) Bevor der Netzbetreiber den Netzanschluss, über den die Anlage nach Absatz 1 mit \r\ndem Netz verbunden ist, eine Anlage nach Absatz 1 vom Netz trennt oder deren Einspei\r\nsung durch Abregelung dauerhaft durch andere Maßnahmen unterbindet, hat er dem An\r\nlagenbetreiber unter Benennung der konkreten Pflichtverletzung in Textform eine Frist von \r\neinem Monat zur Behebung zu setzen und auf die Rechtsfolgen nach Absatz 1 bei fehlen\r\nder Behebung hinzuweisen. Der Netzbetreiber kann die Frist nach Satz 1 einmalig um bis \r\nzu einen Monat verlängern.“ \r\n(3) Sobald der Anlagenbetreiber die Behebung der nach Absatz 2 benannten Pflichtver\r\nletzung vollständig nachgewiesen hat, hebt der Netzbetreiber die Unterbrechung des \r\nNetzanschlusses auf.  \r\nAbsätze 3 bis 7 des § 52a EEG 2023 werden gestrichen. \r\n8. Ausgestaltung des Refinanzierungsbeitrags \r\nIn § 21d und den wesentlichen Änderungen in Anlage 1 des EEG-RegE wird die europarechtlich \r\nverpflichtende Übererlösabschöpfung im EEG verankert. Der Entwurf sieht für Anlagen ab 100 \r\nkW die Einführung eines zweiseitigen Differenzvertragsmodells (CfD) vor, das oberhalb des an\r\nzulegenden Wertes eine Abschöpfung von Mehrerlösen vorsieht.  \r\nDer Clawback-Mechanismus soll auch für Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung und da\r\nmit für PPAs gelten und geht somit über eine reine Förderabschöpfung hinaus. Grund ist die \r\nVermeidung eines missbräuchlichen zeitweisen Wechsels in die Sonstige Direktvermarktung, \r\num die Abschöpfung zu umgehen. \r\nEs ist allerdings die Möglichkeit zu einem einmaligen und dauerhaften Wechsel aus dem CfD in \r\ndie ungeförderte Vermarktung möglich, bei der keine Abschöpfung erfolgt.   \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW unterstützt ausdrücklich das Ziel, die europarechtlichen Vorgaben zur Übererlös\r\nabschöpfung umzusetzen. Für die Branche ist von zentraler Bedeutung, dass die EEG-Förde\r\nrung auch über den 31. Dezember 2026 hinaus beihilferechtlich genehmigt bleibt und zeitnah \r\nein nahtloser Übergang in das neue Förderregime gewährleistet wird, um einen Fadenriss zu \r\nvermeiden. \r\nGleichzeitig ist aus Sicht des BDEW darauf zu achten, dass die Umsetzung in einem ersten \r\nSchritt möglichst in die bestehende Logik integriert wird. Ein grundlegender Systemwechsel \r\nhin zu einem umfassend neuen Fördermechanismus sollte – sofern politisch gewünscht – in \r\nSeite 57 von 125 \r\neinem zweiten Schritt erfolgen und einer vertieften fachlichen Abstimmung mit der Branche \r\nunterzogen werden. Entscheidend ist insgesamt, dass der Fördermechanismus weiterhin plan\r\nbare und kalkulierbare Rahmenbedingungen bietet, um die Finanzierung neuer Projekte – \r\ninsbesondere vor dem Hintergrund steigender Kapitalkosten – nicht zu gefährden. \r\nZudem ist die vorgesehene Schwelle für die Anwendung der Übererlösabschöpfung mit Blick \r\nauf administrative Belastungen sorgfältig zu prüfen. Insbesondere bei kleineren Anlagen ent\r\nstehen erhebliche Abwicklungs- und Inkassorisiken auf Ebene der Netzbetreiber. Dies dürfte \r\nzu hohem Aufwand bei Korrekturen und Rechtsstreitigkeiten führen, wenn eine zeitnahe Kor\r\nrektur administrativ nicht erfolgen kann. Netzbetreiber müssen hierfür neue Prozessabläufe \r\naufsetzen. Der BDEW hält es für sachgerecht, die Abschöpfung erst ab einer Anlagengröße \r\nvon 200 kW entsprechend der EU-rechtlich geforderten Mindestschwelle anzuwenden, bei \r\nder Aufwand und Ertrag in einem angemessenen Verhältnis stehen. Zudem hatte der BDEW \r\nzur Begrenzung des Umsetzungsaufwands vorgeschlagen, die Abschöpfung dadurch umzuset\r\nzen, dass die Gleitende Marktprämie künftig auch ein negatives Vorzeichen einnehmen \r\nkann. Es würden dann im Gegensatz zur nun vorgesehenen Umsetzung keine neuen Zahlungs\r\nströme entstehen und der Umsetzungsaufwand in den IT-Systemen der Netzbetreiber wäre \r\ngering.  \r\nPositiv für die Abwicklung ist, dass Ansprüche nach § 20a EEG jedenfalls gegen Förderansprü\r\nche aufgerechnet werden können (§ 27 Abs. 1 Satz 1 EEG-RegE). Für die Fälle, in denen kein \r\nFörderanspruch in der sonstigen Direktvermarktung besteht, ist dieser Mechanismus aller\r\ndings nicht anwendbar. \r\nAuch bei einer negativen Marktprämie müssten Netzbetreiber Rückzahlungen von Anlagenbe\r\ntreibern einfordern. Im Fall von Insolvenzen können Forderungsausfälle entstehen. Diese Risi\r\nken sollten nicht dem Netzbetreiber zugerechnet werden. Stattdessen sollten entsprechende \r\nKosten und Forderungsausfälle über den bundesweiten EEG-Finanzierungsmechanismus (EEG\r\nKonto) ausgeglichen werden. Hierfür müsste das Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) entspre\r\nchend angepasst werden. \r\nAus Sicht des BDEW sollte zudem eine Indexierung der Förderhöhe im CfD geprüft werden. \r\nDie Ausgestaltung könnte sich bspw. am in Großbritannien etablierten und erprobten Design \r\norientieren, das an den Verbraucherpreisindex (VPI) gekoppelt ist. Vorteile des Systems sind \r\nu.a. die regulatorisch erprobte Umsetzbarkeit, internationale Wettbewerbsfähigkeit, ein ro\r\nbuster Hedge gegen allgemeine Inflation, der als Grundlage für ergänzende marktliche Absi\r\ncherungen und das Risikomanagement dienen kann sowie eine hohe Liquidität und Transpa\r\nrenz des Indexes. Der BDEW hat am Beispiel der Offshore-Wind-Ausschreibungen (WindSeeG) \r\neinen konkreten Vorschlag für die Umsetzung der Indexierung anhand der europäischen Har\r\nmonised Index of Consumer Prices (HICP) veröffentlicht (siehe BDEW-Positionspapier, 2026).   \r\nSeite 58 von 125 \r\n9. Technische Vorgaben nach § 9 EEG \r\n9.1 Ablehnung einer pauschalen Reduktion der Wirkleistungseinspeisung auf  \r\n50 Prozent nach § 9 Abs. 2b EEG für Solaranlagen bis 100 kWp \r\nDurch den neu eingefügten § 9 Absatz 2b EEG-RegE wird die Begrenzung der maximalen \r\nWirkleistungseinspeisung von bisher 60 Prozent auf 50 Prozent bei Solaranlagen des zweiten \r\nSegments mit einer installierten Leistung von weniger als 100 Kilowatt (erweitert und auch un\r\nabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems und unabhängig von der Veräußerungs\r\nform des in das Stromnetz eingespeisten Stroms beibehalten. Hierdurch soll der Anreiz zur In\r\nvestition in Speicher gestärkt werden, um die Strommengen von Solaranlagen in der Mittags\r\nzeit, die nicht mehr in das Stromnetz eingespeist werden kann, aufzunehmen und am Abend \r\nwieder einzuspeisen. Dabei werden die Anlagen für die Zwecke dieser Regelung unabhängig \r\nvon den Eigentumsverhältnissen nur dann zusammengefasst, wenn sie von demselben Betrei\r\nber am selben Standort gleichzeitig in Betrieb genommen werden (vgl. § 9 Abs. 3a EEG-RegE). \r\nBDEW-Bewertung: \r\nEine pauschale Reduzierung der Einspeiseleistung setzt, anders als in der Gesetzesbegrün\r\ndung dargestellt wird, keinen effizienten Anreiz für die Anschaffung eines Speichers. Diese \r\nBegründung zielt auf ein Problem, das in der Realität nicht existiert. \r\nBereits jetzt zeigen die aktuellen Zubauzahlen von PV-Installationen, dass sie nahezu immer \r\nmit Speicher realisiert werden. Die Aufnahme der Anlagen in die Direktvermarktung setzt sie \r\nzudem einem Anreizsystem aus, welches Anlagenbetreiber zur Optimierung ihrer Einspeisung \r\nbewegt und damit einen Anreiz generiert, in Speichertechnologien zu investieren. Das enorme \r\nFlexibilitätspotenzial dieser Anlagen darf ebenfalls nicht außer Acht gelassen werden. Über die \r\nMarktintegration können sie ihr Potenzial entfalten und einen Beitrag zur Systemstabilität leis\r\nten. Die Regelung hätte zur Folge, dass auch Anlagen eingeschränkt werden, die bereits heute \r\ndurch Direktvermarktung oder Energiemanagementsysteme systemdienlich betrieben wer\r\nden. Damit wird die systemseitig sinnvolle und effiziente Nutzung von Flexibilitäten in Haus\r\nhalten deutlich eingeschränkt und deren Wirtschaftlichkeit massiv gefährdet. Außerdem \r\nschwächt die pauschale Begrenzung zudem die Wirkung marktaktiver Speicher, weil die 50 \r\nProzent-Deckelung am Netzverknüpfungspunkt auch die spätere netzwirksame Ausspeisung \r\nbegrenzen würde. Die Einführung einer pauschalen Begrenzung auf 50 Prozent diskriminiert \r\nAnlagenkombinationen <100kW und verhindert ihre wirtschaftliche Teilnahme an der Direkt\r\nvermarktung. Auch das bidirektionale Laden würde an Attraktivität verlieren, da die pauschale \r\nBegrenzung die Ausspeisung zu marktlich attraktiven Preisen ebenfalls begrenzen würde. Ins\r\ngesamt würde eine pauschale Begrenzung insofern die Flexibilitäten, die Speicher und Batte\r\nrien von E-Autos bieten, massiv einschränken.  \r\nSeite 59 von 125 \r\nDie 50-Prozent-Wirkeinspeiseleistungsbegrenzung sollte wie die übrigen Bestimmungen des \r\n§ 9 EEG auch konditional ausgestaltet sein. Jedenfalls nach Ausstattung mit einem intelligen\r\nten Messsystem und entsprechender Steuerbarkeit und in der Veräußerungsform der Di\r\nrektvermarktung sollte die pauschale 50 Prozent-Begrenzung nicht greifen. \r\n9.2  Änderungen zu „Nulleinspeisungsanlagen“ \r\nDer Entwurf zu § 9 Abs. 2 EEG enthält Änderungen, die Rechtssicherheit in Bezug auf Nullein\r\nspeisungsanlagen bringen sollen. Der BDEW hat viele dieser Unklarheiten durch die PV-Spit\r\nzennovelle kritisiert und Verbesserungen angemahnt. Die Klarstellungen sind daher grundsätz\r\nlich positiv zu sehen. \r\nDie Ergänzung der Formulierung „und Strom in ein Netz einspeisen“ in § 9 Abs. 2 EEG ist eine \r\nnotwendige und sinnvolle Klarstellung für Nulleinspeiseanlagen. Für Anlagen ab 100 kW ver\r\nbleiben die Vorgaben zur Steuerung am Generator der Anlage nach § 13a EnWG.  \r\nDer BDEW fordert allerdings an, dass an § 9 Abs. 2 EEG 2023 ein Satz angehängt wird, in dem \r\ndie Formulierung „Anlagen, die Strom in ein Netz einspeisen“ wie folgt klargestellt wird. Die \r\nVoraussetzungen für eine Nulleinspeisung regelt die im März 2026 aktualisierte VDE-AR-N \r\n4105, ausschließlich hierauf ist technischerseits Bezug zu nehmen. Hierfür soll auf die allge\r\nmein anerkannten Regeln der Technik verwiesen werden. Werden die Technischen Anschluss\r\nregeln des VDE eingehalten, besteht die Vermutung, dass die allgemein anerkannten Regeln \r\nder Technik eingehalten wurden (Verweis auf § 49 EnWG). \r\n„Anlagen oder KWK-Anlagen, die Strom in ein Netz einspeisen, sind nicht solche, bei de\r\nnen der erzeugte Strom nicht oder nur in technisch nicht vermeidbaren und im Umfang \r\nvernachlässigbar geringen Mengen in das Netz eingespeist wird, weil der erzeugte \r\nStrom ausschließlich zur Eigenversorgung oder Weitergabe des Stroms ohne Netzdurch\r\nleitung verwendet wird. Ob und in welchem Maße technisch nicht vermeidbar einge\r\nspeist wird, bestimmt sich nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik. § 49 \r\nAbs. 2 Satz 1 Nr. 1 EnWG ist entsprechend anzuwenden.“ \r\n9.3  Wirkleistungsbegrenzung im Kleinanlagensegment auch bei Direktvermarktung \r\nAnders als das EEG 2023 und der Referentenentwurf vom 17. Juli 2026 verschärft § 9 Abs. 2 \r\nReg-E die Pflicht zur Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung auf 60 Prozent der installierten \r\nLeistung für Anlagen bis 25 kW unabhängig von Veräußerungsform. Allerdings sieht § 9 Abs. \r\n2b EEG-RegE eine noch weitergehende Begrenzung auf 50 Prozent für dieses Anlagensegment \r\nvor. Insofern wird auf die Bewertung des § 9 Abs. 2b EEG-RegE verwiesen. \r\nSeite 60 von 125 \r\n9.4 Weitere Hinweise zu § 9 EEG 2023 \r\nDie Anforderungen an die Sicht- und Steuerbarkeit von Anlagen für den Netzbetreiber („netz\r\ndienliche Steuerung“) in § 9 EEG 2023 sind mit dem MsbG durch die „kleine EnWG-Novelle“ \r\nabgestimmt und verzahnt worden, sodass eine Priorisierung des Pflichtrollouts hin zu einem \r\n„Steuerungsrollout“ möglich wurde. Dies hat der BDEW ausdrücklich begrüßt.  \r\nIn der Praxis haben sich allerdings bereits unterschiedliche Verständnisse der Formulierung in \r\n§ 9 Abs. 2 EEG 2023 gebildet, wonach „bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und \r\nSteuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes und \r\nzur erstmaligen erfolgreichen Testung der Anlage oder KWK-Anlage auf Ansteuerbarkeit durch \r\nden Netzbetreiber über diese neu eingebaute Technik sowie unbeschadet weiterer Vorgaben \r\nim Zusammenhang mit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtun\r\ngen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes“ verschiedene Pflichten bestehen. § 29 Abs. 1 \r\nNr. 2 MsbG betrifft lediglich den Pflichtrollout durch den grundzuständigen Messstellenbetrei\r\nber für Anlagen über 7 kW und steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG. \r\nAus Sicht des BDEW sollten die Anforderungen an Anlagen vor der Möglichkeit für den Netz\r\nbetreiber, diese Anlagen über ein intelligentes Messsystem sehen und tatsächlich steuern zu \r\nkönnen, nicht davon abhängen, ob die Anlagen im Pflichtrollout durch den grundzuständi\r\ngen Messstellenbetreiber ausgerüstet werden oder auf andere Weise (etwa durch einen \r\nwettbewerblichen Messstellenbetreiber oder als vorzeitiger Einbau auf Kundenwunsch). \r\nFälle, in denen eine steuerbare Verbrauchseinrichtung nach § 14a EnWG hinter demselben \r\nNetzanschluss wie eine Anlage verbaut ist, sind Anwendungsfälle von § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG \r\n(Pflichtrollout), sollten aber nicht in allen Fällen, gerade bei Kleinstanlagen, automatisch dazu \r\nführen, dass diese Anlagen ebenfalls immer sicht- und steuerbar sein müssen.  \r\n§ 9 Abs. 2 EEG wird wie folgt geändert und ergänzt:  \r\nSatz 1: \r\n„Bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 \r\nAbsatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes und zur erstmaligen erfolgreichen \r\nTestung der Anlage oder KWK-Anlage auf Ansteuerbarkeit durch den Netzbetreiber über \r\ndiese neu eingebaute Technik sowie unbeschadet weiterer Vorgaben im Zusammenhang \r\nmit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a \r\ndes Energiewirtschaftsgesetzes müssen (…)“ \r\nDie vorübergehende Verzögerung der Steuerung durch den Netzbetreiber über das Smart-Me\r\nter-Gateway soll auch aus Akzeptanzgründen nicht zu deutlich höheren Kosten für den be\r\ntroffenen Anschlussnutzer führen. Handelt es sich um eine Steuerung am Netzanschluss, sol\r\nlen die für den Übergangszeitraum durch die konventionelle Steuerung entstehenden Kosten \r\nSeite 61 von 125 \r\ndie Kosten für die Steuerung über das intelligente Messsystem nicht übersteigen. Einer Rege\r\nlung bedarf es nicht für Anlagen, die bereits mit einem iMS und einer Steuerungseinrichtung \r\nausgestattet sind, aber noch nicht darüber gesteuert werden können. Für diese Anlagen trifft \r\n§ 9 Abs. 2a EEG bereits eine Regelung. \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n§ 9 Abs. 2a EEG soll wie folgt ergänzt werden: \r\n„(2a) Nach dem Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen \r\nnach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes hat der Netzbetreiber dem \r\nAnlagenbetreiber bis zu einer nach Absatz 2 Satz 1 erfolgreich durchgeführten Testung \r\nzum Ausgleich der entstehenden Aufwendungen für den Weiterbetrieb von technischen \r\nEinrichtungen nach Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 und 2 ab dem 1. Januar 2028 für jedes an\r\ngefangene Jahr einen Betrag von 100 Euro brutto zu zahlen. Die Zahlungspflicht entfällt, \r\nwenn der Netzbetreiber eine erfolglose Testung nach Satz 1 nicht zu vertreten hat. Hat der \r\ngrundzuständige Messstellenbetreiber nach § 29 Messstellenbetriebsgesetz zwar ein in\r\ntelligentes Messsystem, aber noch keine Steuerungseinrichtungen eingebaut und erfolgt \r\ndie Steuerung über eine konventionelle Steuerungseinrichtung im Sinne von Absatz 2, \r\ngelten für die Höhe des Entgelts des Netzbetreibers für die Steuerung am Netzanschluss \r\n§ 30 Absatz 2 Nummer 2 und für die Steuerung der Anlage als Zusatzleistung nach § 34 \r\nAbsatz 2 Nummer 7 und 8 die Vorgaben zum angemessenen Entgelt nach § 35 Messstel\r\nlenbetriebsgesetz entsprechend.“  \r\n9.5 Einbeziehung von KWK-Anlagen, Ausschluss von EE-Speichern \r\nDie Regelung in § 9 Abs. 2 Nr. 2 und 3 EEG soll so erweitert werden, dass nicht nur Anlagen, \r\nsondern auch KWK-Anlagen darunterfallen und stellt gleichzeitig klar, dass Speicher nicht er\r\nfasst sind. Beide Anpassungen begrüßt der BDEW, da in der Branche seit Inkrafttreten des PV\r\nSpitzengesetzes Uneinigkeit über die Auslegung hinsichtlich dieser Anlagenarten besteht. \r\n10. Änderungen zur kommunalen Beteiligung nach § 6 EEG  \r\n10.1 „Fiktive Strommengen“, tatsächlich eingespeiste Strommengen und tatsächlich \r\nerzeugte Strommengen \r\nIm EEG-RegE wird die bislang in § 6 Abs. 2 und 5 EEG 2023 vorgesehenen Möglichkeit gestri\r\nchen, auf die „fiktiven Strommengen“ eine kommunale Beteiligung zu zahlen. Künftig soll sich \r\ndie kommunale Beteiligung nach § 6 Abs. 1 bis 3 EEG auf die „tatsächlich erzeugten Strom\r\nmengen“ erstrecken. Allerdings soll nur die kommunale Beteiligung, die für die tatsächlich in \r\ndas Netz eingespeisten und nach EEG und EEG-Verordnungen geförderten Strommengen \r\nSeite 62 von 125 \r\ngezahlt worden ist, nach § 6 Abs. 5 EEG 2023 refinanzierbar sein. Darüber hinaus wird die \r\nkommunale Beteiligung bei Windenergieanlagen an Land sowie bei PV-Freiflächenanlagen von \r\nehemals 0,2 Cent pro Kilowattstunde auf 0,3 Cent pro Kilowattstunde erhöht. Darüber hinaus \r\nwird in § 6 Abs. 6 EEG 2027 nunmehr klargestellt, dass eine Erstattung der an die Gemeinden \r\ngeleisteten Zahlungen lediglich bis zu einer Höhe von 0,2 Cent pro Kilowattstunde möglich \r\nist.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW begrüßt die Streichung der bislang in § 6 Abs. 2 und 5 EEG 2023 vorgesehenen \r\nMöglichkeit, auf die „fiktiven Strommengen“ eine kommunale Beteiligung zu zahlen. Dies, zu\r\nsammen mit der in § 6 Abs. 5 EEG 2023 unter bestimmten Bedingungen vorgesehenen Mög\r\nlichkeit des Ausgleichsanspruchs des Anlagenbetreibers gegenüber dem Netzbetreiber auch \r\nfür die kommunale Beteiligung auf diese fiktiven Strommengen, hat zu erheblichen Umset\r\nzungsproblemen und juristischen Fragen in der Praxis geführt.  \r\nDer BDEW begrüßt insoweit auch die Einführung einer neuen Übergangsregelung in § 100 \r\nAbs. 2 Satz 1 Nr. 2 EEG-RegE, wonach Betreiber von Windenergieanlagen an Land den Ge\r\nmeinden Beträge durch einseitige Zuwendungen ohne Gegenleistung für fiktive Strommengen \r\nnach Nummer 7.2 der Anlage 2 des EEG anbieten dürfen, sofern darüber eine Vereinbarung \r\nnach § 6 Abs. 4 EEG vor dem Zeitpunkt des Inkrafttretens des Gesetzes zur EEG-Novelle ge\r\nschlossen und seitdem nicht angepasst wurde. Der BDEW gibt aber zu bedenken, dass hier\r\nnach zwar die Streichung der „fiktiven Strommengen“ in § 6 Abs. 2 EEG 2023 nicht für Ver\r\nträge gelten soll, die vor dem Tag des Inkrafttretens des Gesetzes abgeschlossen worden sind, \r\ndass aber die Streichung der „fiktiven Strommengen“ in § 6 Abs. 5 EEG für diese Verträge \r\ntrotzdem anwendbar sein soll.   \r\nDer BDEW lehnt allerdings die im Regierungsentwurf vorgesehene Erstreckung der kommuna\r\nlen Beteiligung auf die „tatsächlich erzeugten Strommengen“ ab. Dies würde gegenüber der \r\ngeltenden Rechtslage noch folgende Strommengen einbeziehen:  \r\n› den Anlagen-Eigenbedarf,  \r\n› Leitungsverluste zwischen Anlage und Netzverknüpfungspunkt,  \r\n› erzeugte, aber dezentral vor dem Netzverknüpfungspunkt verbrauchte Strommengen, ent\r\nweder durch einen Elektrolyseur oder für andere Zwecke, und  \r\n› erzeugte, aber vor dem Netzverknüpfungspunkt in einen Stromspeicher eingespeiste \r\nStrommengen, die danach nicht in das Netz eingespeist worden sind.  \r\nSeite 63 von 125 \r\nHiergegen sprechen aber folgende Gründe:  \r\n› Die meisten Windenergieanlagen sind nicht mit einer geeichten Erzeugungsmessung aus\r\ngestattet, müssten dies aufgrund des Mess- und Eichgesetzes aber sein, weil diese Mess\r\ngrößen dann „im geschäftlichen oder amtlichen Verkehr verwendet werden“ würden, \r\nwenn die erzeugten Strommengen Berechnungsbasis für die kommunale Beteiligung sein \r\nsollen. Insoweit ist die Validität der Datenbasis dieser „erzeugten Strommenge“ unklar und \r\nwird zwischen Gemeinden, Anlagenbetreibern und Netzbetreibern strittig werden. Die Aus\r\nstattung der Anlagen mit geeichten Erzeugungsmessungen führt zudem für die Anlagenbe\r\ntreiber zu doppelten Kosten: Neben den zusätzlichen Messkosten muss die kommunale Be\r\nteiligung für die Differenz zwischen erzeugter und in das Netz eingespeister Strommenge \r\nvon den Anlagenbetreibern selbst gezahlt werden, weil sie hierfür keinen Ausgleichsan\r\nspruch nach § 6 Abs. 5 EEG 2027 hätten. \r\n› Auf diese geeichten Untermessungen kann auch aufgrund von § 24 Abs. 3 EEG 2023 nicht \r\nverzichtet werden: Ansonsten würden Strommengen, die nach dieser Regelung nach Leis\r\ntung oder Referenzertrag der Anlagen auf diese aufgeteilt werden, hiernach Anlagen zuge\r\nwiesen werden, die diese Strommengen möglicherweise wegen Stillstands gar nicht er\r\nzeugt haben. Es käme somit zu einer Verletzung der Zuordnung von Strommengen zu den \r\nkonkreten Anlagen, und möglicherweise zu einer strafrechtlich relevanten, fehlerhaften \r\nZahlung.  \r\n› Die meisten Betreiber von Windenergieanlagen gewähren derzeit nur für diejenigen Strom\r\nmengen eine kommunale Beteiligung, für die sie die Beteiligung auch nach § 6 Abs. 5 EEG \r\n2023 wieder vom Netzbetreiber erstattet bekommen, weil ansonsten die betriebswirt\r\nschaftliche Finanzierung der Anlage wegen der gestiegenen Preise auf Basis von Bestands\r\nZuschlägen schwierig wird.   \r\n› Die Inansatzbringung der „tatsächlich erzeugten Strommengen“ würde eigenver\r\nbrauchsoptimierte EEG-Anlagen mit Überschusseinspeisung benachteiligen, weil diese \r\nhinsichtlich des finanziellen Erlöses aus der kommunalen Beteiligung aus kommunaler Sicht \r\nimmer mit Vollstrom-Einspeisungsanlagen gleichgesetzt werden, obwohl der Anlagenbe\r\ntreiber die kommunale Beteiligung für die nicht eingespeisten Strommengen bei Anlagen in \r\nÜberschusseinspeisung nicht nach § 6 Abs. 5 EEG 2023 erstattet bekommen kann.  \r\nInsgesamt führt daher die Verwendung der „tatsächlich erzeugten Strommengen“ zu erhebli\r\nchen bürokratischen Mehrbelastungen beim Anlagen- und beim Netzbetreiber, weshalb der \r\nBDEW sie in der Gesamtbewertung ablehnt.  \r\nAllerdings führt die Streichung der fiktiven Strommengen in § 6 Abs. 2 und 5 EEG 2023 wiede\r\nrum insoweit zu Friktionen, als dass sich bei Windenergieanlagen an Land aufgrund der \r\nSeite 64 von 125 \r\nÜberprüfung der bereits gezahlten Förderungen im 5-Jahresturnus rückwirkend ungeför\r\nderte Strommengen ergeben könnten, die zum Zeitpunkt der Leistung der Zahlung noch för\r\nderfähig waren: Wenn der anzulegende Wert für eine ausschreibungsbedingt geförderte \r\nWindenergieanlage an Land nach Maßgabe des § 36h EEG 2017/2021/2023 zum Zeitpunkt der \r\nLeistung der kommunalen Beteiligung noch oberhalb des maßgeblichen Marktwertes lag, \r\nkonnte eine Marktprämie gezahlt werden. Sank dieser anzulegende Wert jedoch nach Maß\r\ngabe der 5-Jahres-Korrektur unter den Marktwert, ergab sich eine Marktprämie von null, und \r\ndamit eine nicht förderfähige Strommenge, für die dann auch – rückwirkend – kein Erstat\r\ntungsanspruch nach § 6 Abs. 5 EEG 2023 bestand.   \r\nFür diesen Fall  \r\n› muss entweder § 36h Abs. 2 EEG 2023 so geändert werden, dass der Rückzahlungsan\r\nspruch des Netzbetreibers nicht die nachträgliche Korrektur jeder Zahlung der letzten fünf \r\nJahre, sondern ein Pauschalbetrag ist, der folglich die Zahlungen der letzten fünf Jahre in \r\nihrem Bestand nicht berührt (dies ist seit dem EEG 2017 unklar),  \r\n› oder es muss in § 6 EEG 2023 die nach dem EEG geförderte, eingespeiste Strommenge da\r\nhingehend geändert werden, dass hinsichtlich der Prämisse der geförderten Strommenge \r\nauf den Zeitpunkt der Leistung der kommunalen Beteiligung abgestellt wird. \r\nAußerdem sollte die kommunale Beteiligung nach Ansicht des BDEW auch für Solaranlagen auf \r\nsonstigen baulichen Anlagen erlaubt werden, z.B. auf Deponien und ehemaligem Tagebau. Die \r\nAusnahme im Gesetzeswortlaut durch Beschränkung des § 6 Abs. 3 EEG auf „Freiflächenanla\r\ngen“ erscheint insbesondere angesichts der vorgesehenen Änderungen in § 24 Abs. 2 EEG un\r\nbegründet und entzieht den Kommunen die Möglichkeit zur Teilhabe. \r\n10.2 Anhebung der Beträge zur finanziellen Beteiligung der Kommunen am Ausbau  \r\nDie kommunale Beteiligung bei Windenergieanlagen an Land sowie bei PV-Freiflächenanlagen \r\nsoll von ehemals 0,2 Cent/kWh auf 0,3 Cent/kWh erhöht werden. Darüber hinaus soll in § 6 \r\nAbs. 5 EEG-RegE nunmehr klargestellt werden, dass eine Erstattung der an die Gemeinden ge\r\nleisteten Zahlungen lediglich bis zu einer Höhe von 0,2 Cent pro Kilowattstunde möglich ist.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDie Anhebung der Beträge zur Beteiligung der Kommunen am Ausbau der Windenergie an \r\nLand als auch der PV-Freiflächenanlagen ist ein wichtiger Beitrag, um Gemeinden insbeson\r\ndere im ländlichen Raum an der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien teilhaben zu las\r\nsen und lokale Wertschöpfung zu erreichen. Gleichzeitig ist festzustellen, dass der Trend zu \r\neigenständigen Beteiligungsgesetzen auf Länderebene zu einer zunehmenden Zersplitterung \r\ndes Rechtsrahmens führt. Unterschiedliche landesrechtliche Vorgaben schaffen erhebliche \r\nSeite 65 von 125 \r\nRechts- und Planungsunsicherheiten, erschweren die Projektentwicklung und Genehmigung, \r\nerhöhen den administrativen Aufwand und beeinträchtigen die Wirtschaftlichkeit von Vorha\r\nben. Zudem können sie die Vielfalt der Marktakteure einschränken, da insbesondere kleinere \r\nProjektentwickler mit zusätzlichen regulatorischen Anforderungen belastet werden. \r\nVor diesem Hintergrund sollte die Länderöffnungsklausel in § 22b Abs. 6 EEG 2023 dahinge\r\nhend angepasst werden, dass über die bundesrechtliche Regelung des § 6 EEG hinausge\r\nhende Verpflichtungen zur finanziellen Beteiligung der Gemeinden ausgeschlossen werden. \r\nEinheitliche bundesrechtliche Vorgaben würden die Rechtssicherheit erhöhen, den Bürokra\r\ntieaufwand reduzieren und zugleich eine verlässliche Beteiligung der Kommunen am Ausbau \r\nder Erneuerbaren Energien gewährleisten. Weitergehende landesspezifische Regelungen zur \r\nfinanziellen Beteiligung sollten daher ausgeschlossen werden.  \r\nSofern die Länderöffnungsklausel unverändert bestehen bleibt, muss zumindest sichergestellt \r\nwerden, dass Kommunalbeteiligungen oberhalb von 0,2 Cent/kWh vollständig nach § 6 Abs. \r\n5 EEG 2027 refinanziert werden können. Andernfalls würden zusätzliche Kosten einseitig bei \r\nden Projektentwicklern verbleiben und die Wettbewerbsfähigkeit der betroffenen Projekte in \r\nden EEG-Ausschreibungen weiter verschlechtern. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund \r\nzusätzlicher neuer Regulierungsprozesse, welche für die Betreiber von Erneuerbare Energien\r\nAnlagen die wirtschaftlichen Bedingungen immer unsicherer machen, darunter beispielsweise \r\nregional differenzierte Baukostenzuschüsse oder ein dynamischer, jährlicher Leistungspreis. \r\nDie im Rahmen der anstehenden Novellen des EEG und des EnWG vorgesehenen kurzfristigen \r\nMaßnahmen sollten daher konsequent mit den laufenden Reformprozessen zur Netzentgelt\r\nsystematik abgestimmt werden. Insbesondere sind die Arbeiten der Bundesnetzagentur im \r\nAgNes-Prozess sowie die angekündigten Regelungen zu Netzentgelten in der Strombinnen\r\nmarktverordnung zu berücksichtigen. Nur eine kohärente Ausgestaltung der verschiedenen \r\nRegelungsvorhaben kann Zielkonflikte, widersprüchliche Anreize und unbeabsichtigte Wech\r\nselwirkungen vermeiden. \r\n10.3 Neue Überwachungsbefugnis der BNetzA in § 85 EEG \r\nDie neu einzuführende Überwachungsbefugnis der BNetzA in § 85 EEG dahingehend, dass \r\nNetzbetreiber Zahlungen nach § 6 Abs. 5 EEG ordnungsgemäß geleistet haben, muss nach Auf\r\nfassung des BDEW unbedingt damit flankiert werden, dass § 6 EEG keinerlei Auslegungszwei\r\nfel eröffnet. Insoweit sind die vorstehend genannten, notwendigen Korrekturen in § 36h Abs. \r\n2 EEG unbedingt durchzuführen. Findet diese Klarstellung nicht statt, lehnt der BDEW diese \r\nÜberwachungsbefugnis ab.  \r\nDer BDEW betont insoweit auch, dass die Ausnahme von der Strafbarkeit der Gewährung \r\nund Entgegennahme von Zahlungen im Rahmen der kommunalen Beteiligung nach § 6 Abs. \r\nSeite 66 von 125 \r\n4 Satz 3 EEG 2023 in der Praxis nicht weitreichend genug ist. Immer dann, wenn sich im Rah\r\nmen von § 6 EEG 2023 eine unklare Rechtslage oder eine mögliche Regelungslücke ergibt, \r\nkann die Beantwortung dieser Rechtsfrage oder die Schließung der Regelungslücke eine Straf\r\nbarkeit nach sich ziehen3. Dies betraf prioritär die Gewährung von kommunaler Beteiligung \r\nauf „fiktive Strommengen“, betrifft nun aber auch jegliches vorstehend dargestelltes Zuord\r\nnungsproblem im Rahmen der „erzeugten Strommengen“ zu einer bestimmten Anlage¸ Der \r\nBDEW verweist insoweit auf die Publikation der Fachagentur Wind an Land und Solar zu § 6 \r\nEEG 2023, dort insbesondere auf die Seiten 15 f. \r\n10.4 Redaktionelle Anpassungen in § 6 EEG-RegE \r\nSchließlich sollte § 6 Abs. 5 EEG-RegE noch wie folgt redaktionell angepasst werden:  \r\n„Für die tatsächlich eingespeiste Strommenge, für die Betreiber von Windenergieanlagen an \r\nLand oder Freiflächenanlagen nach diesem Gesetz oder einer auf Grund dieses Gesetzes er\r\nlassenen Rechtsverordnung eine Zahlung als Förderung in Anspruch genommen haben er\r\nhalten haben oder einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber geleistet haben und \r\nfür die sie Zahlungen nach diesem Paragrafen an eine Gemeinde oder einen Landkreis ge\r\nleistet haben, können sie bis zur Höhe von insgesamt 0,3 0,2 Cent pro Kilowattstunde die \r\nErstattung dieses im Vorjahr an die Gemeinden oder Landkreise geleisteten Betrages im \r\nRahmen der Endabrechnung vom Netzbetreiber verlangen.“ \r\nNach der aktuellen Entwurfsfassung setzt die Anspruchsentstehung des Rückerstattungsbe\r\ntrags beim Anlagenbetreiber u.a. voraus, dass er für den Strom aus der betreffenden Anlage \r\nZahlungen vom Netzbetreiber erhalten hat (Zahlungseingang beim Anlagenbetreiber). Nach § \r\n6 Abs. 5 EEG 2023 reicht es hingegen aus, dass er für den Strom entsprechende Förderungen \r\n„in Anspruch genommen hat“, also für den Strom die Kalenderjahresendmeldung nach § 71 \r\nEEG durchgeführt hat. Würde die Formulierung des EEG 2023 verwendet werden, kann der \r\nRückerstattungsanspruch des Anlagenbetreibers bereits mit Vornahme der Kalenderjahresend\r\nmeldung entstehen, also ab dem 1. Januar des Folgejahres der Einspeisung. Würde hingegen \r\ndie Formulierung aus der Entwurfsfassung verwendet werden, kann der Rückerstattungsan\r\nspruch erst entstehen mit Eingang der Förderzahlung beim Anlagenbetreiber, also ggf. erst \r\nEnde Mai des Folgejahres der Einspeisung nach einem entsprechenden Netzbetreiber-Ab\r\nschluss des Kalenderjahres. Dies kann zu einer deutlichen Verzögerung der Auszahlung der \r\nRückerstattung der kommunalen Beteiligung führen.  \r\n3Vgl. BGH, Beschluss vom 14. Dezember 2022, Az. StB 42/22 zu § 6 EEG.  \r\nSeite 67 von 125 \r\nDer Wortlaut des Gesetzentwurfs steht insoweit außerdem im Widerspruch zur Begründung \r\nvon § 6 Abs. 5 EEG-RegE auf Seite 197:  \r\n„6 Absatz 5 EEG 2027 regelt insofern unverändert, dass der Anlagenbetreiber eine Erstat\r\ntung verlangen kann für die tatsächlich eingespeiste Strommenge, für die er eine finanzielle \r\nFörderung nach dem EEG oder einer aufgrund des EEG erlassenen Rechtsverordnung in An\r\nspruch genommen hat oder umgekehrt einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber \r\ngeleistet hat und für die er Beteiligungszahlungen geleistet hat. Zentrale Voraussetzung für \r\ndie Erstattungsfähigkeit ist, dass für die relevante Strommenge eine Förderung in Anspruch \r\ngenommen wurde oder Refinanzierung geleistet werden musste.“ \r\nAuch dieser Widerspruch zum Gesetzeswortlaut bedingt, dass der Gesetzeswortlaut entspre\r\nchend angepasst werden muss.  \r\n11. Änderungen zu Wasserkraft \r\nAussetzung der Degression \r\nEs ist wichtig, dass die bisher im EEG enthaltene Degression der Fördersätze ausgesetzt wird \r\nund die Fördersätze vielmehr an die aktuellen Preiserhöhungen angepasst werden. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nAus Sicht des BDEW entspricht die Degression der Fördersätze nicht der Kostenentwicklung. \r\nDaher sollte die Degression ausgesetzt werden.  \r\n12. Änderungen zu Windenergie \r\n12.1 Streichung der Berechtigung der Bundesnetzagentur zur Anpassung des  \r\nAusschreibungsvolumens gem. § 28 Absatz 3a EEG 2023 \r\nDie Berechtigung der Bundesnetzagentur, nach Maßgabe des § 28 Absatz 3a EEG 2023 das \r\nAusschreibungsvolumen um bis zu 30 Prozent zu erhöhen oder zu reduzieren, wird insgesamt \r\ngestrichen. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW bedauert, dass die Bundesnetzagentur künftig nicht mehr befugt sein soll, die \r\nAusschreibungsvolumina zu ändern. Durch die Neuregelung geht ein Mechanismus verloren, \r\nder zügig die Anpassung von Ausschreibungsvolumina ermöglichte, beispielsweise im Falle ei\r\nner Zielverfehlung beim Ausbau Erneuerbarer Energien.   \r\nSeite 68 von 125 \r\nDer Entfall des Fortschrittsberichts Wind an Land ist hingegen abzulehnen, weil dadurch das \r\nAugenmerk auf diese Technologie mit langen Vorlaufzeiten verringert wird. \r\n12.2 Änderung des Höchstwertes nach § 36b EEG \r\nIm aktuellen Regierungsentwurf ist für das Kalenderjahr 2027 ein Höchstwert von 7,1 \r\nCent/kWh vorgesehen. Der Wert von 7,1 Cent/kWh entspricht damit dem Wert, der aufgrund \r\nder Degression von 2 Prozent auf Basis des Wertes von 7,25 Prozent für 2026 ab dem 1. Ja\r\nnuar 2027 gelten würde.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt zwar grundsätzlich, dass der Höchstwert gegenüber demjenigen nach dem \r\ngeltenden § 36b EEG 2023 in Richtung des Niveaus der BNetzA-Festlegungen der letzten Jahre \r\nangehoben werden soll. Aus Sicht des BDEW sollte die Höhe des festgelegten Höchstwerts \r\naber kritisch überprüft werden. Zwar liegt dieser auf dem Niveau, das sich auch bei einer Er\r\nmittlung nach den Maßstäben des EEG ergeben hätte. Gleichwohl ist zu berücksichtigen, dass \r\nsich aus den noch ausstehenden und parallel möglichen Neuregelungen der Netzentgeltsyste\r\nmatik im Rahmen des von der Bundesnetzagentur angestoßenen AgNes-Prozesses als auch \r\ndurch das Netzpaket erhebliche zusätzliche Kostenbelastungen insbesondere für Windener\r\ngieprojekte ergeben können.  \r\nHierzu zählen insbesondere regional differenzierte Baukostenzuschüsse, die diskutierten Ka\r\npazitätspreise sowie mögliche Zusatzkosten und Risiken infolge weiterer Belastungen durch \r\nmögliche Regelungen in sog. kapazitätslimitierten Netzgebieten, die zu einer erheblichen Ver\r\nlagerung von Kosten in das EEG führen können.  \r\nVor diesem Hintergrund erscheint fraglich, ob der festgelegte Höchstwert ausreicht, um die \r\nkünftigen Kosten- und Risikostrukturen angemessen abzubilden. Der BDEW spricht sich daher \r\ndafür aus, die Höhe des Höchstwerts unter Berücksichtigung der absehbaren regulatori\r\nschen Entwicklungen erneut zu prüfen, um den notwendigen Ausbau der Windenergie an \r\nLand abzusichern. Hilfsweise könnte der Höchstwert mit einem Anpassungsmechanismus ver\r\nsehen werden, sofern sich durch Neuerungen aus dem AgNes-Prozess oder dem Netzan\r\nschlusspaket Veränderungen für die Wirtschaftlichkeit von Windprojekten ergeben. \r\n12.3 Begrenzung von Entgelten zur Nutzung von Grundstücken zur Errichtung und zum  \r\nBetrieb von Windenergieanlagen an Land (§ 36d EEG-RegE)  \r\nNeu ist die Einführung einer Begrenzung von Entgelten zur Nutzung von Grundstücken zur Er\r\nrichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen an Land. Dabei soll zukünftig die Summe \r\nder jeweils für das Jahr der Inbetriebnahme sowie die folgenden 19 Kalenderjahre zu zahlende \r\nSeite 69 von 125 \r\nEntgelte auf höchstens 3,5 Prozent des Produkts aus dem jährlichen erzielbaren Standorter\r\ntrag der Anlage und dem für die Anlage im jeweiligen Jahr maßgeblichen anzulegenden Wert \r\nbegrenzt sein.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nEine gesetzliche Begrenzung der Entgelte für die Nutzung von Grundstücken zur Errichtung \r\nvon Windenergieanlagen an Land ist aus Sicht des BDEW derzeit nicht erforderlich und wird in \r\nder derzeitigen Ausgestaltungsform ausdrücklich abgelehnt. Die Regelung gefährdet die Flä\r\nchenverfügbarkeit, die Projektpipeline und die Bankfähigkeit bestehender Nutzungsverträge. \r\nWeiterhin setzt der intensive Wettbewerb in den EEG-Ausschreibungen setzt bereits wirksame \r\nAnreize für eine wirtschaftliche Projektkalkulation und begrenzt überhöhte Pachtzahlungen. \r\nZahlreiche Pachtverträge werden angesichts des dynamischen Wettbewerbs nachverhandelt. \r\nBei Umsetzung der Entgeltbegrenzung besteht die Gefahr, dass die Bereitschaft von Flächenei\r\ngentümern, Flächen für den Ausbau der Windenergie bereitzustellen, erheblich abnimmt. Dies \r\nkönnte zu einer spürbaren Verknappung verfügbarer Standorte bis hin zu einem weitgehen\r\nden Erliegen der Flächenbereitstellung für neue Windenergieprojekte führen. Schließlich ist \r\nzweifelhaft, dass eine Begrenzung der Pachtzahlungen die Akzeptanz des Windenergieausbaus \r\nerhöht; vielmehr tragen regionale Wertschöpfung und eine angemessene finanzielle Beteili\r\ngung der lokalen Akteure wesentlich zur Akzeptanz vor Ort bei. \r\nZudem begegnet die Regelung profunden inhaltlichen Bedenken: \r\n› Die Regelung greift in das Eigentumsrecht der Grundstücksverpächter und in die Vertrags\r\nfreiheit der Parteien ein, ohne dies hinreichend zu rechtfertigen. \r\n› Die Regelung umfasst auch Zahlungen für Nutzungen von Grundstücken für Nebenanla\r\ngen. Darunter fallen laut Begründung auch Leitungen nach § 11a EEG. Relevant dürfte die \r\nRegelung aber vielmehr sein für Leitungen, die nicht unter § 11a EEG fallen, denn über § \r\n11a Abs. 2 EEG ist die Zahlung bei Ausübung der Duldungspflicht ohnehin eingeschränkt. \r\nAnstatt über § 36d EEG einen komplizierten Sanktionsmechanismus zu etablieren, sollte \r\nvielmehr § 11a EEG angepasst werden und auch private Grundstücke umfassen (siehe Ka\r\npitel „Duldungspflichten auf private Flächen ausweiten“ (§§ 11a, 11b EEG) unten Ziffer \r\n12.11).  \r\n› Die Einhaltung der Pachthöhenbegrenzung soll durch den Netzbetreiber kontrolliert (§ \r\n36d EEG-RegE) und sanktioniert (§ 53a EEG-RegE) werden. Liegen dem Netzbetreiber tat\r\nsächliche Anhaltspunkte vor, dass die Vorgaben zur Pachthöhenbegrenzung nicht eingehal\r\nten werden, hat der Netzbetreiber zu prüfen, ob ein Verstoß vorliegt. Solche Prüfpflichten \r\nfür den Netzbetreiber sind absolut abzulehnen. Sie entsprechen weder der Rolle noch \r\ndem Kompetenzbereich des Netzbetreibers. Darüber hinaus ist die vorgesehene \r\nSeite 70 von 125 \r\nPrüferfordernis sachfremd. Letztlich werden Netzbetreiber mit dieser Regelung zu Sachwal\r\ntern politischer Maßgaben gemacht und mit erheblichen zusätzlichen Belastungen verse\r\nhen. Zudem stellt sich rein praktisch die Frage, aus welchen Gründen dem Netzbetreiber, \r\nder keinen Einblick in die Pachtvereinbarungen des Anlagenbetreibers hat, tatsächliche An\r\nhaltspunkte vorliegen sollten. \r\n› Außerdem ist die Kontrolle der Deckelung schwach angelegt – gleichzeitig ist kritisch, dass \r\ndie Pönalzahlung bei Überschreitung sehr hoch angesetzt ist. \r\n› Zusätzlich ist die Übergangsfrist zu kurz gesetzt, so dass bei bereits geplanten Projekten \r\nVerträge nachverhandelt werden müssten. \r\n› Der Umstand, dass Schadensersatzzahlungen generell sowie Zahlungen vor dem Jahr der \r\nInbetriebnahme von der Begrenzung ausgenommen sind, wird in der Praxis vermutlich zu \r\nUmgehungsgeschäften führen. Ergebnis ist wiederum eine große zusätzliche Belastung für \r\nden Netzbetreiber, dem die Kontrolle über die Einhaltung der Pachthöhenbegrenzung ob\r\nliegt. Diese Belastung ist mit der Rolle und den Pflichten des Netzbetreibers nicht in Ein\r\nklang zu bringen. Die Regelung ließe sich auch insofern leicht umgehen, als dass die Ver\r\npflichtung zur Begrenzung auf die 20 Jahre Förderdauer angelegt ist. Ein Vertrag könnte für \r\ndie ersten 20 Jahre eine sehr geringe und nach Ablauf der 20 Jahre zulässigerweise eine \r\nsehr hohe Pachtzahlung vorsehen.  \r\n› Darüber hinaus stellt die Regelung des Pachtpreisbegrenzungsradius von 2,5 km eine Un\r\ngleichbehandlung von Projekten dar: Unbegrenzte Pachthöhen außerhalb des Radius von \r\n2,5 km zur Ermöglichung dieser Projekte würde Pachten mit dieser Regelung für diese Pro\r\njekte voraussichtlich erhöhen, nicht senken. Dies läuft dem Ziel der eigentlichen Regelung \r\ndiametral entgegen. \r\n12.4 Fristverlängerung hinsichtlich EEG-Pönalen und Erlöschen des Zuschlags aufgrund  \r\nbehördlich bedingter Verzögerungen \r\nNach dem derzeitigen Rechtsrahmen können bei einer verspäteten Inbetriebnahme von aus\r\nschreibungspflichtigen Windenergieanlagen an Land verschuldensunabhängig Pönalen zulas\r\nten des Anlagenbetreibers anfallen. Wird die Anlage nicht innerhalb der gesetzlich vorgesehe\r\nnen Frist in Betrieb genommen, kann schließlich der Zuschlag erlöschen. \r\nDie gesetzlich vorgesehenen Möglichkeiten einer Fristverlängerung erfassen behördlich verur\r\nsachte Verzögerungen bislang nicht hinreichend. In der Praxis können insbesondere behördli\r\nche Anordnungen, nachträglich angeordnete oder vorgegebene Bauzeitbeschränkungen sowie \r\nvergleichbare behördliche Maßnahmen dazu führen, dass eine fristgerechte Errichtung und \r\nSeite 71 von 125 \r\nInbetriebnahme der Anlage trotz ordnungsgemäßer und rechtzeitiger Projektumsetzung nicht \r\nmöglich ist. \r\nEs erscheint sachlich nicht gerechtfertigt, dem Anlagenbetreiber in diesen Fällen die wirt\r\nschaftlichen Folgen einer Verzögerung aufzuerlegen, die außerhalb seines Verantwortungs- \r\nund Einflussbereichs liegt. Dies gilt sowohl für die Pflicht zur Zahlung von verspätungsbeding\r\nten Pönalen als auch für das Risiko eines Erlöschens des Zuschlags. \r\nBDEW-Vorschlag: \r\n§ 36e EEG sollte um einen weiteren Absatz ergänzt werden, der auf Antrag des Anlagenbe\r\ntreibers eine Verlängerung der maßgeblichen Fristen ermöglicht, soweit die rechtzeitige In\r\nbetriebnahme aufgrund einer behördlichen Anordnung, behördlich vorgegebener Bauzeitbe\r\nschränkungen oder vergleichbarer behördlicher Maßnahmen nicht möglich ist und die hier\r\ndurch verursachte Verzögerung vom Anlagenbetreiber nicht zu vertreten ist. \r\nDie Fristverlängerung sollte mindestens dem Zeitraum entsprechen, um den sich die Errich\r\ntung oder Inbetriebnahme der Anlage infolge der behördlichen Maßnahme tatsächlich verzö\r\ngert. Die Anwendbarkeit einer solchen Fristverlängerung auch auf die Pönalenregelung in § 55 \r\nEEG sollte durch entsprechenden Verweis sichergestellt werden. \r\n12.5 Änderung von § 36f EEG \r\nDer BDEW begrüßt die vorgesehene Änderung in § 36f EEG-RegE, dass nunmehr anstelle des \r\nZeitpunktes der Erteilung des Zuschlags an denjenigen der Gebotsabgabe angeknüpft werden \r\nsoll. \r\n12.6 Änderungen in § 36h EEG \r\n12.6.1 Einfügung eines neuen § 36h Abs. 3 Satz 2 (neu) für die Vorlage der Ertragsgutach\r\nten \r\n§ 36h Abs. 3 Satz 2 EEG-RegE sieht vor, dass Anlagenbetreiber künftig verpflichtet sein sollen, \r\ndie Nachweise nach § 36h Satz 1 Nr. 1 EEG unverzüglich nach Inbetriebnahme und die Nach\r\nweise nach § 36h Satz 1 Nr. 2 EEG jeweils bis zum Ablauf des 65., 125. und 185. auf die Inbe\r\ntriebnahme der Anlagen folgenden Monats zu erbringen. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nHinsichtlich der Bewertung verweist der BDEW auf seine vorstehenden Ausführungen zu den \r\nneuen Sanktion nach § 52 Abs. 1 Nr. 9a EEG-RegE unter Nr. 7.1.2. \r\nSeite 72 von 125 \r\n12.6.2 Erhöhung des Korrekturfaktors für den Gütefaktor von 50 Prozent sowie weiterge\r\nhende Änderungen am Referenzertragsmodell in § 36h EEG  \r\nDer Regierungsentwurf sieht in § 36h EEG neben einer Festlegung von Stützwerten für Güte\r\nfaktoren zwischen 50-80 Prozent eine Erhöhung des Korrekturfaktors für den Gütefaktor von \r\n50 Prozent von 1,55 auf 1,65 vor. Die Kompensation von Mindererträgen für Windenergiepro\r\njekte in der neuen Küstenregion und in der neuen Region Mitte-Nord über den Korrekturfak\r\ntor soll künftig begrenzt werden. Bei Windenergieanlagen in der Küstenregion sind zukünftig \r\nnur noch Stützwerte anzuwenden, die einem Gütefaktor von 80 Prozent oder höher entspre\r\nchen. Der Korrekturfaktor kann bei Windenergieanlagen in dieser Region demnach nur noch \r\nauf bis zu 1,16 ansteigen. Bei Windenergieanlagen in der Region Mitte-Nord sind zukünftig nur \r\nnoch Stützwerte anzuwenden, die einem Gütefaktor von 70 Prozent oder höher entsprechen. \r\nDer Korrekturfaktor kann bei Windenergieanlagen in dieser Region demnach nur noch auf bis \r\nzu 1,29 ansteigen. Bei allen anderen Windenergieanlagen, die in keiner der drei definierten \r\nRegionen Küstenregion, Region Mitte-Nord oder Südregion errichtet werden, sind wie bislang \r\ndie Stützwerte anzuwenden, die einem Gütefaktor von 60 Prozent oder höher entsprechen. \r\nDer Korrekturfaktor kann bei solchen Windenergieanlagen weiterhin auf bis zu 1,42 ansteigen, \r\nwas der bisherigen Kompensationsgrenze gemäß § 36h Absatz 1 Satz 3 Nummer 3 EEG 2023 \r\nentspricht. Windprojekte außerhalb der Küstenregion, Region Mitte-Nord und Südregion er\r\nfahren damit keine Änderungen.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDie vorgeschlagenen Änderungen des Referenzertragsmodells greifen tief in die Systematik \r\ndes EEG ein und weisen erhebliche Wechselwirkungen mit den parallel verfolgten Regelungen \r\ndes Netzanschlusspakets auf. Eine belastbare Analyse der fachlichen, wirtschaftlichen und re\r\ngulatorischen Auswirkungen ist derzeit nicht möglich. Die im Netzanschlusspaket vorgesehene \r\nBegrenzung der installierten Leistung auf maximal 280 W/m² Rotorfläche für Windenergiean\r\nlagen an Land führt zu erheblichen Wechselwirkungen mit der Systematik des EEG, die im \r\nweiteren Gesetzgebungsverfahren berücksichtigt werden sollten. Die Regelung hätte zur \r\nFolge, dass zahlreiche heute marktübliche Anlagenkonfigurationen künftig nicht mehr zulässig \r\nwären oder keinen Netzanschluss erhalten könnten. Statt leistungsstärkerer Generatoren kä\r\nmen vermehrt kleinere Generatorvarianten bei gleicher Rotorfläche zum Einsatz. \r\nDiese Anpassung wirkt sich nicht nur auf den Energieertrag der Anlagen aus, sondern verän\r\ndert zugleich die für das EEG maßgeblichen Referenzerträge und damit die Berechnung der \r\nStandortgüte. Dadurch wird die im EEG verankerte Standortdifferenzierung geschwächt, de\r\nren Ziel es ist, windschwächere Regionen – insbesondere in Süddeutschland – gegenüber \r\nwindstärkeren Standorten wettbewerbsfähig zu halten. Erste Analysen zeigen, dass insbeson\r\ndere Projekte an Standorten mit einer Standortgüte von etwa 50 bis 60 Prozent, die für viele \r\nSeite 73 von 125 \r\nVorhaben in Süddeutschland typisch sind, gegenüber den heute üblichen Anlagenkonfiguratio\r\nnen erhebliche wirtschaftliche Nachteile erfahren würden. \r\nVor diesem Hintergrund sollte die im Netzanschlusspaket vorgesehene Begrenzung der instal\r\nlierten Leistung auf maximal 280 W/m² Rotorfläche für Windenergieanlagen an Land im Zu\r\nsammenspiel mit der geltenden EEG-Systematik dringend überprüft werden. In der derzeit \r\nvorgesehenen Ausgestaltung reduziert sie den regulatorisch gewollten Ausgleichseffekt des \r\nReferenzertragsmodells erheblich und konterkariert damit die Zielsetzung des EEG, den Aus\r\nbau der Windenergie auch an windschwächeren Standorten zu ermöglichen. Damit stehen \r\ndie Regelungen des Netzausbaupakets und des EEG in diesem Punkt in einem inhaltlichen \r\nZielkonflikt. Darüber hinaus verweisen wir auf unseren Vorschlag zur Anpassung des Aus\r\ngleichs der sog. Innerparkverschattung unter Punkt 12.12.  \r\nDarüber hinaus begrüßt der BDEW die Anhebung des Korrekturfaktors für den Gütefaktor \r\nvon 50 Prozent von 1,55 auf 1,65. Die bestehende Differenzierung der Standortgüte in der \r\nSüdregion bis zu einem Standortgütegrenzwert von 50 Prozent ist ein zentrales Instrument, \r\num strukturelle Nachteile gegenüber windreicheren Regionen in Norddeutschland auszuglei\r\nchen. Dieser Standortgütegrenzwert trägt maßgeblich dazu bei, Windenergiestandorte im Sü\r\nden wirtschaftlich nutzbar zu machen. Ohne diese Regelung wären nahezu zwei Drittel der bis\r\nlang adressierten Windenergiegebietsflächen in der Südregion aufgrund der Windverhältnisse \r\nwirtschaftlich nicht erschließbar.  \r\nDer Ausbau der Windenergie in Süddeutschland ist systemisch erforderlich und muss weiter\r\nhin deutlich verstärkt werden, um die dortigen Lastzentren zuverlässig mit zusätzlichem er\r\nneuerbarem Strom zu versorgen.   \r\nDabei ist grundsätzlich anzunehmen, dass eine Integration von Windenergieanlagen an Land \r\nin das Bestandsnetz aufgrund des komplementären Einspeiseverhaltens über den Tagesver\r\nlauf als auch den Jahresverlauf gerade in PV-Einspeisedominierten Netzabschnitten eine sinn\r\nvolle Ergänzung sein kann. \r\nSeite 74 von 125 \r\nAufgrund höherer spezifischer Kosten können Anlagen in der Südregion Deutschlands in stark \r\nüberzeichneten Ausschreibungen kaum mit Geboten von Windenergieanlagen aus der Nord\r\nregion mithalten. Dadurch wird langfristig die Konzentration der Installierten Leistung von \r\nWindenergieanlagen an Land in der Nordregion weiter verstetig. Neben einer Erhöhung des \r\nKorrekturfaktors für 50 Prozent Standorte spricht sich der BDEW für die Einführung einer tem\r\nporären Süd-Quote für WaL-Ausschreibungen aus (s. nachfolgend unter 12.8).  \r\n12.7 Änderung von § 36i EEG 2023 \r\nGemäß § 25 Abs. 1 S. 3 EEG 2023 beginnt der 20-jährige Förderungszeitraum mit der Inbe\r\ntriebnahme der Anlage(n). Der Regierungsentwurf sieht vor, dass die Frist für den Beginn der \r\nLaufzeit der Förderung für Windenergieanlagen an Land in § 36i EEG von gegenwärtig 30 auf \r\nkünftig 36 Monate verlängert wird.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nAus Sicht des BDEW ist diese Änderung zu begrüßen, denn die Anpassung ist notwendig, um \r\nmit der Realisierungsfrist von 36 Monaten in § 36e EEG gleichzulaufen. Der BDEW gibt je\r\ndoch zu bedenken, dass die erfreuliche Entwicklung der Genehmigungen für Windprojekte \r\nauch zu längeren Bauzeiten führt, da Zulieferkapazitäten im Tiefbau, in der Transportlogistik, \r\nbeim Bau von Umspannwerken, Lieferung von Kabeln und Turmsegmenten aufgestockt wer\r\nden müssen. Fehlende Kapazitäten führen zu höheren Marktpreisen. Bei längeren Realisie\r\nrungsfristen besteht hingegen eine bessere Wettbewerbssituation und die Projekte lassen sich \r\nSeite 75 von 125 \r\nkostengünstiger realisieren. Der BDEW schlägt daher eine Verlängerung der zum Beginn des \r\nFörderzeitraums in § 36i EEG als auch der Realisierungsfristen in § 36e EEG auf eine einheitli\r\nche Frist von 52 Monaten vor.  \r\n12.8 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Einführung einer temporären Süd-Quote in den  \r\nregulären EEG-Ausschreibungen \r\nDurch die Einführung einer regionalen Quotenregelung innerhalb der regulären Ausschrei\r\nbungen für Windenergie an Land kann der Ausbau in der Südregion gezielt gestärkt und ein \r\nausgewogenerer Ausbau in Deutschland unterstützt werden. \r\nUm die Umsetzung der zusätzlichen 12.000 MW Ausschreibungsvolumen aus dem Klima\r\nschutzprogramm frühzeitig anzustoßen und eine Inbetriebnahme der Anlagen bis spätestens \r\n2030 zu ermöglichen, sollte das zusätzliche Ausschreibungsvolumen zeitlich gestaffelt bereit\r\ngestellt werden: im Jahr 2026 mit 2.000 MW im zweiten Halbjahr sowie in den Jahren 2027 bis \r\n2029 mit jeweils 3,3 GW.  \r\nHierfür schlägt der BDEW folgende Ergänzung im EEG vor:  \r\n§ 28 Abs. 2 Nr.3 (neu): Das Ausschreibungsvolumen wird im Jahr 2026 um 2.000 Mega\r\nwatt sowie in den drei aufeinanderfolgenden Jahren zwischen 2027 und 2029 um jeweils \r\n3.333 Megawatt installierte Leistung angehoben, um das zusätzliche Ausschreibungsvolu\r\nmen vom 12 Gigawatt Leistung aus dem Klimaschutzprogramm umzusetzen. \r\nZudem sollte sichergestellt werden, dass 30 Prozent des jährlichen Ausschreibungsvolumens \r\ngezielt für Projekte in der Südregion reserviert werden. Die verbleibenden 70 Prozent sollten \r\nweiterhin standortunabhängig und technologieoffen im wettbewerblichen Verfahren verge\r\nben werden. Damit kann sowohl den besonderen Anforderungen der Südregion Rechnung ge\r\ntragen als auch die Effizienz des wettbewerblichen Ausschreibungssystems erhalten werden.  \r\nAblauf \r\nIn einer ersten Phase einer Ausschreibungsrunde werden Zuschläge an qualifizierte Projekte in \r\nder Südregion bis zur Höhe der festgelegten Quote von 30 Prozent erteilt. \r\nIn der zweiten Phase einer Ausschreibungsrunde wird das verbleibende Ausschreibungsvolu\r\nmen im offenen, standortunabhängigen Wettbewerb vergeben. Nicht ausgeschöpfte Mengen \r\nder Südquote können innerhalb derselben Ausschreibungsrunde in das standortunabhängige \r\nVolumen überführt und regulär vergeben werden. \r\nBewertung \r\nEin zentraler Vorteil dieses Ansatzes liegt darin, dass Südstandorte kontinuierlich in jeder \r\nAusschreibungsrunde berücksichtigt werden, anstatt lediglich punktuell über \r\nSeite 76 von 125 \r\nSonderausschreibungen. Gleichzeitig können nicht ausgeschöpfte Mengen der Südquote – je \r\nnach konkreter Ausgestaltung – noch innerhalb derselben Runde dem allgemeinen Wettbe\r\nwerbsvolumen zugeführt werden. Ein vergleichbarer Mechanismus existiert bereits bei den \r\nAusschreibungen für besondere Solaranlagen des ersten Segments, bei denen nicht bezu\r\nschlagte Mengen in derselben Runde erneut für den allgemeinen Wettbewerb geöffnet wer\r\nden. \r\nAuf diese Weise wird sichergestellt, dass Ausschreibungsvolumen nicht ungenutzt bleibt, \r\nwenn in der Südregion nicht ausreichend genehmigte Projekte zur Verfügung stehen. Zugleich \r\nschafft der Ansatz gezielte Anreize für Projektierer und Vorhabenträger, Projekte in der Südre\r\ngion zu entwickeln und umzusetzen. Aktuelle Genehmigungszahlen belegen, dass es für die \r\nEinführung einer temporären Südquote ein ausreichendes Startangebot gibt, dass intensiven \r\nWettbewerb erwarten lässt. \r\nKonkreter Ergänzungsvorschlag:  \r\n1. Einführung einer temporären Süd-Quote in den regulären EEG-Ausschreibungen:  \r\n„§ 36k EEG neu Zuschlagsverfahren für Windenergieanlagen an Land“ \r\nAbweichend von § 32 Absatz 1 führt die Bundesnetzagentur folgendes Zuschlagsverfahren \r\ndurch: Sie öffnet die fristgerecht eingegangenen Gebote nach dem Gebotstermin. Sie prüft die \r\nZulässigkeit der Gebote nach den §§ 33 und 34. Sie separiert die zugelassenen Gebote, die für \r\nProjekte in der Südregion abgegeben wurden, und sortiert diese Gebote entsprechend § 32 Ab\r\nsatz 1 Satz 3. Sodann erteilt die Bundesnetzagentur allen nach Satz 4 separierten Geboten ei\r\nnen Zuschlag im Umfang ihres Gebots, bis eine Zuschlagsmenge in den Ausschreibungen der \r\nJahre 2026, 2027, 2028 und 2029 von 30 Prozent des an diesem Gebotstermin zu vergebenden \r\nAusschreibungsvolumens durch einen Zuschlag erreicht oder erstmalig überschritten ist.  \r\nSodann sortiert die Bundesnetzagentur sämtliche zugelassenen Gebote, die nicht bereits nach \r\nSatz 5 einen Zuschlag erhalten haben, entsprechend § 32 Absatz 1 Satz 3 und erteilt allen Ge\r\nboten einen Zuschlag im Umfang ihres Gebots, bis das gesamte Ausschreibungsvolumen erst\r\nmals durch den Zuschlag zu einem Gebot erreicht oder überschritten ist (Zuschlagsgrenze). Ge\r\nboten oberhalb der Zuschlagsgrenze wird kein Zuschlag erteilt.  \r\n2. Erhöhung des Ausschreibungsvolumens um 12.000 MW für Onshore Wind verteilt auf die \r\nkommenden vier Jahre  \r\nSeite 77 von 125 \r\n12.9 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Anpassung der Länderöffnungsklausel gem. § 22b \r\nAbs. 6 EEG  \r\nFür das Gelingen der Energiewende sind Akzeptanz und aktive Mitwirkung von Bürgerinnen \r\nund Bürgern sowie Kommunen unverzichtbar. Nur wenn der Ausbau der Erneuerbaren Ener\r\ngien von einer breiten gesellschaftlichen Basis getragen wird, kann die Transformation des \r\nEnergiesystems dauerhaft erfolgreich umgesetzt werden. Eine bundesweit einheitliche Rege\r\nlung zur Bürger- und Kommunalbeteiligung kann hierzu einen wichtigen Beitrag leisten: Sie \r\nstärkt Akzeptanz und gesellschaftliche Unterstützung für den Ausbau Erneuerbarer Energien, \r\nschafft mehr Rechtssicherheit für alle Beteiligten und fördert eine faire Teilhabe der Standort\r\nkommunen und Anwohnerinnen und Anwohner vor Ort.  \r\nDer Trend zu immer neuen, eigenständigen Beteiligungsgesetzen auf Länderebene führt je\r\ndoch zu erheblicher Unsicherheit in der Branche. Unterschiedliche landesrechtliche Vorgaben \r\nerschweren die Projektrealisierung, erhöhen die Komplexität von Genehmigungs- und Umset\r\nzungsprozessen und können sich negativ auf die Akteursvielfalt sowie die Wirtschaftlichkeit \r\nvon Projekten auswirken.  \r\nDemnach sollte die Länderöffnungsklausel in § 22b Abs. 6 EEG 2023 angepasst werden. Wei\r\ntergehende landesspezifische Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung sollten nur im Rahmen \r\neines bundeseinheitlichen Rahmens erfolgen dürfen. Dies sichert Planungs- und Investiti\r\nonssicherheit.  \r\nGeltende Länderöffnungsklausel nach § 22b Abs. 6 EEG (Stand: 01.01.2023):  \r\n(6) Die Länder können weitergehende Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung und zur Steigerung \r\nder Akzeptanz für den Bau von neuen Anlagen erlassen, wenn § 80a nicht beeinträchtigt ist.   \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:    \r\nDie Länderöffnungsklausel sollte wie folgt in § 22b Abs. 6 EEG angepasst werden:    \r\n(6) Die Länder dürfen weitergehende Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung und zur Steigerung \r\nder Akzeptanz für den Bau von neuen Anlagen jenseits von den Absätzen 1 bis 5 sowie von § 6 \r\nnur insoweit erlassen, dass diese Bestimmungen Betreiber von Windenergieanlagen an Land \r\nund Solaranlagen des ersten Segments verpflichten, Gemeinden oder Landkreise, die von der \r\nErrichtung ihrer Anlage betroffen sind, finanziell nach Maßgabe des § 6 zu beteiligen; in die\r\nsem Falle ist § 6 Absatz 5 auf Zahlungen der Anlagenbetreiber, die diese gemäß den Vorgaben \r\nin § 6 Absatz 1 bis 4 an die betroffenen Gemeinden oder Landkreise leisten, entsprechend an\r\nwendbar. Geltende landesrechtliche Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung und zur Steigerung \r\nder Akzeptanz für den Bau von neuen Anlagen dürfen nur noch für diejenigen Windenergiean\r\nlagen an Land und Solaranlagen des ersten Segments weiter angewandt werden, die bis zum \r\nSeite 78 von 125 \r\n[einsetzen: Zeitpunkt des Inkrafttretens dieser Regelung] in ihren zeitlichen Anwendungsbe\r\nreich gefallen sind. \r\n12.10  Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Ergänzung eines § 6 Abs. 6 EEG 2023 mit einer \r\nTransparenzregelung  \r\nSicherung der Akzeptanzwirkung durch Transparenzregelung   \r\nGemeinden werden durch die Regelung in § 6 EEG mit aktuell 0,2 Cent/kWh in der Regel an \r\nden eingespeisten Strommengen von Wind- und PV-Projekten finanziell beteiligt. Darüber hin\r\naus existieren vielfältige landesgesetzliche Zahlungsverpflichtungen. Diese Zahlungen dienen \r\nder Akzeptanzförderung vor Ort. Damit die akzeptanzfördernde Wirkung eintritt, müssen die \r\nBürgerinnen und Bürger wissen, dass diese Zahlungen geleistet werden. Das ist notwendig, \r\ndenn in den Ländern gibt es unterschiedlich ausgestaltete Verpflichtungen, Zuwendungen of\r\nfen zu legen. Sinnvollerweise erhalten die Bürger auch die Information, wohin die zusätzlichen \r\nEinnahmen geflossen sind, um nachvollziehen zu können, wie sie konkret vom Ausbau der Er\r\nneuerbaren Energien profitieren.    \r\nNach geltender Rechtslage können die Anlagenbetreiber eine akzeptanzfördernde Veröffentli\r\nchung durch die Gemeinden zu den § 6 EEG-Zahlungen nicht rechtlich erzwingen. Die Zahlun\r\ngen müssen nach § 6 Abs. 1 EEG „ohne Gegenleistung“ erfolgen. Es ist daher unsicher, ob An\r\nlagenbetreiber individuell eine Pflicht der Gemeinde zur Offenlegung der Zahlungen vereinba\r\nren dürfen. Zwar könnten Anlagenbetreiber die Zahlungen schon jetzt eigenständig veröffent\r\nlichen. Allerdings verfehlen eigene Veröffentlichungen die Akzeptanzwirkung in mehrfacher \r\nHinsicht: Es werden auf dem Gemeindegebiet in aller Regel mehrere Anlagen durch verschie\r\ndene Unternehmen betrieben. Ohne zentrale Veröffentlichung durch die Gemeinde ist nicht \r\noder nur schwer erkennbar, wie viel Unterstützung die Gemeinde insgesamt durch Wind- und \r\nSolarenergie erhält. Außerdem sind Angaben der Unternehmen für skeptische Bürgerinnen \r\nund Bürger meist weniger glaubwürdig als offizielle Nachrichten der Gemeinde. Damit § 6 EEG \r\nsowie der gemeindliche Teil der zusätzlichen landesrechtlichen Zahlungen iSd. § 6a EEG die \r\nbezweckte Akzeptanz vor Ort schafft, sollen Bürgerinnen und Bürger nachvollziehen können, \r\nwie viel Geld für welchen Zweck durch Windenergie- und Solaranlagen der Gemeinde insge\r\nsamt zugutegekommen ist.  \r\nDazu sollte § 6 EEG nach Auffassung des BDEW um folgende Transparenzregelung ergänzt \r\nwerden: \r\nSeite 79 von 125 \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag: § 6 Abs. 6 (neu) EEG   \r\n(6) Die Gemeinden machen bis zum 30. Juni eines Jahres den Umfang der in dem vorangegan\r\ngenen Kalenderjahr nach den §§ 6, 6a erhaltenen Zahlungen aggregiert in geeigneter Form öf\r\nfentlich bekannt. Sie können auch den Verwendungszweck der erhaltenen Zahlungen mitteilen. \r\nDie Länder können durch Rechtsverordnung bestimmen, dass die Veröffentlichung auf einem \r\nzentralen Veröffentlichungsportal des Landes für alle Gemeinden erfolgt; dabei müssen min\r\ndestens der Gemeindename, die Höhe der jeweils erhaltenen Zahlung und das betroffene Ka\r\nlenderjahr genannt werden. \r\nMit der Transparenzregelung werden die Gemeinden zur Veröffentlichung der nach §§ 6, 6a \r\nEEG empfangenen Zahlungen in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt und auf ihrer Inter\r\nnetseite angehalten. Mit dem Vorschlag kann die Akzeptanzwirkung wesentlich erhöht wer\r\nden. Für die Bürgerinnen und Bürger wird verlässlich erkennbar, in welchem Gesamtumfang \r\ndie Gemeinde von der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie finanziell profitiert. Durch \r\ndie Angabe des vorgesehenen Verwendungszwecks können die Bürgerinnen und Bürger zu\r\ndem nachvollziehen, welche Vorteile sie konkret dadurch haben.    \r\nDie gesetzliche Regelung schafft praxistauglich klare Verhältnisse für Anlagenbetreiber und \r\nGemeinden. Die Veröffentlichung durch die Gemeinden ist sichergestellt, ohne dass die auf \r\nGrundlage von § 6 EEG geschlossenen Verträge geändert werden müssen. Auch den Netzbe\r\ntreiber treffen keine zusätzlichen Prüfpflichten. Gemeindevertreter, die den Ausbau befürwor\r\nten, können nun mit „offiziellen Zahlen“ belegen, dass der Ausbau Erneuerbarer Energien für \r\ndie Gemeinde vor Ort sehr vorteilhaft und ein weiterer Ausbau sinnvoll ist.   \r\n12.11  Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Duldungspflichten auf private Flächen ausweiten \r\n(§§ 11a, 11b EEG)    \r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Erneuer\r\nbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung während der Er\r\nrichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte – wie bereits im Regierungsentwurf \r\ndes „Solarpaketes I“ vorgesehen - auch auf private Flächen ausgeweitet werden. Insbesondere \r\nbeim Transport der Rotorblätter ist ein Überschwenken von (privaten) Grundstücken kaum \r\nvermeidbar und von geringer Nutzungsintensität. Duldungspflichten für Leitungen sind beim \r\nStromnetzausbau (§ 12 Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitband\r\nausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz (TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren \r\nAnwendung (siehe BDEW-Faktencheck). Dies wird die Anschlüsse von Erneuerbare-Energien\r\nAnlagen und damit deren Beitrag zur Energieversorgung vereinfachen und deutlich beschleu\r\nnigen. \r\nSeite 80 von 125 \r\nWeitere notwendige Anpassungen: \r\n12.12 Zusätzlicher Änderungsvorschlag: Anpassung der „Innerparkverschattung“ beim  \r\nReferenzertragsmodell nach § 36h EEG  \r\nDer Standortertrag ist im EEG (§ 36h und Anlage 2) als der Bruttostromertrag definiert. Er wird \r\nauf Grundlage des standortspezifischen Windpotenzials, einer spezifischen Leistungskurve und \r\nfür eine bestimmte Nabenhöhe berechnet, abzüglich von Verlustfaktoren wie beispielsweise \r\nAbschattungsverlusten, Verfügbarkeitsverlusten und Mindererträgen aufgrund genehmi\r\ngungsrechtlicher Auflagen. \r\nIndem Abschattungseffekte durch Windenergieanlagen im Windpark in den Standortertrag \r\neingerechnet werden (§ 36h i.V. mit Anlage 2, Absatz 7.1 EEG 2023), steigt die EEG-Vergütung \r\npro kWh und Wind-Flächen können dichter bebaut werden als ohne diesen Ausgleich. Ein \r\ndurch das EEG geförderter Windpark wird also dichter bebaut als ein Park, der ausschließlich \r\nmarktlich und damit ertragsoptimiert zugebaut würde.  \r\nDer ausgleichfähige Verlustfaktor der Abschattungseffekte für Neuanlagen gemäß § 36h EEG \r\n2023 könnte begrenzt werden. Durch einen Wegfall des Anreizes zur Inkaufnahme der Ver\r\nschattung von Windanlagen innerhalb des Windparks sinkt die Vergütung je kWh ab und die \r\nAnlagen werden dementsprechend auf der ausgewiesenen Fläche so gestellt, dass ein opti\r\nmiertes Kosten-Nutzen-Verhältnis entsteht. Durch die Maßnahme sind Kosteneinsparungen \r\npro kWh für neu in Betrieb gehende Windenergieanlagen von bis zu 15 Prozent zu erwarten. \r\nDem steht eine etwas geringere Ausnutzung der ausgewiesenen Windvorranggebiete gegen\r\nüber, da die Anlagen einzeln jeweils mehr Strom erzeugen, aber auch weiter auseinander ste\r\nhen. Der Windstrom wird also nicht nur kostengünstiger, sondern es wird auch weniger Wind\r\nstrom auf der gleichen Fläche erzeugt. Sollte der Verlustfaktor gemäß § 36h EEG 2023 ange\r\npasst werden, müsste daher umso dringlicher auf eine Verfügbarkeit von ausreichend Wind\r\nflächen insbesondere durch eine Fortentwicklung des Zwei-Prozent-Zieles geachtet werden, \r\num die Ausbauziele für Windenergie an Land zu geringeren Erzeugungskosten ohne eine \r\nkünstlich geschaffene Flächenknappheit zu erreichen. Der BDEW schlägt vor, für Abschat\r\ntungseffekte die Kompensation beispielsweise auf einen Wert von 10 Prozent zu begrenzen.  \r\n13. Änderungen in § 5 EEG für grenzüberschreitende Ausschreibungen für Offshore\r\nWind-Kooperationsprojekte \r\nNach dem Regierungsentwurf sollen europäische Offshore-Kooperationsprojekte im Rechts\r\nrahmen von EEG und Energiefinanzierungsgesetz leichter umgesetzt und auf die Ausbauziele \r\nim Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) angerechnet werden können. Die neue Regelung \r\nSeite 81 von 125 \r\nin § 5 Abs. 2 S. 3 Nr. 2 EEG-RegE ermöglicht es, dass sich die Bundesrepublik Deutschland im \r\nRahmen des EEG und basierend auf einer völkerrechtlichen Vereinbarung an Ausschreibungen \r\nfinanziell beteiligt, die durch einen oder mehrere andere Mitgliedstaaten der Europäischen \r\nUnion durchgeführt werden, wie z. B. für das deutsch-dänische Projekt Bornholm Energy Is\r\nland geplant ist. Die neue Regelung in § 5 Abs. 5 S. 5 EEG-RegE stellt klar, dass Offshore-Wind\r\nparks außerhalb des Bundesgebiets nach Maßgabe einer völkerrechtlichen Vereinbarung auf \r\ndie im WindSeeG geregelten Steigerungen der installierten Leistung und Ausschreibungsvolu\r\nmina angerechnet werden. Der BDEW bewertet diese neuen Regelungen als sehr positiv.  \r\nDer BDEW spricht sich zudem dafür aus, dass neben den hybriden Kooperationsprojekten (z. \r\nB. Bornholm Energy Island) auch radiale Kooperationsprojekte (sog. „cross border radials“) \r\numgesetzt werden, da sie die Kosteneffizienz im Offshore-Wind-Ausbau signifikant steigern \r\nkönnen und gleichzeitig eine Reduktion der Bebauungsdichte in der deutschen AWZ für hö\r\nhere Volllaststunden bei Aufrechterhaltung des 70-GW-Ziels ermöglichen (siehe BDEW-Positi\r\nonspapier 2025, Kap. 3.2 und Studie des Fraunhofer IWES, 2026). Daher sollten zukünftig auch \r\nAusschreibungen nach dem EEG/WindSeeG für Offshore-Windparks in den AWZs anderer \r\nNord- und Ostseeanrainerstaaten (insbesondere Dänemark, Schweden, Niederlande) – basie\r\nrend völkerrechtlichen Vereinbarungen – für eine radiale, d.h. ausschließliche, Anbindung \r\nnach Deutschland ermöglicht werden.   \r\nUm sowohl für hybride Offshore-Kooperationsprojekte als auch für radiale Offshore-Koopera\r\ntionsprojekte die Klarheit der Vorgaben im EEG zu erhöhen, schlägt der BDEW folgende Kon\r\nkretisierungen vor:   \r\n§ 5 EEG-RegE  \r\n„(2) Soweit die Zahlungen für Strom aus Erneuerbaren Energien durch Ausschreibungen er\r\nmittelt werden, sollen im Umfang von insgesamt 20 Prozent der gesamten jährlich zu instal\r\nlierenden Leistung an Anlagen auch Gebote für Anlagen im Staatsgebiet oder der aus\r\nschließlichen Wirtschaftszone eines oder mehrerer der folgenden anderen Staaten bezu\r\nschlagt werden können: \r\n1. Mitgliedstaaten der Europäischen Union,  \r\n2. Staaten der Europäischen Freihandelsassoziation,  \r\n3. Vereinigtes Königreich Großbritannien und Nordirland, soweit die Anlagen eine direkte \r\nVerbindungsleitung in das Bundesgebiet haben.  \r\nDer Umfang nach Satz 1 kann in dem Maß überschritten werden, in dem Gebote für Wind\r\nenergieanlagen auf See bezuschlagt werden sollen. Zu dem Zweck nach Satz 1 können die \r\nAusschreibungen  \r\nSeite 82 von 125 \r\n1. gemeinsam mit einem oder mehreren der in Satz 1 genannten anderen Staaten durch\r\ngeführt werden,  \r\n2. unter finanzieller Beteiligung der Bundesrepublik Deutschland durch einen oder meh\r\nrere der in Satz 1 genannten anderen Staaten durchgeführt werden oder  \r\n3. für Anlagen im Staatsgebiet oder der ausschließlichen Wirtschaftszone eines oder \r\nmehrerer der in Satz 1 genannten anderen Staaten geöffnet werden.“ \r\nDurch eine solche Erweiterung kann Klarheit geschaffen und eine Auslegungsnotwendigkeit \r\ndes Begriffes „Staatsgebiet“, wie in den Erläuterungen zum EEG-RegE auf Seite 191 enthalten, \r\nvermieden werden. \r\n14. Änderungen zu Solarstrom \r\nDer BDEW sieht folgende Modifizierungen bzw. Erweiterungen der im Regierungsentwurf zu \r\nSolarstrom vorgesehenen Änderungen als notwendig an:  \r\n14.1 Änderungen bei der leistungsseitigen Zusammenfassung von Solaranlagen in § 24 Abs. \r\n1 und 2 EEG 2023 \r\nDer BDEW nimmt wie folgt zu den vorgesehenen Änderungen in § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 \r\nStellung:  \r\n14.1.1 Änderungen in § 24 Abs. 1 Satz 3 und 4 EEG  \r\nNach dem Regierungsentwurf soll nach § 24 Abs. 1 Satz 3 EEG-RegE keine leistungsseitige Zu\r\nsammenfassung von Solaranlagen des ersten Segments (bislang: „Freiflächenanlagen“) mit So\r\nlaranlagen des zweiten Segments (bislang: „Aufdach-Solaranlagen“) erfolgen, und durch die \r\nErweiterung der Solaranlagen des zweiten Segments auf Anlagen nach 48 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1a \r\nEEG-RegE auch nicht mit „Garten-PV“. Der BDEW bewertet dies als positiv.  \r\nAuch die in Satz 4 vorgesehene Nicht-Zusammenfassung von Solaranlagen, die ausschließlich \r\nauf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand angebracht oder nach den Anfor\r\nderungen nach § 48 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1a EEG-RegE errichtet worden sind („Garten-PV“) und die \r\nnicht hinter demselben Netzverknüpfungspunkt betrieben werden, bewertet der BDEW als \r\npositiv. \r\n14.1.2 Klarstellung der Nicht-Zusammenfassung von Steckersolaranlagen nach  \r\n§ 24 Abs. 1 Satz 5 EEG \r\nNach dem Regierungsentwurf sollen mehrere Steckersolaranlagen als eine Anlage gelten, bei \r\ndenen die installierte Leistung der Solaranlage oder der Solaranlagen u.a. insgesamt bis zu 2 \r\nSeite 83 von 125 \r\nKilowatt beträgt. Der BDEW bewertet diese klarstellenden Änderungen ebenfalls als positiv, \r\nweil sie seiner bisherigen Rechtsauslegung entsprechen.  \r\n14.1.3 Änderungen in § 24 Abs. 2 EEG \r\nErweiterung des § 24 Abs. 2 Satz 1 EEG:  \r\nNach dem Regierungsentwurf sollen nun „Solaranlagen des ersten Segments“ und nicht mehr \r\nwie bisher nur „Freiflächenanlagen“ nach der gesetzlichen Definition in § 3 EEG zusammenge\r\nfasst werden (§ 24 Abs. 2 Satz 1 EEG-RegE). Umfasst von der neuerlichen Zusammenfassung \r\nsind daher z. B. auch Solaranlagen auf sonstigen baulichen Anlagen wie Mülldeponien. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW spricht sich dagegen aus, dass die Zusammenfassung nach § 24 Abs. 2 EEG von \r\nbisher „Freiflächenanlagen“ auf „Solaranlagen des ersten Segments“ ausgeweitet wird. Von \r\nLetzteren wären auch Solaranlagen auf sonstigen baulichen Anlagen umfasst, wie Solaranla\r\ngen auf Mülldeponien, Aschehalden oder Bahndämmen. Die ehrgeizigen PV-Ausbauziele bis \r\n2030 werden absehbar die Inanspruchnahme weiterer Flächen für Nicht-Gebäude-Solaranla\r\ngen voraussetzen. Um dabei die Flächenkonkurrenz insbesondere zur Landwirtschaft und zu \r\nfür Natur- und Artenschutz relevanten Flächen zu minimieren, sollten dabei vor allem auf Flä\r\nchen auf sonstigen baulichen Anlagen zurückgegriffen werden. Sie sind bereits nicht mehr in \r\nihrem ursprünglichen natürlichen Zustand. Deren Verwendung für die Aufstellung von PV-An\r\nlagen führt damit regelmäßig in deutlich geringerem Umfang zu Zielkonflikten. Durch die \r\nGleichstellung mit Freiflächenanlagen können diese für Solaranlagen prädestinierten Potenzi\r\nale aber nicht mehr zusammenhängend erschlossen werden und fallen durch die Gebotsgrö\r\nßenbegrenzung des § 37 Abs. 3 EEG im Ausschreibungswettbewerb hinter Freiflächenanlagen \r\nzurück. \r\nDer BDEW sieht dies außerdem als Problem, als eine kommunale Beteiligung nach § 6 EEG \r\nweiterhin nur zahlbar ist bei „Freiflächenanlagen“ über 1 MW, nicht hingegen generell bei \r\n„Solaranlage des ersten Segments“ (s. vorstehend unter Nr. 10.1). Obwohl daher die Zusam\r\nmenfassungsregelung in § 24 Abs. 2 EEG auf einen größeren Anlagenkreis hin erweitert wer\r\nden soll, und dadurch Anlagen mit größerer Leistung und folglich deren Ausschreibungspflich\r\ntigkeit entsteht, kann für diese neu hinzukommenden Anlagen keine kommunale Beteiligung \r\ngezahlt und damit keine Maßgabe für deren Akzeptanz geleistet werden.  \r\nNeuer § 24 Abs. 2 Satz 3 EEG-RegE:  \r\nDarüber hinaus sieht § 24 Abs. 2 Satz 3 EEG-RegE nun eine Ausnahme von der Zusammenfas\r\nsung nach Absatz 2 der Regelung vor  \r\nSeite 84 von 125 \r\n› für Freiflächenanlagen, die im Außenbereich nach § 35 Abs. 1 BauGB errichtet wurden, und  \r\n› für Freiflächenanlagen, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplans nach § 30 Abs. 1 \r\nBauGB errichtet wurden.  \r\nDer BDEW sieht dies zwar als Schritt in die richtige Richtung an, aber nicht als abschließend \r\nnotwendige Maßnahme: Nach Auffassung des BDEW sollten neben den nach § 35 Abs. 1 \r\nBauGB privilegierten Solaranlagen auch sämtliche „besonderen Solaranlagen“ von der Zu\r\nsammenfassung ausgenommen werden, weil diese „besonderen Solaranlagen“ alle einen \r\n„dual use“ aufweisen, weshalb deren Flächenverbrauch geringer als der von sonstigen Solar\r\nanlagen ist. Der BDEW hat diese Position in seinem Papier „Zusammenfassung von besonde\r\nren Solaranlagen und PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) entlang von Verkehrswegen” dargestellt \r\nund begründet. \r\nNeu einzufügender § 24 Abs. 2a EEG-RegE:  \r\nGemäß dem Regierungsentwurf sind nach einem neuen § 24 Abs. 2a EEG-RegE abweichend \r\nvon der allgemeinen Zusammenfassungsregelung nach Absatz 1 Satz 1 ausschließlich zum \r\nZweck der Ermittlung der Anlagengröße nach § 20 Satz 1 EEG-RegE mehrere Solaranlagen als \r\neine Anlage anzusehen, wenn sie von demselben Betreiber am selben Standort gleichzeitig in \r\nBetrieb genommen werden, wobei die Ausnahmen nach Absatz 1 Satz 3 bis 5 entsprechend \r\nanzuwenden sind. Die Zusammenfassung gilt folglich für die 25 kW-Schwelle für die Gewäh\r\nrung der Marktprämie unter diesen Prämissen. Verhindert werden soll damit eine ungerecht\r\nfertigte Zusammenfassung von Anlagen, die zu einer Einordnung in eine höhere Leistungskate\r\ngorie führen und damit zu einem Anspruch auf die Marktprämie führen könnten (Zusammen\r\nfassung führt zu einer Leistung von 25 kWp oder mehr). \r\nHiermit wird eine Sonderregelung nur für § 20 Satz 1 EEG eingeführt, die wegen Unklarheit \r\nder Begriffe umstritten sein wird: Der Begriff „Standort“ ist im EEG nicht definiert, weshalb \r\nbereits bei den „Modulaustauschregelungen“, die nur bei Austausch am selben Standort an\r\nwendbar sind, Streit besteht.4 Daher sollte die Regelung statt des Standortes, der auch nur \r\nden Aufstellrahmen einer Solaranlage bedeuten könnte, besser auf dasselbe Grundstück Be\r\nzug nehmen. Außerdem verwendet die Regelung den Begriff „gleichzeitig“. Jenseits des Nach\r\nweisproblems liegt bei größeren Solaranlagen kaum eine Gleichzeitigkeit der Inbetriebnahme \r\njedes entsprechenden Stranges einer Gesamt-Installation vor. Daher sollte anstelle der Gleich\r\nzeitigkeit die Inbetriebnahme am selben Kalendertag gewählt werden.  \r\n4S. Clearingstelle EEG/KWKG, Verfahren 2018/24 und die dort dargestellten Detail- und Abgrenzungsprobleme.  \r\nSeite 85 von 125 \r\n14.2 Änderung der maximalen Gebotsgröße \r\nDer BDEW regt für den kosteneffizienten Ausbau der Solarenergie an, in § 37 Abs. 3 EEG die \r\nmaximale Gebotsgröße für Solaranlagen des ersten Segments von 50 auf 100 MW zu erhöhen, \r\nsofern dies durch die EU-Kommission genehmigungsfähig ist. Bereits im Jahr 2023 war diese \r\nGebotsgröße angesichts der Gaspreiskrise ermöglicht worden.  \r\nMittlerweile sieht der EEG-Regierungsentwurf eine weitere deutliche Anhebung des jährlichen \r\nAusschreibungsvolumens auf 14.000 MW vor, die durch Fehlmengen im Aufdachsegment \r\nnach § 24 Abs. 3 EEG ergänzt, ebenfalls im kostengünstigsten Ausschreibungssegment noch \r\nzusätzlich ausgeschrieben werden sollen. Die Anbietervielfalt sollte durch eine Anhebung der \r\nGebotsgröße auf 100 MW daher nicht eingeschränkt werden. \r\n14.3 Änderungen bei den naturschutzfachlichen Anforderungen für Solar-Freiflächen- \r\nanlagen \r\n14.3.1 Zu den Änderungen in § 37 Abs. 1a und § 38 Abs. 2 EEG 2023  \r\nDie durch den Gesetzentwurf vorgesehenen Änderungen in § 37 Abs. 1a Nr. 1 bis 5 EEG 2023 \r\nsehen letztlich nur Präzisierungen der bereits geltenden naturschutzfachlichen Anforderungen \r\nvor, aber keine grundlegenden Änderungen, auch hinsichtlich der Umsetzbarkeit und der Prüf\r\nfähigkeit der Einhaltung der Anforderungen.  \r\nDie Änderungen in § 38 Absatz 2 EEG 2027 schaffen zudem ein Nachweisverfahren zur Erfül\r\nlung der Anforderungen nach § 37 Absatz 1a EEG 2027. Ziel ist es, die Qualität der natur\r\nschutzfachlichen Bewertung sicherzustellen, ohne die Netzbetreiber mit inhaltlichen Prüfun\r\ngen zu belasten. Künftig müssen Anlagenbetreiber die Einhaltung der Kriterien durch die Be\r\nstätigung einer fachlich geeigneten Person nachweisen. Als geeignet gelten insbesondere \r\nFachkräfte aus Bereichen wie Landschafts- und Umweltplanung, Landespflege, Land\r\nschaftsökologie, Geografie, Biologie, Agrar- oder Forstwissenschaften sowie Naturschutz. Die \r\nVerantwortung für die Auswahl der qualifizierten Fachperson liegt beim Anlagenbetreiber. \r\nNetzbetreiber sind weder zur Prüfung der fachlichen Richtigkeit der Bestätigung noch der \r\nQualifikation der benannten Person verpflichtet; weitergehende Nachweise müssen nicht vor\r\ngelegt werden. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nNach Auffassung des BDEW gehen diese Änderungen zwar in die richtige Richtung, reichen \r\naber anlagenbetreiberseitig zur hinreichenden Durchführbarkeit der Anforderungen und \r\nnetzbetreiberseitig zur hinreichenden Prüfbarkeit der Anforderungen nicht aus. Der BDEW \r\nSeite 86 von 125 \r\nverweist insoweit auf sein Positionspapier „Einführung von ökologischen Mindeststandards \r\nfür Solaranlagen auf der Freifläche“.  \r\n14.3.2 Zu der Anwendbarkeit der Änderungen in § 37 Abs. 1a EEG 2023 auf Anlagen in der \r\ngesetzlichen Förderung  \r\nDer BDEW begrüßt, dass die Anforderungen nach § 37 Abs. 1a EEG aufgrund der im Regie\r\nrungsentwurf vorgesehenen Änderungen in § 48 Abs. 6 EEG 2023/§ 48 Abs. 4 EEG-RegE nur \r\nnoch auf Solaranlagen nach § 48 Abs. 1 Nr. 1, zweite Variante, Nr. 2, 3 und 6 anzuwenden \r\nsind, also nur auf  \r\n› Solaranlagen auf sonstigen baulichen Anlagen,  \r\n› Solaranlagen auf planfestgestellten Flächen,  \r\n› Solaranlagen auf Flächen im Geltungsbereich eines Bebauungsplans und  \r\n› Solaranlagen nach 35 Abs. 1 Nr. 8 b) BauGB.  \r\nDer BDEW weist allerdings darauf hin, dass Solaranlagen auf sonstigen baulichen Anlagen in \r\nder Praxis seit geraumer Zeit auch „Solarzäune“ umfassen, d.h. Solaranlagen, die v.a. an Ein\r\nzäunungen von Privatgrundstücken angebracht worden sind. Für diese Solaranlagen ist die An\r\nwendbarkeit der naturschutzfachlichen Anforderungen nach § 37 Abs. 1a EEG 2023 unsinnig, \r\nweil diese Anlagen regelmäßig gar nicht die relevante Größe für die entsprechenden Anforde\r\nrungen erreichen. Die Anforderung der hinreichenden Durchgängigkeit der Anlagen ist zudem \r\nallein bereits durch die allermeist vorher bestehende Umzäunung des Grundstücks schon \r\nnicht erfüllt worden, ohne dass es hierfür einer Solaranlage bedurfte.  \r\nDa unter § 48 Abs. 1 Nr. 1, Variante 2, EEG 2023 jegliche Solaranlagen auf sonstigen baulichen \r\nAnlagen unabhängig von ihrer konkreten Leistung fallen, solange sie unter dem Ausschrei\r\nbungs-Schwellenwert bleiben, sollte die Anwendbarkeit der naturschutzfachlichen Anforde\r\nrungen im Rahmen von § 48 Abs. 1 Nr. 1, Variante 2, EEG 2023 auf Anlagen oberhalb einer \r\nLeistung von 30 kW beschränkt werden.  \r\n14.4 Entfall der Notwendigkeit einer Zahlungsberechtigung nach § 38 EEG 2023 \r\nBislang war in §§ 38, 38a EEG 2023 geregelt, dass Betreiber von Solaranlagen des ersten Seg\r\nments eine Zahlungsberechtigung als Fördergrundlage nach Inbetriebnahme ihrer Anlage bei \r\nder BNetzA beantragen müssen. § 38 EEG-RegE ersetzt diese Notwendigkeit nun durch eine \r\nentsprechende Nachweispflicht des Anlagenbetreibers beim Anschluss-Netzbetreiber. Die kor\r\nrespondierende Prüf-Pflicht des Netzbetreibers bestand allerdings bereits nach § 38a EEG \r\n2023. Damit entfällt für den Anlagenbetreiber die Beantragung der Zahlungsberechtigung, wie \r\nauch die Pönalisierung für die exakte Einhaltung des Standortes. Es reicht aus, wenn der \r\nSeite 87 von 125 \r\nStandort der Solaranlagen zumindest teilweise mit den im Gebot angegebenen Flurstücken \r\nübereinstimmt. Die Prüfung wird ausschließlich durch den Netzbetreiber vorgenommen, wäh\r\nrend die BNetzA entlastet wird.  \r\nMit diesem einher geht die Nichtübertragbarkeit des Zuschlags auf andere Anlagenstandorte, \r\nalso eine Bindung des Zuschlags an den im Gebot genannten Standort. Anlagenbetreiber kön\r\nnen einen Zuschlag damit nicht mehr an einem anderen Standort einsetzen (§ 54 Abs. 2 EEG \r\nentfällt).  \r\nDamit das Gebot einem entsprechenden Projekt zugeordnet werden kann, muss der Anlagen\r\nbetreiber nun das Projekt vor Gebotsabgabe im MaStR eintragen lassen, und die MaStR-Num\r\nmer bei Gebotsabgabe angeben (§ 37 Abs. 2 Nr. 7 EEG-RegE).  \r\nWeitere Änderungen in § 38 EEG-RegE: \r\nDie Prämisse, dass der Standort der realisierten Solaranlage zumindest ganz oder teilweise \r\nmit den im Gebot angegebenen Flurstücken übereinstimmen muss, ergab sich bislang aus § \r\n54 Abs. 2 EEG 2023, als Grundlage dafür, dass bei Einhaltung der Vorgabe keine Pönale von \r\n0,3 Cent/kWh gezahlt werden muss. Nun wird dies umgedreht dahingehend, dass diese Über\r\neinstimmung Grundlage der Anwendung des Zuschlags auf die Anlage und damit Fördervo\r\nraussetzung ist.  \r\nDie Standort- und Bundeslandgebundenheit von Geboten und realisierten Anlagen wird ge\r\ngenüber § 38a Abs. 1 EEG 2023 eingeschränkt.  \r\nDie Gebotsgrenze von 50 MW wird nun auch auf Solaranlagen in, an oder auf sonstigen bauli\r\nchen Anlagen ausgeweitet, sie gilt somit für alle Solaranlagen des ersten Segments. Über\r\nschreitet die letztlich realisierte Leistung einer Solaranlage des ersten Segments die 50 MW\r\nSchwelle, besteht für die gesamte Anlage kein Förderanspruch, also auch kein anteiliger. Dies \r\nergibt sich aus der Ersetzung des Begriffs „soweit“ gegen „wenn“.  \r\nEs fehlt die ausdrückliche Anordnung der Prüfpflicht des Netzbetreibers, wie in § 38a Abs. 3 \r\nSatz 1 EEG 2023. Diese ergibt sich nur mittelbar aus dem Umstand, dass der Anlagenbetreiber \r\nbei Nichteinhaltung der Voraussetzungen keine EEG-Förderung erhält, und dass die NB-Prü\r\nfung nun in § 38 Abs. 2 EEG-RegE genannt wird.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW sieht die alleinige Überprüfung der Einhaltung der Fördervoraussetzungen durch \r\nden Netzbetreiber insofern als problematisch an, als dass es zu einem deutlich höheren Zeit\r\naufwand kommen könnte.  \r\nSeite 88 von 125 \r\nDie Streichung der Möglichkeit der Übertragung von Zuschlägen an einen anderen Standort \r\nbewertet der BDEW ebenfalls kritisch, da sie Projektierern die Flexibilität nimmt. Auch wenn \r\ndie Anzahl der Wahrnehmung der Möglichkeit gesunken ist, ist diese Flexibilisierung ein wert\r\nvolles Instrument für Projektierer und ermöglicht einen schnellen und anpassungsfähigen Aus\r\nbau (weiteres siehe Kapitel 14.5). \r\nDes Weiteren sollte nach Ansicht des BDEW die Begrenzung der maximalen Gebotsgröße für \r\nalle Anlagen des ersten Segments auf 50 MW kritisch geprüft werden (siehe auch Kapitel \r\n14.2). Insbesondere für große Projekte sind 50 MW nicht ausreichend. Besonders kritisch ist, \r\ndass die Grenze zugleich den Zahlungsanspruch nach § 38 EEG gefährden kann, gegebenen\r\nfalls auch durch die Zusammenfassung mit benachbarten Projekten nach § 24 EEG. Gerade für \r\nHybridprojekte sollte nicht allein die installierte PV-Leistung zählen. Bei gemeinsamem Netz\r\nverknüpfungspunkt, Speicher und verbindlicher Einspeisebegrenzung sollte auf die bezu\r\nschlagte PV-Leistung oder die tatsächlich netzwirksame Anschlussleistung abgestellt werden. \r\nAndernfalls wird ausgerechnet die gewünschte netzdienliche Überbauung benachteiligt. \r\nDarüber hinaus erscheinen die Regelungen zur Streichung der Zahlungsberechtigung insge\r\nsamt noch unharmonisch im Regierungsentwurf: § 37a EEG, der die Sicherheitsleistung für \r\nSolaranlagen des ersten Segments regelt, soll nach dem Regierungsentwurf nicht geändert \r\nwerden. Der BDEW geht daher davon aus, dass es bei der Sicherheitsleistung und deren Höhe \r\nim Gegensatz zum Projektsicherungsbeitrag für Solaranlagen des zweiten Segments bleiben \r\nsoll. Dann ist aber unklar, wie die einmal geleistete Sicherheit nach Realisierung des Zuschlags \r\nerstattet werden soll, da die Rolle der BNetzA mit der Ausstellung der Zahlungsberechtigung \r\ngestrichen werden soll. Dementsprechend verbleibt es nur noch bei der Prüfung durch den \r\nAnschluss-Netzbetreiber. § 55a Abs. 2 Satz 1 EEG-RegE soll zwar regeln, dass die Bundesnetza\r\ngentur die hinterlegten Sicherheiten für ein bestimmtes Gebot auch erstattet, soweit der \r\nNetzbetreiber für eine Solaranlage des ersten Segments, eine Windenergieanlage an Land \r\noder eine Biomasseanlage eine Bestätigung nach § 13 Absatz 2 der Marktstammdatenregister\r\nverordnung übermittelt hat. Eine solche Übermittlungspflicht ergibt sich allerdings nicht aus \r\ndem EEG selber, die Pflicht zur Sicherheitsleistung jedoch schon.  \r\nEbenfalls ist unklar, ob der Netzbetreiber das Prüfungsergebnis nach Inbetriebnahme der So\r\nlaranlage der BNetzA mitteilen muss, oder nicht.  \r\nDarüber hinaus ist nach §§ 38 und 38a EEG 2023 unzulässig, dass die Solaranlage des ersten \r\nSegments vor Gebotsabgabe in Betrieb genommen wird. Eine nachträgliche Gebotsabgabe \r\nführt damit zur Ablehnung des Gebots, bzw. zumindest zur Ablehnung des Antrags auf Zah\r\nlungsberechtigung. Eine entsprechende Regelung findet sich im Regierungsentwurf des EEG \r\n2027 nicht wieder. Der BDEW geht daher davon aus, dass eine Inbetriebnahme der \r\nSeite 89 von 125 \r\nSolaranlagen des ersten Segments bei Gebotsterminen ab dem 1. Januar 2027 auch vor Ge\r\nbotsabgabe möglich ist.  \r\nSchließlich besteht eine zu behebende Inkongruenz zwischen § 37 Abs. 2 Nr. 7 EEG-RegE und \r\n§ 5 Abs. 4 MaStRV: Nach § 37 Abs. 2 Nr. 7 EEG-RegE müssen Bieter die MaStR-Nummer des \r\nProjektes bei Gebotsabgabe mitteilen. Für Solaranlagen des ersten Segments besteht aber \r\nnach § 5 Abs. 4 MaStRV gar keine Eintragungspflicht des Projektes, da Solaranlagen des ersten \r\nSegments keiner dort genannten Zulassung nach Bundesrecht bedürfen. Diese ergibt sich nur \r\naus § 37 Abs. 1b EEG-RegE, wonach die geplanten Solaranlagen des ersten Segments, für die \r\ndas Gebot abgegeben wird, vor dem Gebotstermin als Projekt im Register zu registrieren sind. \r\nDiese Registrierungspflicht solle aber in § 5 Abs. 4 MaStRV verschoben werden, um eine Kon\r\nsistenz der Regelungen zur MaStR-Registrierungspflicht herzustellen.  \r\nDarüber hinaus muss § 37 Abs. 2 Nr. 7 EEG-RegE dahingehend geändert werden, dass nicht \r\ndie MaStR-Nummer der „Anlage“ im MaStR angegeben werden muss, sondern die Nummer \r\ndes der Anlage entsprechenden Projektes. Bei Gebotsabgabe existiert nur das Projekt und \r\nnicht die Anlage, es sei denn, dass die Anlage nach neuer Rechtslage bereits vor Gebotsabgabe \r\nin Betrieb genommen werden dürfte (s. vorstehend).  \r\n14.5 Entfall der Übertragung von Zuschlägen (§ 54 Abs. 2 EEG-RegE) \r\nDie Möglichkeit für den Anlagenbetreiber nach § 54 Absatz 2 EEG 2023, einen Zuschlag an ei\r\nnem anderen Standort einzusetzen, entfällt nach dem Regierungsentwurf. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDie bisherige Möglichkeit der Übertragung von Zuschlägen nach § 54 Abs. 2 EEG 2023 mit \r\nder gleichzeitigen Reduktion des Zuschlagswertes um 0,3 Cent muss bestehen bleiben. Das \r\nEEG ermöglicht es den Bietern bislang, auch mit nicht vollständig entwickelten Projekten in die \r\nAusschreibung zu gehen. Bieter nehmen hier ein relevantes Risiko auf sich, um Projekte zügig \r\nund termingerecht ans Netz zu bringen. Die Möglichkeit der Zuschlagsübertragung hilft den \r\nBietern, im Falle unvorhersehbarer Entwicklungen einen Zuschlag zu übertragen. Sofern diese \r\nMöglichkeit entfällt, werden Bieter aufgrund der hohen Pönale nur noch mit vollkommen fer\r\ntig entwickelten und risikofreien Projekten an den Ausschreibungen teilnehmen, was zu einer \r\nVerlangsamung des Ausbaus führen wird. Die Übertragung ist auch in Folge der Regelungen \r\nzur Anlagenzusammenfassung notwendig. \r\nSeite 90 von 125 \r\n14.6 Höchstwert für Solaranlagen des ersten Segments nach § 37b EEG \r\nDer Höchstwert für alle Solaranlagen des ersten Segments ist gemäß § 37b EEG-RegE gede\r\nckelt auf 5,9 Cent/kWh. Das Verfahren zur Bestimmung des Höchstwerts bleibt gleich.  \r\nDer bisherige höhere Höchstwert von 9,5 Cent/kWh für besondere Solaranlagen ist im Regie\r\nrungsentwurf gestrichen worden; für Agri-PV und Moor-PV erhöht sich stattdessen der anzu\r\nlegende Wert um 0,5 Cent/kWh (§ 38a EEG-RegE). Für die anderen besonderen Solaranlagen \r\ngibt es keine Privilegierung, stattdessen gilt auch für sie der generelle Höchstwert von 5,9 \r\nCent/kWh.  \r\nFür den Höchstgebotswert in 2027 soll der Durchschnitt der Gebotswerte in 2026 herangezo\r\ngen werden.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nAus Sicht des BDEW ist der neue Höchstwert von 5,9 Cent/kWh für „Solaranlagen des ersten \r\nSegments“ zu niedrig angesetzt. Insbesondere im Licht der mit zunehmender Häufigkeit auf\r\ntretenden negativen Preise für Solarstrom in der Mittagszeit reicht der Höchstwert nicht aus, \r\num eine Anlage wirtschaftlich zu betreiben. Mit der Umstellung auf einen zweiseitigen CfD \r\nwerden Gebote in Auktionen steigen, da Gewinne zu Spitzenpreiszeiten wegfallen. Ab 2027 \r\nund in den Folgejahren werden zudem weitere Zusatzkosten entstehen, die eingepreist wer\r\nden müssen, darunter die Kapazitätsentgelte aus dem AgNes-Prozess, Baukostenzuschüsse, \r\ndie Zusatzbeiträge aus der Anhebung der kommunalen Beteiligung auf 0,3 Cent/kWh – von \r\nder lediglich 0,2 Cent/kWh erstattbar sind – sowie auch perspektivisch dynamische Netzent\r\ngelte. Auch durch im Netzpaket vorgesehene Regelungen wie der Redispatch-Vorbehalt und \r\ndie Systemdienliche Anschlussleistung (SAL) erhöhen die Kosten für Anlagenbetreiber. Die Ein\r\npreisung dieser Kostenpunkte erfordert einen höheren Höchstwert.  \r\nDer BDEW fordert daher, um den Zubau nicht zu gefährden, dass der Höchstwert daher pa\r\nrallel zu Wind an Land auf 7,5 Cent/kWh angehoben werden sollte. Für besondere Solaranla\r\ngen fordert der BDEW einen gesonderten Höchstwert (siehe folgendes Kapitel). \r\nHöchstwert für 2027:  \r\nZudem lehnt der BDEW das Heranziehen des Durchschnitts der Werte des höchsten noch be\r\nzuschlagten Gebots in 2026 für die Berechnung des Höchstgebotswerts für 2027 ab. Zwar ist \r\ndie Festlegung des Höchstwertes an den vorherigen Ausschreibungsergebnissen fest zu ma\r\nchen, eine gut angenommen Praxis und spiegelt die Marktverhältnisse wider. Es ist allerdings \r\nnicht sinnvoll, Werte aus 2026 als Basis für Werte in 2027 zu nutzen, da es ab dem EEG 2027 \r\nerstmalig um Ausschreibungen in einem veränderten Förderdesign gehen wird und damit ein \r\nSystemwechsel erfolgt. Hinzu kommen andere Netzanschlussbedingungen (SAL-Konzept aus \r\nSeite 91 von 125 \r\ndem Netzpaket) sowie weitere Kostenbelastungen über Netzentgelte. Zusätzlich wird gerade \r\nin den letzten Ausschreibungen 2026 ein hoher Preisdruck erwartet, wodurch der Durch\r\nschnitt der Zuschlagswerte sinken wird und damit keine verwertbare Datengrundlage für den \r\nHöchstwert 2027 darstellt.  \r\nFür 2027 sollte deshalb der in § 37b veranschlagte, maximal zulässige Höchstwert verwen\r\ndet werden, ohne Referenz auf die Zuschlagswerte aus 2026. \r\nDer BDEW schlägt die Änderung der Regelung wie folgt vor:  \r\n„Der Höchstwert ergibt sich aus dem um 8 Prozent erhöhten Durchschnitt der Gebotswerte \r\ndes jeweils höchsten noch bezuschlagten Gebots der letzten drei Gebotstermine, deren Zu\r\nschläge bei der Bekanntmachung des jeweiligen Gebotstermins nach § 29 bereits nach § 35 \r\nAbsatz 1 bekanntgegeben waren, dabei beträgt er jedoch höchstens 7,5 5,9 Cent pro Kilo\r\nwattstunde. Ein sich aus der Berechnung ergebender Wert wird auf zwei Stellen nach dem \r\nKomma gerundet. Abweichend von Satz 1 beträgt der Höchstwert für die Ausschreibungen \r\ndes Kalenderjahres 2027 7,5 Cent pro Kilowattstunde. Für die Berechnung des Höchstwer\r\ntes für die Ausschreibungen im Jahr 2027 nach Maßgabe der Sätze 1 und 2 sind die Ge\r\nbotswerte der im Jahr 2026 durchgeführten Gebotstermine heranzuziehen.“  \r\n14.7 Besondere Solaranlagen \r\nZu Besonderen Solaranlagen fordert der BDEW gegenüber dem Regierungsentwurf folgende \r\nÄnderungen:  \r\n14.7.1 Beibehaltung eines gesonderten Segments und gesonderten Höchstwertes für be\r\nsondere Solaranlagen und Einführung eines Bonus für Agri-PV und Moor-PV \r\nDas gesonderte Untersegment für besondere Solaranlagen nach § 37d EEG 2023, das durch \r\ndas „Solarpaket 2024“ geschaffen worden ist, aber bislang mangels beihilferechtlicher Geneh\r\nmigung noch nicht anwendbar war, wird nach dem Regierungsentwurf aus Kostengründen so\r\nwie zur Herstellung eines einheitlichen Fördersystems ersatzlos gestrichen.  \r\nEs entfallen auch die in § 37b Abs. 2 EEG 2023 geregelten Bestimmungen über einen abwei\r\nchenden Höchstwert für ausschreibungspflichtige besondere Solaranlagen. Dieser wurde im \r\nSolarpaket I 2024 eingeführt, ist jedoch mangels beihilferechtlicher Genehmigung bislang \r\nnicht anwendbar.  \r\nNach Streichung des Sondersegments gilt dann auch für besondere Solaranlagen der Höchst\r\nwert für Solaranlagen des ersten Segments von 5,9 Cent/kWh. Neu eingeführt wird in § 38a \r\nEEG-RegE in den Ausschreibungen des ersten Segments ein Bonus von 0,5 Cent/kWh auf den \r\nSeite 92 von 125 \r\nAnzulegenden Wert für bestimmte besondere Solaranlagen, nämlich Agri-PV-Anlagen sowie \r\nMoor-PV-Anlagen.  \r\nParallel dazu erfolgt die Streichung des in § 48 Abs. 1b EEG 2023 geregelten und bislang eben\r\nfalls nicht anwendbaren Förderaufschlags für bestimmte besondere Solaranlagen, allerdings \r\nwurde auch hier parallel zu der Regelung in den Ausschreibungen eine Erhöhung des Anzule\r\ngenden Werts um 0,5 Cent/kWh für Agri-PV und Moor-PV eingeführt.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW hält die Streichung des Untersegments der besonderen Solaranlagen für nicht \r\nsachgerecht. Besondere Solaranlagen sind für einen innovativen, vielfältigen und system\r\ndienlichen EE-Ausbau unverzichtbar. Sie sind jedoch im Vergleich mit Freiflächenanlagen \r\ndeutlich teurer zu entwickeln und können ohne zusätzliche Prämie nicht mit den normalen \r\nFreiflächenanlagen konkurrieren.  \r\nGrundsätzlich plädiert der BDEW weiterhin für eine fortgeführte gesonderte Unterscheidung \r\nund einen gesonderten Höchstwert für besondere Solaranlagen, da sie sonst in den Aus\r\nschreibungen keine Zuschläge erlangen können und dementsprechend kein Zubau besonde\r\nrer Solaranlagen erfolgen würde. Bisher hatte der Gesetzgeber den Höchstwert Cent/kWh für \r\nbesondere Solaranlagen auf 9,5 Cent/kWh gesetzt, wenngleich dieser Wert bislang nicht bei\r\nhilferechtlich genehmigt worden ist. Aus Sicht des BDEW könnte der Höchstwert künftig bei \r\n8,5 Cent/kWh festgelegt werden, da die Technologieentwicklung der letzten Jahre etwas kos\r\ntengünstigere Systeme erlaubt. Parallel fordert der BDEW die Umsetzung des in § 48 Abs. 1b \r\nEEG 2023 geregelten Förderaufschlags für Anlagen in der gesetzlichen Förderung.  \r\nDie nun im Regierungsentwurf geregelte, alternative Einführung eines Bonus für Agri-PV-Anla\r\ngen und Moor-PV-Anlagen in der Ausschreibung und in der gesetzlichen Förderung in Höhe \r\nvon 0,5 Cent/kWh soll die nachteiligen Effekte einer Streichung von Untersegment und För\r\nderaufschlag nach dem „Solarpaket 2024“ mildern. Der vorgesehene Bonus von 0,5 Cent/kWh \r\nzusätzlich zum Anzulegenden Wert ist dafür jedoch aus Sicht des BDEW zu niedrig. \r\n0,5 Cent/kWh sind zu gering, um eine Wirtschaftlichkeit der Anlagen zu erreichen. Der \r\nBDEW fordert daher eine deutliche Erhöhung des Bonus.  \r\nEs muss zudem im Gesetz klargestellt werden, dass Bonus-fähige Agri-PV-Anlagen explizit auch \r\nTracker-PV mit lichter Höhe (Drehpunkt 2,10m) umfassen. Die Umsetzung dieser Regelung, \r\ndie noch im „EnWG-Omnibus-Gesetz“ 2024 vorgesehen war, fehlt bislang.  \r\nAußerdem sollte nach BDEW-Ansicht neben Agri-PV und Moor-PV auch Floating-PV von die\r\nsem Bonus umfasst sein, da diese Anlagen durch besondere bauliche Gegebenheiten und \r\nSeite 93 von 125 \r\nstatische Herausforderungen ebenfalls deutlich teurer in der Entwicklung als gewöhnliche \r\nFreiflächenanlagen sind.  \r\nEine mangelnde Unterstützung für besondere Solaranlagen hätte schwerwiegende Implikatio\r\nnen für bereits entwickelte sowie geplante Projekte mit besonderen Solaranlagen und stellt \r\nzudem die Planbarkeit und Investitionssicherheit in Deutschland in Frage.  \r\nAgri-PV-Anlagen sind mittlerweile fester Bestandteil des EE-Ausbaus. Sie reduzieren Flächen\r\nkonkurrenzen zwischen Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und landwirtschaftlicher \r\nNutzung und heben Synergien. Dies ist insbesondere im Hinblick auf die mangelnde Flächen\r\nverfügbarkeit und dem gleichzeitig im vorliegenden Entwurf gesetzten Fokus auf Ausschrei\r\nbungen im ersten Segment eine zentrale Herausforderung im PV-Ausbau. Agri-PV-Anlagen \r\nverursachen höhere Kosten, da sie die landwirtschaftliche Nutzung ermöglichen müssen: Sie \r\nsind komplexer in der Planung und benötigen individuelle Anpassung der Anlage an Kulturart, \r\nErnteverfahren und Maschinenbreiten sowie aufwendigere Unterkonstruktionen. Größere Ab\r\nstände zwischen den Modulen sowie die Lichtdurchlässigkeit der Module sorgen für weniger \r\ninstallierte Leistung pro Hektar als bei Freiflächenanlagen und damit höhere Kosten je kW. \r\nIm Rahmen von Moor-PV werden Moor-Böden wiedervernässt, was den EU- und nationalen \r\nKlima- und Wiederherstellungszielen entspricht. Um zu einer wirtschaftlich rentablen Wieder\r\nvernässung und Nutzung von Moorböden zu gelangen, ist eine Stärkung wirtschaftlicher An\r\nreize für Privateigentümer*innen notwendig. Dafür reicht die Palu-Förderrichtlinie allein nicht \r\naus, es braucht einen höheren Höchstwert für die PV-Anlagen. Höhere Kosten bei Moor-PV \r\nresultieren unter anderem aus höherem Materialaufwand durch längere Rammpfosten und \r\nandere Verankerung als auf Mineralboden sowie aus schwierigeren Zugänglichkeiten der \r\nMoorflächen beim Bau und während des Betriebs durch höhere Wasserstände und notwen\r\ndige bodenschonende Maschinen. Ohne einen gesonderten Höchstwert könnte es stattdessen \r\nzu einer vermehrten Errichtung von PVA auf trockenen Moorböden kommen, was den ge\r\nnannten Zielen widerspricht.  \r\n14.7.2 Festlegungskompetenz von Anforderungen an besondere Solaranlagen \r\nDie BNetzA hat laut EEG die Kompetenz inne, Anforderungen an Besondere Solaranlagen fest\r\nzulegen. Diese Kompetenz sollte von der BNetzA an das Bundesministerium für Wirtschaft und \r\nEnergie (BMWE) übertragen werden, da es sich um energiewirtschaftliche Regelungen han\r\ndelt. Dennoch sollte bei Festlegung der Anforderungen eine interministerielle Abstimmung \r\nmit dem Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH) stattfinden, \r\num landwirtschaftliche Expertise nicht zu vernachlässigen, welche insbesondere für Agri-PV \r\nunerlässlich ist. Ziel ist es, dass die Ministerien die Anforderungen überarbeiten, sobald der \r\nBedarf entsteht. Sofern die BNetzA Vorgaben zur landwirtschaftlichen Bewirtschaftung \r\nSeite 94 von 125 \r\nmachen soll, sollte sie auch im EEG dazu ausdrücklich und mit einem entsprechenden Rahmen \r\nermächtigt werden. \r\n14.7.3 Anforderungen an Agri-PV mit dem bestehenden Agrarrecht synchronisieren \r\nDie Agri-PV wird als integrierte Doppelnutzung landwirtschaftlicher Flächen in einem sich ent\r\nwickelnden Markt notwendig sein, um die Ausbauziele der Photovoltaik in Deutschland zu er\r\nreichen. Dabei ist entscheidend, dass der landwirtschaftlichen Komponente als Hauptnutzung \r\nder Fläche über die Projektlaufzeit dieselbe Flexibilität eingeräumt wird, wie auf Flächen ohne \r\nPV-Anlage, damit landwirtschaftliche Betriebe die Agri-PV Fläche problemlos in ihre Anbaupla\r\nnung integrieren können. Der im Moment vorhandene Mechanismus im EEG und der daraus \r\nresultierenden Festsetzung der BNetzA für besondere Solaranlagen auf Ackerland und Flächen \r\nmit Dauerkulturen und „mehrjährigen Kulturen“ erwirkt leider das Gegenteil.  \r\nUm diese Schieflage zu korrigieren, fordert der BDEW:  \r\n› die Streichung des Begriffes „mehrjährige Kulturen“ in § 37 Abs. 1 Nr. 3 b) & § 48 Abs. 1 \r\nNr. 5 b) EEG: Der Begriff „mehrjährige Kulturen“ existiert im Agrarrecht nicht, führt aber im \r\nvorliegenden Kontext dazu, dass gängige Bewirtschaftungsformen der Ökolandbaus oder \r\nviehhaltender Betriebe auf Ackerflächen nicht angewendet werden können, wenn eine Flä\r\nche als solche mit einer besonderen Solaranlage kategorisiert werden soll. Durch diese nur \r\nim EEG geschaffene Flächenkategorie der „mehrjährigen Kulturen“ sind die BNetzA und die \r\nNetzbetreiber dazu gezwungen, über den Projektverlauf fortlaufend gute fachliche land\r\nwirtschaftliche Praxis zu beurteilen und massiv einzuschränken. Landwirte sollten jedoch \r\nihre Fruchtfolgen auf Ackerland frei wählen können, und Netzbetreiber die technischen, \r\naber nicht die landwirtschaftlichen Parameter ihrer Anschlussnehmer im Blick behalten. \r\n› Synchronisierung des EEG mit dem gegenwärtig und zukünftig bestehenden Agrarrecht: \r\nDas EEG 2023 und die nachgelagerten Festsetzungen der BNetzA auf Ackerland und Dauer\r\ngrünland erwähnen nicht nur Flächenkategorien, die im Agrarrecht nicht existieren, son\r\ndern berücksichtigt auch nicht, dass das Agrarrecht dynamischen Charakter besitzt. In der \r\nRegel wird die europäische GAP alle sieben Jahre angepasst und verändert die Anforderun\r\ngen an landwirtschaftliche Betriebe und deren Flächennutzung. Die landwirtschaftlich regu\r\nlierten Anforderungen des Gesetzgebers sollten auf Agri-PV Flächen keine anderen sein als \r\nauf Flächen ohne PV. \r\n14.8 Erstattungspflicht des Projektsicherungsbeitrags (§ 38d EEG) \r\nDer BDEW begrüßt, dass der Projektsicherungsbeitrag nach § 38d Abs. 6 EEG-RegE bereits in \r\nvoller Höhe erstattungspflichtig sein soll, wenn die installierte Leistung der Anlage mindestens \r\nSeite 95 von 125 \r\n95 Prozent der bezuschlagten Gebotsmenge beträgt. Dies entspricht den Regelungen für Si\r\ncherheitsleistungen für die anderen ausschreibungspflichtigen EEG-Anlagen.  \r\n14.9 Höchstwert für Solaranlagen des zweiten Segments nach § 38e EEG-RegE \r\nDer Höchstwert für Solaranlagen des zweiten Segments wird im § 38e Abs. 1 EEG-RegE für \r\n2027 auf 9,9 Cent/kWh festgelegt. Der BDEW sieht diesen Höchstwert prinzipiell als positiv an, \r\nda dieser über den im EEG 2023 vorgesehenen 9 Cent/kWh liegt.  \r\n14.10 Ersetzung von Solaranlagen des ersten und des zweiten Segments  \r\n(§§ 38b und 38h EEG-RegE) \r\nDer BDEW begrüßt, dass nun auch Solaranlagen des zweiten Segments fördererhaltend ersetzt \r\nwerden dürfen, ohne dass ein technischer Defekt, eine Beschädigung oder ein Diebstahl vor\r\nliegen muss. Dies entspricht der bislang noch nicht beihilferechtlich genehmigten Rechtslage \r\nnach dem „Solarpaket 2024“.  \r\nDa sich der Wortlaut von §§ 38b und 38e EEG-RegE hinsichtlich der Förderfähigkeit des Zubau\r\nDeltas unterscheidet, sollte in § 38b Abs. 1 und § 38h Abs. 1 EEG-RegE jeweils hinter den Be\r\ngriff „Solaranlagen“ „des ersten Segments“ bzw. „des zweiten Segments“ ergänzt werden, um \r\neine Unterscheidbarkeit der Regelungen zu gewährleisten. Die Präzisierungen „des ersten Seg\r\nments“ und „des zweiten Segments“ stehen aktuell nur in der jeweiligen Überschrift der Rege\r\nlungen. \r\n14.11 Streichung von § 48 Abs. 2 EEG 2023  \r\nDer Regierungsentwurf sieht eine vollständige Ersetzung der bisherigen Aufdach-Förderung \r\nnach § 48 Abs. 2 EEG 2023 durch die niedrigere Freiflächen-Förderung nach § 48 Abs. 1 EEG \r\nvor. Der anzulegende Wert würde dann 6,2 Cent/kWh für alle neuen Solaranlagen – sowohl \r\nzur Volleinspeisung wie auch zur Teileinspeisung und sowohl für PV-Freiflächenanlagen als \r\nauch für Dachanlagen – betragen und damit für Dachanlagen erheblich abgesenkt werden. \r\nAllerdings werden im Regierungsentwurf zum EEG 2027 zwei neue Regelungen für die Auf\r\ndachanlagen eingeführt, zunächst in § 19 EEG-RegE der Zahlungsanspruch auf die sog. Netzbe\r\ntreiberabnahme nach § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1, Nummer 2 oder Nummer 3. Der Zah\r\nlungsanspruch ist zeitlich gestaffelt nach Anlagengröße und besteht dann für drei Jahre. Die \r\nHöhe des Zahlungsanspruch ist in § 23 EEG-RegE geregelt (Genaueres zu der Netzbetreiberab\r\nnahme siehe in Kapitel 3.1). Außerdem soll in § 50c EEG-RegE für die Gewährleistung eines er\r\nfolgreichen Übergangs in die Direktvermarktung ein Direktvermarktungsbonus für Anlagen un\r\nter 25 kW in der Veräußerungsform der Sonstigen Direktvermarktung eingeführt werden, \r\nSeite 96 von 125 \r\nwelcher 1,5 Cent/kWh beträgt und für vier Jahre gilt. Genaueres zum Direktvermarktungsbo\r\nnus hat der BDEW auch in Kapitel 4.3 dargestellt. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW hatte für Aufdachanlagen zur Volleinspeisung wie auch zur Teileinspeisung bis zu \r\neiner installierten Leistung von 100 kWp bereits die Streichung der Förderung nach EEG vorge\r\nschlagen. Hintergrund des Vorschlags ist die Entwicklung des PV-Zubaus zur Volleinspeisung \r\nauf Dächern, der seit Einführung des Vergütungsentfalls bei viertelstündlichen negativen Prei\r\nsen bei Anlagen zur Volleinspeisung ohnehin nur noch geringe Zuwächse zeigt. Die Wirtschaft\r\nlichkeit kleiner Anlagen liegt im Eigenverbrauch, dieser ist Anreiz für den Zubau. Die Absen\r\nkung des anzulegenden Werts auf 6,2 Cent/kWh ist daher aus BDEW-Sicht zu begrüßen. Die \r\nSchaffung einer Übergangsphase durch die Netzbetreiberabnahme begrüßt der BDEW eben\r\nfalls (s. vorstehend unter Nr. 3). \r\nGleichzeitig sollte die Direktvermarktung für Kleinanlagen neben dem Anreiz des Eigenver\r\nbrauchs weiter angereizt werden. Von daher begrüßt der BDEW die Schaffung einer Über\r\ngangsphase hin zur Direktvermarktung durch den Direktvermarktungsbonus für Anlagen unter \r\n25 kW in der sonstigen Direktvermarktung, damit der weitere Zubau von PV-Dachanlagen bis \r\n25 kW trotz der perspektivischen Streichung der Förderung nicht einbricht. \r\nAllerdings fordert der BDEW als vereinfachte und gerechte Lösung statt des Direktvermark\r\ntungsbonus für Anlagen unter 25kW, dass auch für diese kleine Anlagen bis 25 kW der Markt\r\nprämienanspruch auf Basis eines anzulegenden Werts von 6,2 Cent/kWh wie für Anlagen \r\nüber 25 kW gilt, wenn sie die geförderte Direktvermarktung beschreiten. Perspektivisch \r\nkann die Marktprämie abgesenkt werden und spätestens ab 2030 durch die ungeförderte Di\r\nrektvermarktung ersetzt werden (siehe Ausführungen in Kapitel 3.2 und 4.2). \r\n15. Änderungen bei Biomasseanlagen \r\n15.1 Änderungen in § 39f EEG \r\n§ 39f EEG 2023 soll durch den Gesetzentwurf dahingehend geändert werden, dass der Zu\r\nschlag auf die geänderte Genehmigung bezogen bleibt, wenn die Genehmigung nach der Ge\r\nbotsabgabe geändert wird (bislang: Erteilung des Zuschlags). Der Umfang des Zuschlags verän\r\ndert sich dadurch nicht. Der BDEW sieht dies wie im Falle von Wind an Land grds. als positiv \r\nan.  \r\nSeite 97 von 125 \r\n15.2 Anhebung des Maisdeckels von aktuell 25 Prozent auf 30 Prozent (§ 39i EEG) \r\nDurch die Änderung in § 39i Abs. 1 EEG 2027 wird der Anteil von Getreidekorn und Mais, der \r\nzur Erzeugung des Biogases eingesetzt werden darf, von 25 Masseprozent für Anlagen, die in \r\nden Jahren 2026 bis 2028 einen Zuschlag erhalten haben, auf höchstens 30 Masseprozent ab \r\ndem Jahr 2027 angehoben. \r\n§ 39i Abs. 1 Nr. 1 – 4 EEG 2023 werden hierfür vollständig gestrichen. Der Absatz 1a (Aus\r\nschluss von Biomethan) wird unverändert beibehalten. Die gestrichenen Nummern regelten \r\nbisher eine gestaffelte Begrenzung des Anteils von Getreidekorn und Mais in Abhängigkeit \r\nvom Zeitpunkt des Zuschlags in den Ausschreibungen. Dabei sank der zulässige Anteil mit spä\r\nteren Zuschlagsjahren schrittweise. Durch die Streichung entfällt diese nach Zuschlagszeit\r\npunkt differenzierte Staffelung für Ausschreibungsverfahren ab 1. Januar 2027. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer BDEW geht davon aus, dass die vorgeschlagene Anhebung des Maisdeckels für neu bezu\r\nschlagte Anlagen die Fläche des Maisanbaus nicht relevant erhöht. Der Anwendungsbereich \r\nist auf einem vergleichsweisen kleinen Teil des Biogasanlagenbestands beschränkt. Die daraus \r\nresultierenden Auswirkungen auf Nährstoffeinträge, Erosion oder Pflanzenschutzmitteleinsatz \r\nwären im Vergleich zum bereits bestehenden Anlagenbestand und den bestehenden Anbau\r\nflächen gering.  \r\nEin Ausbau der Maisanbaufläche erhöht die Belastungen für Böden, Gewässer und Biodiversi\r\ntät (Nitrateinträge, Einträge von Pflanzenschutzmitteln, Erosion und Bewässerungsbedarf des \r\nMaisanbaus). Der Fokus sollte auf der Nutzung von Rest- und Abfallstoffen liegen. Als alterna\r\ntive Energiepflanzen, sollten ökologisch günstigere Alternativen wie die „Durchwachsene \r\nSilphie“ stärker berücksichtigt werden.  \r\n15.3 Änderungen bei der Förderung von Flexibilitäten nach §§ 50 ff. EEG-RegE \r\nDer BDEW nimmt zur Kenntnis, dass § 50 Abs. 3 EEG durch den Regierungsentwurf dahinge\r\nhend geändert werden soll, dass die Förderung von Flexibilitäten für Biomethanausschreibun\r\ngen ausscheidet. Er verweist insoweit auf die vorstehenden Ausführungen unter Nr. 2.5.  \r\nDarüber hinaus ist zu beachten, dass § 50 Abs. 3 EEG-RegE wie bereits § 50 Abs. 3 EEG 2023 \r\nverlangt, dass in der Anlage in dem jeweiligen Kalenderjahr in mindestens 4 000 Viertelstun\r\nden eine Strommenge erzeugt wird, die mindestens 85 Prozent der installierten Leistung der \r\nAnlage entspricht. Hiernach ist dem Gesetzeswortlaut nach nicht erforderlich, dass diese \r\nStrommenge auch in das Netz eingespeist wird. Insoweit ist gegenwärtig fraglich, ob eine in \r\nÜberschussstromeinspeisung betriebene Biomasseanlage, die diese Strommenge zwar er\r\nzeugt, aber nicht vollständig in das Netz einspeist, einen Anspruch auf die Förderung der \r\nSeite 98 von 125 \r\nFlexibilität hat oder nicht. Nach dem Gesetzeswortlaut wird diese Anforderung erfüllt. Die \r\nhiermit intendierte Netz- und Systemdienlichkeit wird dann aber nur bedingt geleistet. Der \r\nBDEW regt daher an, das Gesetz insoweit ggf. zu korrigieren.  \r\n16. Deponiegas, Klärgas, Grubengas \r\nDas Einsetzen der Degression nach § 41 EEG wird vom 1. Juli 2027 auf 1. Januar 2028 und \r\ndann jeweils zum 1. Januar des Folgejahres verschoben, und der Degressionsbetrag von 1,5 \r\nProzent auf 1 Prozent gesenkt.  \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDie Verringerung der Degression auf 1 Prozent ist aus Sicht des BDEW zu begrüßen. Noch \r\nbesser wäre ein Degressionsbetrag von 0,5 Prozent. \r\n17. Resilienzausschreibungen \r\n17.1 Ausschreibungsvolumen der Resilienzausschreibungen (§ 28e EEG) \r\nDie bisherigen Innovationsausschreibungen werden abgeschafft. Mit der Neufassung des § \r\n28e EEG 2027 wird das Ausschreibungsvolumen für Resilienzausschreibungen nach § 39n EEG \r\n2027 auf insgesamt 4.000 MW festgelegt. Damit wird ein Teil der unionsrechtlichen Vorgaben \r\naus Artikel 26 Absatz 7 der Verordnung (EU) 2024/1735 (Net-Zero Industry Act, NZIA) umge\r\nsetzt, wonach ein Mindestvolumen an Resilienzausschreibungen vorzusehen ist. \r\nVon den 4.000 MW entfallen 3.500 MW auf Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land \r\nnach § 28 EEG 2027 und 500 MW auf Solaranlagen des ersten Segments nach § 28a EEG 2027. \r\nWeitere 2.000 MW sollen im Rahmen von Resilienzausschreibungen für Windenergieanlagen \r\nauf See nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) umgesetzt werden. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer im NZIA vorgesehene Kriterienkatalog erscheint sehr umfangreich und dürfte in der \r\npraktischen Umsetzung mit erheblichen administrativen Herausforderungen verbunden \r\nsein. Zugleich wird der NZIA durch den IAA bereits weiterentwickelt, während die Mitglied\r\nstaaten noch mit der Ausgestaltung und Anwendung der bestehenden NZIA-Kriterien befasst \r\nsind. Aus Sicht der Praxis ist wichtig, dass die Erfüllung der Kriterien pragmatisch ausgestaltet \r\nwird und grundsätzlich bereits zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme nachgewiesen werden \r\nkann, etwa durch entsprechende Nachweise der Hersteller. Zusätzliche laufende Monitoring- \r\noder Berichtspflichten während des Anlagenbetriebs sollten möglichst vermieden werden. So\r\nweit der Gesetzgeber Anforderungen für die Betriebsphase vorsehen möchte, sollte geprüft \r\nSeite 99 von 125 \r\nwerden, ob bestehende Systeme und Zertifizierungen (z. B. KRITIS-Vorgaben, EMAS, ISO-Stan\r\ndards) als ausreichend anerkannt werden können. Sofern sich durch die spezifischen NZIA-Kri\r\nterien höhere Kosten ergeben, sollten diese auch in angepassten Höchstwerten reflektiert \r\nsein. \r\nFür die Planung von Windenergieprojekten ist es darüber hinaus essenziell, dass die konkrete \r\nAusgestaltung der nicht-preislichen NZIA-Kriterien in den Ausschreibungen frühzeitig bekannt \r\ngegeben und gleichmäßig auf die vier unterjährigen Ausschreibungstermine verteilt wird. Die \r\nim Entwurf vorgesehene gesonderte Resilienzausschreibung reduziert hingegen das reguläre \r\nAusschreibungsvolumen und birgt erhebliche Klumpenrisiken. Daher ist entscheidend, dass \r\ndas Volumen von 3.500 MW für Windenergieanlagen an Land additiv zu den regulären \r\n10.000 MW im EEG ausgestaltet wird. Nur so kann sichergestellt werden, dass das Volumen \r\nder Resilienzausschreibung nicht zu einer faktischen Verknappung bestehender Ausschrei\r\nbungsvolumina führt und die Resilienzausschreibung tatsächlich zusätzlichen Ausbau bei \r\nWindenergieanlagen an Land ermöglicht. \r\nDarüber hinaus sollte ein konkretes Datum zur Vorlage der entsprechenden Verordnung ge\r\nsetzlich verankert werden. Die konkrete Ausgestaltung der Verordnung sollte zudem parallel \r\nzur EEG-Novelle in einem transparenten Verfahren gemeinsam mit der Branche beraten wer\r\nden. \r\n18. Änderungen hinsichtlich Herkunftsnachweisen (§ 79 EEG) \r\nDer Regierungsentwurf sieht eine Änderung in § 79 Abs. 1 Nr. 1 EEG vor. Diese Änderung ist \r\nangesichts der Förderänderungen, die der Regierungsentwurf vorsieht, konsequent. Aller\r\ndings müssen die Änderungen mit den sonstigen Bestimmungen für die Direktvermarktung \r\nund für das Doppelvermarktungsverbot sowie mit den MiSpeL-Vorgaben synchronisiert wer\r\nden. \r\n18.1 Herkunftsnachweise bei der Abgrenzungs- bzw. Pauschaloption \r\nDer BDEW begrüßt insoweit die Möglichkeit zur Ausstellung von Herkunftsnachweisen bei der \r\nInanspruchnahme des Direktvermarktungsbonus nach § 79 Abs. 1 Satz 2 EEG-RegE. Allerdings \r\nist unklar, ob Herkunftsnachweise nun im Rahmen der geförderten oder ungeförderten Di\r\nrektvermarktung in Verbindung mit der Abgrenzungsoption oder der Pauschalierungsoption \r\nausgestellt werden dürfen:  \r\n§ 80 Abs. 2 EEG soll weiterhin die Weitergabe von Herkunftsnachweisen bei Inanspruchnahme \r\neiner Förderung nach § 19 EEG verbieten, also auch bei Inanspruchnahme der Marktprämie. \r\nSeite 100 von 125 \r\nDaher ist für die mit Marktprämie geförderte Direktvermarktung zumindest die Weitergabe \r\nentsprechender Herkunftsnachweise verboten.  \r\nDemgegenüber soll das Umweltbundesamt nach § 79 Abs. 1 Satz 2 EEG-RegE nun befugt sein, \r\nAnlagenbetreibern auf Antrag Herkunftsnachweise für nach § 21a EEG auf sonstige Weise di\r\nrekt vermarkteten Strom aus erneuerbaren Energien auszustellen, für den eine Zahlung nach § \r\n50c EEG-RegE, also der Direktvermarktungsbonus, in Anspruch genommen wird. Dieser Di\r\nrektvermarktungsbonus wird allerdings nur für Anlagen unter 25 kW und nur zeitlich befristet \r\ngewährt. Als Ausnahme hierzu darf das Umweltbundesamt nach § 79 Abs. 1 Satz 3 EEG-RegE \r\nkeine Herkunftsnachweise ausstellen, wenn für die Zahlung nach § 50c EEG-RegE im Rahmen \r\nder Pauschaloption nach § 50c Abs. 6 EEG-RegE in Verbindung mit § 19 Abs. 3c EEG-RegE gel\r\ntend gemacht wird.  \r\nZum einen ist der Syntax des § 79 Abs. 1 Satz 3 EEG-RegE ungenau. Zum anderen hat die Pau\r\nschaloption als Voraussetzung, dass der Anlagenbetreiber eine geförderte Direktvermarktung \r\nin Anspruch nimmt, so der Tenorziffer 5 des Arbeitsentwurfs der MiSpeL-Festlegung der \r\nBNetzA. Dementsprechend kann § 79 Abs. 1 Satz 3 EEG-RegE jedenfalls nach seinem Wortlaut \r\nfaktisch nicht eintreten. Durch § 50c Abs. 6 EEG-RegE mag aber eine Erweiterung der Pau\r\nschaloption auf den Fall des Direktvermarktungsbonus zulässig sein. Hier stellen sich dann die \r\noben bei § 50c EEG-RegE erwähnten Umsetzungsfragen, wenn die ausstehende Festlegung \r\nder BNetzA den neuen § 50c EEG-RegE nicht bereits berücksichtigt. \r\nIn Verbindung mit § 80 Abs. 2 EEG ist damit aber auch die Weitergabe von Herkunftsnachwei\r\nsen dann generell unzulässig, wenn der Anlagenbetreiber in der als Voraussetzung für diese \r\nVermarktungsoptionen geltenden geförderten Marktprämien-Direktvermarktung seinen \r\nStrom in der Abgrenzungsoption oder der Pauschalierungsoption vermarktet.  \r\nHinzu kommt, dass § 50c Abs. 6 EEG-RegE regelt, dass „§ 19 Absatz 3 bis 3c“ bei Gewährung \r\ndes Direktvermarktungsbonus entsprechend anwendbar sind. Insoweit ist dann unklar,  \r\n› ob der Direktvermarktungsbonus nach § 50c EEG-RegE eine Förderung nach § 19 EEG dar\r\nstellt, weil § 19 Abs. 3 bis 3c EEG für diesen Bonus entsprechend gelten soll, und ob folglich \r\nin diesem Falle nach § 80 Abs. 2 EEG generell keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden \r\ndürfen, oder  \r\n› ob die Inanspruchnahme der Abgrenzungs- und der Pauschaloption nach § 19 Abs. 3b und \r\n3c EEG auch im Falle des Direktvermarktungsbonus möglich ist, aber die Ausstellung von \r\nHerkunftsnachweisen nur bei der Abgrenzungsoption zulässig ist, aber die Herkunftsnach\r\nweise mglw. aufgrund von § 80 Abs. 2 EEG dann doch nicht weitergegeben werden dürfen.  \r\nHier muss mindestens noch eine Klarstellung hinsichtlich der Anforderung der Marktprämien\r\nDirektvermarktung bei der Abgrenzungs- und Pauschaloption i.V. mit dem \r\nSeite 101 von 125 \r\nDirektvermarktungsbonus und hinsichtlich der Befugnis der Ausstellung von Herkunftsnach\r\nweisen bei Inanspruchnahme dieses Bonus erfolgen. Insoweit sollten die Gesetzeswortlaute \r\nder jeweiligen Regelungen, insbesondere § 19 Abs. 3 ff., § 50c, § 79 und § 80 EEG-RegE, mit\r\neinander harmonisiert werden, um Unklarheiten bei der Gesetzesanwendung zu vermeiden. \r\n18.2 Generelle Änderungsnotwendigkeit im EEG im Falle der Speichermischnutzung \r\nErgänzend sollten aber auch die nachfolgenden Aspekte hinsichtlich der Speichermischnut\r\nzung berücksichtigt werden: \r\nEs ist aktuell unklar, ob für Strom aus einem Mischspeicher mit EE- und Graustrom bei Aus\r\nspeisung des EE-Stroms in das Netz und Anwendbarkeit der kommenden MiSpeL-Festlegung \r\nfür diesen EE-Strom Herkunftsnachweise ausgestellt werden dürfen, oder nicht (vgl. nachfol\r\ngend auch unter Nr. 26.3). Dies basiert vornehmlich darauf, dass Herkunftsnachweise nur für \r\neine Anlage im Sinne von § 3 Nr. 1 EEG 2023 ausgestellt werden dürfen, der Mischspeicher \r\naber keine solche Anlage ist, weil er nicht ausschließlich Strom aus Erneuerbaren Energien ein\r\nspeichert.  \r\nInsoweit sollten  \r\n› entweder die entsprechenden Passagen in § 19 Abs. 3b Satz 2 und 3c Satz 5 EEG klarstel\r\nlend angepasst werden,  \r\n› oder der Anlagenbegriff in § 3 Nr. 1 EEG entsprechend modifiziert werden,  \r\n› oder eine ausdrückliche Befugnis zur Ausstellung entsprechender Herkunftsnachweise in § \r\n79 EEG eingearbeitet werden.  \r\nBei einer strikten Gesetzesauslegung würden die EE-Strommengen daher trotz Förderfähigkeit \r\nnach § 19 Abs. 3b und 3c EEG 2023 i.V. mit der kommenden MiSpeL-Festlegung für die Aus\r\nstellbarkeit von Herkunftsnachweisen als Graustrommengen behandelt werden. Dies wider\r\nspräche dem Sinn der MiSpeL-Festlegung, gerade die grüne Eigenschaft dieser Strommengen \r\nzu erhalten.   \r\n19. Einstellung des Regionalnachweisregisters (§ 79a EEG) und der regionalen \r\nGrünstromkennzeichnung (§ 42 Abs. 5 EnWG) \r\nDurch die Streichung des § 79a EEG i.V.m. der Anpassung des § 42 Abs. 5 EnWG entfällt zu\r\nkünftig die Möglichkeit der Ausweisung des regionalen Grünstromanteils in der Stromkenn\r\nzeichnung der Stromlieferanten. Eine Streichung ist aus Gründen der Bürokratieentlastung, \r\nder geringen Anwendung und generellen Fokussierung der Stromkennzeichnung auf das We\r\nsentliche nachvollziehbar.  \r\nSeite 102 von 125 \r\nMit Übernahme der vom BDEW geforderten Übergangsfrist in § 101 EEG-RegE i.V. mit Art. 7 \r\nSatz 2 des Gesetzes hinsichtlich des § 42 Abs. 5 EnWG bis zum 1. August 2027 besteht keine \r\nweitere Anpassungsnotwendigkeit mehr. \r\n20. Klarstellung des Doppelvermarktungsverbots für RFNBO-Nachweise (§ 80 EEG) \r\nIm EEG sollte klargestellt werden, dass Strom aus bestehenden und EEG-geförderten Erneuer\r\nbare-Energien-Anlagen im Rahmen der europäischen Übergangsregelungen weiterhin zur Her\r\nstellung von erneuerbarem Wasserstoff beziehungsweise erneuerbaren Kraftstoffen nicht bio\r\ngenen Ursprungs (RFNBO) eingesetzt werden kann. Die Delegierte Verordnung (EU) \r\n2023/1184 lässt in der Übergangsphase ausdrücklich zu, dass hierfür Strom aus bestehenden \r\nund geförderten Erneuerbare-Energien-Anlagen genutzt wird. \r\nZur Wahrung der Kohärenz zwischen dem EEG und den Anforderungen der RFNBO-Zertifizie\r\nrung sollte das Doppelvermarktungsverbot in § 80 EEG entsprechend präzisiert werden. Nach\r\nweise, die ausschließlich im Rahmen der RFNBO-Zertifizierung belegen, dass für die Wasser\r\nstoffherstellung Strom aus erneuerbaren Energien eingesetzt wurde, sollten nicht zum Aus\r\nschluss der EEG-Förderung führen. Voraussetzung muss dabei sein, dass die Nutzung des ge\r\nförderten Stroms nach den europäischen Vorgaben zulässig und eine anderweitige Vermark\r\ntung oder Doppelzählung der erneuerbaren Eigenschaft derselben Strommenge ausgeschlos\r\nsen ist. Eine entsprechende Klarstellung schafft Rechts- und Investitionssicherheit für Wasser\r\nstoffprojekte und vermeidet unnötige Widersprüche zwischen dem europäischen Zertifizie\r\nrungsrahmen und dem nationalen Förderrecht. Hierfür sollte § 80 entsprechend angepasst \r\nwerden:  \r\n„§ 80 EEG Doppelvermarktungsverbot \r\n(2) Anlagenbetreiber, die eine Zahlung nach § 19 oder § 50 für Strom aus erneuerbaren \r\nEnergien oder aus Grubengas erhalten, dürfen Herkunftsnachweise oder sonstige Nach\r\nweise, die die Herkunft des Stroms belegen, für diesen Strom nicht weitergeben. Gibt ein An\r\nlagenbetreiber einen Herkunftsnachweis oder sonstigen Nachweis, der die Herkunft des \r\nStroms belegt, für Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas weiter, darf für \r\ndiesen Strom keine Zahlung nach § 19 oder § 50 in Anspruch genommen werden.  \r\nDie Sätze 1 und 2 sind nicht anzuwenden auf Regionalnachweise nach § 79a oder sonstige \r\nNachweise, die ausschließlich dem Nachweis dienen, dass für die Herstellung von Wasser\r\nstoff nur Strom aus erneuerbaren Energien verbraucht wurde anzuwenden.“ \r\nSeite 103 von 125 \r\n21. Änderungen hinsichtlich der Clearingstelle EEG/KWKG \r\nEs wird eine neue Verpflichtung für Netzbetreiber eingefügt, gegenüber der Clearingstelle eine \r\nzentrale Kontaktstelle einzurichten („Single Point of Contact“), um ihr eine elektronische Kon\r\ntaktaufnahme in Angelegenheiten wie Schiedsverfahren und sonstigen Verfahren der Clea\r\nringstelle (§ 81 Abs. 4 EEG) zu erleichtern.   \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt diese Änderungen grundsätzlich, rät aber an, anstelle des Begriffs „Betrei\r\nber von Energieversorgungsnetzen“, der nur im EnWG definiert ist, den Begriff „Netzbetrei\r\nber“ zu verwenden, der in § 3 Nr. 36 EEG 2023 legal definiert ist.  \r\n22. Streichung der VO-Ermächtigung zur Regelung der Eigenschaften für Grünen Was\r\nserstoff (§ 93 EEG) \r\nDie Verordnungsermächtigung zur Regelung der Eigenschaften für Grünen Wasserstoff soll ge\r\nmäß dem Regierungsentwurf gestrichen werden. Parallel dazu soll § 26 EnFG-RegE hinsichtlich \r\nder dortigen Umlagebefreiung regeln, dass die Anforderungen an grünen Wasserstoff in einer \r\nRechtsverordnung festgelegt werden.  \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDie Streichung ist aus BDEW-Sicht nicht zu begrüßen. Die Eigenschaften sind zwar in der 37. \r\nBImSchV bereits geregelt. Bei Streichung müsste vom EEG auf die 37. BImSchV übergeleitet \r\nwerden, wenn Eigenschaften von Grünem Wasserstoff aus der 37. BImSchV auch im Rahmen \r\ndes EEG gelten sollten, weil die 37. BImSchV sonst im Rahmen des EEG nicht gelten würde.  \r\n23. Übergangsregelungen (§ 100) \r\n23.1 Grundlegende Anmerkungen zur Übergangsregelung \r\nDie Übergangsregelung des § 100 EEG behält den Grundsatz bei, dass die Neuregelungen nur \r\nfür Neuanlagen gelten und die Geltung des EEG 2027 für Bestandsanlagen in den § 100 Abs. 2 \r\nff. EEG-RegE dargestellt wird. Dabei soll für ältere Bestandsanlagen, also Anlagen mit Inbe\r\ntriebnahme oder Bezuschlagung in einem Ausschreibungstermin jeweils vor dem 1.1.2023, \r\nallerdings weiterhin § 100 EEG 2023 durch einen entsprechenden Verweis in § 100 Abs. 1 EEG \r\n2027 gelten, soweit nicht § 100 Abs. 2 ff. EEG 2027 hier Änderungen vorsieht. Damit gilt für \r\nAnlagen mit Inbetriebnahme oder Bezuschlagung in einem Ausschreibungstermin jeweils \r\nzwischen dem 1.1.2023 und 31.12.2026 das EEG 2023, vorbehaltlich der Modifikationen in § \r\n100 Abs. 2 ff. EEG 2027-E. \r\nSeite 104 von 125 \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt die grundsätzliche Weitergeltung des Altrechts für Bestandsanlagen und \r\nBestandszuschläge. So werden Anlagen, die bereits in Betrieb genommen worden sind oder \r\nfür die bereits ein Zuschlag aus einer vorherigen Ausschreibung existiert, nicht nachträglich \r\neinem neuen Rechtsrahmen zugeführt, der für die Anlagen bzw. Projekte eine wirtschaftliche \r\nBenachteiligung darstellen könnte.  \r\nEs fehlt allerdings der Schutz von Bürgerenergieanlagen nach § 22b Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023. § \r\n100 Abs. 1 Nr. 1 EEG-RegE sollte daher durch folgenden neuen Buchstaben d) ergänzt werden:  \r\n„d) für die vor dem 1. Januar 2027 nach § 22b Absatz 1 Nummer 1 der Bundesnetzagentur \r\nmitgeteilt worden ist, dass sie als Windenergieanlagen an Land Anlagen einer Bürgerener\r\ngiegesellschaft sind,“ \r\n23.2 Anwendbarkeit von § 10c EEG 2023 auch auf Bestandsanlagen \r\nDass für die Anwendung von § 10c EEG (Zuordnung von geringen Stromverbräuchen von So\r\nlaranlagen) auch auf Bestandsanlagen klarstellend erstreckt werden soll, sieht der BDEW \r\ngrundsätzlich positiv. Wir weisen darauf hin, dass durch Auslegung der bisherigen in diesem \r\nAspekt nicht eindeutigen Regelungen der BDEW jedenfalls zu dem Schluss gekommen ist, dass \r\nbereits § 10c EEG 2023 auch auf Bestandsanlagen anzuwenden war bzw. ist. \r\n23.3 Weitere Bestimmungen für bestehende Anlagen nach § 101 EEG-RegE \r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich, dass § 101 EEG-RegE inhaltlich die Übergangsregelung des § \r\n100 Abs. 47 EEG 2023 weiterentwickelt. Insoweit verweist der BDEW auf seine Kommentie\r\nrung der Regelung vorstehend unter Nr. 6.3.  \r\n23.4 Übergangsbestimmungen für Windenergieausschreibungen im Jahr 2027 nach  \r\n§ 103 RegE \r\n§ 103 RegE legt fest, dass das Ausschreibungsvolumen für Windenergieanlagen an Land gleich\r\nmäßig auf die Gebotstermine am 1. Mai und 1. November 2027 verteilt wird, sofern der Ge\r\nbotstermin für Windenergieanlagen an Land am 1. Februar 2027 nicht durchgeführt werden \r\nkann. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt diese Ergänzung, da hierdurch ein Teil der Unsicherheit durch eine dro\r\nhende Verzögerung beim Inkrafttreten des EEG 2027 zum 1. Januar 2027 abgemildert wird. \r\nZudem wird verhindert, dass Ausschreibungsvolumina verloren gehen oder längere Zeit nicht \r\nneu ausgeschrieben werden.  \r\nSeite 105 von 125 \r\nDer BDEW schlägt darüber hinaus vor, auch die Volumina der Ausschreibungen für PV-Anla\r\ngen des ersten Segments im Falle eines verzögerten Inkrafttretens des EEG 2027 auf die ver\r\nbleibenden Ausschreibungstermine des Jahres 2027 zu verteilen.  \r\n24. Beihilferechtlicher Vorbehalt nach § 104 EEG-RegE \r\nIm neuen § 104 EEG-RegE muss geregelt werden, welche Bestimmungen des EEG 2027 bis zur \r\nVorlage einer beihilferechtlichen Genehmigung anzuwenden sind, notfalls für gesetzlich geför\r\nderte EEG-Anlagen vorübergehend und genehmigungsfrei der Marktwert der entsprechenden \r\nAnlagen (nachfolgend unter Nr. 24.1). Außerdem muss im EEG 2027 klargestellt werden, ob \r\nund wenn ja welche Bestimmungen des „Solarpaketes 2024“ nach Vorlage einer beihilferecht\r\nlichen Genehmigung auch rückwirkend angewandt werden dürfen (nachfolgend unter Nr. \r\n24.2).  \r\n24.1 Grundlegende Anmerkungen zum § 104 EEG-RegE \r\nDer BDEW sieht die Notwendigkeit eines neuen beihilferechtlichen Vorbehalts aufgrund der \r\nteilweisen staatlichen Finanzierung der EEG-Förderung. Der BDEW sieht aber ein Risiko da\r\nhingehend, dass die erforderliche beihilferechtliche Genehmigung nicht zum 1. Januar 2027 \r\nvorliegt.  \r\nEs fehlt insoweit auch im § 104 EEG-RegE eine Bestimmung zur ggf. rückwirkenden Anwen\r\ndung der unter Vorbehalt gestellten Regelungen des EEG 2027:  \r\nKonkret fehlt eine Regelung, die eine rückwirkende Geltung der Bestimmungen von Teil 3, § \r\n85a, § 100 Abs. 6 und 9, § 102 und der Anlagen 1 bis 4 des EEG 2027 teilweise oder vollständig \r\nanordnet bzw. teilweise oder vollständig ausschließt, für den Fall, dass die beihilferechtliche \r\nGenehmigung dieser Regelungen nicht bis zum 1. Januar 2027 vorliegt. Dies betrifft insbeson\r\ndere Regelungen der gesetzlichen, nicht ausschreibungsbezogenen Förderung, bei denen eine \r\nrückwirkende Anwendung der entsprechenden Regelungen grundsätzlich denkbar wäre, an\r\nders als Änderungen beim Ausschreibungsdesign oder den Höchstwerten, die rückwirkend \r\nnicht zur Anwendung gebracht werden können.  \r\nAußerdem fehlt in der Regelung eine Bestimmung, welche Regelungen des EEG 2027 denn \r\nbis zur beihilferechtlichen Genehmigung anwendbar sind, s. § 101 Abs. 1 Satz 2 und Abs. 2 \r\nSatz 2 EEG 2023. Dies betrifft auch und insbesondere das Massengeschäft der gesetzlich geför\r\nderten EEG-Anlagen. Insoweit ist eine vorläufige, genehmigungsfreie Anwendung des Markt\r\nwertes für neue, gesetzlich geförderte Anlagen denkbar. Anstelle einer ausdrücklichen, bei\r\nhilferechtlich zu genehmigenden Förderhöhe könnte vorläufig auf Abschlagszahlungsbasis erst \r\neinmal der Jahresmarktwert des entsprechenden Energieträgers gezahlt wird, bis die \r\nSeite 106 von 125 \r\nFörderhöhe für den entsprechenden Energieträger beihilferechtlich genehmigt worden ist, \r\nund dies dann rückwirkend korrigiert werden kann. Diese Marktwertdurchleitung ist nach An\r\nsicht der Europäischen Kommission nicht beihilferechtlich genehmigungspflichtig („no aid“) \r\nund daher ab dem 1. Januar 2027 ohne Vorliegen einer beihilferechtlichen Genehmigung be\r\nreits anwendbar.  \r\n24.2 Anwendbarkeit der Regelungen aus dem „Solarpaket 2024“ trotz beihilferechtlichem \r\nVorbehalt \r\nEs existiert außerdem weiterhin keine beihilferechtliche Genehmigung der entsprechend un\r\nter Vorbehalt gestellten Änderungen im EEG durch das „Solarpaket 2024“, nur mit Ausnahme \r\nder Änderungen in § 100 Abs. 15 und 16 EEG 2023. Daher muss der Gesetzgeber klarstellen, \r\nob und inwieweit für seit Inkrafttreten des Solarpaketes 2024 in Betrieb genommene oder \r\nin entsprechenden Gebotsterminen bezuschlagte EEG-Anlagen diese Regelungen (rückwir\r\nkend) anwendbar sind, oder nicht.  \r\nDie bislang nicht genehmigten Regelungen sind folgende:  \r\n› Absenkung des Ausschreibungs-Schwellenwertes für Solaranlagen des zweiten Segments \r\nvon 1 MW auf 750 kW nach § 22 Abs. 3 Satz 2 EEG 2023 i. V. mit der neuen minimalen Ge\r\nbotsgröße für Solaranlagen des zweiten Segments von mehr als 750 kW nach § 30 Abs. 2 \r\nEEG 2023,  \r\n› Erhöhungen des Ausschreibungsvolumens für Solaranlagen des zweiten Segments einschl. \r\nderen kalenderjährlicher Aufteilung nach § 28b Abs. 2 EEG 2023, \r\n› Privilegierung für Flugwindenergieanlagen an Land aus § 36h Abs. 3 Satz 2 und 3 und § 46 \r\nAbs. 3 EEG 2023,  \r\n› maximale Gebotsgröße bei den Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments in § \r\n37 Abs. 3 und § 38a Abs. 1 Nr. 5 EEG 2023 von 50 MW,   \r\n› Vergütung von zusätzlicher Leistung, die durch Repowering von Solaranlagen des zweiten \r\nSegments entsteht, nach § 38h Satz 2 EEG 2023,  \r\n› Bildung eines Untersegments für besondere Solaranlagen innerhalb der Solaranlagen des \r\nersten Segments nach § 37d EEG 2023 sowie neue Höchstwert-Regelung für besondere So\r\nlaranlagen nach § 37b Abs. 2 EEG 2023,   \r\n› neuer Bonus für besondere Solaranlagen in der gesetzlichen Förderung nach § 48 Abs. 1b \r\nEEG 2023,   \r\n› angehobener anzulegender Wert für die Förderzone > 40 kW für Solaranlagen nach § 48 \r\nAbs. 2 EEG 2023,   \r\nSeite 107 von 125 \r\n› Änderung der Ersetzungsregelung für Aufdach-/Lärmschutzwand-Solaranlagen nach § 48 \r\nAbs. 2 durch Abs. 4 Satz 2 EEG 2023,  \r\n› geänderte Regelung zur Höchstwertfestsetzungskompetenz der BNetzA in § 85a Abs. 1 Satz \r\n2 EEG 2023,  \r\n› vorübergehende Anpassung der Berechnungsgrundlage für den anzulegenden Wert von \r\nWindenergieanlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 1 Megawatt, von Pi\r\nlotwindenergieanlagen an Land und von Windenergieanlagen an Land von Bürgerenergie\r\ngesellschaften nach § 22 Abs. 2 Satz 2 Nummer 1 bis 3 EEG 2023 in § 46 Abs. 1 Satz 1 zwei\r\nter Halbsatz EEG nach § 100 Abs. 35 EEG 2023, und  \r\n› Verlängerung der Realisierungsfristen für Biomethananlagen mit einer „opt-out“-Möglich\r\nkeit für Bestands-Zuschläge nach § 100 Abs. 36 EEG 2023. \r\nWann diese beihilferechtliche Genehmigung ergehen wird, und mit welchem Inhalt, ist weiter\r\nhin unklar. Der BDEW geht davon aus, dass die ausschreibungsbezogenen Änderungen auf \r\nAusschreibungen und Bezuschlagungen, die vor der beihilferechtlichen Genehmigung stattfan\r\nden, nicht anwendbar sind. Dies entspricht jedenfalls der Positionierung des BMWE und der \r\nBNetzA hinsichtlich des „Biomassepaketes 2025“. \r\nAllerdings sind zahlreiche der vorstehenden Änderungen nicht abhängig von einer Ausschrei\r\nbung, z. B. die Änderungen bei der PV-Ersetzungsregelung in § 48 EEG und die Anhebung des \r\nanzulegenden Wertes für die Förderzone oberhalb von 40 kW bei Solar-Aufdachanlagen. Es ist \r\nweiterhin unklar, ob diese Änderungen bei erfolgter beihilferechtlicher Genehmigung auch \r\nrückwirkend gelten sollen bzw. können, oder nicht. Da sich Anlagenbetreiber mangels Ver\r\ntrauensschutzes nicht auf Regelungen berufen können, die vom Gesetzgeber unter beihilfe\r\nrechtlichen Vorbehalt gestellt worden sind, sollte im EEG 2027 klargestellt werden,  \r\n› dass die nicht-ausschreibungsbezogenen Änderungen durch das „Solarpaket 2024“ nur für \r\nAnlagen anwendbar sind, die ab dem Zeitpunkt der beihilferechtlichen Genehmigung in Be\r\ntrieb genommen worden sind, bzw. auf Austauschvorgänge, die ab diesem Zeitpunkt statt\r\ngefunden haben, und   \r\n› dass die ausschreibungsbezogenen Änderungen durch das „Solarpaket 2024“, soweit sie \r\nnach dem EEG 2023 oder künftig dann dem EEG 2027 noch relevant sind, nur für Ausschrei\r\nbungstermine und hieraus resultierende Zuschläge nach der beihilferechtlichen Genehmi\r\ngung anwendbar sind.  \r\nSeite 108 von 125 \r\n25. Anmerkungen zu Anlage 1 \r\nAchtung, Bürokratie! \r\nDie in Nr. 4.2 vorgesehene viertelstundenscharfe Korrektur des Refinanzierungsbeitrags ist \r\nnicht praxisgerecht und deshalb abzulehnen. Nach der Begründung müssten die Netzbetreiber \r\nin Abschöpfungsjahren für jede einzelne Viertelstunde eines Kalenderjahres ermitteln, ob ein \r\nAnpassungsbedarf besteht und in welcher Höhe der Refinanzierungsbeitrag jeweils anzuset\r\nzen ist; erst anschließend könnten die jeweiligen Viertelstundenwerte mit den eingespeisten \r\nStrommengen verrechnet werden. Dies führt zu einem erheblichen zusätzlichen Abwicklungs-, \r\nDatenverarbeitungs- und Prüfaufwand und steht damit aus Sicht der Vollzugspraxis außer Ver\r\nhältnis zum Regelungszweck. \r\n26. Juristische Anmerkungen zu Einzelfragen im EEG \r\n26.1 Klarstellung bei der Mitteilung des Einspeiseortes, § 8b EEG \r\nDass in § 8b EEG die Vierwochenfrist für die Mitteilung des Einspeiseortes sich stärker an der \r\nSystematik des § 8 EEG ausrichten und damit eine Rechtsunsicherheit beseitigen soll, ist be\r\ngrüßenswert. Ausdrücklich soll die entsprechende Identifikationsnummer die Teilnahme am \r\nBilanzkreissystem ermöglichen. \r\nDer alleinige Bezug auf das Feststehen des Verknüpfungspunkts nach § 8 Abs. 1 bis 3 EEG 2023 \r\nlässt aber wiederum Fragen zum konkreten Zeitpunkt offen (etwa, wann eine Zuweisung nach \r\n§ 8 Abs. 3 EEG 2023 erfolgt). Ziel muss gerade für Kleinstanlagen sein, dass die entsprechende \r\nIdentifikationsnummer sowie alle anderen für den Direktvermarktungsprozess notwendigen \r\nInformationen einheitlich in einem massengeschäftsstauglichen Format möglichst frühzeitig \r\nmitgeteilt wird, wenn kein Anspruch auf eine Einspeisevergütung besteht und daher eine An\r\nmeldung zur Direktvermarktung erforderlich wird. Denn für die wirksame Nutzung der Identifi\r\nkationsnummer ist es erforderlich, dass zu diesem Zeitpunkt auch die weiteren Daten, insbes. \r\nStammdaten und Messkonzept zur Verfügung stehen, damit die Anlage im System verankert \r\nist und keine Fehlermeldungen auftreten. Dabei ist auch darauf hinzuweisen, dass ein mög\r\nlichst frühes Netzanschlussbegehren beim Netzbetreiber zu einer deutlich zügigeren Anmel\r\ndung führen kann. Anmeldungen nach Inbetriebnahme mit Netzanschluss und damit Einspei\r\nsung sind jedenfalls auch nach § 52 EEG sanktionsbewehrt. Die Identifikationsnummer sollte \r\ndaher spätestens vier Wochen nach Vorliegen der vollständigen Antragsunterlagen mitge\r\nteilt werden. \r\nSeite 109 von 125 \r\n26.2 Weitere Änderungen an § 10b EEG 2023 \r\nDie Frist zum Nachweis für die Fernsteuerbarkeit bei Wechsel der Veräußerungsform muss \r\nklargestellt werden. \r\nMit dem PV-Spitzengesetz wurden die Fristen für die Sanktionierung sieht § 10b Abs. 1 Satz 3 \r\nEEG 2023 wie folgt angepasst. Zweck der Änderung war, für den Nachweis der Fernsteuerbar\r\nkeit einen realistischen Zeitrahmen zu geben. \r\nDie Pflicht nach Satz 1 muss nicht vor dem Beginn des zweiten auf die erstmalige Einspei\r\nsung der Anlage folgenden Kalendermonats und nicht vor dem Beginn des zweiten auf die \r\nMeldung des Direktvermarktungsunternehmens an den Netzbetreiber zur Übernahme der \r\nVermarktung folgenden Kalendermonats erfüllt werden. \r\nFür einen Wechsel des Direktvermarktungsunternehmens bzw. einen Wechsel von einer \r\nForm der Einspeisevergütung zur Direktvermarktung bedeutet das: \r\nDa die Meldung bei Wechsel einer Veräußerungsform (nicht beim Wechsel des Direktver\r\nmarkters ohne Wechsel der Veräußerungsform) mit Vormonatsfrist erfolgen muss (vgl. § 21c \r\nAbs. 1 Satz 1 EEG 2023), wäre „nicht vor Beginn des zweiten auf die Meldung des Direktver\r\nmarktungsunternehmens“ zeitgleich mit dem Beginn der eigentlichen Übernahme der Direkt\r\nvermarktung. Eine Karenzfrist zum Einbau entsprechender Steuerungseinrichtungen würde \r\nentfallen, was gerade nicht Sinn der Änderung durch den Gesetzgeber war.  \r\nBDEW-Vorschlag für § 10b Abs. 1 Satz 2 EEG-RefE (neu): \r\nDie Pflicht nach Satz 1 muss nicht vor dem Beginn des zweiten auf die erstmalige Einspei\r\nsung der Anlage folgenden Kalendermonats und nicht vor dem Beginn des zweiten auf die \r\nMeldung des Direktvermarktungsunternehmens an den Netzbetreiber zur bzw. auf die \r\nÜbernahme der Vermarktung Veräußerung durch das Direktvermarktungsunternehmen \r\nfolgenden Kalendermonats erfüllt werden. \r\nBegründung \r\nDie Meldung muss vormonatlich erfolgen, also beispielsweise bis zum 30. April für die Anmel\r\ndung zur Vermarktung ab dem 1. Juni. Erst ab dem 1. Juni kann die Fernsteuerbarkeit durch \r\nden Direktvermarkter realisiert bzw. geprüft und gemeldet werden. Daher erscheint es ange\r\nmessen und sinnvoll, die Frist ab Beginn der Vermarktung durch den Direktvermarkter laufen \r\nzu lassen, der dann – wie bei Inbetriebnahme der Anlage – knapp 2 Monate Zeit hat, die Fern\r\nsteuerungseinrichtungen einzurichten/ anzutesten. \r\nSeite 110 von 125 \r\n26.2.1 Klarstellung der Geltung von § 10b Abs. 2 EEG auch für Bestandsanlagen  \r\nAuch für ältere Bestandsanlagen (Inbetriebnahme vor dem 1.1.2023) sollten die geänderten \r\nRahmenbedingungen für die marktorientierte Steuerung nach § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) \r\nnach dem „PV-Spitzengesetz“ gelten.  \r\nMit der „kleinen Energierechtsnovelle“ ist § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) so geändert worden, \r\ndass die Sicht- und Steuerbarkeit durch den Direktvermarkter erst ab dem 1. Januar 2028 und \r\nab Einbau eines intelligenten Messsystems über das Smart-Meter-Gateway erfüllt werden \r\nmuss. Bis dahin müssen Anlagenbetreiber Übertragungstechniken und Übertragungswege zur \r\nAbrufung der Ist-Einspeisung und zur ferngesteuerten Regelung der Einspeiseleistung verwen\r\nden, die dem Stand der Technik bei Inbetriebnahme der Anlage entsprechen und wirtschaft\r\nlich vertretbar sind. Allerdings gilt diese Änderung nicht ausdrücklich für Bestandsanlagen, an\r\nders als die Änderungen in § 10b Abs. 1 EEG 2023 (vgl. §§ 100 Abs. 1, Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023).  \r\nDies hätte allerdings zur Folge, dass bei Einbau eines iMS sofort die Steuerung darüber mög\r\nlich sein müsste – anders als für Neuanlagen, die nach § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) noch eine \r\nÜbergangsfrist bis 2028 erhalten. Für die Direktvermarktung ist allerdings in jedem Fall eine \r\nviertelstündliche Messung und Bilanzierung erforderlich (§ 21b Abs. 3 EEG 2023), sodass der \r\nEinbau von iMS hierfür eine kostengünstige Alternative zu herkömmlicher Messtechnik wäre. \r\nDer Gesetzgeber dürfte die Angleichung für Bestandsanlagen übersehen oder den weiteren \r\nEinbau außerhalb der Pflichteinbaufälle unterschätzt haben. Auch von Direktvermarktern von \r\nBestandsanlagen kann jedoch nichts Unmögliches verlangt werden.  \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n§ 100 Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023 sollte daher wie folgt ergänzt und damit klargestellt werden: \r\n(1a) Für Strom aus Anlagen nach Absatz 1 gilt abweichend von Absatz 1, dass \r\n1. § 10b Absatz 1 und Absatz 2 dieses Gesetzes anstelle von § 10b Absatz 1 und Absatz \r\n2 Satz 1 bis 4 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezem\r\nber 2022 geltenden Fassung anzuwenden ist, \r\n26.3 Klarstellung der Verweisung für „MiSpeL“-Speicher“ \r\nDer BDEW spricht sich für eine zielgenauere Verweisung auf die anwendbaren EEG-Vorschrif\r\nten für marktorientierte Speicher aus.  \r\nHintergrund: \r\nDie mit dem „Solarpaket 2024“ aufgenommene Änderung in § 19 Abs. 3b und c EEG 2023 soll \r\ndie gemischte Nutzung von Speichern und den anteiligen EEG-Fördererhalt ermöglichen. Die \r\n„Pauschaloption“ und die „Abgrenzungsoption“ sind allerdings erst nach Erlass der BNetzA\r\nSeite 111 von 125 \r\nFestlegung „MiSpeL“ anwendbar. Die Pauschaloption kann darüber hinaus erst nach beihilfe\r\nrechtlicher Genehmigung angewandt werden. \r\nIn der Praxis ist bislang unklar, wie der Pauschal-Verweis von § 19 Abs. 3b Satz 2 und Abs. 3c \r\nSatz 5 EEG 2023 auszulegen ist. Die Regelungen lauten: \r\nDie Vorschriften dieses Gesetzes und des Energiefinanzierungsgesetzes sind entsprechend \r\nanzuwenden, soweit der Anspruch nach Satz 1 geltend gemacht wird. \r\nDa sich die Änderungen in Teil 3 des EEG 2023 findet und Sinn und Zweck der Anpassung der \r\nanteilige EEG-Fördererhalt war, geht der BDEW davon aus, dass auf die Regelungen verwiesen \r\nwerden sollte, die mit der Geltendmachung des Förderanspruchs zusammenhängen. Darauf \r\nsollte der Verweis klarstellend eingegrenzt und nur um wenige Verweise außerhalb von Teil 3 \r\nergänzt werden: \r\nBDEW-Vorschlag für § 19 Abs. 3b Satz 2 und Abs. 3c Satz 5 EEG 2023: \r\nDie Paragraphen 9 und 10b sowie die Vorschriften Teil 3 dieses Gesetzes und die Vor\r\nschriften des Energiefinanzierungsgesetzes sind entsprechend anzuwenden, soweit der \r\nAnspruch nach Satz 1 geltend gemacht wird. \r\nFür gemischt genutzte Speicher sollten dieselben Anforderungen an die netzdienliche und \r\nmarktorientierte Steuerung gestellt werden, wie an Speicher, die EEG-Anlagen sind. Da auch \r\nnach Auffassung der BNetzA es sich bei den Veräußerungsformen, in denen Pauschal- und Ab\r\ngrenzungsoption realisiert wird, um die geförderte Direktvermarktung handelt, kann hier \r\nnichts anderes als für übrigen EEG-Anlagen gelten. \r\nWenn Speicher im EEG 2027 systemisch vorausgesetzt werden, muss der Rechtsrahmen für \r\ngemeinsam betriebene EE- und Speicheranlagen eindeutig und investitionsfähig ausgestaltet \r\nwerden. Dies betrifft insbesondere Co-Location, Mischspeicher, anteiligen Fördererhalt, Mess\r\nkonzepte, Direktvermarktung und die Kombination mit marktlicher Flexibilität. Zudem muss \r\nder Redispatch so ausgestaltet werden können, dass EE-Anlagen im Redispatch die Möglich\r\nkeit zu einer Speicherung ihres Stroms anstelle von Abregelung haben.  \r\n26.4 Klarstellung der Anwendung der Ausfallvergütung für Bestandsanlagen \r\nIm Regierungsentwurf des „Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich \r\nder Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung“ von Ende 2024 war eine \r\nKlarstellung der Berechnungsweise der Anfangs- und Folgeausfallvergütung nach § 21 Abs. 1 \r\nSatz 1 Nr. 3 EEG 2023 vorhanden. Da die Berechnungsmethodik insbesondere bei einer dauer\r\nhaften oder regelmäßigen Inanspruchnahme der Ausfallvergütung weiterhin im Streit ist, \r\nsollte diese Regelung in den Gesetzentwurf übernommen werden, wenn auch nur im Rahmen \r\neiner Übergangsregelung zur Klarstellung für Bestandsanlagen für die Zukunft.  \r\nSeite 112 von 125 \r\nAußerdem fehlt weiterhin die Übergangsregelung für die Höhe der Folge-Ausfallvergütung \r\nfür Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2023 bis zum Inkrafttreten des „Solarpa\r\nketes 2024“. Das EEG 2023 in der ersten Fassung bestimmte die Folge-Ausfallvergütung noch \r\nin Höhe des Marktwertes, das Solarpaket hatte hingegen eine Höhe von Null vorgegeben, al\r\nlerdings ohne eine Übergangsregelung für Bestandsanlagen. Daher ist seitdem unklar, ob die \r\nAbsenkung der „Folge-Ausfallvergütung“ auf null auch für EEG-Anlagen ab dem 16. Mai 2024 \r\nbzw. 1. Juli 2024 anzuwenden ist, die ab dem 1. Januar 2023 bis einschließlich dem 15. Mai \r\n2024 in Betrieb genommen worden sind, oder innerhalb dieses Zeitfensters in einer EEG-Aus\r\nschreibung bezuschlagt worden sind, oder als Pilot-Windenergieanlagen festgestellt worden \r\nsind.  \r\nDie im Regierungsentwurf des „Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Be\r\nreich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung“ von Ende 2024 vorge\r\nsehene Ergänzung des geltenden § 100 Abs. 28 EEG 20235 um einen Verweis auf § 21 Abs. 1 \r\nSatz 1 Nr. 3 EEG 2023 (in der am 15. Mai 2024 geltenden Fassung) war vorgesehen, um diesem \r\nProblem abzuhelfen. Allerdings regelte § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023 (in der am 15. Mai \r\n2024 geltenden Fassung) nicht wie ab dem 16. Mai 2024 die „Ausfallvergütung“, sondern die \r\nFörderung von ausgeförderten Anlagen. Die „Ausfallvergütung“ wurde in der damaligen Fas\r\nsung in § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EEG 2023 geregelt. Daher muss § 100 Abs. 28 Satz 1 EEG 2023 \r\ndurch folgenden Zusatz am Ende ergänzt werden:  \r\n„in der am 15. Mai 2024 geltenden Fassung oder in der Fassung seiner sinngemäßen Vor\r\ngängerregelung anzuwenden“.  \r\n26.5 Definition bestimmter Leistungsschwellen in neuen EEG-Regelungen \r\nZahlreiche Bestimmungen in den durch das „Sofortmaßnahmengesetz“ bzw. das „Solarpaket \r\n2024“ eingeführten bzw. geänderten Regelungen für Solaranlagen enthalten Leistungsschwel\r\nlen, deren Berechnung aber jeweils nicht definiert wird. Dies betrifft insbesondere  \r\n› die Leistungsschwelle von 20 kW in § 48 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1a) EEG 2023 („Garten-PV-Anla\r\ngen“),  \r\n› die Leistungsschwelle von 100 kW in § 10c EEG 2023 und  \r\n› die Leistungsschwellen für die „unentgeltliche Abnahme“ von 400 kW nach § 100 Abs. 20 \r\nEEG 2023.  \r\n5BRats-Drs. 581/24, S. 127.  \r\nSeite 113 von 125 \r\nInsoweit muss im Rahmen der EEG-Novelle 2027 klargestellt werden, nach welchen Maßga\r\nben die Leistungen der entsprechenden Anlagen im Verhältnis zu diesen Leistungsschwellen \r\nberechnet werden. Dies gilt insbesondere für diejenigen Regelungen aus dem EEG 2023, die \r\ndas EEG 2027 übernehmen soll.  \r\n26.6 Änderungen in § 52 EEG 2023 \r\nDer Regierungsentwurf sieht zahlreiche Änderungen innerhalb von § 52 EEG 2023 vor. Teil\r\nweise begrüßt der BDEW diese, teilweise lehnt er diese ab (s. vorstehend unter Nr. 7.1 und \r\n12.6.1), und teilweise fehlen notwendige Änderungen innerhalb dieser Regelung. \r\n26.6.1 Im Regierungsentwurf vorgesehene Änderungen in § 52 EEG 2023  \r\nDer BDEW begrüßt die vom Regierungsentwurf vorgesehenen Klarstellungen innerhalb von § \r\n52 Abs. 1 Nr. 11 und dem neuen Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 EEG. Eine Sanktionsminderung nach § 52 \r\nAbs. 3 EEG 2023 bereits bei nachträglicher Vornahme der Kalenderjahresendmeldung führt im \r\nZweifel nicht zu einer hinreichenden Datenbasis im Marktstammdatenregister. Insoweit ver\r\nweist der BDEW aber ergänzend auf seine vorstehenden Ausführungen zu § 52 EEG-RegE un\r\nter 7.1.  \r\n26.6.2 Weitere notwendige Präzisierungen innerhalb von § 52 EEG 2023 \r\nDie durch das „Sofortmaßnahmengesetz“ zum 1. Januar 2023 eingeführten Sanktionen nach § \r\n52 EEG 2023 sind vielfach nicht harmonisiert mit den sich aus den anderen EEG-Regelungen \r\nergebenen Pflichten bzw. den Verstößen hiergegen. Insbesondere sind folgende Fragestellun\r\ngen derzeit nicht abschließend gelöst, weshalb die entsprechenden Regelungen in § 52 EEG \r\n2023 präzisiert werden müssen:  \r\nUnklar ist, ob eine Sanktionierung für einzelne Pflichtverstöße auch vor Netzanschluss der \r\nAnlage eintritt, z. B. nach § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 wegen nicht rechtzeitiger oder Nichtan\r\nmeldung der Vermarktungsform vor Inbetriebnahme einer Anlage, wenn die Inbetriebnahme \r\nmit dem Netzanschluss zeitlich zusammenfällt. Gleiches gilt dann, wenn die Anlage zwar be\r\nreits an das Netz angeschlossen ist, aber noch nicht in dieses einspeist. In beiden Fällen ist \r\neine Sanktionierung nach § 52 EEG 2023 in der Branche strittig. Insoweit muss die Regelung \r\npräzisiert werden.  \r\nAußerdem muss auch für § 52 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 EEG 2023 klargestellt werden, ab welchem \r\nZeitpunkt bzw. ab welcher Handlung und bis zu welchem Zeitpunkt in der Vergangenheit der \r\nSanktionsbetrag rückwirkend wieder gekürzt wird. Für die Ereignisse der Pflichtverstöße nach \r\n§ 52 Abs. 1 Nr. 9a und 10 EEG 2023 (ökologische Mindestanforderungen und Verstoß gegen \r\ndie Volleinspeisungspflicht nach § 48 Abs. 2a EEG 2023) fehlt die Angabe des Ereignisses, ab \r\nSeite 114 von 125 \r\ndem die Sanktion rückwirkend auf 2 Euro/kW/Kalendermonat verringert wird, s. für die ökolo\r\ngischen Mindestanforderungen in der BDEW-Stellungnahme zu den naturschutzfachlichen \r\nMindestkriterien bei PV-Freiflächenanlagen. \r\nHinsichtlich § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 sollte die Erstanmeldung zur Direktvermarktung nicht \r\nmehr über das EEG sanktioniert, sondern nur noch in den Marktprozessen abgebildet werden. \r\nDie Praxis hat gezeigt, dass die Mitteilungspflichten der Anlagenbetreiber nach § 21c EEG \r\n2023, die parallel zu den von der BNetzA festgelegten Prozessen gelten, zu Missverständnis\r\nsen und Fehlern führen, die seit Inkrafttreten des EEG 2023 mit eigenständigen Strafzahlungen \r\nnach § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 verbunden sind.  \r\nDarüber hinaus sollte die Sanktionierung der Nichteinhaltung der Frist zur Mitteilung des erst\r\nmaligen Einstiegs in eine Veräußerungsform entfallen, die mit dem EEG 2017 eingeführt \r\nwurde, obwohl laut Gesetzesbegründung keine Änderung des Regelungsinhalts im Vergleich \r\nzu § 21 EEG 2014 beabsichtigt war. Diese Frist ist nicht praxisgerecht, da die Bilanzkreiszuord\r\nnung bei Neuanlagen erst nach Zählereinbau, der häufig erst kurz vor Inbetriebnahme der An\r\nlage erfolgt, möglich ist. Sofern die Frist für die Zuordnung nicht gehalten wird, erfolgt eine \r\nautomatische Ablehnung nach den Marktprozessen. Eine weitere Sanktionierung sollte dage\r\ngen entfallen. Folge der Ablehnung für die weitere Bilanzierung ist dann, dass die Anlagen, so\r\nfern diese Veräußerungsform für sie zulässig ist, automatisch der unentgeltlichen Abnahme \r\nzugeordnet werden. \r\nBDEW-Vorschlag  \r\n§ 21c Abs. 1 EEG 2023 sollte um einen neuen Satz 2 erweitert werden: \r\n„Anlagenbetreiber müssen dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangehenden Ka\r\nlendermonats mitteilen, wenn sie erstmals Strom in einer Veräußerungsform nach § 21b \r\nAbsatz 1 Satz 1 veräußern oder wenn sie zwischen den Veräußerungsformen wechseln. Die \r\nerstmalige Zuordnung wird abgelehnt, wenn die Voraussetzungen nicht vorliegen.“ \r\n§ 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 in der Fassung des Regierungsentwurfs sollte wie folgt geändert \r\nwerden: \r\n(1) Anlagenbetreiber müssen an den Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlos\r\nsen ist, eine Zahlung leisten, wenn sie […] \r\n9. dem Netzbetreiber den Wechsel zwischen den verschiedenen Veräußerungsformen nach \r\n§ 21b Absatz 1 nicht nach Maßgabe des § 21c übermittelt haben, wenn die Anlage nicht \r\nbereits nach § 21c Absatz 1 Satz 2 oder Satz 3 als einer Veräußerungsform zu geordnet \r\ngilt. \r\nSeite 115 von 125 \r\n26.6.3 Zeitliche Begrenzung der rückwirkenden Korrektur der Sanktionen  \r\n§ 52 Abs. 3 EEG 2023 ermöglicht es dem Anlagenbetreiber, die Sanktionen nach § 52 Abs. 1 \r\nNr. 1, 3, 4, 9a, 10 und 11 EEG 2023 rückwirkend von 10 Euro/kW/Kalendermonat auf  \r\n2 Euro/kW/Kalendermonat absenken zu lassen. Diese nachträgliche Absenkung, verbunden \r\nmit den entsprechend hohen Beträgen, führt bei den Netzbetreibern zu erheblichen Rückstel\r\nlungen der einmal erhaltenen Sanktionsbeiträge in der unabgesenkten Höhe und erheblichem \r\nVerwaltungsaufwand durch eine eventuelle rückwirkende Korrektur der Sanktionszahlungen \r\nüber mehrere Jahre hinweg.  \r\nDie Netzbetreiber haben diese Belastungen über zahlreiche Jahre zu tragen, da § 52 Abs. 3 \r\nEEG 2023 keinerlei zeitliche Begrenzung für die rückwirkenden Korrekturen enthält. Dement\r\nsprechend fordert der BDEW die Einführung einer maximalen Zeitdauer seit dem erstmali\r\ngen Sanktionierungszeitpunkt bzw. seit Beginn des Verstoßes bis zum Ende des darauffol\r\ngenden Kalenderjahres.  \r\nHierbei kann folgende Formulierung verwendet werden (auf Basis des geltenden EEG 2023):  \r\n„(3) Die zu leistende Zahlung verringert sich auf 2 Euro pro Kilowatt installierter Leistung \r\nder Anlage und Kalendermonat  \r\n1. bei einem Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 1, 3, 4 oder 11, sobald die entspre\r\nchende Pflicht erfüllt wird; diese Verringerung wirkt zurück bis zum Beginn des Pflichtver\r\nstoßes, und  \r\n2. bei einem Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 9a und 10.  \r\nDer Anlagenbetreiber darf das Recht nach Satz 1 längstens bis zum Ende des auf den \r\nPflichtverstoß folgenden Kalenderjahres ausüben. Bei einem nach dem Ablauf des 31. \r\nDezember 2023 auftretenden Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 1, Nummer 3, Num\r\nmer 4 oder Nummer 8, der aufgrund des Defekts einer technischen Einrichtung eintritt, \r\nentfällt die zu leistende Zahlung für den Kalendermonat, in dem der Pflichtverstoß eintritt, \r\nund für den darauffolgenden Kalendermonat, dabei trägt der Anlagenbetreiber für das \r\nVorliegen eines Defektes die Darlegungs- und Beweislast.“ \r\n26.7 Gesetzgeberische Klarstellung der Höhe der Biomasse-Anschlussförderung nach § 39g \r\nAbs. 6 EEG 2023 und Vorgängerregelungen \r\nDie Berechnungsmethodik der Anschlussförderung von Biomasseanlagen nach dem geltenden \r\n§ 39g Abs. 6 EEG 2023 einschl. der bis zu § 39f EEG 2017 zurück gehenden Vorgängerregelun\r\ngen ist weiterhin unklar: Die Clearingstelle EEG/KWKG hatte zwar in ihrer Entscheidung im \r\nVerfahren 2025/4-VI eine Berechnungsmethodik empfohlen. Dieser steht aber eine gegensätz\r\nliche Methodik nach Maßgabe des nicht rechtskräftigen Urteils des LG Oldenburg vom 21. \r\nSeite 116 von 125 \r\nNovember 2025 – Az. 6 O 3033/24 gegenüber. Der zeitliche wie inhaltliche Ausgang des \r\nRechtsmittelverfahrens ist unklar.  \r\nAufgrund der erheblichen Bedeutung der Anschlussförderung für Biomasseanlagen sowohl für \r\ndie Anlagenbetreiber in betriebswirtschaftlicher Hinsicht als auch für die Netzbetreiber hin\r\nsichtlich der Netz- und Systemstabilität durch die gesicherte Leistung dieser Anlagen muss der \r\nWiderspruch in der Berechnungsmethodik zwischen den Sätzen 1 und 2 der Regelungen zu\r\ngunsten der Anlagen- und Netzbetreiber durch einen eindeutigen Gesetzeswortlaut geklärt \r\nwerden. Dies kann auch im Rahmen einer Übergangsregelung nur für Bestandsanlagen und \r\nzuschläge geschehen.  \r\nDer BDEW begrüßt zwar insoweit die Darstellungen in der Begründung des Regierungsent\r\nwurfs zur Auslegung des geltenden § 39g Abs. 6 EEG 2023. Er gibt jedoch zu bedenken, dass \r\nsie nach der Rechtsprechung rechtlich nicht für die Gesetzesauslegung bindend sind, da es sich \r\nhierbei um spätere Aussagen des Gesetzgebers zu einem bereits bestehenden Normkomplex \r\nhandelt, zumal aus einer anderen Legislaturperiode.6 Abschließende Rechtssicherheit für die \r\nAnlagen- und Netzbetreiber würde daher erst durch eine Klarstellung im Gesetzeswortlaut \r\nselbst erreicht werden.  \r\n26.8 § 21b EEG: Direktbelieferung der Industrie vereinfachen \r\nDie Direktbelieferung mit Strom aus Erneuerbaren Energien stellt für Industrieunternehmen \r\neine große Chance dar. Viele Unternehmen aus dem industriellen Mittelstand sind in Lieferket\r\nten eingebunden, in denen CO2-Minderungsziele verbindlich definiert sind. Die Firmen brau\r\nchen eine einfache Möglichkeit zur Dekarbonisierung. Obwohl die Industriestrombelieferung \r\neinige Vorteile hat, gibt es nach wie vor wenig Direktbelieferung in der Praxis. \r\nEin Hindernis für die ungehinderte Direktbelieferung der Industrie, die eine direkte physische \r\n(und nicht nur eine bilanzielle) Stromlieferung ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes \r\nmeint, ist die in § 21b Abs. 4 Nr. 2 a) EEG 2023 enthaltene Pflicht des Anlagenbetreibers, die \r\ngenannten Veräußerungsformen für jeglichen nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe außer\r\nhalb des Netzes an Dritte gelieferten Strom zu nutzen. Die „unmittelbare räumliche Nähe“, die \r\nim Gesetz zudem nicht definiert wird, begrenzt damit die Vermarktungsoptionen des Anlagen\r\nbetreibers. Ein maximaler räumlicher Abstand zwischen Erzeugungsanlage und Abnehmer \r\nergibt sich aber aufgrund der mit zunehmender Distanz abnehmenden Wirtschaftlichkeit. \r\n6BGH, Urteil vom 20. Juli 2011, Az. IV ZR 177/09, Rdn. 33; Beschluss vom 29. September 2009 - X ZB 1/09, NJW \r\n2010, 76 Rn. 23.  \r\nSeite 117 von 125 \r\nJenseits gesetzlicher Restriktionen wird daher diese fehlende Wirtschaftlichkeit dem Risiko \r\nlängerer Parallelleitungen entgegen.  \r\nZur Vereinfachung sollte das Kriterium der unmittelbaren räumlichen Nähe in § 21b EEG ge\r\nstrichen werden.  \r\n26.9 Ausweitung des § 83 EEG: Ausnahmecharakter des einstweiligen  \r\nRechtsschutzes wahren \r\nDer BDEW lehnt die Aufnahme von § 8b (Mitteilung der Identifikationsnummer für die Teil\r\nnahme am Bilanzkreissystem) ab. \r\nDie Privilegierung des einstweiligen Rechtsschutzes nach § 83 Abs. 2 EEG ermöglicht die \r\nDurchsetzung sämtlicher in § 83 Abs. 1 EEG genannten Ansprüche, ohne dass eine konkrete \r\nEilbedürftigkeit dargelegt und glaubhaft gemacht werden muss. Dadurch kann das Eilverfah\r\nren insbesondere bei Auskunftsansprüchen bereits zur vorgelagerten Informationsbeschaf\r\nfung oder allgemeinen Beschleunigung des Netzanschlussprozesses genutzt werden. Mit der \r\ngemäß dem Regierungsentwurf zur EEG-Novelle vorgesehenen Einbeziehung von Ansprüchen \r\nnach § 8b EEG wird diese Privilegierung stark ausgedehnt. Je weiter der Anwendungsbereich \r\ndes § 83 EEG gefasst wird, desto klarer muss der Ausnahmecharakter des einstweiligen \r\nRechtsschutzes gesetzlich abgesichert werden. Eine gesetzliche Vermutung sollte auf eng be\r\ngrenzte Fälle beschränkt bleiben, in denen ein hinreichend realisierungsreifes EE-Vorhaben \r\nkonkret gefährdet ist und der Netzbetreiber gesetzliche Bearbeitungs- oder Mitteilungsfristen \r\nüberschritten hat.  \r\nHinzu kommt, dass auch die Anpassungen in dieser Novelle den Zeitpunkt für die Mitteilung \r\nder Identifikationsnummer nicht hinreichend beschreiben (siehe oben). \r\n27. Änderungen des Messstellenbetriebsgesetz (Artikel 3) \r\nDer Gesetzentwurf sieht eine Absenkung der Leistungsgrenze zum Einbau eines intelligenten \r\nMesssystems und einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt für Anlagenbetreiber \r\nmit einer installierten Leistung von mehr als 2 Kilowatt gem. § 29 Abs. 1 Nr. 2b i. V. m. § 30 \r\nAbs. 1 Nr. 4 MsbG-E vor.  \r\nDer BDEW lehnt die Absenkung der Leistungsgrenze bzw. die Ausweitung der Rolloutver\r\npflichtung für Anlagen mit einer Anlagenleistung zwischen 2 und 7 Kilowatt ab. \r\nEine pauschale Ausstattung dieser Anlagen ist im Kontext des Systemnutzens und der aktuel\r\nlen Geschwindigkeit des Pflichtrollouts in Frage zu stellen.  \r\nSeite 118 von 125 \r\nEine Erweiterung der Einbauverpflichtung für iMSys mit Steuerbarkeit auf Anlagen mit mehr \r\nals 2 kW führt zu einer erheblichen Ausweitung der Rolloutverpflichtung und ist zum aktuellen \r\nZeitpunkt weder zielführend noch sachgerecht. Diese Anlagen haben eine geringe Systemrele\r\nvanz. Die Ausstattung, insbesondere mit Steuerungseinrichtung sowie die Abbildung dieser in \r\nden komplexen Prozessen, verursacht jedoch enormen Aufwand bei geringem systemdienli\r\nchem Nutzen. Die Ausstattung kleinerer Anlagen kann ggf. später sinnvoll sein, wenn der \r\nRollout von iMSys weit fortgeschritten und die Steuerung über diese Infrastruktur etabliert ist, \r\naktuell jedoch noch nicht, auch aus wirtschaftlicher Sicht. Die Pflicht zur Ausstattung mit \r\niMSys und Steuerungseinrichtung sollte sich auf den bestehenden Rahmen des im MsbG defi\r\nnierten Pflichtrollouts fokussieren und konsequent fortgesetzt werden. Bestehende Rollout\r\nziele könnten durch die Ausweitung auf Kleinstanlagen gefährdet werden, insbesondere da \r\ndie vorgesehenen Umsetzungszeiträume mit Blick auf die verfügbaren Markt- und Installati\r\nonskapazitäten bereits jetzt ambitioniert sind. Anstatt die Einbauverpflichtung auszuweiten, \r\nsollte der Fokus auf weitere Skalierung und die Hebung der Messwertqualität der bisherigen \r\nPflichteinbaufälle gelegt werden. Sollten sich Kunden dennoch für den Einbau eines iMSys und \r\nSteuerungseinrichtung entscheiden, besteht grundsätzlich die Möglichkeit des Einbaus auf \r\nKundenwunsch. \r\nDie angedachte Änderung der Quotenregelung für den Einbau intelligenter Messsysteme und \r\nder Steuerungseinrichtungen von 90 Prozent installierter Leistung auf eine Prozentzahl an \r\nMessstellen für die Erzeugungsanlagen lehnt der BDEW ab. Zum einen nimmt sie dem Mess\r\nstellenbetreibern zusätzlich die Möglichkeit etwas flexibler zu agieren. Zwar ist die Quotenbe\r\nrechnung derzeit sehr komplex. Durch die parallele Ausweitung der Einbauverpflichtung auf \r\nErzeugungsanlagen ab 2 kW erhöht sich die Anzahl der auszustattenden Messstellen mit ge\r\nringer Systemrelevanz jedoch maßgeblich. Insbesondere beim Steuerungsrollout ist die instal\r\nlierte Leistung die maßgebliche Kennzahl. Im Sinne einer auch aus Systemsicht sinnvollen Prio\r\nrisierung sollten vor allem große Anlagen zuerst ausgestattet werden. Dies würde durch die \r\nBeibehaltung der installierten Leistung als Basis für die Quotenberechnung gefördert werden. \r\nBei der Umstellung auf die reine Anzahl der Messstellen besteht für den Messstellenbetreiber \r\nkein Anreiz, besonders systemrelevante Anlagen prioritär auszustatten, was dem mit der PV\r\nSpitzen-Novelle ausgerufenen Ziel des Steuerungsrollouts entgegensteht. Die Machbarkeit für \r\ndie verpflichteten Messstellenbetreiber sollte im Gesamtkontext der Änderungen geprüft wer\r\nden. \r\nEs ist wichtig, zwischen iMSys- und Steuerungsrollout zu differenzieren, da sich diese derzeit in \r\nsehr unterschiedlichen Entwicklungsstadien befinden. Der Steuerungsrollout sollte keinesfalls \r\nkomplexer werden und bevorzugt in vorbereiteten Neuanlagen umgesetzt werden. Dort kann \r\ner am schnellsten umgesetzt werden, so ist die Systemwirkung am größten. Die Nachrüstung \r\nSeite 119 von 125 \r\nvon Bestandsanlagen ist häufig herausfordernd aufgrund ungeeigneter Zählerplätze, fehlender \r\nKommunikationsanbindung oder fehlender technischer Schnittstellen. Der Aufwand, beste\r\nhende Kleinanlagen bis 7 kW nachträglich mit Steuerungstechnik auszurüsten steht in keinem \r\nVerhältnis zum zusätzlichen Nutzen, den diese Anlagen bringen. \r\nWichtig ist in diesem Zusammenhang auch darauf hinzuweisen, dass die Verknüpfung der \r\nQuote für das Jahr 2026 mit dem Einbau von iMSys und Steuerungseinrichtung dringend auf\r\ngehoben werden muss. Sollten die Steuerungseinrichtungen durch die Messstellenbetreiber \r\nverbaut werden müssen, ohne dass die Steuerung durch die Netzbetreiber möglich ist, würde \r\ndies die Kosten für die Steuerung deutlich erhöhen, denn der Anlagenbetreiber müsste dann \r\ntrotzdem zusätzlich die Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen ermöglichen. \r\nDiese Doppelausstattung wäre ineffizient und würde die Kosten deutlich und ohne Nutzen er\r\nhöhen. Der BDEW fordert daher seit 2024, die Verknüpfung von Messung über das iMSys und \r\ndie Steuerung über diese Technik für das Jahr 2026 bezogen auf die zu erreichende Ausstat\r\ntungsquote aufzuheben. Der Rollout mit intelligenten Messsystemen sollte aber unverändert \r\nvoranschreiten. \r\nAuf Folgendes wird grundsätzlich hingewiesen: Es ist dem Smart-Meter-Rollout in Deutschland \r\nnicht förderlich, wenn die gesetzgeberischen Vorgaben immer wieder angepasst und verän\r\ndert werden. Die Bundesrepublik Deutschland hat von Anfang an einen – auch im europäi\r\nschen Vergleich – besonders anspruchsvollen Weg gewählt und hohe Anforderungen gestellt. \r\nDieser Weg hat insbesondere aufgrund der hohen sicherheitstechnischen Anforderungen und \r\nder Sicherstellung eines hohen Schutzes von personenbezogenen Daten viel Zeit in Anspruch \r\ngenommen. Erst seit Kurzem ist ein Massenrollout möglich und die Unternehmen sind bereits \r\nin der Umsetzungsphase, so dass die Berücksichtigung neuer Anforderungen das weitere effi\r\nziente Vorgehen erschwert und somit den Rollout insgesamt verzögert. \r\nGleichzeitig enthält der Verordnungsvorschlag der Europäischen Kommission vom 17. Juli \r\n2026 (Novelle der Strombinnenmarktverordnung, um Stromrechnungen „zukunftssicher“ zu \r\nmachen) eine deutliche Erweiterung der Rollout-Verpflichtung. Damit müssten die gMSB auch \r\nfür Verbrauchsanlagen mit weniger als 6.000 kWh einen Rolloutquote von 50 Prozent bis Ende \r\n2031 und von 75 Prozent bis Ende 2034 erreicht haben. Diese Anlagen sind nach der bisheri\r\ngen Kosten-Nutzen-Analyse nicht für den Pflichtrollout vorgesehen, sondern dem Wahlrecht \r\ndes Kunden zugeordnet. Der Beschluss der Koalition von CDU/CSU und SPD im Bund vom 2. \r\nJuli 2026 („Ein Programm für Aufschwung und Beschäftigung“) sieht ebenfalls eine Erweite\r\nrung der Rollout-Pflicht vor. So sollen die Ziele bis Ende 2030 (statt 2032) erreicht werden und \r\nes soll einen „Smart Meter Light“ für Endverbraucher < 6.000 kWh geben. \r\nWird zusätzlich der Rollout auf Kleinanlagen von 2 bis 7 kW erweitert, wird die Erreichung der \r\nZiele schon aus ganz praktischen Erwägungen erschwert (Verfügbarkeit der Kapazitäten bei \r\nSeite 120 von 125 \r\nPersonal und Material). Der BDEW plädiert daher dafür, eine Anpassung der Rolloutziele im \r\nGesamtkontext zu diskutieren und nur nach Prüfung der praktischen Umsetzbarkeit gesetzge\r\nberisch vorzuschreiben. \r\n28. Änderungen in der Erneuerbare-Energien-Verordnung (Art. 4) \r\nDie Voraussetzungen für die limitierte Vermarktung – also die Anpassung der Einspeiseleis\r\ntung von Anlagen, die nicht direktvermarktet werden, auf Anweisung des ÜNB durch den VNB \r\nwerden durch den Gesetzentwurf angepasst, sodass in Zukunft der Fall der limitierten Ver\r\nmarktung deutlich öfter auftreten kann. Der Übertragungsnetzbetreiber hat danach die nach \r\naktueller Prognose vorhergesagte viertelstündliche Einspeisung von Strommengen aus fern\r\nsteuerbaren Anlagen über eine marktgekoppelte Auktion vollständig zu preislimitierten Gebo\r\nten in Höhe von mindestens -50 Euro und höchstens -10 Euro pro Megawattstunde am Day\r\nAhead-Markt einer Strombörse zu vermarkten. \r\nBDEW-Bewertung:  \r\nDer BDEW begrüßt eine Anhebung der Preislimits mit dem Ziel, die Kosten der Förderung Er\r\nneuerbarer Energien zu senken. Der BDEW empfiehlt die Vorgaben zur Preislimitierten Ver\r\nmarktung so anzupassen, dass weiterhin wirtschaftliche Anreize zur Verbesserung der Steuer\r\nbarkeit von direkt vermarkteten Anlagen bestehen und gleichzeitig Transaktionskosten bei der \r\nAbregelung von Anlagen in festen Einspeisevergütung berücksichtigt werden können. Darüber \r\nhinaus empfiehlt der BDEW, Herausforderungen im System- und Netzbetrieb bei der Preisset\r\nzung berücksichtigen zu dürfen. Hierzu schlägt der BDEW vor, dass eine beliebige Anzahl wirt\r\nschaftlich nachvollziehbarer Gebote (Tranchen) innerhalb eines gesetzlich festgelegten Be\r\nreichs preislimitiert gehandelt werden müssen. Der gesetzlich festgelegte Bereich sollte so ge\r\nwählt werden, dass einerseits die Kosten der Förderung der Erneuerbaren Energien so weit \r\nwie möglich gesenkt werden und auf der anderen Seite weiterhin ausreichend Anreize für die \r\nAbregelung in der Direktvermarktung erhalten bleiben. Aus Sicht des BDEW könnte beispiels\r\nweise ein Bereich von -20 Euro pro Megawattstunde bis -100 Euro pro Megawattstunde ge\r\nwählt werden. Der derzeit enthaltene Bereich von -10 Euro (bzw. -50 Euro bis -10 Euro in der \r\nÜbergangszeit bis Ende 2028) erscheint daher zu hoch. \r\nDer Verkauf von Strom bei negativen Preisen führt grundsätzlich zu einer Belastung des EEG\r\nKontos und damit zu einer Belastung der Steuerzahler. Daher ist eine Anhebung der Preislimits \r\neine sinnvolle Maßnahme, um die Bezahlbarkeit zu unterstützen. Gleichzeitig können im Rah\r\nmen der Abregelung Transaktionskosten entstehen, welche die Einsparungen bei Stromprei\r\nsen nahe 0 Euro pro Megawattstunde möglicherweise wieder aufzehren. Diese Kosten können \r\nSeite 121 von 125 \r\nje nach Tranche unterschiedlich und im zeitlichen Verlauf variabel sein. Daher ist es nicht sinn\r\nvoll, weitere Vorgaben in der Erneuerbaren-Energien-Verordnung zu machen. \r\nWeiterhin sieht der BDEW es als notwendig an, eine Vermarktung in einer beliebigen Anzahl \r\nwirtschaftlich nachvollziehbarer Tranchen anstelle von fest vorgegebenen Tranchen ab 2027 \r\nund auch über 2028 hinaus durchzuführen. Einerseits können dadurch wirtschaftlich nach\r\nvollziehbare Gebote (Transaktionskosten) erstellt werden, zum anderen können dadurch bei \r\nBedarf Anforderungen aus dem Netz- und Systembetrieb berücksichtigt werden. Dazu zählen \r\ninsbesondere die Vermeidung von Engpässen und Systembilanzproblemen durch eine gezielte \r\nSteuerung der örtlichen und zeitlichen Abregelung. \r\n29. Juristische Änderungen im EnFG \r\nIm Rahmen des EnFG sollten  \r\n› die Mitteilungspflicht eines „Unternehmens in Schwierigkeiten“ gestrichen werden (nach\r\nfolgend unter Nr. 29.1),  \r\n› die Nachweise für die Privilegierung elektrischer Wärmepumpen vereinfacht werden (nach\r\nfolgend unter Nr. 29.2),  \r\n› die Änderungen bei den ÜNB-Mitteilungspflichten nach § 51 EnFG-E überprüft werden \r\n(nachfolgend unter Nr. 29.3),  \r\n› die Umlagebefreiung für Netzverluste nach § 21 Abs. 6 EnFG angepasst werden (nachfol\r\ngend unter Nr. 29.4) und  \r\n› die Inbetriebnahmefrist für die Umlagebefreiung bei der Herstellung von grünem Wasser\r\nstoff (§ 25 Absatz 2 EnFG) verlängert werden (nachfolgend unter Nr. 29.5).  \r\n29.1 Streichung der Mitteilungspflicht eines „Unternehmens in Schwierigkeiten“ \r\nAchtung, Bürokratie! \r\nSämtliche der EnFG-Privilegien sind nur dann anwendbar, wenn der privilegierte Netznutzer \r\nkein „Unternehmen in Schwierigkeiten“ ist oder wenn gegen ihn keine offenen Rückforde\r\nrungsansprüche aufgrund eines Beschlusses der Europäischen Kommission zur Feststellung \r\nder Unzulässigkeit einer Beihilfe und ihrer Unvereinbarkeit mit dem europäischen Binnen\r\nmarkt bestehen. Diese Anforderung resultiert aus dem EU-Beihilferecht.  \r\nDer EuGH hatte nun mit Urteil vom 9. Juli 2026 (RS. C-242/24 P) festgestellt, dass die Privile\r\ngien nach dem KWKG 2020 keine staatlichen Beihilfen darstellen, da sie allein zwischen Privat\r\nrechtssubjekten abgewickelt werden, und für die Netzbetreiber keine Weitergabepflicht der \r\nSeite 122 von 125 \r\nUmlagen besteht. Dies trifft gleichermaßen auf sämtliche EnFG-Privilegierungen zu. Deshalb \r\nhatte der Gesetzgeber den beihilferechtlichen Vorbehalt im EnFG bereits gestrichen.  \r\nKonsequenterweise fordert der BDEW für sämtliche EnFG-Privilegierungstatbestände die \r\nStreichung der Anforderungen, dass der Privilegierte kein „Unternehmen in Schwierigkei\r\nten“ sein darf und dass gegen ihn keine offenen Rückforderungsansprüche aufgrund eines \r\nBeschlusses der Europäischen Kommission zur Feststellung der Unzulässigkeit einer Beihilfe \r\nund ihrer Unvereinbarkeit mit dem europäischen Binnenmarkt bestehen dürfen. In der Pra\r\nxis ist die Erhebung dieser Informationen arbeitsintensiv, und bindet dementsprechend Ar\r\nbeitskraft beim betroffenen Netzbetreiber. Da diese Erhebung rechtlich nun nicht mehr not\r\nwendig ist, sind die entsprechenden gesetzlichen Anforderungen obsolet und können gestri\r\nchen werden.  \r\n29.2 Vereinfachung der Nachweise für die Privilegierung elektrischer Wärmepumpen \r\nDies betrifft u.a. § 22 Abs. 2 EnFG, die Privilegierung des Verbrauchs elektrischer Wärmepum\r\npen. § 22 Abs. 2 EnFG kann und sollte dementsprechend gestrichen werden: \r\n„(2) Absatz 1 ist nicht anzuwenden auf Netzentnahmen zum Verbrauch durch Betreiber \r\nvon elektrisch angetriebenen Wärmepumpen, \r\n1. die ein Unternehmen in Schwierigkeiten sind oder \r\n2. gegen die offene Rückforderungsansprüche aufgrund eines Beschlusses der Europäi\r\nschen Kommission zur Feststellung der Unzulässigkeit einer Beihilfe und ihrer Unvereinbar\r\nkeit mit dem europäischen Binnenmarkt bestehen.“ \r\nZudem spricht sich der BDEW darüber hinaus für eine administrative Vereinfachung der Wär\r\nmepumpenprivilegierung nach § 22 in Verbindung mit § 55 EnFG aus. Nicht nur kann als Folge\r\nänderung der Nachweis für beihilferechtlich relevante Sachverhalte in den Mitteilungspflich\r\nten nach § 52 Abs. 1 EnFG entfallen: \r\n„(1) Netznutzer, die für eine Netzentnahme eine Verringerung der Umlagen nach die\r\nsem Gesetz in Anspruch nehmen wollen, müssen dem zur Erhebung der Umlagen be\r\nrechtigten Netzbetreiber unverzüglich folgende Angaben mitteilen: \r\n1. die Angabe, ob und auf welcher Grundlage sich die Umlagen für Netzentnahmemen\r\ngen an einer bestimmten Entnahmestelle verringern, und \r\n2. die Angabe, ob es sich bei dem Letztverbraucher, zu dessen Verbrauch die Netzent\r\nnahme mit verringerter Umlagenpflicht erfolgt, um ein Unternehmen in Schwierigkei\r\nten handelt, \r\nSeite 123 von 125 \r\n3. die Angabe, ob gegen den Letztverbraucher, zu dessen Verbrauch die Netzentnahme \r\nmit verringerter Umlagenpflicht erfolgt, offene Rückforderungsansprüche aufgrund ei\r\nnes Beschlusses der Europäischen Kommission zur Feststellung der Unzulässigkeit einer \r\nBeihilfe und ihrer Unvereinbarkeit mit dem Europäischen Binnenmarkt bestehen, und \r\n4. Änderungen, die für die Beurteilung, ob die Voraussetzungen einer Verringerung der \r\nUmlagen nach den Nummern 1 bis 3 weiterhin vorliegen, relevant sind oder sein kön\r\nnen, sowie der Zeitpunkt, zu dem die Änderungen eingetreten sind.“ \r\nDer weitere prozessuale und systemtechnische Aufwand für Netzbetreiber und Lieferanten \r\nsteht außerdem in keinem angemessenen Verhältnis zum Nutzen der Regelung. Hierzu sollten \r\ndie jährlichen Datenmeldungen nach § 52 Abs. 2 EnFG vollständig entfallen, da die nach § 22 \r\nEnFG über einen eigenen Zählpunkt erfassten, privilegierten Wärmepumpen-Strommengen \r\nden Netzbetreibern bereits aus den regulären Mess- und Abrechnungsprozessen vorliegen \r\nund die Meldung keinen zusätzlichen Erkenntnisgewinn bietet.  Die prozessuale Umsetzung \r\nder Inanspruchnahme der Privilegierung sollte möglichst einfach und aufwandsarm ausgestal\r\ntet werden. Dabei sollte geprüft werden, inwieweit eine einmalige Mitteilung der für die Privi\r\nlegierung erforderlichen Informationen mit einer Fortgeltung bis zu einer Änderung oder Be\r\nendigung des Sachverhalts ermöglicht werden kann. Die konkrete Ausgestaltung innerhalb der \r\nMarktkommunikationsprozesse sowie gegebenenfalls erforderliche Mechanismen zur eindeu\r\ntigen Zuordnung zusammengehöriger Meldungen sollten im Rahmen der weiteren fachlichen \r\nund prozessualen Abstimmung festgelegt werden. \r\n29.3 Änderungen bei den ÜNB-Mitteilungspflichten nach § 51 EnFG-E \r\nDer Regierungsentwurf sieht in § 51 Abs. 1 Nr. 3 c) EnFG-E die Mitteilungspflicht der ÜNB für \r\nden Abzugsbetrag für die Netzbetreiberabnahme vor, der sich wiederum nach Anlage 1 Nr. 9.5 \r\nEnFG-E berechnen soll. Der BDEW verweist insoweit auf seine vorstehenden Darstellungen un\r\nter Nr. 3.2.  \r\n29.4 Änderungen bei der Umlagebefreiung für Netzverluste nach § 21 Abs. 6 EnFG \r\nGemäß § 21 Abs. 6 EnFG sind Netzentnahmen zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzver\r\nluste als Verlustenergie nach § 10 der Stromnetzentgeltverordnung durch Betreiber eines Net\r\nzes für die allgemeine Versorgung im Sinn des § 3 Nummer 17 des Energiewirtschaftsgesetzes \r\n(neu: § 3 Nr. 36 EnWG-E) von der Zahlung von Umlagen befreit. Diese Einschränkung auf Be\r\ntreiber eines Netzes für die allgemeine Versorgung ist aus Sicht des BDEW nicht nachvollzieh\r\nbar. Sowohl der vorherige Rechtsrahmen zu Erhebung von Umlagen als auch alle anderen Re\r\ngelungen des EnFG stellen Betreiber von Netzen der allgemeinen Versorgung und Betreiber \r\nvon geschlossenen Verteilnetzen gleich.  \r\nSeite 124 von 125 \r\nDabei weist der BDEW darauf hin, dass die Netzentnahme aus dem eigenen Netz keine umla\r\ngepflichtige Netzentnahme darstellt, da der Netzbetreiber kein „Netznutzer“ seines eigenen \r\nNetzes ist. Hierzu regt der BDEW eine flankierende Klarstellung in § 2 Nr. 9 EnFG an. \r\n„(6) Der Anspruch auf Zahlung der Umlagen verringert sich ferner für die Netzent\r\nnahme von Strom auf null, der an den Betreiber eines Netzes für die allgemeine Versor\r\ngung im Sinn des § 3 Nummer 17 des Energiewirtschaftsgesetzes Betreiber von Elektri\r\nzitätsverteilernetzen im Sinn des § 3 Nummer 8 des Energiewirtschaftsgesetzes zum \r\nAusgleich physikalisch bedingter Netzverluste als Verlustenergie nach § 10 der Strom\r\nnetzentgeltverordnung geliefert wird.“  \r\nZudem schlägt der BDEW folgende Klarstellung in § 2 Nr. 9 EnFG vor:  \r\n„Netzentnahme“ die Entnahme von elektrischer Energie aus einem fremden Elektrizitäts\r\nversorgungsnetz mit Ausnahme der Entnahme der jeweils nachgelagerten Netzebene,“ \r\n29.5 Verlängerung der Inbetriebnahmefrist für die Umlagebefreiung bei der Herstellung \r\nvon grünem Wasserstoff (§ 25 Absatz 2 EnFG)  \r\nDie in § 25 EnFG vorgesehene Umlagebefreiung für Strom, der zur Herstellung von grünem \r\nWasserstoff eingesetzt wird, sollte über das Jahr 2029 hinaus für neue Elektrolyseanlagen ge\r\nöffnet bleiben. Nach geltendem Recht ist die Befreiung von der Kraft-Wärme-Kopplungs-Um\r\nlage und der Offshore-Netzumlage auf Einrichtungen beschränkt, die vor dem 1. Januar 2030 \r\nin Betrieb genommen werden. \r\nDiese Frist wird dem inzwischen deutlich verzögerten Wasserstoffhochlauf sowie den langen \r\nPlanungs-, Genehmigungs-, Finanzierungs- und Netzanschlusszeiträumen größerer Elektroly\r\nseprojekte nicht mehr gerecht. Zahlreiche Projekte, die für den Aufbau heimischer Elektrolyse\r\nkapazitäten und die Entwicklung eines Wasserstoffmarktes erforderlich sind, werden voraus\r\nsichtlich erst nach 2029 in Betrieb gehen. Die derzeitige Stichtagsregelung würde dadurch \r\nwirtschaftlich vergleichbare Projekte allein aufgrund ihres Inbetriebnahmezeitpunkts unter\r\nschiedlich behandeln und bereits vor 2030 die Investitionssicherheit beeinträchtigen. \r\nEine Verlängerung der Inbetriebnahmefrist bis zum 1. Januar 2035 sollte geprüft werden. Da\r\nmit würde die ursprüngliche Zielsetzung der Regelung fortgeführt, den Hochlauf der grünen \r\nWasserstofferzeugung durch eine Begrenzung regulatorisch bedingter Stromkosten zu unter\r\nstützen. Zugleich würde vermieden, dass Verzögerungen, die beispielsweise aus langwierigen \r\nNetzanschluss- oder Genehmigungsverfahren resultieren, zum vollständigen Verlust der Umla\r\ngebefreiung führen. \r\nSeite 125 von 125 \r\n30. Juristische Änderungen im KWK-Gesetz \r\nJenseits des EEG müssen noch folgende Änderungen im KWK-Gesetz durch Einfügung eines \r\ngesonderten Artikels im Gesetz durchgeführt werden:  \r\n30.1 Übergangsregelung für Einsatzstoffänderung nach § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG  \r\nzu flüssiger Biomasse \r\nAufgrund des am 1. April 2025 in Kraft getretenen „KWKG-Änderungsgesetzes 2025“ ist nach § \r\n6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG nur noch der Einsatz von „nicht fossilen flüssigen Brennstoffen“ zu\r\nlässig. Obwohl in der Begründung des „KWKG-Änderungsgesetzes 2025“ von einer Übergangs\r\nregelung für Bestandsanlagen gesprochen wird, fehlt diese im Gesetzeswortlaut. Daher muss \r\n§ 35 Abs. 19 KWKG wie folgt geändert werden:  \r\n„(19) § 6 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 und Nummer 2, § 7 Absatz 5 Satz 2, § 15 Absatz 4 Satz \r\n3, § 18 Absatz 1 und 2, § 22 Absatz 1 und 2 und § 35 Absatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum \r\nAblauf des 31. März 2025 geltenden Fassung sind anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf \r\nneue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem 1. April 2025 im Fall von \r\nKWK-Anlagen erstmals den Dauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Moder\r\nnisierung wieder aufgenommen haben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in \r\nBetrieb genommen wurden.“ \r\n30.2 Abgrenzung der Negative-Preise-Regelung zu den förderfähigen kalenderjährlichen \r\nVollbenutzungsstunden \r\nWeiterhin ist unklar, wie die KWK-Strommengen während der Negative-Preise-Zeiten zu den \r\nförderfähigen kalenderjährlichen Vollbenutzungsstunden abgegrenzt werden, und wie sich \r\ndies in den Mitteilungspflichten nach § 15 Abs. 4 KWKG niederschlägt. Es ist insbesondere \r\nunklar,  \r\n› ob die Zählung der förderfähigen Vollbenutzungsstunden eines Kalenderjahres zu Beginn \r\ndesselben zu laufen beginnt, und dann ohne Rücksicht auf Negative-Preise-Zeiten,  \r\n› ob KWK-Anlagenbetreiber berechtigt sind, die förderfähigen Vollbenutzungsstunden inner\r\nhalb eines Kalenderjahres zu verteilen, und  \r\n› wie angesichts der Streichung der 50 kW-Schwelle im ehemaligen § 7 Abs. 4 Satz 2 KWKG \r\nfür die Anwendung der Negative-Preise-Regelung mit KWK-Anlagen zu verfahren ist, die \r\nweder eine registrierende Leistungsmessung noch ein iMSys haben und bei denen folglich \r\nNegative-Preise-Zeiten keiner konkreten Strommenge zugeordnet werden können.  \r\nZur Erreichung von Rechtssicherheit für Anlagen- und Netzbetreiber bei der korrekten Ab\r\nrechnung der KWKG-Förderung ist hier eine gesetzliche Klarstellung erforderlich.  \r\nSeite 126 von 125 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-09-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024886","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zu Schutzmaßnahmen für kornorientierten Elektrostahl (GOES) zur Sicherung der Transformatorenversorgung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/dd/15/752691/Stellungnahme-Gutachten-SG2606080031.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW · Reinhardtstraße 32 · 10117 Berlin \r\nBundesministerin für Wirtschaft und Energie \r\nFrau Katherina Reiche \r\nScharnhorststraße 34-37 \r\n10115 Berlin \r\nSchutzmaßnahmen für kornorientierten Elektrostahl \r\nSehr geehrte Frau Bundesministerin,  \r\nResilienz ist neben Klimaneutralität und Kosteneffizienz die zentrale \r\nGröße, auf die wir nicht nur unser Energiesystem, sondern auch unsere \r\nWirtschaft und Gesellschaft einstellen müssen. Dass die Europäische Kom\r\nmission in der neuen geopolitischen Realität ein wachsames Auge auf den \r\nErhalt von Kapazitäten von Schlüsselindustrien in Europa und die Siche\r\nrung von Lieferketten hat, begrüßen wir als BDEW.  \r\nAuch die laufende Prüfung von Schutzmaßnahmen für kornorientierten \r\nElektrostahl (GOES) ist nachvollziehbar. Entscheidend ist dabei aber ein \r\nganzheitlicher Blick über alle Wertschöpfungsstufen: GOES ist der zentrale \r\nGrundstoff für Transformatoren. Für das Gelingen der Energiewende muss \r\ner unseren Herstellern in ausreichenden Mengen und ausreichender Qua\r\nlität zur Verfügung stehen. Wenn die Importe sich von GOES als Vorpro\r\ndukt hin zu den fertigen Transformatoren verlagern, verliert der Industrie\r\nstandort, ohne dass wir an Resilienz gewinnen.  \r\nBerlin, 2. Juni 2026 \r\nES \r\nKerstin Andreae  \r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung  \r\nMitglied des Präsidiums \r\nTelefon: +49 30 300199-1000 \r\nTelefax: +49 30 300199-3000 \r\nKerstin.Andreae@bdew.de  \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32 \r\n10117 Berlin \r\nHauptgeschäftsführung \r\nKerstin Andreae (Vorsitzende) \r\nAndrees Gentzsch \r\nDr. Kirsten Westphal \r\nMartin Weyand \r\nUSt-IdNr: DE 814902527  \r\nAmtsgericht Charlottenburg \r\nVR 26587 B \r\nBDEW-Vertretung bei der EU  \r\nAvenue de Cortenbergh 52 \r\n1000 Brüssel \r\nBelgien \r\nBankverbindung \r\nBerliner Volksbank \r\nIBAN: DE80 1009 0000 8848 0410 00 \r\nBIC: BEVODEBB \r\nSeite 1 von 2 \r\nDas Positionspapier von Siemens Energy bietet eine gute Basis für einen \r\ndifferenzierten Angang, um die heimische Stahlindustrie zu stärken, ohne \r\ndie Energiewende zu gefährden. \r\nMit freundlichen Grüßen \r\nKerstin Andreae \r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung \r\nMitglied des Präsidiums  \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen \r\nUnternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel \r\nder Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex \r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer \r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\nSeite 2 von 2 \r\n20457441380-38 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025072","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Novelle des Energieeffizienzgesetzes und des EDL-G","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fd/c0/810670/Stellungnahme-Gutachten-SG2607100003.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 30. Juni 2026 \r\nStellungnahme \r\nZum Entwurf eines Gesetzes \r\nzur Beschleunigung der Um\r\nsetzung der Energieeffizienz\r\nrichtline \r\nAktualisiert 29.06.2026 - Kabinettsfassung \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über \r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein \r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32 \r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nZum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtline \r\n1 Einleitung \r\nDer BDEW begrüßt die Anpassung der Regelungen des EnEfG an das von der europäischen \r\nEnergieeffizienzrichtlinie vorgegebene Niveau. Ein europäischen Level-Playing-Field verbessert \r\nnicht nur die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie, sondern stärkt auch die Position \r\nder europäischen Wirtschaft im globalen Wettbewerb.  \r\nDie Anpassung des Rechtsrahmens für die Energieeffizienz trägt, nicht zuletzt auch durch die \r\nRückführung auf das europäische Niveau, deutlich zur Entbürokratisierung für die deutsche \r\nWirtschaft bei. Dennoch bleibt auch bei den weiter bestehenden Kontroll- und Berichtspflich\r\nten zu prüfen, ob dem bürokratischen Aufwand ein angemessener Effizienznutzen entgegen\r\nsteht. Dies gilt umso mehr vor dem Hintergrund, dass die Bundesregierung mit dem Koaliti\r\nonsvertrag, mit der Modernisierungsagenda und auch mit der föderalen Modernisierungsa\r\ngenda entscheidende Schritte für modernere Prozesse und weniger Bürokratie gehen will. \r\nFür Unternehmen, die zukünftig nicht mehr unter die Energie- oder Umweltmanagement\r\npflicht fallen, besteht zukünftig die Auditpflicht nach § 8 EDL-G, um eine regelmäßige Überprü\r\nfung auf Energieeffizienzpotenziale sicher zu stellen. Für diese Unternehmen sollten zudem \r\nalternative Anreizsysteme entwickelt werden, bereits eingeführte Managementsysteme beizu\r\nbehalten. Insbesondere Energieeffizienz- und Klimaschutznetzwerke unterstützen die freiwilli\r\ngen Bestrebungen der teilnehmenden Unternehmen nach mehr Energieeffizienz und Fortfüh\r\nrung von Managementsystemen. Der BDEW beteiligt sich gerne auch an der Entwicklung wei\r\nterer Anreizsysteme. \r\nAllerdings bedauert der BDEW, dass die Bundesregierung die Chance einer parallelen Novelle \r\nvon EnEfG und EDL-G nicht genutzt hat, um beide Gesetze zu einem Energieeffizienz- und \r\nEnergiedienstleistungsgesetz zusammenzuführen. Beide Gesetze dienen in erster Linie der \r\nUmsetzung von Artikel 11 EED und beziehen sich bei Reglungsinhalten aufeinander. Eine Zu\r\nsammenführung hätte für alle betroffenen Akteure zu einer Vereinfachung geführt. So besteht \r\nnach wie vor die Gefahr, dass es bei zukünftigen Novellen zu nicht konsistenten Regelungen \r\nkommt. \r\nBereits in der Vergangenheit hatte der BDEW mehrfach auf die mangelhafte Berücksichtigung \r\nder Anforderungen an die Unternehmen der kritischen Infrastruktur KRITIS hingewiesen. Auch \r\nim aktuellen Gesetzentwurf sind diese nicht berücksichtigt. Der BDEW weist nochmal darauf \r\nhin, dass dem Schutz der kritischen Infrastrukturen, auch angesichts der Ereignisse und Bedro\r\nhungen der letzten Monate und Jahre, noch zu wenig Bedeutung beigemessen wird. Nicht zu\r\nletzt die Berichts- und Informationspflichten aus diesen Gesetzen stehen zum Teil den KRITIS\r\nAnforderungen entgegen. \r\nSeite 2 von 7 \r\nwww.bdew.de \r\nZum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtline \r\n2 Anmerkungen im Einzelnen \r\nArtikel 1 Energieeffizienzgesetzgesetz \r\n§ 2 Begriffsbestimmungen \r\n. \r\nNr. 16 öffentliche Einrichtungen: Der BDEW begrüßt die Klarstellung des Begriffs der öffentli\r\nchen Einrichtungen gegenüber dem aktuellen Begriff der “öffentlichen Stellen”, der zu Miss\r\nverständnissen bei der Anwendung des Gesetzes geführt hat.  \r\n§ 8 verpflichtet Unternehmen zur Einführung von Energie- oder Umweltmanagementsyste\r\nmen. Es fehlt aber eine Definition für den Unternehmensbegriff im Sinne dieses Gesetzes. Der \r\nBDEW schlägt vor, die Definition aus dem BAFA-Merkblatt zum Energieeffizienzgesetz in das \r\nGesetz zu übernehmen. Diese Definition sollte auch in das EDL-G übertragen werden: \r\n23. Das verpflichtete Unternehmen ist die kleinste rechtlich selbständige Einheit, die aus handels- \r\nund/oder steuerrechtlichen Gründen Bücher führt und bilanziert, einschließlich ihrer unselbstständi\r\ngen Standorte wie Zweigniederlassungen und Filialen. \r\nIn § 16 Absatz 1 wird der Begriff des Gesamtenergieinput verwendet. Seine Anwendung ist \r\nnicht nur im allgemeinen Sprachgebrauch ungewöhnlihc, zumal in Verbindung mit der Leis\r\ntungseinheit Megawatt. Daher sollte der Begriff hier definiert werden. \r\n§ 16 verpflichtet Betreiber von Energieversorgungseinrichtungen zu Kosten-Nutzen-Analysen. \r\nEs fehlt allerdings die Definition einer Energieversorgungseinrichtung im Sinne dieses Geset\r\nzes. Auch eine Versorgungsinfrastruktur, also Strom- Gas- oder Wärmenetze, dienen der Ener\r\ngieversorgung, sie können aber mit § 16 nicht gemeint sein:  \r\n24. Energieversorgungseinrichtungen sind Energieumwandlungsanlagen zur Erzeugung von Strom, \r\nWärme oder Dampf. \r\n§ 5 Grundsatz Energieeffizienz an erster Stelle \r\nDie Einführung des Grundsatzes der Energieeffizienz an erster Stelle setzt die Vorgabe aus Ar\r\ntikel 3 der Energieeffizienzrichtlinie um. In der Praxis führt er jedoch in erster Linie zu zusätzli\r\nchem Bürokratieaufwuchs und weiterer Umsetzungsverzögerung bei größeren Projekten mit \r\nund ohne Energiebezug.  \r\nBei den Projektierungen in den angesprochenen Größenordnungen finden Wirtschaftlichkeits\r\nprüfungen, die auch den Endenergieeinsatz berücksichtigen, auch ohne gesetzliche Vorgaben \r\nstatt. Andererseits stehen gerade bei energiesystembezogenen Planungs- und Investitionsent\r\nscheidungen immer mehrere Projektziele im Fokus der Planung, nicht zuletzt Bezahlbarkeit, \r\nUmweltverträglichkeit und in erster Linie Versorgungssicherheit. Diese dürfen nicht hinter \r\nSeite 3 von 7 \r\nwww.bdew.de \r\nZum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtline \r\ndem Ziel Energieeffizienz zurückstehen. Eine Forderung “Effizienz zuerst” ist somit in der Reali\r\ntät nicht umsetzbar. \r\n§ 8 Einrichtung von Energie- oder Umweltmanagementsystemen \r\nDer BDEW begrüßt die Anhebung der Schwelle für die Verpflichtung zur Einführung eines \r\nEnergie- oder Umweltmanagementsystems auf das von der Europäischen Effizienzrichtlinie \r\nvorgegebene Niveau. Der BDEW schlägt vor, ergänzend Anreizsysteme zu entwickeln, um auch \r\nUnternehmen unterhalb dieser Schwelle, bei denen die Einführung eines Managementsys\r\ntems sinnvoll ist, dazu anzureizen. Hier können auch die Energie- und Klimaschutznetzwerke \r\nunterstützen. \r\n§ 9 Umsetzungspläne \r\nDer BDEW begrüßt die Abschaffung der Pflicht zur Bestätigung der Umsetzungspläne aus\r\ndrücklich als Beitrag zur Entbürokratisierung und Verschlankung der Vorgaben aus diesem Ge\r\nsetz für die Unternehmen. Zudem entfällt ein unnötiger Kostentreiber für die Unternehmen. \r\nAbsatz 5 definiert Ausnahmen von den Veröffentlichungspflichten nach den Absätzen 1 und 4. \r\nNicht erwähnt sind hierbei die Unternehmen, die nach dem KRITIS-Dachgesetz Betreiber kriti\r\nscher Anlagen sind. Zu Klarstellung sollten diese Unternehmen generell von den Veröffentli\r\nchungspflichten für Umsetzungspläne ausgenommen werden, da damit sicherheitsrelevante \r\nInformationen verbunden sein können.  \r\n(5) Ausgenommen von der Pflicht zur Veröffentlichung nach Absatz 1 und Absatz 4 sind Informationen, \r\ndie nationalen oder europäischen Vorschriften zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen \r\noder der Vertraulichkeit unterliegen. Unternehmen, die nach dem KRITIS-Dachgesetz Betreiber kriti\r\nscher Anlagen sind, sind von den Veröffentlichungspflichten nach den Absätzen 1 und 4 ausgenom\r\nmen. \r\n§11 Energieeffiziente Rechenzentren \r\nDer Entwurf verfolgt das Ziel, Energieeffizienz (PUE), erneuerbare Stromversorgung sowie die \r\nNutzung von Abwärme verbindlich zu stärken. Die Nutzung von Abwärme aus Rechenzentren \r\nkann ein wichtiger Baustein bei der Dekarbonisierung der Wärmeversorgung sein. Sie bringt \r\naber immer auch die Gefahr eines Nutzungskonflikts um Stromnetzkapazitäten in Ballungsräu\r\nmen. Hier muss das Gesetzt den Ausgleich finden zwischen obligatorischer Prüfung einer mög\r\nlichen Nutzung und genügender Flexibilität für den Einzelfall. \r\nSeite 4 von 7 \r\nwww.bdew.de \r\nZum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtline \r\nBesonders positiv ist der grundsätzliche Vorrang der Abwärmenutzung sowie die Einbindung \r\nvon Wärmenetzen als Systempartner zu sehen. Grenzwerte zur Wiederverwendung eingesetz\r\nter Energie können die Abwärmenutzung anreizen und tragen zusätzlich zur Entlastung des \r\nStromnetzes bei. \r\nUnabhängig von einer tatsächlich aktuellen Abnahmemöglichkeit von Abwärme sollten neue \r\nRechenzentren so konzipiert sein, dass auch nachträglich eine Abwärmenutzung durch Dritte \r\nmöglich ist (Abwärmenutzungs-Readyness): \r\n(2) Nr. 3. Neue Rechenzentren müssen so konzipiert werden, dass eine Abwärmenutzung technisch \r\nvorbereitet und zukünftig möglich ist. Dies umfasst insbesondere die Möglichkeit der Einrichtung einer \r\nWärmeübergabestation inkl. Wärmetauscher bis zur Grundstücksgrenze, sodass eine spätere Anbin\r\ndung an ein Wärmenetz möglich ist. \r\nDer Absatz 5 fordert von Betreibern von Informationstechnik mit einer installierten Leistung \r\nder Informationstechnik von 50 kW, ein Energie- oder Umweltmanagementsystem zu erfüllen. \r\nDer BDEW geht davon aus, dass es sich um einen redaktionellen Fehler handelt, die Schwelle \r\nvon 50 kW ist viel zu niedrig für eine Verpflichtung zu einem Energie- oder Umweltmanage\r\nmentsystem. Zumindest die bisherige Grenze von 500 kW sollte nicht unterschritten werden. \r\n§ 13 Informationspflichten für Rechenzentrumsbetreiber \r\nAuch in der Ergänzung zu § 3 Abs 1 fehlt der Hinweis auf Betreiber kritischer Anlagen, er sollte \r\ndaher wie folgt ergänzt werden: \r\nVon der Pflicht zur Veröffentlichung ausgenommen sind Informationen, die dem Unionsrecht oder \r\ndem nationalen Recht zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen und der Vertraulichkeit \r\nunterliegen sowie Unternehmen, die nach dem KRITIS-Dachgesetz Betreiber kritischer Anlagen sind. \r\n§ 15 Information und Beratung im Kundenverhältnis \r\nIn den übersandten Dokumenten besteht eine Diskrepanz zwischen der Synopse und dem Re\r\nferentenentwurf. Nach der Synopse wird der § 15 gestrichen. Dies würde der BDEW ausdrück\r\nlich unterstützen. Im Referentenentwurf ist diese Streichung nicht erfolgt. Wenn eine Strei\r\nchung nicht beabsichtigt ist, sollte im Zuge der Novelle der § 15 EnEfG angepasst werden.  \r\n§ 15 EnEfG fordert in der aktuellen Fassung zur proaktiven Mitteilung direkt zuzuordnender \r\nEnergieverbräuche an die Kunden auf. Im Sinne einer angestrebten Entbürokratisierung der \r\ngesetzlichen Vorgaben sollte hier zumindest eine bedarfsgerechte Information vorgesehen \r\nwerden, d.h. die Information wird nur auf Anforderung des Kunden übermittelt: \r\nSeite 5 von 7 \r\nwww.bdew.de \r\nZum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtline \r\n§ 15 Bieten Betreiber von Rechenzentren Dienstleistungen für Dritte (Kunden) an, so sind die Betreiber \r\nab dem 1. Januar 2024 dazu verpflichtet, die direkt den Kunden zuzuordnenden Energieverbräuche pro \r\nJahr auf Anforderung der Kunden gegenüber diesen Kunden darzustellen. \r\n§ 16 Vermeidung und Verwendung von Abwärme; Kosten-Nutzen-Analyse \r\n§16 Abs. 1 und 2 fordern von betroffenen Unternehmen eine Kosten-Nutzen-Analyse ab 8 \r\nbzw. 7 Megawatt Gesamtenergieinput. Wenn tatsächlich die Energiemenge (Arbeit) das Krite\r\nrium ist, muss hier die korrekte Einheit, Megawattstunden, gewählt werden, gemeint ist dann \r\nvermutlich aber Gigawattstunde als Einheit, analog zu den §§ 8 und 9. \r\nUnternehmen, die nach § 8 oder freiwillig ein Energie- oder Umweltmanagementsystem \r\ndurchführen, erstellen im Rahmen dieses Managementsystems in der Regel vor jeder energe\r\ntischen Investition eine Kosten-Nutzen-Analyse. Diese sollte zur Erfüllung der Verpflichtungen \r\nnach § 16 herangezogen werden können, der Formulierungsvorschlag gilt analog auch für Ab\r\nsatz 1: \r\n(2) Jeder Betreiber einer Energieversorgungseinrichtung ist verpflichtet, bei der Planung oder erhebli\r\nchen Modernisierung einer Energieversorgungseinrichtung mit einem durchschnittlichen, jährlichen \r\nGesamtenergieinput von mehr als 7 Megawatt eine Kosten-Nutzen-Analyse zur Nutzung der technisch \r\nunvermeidbaren Abwärme am Standort und außerhalb des Standortes durchzuführen. Soweit Kosten\r\nNutzen-Analysen bereits vorliegen, können diese herangezogen werden. \r\n§ 17 Plattform für Abwärme  \r\nGrundsätzlich sieht der BDEW die Anpassung der Meldepflicht an die Plattform für Abwärme \r\npositiv als Beitrag zur Entlastung der Unternehmen von bürokratischen Belastungen. Aller\r\ndings hat sich die Plattform für Abwärme zu einer wichtigen Informationsdrehscheibe für \r\nFernwärmeunternehmen und auch für Kommunen im Rahmen der kommunalen Wärmepla\r\nnung entwickelt. Die Meldepflicht ausschließlich für Unternehmen oberhalb der Grenze von \r\n23,6 GWh grenzt den Kreis der meldepflichtigen Unternehmen sinnvoll ein, da bei diesen Un\r\nternehmen ein wirtschaftlich sinnvoll nutzbare Abwärmemenge eher zu erwarten ist.  \r\nDer BDEW schlägt zudem vor, die Plattform für Abwärme auch für freiwillige Meldungen für \r\nUnternehmen unterhalb diese Schwelle offen zu halten. \r\n§ 20 Übergangsvorschriften \r\nDer BDEW regt an, für Unternehmen, die nach bisher geltendem Energieeffizienzgesetz gegen Vor\r\nschriften des § 19 (Bußgeldvorschriften) verstoßen haben, die nach neuem Gesetz nicht mehr keine \r\nSeite 6 von 7 \r\nwww.bdew.de \r\nZum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtline \r\nOrdnungswidrigkeit mehr darstellen, einen generellen Erlass ggf. verhängter Bußgelder festzulegen. \r\nDie kann einerseits der Akzeptanz des Gesetzes dienen und andererseits aufwändige Rechtwege gegen \r\nverhängte Bußgelder verhindern. \r\nArtikel 2 Energiedienstleistungsgesetz \r\nDie Anpassung des Energiedienstleistungsgesetzes an die Vorgaben der europäischen Energie\r\ndienstleistungsrichtlinie sieht der BDEW positiv, damit werden auch unterschiedliche Rege\r\nlungsinhalte zwischen Energieeffizienzgesetz und Energiedienstleistungsgesetz angeglichen. \r\nAuch hier hätte allerdings eine Zusammenführung zu einem Gesetz zu mehr Klarheit und \r\nTransparenz auf Seiten der Adressaten geführt.  \r\nIm Zuge der Überarbeitung des EDL-G sollte der Paragraf 5 gestrichen werden, der völlig reali\r\ntätsfern die Energieunternehmen diskriminiert. Anders als im Paragrafen 5 unterstellt, behin\r\ndern Energieunternehmen den Dienstleistungsmarkt nicht, sondern nehmen im Gegenteil ak\r\ntiv an diesem Markt teil und tragen wesentlich zu seiner Weiterentwicklung bei. Dies zeigt \r\nauch regelmäßig die Marktstudie der Bundesstelle für Energieeffizienz. \r\n§ 8 Absatz 2 verpflichtet Unternehmen, die bisher nicht auditpflichtig waren 12 Monate nach \r\nInkrafttreten des Gesetzes ein Audit durchzuführen. Diese Frist ist angesichts der Anzahl der \r\nneu verpflichteten Unternehmen deutlich zu kurz. Hier sollte die Frist so gewählt werden, dass \r\nUnternehmen, die neu verpflichtet werden, innerhalb von 4 Jahren nach Inkrafttreten des Ge\r\nsetzes ein Energieaudit durchführen müssen. \r\n§ 8c Absatz 7, Satz 2 Nr. 2 fordert, das für den Nachweis der Einrichtung eines Management\r\nsystems eine Konformitätsbewertungsstelle, die von der deutschen Akkreditierungsstelle für \r\ndie Zertifizierung von Energiemanagementsystemen nach der DIN EN ISO 50001 akkreditiert \r\nist, beauftragt wurde. Da es innerhalb der EU mehrere Akkreditierungsstellen gibt, wäre diese \r\nFormulierung eine unzulässige Wettbewerbseinschränkung. Die Formulierung muss allgemein\r\ngültiger und wettbewerbsneutral gefasst werden. \r\nSeite 7 von 7 \r\nwww.bdew.de "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025110","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum EU-Umweltomnibus für Industrieemissionsrichtlinie und MCPD","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c7/bb/760147/Stellungnahme-Gutachten-SG2606160011.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 9. Juni 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nZu den Vorschlägen der EU-Kommis\r\nsion zur Änderung der Richtlinie \r\n2010/75/EU, der Richtlinie (EU) \r\n2015/2193 sowie der Verordnung \r\n(EU) 2024/1244 im Rahmen des EU\r\nUmweltomnibus \r\nVorschläge der EU-Kommission vom 10. Dezember 2025 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 9 \r\nInhalt \r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3 \r\n1.1 Vorschlag zur Änderung der Richtlinie 2010/75/EU - \r\nIndustrieemissionsrichtlinie (IED) [COM(2025) 986] ...................................... 3 \r\n1.1.1 Zu Art. 12 Abs. 1 IED (Genehmigungsantrag) ................................................. 4 \r\n1.1.2 Zu Art. 15 Abs. 4 IED ....................................................................................... 5 \r\n1.1.3 Zu Art. 15. Abs. 4a IED sowie nachfolgend Art. 14 M1, aa IED ...................... 5 \r\n1.1.4 Zu Art. 16 IED (Überwachungsauflagen) ........................................................ 5 \r\n1.1.5 Zu Art. 18 IED (Umweltqualitätsnormen) ....................................................... 5 \r\n1.1.6 Zu Art. 25 Abs. 2 IED (Zugang zu Gerichten) .................................................. 5 \r\n1.1.7 Zu Art. 72 Abs. 3 IED (Berichterstattung durch die Mitgliedstaaten) ............ 6 \r\n1.2 Vorschlag zur Änderung von Anhang V der IED hinsichtlich \r\nWasserstoffverbrennung [COM(2025) 986-1] ............................................... 6 \r\n1.3 Vorschlag zur Änderung von Anhang II der Richtlinie (EU) 2015/2193 \r\n(MCPD) zur Begrenzung der Emissionen bestimmter Schadstoffe aus \r\nmittelgroßen Feuerungsanlagen in die Luft [COM(2025) 986-2] ................... 8 \r\n1.3.1 Zu Anhang II Teil 1 und Teil 2 MCPD .............................................................. 8 \r\n1.3.2 Zu Anhang III Teil 1 Nr. 3 Buchstabe b MCPD ................................................. 9 \r\n1.3.3 Zu Anhang III Teil 1 Nr. 1 MCPD ..................................................................... 9 \r\n1.4 Vorschlag zur Änderung der Verordnung (EU) 2024/1244 über die \r\nEinrichtung eines Industrieemissionsportals [COM(2025) 981] .................... 9 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Einleitung \r\nAm 10. Dezember 2025 veröffentlichte die Europäische Kommission ihr Legislativpaket \r\n“Simplifying for sustainable competitiveness”  zum sog. Umweltomnibus. Damit sollen Um\r\nweltvorschriften in den Bereichen Industrieemissionen, Kreislaufwirtschaft, Umweltprüfungen \r\nund Geodaten punktuell angepasst werden. Die Änderungen sollen dazu beitragen, den Ver\r\nwaltungsaufwand für Unternehmen zu verringern und gleichzeitig die bestehenden Ziele der \r\nEU zum Schutz der Umwelt und der menschlichen Gesundheit beizubehalten.    \r\nDie Legislativvorschläge für den Umweltomnibus durchlaufen nun das ordentliche Gesetzge\r\nbungsverfahren im Europäischen Parlament und Rat. Die vorliegende Stellungnahme bezieht \r\nsich auf das Dossier: “Proposal for a directive amending the EU Waste Framework Directive, \r\nand the EU Directives on industrial and livestock rearing emissions and on medium combustion \r\nplants, as regards simplification and reduction of administrative burden“. \r\nDie Mitgliedstaaten sind angehalten, die die am 4. August 2024 in Kraft getretene Richtlinie \r\n(EU) 2024/1785 zur Änderung der Richtlinie 2010/75/EU bis zum 1. Juli 2026 umzusetzen. Vor \r\ndiesem Hintergrund müssen die von der EU-Kommission vorgeschlagenen Vereinfachungen so \r\nschnell wie möglich beschlossen werden, damit die Mitgliedstaaten diese im laufenden Ver\r\nfahren noch berücksichtigen können.  \r\nDer BDEW hat in seiner Stellungnahme im Rahmen der Konsultation im September 2025 die \r\nInitiative der EU-Kommission begrüßt und zahlreiche weitere Vorschläge zu den betroffenen \r\numweltrechtlichen Richtlinien und Verordnungen wie die Industrieemissions-Richtlinie, die \r\nRichtlinie über mittelgroße Feuerungsanlagen und die Verordnung über die Einrichtung eines \r\nIndustrieemissionsportals vorgeschlagen.  \r\n1.1 Vorschlag zur Änderung der Richtlinie 2010/75/EU - Industrieemissionsrichtlinie (IED) \r\n[COM(2025) 986] \r\nDie EU-Kommission schlägt zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes eine Reihe von Ver\r\neinfachungen und Änderungen für die Industrieemissionsrichtlinie vor. Umweltmanagement\r\nsysteme sollen mehrere Anlagen eines Unternehmens in einem Mitgliedstaat gemeinsam ab\r\ndecken können. Gleichzeitig werden Inhalte vereinfacht, die Pflichten zu chemischen Stoffin\r\nventaren, Risikoanalysen und eigenen Audits sowie die Vorlage von Transformationsplänen \r\nentfallen und die Umsetzungsfrist wird von 2027 auf 2030 verschoben. \r\nDer BDEW begrüßt diese Vorschläge nachdrücklich, die erhebliche Erleichterungen und Ver\r\neinfachungen in Bezug auf Umweltmanagementsysteme (UMS) mit sich bringen werden.  \r\nDiese Vereinfachungen sollte jedoch auch ausdrücklich in Artikel 14a und nicht nur in den \r\nErwägungsgründen gesetzlich verankert werden. \r\nSeite 3 von 9 \r\nIn diesem Zusammenhang sollte festgelegt werden, dass die unter ein bestimmtes UMS fallen\r\nden Anlagen derselben (Unternehmens-)Gruppe und nicht nur einem einzigen Unternehmen \r\nangehören müssen. \r\nDarüber hinaus bemängelt der BDEW, dass das UMS weiterhin uneingeschränkt im Internet \r\nveröffentlicht werden muss. Dies stellt angesichts der Vielzahl und Fülle der zu erwartenden \r\nBerichte einen erheblichen Aufwand bei nur begrenztem Informationswert dar. Zudem reicht \r\nein Verweis auf die Umweltinformations-Richtlinie für den Schutz sensibler Daten aufgrund \r\nder aktuellen Sicherheitslage nicht (mehr) aus. Viele Kraftwerke und andere Anlagen der Ener\r\ngiewirtschaft stellen Anlagen der kritischen Infrastruktur dar. Die besonderen Sicherheitsbe\r\nlange bei KRITIS-Anlagen müssen in der IED stärker berücksichtigt werden und eine Konsistenz \r\nzur CER-Richtlinie sichergestellt werden. Sicherheitsrelevante Informationen müssen aus\r\ndrücklich durchgehend geschützt und insbesondere von Veröffentlichungspflichten im Inter\r\nnet ausgenommen werden. \r\nDarüber hinaus hat der BDEW in seiner Stellungnahme zur Initiative der EU-Kommission zur \r\n„Vereinfachung des Verwaltungsaufwandes im Umweltrecht“ eine Reihe weiterer Vorschläge \r\nzur erheblichen Verringerung des Verwaltungsaufwandes vorgelegt, die im Folgenden darge\r\nlegt werden.  \r\n1.1.1 \r\nZu Art. 12 Abs. 1 IED (Genehmigungsantrag)  \r\nDas Erfordernis eines Ausgangszustandsberichts (AZB) gemäß Art. 12 Abs. 1 UAbs. 1 e) i. V. m. \r\nArt. 22 Abs. 2 sollte angepasst werden. Der Ausgangszustandsbericht dient der Beweissiche\r\nrung im Hinblick auf Verschmutzungen des Bodens und des Grundwassers, mit dem Ziel einer \r\nspäteren Wiederherstellung des Ausgangszustands. Er ist auch dann zu erstellen, wenn an ei\r\nnem vorhandenen Standort neue Anlagen errichtet werden und stellt daher oftmals ein er\r\nhebliches Verfahrenserschwernis bei der Modernisierung dar, z. B. der Umstellung eines Kraft\r\nwerksstandorts von der Verbrennung von Kohle auf Erdgas oder Wasserstoff.  \r\nDie Pflicht zur Erstellung eines AZB sollte nur dann greifen, wenn sich der Betreiber nicht ver\r\npflichtet, den Zustand nach Betriebseinstellung auf einen Zustand ohne Belastung zurückzu\r\nführen. Die Erstellung eines AZB würde dann nur erforderlich werden, wenn bereits Vorbelas\r\ntungen auf dem Anlagengrundstück zu erwarten sind.  \r\nAlternativ könnte den Mitgliedstaaten ermöglicht werden, auf die Pflicht zur Erstellung eines \r\nAusgangszustands zu verzichten, wenn die bestehenden nationalen Regelungen ausreichende \r\nVor- und Nachsorgeregelungen zum Schutz von Boden und Grundwasser gewährleisten, die \r\nsicherstellen, dass nach der Stilllegung einer Anlage Verschmutzungen von Boden und Grund\r\nwasser beseitigt werden. \r\nSeite 4 von 9 \r\n1.1.2 \r\nZu Art. 15 Abs. 4 IED \r\nDas mit der letzten Revision der Richtlinie neu eingeführte Prinzip, Emissionsgrenzwerte \r\ngrundsätzlich an das möglichst erreichbare untere Ende der Emissionsbandbreite (BAT-AEL) zu \r\nsetzen, sollte noch einmal grundsätzlich im Hinblick auf Verhältnismäßigkeit und Erfüllbarkeit \r\nüberprüft und nach Möglichkeit wieder abgeschafft werden.  \r\nDie Anforderung droht viele Anlagenbetreiber zu überfordern und der zumeist erforderliche \r\nNachweis der Notwendigkeit einer Abweichung oder Ausnahmeregelung bedeutet erhebli\r\nchen bürokratischen Aufwand, der von vielen Unternehmen nicht oder nur mit sehr aufwändi\r\nger externer Expertise geleistet werden kann. \r\n1.1.3 \r\nZu Art. 15. Abs. 4a IED sowie nachfolgend Art. 14 M1, aa IED  \r\nIn Bezug auf das Medium Wasser sollten keine verbindlichen Umweltleistungsgrenzwerte, \r\nsondern in einem ersten Schritt nur indikative Umweltleistungswerte festgeschrieben werden. \r\n1.1.4 \r\nZu Art. 16 IED (Überwachungsauflagen)  \r\nDie wiederkehrende Überwachung mindestens alle vier Jahre für das Grundwasser und min\r\ndestens alle neun Jahre für den Boden ist weder sinnvoll noch zielführend. Die Überwachung \r\nwährend des Betriebes sollte deshalb komplett entfallen oder grundsätzlich anhand einer sys\r\ntematischen Beurteilung des Verschmutzungsrisikos für den Boden und das Grundwasser in \r\neinem maximal 10-jährigen Rhythmus erfolgen. \r\n1.1.5 \r\nZu Art. 18 IED (Umweltqualitätsnormen)  \r\nErfordert eine Umweltqualitätsnorm strengere Auflagen, als durch die Anwendung der BVT zu \r\nerfüllen sind, werden nach Art. 18 Abs. 1 zusätzliche Auflagen in der Genehmigung vorgese\r\nhen. Die Überwachung der Konzentration der betreffenden Schadstoffe im Aufnahmemilieu \r\nsollte durch die zuständige Behörde und nicht durch die Anlagenbetreiber vorgenommen wer\r\nden. Weder verfügt dieser über die nötige Ausrüstung, noch ist der Ort, die Häufigkeit und die \r\nArt und Weise der Beprobung im Gewässer für den Betreiber erkennbar. Zur Vermeidung der \r\ndamit einhergehenden Rechtsunsicherheiten sollte Absatz 3 entsprechend angepasst werden. \r\n1.1.6 \r\nZu Art. 25 Abs. 2 IED (Zugang zu Gerichten)  \r\nZur Reduzierung von Drittanfechtungsrisiken sollte in Art. 25 Abs. 2 ergänzt werden, dass es \r\nden Mitgliedstaaten unbenommen bleibt, zu diesem Zweck die Geltendmachung eines be\r\nstimmten Belangs im Gerichtsverfahren davon abhängig zu machen, dass Mitglieder der be\r\ntroffenen Öffentlichkeit diesen Belang im Genehmigungsverfahren geltend gemacht haben \r\n(materielle Präklusion). Jedenfalls ist eine Sonderregelung zu Klagerechten neben den \r\nSeite 5 von 9 \r\nRegelungen zur Umsetzung der Aarhus-Konvention in der IED nicht erforderlich und führt zu \r\nunnötiger Rechtsunklarheit.  \r\n1.1.7 \r\nZu Art. 72 Abs. 3 IED (Berichterstattung durch die Mitgliedstaaten)  \r\nEs gibt eine Überschneidung mit der Berichterstattung nach Verordnung (EU) 2024/1244. Es \r\nwird vorgeschlagen, Absatz 3 ersatzlos zu streichen. Trotz Streichung des Absatzes ist die aus\r\nreichende Information der EU-Kommission über die Verordnung (EU) 2024/1244 sichergestellt \r\n1.2 Vorschlag zur Änderung von Anhang V der IED hinsichtlich Wasserstoffverbrennung \r\n[COM(2025) 986-1] \r\nDie derzeit in der Industrieemissionsrichtlinie (IED) und der Richtlinie über mittelgroße Feue\r\nrungsanlagen (MCPD) festgelegten NOₓ-Emissionsgrenzwerte berücksichtigen den zunehmen\r\nden Einsatz von Wasserstoff und die dadurch bedingte NOₓ-Bildung bislang nicht.  \r\nBei der Festlegung von Emissionsanforderungen sind die unterschiedlichen Verbrennungsbe\r\ndingungen und Rauchgaszusammensetzungen bei der Wasserstoffverbrennung gegenüber der \r\nVerbrennung von Erdgas zu berücksichtigen. So ist bei der Wasserstoffverbrennung oder -mit\r\nverbrennung mit einer vermehrten Wasserdampfbeladung und höheren Gehalten an Restsau\r\nerstoff des Rauchgases zu rechnen. \r\nVor diesem Hintergrund schlägt die EU-Kommission eine Änderung des Anhang V der Indust\r\nrieemissions-Richtlinie vor. Die Schaffung einer spezifischen Regelung hinsichtlich bestimmter \r\nEmissionsanforderungen für Feuerungsanlagen, die Gas mit einem Wasserstoffanteil von \r\nmehr als 20 Prozent (Volumenanteil) verbrennen, soll die Genehmigung von IED-Anlagen mit \r\nWasserstoffverbrennung erleichtern und gleichzeitig ein hohes Umweltschutzniveau gewähr\r\nleisten. \r\nDer BDEW schlägt vor, folgende Änderungen am Kommissionsvorschlag vorzunehmen, um \r\ndie Genehmigungsverfahren für mit Wasserstoff betriebene Großfeuerungsanlagen ein\r\nschließlich Gasturbinen und Gasmotoren zu erleichtern, angemessene Emissionsanforderun\r\ngen im Einzelfall festlegen zu können und den administrativen Aufwand zu verringern: \r\n Es sollte in der Richtlinie dargelegt werden, dass die Anforderungen des Anhangs V Teil 1 \r\nund 2 für die Wasserstoffverbrennung kein „verbindliches Sicherheitsnetz“ darstellen, \r\nsondern nur als Orientierungswerte dienen, bis im Rahmen des BREF-Prozesses sachge\r\nrechte Emissionsanforderungen für die Verbrennung von Wasserstoff nach der besten \r\nverfügbaren Technik getroffen werden. \r\nSeite 6 von 9 \r\n Es sollte in Anhang V klargestellt werden, dass die von der zuständigen Behörde oder im \r\nRahmen allgemein verbindlicher Regelungen durch die Mitgliedstaaten getroffenen \r\nEmissionsanforderungen die unterschiedlichen Verbrennungsbedingungen und Rauch\r\ngaszusammensetzungen bei der Wasserstoffverbrennung gegenüber der Verbrennung \r\nvon Erdgas zu berücksichtigen haben und insbesondere auch von Anhang V abwei\r\nchende Regelungen für die Umrechnung auf Normbedingungen vorsehen dürfen. \r\n In Anhang V Teil 3 sind die Anforderungen an die Emissionsüberwachung für die Was\r\nserstoffverbrennung anzupassen. Insbesondere ist die in Nr. 2 b) für Erdgas vorgesehene \r\nAusnahmemöglichkeit von der kontinuierlichen Messung im Fall von SO2 und Staub auf \r\ndie Beimischung von Wasserstoff auszuweiten und in Nr. 3 eine Ausnahme von den Ein\r\nzelmessungen von Kohlenmonoxid (CO) und Schwefeldioxid (SO2) für den Einsatz von \r\nWasserstoff vorzusehen. \r\n Für die Wasserstoffverbrennung in Gasturbinenanlagen zur Abdeckung von Spitzenlast \r\nbei der Energieversorgung mit weniger als 1500 Betriebsstunden je Jahr sollten keine \r\nverbindlichen Emissionsanforderungen in Anhang V gestellt werden.   \r\n Die vorliegenden Vorschläge der EU-Kommission für eine Frachtenregelung für die Was\r\nserstoffverbrennung erfüllen nicht die Anforderungen an eine regelbasierte Ableitung \r\nder besten verfügbaren Technik im Rahmen eines „Informationsaustausches“ unter Aus\r\nwertung von relevanten Referenzanlagen. Sie dürfen deshalb, falls an ihnen festgehalten \r\nwerden soll, keinen verbindlichen, sondern nur einen orientierenden Stellenwert ha\r\nben. Die Möglichkeit der zuständigen Behörde, auf Antrag des Betreibers im Einzelfall \r\nabweichende Regelungen zu treffen, muss uneingeschränkt und unberührt bleiben.  \r\nVor diesem Hintergrund sollten die geplanten indikativen Regelungen für die Wasserstoffver\r\nbrennung nicht im Anhang V der Richtlinie, sondern in einem Guidance Document der EU\r\nKommission geregelt werden, bis eine IED-konforme Ableitung des Standes der Technik auf \r\nGrundlage von Referenzanlagendaten erfolgen kann. \r\nIm Hinblick auf die konkret vorgeschlagene Frachtenregelung auf Grundlage der Emissionsan\r\nforderungen des Anhang V für den Erdgasbetrieb bedarf es für die nachgelagerte nationale \r\nUmsetzung noch erheblicher Klarstellungen, um eine sachgerechte und praxisorientiere An\r\nwendung zu gewährleisten. Insbesondere wäre in dem Guidance Document zu regeln: \r\n wie die Bestimmung der emissionsgrenzwertbasierten zulässigen Emissionsfracht für die \r\nErdgasreferenz für die verschiedenen Anlagenarten erfolgen soll; \r\n wie die Bestimmung der Emissionsfracht für den reinen Wasserstoffbetrieb vorzuneh\r\nmen ist;  \r\nSeite 7 von 9 \r\n wie die Bestimmung der Emissionsfracht von Erdgas-Wasserstoff-Gemischen erfolgen \r\nsoll; und  \r\n wie die die unterschiedliche Abgaszusammensetzung gegenüber der reinen Erdgasver\r\nbrennung berücksichtigt werden kann.  \r\nIm Hinblick auf die anstehende Umsetzung und praxisorientierte Anwendung der Frachtenre\r\ngelung in den Mitgliedstaaten ist darüber hinaus unbedingt zu beachten: \r\n Die für die Bestimmung der Emissionsfracht anzusetzenden Emissionsgrenzwerte für \r\nden Erdgasbetrieb beziehen sich ausdrücklich auf die Emissionsgrenzwerte und Rah\r\nmenbedingungen des Anhang V IED und nicht auf die Emissionsbandbreiten der aktuel\r\nlen BVT-Schlussfolgerungen oder daraus abgeleiteter Emissionsgrenzwerte in allgemein \r\nverbindlichen Vorschriften der Mitgliedstaaten.  \r\n Die abweichende Frachtenregelung sollte bei Brennstoffgemischen aus Wasserstoff und \r\nErdgas nicht nur für Stickstoffoxide, sondern auch für Kohlenmonoxid und ggf. weitere \r\nLuftschadstoffe angewendet werden dürfen. \r\n1.3 Vorschlag zur Änderung von Anhang II der Richtlinie (EU) 2015/2193 (MCPD) zur Begren\r\nzung der Emissionen bestimmter Schadstoffe aus mittelgroßen Feuerungsanlagen in die \r\nLuft [COM(2025) 986-2] \r\nFür die Schaffung einer spezifischen Ausnahme von der Einhaltung bestimmter Emissions\r\ngrenzwerte für mittelgroße Feuerungsanlagen, die Gas mit einem Wasserstoffanteil von mehr \r\nals 20 Prozent (Volumenanteil) verbrennen, gelten die im vorangegangenen Abschnitt für \r\nGroßfeuerungsanlagerten formulierten Änderungsvorschläge entsprechend.  \r\nAußerdem schlägt die EU-Kommission für Notstromaggregate vor, einen Schwellenwert für \r\neine Mindestanzahl von Betriebsstunden festzulegen, unterhalb dessen die Häufigkeit der re\r\ngelmäßigen Messungen reduziert wird. Diese Notstromaggregate sind solche mit einer Feue\r\nrungswärmeleistung von mindestens 20 MW, die die für nicht für den Straßenverkehr be\r\nstimmte mobile Maschinen der Kategorie NRG geltenden Emissionsgrenzwerte in Bezug auf \r\ndie Stufe-V-Anforderungen gemäß Anhang II der Verordnung (EU) 2016/1628 einhalten. \r\nDarüber hinaus schlägt der BDEW folgende zusätzliche Erleichterungen vor: \r\n1.3.1 \r\nZu Anhang II Teil 1 und Teil 2 MCPD  \r\nEmissionsgrenzwerte bei Einsatz gasförmige Brennstoffe, ausgenommen Erdgas: Ausnahme \r\nvom SO2-Grenzwert (und Messverpflichtung) bei Einsatz von Wasserstoff.  \r\nSeite 8 von 9 \r\n1.3.2 \r\nZu Anhang III Teil 1 Nr. 3 Buchstabe b MCPD  \r\nAusnahme von der Messverpflichtung für Kohlenmonoxid (CO) und Schwefeldioxide (SO2) bei \r\nEinsatz und Beimischung von Wasserstoff.  \r\n1.3.3 \r\nZu Anhang III Teil 1 Nr. 1 MCPD  \r\nAnhebung der Häufigkeit der Messungen bei Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von \r\nmehr als 20 MW auf alle drei Jahre. Die Angleichung der Messhäufigkeit an die Anlagen mit \r\nweniger als 20 MW würde den Überwachungsaufwand erheblich ohne wesentliche Einbußen \r\nbeim Umweltschutzniveau reduzieren. \r\n1.4 Vorschlag zur Änderung der Verordnung (EU) 2024/1244 über die Einrichtung eines In\r\ndustrieemissionsportals [COM(2025) 981]  \r\nZur Verringerung des Berichtsaufwandes und vor dem Hintergrund der geringfügigen Emissi\r\nonsrelevanz schlägt der BDEW folgende zusätzliche Anpassungen in Anhang 1 (Tätigkeiten) \r\nder Verordnung (EU) 2024/1244 vor:  \r\n› Nr. 2: Tätigkeiten gemäß Artikel 2 der Richtlinie (EU) 2015/2193 (soweit sie nicht unter An\r\nhang I der Richtlinie 2010/75/EU fallen):  \r\n„Feuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von mindestens 20 MW und \r\nweniger als 50 MW, ausgenommen \r\na) mit Erdgas oder Gasöl betriebene Feuerungsanlagen,  \r\nb) Gasturbinen und Gasmotoren für den Notbetrieb, die weniger als 500 Betriebs\r\nstunden jährlich in Betrieb sind.“ \r\n› Nr. 9: Elektrolyse von Wasser für die Wasserstofferzeugung:  \r\n„Industrielle Produktion in Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff mit einer Produk\r\ntionsleistung von mehr als 5 Tonnen je Tag.“  \r\nDer Schwellenwert für die Wasserstofferzeugung bezieht sich hierbei auf den Schwellenwert \r\nnach Anlage 1 (Geltungsbereich) der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel \r\nmit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Union. \r\nSeite 9 von 9 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025111","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur BauGB-Novelle aus Sicht der Energiewirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/70/2d/764840/Stellungnahme-Gutachten-SG2606190006.pdf","pdfPageCount":21,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 17. Juni 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nGesetz zur Modernisierung des Städ\r\ntebau- und Raumordnungsrechts \r\n(BauGB-Novelle) \r\nRegierungsentwurf vom 27. Mai 2026 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 21 \r\nInhalt \r\n1 Zusammenfassung - Die 8 wichtigsten Punkte .................................................... 3 \r\n2 Anmerkungen zum Gesetzesentwurf – Zu den 8 wichtigsten Punkte ................... 4 \r\n2.1 Ausbau der Windenergieanlagen wirksam stärken ................................................... 4 \r\n2.2 Batteriespeicher-Privilegierung nachschärfen .......................................................... 8 \r\n2.3 Überragendes öffentliches Interesse nicht abschwächen....................................... 10 \r\n2.4 Ersatzgeld als echte Alternative ausgestalten ......................................................... 11 \r\n2.5 Netzausbau weiter stärken – Erschließung gilt als gesichert .................................. 13 \r\n2.6 Wasserstoffhochlauf weiter stärken ....................................................................... 13 \r\n2.7 Ladeinfrastruktur weiter stärken ............................................................................. 14 \r\n2.8 Beschleunigungsgebiete für Windenergie stärken .................................................. 15 \r\n3 Anmerkungen zum Gesetzesentwurf – weitere wichtige Punkten ...................... 16 \r\n3.1 § 2a BauGB - Doppelprüfung bei Umweltbericht vermeiden .................................. 16 \r\n3.2 § 3 BauGB – Beteiligungsfrist nachschärfen ............................................................ 17 \r\n3.3 § 4 Abs. 1 BauGB - Klarstellung bei Behördenbeteiligung ....................................... 17 \r\n3.4 § 4a Abs. 3 BauGB – Klarstellung bei erneuter Offenlage ....................................... 17 \r\n3.5 § 4b BauGB (neu) – Projektmanager implementieren ............................................ 18 \r\n3.6 § 29 ff BauGB – Stichtagsregelung/Cut-Off-Date schaffen ...................................... 18 \r\n3.7 § 35 Abs. 1a BauGB - Privilegierender Flächennutzungsplan .................................. 18 \r\n3.8 § 35 Abs. 1 Nr. 8 BauGB – PV-Freiflächen Privilegierung erweitern ........................ 19 \r\n3.9 § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB – Batteriespeicher (Co-Location) nachschärfen ............. 19 \r\n3.10 § 36 Abs. 2 Satz 3 BauGB – Stärkung der Genehmigungsbehörde .......................... 20 \r\n3.11 § 246 d BauGB – Sonderregelung für Biogas entfristen und nicht nur verlängern . 20 \r\n3.12 BauNVO: Sondergebiete für Energie schaffen ......................................................... 20 \r\n3.13 WindBG: Genehmigungsverfahren stärken ............................................................. 20 \r\n3.14 BNatSchG: Zulässigkeit im Umkreis von Natura 2000-Gebieten stärken ................ 21 \r\n1 Zusammenfassung - Die 8 wichtigsten Punkte  \r\nDer BDEW unterstützt die mit dem Entwurf für ein „Gesetz zur Modernisierung des Städtebau- \r\nund Raumordnungsrechts“ bezweckte Beschleunigung der Verfahren im Planungsrecht, unter \r\nanderem durch eine vollständige Digitalisierung des Bauleitplanverfahrens, die Vermeidung \r\nwiederholter Beteiligungen und Doppelprüfungen, die Straffung der Umweltprüfung sowie die \r\nEinführung verbindlicher Verfahrensfristen und einer Präklusionsvorschrift. Zudem begrüßt \r\nder BDEW die Entfristung der planungsrechtlichen Sonderregeln für Biogas. \r\nAllerdings besteht aus Sicht des BDEW neben einzelnen Anpassungen im Verfahrensrecht, \r\nsehr erheblicher Anpassungsbedarf mit Blick auf den dringend benötigten weiteren Ausbau \r\nder Energieinfrastruktur.  \r\nDie 8 wichtigsten Punkte aus energiewirtschaftlicher Sicht sind: \r\n1. Ausbau der Windenergieanlagen weiter stärken \r\n2. Privilegierung von Batteriespeichern praxistauglich ausgestalten  \r\n3. Sonstigen Außenbereich für Energieinfrastruktur erhalten  \r\n4. Ersatzgeld als echte Alternative ausgestalten  \r\n5. Netzausbau weiter stärken \r\n6. Wasserstoffhochlauf stärken \r\n7. Ladeinfrastruktur weiter stärken  \r\n8. Beschleunigungsgebiete für Windenergie stärken \r\nSeite 3 von 21 \r\n2 Anmerkungen zum Gesetzesentwurf – Zu den 8 wichtigsten Punkte \r\n2.1 Ausbau der Windenergieanlagen wirksam stärken  \r\nRepowering erhalten \r\nIn §§ 236 Abs. 3, 249 Abs. 3 BauGB ist eine neue planungsrechtliche Repowering-Definition \r\ndes Repowering enthalten. Danach sollen Anlagen nur noch dann von den Ausschlusswirkun\r\ngen des § 35 Abs. 3 S. 3 BauGB bzw. von der Entprivilegierung nach § 249 Abs. 2 BauGB befreit \r\nsein, wenn ein 1:1 Austausch im Höchstabstand von 2H stattfindet und sich die zu ersetzende \r\nAnlage außerhalb eines Windenergiegebietes befindet. Das ist eine erhebliche Verschlechte\r\nrung der Rechtslage.  \r\nDer BDEW spricht sich gegen das damit verbundene Verbot des „Heraus-Repowerns\" aus. \r\nAllenfalls nachvollziehbar ist es, Fallkonstellationen einzuschränken, bei denen sich durch das \r\nRepowering (unabhängig vom Standort der neuen Anlage) die Gesamtzahl der Anlagen er\r\nhöht. \r\nLaut Gesetzesbegründung sei innerhalb der Gebietskulisse ein Repowering ohnehin zulässig, \r\ndaher brauche man das Repowering-Privileg hier nicht. Das ist so nicht richtig: Das Heraus\r\nRepowering muss auch dann möglich bleiben, wenn die Altanlage im Windenergiegebiet steht \r\nund die neue Anlage außerhalb errichtet werden soll, weil die Gebietskulisse nicht mit der \r\ntatsächlichen Repowering-Eignung gleichgesetzt werden darf. Viele Windenergiegebiete ent\r\nhalten Altstandorte, die für heutige Anlagen nicht mehr optimal sind: zu geringe Abstände zu \r\nWohnnutzungen, Höhenbegrenzungen, Turbulenzen innerhalb eines Altparks, etc. Ohne die \r\nMöglichkeit des Heraus-Repowerns kann die Flächenkulisse ineffiziente Altstandorte konser\r\nvieren. Das ist energiepolitisch kontraproduktiv: Man verliert Stromertrag, obwohl durch ei\r\nnen begrenzten Standortwechsel oft mehr Leistung erreichbar wäre. \r\nAus Sicht des BDEW schränkt die im Planungsrecht für das Repowering bereits geltende 2H\r\nRegelung die räumliche Ausdehnung des Repowering ausreichend ein.  \r\nWichtig ist in diesem Zusammenhang auch, dass die Repowering-Fläche voll auf die Flächen\r\nziele anrechenbar ist: Das ergibt sich aus § 4 Abs. 1 S. 3 WindBG, wonach Flächen außerhalb \r\nausgewiesener Gebiete, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, anrechenbar sind. \r\nZudem ist vor dem Hintergrund des im Rahmen des Grids Package angestrebten Regelung \r\nzum Repowering in der Erneuerbaren Richtlinie, wonach eine Änderung des Planungsrechts \r\nnicht zu einer Unzulässigkeit des Repowering führen darf (Art 16c Para 4 RED-E), die geltende \r\nBefristung bis 31. Dezember 2030 zu streichen.  \r\nSeite 4 von 21 \r\nIm Übrigen fordert der BDEW bestehende Repowering-Hindernisse aus dem Weg zu räumen:  \r\nRepowering-Vorhaben sollten Darstellungen in Flächennutzungsplänen und Festsetzungen in \r\nBebauungsplänen zu Höhenbeschränkungen und Baugrenzen nicht entgegenstehen können.  \r\nDer BDEW schlägt folgende Anpassung vor: \r\n§ 236 BauGB \r\n(3) Die in Absatz 1 Satz 1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 können Vor\r\nhaben, die den vollständigen oder teilweisen Austausch einer Windenergieanlage durch eine \r\nandere Windenergieanlage zum Inhalt haben, nicht entgegengehalten werden. Bei einem voll\r\nständigen Austausch gilt Satz 1 nur, wenn  \r\n1. die neue Anlage innerhalb von 48 Monaten nach dem Rückbau der auszutauschenden An\r\nlage errichtet wird,  \r\n2. der Abstand zwischen der auszutauschenden Anlage und der neuen Anlage höchstens das \r\nZweifache der Gesamthöhe der neuen Anlage beträgt und  \r\n3. sich der Standort der auszutauschenden Anlage außerhalb eines Windenergiegebietes ge\r\nmäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes befindet.  \r\nDie Sätze 1 und 2 sind nicht anzuwenden, wenn das Vorhaben in einem Natura 2000 Gebiet \r\nnach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes oder in einem Naturschutzgebiet \r\nnach § 23 des Bundesnaturschutzgesetzes verwirklicht werden soll.  \r\nDie in Bauleit- oder Raumordnungsplänen festgesetzten Bauhöhenbeschränkungen können \r\nVorhaben nach Satz 1 nicht entgegengehalten werden. Solche Vorhaben können auch die in \r\nbestehenden und künftigen Bauleitplänen in Baufenstern nach § 23 festgesetzten Baugren\r\nzen nicht entgegengehalten werden, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage \r\ninnerhalb des jeweiligen Baufensters liegt. \r\n§ 249 BauGB \r\n(3) Die Rechtsfolge des Absatzes 2 gilt bis zum Ablauf des 31. Dezember 2030 nicht für Vorha\r\nben, die den vollständigen oder teilweisen Austausch einer Windenergieanlage durch eine an\r\ndere Windenergieanlage zum Inhalt haben. Bei einem vollständigen Austausch gilt Satz 1 nur, \r\nwenn \r\n1. die neue Anlage innerhalb von 48 Monaten nach dem Rückbau der auszutauschenden An\r\nlage errichtet wird, \r\n2. der Abstand zwischen der auszutauschenden Anlage und der neuen Anlage höchstens das \r\nZweifache der Gesamthöhe der neuen Anlage beträgt und  \r\nSeite 5 von 21 \r\n3. sich der Standort der auszutauschenden Anlage außerhalb eines Windenergiegebietes ge\r\nmäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes befindet. \r\nDie Sätze 1 und 2 sind nicht anzuwenden, wenn das Vorhaben in einem Natura 2000-Gebiet \r\nnach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes oder in einem Naturschutzgebiet \r\nnach § 23 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes verwirklicht werden soll. \r\nDie in Bauleit- oder Raumordnungsplänen festgesetzten Bauhöhenbeschränkungen können \r\nVorhaben nach Satz 1 nicht entgegengehalten werden. Solche Vorhaben können auch die in \r\nbestehenden und künftigen Bauleitplänen in Baufenstern nach § 23 festgesetzten Baugren\r\nzen nicht entgegengehalten werden, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage \r\ninnerhalb des jeweiligen Baufensters liegt. \r\nAnrechenbarkeit bei Höhenbeschränkungen streichen  \r\nÜber den Regierungsentwurf wurde eine Regelung in § 249 Abs. 6b BauGB, § 4 Abs. 1 S. 5 \r\nWindBG aufgenommen, wonach auch solche Windenergiegebiete voll als Flächenbeitrag an\r\ngesehen werden, die Höhenbeschränkungen beinhalten, die sich zwar nicht aus dem Plan \r\nselbst ergeben, aber absehbar im Genehmigungsverfahren relevant werden.  \r\nEine solche Regelung war schon im Regierungsentwurf vom 24. Juli 2024 zur Umsetzung der \r\nRED III enthalten, wurde aber in der tatsächlichen Umsetzung durch das Gesetz vom 14. Au\r\ngust 2025 aus gutem Grund nicht übernommen. \r\nHintergrund ist, dass militärische Belange oftmals sehr spät im Verfahren bekannt werden. \r\nHierauf müsste man, wie es der Bundesrats-Antrag Bayerns vom 13.12.2023 noch vorsieht, \r\nmit einer Regelung reagieren, die die Bundeswehr verpflichtet, den Ländern die Gebiete mit\r\nzuteilen, in denen nicht mit der Erhebung mit militärischen Belangen begründeter Einwendun\r\ngen zu rechnen ist. Eine volle Anrechenbarkeit ist hier das falsche Signal. Sie lindert den politi\r\nschen Druck, die eigentlichen Hemmnisse zu beseitigen. Der Bund/Länder-Pakt vom 6. No\r\nvember 2024 fordert insofern neben einer Anrechenbarkeit, Flugsicherungszonen so anzupas\r\nsen, dass Windenergieanlagen möglich werden, ohne die Sicherheit einzuschränken. In der fö\r\nderalen Modernisierungsagenda vom 4. Dezember 2024 taucht die Forderung nach einer vol\r\nlen Anrechnung nicht mehr auf.  \r\nMit der alleinigen vollen Anrechenbarkeit bei schon im Plan vorhergesehenen Höhenbe\r\nschränkungen droht hingegen eine Entwertung der Flächenziele. Wenn Flächen trotz abseh\r\nbarer Höhenbeschränkungen voll angerechnet werden, obwohl dort moderne, wirtschaftlich \r\nmarktgängige Anlagen nicht oder nur eingeschränkt realisierbar sind, wird das Flächenziel \r\nrechnerisch erfüllt, ohne dass die entsprechende Erzeugungskapazität tatsächlich realisiert \r\nwerden kann.  \r\nSeite 6 von 21 \r\n \r\n Seite 7 von 21 \r\n \r\nDas hindert insbesondere den Ausbau dort, wo er energiewirtschaftlich höchst sinnvoll und \r\npolitisch gewollt ist. Gerade in den südlichen Bundesländern sind im Schnitt deutlich höhere \r\nWindenergieanlagen notwendig als im Norden, da erst die steteren Winde der höheren Luft\r\nschichten einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglichen. Gerade mit Blick auf die energiewirt\r\nschaftliche Notwendigkeit und den aus den südlichen Bundesländern vorgetragenen politi\r\nschen Wunsch, die windenergetische Erzeugung näher an die südlichen Verbrauchszentren zu \r\nbringen, dürfen Höhenbeschränkungen keine Ausbaupotenziale verhindern. \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an: \r\n§ 249 BauGB \r\n(6b) Ist bei der Ausweisung eines Windenergiegebiets in einem Raumordnungs- oder Bauleit\r\nplan absehbar, dass Vorhaben, die der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windener\r\ngie dienen, in dem Windenergiegebiet aus rechtlichen Gründen nur bis zu einer bestimmten \r\nMaximalhöhe zugelassen werden können, können diese Höhenbeschränkungen nachrichtlich \r\nin den Plan übernommen werden. Die Berücksichtigung der Höhenbeschränkungen bei der \r\nBeurteilung der Planerforderlichkeit und in der planerischen Abwägung bleibt unberührt. \r\n§ 4 WindBG \r\n(1) Für die Windenergie an Land im Sinne des § 3 Absatz 1 ausgewiesen sind alle Flächen, die \r\nin Windenergiegebieten liegen. Soweit sich Ausweisungen in Plänen verschiedener Planungs\r\nebenen auf dieselbe Fläche beziehen, ist die ausgewiesene Fläche nur einmalig auf den Flä\r\nchenbeitragswert anzurechnen. Auf den Flächenbeitragswert nach der Anlage Spalte 2 wer\r\nden auch Flächen angerechnet, die keine Windenergiegebiete sind, wenn sie im Umkreis von \r\neiner Rotorblattlänge um eine Windenergieanlage liegen und der jeweilige Planungsträger \r\ndies in dem Beschluss nach § 5 Absatz 1 feststellt. Die Anrechnungsmöglichkeit besteht nur, \r\nsolange die Windenergieanlage in Betrieb ist. Flächen, die in Plänen ausgewiesen werden, die \r\nnach dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind und Bestimmungen zur Höhe baulicher An\r\nlagen enthalten, sind nicht anzurechnen. Auf den Flächenbeitragswert werden ausgewiesene \r\nFlächen nur dann angerechnet, wenn für sie standardisierte Daten geografischer Informati\r\nonssysteme (GIS-Daten) vorliegen. Höhenbegrenzungen auf Flächen, die nicht aus Planbestim\r\nmungen folgen, hindern die Anrechenbarkeit der Flächen nicht \r\n  \r\nRegelung zur Tiefgründung beibehalten \r\n§ 249 Abs. 6 BauGB enthält eine Regelung, wonach Tiefgründungen von Windenergieanlagen \r\nnicht von der Rückbauverpflichtung umfasst sind. Diese Regelung ist sehr positiv uns sollte un\r\nbedingt beibehalten bleiben. \r\n2.2 Batteriespeicher-Privilegierung nachschärfen \r\nDie erst vor kurzem in § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB neu eingefügte Regelung zur Privilegierung \r\nvon Stand-Alone-Batteriespeichen sollte laut Referentenentwurf eingeschränkt werden, um \r\ndie unmittelbar an das Umspannwerk angrenzenden Flächen für eine erforderliche Änderung \r\nder Umspannwerke den Netzbetreibern vorzubehalten. Die im Referentenentwurf noch vor\r\ngeschlagene Aufnahme eines Mindestabstands von 100 m bei gleichbleibendem Höchstab\r\nstand würde die für die Ausnutzung der Privilegierung zur Verfügung stehende Fläche weiter \r\nverringern. In einem Korridor zwischen 100 m und 200 m um eine Umspannanlage kann keine \r\nBatteriespeicheranlage in industriellem Maßstab errichtet werden. Zudem besteht in Konstel\r\nlationen, in denen es keinen Flächenkonflikt zwischen Umspannwerk und Batteriespeicher \r\ngibt, keine Notwendigkeit für einen Mindestabstand.  \r\nDiese Regelung ist im Regierungsentwurf nicht mehr enthalten. Laut BMWSB soll die weitere \r\nAusgestaltung in einer Formulierungshilfe erfolgen.  \r\nDer BDEW spricht sich für eine Erweiterung des Höchstabstandes auf 500 Meter plus Veto\r\nrecht des Umspannwerksbetreibern aus.   \r\nHöchstabstand: Erweiterung auf 500 m, um heute marktübliche Speicher überhaupt verwirkli\r\nchen zu können. Aufnahme einer Klarstellung in der Gesetzesbegründung, dass nicht der kom\r\nplette Speicher innerhalb des Korridors liegen muss. Durch den größeren Radius wird auch die \r\nSuche nach geeigneten Standorten deutlich erleichtert. \r\nVetorecht: Es darf bei sachlichen Gründen, insbesondere wenn durch die Batteriespeicheran\r\nlage eine zukünftige Erweiterung der Umspannanlage eingeschränkt oder erheblich erschwert \r\nwird, begrenzt auf die im Konflikt stehenden Flächen, ausgeübt werden. Dies gilt insbesondere \r\nfür Maßnahmen, die im Netzentwicklungsplan gem. § 12c EnWG bestätigt wurden, für im \r\nZuge des Netzentwicklungsplans entwickelten Punktmaßnahmen sowie für Maßnahmen des \r\nNetzausbauplans gem. § 14d EnWG. Das Veto-Recht sollte entsprechend der Regelung zum \r\nEinvernehmen der Gemeinde nach § 36 BauGB ausgestaltet sein: Eine rechtswidrig verwei\r\ngerte Betreiberzustimmung kann durch eine höhere Verwaltungsbehörde ersetzt werden, feh\r\nlende Zustimmung gilt bei Zeitablauf von zwei Monaten als erteilt. \r\nSeite 8 von 21 \r\nHinweis: Das Vetorecht bietet die Möglichkeit den Flächenkonflikt sinnvoll aufzulösen. Not\r\nwendige Umspannwerks-Erweiterungen oder -Neubauten können, auch wenn sie mehr als \r\n100 m benötigen, realisiert werden. Gleichzeitig kann die nicht benötigte (Rest)-Fläche für Bat\r\nteriespeicher genutzt werden.  \r\nFlächendeckel: Klarstellung in der Gesetzesbegründung, dass für den Zeitpunkt zur Bestim\r\nmung des Flächendeckels von 0,5 % die Vollständigkeit der Antragsunterlagen maßgeblich ist. \r\nZudem Klarstellung in der Gesetzesbegründung, dass nicht nur auf erteilte Baugenehmigungen \r\nabzustellen ist, sondern ein Bauvorbescheid bezogen auf die planungsrechtliche Zulässigkeit \r\nausreichend ist.  \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an: \r\n§ 35 BauGB \r\n(1) (…) \r\n„12. der Speicherung von elektrischer Energie in einer nicht unter Nummer 11  \r\nfallenden Batteriespeicheranlage dient, unter folgenden Voraussetzungen: \r\na) das Vorhaben steht in einer Entfernung von höchstens 2500 Metern zu der Grundstücks\r\ngrenze einer Umspannanlage von Höchstspannung zu Hochspannung oder von Hochspannung \r\nzu Mittelspannung oder zu der Grundstücksgrenze eines in Betrieb befindlichen oder aufgege\r\nbenen Kraftwerks mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt und \r\nb) die Batteriespeicheranlage verfügt über eine Nennleistung von mindestens 4 Megawatt und \r\nc) die von allen nach dieser Nummer zugelassenen Batteriespeicheranlagen einschließlich der \r\nzugehörigen Nebenanlagen und Freiflächen insgesamt in Anspruch genommene Gesamtfläche \r\nin derselben Gemeinde überschreitet nicht 0,5 Prozent der Gemeindefläche und beträgt \r\nhöchstens 50000 Quadratmeter, und \r\nd) der Betreiber der Umspannanlage im Sinne des Buchstabens a) der Planung zustimmt, \r\nwelche nur aus sachlichen Gründen, insbesondere wenn durch die Batteriespeicheranlage \r\neine zukünftige Erweiterung der Umspannanlage eingeschränkt oder erheblich erschwert \r\nwird, versagt werden darf. § 36 Absatz 2 gilt entsprechend. \r\nZu diskutieren wäre darüber hinaus eine Privilegierung an einem vom Netzbetreiber zugewie\r\nsenen neu zu errichtenden Netzverknüpfungspunkt sowie entlang von vorbelasteten Flächen \r\n(z. B. angrenzend an das Stromnetz unter Berücksichtigung des hierfür freizuhaltenden Korri\r\ndors). \r\nSeite 9 von 21 \r\n2.3 Überragendes öffentliches Interesse nicht abschwächen \r\nIm Außenbereich \r\nDer Regierungsentwurf sieht in § 35 Abs. 2 S. 3 BauGB vor, dass ein gesetzlich angeordnetes \r\nüberragendes öffentliches Interesse auf Vorhaben im sonstigen Außenbereich nicht anzuwen\r\nden ist. Das ist abzulehnen. Denn der Außenbereich wird sonst in der Genehmigungspraxis für \r\ndiese Vorhaben als gänzlich geschlossen betrachtet werden, was nicht sachgerecht ist.  \r\nBesonders problematisch ist die Regelung im Hinblick auf Energieinfrastruktur-Vorhaben, die \r\nnicht unter die klassischen Privilegierungstatbestände des § 35 Abs. 1 BauGB fallen. Hierzu \r\nzählen insbesondere Speicheranlagen, Hybridprojekte sowie netz- und systemdienliche Infra\r\nstruktur. In diesen Bereichen ist die Abgrenzung zwischen privilegierten und sonstigen Vorha\r\nben häufig nicht trennscharf, sodass der vollständige Ausschluss des überragenden öffentli\r\nchen Interesses zu nicht vertretbaren Ergebnissen führt und verkennt die Bedeutung des Aus\r\nbaus der Netzinfrastruktur in den kommenden Jahren. Ohne einen zügigen Ausbau der \r\nStromnetze werden EE-Anlagen, Speicher, Industrieanlagen, Rechenzentren, Ladeinfrastruk\r\ntur, Wärmepumpen nicht im erforderlichen Maße an das auszubauende Netz angeschlossen \r\nwerden können. Der auch politisch gewünschte Hochlauf neuer Technologien würde gefähr\r\ndet und die weitere wirtschaftliche Entwicklung hin zu mehr Resilienz in der Energieversor\r\ngung beeinträchtigt.  \r\nAußerdem ist die Regelung im Hinblick auf ein künftiges Repowering von Windenergieanla\r\ngen zu korrigieren: Ab dem 1.1.2031 fallen Repowering-Vorhaben unter § 35 Abs. 2 BauGB \r\nund wären mit der geplanten Neuregelung (und wegen § 1 Abs. 2 WindBG) nur noch mit Be\r\nbauungsplan möglich. Das führt zu erheblichem Mehraufwand bei Anlagenbetreiber und Ver\r\nwaltung. Das widerspricht nach Ansicht des BDEW zudem der im Rahmen des Grids Package \r\nangestrebten Regelung zum Repowering in der Erneuerbaren Richtlinie, wonach eine Ände\r\nrung des Planungsrechts nicht zu einer Unzulässigkeit des Repowering führen darf (Art 16c \r\nPara 4 RED-E). \r\nDer BDEW plädiert dringend für eine Streichung der Abgeltung des überragenden öffentli\r\nchen Interesses in § 35 Abs. 2 BauGB und § 1 Abs. 2 WindBG. \r\n§ 35 BauGB  \r\n(2) Sonstige Vorhaben sind in der Regel unzulässig, es sei denn durch können im Einzelfall zu\r\ngelassen werden, wenn ihre Ausführung oder Benutzung werden öffentliche Belange nicht \r\nbeeinträchtigt und die Erschließung ist gesichert. Ein gesetzlich angeordnetes überragendes \r\nöffentliches Interesse ist auf Vorhaben, die nach diesem Absatz beurteilt werden, nicht anzu\r\nwenden. \r\nSeite 10 von 21 \r\n§ 1 WindBG \r\n(2) (…) Werden die Flächenbeitragswerte nach Maßgabe von § 3 Absatz 1 und 2 erreicht, so ist \r\ndem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der Windenergie nach § 2 des Erneuer\r\nbare-Energien-Gesetzes für Vorhaben, die außerhalb von Windenergiegebieten im Sinne des § \r\n2 Nummer 1 liegen, bei der Anwendung des § 35 Absatz 2 des Baugesetzbuchs Rechnung ge\r\ntragen. Satz 2 gilt nicht für Vorhaben im Sinne des § 249 Absatz 3 des Baugesetzbuchs. \r\nIn der Raumordnung \r\nIn § 7 Abs. 2 soll durch den Regierungsentwurf ergänzt werden, dass bei der Abwägung den \r\nBelangen, denen fachgesetzlich ein überragendes öffentliches Interesse eingeräumt ist, so wie \r\nerheblichen Belangen der militärischen und zivilen Verteidigung ein besonderes Gewicht zu\r\nzumessen ist. Diese Regelung birgt die Gefahr, das überragende öffentliche Interesse für die \r\nEnergiewirtschaft abzuschwächen, denn diesen Vorhaben wird in den Fachgesetzen ein be\r\nsonders hohes Gewicht zugeschrieben1.  \r\nDer BDEW spricht sich für eine Anpassung aus:  \r\n§ 7 ROG \r\n(2) Bei der Aufstellung der Raumordnungspläne sind die öffentlichen und privaten Belange, \r\nsoweit sie auf der jeweiligen Planungsebene erkennbar und von Bedeutung sind, gegeneinan\r\nder und untereinander abzuwägen. Belangen, denen fachgesetzlich ein überragendes öffentli\r\nches Interesse eingeräumt ist, so wie erheblichen Belangen der militärischen und zivilen Ver\r\nteidigung ist dabei besonderes hohes Gewicht beizumessen. (..) \r\n2.4 Ersatzgeld als echte Alternative ausgestalten  \r\nFür Bauleitpläne wird gem. § 1a Abs. 3 BauGB die Möglichkeit zur Zahlung eines Ersatzgeldes \r\nfür den durch die Planung vorbereiteten Eingriff in Natur und Landschaft anstelle eines Aus\r\ngleiches geschaffen. Das ist zu begrüßen, weil es manche Vorhaben überhaupt oder je nach \r\nFallgestaltung leichter ermöglicht. Es bleibt jedoch unklar, welche Voraussetzungen an das \r\nMerkmal „nicht ausgleichbar\" zu stellen sind; insoweit besteht zumindest Konkretisierungsbe\r\ndarf im Interesse einer einheitlichen Rechtsanwendung. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass \r\nder planerische Ausgleich Gegenstand der Abwägung ist und daher nicht zwingend eine \r\n1So z.B. für § 2 EEG ausdrücklich in BT Drs. 20/1630, S. 159 \r\nSeite 11 von 21 \r\nVollkompensation zu erfolgen hat. Vielmehr kann der Plangeber auch anderen Belangen ein \r\nhöheres Gewicht beimessen als dem Ausgleich.  \r\nDie Zahlung eines Ersatzgeldes sollte nicht erst bei Unmöglichkeit des Ausgleichs, sondern als \r\ngleichberechtigte Alternative zulässig sein.  \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\n§ 1a BauGB \r\n(3) Die Vermeidung und der Ausgleich voraussichtlich erheblicher Beeinträchtigungen des \r\nLandschaftsbildes sowie der Leistungs- und Funktionsfähigkeit des Naturhaushalts in seinen in \r\n§ 1 Absatz 6 Satz 3 Nummer 1 bezeichneten Bestandteilen sind in der Abwägung nach § 1 Ab\r\nsatz 7 zu berücksichtigen. Der Ausgleich erfolgt durch geeignete Darstellungen und Festset\r\nzungen nach den §§ 5 und 9 als Flächen oder Maßnahmen zum Ausgleich. Soweit dies mit ei\r\nner nach haltigen städtebaulichen Entwicklung und den Zielen der Raumordnung sowie des \r\nNaturschutzes und der Landschaftspflege vereinbar ist, können die Darstellungen und Festset\r\nzungen auch an anderer Stelle als am Ort des Eingriffs erfolgen. Anstelle von Darstellungen \r\nund Festsetzungen können auch vertragliche Vereinbarungen nach § 11 oder sonstige geeig\r\nnete Maßnahmen zum Ausgleich auf von der Gemeinde bereitgestellten Flächen getroffen \r\noder vorgesehen werden. § 15 Absatz 3 des Bundesnaturschutzgesetzes gilt entsprechend. So\r\nweit ein Ausgleich nicht möglich ist, Anstelle eines Ausgleichs kann ist nach Aufstellung des \r\nBebauungsplans auch Ersatz in Geld nach Maßgabe des § 135d geleistet werden zu leisten. \r\nEin Ausgleich oder ein Ersatzgeld ist nicht erforderlich, soweit die Eingriffe bereits vor der pla\r\nnerischen Entscheidung erfolgt sind oder zulässig waren. \r\nDamit wird der mit den Ausgleichspflichten einhergehende Verwaltungsaufwand verringert – \r\ninsbesondere hinsichtlich der Suche und Sicherung geeigneter Flächen sowie der Durchfüh\r\nrung der erforderlichen Maßnahmen. \r\nZudem wäre in diesem Zusammenhang eine Begrenzung der absoluten Höchstdauer der Ent\r\nwicklungs- und Unterhaltungspflege nicht nur für Kompensationsmaßnahmen im Sinne der \r\nEingriffsregelung, sondern auch im Artenschutzrecht (CEF-/FCS-Maßnahmen) bei planerisch \r\nvorbereiteten Eingriffen sinnvoll. Als Vorbild können insoweit die Regelungen in der BKompV \r\nherangezogen werden. Zudem wäre eine gesetzgeberische Klarstellung zum „Ob\" und „Wie\" \r\nder Berücksichtigung von Klimabelangen bei der Aufstellung von Bauleitplänen wünschens\r\nwert. Jedenfalls sollte in Bezug auf Prüfungen nach § 13 KSG eine dem § 8 Abs. 6 KAnG (Refe\r\nrentenentwurf) entsprechende Anpassung erfolgen und die Maßstäbe der Klimaprüfung für \r\nAngebotsbebauungspläne näher ausgeformt werden. \r\nSeite 12 von 21 \r\n2.5 Netzausbau weiter stärken – Erschließung gilt als gesichert \r\nDie Energiewende stellt eine der zentralen Aufgaben im Rahmen der öffentlichen Belange dar. \r\nSchalt- und Umspannanlagen sind die zentralen Knotenpunkte des Stromnetzes. Um den stark \r\nsteigenden Transport- und Anschlussbedarf zu decken, müssen in sehr kurzer Zeit zahlreiche \r\nErweiterungs- und Neubauprojekte umgesetzt werden.  \r\nDer Nachweis der gesicherten Erschließung hat erhebliches Verzögerungspotenzial. In der \r\nRechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts (grundlegend: BVerwG, Urteil vom \r\n30.08.1985 – 4 C 48/81) ist bereits anerkannt, dass sich die Anforderungen an die „Sicherung \r\nder Erschließung“ in Art und Umfang nach dem konkreten Vorhaben richten. Diesbezüglich ist \r\nzu beachten, dass über die §§ 44 ff. EnWG, insbesondere § 45 EnWG, entsprechende rechtli\r\nche Sicherungsmöglichkeiten existieren, die mit § 134 TKG vergleichbar sind und sogar dar\r\nüber hinausgehen. Über § 45 Abs. 1 Nr. 3 EnWG ist auch die dauerhafte Sicherung der Er\r\nschließung möglich. Dies setzt für sonstige Vorhaben zum Zwecke der Energieversorgung je\r\ndoch eine vorliegende Genehmigung voraus, sodass das Enteignungsrecht durch die Forde\r\nrung einer gesicherten Erschließung unterlaufen wird. Daher ist ein Gleichlauf mit der Privile\r\ngierung für Vorhaben zur Versorgung mit Telekommunikationsdiensten gerechtfertigt und \r\nnotwendig. Ziel ist eine Genehmigungsfreistellung analog zu den Telekommunikationsbetrei\r\nbern, um sicherzustellen, dass das gesetzlich vorgesehene Enteignungsrecht auch praktisch \r\nwirksam bleibt und nicht durch zusätzliche Erschließungsanforderungen konterkariert wird. \r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung an \r\n§ 246 a BauGB (neu) \r\n(1) Für Vorhaben im Außenbereich, die der Versorgung mit öffentlich zugänglichen Telekom\r\nmunikationsdiensten, sowie für Vorhaben, die der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität, \r\ndienen, gilt § 35 Absatz 1 Nummer 3 mit der Maßgabe, dass die ausreichende Erschließung als \r\ngesichert gilt.“ \r\n2.6 Wasserstoffhochlauf weiter stärken \r\nIm Referentenentwurf war in § 35 Abs. 1 Nr. 13 BauGB noch eine Regelung zur Privilegierung \r\nfür die untertägige Speicherung von Wasserstoff enthalten. Diese Regelung ist im Regierungs\r\nentwurf nicht mehr enthalten. Laut BMWSB soll die weitere Ausgestaltung in einer Formulie\r\nrungshilfe erfolgen.  \r\nDie stattdessen in § 249a BauGB bestehende Sonder-Regelung ist aufgrund ihrer engen tatbe\r\nstandlichen Voraussetzungen, insbesondere der zwingenden Kopplung an einzelne EE‑Anlagen \r\nsowie der begrenzten Anlagengröße, nicht geeignet, den für den Hochlauf erforderlichen um\r\nfangreichen Anlagenbestand planungsrechtlich abzusichern.  \r\nSeite 13 von 21 \r\nDaher sollte die im Referentenentwurf enthaltene Privilegierung wieder aufgenommen und \r\nzugleich auf Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff ausgeweitet werden. \r\nZudem sollte die planungsrechtliche Zulässigkeit von Elektrolyseuren im Geltungsbereich von \r\nBebauungsplänen in Industrie- und Gewerbegebieten klargestellt werden. Der BDEW schlägt \r\nvor, Elektrolyseure als Hauptanlagen in Gewerbegebieten nach § 8 BauNVO und in Industrie\r\ngebieten nach § 9 BauNVO als ausdrücklich zulassungsfähig zu benennen. \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\n§ 35 BauGB \r\n(1) (…) \r\n13. der untertägigen Speicherung oder der Herstellung von Wasserstoff dient. \r\n§ 8 und § 9 BauNVO \r\n(2) Zulässig sind \r\n1. Gewerbebetriebe aller Art einschließlich Anlagen zur Erzeugung von Strom oder Wärme aus \r\nsolarer Strahlungsenergie oder Windenergie, Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff, Lager\r\nhäuser, Lagerplätze und öffentliche Betriebe, \r\n2.7 Ladeinfrastruktur weiter stärken \r\nPrivilegierung und überragendes öffentliches Interesse  \r\nDer BDEW setzt sich für eine eigenständige Außenbereichsprivilegierung für öffentlich zugäng\r\nliche Ladeinfrastruktur in § 35 Abs. 1 BauGB ein. Eine solche ist auch schon im Masterplan La\r\ndeinfrastruktur 2030 als Option vorgesehen2. Der Ausbau der Elektromobilität ist für die Errei\r\nchung der Klimaziele im Verkehrssektor grundlegend.  \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\n§ 35 BauGB \r\n(1) (…) \r\n2Siehe auch Masterplan Ladeinfrastruktur 2030 \r\nSeite 14 von 21 \r\n14. dem öffentlich zugänglichen laden von Elektrofahrzeugen dient. \r\nGleichzeitig sollte sämtliche öffentlich zugängliche Ladeinfrastruktur ins überragende öffentli\r\nche Interesse gestellt werden. Bisher gilt das nur für Schnelladekonstellationen (§ 2 \r\nSchnellLG). \r\nEigene Kategorie in der BauNVO \r\nDer BDEW regt an, in der BauNVO klarzustellen, dass Ladeinfrastrukturstandorte nicht als \r\n„Tankstellen“ im Sinne der Baunutzungsverordnung zu verstehen sind (siehe auch Maßnahme \r\n12 des Masterplans Ladeinfrastruktur 2030). Der BDEW schlägt vor, „Ladepunkte mit tech\r\nnisch notwendigen Nebenanlagen“ als eigenständige Kategorie in die BauNVO aufzunehmen. \r\nKlarstellungen bei Stellplätzen und Trafostationen in der Musterbauordnung \r\n§ 49 Abs. 1 der Musterbauordnung sollte dahingehend geändert werden, dass auch Park\r\nplätze, die stromladenden Fahrzeugen vorbehalten sind, zu den erforderlichen Stellplätzen \r\ngemäß Stellplatzsatzungen zählen (siehe auch Maßnahmen 12 und 13 des Masterplans Lad\r\neinfrastruktur 2030). Zudem sollte klargestellt werden, dass Trafostationen, die zur Versor\r\ngung von Schnellladeinfrastruktur mit Strom errichtet werden, als Nebenanlagen von Ladeein\r\nrichtungen grundsätzlich genehmigungsfrei sind. Derzeit zeigt sich ein uneinheitliches Bild: \r\nNur in 5 der 16 Bundesländer sind Trafostationen bislang verfahrensfrei. Vor diesem Hinter\r\ngrund wäre eine bundesweit harmonisierte Regelung wünschenswert, die Genehmigungsfrei\r\nheit ohne zusätzliche Maßbeschränkungen oder weitere Kriterien vorsieht.  \r\nDie Ladeinfrastrukturbetreiber sollten das für den jeweiligen Standort am besten geeignete \r\nTrafostation-Modell wählen können. Falls Maßbeschränkungen für Transformatoren unver\r\nmeidbar sind, sollte mindestens eine Bruttogrundfläche von 20 m² von der Genehmigungs\r\npflicht ausgenommen werden. Dies würde den genehmigungsfreien Bau der Mehrheit der La\r\ndeinfrastrukturprojekte ermöglichen. \r\n2.8 Beschleunigungsgebiete für Windenergie stärken \r\nDamit Windenergie-Beschleunigungsgebiete wirksam werden, muss die nachträgliche Aus\r\nweisung bestehender Gebiete in Beschleunigungsgebiete nach § 28 Abs. 5 und 7 ROG verein\r\nfacht werden. Notwendig sind Umsetzungsfristen und ein begrenztes Verfahren statt vollstän\r\ndiger Neuplanung. Zudem ist gesetzlich klarzustellen, dass die erforderliche Ausweisung bei \r\nPlanaufstellungsverfahren, die vor dem 15.8.2025 förmlich eingeleitet wurden, nur dann aus\r\nnahmsweise in einem nachfolgenden Planungsverfahren erfolgen kann, wenn eine Veröffent\r\nlichung nach § 9 Abs. 2 ROG bis zum 15.8.2025 bereits stattgefunden hatte. \r\nSeite 15 von 21 \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\n§ 28 ROG \r\n(5) Die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die Aufstellung von Regeln für Minderungs\r\nmaß nahmen erfolgen im Rahmen des Planaufstellungsverfahrens zur Festlegung der Vorrang\r\ngebiete für Windenergie. Wurden die Planaufstellungsverfahren vor dem 15. August 2025 \r\nförmlich eingeleitet und hat eine Öffentlichkeitsbeteiligung nach  § 9 Absatz stattgefunden, \r\nkann die erforderliche Ausweisung von Beschleunigungsgebieten und die Aufstellung von Re\r\ngeln für Minderungsmaßnahmen ausnahmsweise in einem nachfolgenden, innerhalb von drei \r\nMonaten förmlich einzuleitenden und innerhalb von sechs Monaten abzuschließenden sepa\r\nraten Planungsverfahren erfolgen; in diesem Fall sind § 7 Absatz 5, die §§ 8, 9 Absatz 5, die §§ \r\n10 und 11 für Raumordnungspläne entsprechend und mit der Maßgabe anzuwenden, dass  \r\n1. das Planungsverfahren auf die Änderungen durch Ausweisung als Beschleunigungsgebiet \r\nund die Aufstellung etwaig noch fehlender Regeln für Minderungsmaßnahmen beschränkt \r\nist,  \r\n2. bei der Beteiligung nach § 9 Absatz 2 jeweils ein Monat als Dauer der Veröffentlichung \r\nund als Frist zur Stellungnahme angemessen ist.  \r\n(7) (…) Für Vorranggebiete für Windenergie, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 und vor dem \r\n15. August 2025 ausgewiesen worden sind, gelten die Absätze 2 bis 6 entsprechend. Das Ver\r\nfahren nach Absatz 5 Satz 2 ist innerhalb von einem Monat [nach Inkrafttreten dieses Geset\r\nzes] förmlich ein zuleiten und innerhalb von sechs weiteren Monaten abzuschließen. \r\n3 Anmerkungen zum Gesetzesentwurf – weitere wichtige Punkten \r\n3.1 § 2a BauGB - Doppelprüfung bei Umweltbericht vermeiden \r\nDas Ziel der Verschlankung des materiellen Prüf- und Darlegungsaufwands im Umweltbericht \r\nfür eine Vielzahl von Planverfahren ist zu begrüßen.  \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\nIm Sinne der allgemeinen Verfahrensvereinfachung und des Bürokratieabbaus schlägt der \r\nBDEW zumindest bei vorhabenbezogenen Bebauungsplänen vor, den Umweltbericht unmit\r\ntelbar aus dem UVP-Bericht zu erstellen, wenn auf Zulassungsebene eine UVP-Pflicht besteht. \r\nAnsonsten erfolgt eine Doppelprüfung auf Plan- und auf Genehmigungsebene. Da regelmäßig \r\nder UVP-Bericht detaillierter ist, sollte man auf Planebene auf diesen zurückgreifen. \r\nDer BDEW regt zudem folgende Anpassung an:  \r\nSeite 16 von 21 \r\nUm Wiederholungen in den Umweltprüfungen auf unterschiedlichen Planungsebenen auf\r\ngrund von fachwissenschaftlichem Erkenntnisfortschritt, Rechtsprechung, gesetzlichen Ände\r\nrungen, neuen Daten/ Gutachten zu minimieren, sollte eine klare Stichtagsregel samt Cut-Off\r\nDate auf Planungs- und Genehmigungsebene eingeführt werden. Die Regelungen sind euro\r\nparechtlich abzusichern.  \r\n3.2 § 3 BauGB – Beteiligungsfrist nachschärfen  \r\nDie Verschlankung der Öffentlichkeitsbeteiligung auf ein einstufiges Verfahren sowie die Digi\r\ntalisierungsbestrebungen sind zu begrüßen.  \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\nDie neu geschaffene Höchstfrist für die Verlängerung der Beteiligungsfrist wird grundsätzlich \r\nbegrüßt, sollte jedoch als solche ausdrücklich bezeichnet und auf weniger als 60 Tage insge\r\nsamt verkürzt werden, um zu einer Verfahrensbeschleunigung beizutragen. Gleiches gilt für \r\ndie Frist in § 4 Abs. 2 BauGB.  \r\nZudem sollte beispielsweise als Anlage zum BauGB eine Musterbekanntmachung des \r\nBMWSB ergänzt werden, um häufig auftretende formelle Fehler zu vermeiden und eine Ver\r\neinheitlichung der Bekanntmachungspraxis zu gewährleisten. \r\n3.3 § 4 Abs. 1 BauGB - Klarstellung bei Behördenbeteiligung \r\nDie Regelung, wonach eine Behördenbeteiligung nicht nötig ist, soweit die Behörden und \r\nsonstigen Träger öffentlicher Belange bereits anderweitig konsultiert worden sind, ist zu unbe\r\nstimmt.  \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\nEs bedarf einer Klarstellung, welche Formen der Konsultation hierfür ausreichend sind.  \r\n3.4 § 4a Abs. 3 BauGB – Klarstellung bei erneuter Offenlage \r\nDie Regelung, wonach im Fall einer Änderung und Ergänzung der Planunterlagen nur noch bei \r\neiner offensichtlichen erstmaligen oder stärkeren Berührung von Belangen eine erneute Of\r\nfenlage notwendig ist, ist grundsätzlich zu begrüßen. \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an: \r\nEs ist zu definieren (jedenfalls in der Begründung zu spezifizieren), was mit dem Merkmal der \r\nOffensichtlichkeit einer erstmaligen/erneuten Betroffenheit gemeint sein soll. Auslegungs\r\nspielräume sind weitestgehend zu vermeiden. \r\nSeite 17 von 21 \r\n3.5 § 4b BauGB (neu) – Projektmanager implementieren \r\nMit dem Ziel der Entlastung kleinerer Kommunen, in denen oftmals (anders als in größeren \r\nStädten) bedeutsame Energie- und Industrieprojekte verwirklicht werden sollen, schlägt der \r\nBDEW die Schaffung von Regelungen analog zum BImSchG-Projektmanager für das BauGB \r\nvor. So können Planungskapazitäten geschaffen werden und hierdurch eine bürokratische Ent\r\nlastung sowie eine Beschleunigung erreicht werden. \r\n3.6 § 29 ff BauGB – Stichtagsregelung/Cut-Off-Date schaffen \r\nZur Vermeidung von erheblichem administrativem Aufwand sollten Vorhaben während des \r\nGenehmigungsverfahrens vor nachträglichen Änderungen der Sach- und Rechtslage geschützt \r\nwerden.  \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\nEs sollte eine Stichtagsregelung in den §§ 29 ff. BauGB für die Beurteilung der planungsrechtli\r\nchen Zulässigkeit geschaffen werden. Maßgeblicher Zeitpunkt sollte die Vollständigkeit der \r\nAntragsunterlagen sein, wobei konkret auf den Beginn der Entscheidungsfrist nach § 10 Abs. \r\n6a BImSchG abzustellen ist. \r\n3.7 § 35 Abs. 1a BauGB - Privilegierender Flächennutzungsplan  \r\nÜber § 35 Abs. 1a BauGB iVm § 5 Abs. 5 BauGB wird der Flächennutzungsplan aufgewertet, \r\nindem durch ihn bestimmte Außenbereichsvorhaben, die nicht nach § 35 Abs. 1 zulässig sind \r\nmit einer Privilegierungswirkung ausgestattet werden können. Das entspricht einer einstufi\r\ngen Planung mit unmittelbarer Auswirkung auf Vorhabenzulässigkeit.  \r\nDie Regelung gilt laut gemäß § 5 Abs. 5 BauGB insbesondere für Transformationsvorhaben im \r\nBereich der erneuerbaren Energien und der Elektromobilität sowie Rechenzentren. Darunter \r\nfalle laut Begrünung auch solche zur Erzeugung, Speicherung oder Verteilung von Energieträ\r\ngern wie Wasserstoff sein, der bei Bedarf in Strom oder Wärme umgewandelt wird.  \r\nDie Regelung wird von den Unternehmen und Kommunen angesichts der damit verbundenen \r\nUnklarheiten noch mit Skepsis betrachtet. Es ist unklar, wie die Gemeinden in der Praxis damit \r\numgehen werden und ob sie gewillt sind, entsprechende Pläne aufzustellen. Auch der Be\r\nschleunigungseffekt erscheint überschaubar. In der Praxis dürfte zumindest bei einem Einzel\r\nprojekt die Aufstellung eines Bebauungsplans und die Änderung des Flächennutzungsplans in \r\netwa genauso lange dauern. Die Regelung könnte im Einzelfall auch eher schädlich sein. Etwa, \r\nwenn Gemeinden künftig z. B. für Freiflächen-PV eine koordinierte Ausbauplanung vorantrei\r\nben wollen und in der Zwischenzeit keine Einzelvorhaben über B-Pläne genehmigt werden \r\n(können). Auch die Übernahme der Planungskosten durch einen konkreten Vorhabenträger \r\nSeite 18 von 21 \r\nwürde wegfallen, da immer mehrere Vorhabenstandorte betroffen sein dürften und die durch \r\neinen Vorhabenträger geplanten Flächen ggf. auch nicht berücksichtigt werden. Diese Konstel\r\nlation könnte gerade in finanzschwachen Kommunen dazu führen, dass sich die Änderung des \r\nFlächennutzungsplans über einen mehrjährigen Zeitraum hinzieht, da die Vorgaben zum Um\r\nweltbericht bei Flächennutzungsplänen in Anlage 1 des BauGB zwar etwas verschlankt wur\r\nden, jedoch weiterhin arbeitsintensiv sind. \r\n3.8 § 35 Abs. 1 Nr. 8 BauGB – PV-Freiflächen Privilegierung erweitern \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an:  \r\nDie Privilegierung nach § 35 Abs. 1 Nr. 8 lit. b BauGB sollte an die Vorgaben des EEG angepasst \r\nwerden. Hier ist eine rechtssystematische Einheit erstrebenswert. Im EEG ist eine Förderfähig\r\nkeit in größeren Abständen zu Autobahnen und Schienenwegen vorgesehen ist (500 m). Diese \r\nsollte auch im BauGB gelten. Weitere vorgesehene Restriktionen, wie die Begrenzung auf \r\nzweispurige Schienentrassen sollten gestrichen werden.  \r\nEs sollte für PV-Vorhaben auf den vorgenannten Flächen entlang von Autobahnen und Schie\r\nnenwegen eine Unzulässigkeit nach § 35 Abs. 3 S. 2 BauGB ausgeschlossen werden. Umgesetzt \r\nwerden kann das entweder über eine Klarstellung in § 35 Abs. 3 a.E. BauGB, wonach Vorhaben \r\ni.S.v. § 35 Abs. 1 S. 1 Nr. 8 lit. b BauGB keine raumbedeutsamen Vorhaben sind, oder über er\r\nmessensleitende Vorgaben für Zielabweichungsverfahren. \r\nDa das Bündelungsgebot Netzbetreiber verpflichtet, Netzausbaumaßnahmen möglichst ent\r\nlang von linearen Infrastrukturen vorzunehmen, sollte für die oben geforderten Erweiterungs\r\nflächen entlang von Autobahnen und Schienen (200 m bis 500 m) sichergestellt werden, dass \r\ndie Errichtung von PV-Anlagen auf diesen Flächen die Netzausbauplanung nicht behindern \r\n(beispielsweise durch entsprechende Vorrangregeln). \r\n3.9 § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB – Batteriespeicher (Co-Location) nachschärfen  \r\nDer BDEW regt folgende Anpassung an: \r\nGesetzliche Klarstellung, dass das Erfordernis einer vorhandenen Anlage zur Nutzung erneuer\r\nbarer Energien nicht die parallele Genehmigung von Erzeugungsanlage und Speicher aus\r\nschließt.  \r\nZudem sollte klargestellt werden, dass Umspannwerke keine Anlagen zur Nutzung von EE im \r\nSinne dieser Vorschrift sind.  \r\nSeite 19 von 21 \r\nDas Erfordernis des „räumlich-funktionalen Zusammenhangs“ sollte wegen begrifflicher Un\r\nschärfen durch „Anschluss am selben Netzverknüpfungspunkt“ (wie in Art. 2 Nr. 44d RED III \r\nvorgegeben) ersetzt werden. \r\n3.10 § 36 Abs. 2 Satz 3 BauGB – Stärkung der Genehmigungsbehörde \r\nEs bedarf einer Klarstellung in § 36 Abs. 2 S. 3 BauGB, dass ein rechtswidrig versagtes ge\r\nmeindliches Einvernehmen innerhalb von vier Wochen nach Ablauf der zweimonatigen Ver\r\nweigerungsrist ersetzt werden muss (Streichung der „kann“-Regelung). Auch nach der Recht\r\nsprechung handelt es sich hier um ein „Befugnis-Kann“ und kein „Ermessen“. Im Übrigen stel\r\nlen die meisten Bauordnungen der Länder klar, dass ein rechtswidrig versagtes Einvernehmen \r\nersetzt werden muss (entspricht auch dem Gebot der Rechtmäßigkeit der Verwaltung). \r\n3.11 § 246 d BauGB – Sonderregelung für Biogas entfristen und nicht nur verlängern  \r\nZur Unterstützung des weiteren Ausbaus der energetischen Nutzung von Biomasse sollen \r\nkünftig Betreiber von Biogasanlagen, die vor 2024 errichtet wurden, die Biomasse auch noch \r\nnach 2028 bis Ende 2032 aus 50 Kilometer entfernten Betrieben beziehen können. Hier sollte, \r\nwie noch im Referentenentwurf vorgesehen, eine vollständige Entfristung stattfinden.  \r\n3.12 BauNVO: Sondergebiete für Energie schaffen \r\nGrundsätzlich sind sonstige Sondergebiete von den übrigen Baugebieten zu unterscheiden. \r\nVielfach ist indes der Unterschied zu Gewerbe- und Industriegebieten nur gering. Eine aus\r\ndrückliche Nennung von Sondergebieten für Energieerzeugung und -speicherung – ggf. auch in \r\nKombination mit weiteren förderungswürdigen Vorhaben wie Rechenzentren oder KI-Infra\r\nstrukturen - in § 11 Abs. 2 BauNVO - wäre wünschenswert. Derzeit ist lediglich ein explizit be\r\nnanntes Sondergebiet für Erneuerbare Energien vorgesehen. Den aktuellen Erfordernissen \r\nund Entwicklungen ist insoweit Rechnung zu tragen, indem bspw. Sondergebiete für kombi\r\nnierte Energievorhaben mit entsprechenden Öffnungsklauseln zugelassen werden.  \r\n3.13 WindBG: Genehmigungsverfahren stärken \r\nIn § 6 Abs. 1 WindBG ist zu ergänzen, dass die verfahrensrechtlichen Erleichterungen bei Vor\r\nhaben in Planentwürfen anzuwenden sind, sofern eine Veröffentlichung nach § 9 Abs. 2 ROG \r\nzum Zeitpunkt der Antragstellung stattgefunden hat.  \r\nHinsichtlich der in § 6a Abs. 1 Nr. 1 WindBG genannten Umweltprüfungen auf Planebene \r\n(Strategische Umweltprüfung i.S.d. § 8 ROG oder § 2 Abs. 4 BauGB und Natura 2000-Verträg\r\nlichkeitsprüfung i.S.d. § 7 Abs. 6 ROG oder § 1a Abs. 4 BauGB) sollte klargestellt werden, dass \r\nSeite 20 von 21 \r\ndie Genehmigungsbehörde nicht die Erforderlichkeit der Prüfungen prüft, sondern lediglich \r\nfeststellt, ob diese im Rahmen des Planungsverfahrens durchgeführt wurden. \r\nWeiter ist bei Genehmigungsverfahren für Vorhaben in einem Windenergiegebiet bei Auswei\r\nsung zum Beschleunigungsgebiet unklar, ob zwingend auf § 6b WindBG umgestellt werden \r\nmuss. Hier wäre eine Opt-Out-Regelung wünschenswert.  \r\n3.14 BNatSchG: Zulässigkeit im Umkreis von Natura 2000-Gebieten stärken \r\nEs sollte mit dem Ziel einer Standardisierung und damit Entbürokratisierung bundeseinheitlich \r\nin § 34 BNatSchG festgelegt werden, in welchem Umkreis von Natura 2000-Gebieten eine er\r\nhebliche Beeinträchtigung geprüft werden muss. Hinsichtlich der Verträglichkeit sollte festge\r\nlegt werden, dass im Regelfall keine erhebliche Beeinträchtigung von Natura 2000-Gebieten \r\nim Sinne der FFH-Richtlinie vorliegt, wenn keine artenschutzrechtlichen Verbote erfüllt sind.3 \r\n3Vgl. Niedersächsisches Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz (2016): Leitfaden Umsetzung des Artenschutzes bei der \r\nPlanung und Genehmigung von Windenergieanlagen in Niedersachsen, S. 213 \r\nSeite 21 von 21 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025282","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Bundeswehr-Infrastrukturbeschleunigungsgesetz zur Sicherung der öffentlichen Wasserversorgung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/30/8c/764842/Stellungnahme-Gutachten-SG2606190010.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\nzum Entwurf eines Bundeswehr-Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes \r\n Seite 2 von 7 \r\nInhalt \r\n1 Vorbemerkung ................................................................................................... 3 \r\n2 Im Einzelnen ...................................................................................................... 3 \r\n2.1 Art. 9 Änderung WHG ..................................................................................... 3 \r\n2.1.1 § 51 Abs. 3 WHG-neu – Beibehaltung des vorsorgenden Gewässerschutzes 3 \r\n2.1.2 § 51 Abs. 3 WHG-neu – Beschränkung auf ortsnahe Wasserversorgung nicht \r\nsachgerecht .................................................................................................... 5 \r\n2.1.3 § 51 Abs. 3 WHG – neu – Kostentragung ....................................................... 5 \r\n2.2 Art. 8 - Änderung Landesbeschaffungsgesetz ................................................ 6 \r\n2.3 Art. 2 - Änderung Trinkwasserverordnung ..................................................... 7 \r\n \r\n \r\n  \r\nzum Entwurf eines Bundeswehr-Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes \r\n1 Vorbemerkung \r\nDer BDEW bedankt sich für die Gelegenheit, zum Entwurf eines Bundeswehr-Infrastrukturbe\r\nschleunigungsgesetzes Stellung nehmen zu können. \r\nDie Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren für Vorhaben von besonderer \r\nBedeutung für die Verteidigungsfähigkeit Deutschlands ist angesichts der aktuellen sicher\r\nheitspolitischen Herausforderungen ein wichtiges und nachvollziehbares Anliegen. Der BDEW \r\nunterstützt grundsätzlich das Ziel, die hierfür erforderlichen infrastrukturellen Voraussetzun\r\ngen zeitnah zu schaffen. \r\nGleichzeitig berührt der Gesetzentwurf die Belange der öffentlichen Wasserversorgung und \r\ndamit einen Bereich der kritischen Daseinsvorsorge von herausragender gesamtgesellschaftli\r\ncher Bedeutung. Eine sichere und leistungsfähige Wasserversorgung ist unverzichtbare Vo\r\nraussetzung für die Versorgung von Bevölkerung, Wirtschaft und kritischer Infrastruktur. Dies \r\ngilt gleichermaßen für zahlreiche verteidigungsrelevante Einrichtungen und Vorhaben, die auf \r\ndie Infrastruktur der öffentlichen Wasserversorgung angewiesen sein werden. Insofern be\r\nsteht auch für die Bundeswehr ein hoher Nutzen für die Verfügbarkeit einer nachhaltig gesi\r\ncherten öffentlichen Wasserversorgung, die auch die Liegenschaften der Bundeswehr als Kun\r\nden beliefert. Wasser ist als Ressource nicht ersetzbar. \r\nVor diesem Hintergrund hält es der BDEW für erforderlich, dass die Belange der öffentlichen \r\nWasserversorgung bei der Ausgestaltung des Gesetzes angemessen berücksichtigt und mögli\r\nche Nutzungskonflikte sachgerecht aufgelöst werden. Dies betrifft insbesondere den Schutz \r\nder für die öffentliche Wasserversorgung erforderlichen Wasserressourcen sowie die Vermei\r\ndung zusätzlicher finanzieller Belastungen für die Wasserversorgungsunternehmen und ihre \r\nKunden. \r\n2 Im Einzelnen \r\n2.1 Art. 9 Änderung WHG \r\n2.1.1 \r\n§ 51 Abs. 3 WHG-neu – Beibehaltung des vorsorgenden Gewässerschutzes \r\nDer BDEW sieht die geplante § 51 Absatz 3 WHG kritisch, da er den bisherigen Stellenwert des \r\nvorsorgenden Trinkwasserschutzes im Rahmen der Schutzgebietsausweisung mindert. Insbe\r\nsondere bei der Festsetzung neuer Trinkwasserschutzgebiete kann die Regelung dazu führen, \r\ndass Nutzungsinteressen der Verteidigung Vorrang vor den Erfordernissen der langfristigen \r\nSicherung der öffentlichen Wasserversorgung erhalten. \r\nSeite 3 von 7 \r\nzum Entwurf eines Bundeswehr-Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes \r\nWasserschutzgebiete dienen dem vorsorgenden Schutz von Wasserressourcen und der Sicher\r\nstellung einer nachhaltigen öffentlichen Wasserversorgung. Der Schutz der Trinkwassergewin\r\nnung folgt dem wasserwirtschaftlichen Vorsorge- und Vermeidungsprinzip. Ziel muss es sein, \r\nBeeinträchtigungen von Wasserressourcen möglichst an der Quelle zu vermeiden und nicht \r\nerst durch nachträgliche technische oder infrastrukturelle Maßnahmen auszugleichen. \r\nDer vorgesehene Absatz 3 bestimmt, dass Flächen, die ausschließlich oder überwiegend Zwe\r\ncken der Verteidigung dienen, nur dann ganz oder teilweise als Trinkwasserschutzgebiete fest\r\ngesetzt werden sollen, wenn eine ortsnahe Wasserversorgung auf andere Weise nicht sicher\r\ngestellt werden kann. Damit verschiebt sich die Gewichtung zwischen den Belangen des vor\r\nsorgenden Trinkwasserschutzes und der Nutzungsinteressen der Verteidigung. Werden \r\ndadurch notwendige Schutzgebietsausweisungen erschwert oder unterlassen, steigt das Ri\r\nsiko, dass Belastungen der Wasserressourcen nicht vermieden, sondern später durch infra\r\nstrukturelle und kostenintensive Maßnahmen kompensiert werden müssen. \r\nDies verkennt auch den Umstand, dass alternative Belieferungen Gegenstand langwieriger Ge\r\nnehmigungsverfahren sind und somit in den meisten Fällen nur eine hypothetische Option \r\ndarstellen, wenn nicht die Genehmigung sogar in Gänze nicht erteilt wird.  \r\nAus Sicht der Wasserwirtschaft besteht die Gefahr, dass dadurch die langfristige Sicherung \r\nvon Trinkwasserressourcen beeinträchtigt wird. Wasserversorgungsunternehmen könnten \r\nveranlasst sein, auf weiter entfernte Gewinnungsgebiete auszuweichen oder zusätzliche tech\r\nnische und infrastrukturelle Maßnahmen zu ergreifen. Dies wäre mit höheren Kosten verbun\r\nden und steht dem Grundsatz einer möglichst ortsnahen Wasserversorgung gemäß § 50 Ab\r\nsatz 2 WHG entgegen. \r\nDie in der Begründung vorgesehene Möglichkeit, auf ortsferne Alternativen auszuweichen, \r\nsollte daher auf eng begrenzte Ausnahmefälle beschränkt bleiben. Aus wasserwirtschaftlicher \r\nSicht muss der vorsorgende Schutz geeigneter Trinkwasserressourcen weiterhin Vorrang ha\r\nben. \r\nVor diesem Hintergrund regen wir an, die Regelung um ein verpflichtendes Prüfgebot für al\r\nternative Standorte bei Neubauten zu ergänzen. Soweit Vorhaben der Verteidigung in Gebie\r\nten geplant werden, die für die Trinkwassergewinnung von besonderer Bedeutung sind oder \r\nhierfür in Betracht kommen, sollte verbindlich geprüft werden, ob Alternativstandorte mit ge\r\nringeren Auswirkungen auf die Wasserressourcen zur Verfügung stehen. Ein solches Prüfgebot \r\nwürde dazu beitragen, Nutzungskonflikte frühzeitig zu vermeiden und beiden Schutzgütern \r\nangemessen Rechnung zu tragen. \r\nSeite 4 von 7 \r\nzum Entwurf eines Bundeswehr-Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes \r\n2.1.2 \r\n§ 51 Abs. 3 WHG-neu – Beschränkung auf ortsnahe Wasserversorgung nicht sachge\r\nrecht \r\nDie Beschränkung auf eine „ortsnahe Wasserversorgung“ ist nicht sachgerecht. Die öffentli\r\nche Wasserversorgung erfolgt in vielen Regionen nicht ausschließlich aus ortsnahen Gewin\r\nnungsanlagen. Insbesondere Talsperren und regionale Verbundsysteme leisten einen wesent\r\nlichen Beitrag zur öffentlichen Wasserversorgung und sichern die Versorgung größerer Ein\r\nzugsgebiete über kommunale Grenzen hinweg. Gerade für die Fernwasserversorgung sind \r\nWasserschutzgebiete besonders wichtig, da es hier in der Regel keine Alternativen gibt und \r\ndie Auswirkungen einer Beeinträchtigung deutlich größer wären. Eine ausschließliche Fokus\r\nsierung auf ortsnahe Versorgungsstrukturen greift vor diesem Hintergrund zu kurz. Vielmehr \r\nmuss jede Form der Wasserversorgung erfasst werden, für die es keine Alternative gibt.  \r\nDer BDEW schlägt daher in § 51 Abs. 3 Satz 1 WHG daher folgende Änderung vor: \r\n„… Flächen, die ausschließlich oder überwiegend Zwecken der Verteidigung, insbesondere auch \r\nzur Erfüllung von Verpflichtungen des Bundes aus zwischenstaatlichen Verträgen, dienen oder \r\ndie in einem verbindlichen Plan für diese Zwecke ausgewiesen sind, sollen nur dann ganz oder \r\nteilweise als Trinkwasserschutzgebiete festgesetzt werden, wenn eine ortsnahe Wasserversor\r\ngung auf andere Weise nicht sichergestellt werden kann …“ \r\n2.1.3 \r\n§ 51 Abs. 3 WHG – neu – Kostentragung \r\nSollten Wasserversorgungsunternehmen infolge der Anwendung des Bundeswehrprivilegs ge\r\nzwungen sein, auf weiter entfernte Wasserressourcen auszuweichen oder zusätzliche techni\r\nsche und infrastrukturelle Maßnahmen zur Sicherstellung der öffentlichen Wasserversorgung \r\nzu ergreifen, ist gesetzlich sicherzustellen, dass die hierdurch entstehenden Mehrkosten voll\r\nständig vom Bund getragen werden. \r\nDarüber hinaus bedarf der Gesetzentwurf einer Klarstellung, unter welchen Voraussetzungen \r\ndie öffentliche Wasserversorgung als „auf andere Weise sichergestellt“ angesehen werden \r\nkann. Der Begriff lässt offen, welche Alternativen der öffentlichen Wasserversorgung zugemu\r\ntet werden darf und wo die Grenzen der Zumutbarkeit liegen. Insbesondere stellt sich die \r\nFrage, ob und in welchem Umfang der Bau kostenintensiver Fernleitungen, die Erschließung \r\nweiter entfernter Gewinnungsgebiete oder sonstige erhebliche Investitionen als zumutbare \r\nAusweichmaßnahmen angesehen werden sollen. \r\nAus Sicht der öffentlichen Wasserversorgung müssen bei der Beurteilung der Zumutbarkeit \r\nneben der technischen Machbarkeit insbesondere die wirtschaftlichen Auswirkungen, die Ver\r\nsorgungssicherheit, die Resilienz der Infrastruktur sowie die langfristigen Folgen für die \r\nSeite 5 von 7 \r\nzum Entwurf eines Bundeswehr-Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes \r\nbetroffenen Wasserkunden berücksichtigt werden. Eine Verlagerung der Wassergewinnung \r\nüber große Entfernungen kann erhebliche Investitions-, Betriebs- und Folgekosten verursa\r\nchen, die in keinem angemessenen Verhältnis zu den Interessen der örtlichen Wasserversor\r\ngung stehen. \r\nEine Umlage dieser Mehrkosten auf die Wasserentgelte/ -gebühren wäre bereits aus kartell- \r\nund gebührenrechtlicher Sicht problematisch. Vor allem wäre es nicht sachgerecht, die Finan\r\nzierung von Maßnahmen, die im Interesse der nationalen Verteidigung und damit des Bundes \r\nerfolgen, den Bürgerinnen und Bürgern einer einzelnen Region über höhere Wasserentgelte \r\naufzuerlegen. Kosten, die infolge verteidigungsbedingter Einschränkungen der Wassergewin\r\nnung entstehen, sind daher verursachungsgerecht vom Bund zu tragen. \r\n2.2 Art. 8 - Änderung Landesbeschaffungsgesetz \r\nZu § 1 Absatz 2 LBG-E regt der BDEW an, die dort genannten Belange ausdrücklich um die Be\r\nlange des Hochwasserschutzes sowie der öffentlichen Daseinsvorsorge zu ergänzen. Neben \r\nden Verteidigungsinteressen sind auch diese Gemeinwohlbelange von erheblicher Bedeutung \r\nund bei Entscheidungen über die Landbeschaffung angemessen zu berücksichtigen. Dies gilt \r\ninsbesondere für Flächen, die für die öffentliche Wasserversorgung oder die Abwasserentsor\r\ngung oder den Hochwasserschutz benötigt werden oder entsprechende Funktionen erfüllen. \r\nKritisch sieht der BDEW darüber hinaus die vorgesehene Möglichkeit, bei nicht raumbedeutsa\r\nmen Verfahren oder freihändigen Erwerbsmaßnahmen generell auf die Durchführung einer \r\nAnhörung zu verzichten. Die Regelung ist zu weit gefasst. Auch Vorhaben, die nicht als raum\r\nbedeutsam einzustufen sind, können erhebliche Auswirkungen auf Anlagen und Flächen der \r\nWasserwirtschaft sowie auf Belange der Daseinsvorsorge haben. Gleiches gilt für freihändige \r\nErwerbsmaßnahmen, soweit hiervon Flächen betroffen sind, die für die öffentliche Wasserver\r\nsorgung, die Abwasserentsorgung oder den Hochwasserschutz von Bedeutung sind. \r\nDer BDEW hält es daher für erforderlich, den Anhörungsverzicht enger zu fassen und zumin\r\ndest für Fälle auszuschließen, in denen Belange der kritischen Infrastruktur, der öffentlichen \r\nDaseinsvorsorge oder des Hochwasserschutzes berührt werden können. Nur so kann gewähr\r\nleistet werden, dass potenzielle Nutzungskonflikte frühzeitig erkannt und sachgerecht berück\r\nsichtigt werden. \r\nSeite 6 von 7 \r\nzum Entwurf eines Bundeswehr-Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes \r\n2.3 Art. 2 - Änderung Trinkwasserverordnung \r\nDie vorgesehene Einschränkung der Informationspflichten nach der Trinkwasserverordnung \r\nzugunsten verteidigungsrelevanter Belange sollte auf solche Informationen beschränkt wer\r\nden, deren Offenlegung tatsächlich sicherheitsrelevante Interessen beeinträchtigt. Aus Sicht \r\ndes BDEW darf die Regelung nicht dazu führen, dass den zuständigen Wasserversorgungsun\r\nternehmen Informationen vorenthalten werden, die für die sichere Gewinnung, Aufbereitung \r\nund Verteilung von Trinkwasser oder für die Wahrnehmung ihrer Pflichten nach der Trinkwas\r\nserverordnung erforderlich sind. \r\nDer BDEW regt daher an klarzustellen, dass Einschränkungen der Informationspflichten nur \r\ninsoweit zulässig sind, als die betreffenden Informationen für die Aufgabenerfüllung der öf\r\nfentlichen Wasserversorgung nicht wesentlich sind. Soweit Informationen für die Gewährleis\r\ntung der Trinkwasserqualität, die Versorgungssicherheit, die Risikobewertung oder das Krisen\r\nmanagement benötigt werden, müssen diese den betroffenen Wasserversorgungsunterneh\r\nmen weiterhin in geeigneter Weise zugänglich gemacht werden. \r\nSeite 7 von 7 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Verteidigung (BMVg)","shortTitle":"BMVg","url":"https://www.bmvg.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0025926","regulatoryProjectTitle":"Industrial Accelerator Act der Europäischen Union","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0b/a3/818144/Stellungnahme-Gutachten-SG2607220022.pdf","pdfPageCount":22,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 20. Juli 2026 \r\nPositionspapier \r\nBDEW-Positionspapier zum EU-Vorschlag eines  \r\nIndustrial Accelerator Act \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32 \r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 22 \r\nInhalt \r\n1 Zusammenfassung........................................................................................... 3 \r\n1.1 Kernforderungen .......................................................................................... 5 \r\n2 Ausgangslage und grundsätzliche Bewertung des Industrial Accelerator Act .... 6 \r\n3 Spezifische Anmerkungen zu den Inhalten des Industrial Accelerator Act ......... 8 \r\n3.1 Kapitel II (IAA), „Grundlegende Voraussetzungen für die Industrie und die \r\nindustrielle Dekarbonisierung“ .................................................................. 8 \r\n3.1.1 Artikel 4-6 (IAA), Zentrale Zugangspunkte, Genehmigungsverfahren, \r\nProjekte zur Dekarbonisierung energieintensiver Industrien .................... 8 \r\n3.2 Kapitel III (IAA), „Stärkung der strategischen industriellen \r\nWertschöpfungsketten der Union“ ............................................................ 9 \r\n3.2.1 Artikel 7, 11, 12 i. V. m. Annex II: „Union origin“, öffentliche Beschaffung 9 \r\n3.2.2 Artikel 8, 9: Gleichwertigkeit von Inhalten aus Drittländern ..................... 12 \r\n3.2.3 Artikel 10, Annex II: Leitmärkte für CO2-arme Produkte ........................... 13 \r\n3.2.4 Artikel 13, 14, 15 i. V. m. Annex III: Verkehrssektor, Unterstützung für \r\nUnternehmensfahrzeuge, Einhaltung von CO2-Normen, Union content \r\nAnforderungen ......................................................................................... 15 \r\n3.3 Kapitel IV (IAA): „Beitrag ausländischer Investitionen“ ............................. 16 \r\n3.4 Kapitel V (IAA): „Beschleunigungsgebiete für die industrielle Fertigung“ . 16 \r\n3.5 Kapitel VI: Schlussbestimmungen .............................................................. 17 \r\n3.5.1 Artikel 30 i. V. m. Artikeln 8, 9, 10, 16 (2), (3) und 24: Befugnis der EU zur \r\nFestlegung delegierter Rechtsakte .......................................................... 17 \r\n3.6 Änderungen des NZIA: Artikel 34 (IAA) ...................................................... 18 \r\n3.6.1 Änderungen an Art. 26 (NZIA) i. V. m. neuem Annex II (NZIA) .................. 19 \r\n3.6.2 Änderungen an Artikel 25 und neuer Artikel 25a NZIA ............................. 21 \r\n3.6.3 Neue Artikel 28a-28e NZIA ......................................................................... 21 \r\n4 Auswirkungen auf Energiewende und Systemkosten beachten ....................... 22 \r\n \r\n1 Zusammenfassung \r\nDer BDEW unterstützt die Ziele des Industrial Accelerator Act (IAA), europäische Produkti\r\nonskapazitäten zu stärken, strategische Abhängigkeiten zu reduzieren und die Resilienz zent\r\nraler Wertschöpfungsketten zu erhöhen. Für die Energiewirtschaft sind sichere, diversifi\r\nzierte und vertrauenswürdige Lieferketten sowie der ungehinderte Zugang zu Komponenten \r\nauch aus Nicht-EU-Staaten in der EU und in Drittländern eine zentrale Voraussetzung für \r\nVersorgungssicherheit, industrielle Dekarbonisierung und das Gelingen der Energiewende. \r\nResilienz darf jedoch nicht mit vollständiger Importunabhängigkeit verwechselt werden. \r\nErforderlich ist vielmehr eine offene strategische Souveränität, die den gezielten Aufbau \r\neuropäischer Produktionskapazitäten mit international diversifizierten Lieferketten und be\r\nlastbaren Partnerschaften mit gleichgestellten1 Drittstaaten verbindet. Der IAA setzt auf \r\nNachfrageinstrumente, insbesondere öffentliche Beschaffung, Auktionen und Fördermecha\r\nnismen verbunden mit Herkunfts- und Nachhaltigkeitsanforderungen. Diese Instrumente \r\nkönnen industriepolitische Ziele unterstützen, bergen aber erhebliche Risiken für Wettbe\r\nwerb, Kosten, Bürokratie und Ausbaugeschwindigkeit. Aus Sicht des BDEW sollten industrie\r\npolitische Ziele vorrangig durch Investitionsanreize, Förderinstrumente, Kreditprogramme, \r\nsteuerliche Anreize und die direkte Unterstützung europäischer Produktionskapazitäten \r\nverfolgt werden. Diese stärken den Aufbau europäischer Wertschöpfung und vermeiden \r\nEingriffe in bestehende Beschaffungsmärkte. Werden industriepolitische Ziele primär über \r\nöffentliche Beschaffung und Ausschreibungen umgesetzt, drohen höhere Kosten, zusätzli\r\ncher Bürokratieaufwand, Wettbewerbsverzerrungen und Verzögerungen beim Ausbau von \r\nErneuerbaren Energien, Speichern, Wasserstoff und Netzinfrastruktur. Zusätzliche vergabe\r\nrechtliche Vorgaben für die Energiewirtschaft werden seitens des BDEW klar abgelehnt. \r\nÖffentliche Auftraggeber, einschließlich vieler Energieversorgungsunternehmen, unterliegen \r\numfassenden vergaberechtlichen Vorgaben. Falls diese weiter verschärft werden, besteht die \r\nGefahr von Marktverzerrungen sowie Marktverschiebungen und Angebotsverknappungen, die \r\nsich mittelfristig zulasten der Preisgünstigkeit der Energieversorgung auswirken werden. \r\nIAA und Vergaberechtsreform müssen kohärent zusammengedacht werden, um übermäßig \r\nbelastende Vorgaben zu verhindern.  \r\nAls Bundesverband mit über 2.000 Mitgliedsunternehmen aus den Bereichen Energie-,  \r\nWasser- und Abwasserwirtschaft vertritt der BDEW Unternehmen, die unterschiedlichen \r\nvergaberechtlichen Regimen unterliegen, von klassischen öffentlichen Auftraggebern über \r\n1Unter „gleichgestellt“ wird hierbei der im IAA angelegte Ansatz verstanden, neben der Europäischen Union auch bestimmte Drittstaaten \r\nmit vergleichbaren Handels- und Beschaffungsstandards zu berücksichtigen. Dies umfasst insbesondere WTO-GPA-Staaten sowie weitere \r\nPartnerländer entlang klar definierter Kriterien, vgl. Kapitel 3.2.2 dieses Positionspapiers. \r\nSeite 3 von 22 \r\nSektorenauftraggeber bis hin zu nicht vergabepflichtigen Marktakteuren. Viele BDEW- \r\nMitgliedsunternehmen sind zudem selbst als Bieter an Ausschreibungsverfahren beteiligt. \r\nDie BDEW-Mitglieder sind somit sowohl auf der Auftraggeberseite als auch auf der Bieter\r\nseite von den vergaberechtlichen Regelungen betroffen.  \r\nInsbesondere die Energiewirtschaft in Deutschland steht aktuell im Zuge der Energiewende \r\nund der Transformation hin zu einer klimaneutralen Energieversorgung vor erheblichen Her\r\nausforderungen. Bis 2030 sind dafür Investitionen von insgesamt etwa 721 Milliarden Euro \r\nerforderlich. Bis 2035 kommen weitere 493 Milliarden Euro hinzu. Angesichts dieser enor\r\nmen Investitionssummen nimmt das öffentliche Beschaffungswesen eine besonders wichtige \r\nRolle ein. Aus Sicht des BDEW ist daher grundsätzlich von hoher Bedeutung, dass Vergabe\r\nverfahren primär der wirtschaftlichen, effizienten und wettbewerblichen Beschaffung die\r\nnen und nicht mit zusätzlichen politischen Zielsetzungen überfrachtet werden, die den Wett\r\nbewerb verzerren. Vielmehr ist das Vergaberecht zu erleichtern und höhere Flexibilitäten zu \r\nermöglichen. Zudem erfolgt ein erheblicher Teil der Investitionen über Fördermittelaus\r\nschreibungen in vom IAA umfasste Technologien oder Komponenten, die zu einem großen \r\nAnteil aus Drittstaaten importiert werden. Angesichts der herausgehobenen Bedeutung ei\r\nner zügig voranschreitenden Energiewende und der Schlüsselfunktion einer sicheren und \r\nkosteneffizienten Energieversorgung gilt es, zu ausgewogenen Lösungen in Bezug auf Sicher\r\nheitsanforderungen, Reduzierung und Vermeidung einseitiger Abhängigkeiten einerseits so\r\nwie des ungehinderten Zugangs zu Komponenten auch aus dem Nicht-EU-Ausland und dem \r\nErhalt der Wettbewerbsfähigkeit europäischer Unternehmen in Drittstaaten andererseits \r\nund industriepolitischen Ansätzen zu kommen.  \r\nDer BDEW spricht sich daher für eine zielgenaue, praxistaugliche und bürokratiearme Aus\r\ngestaltung des IAA aus. Zusätzliche Anforderungen müssen auf sicherheitsrelevante, sys\r\ntemkritische oder tatsächlich resilienzrelevante Komponenten begrenzt, mit wirksamen Aus\r\nnahmen versehen und an Marktverfügbarkeit, Wettbewerb und Kostenfolgen gekoppelt \r\nwerden. Der Ausbau von Erneuerbaren Energien, Speichern, der Produktion von grünem \r\nWasserstoff, Wasserstoffinfrastruktur und Netzen darf nicht verteuert oder verzögert wer\r\nden. Dies gilt sowohl für die Ausgestaltung von Leitmärkten für CO₂-arme und CO₂-basierte \r\nProdukte als auch für die vorgeschlagenen Änderungen des NZIA durch Art. 34 IAA. Änderun\r\ngen an vergaberechtlichen Vorgaben sowie an den nicht-preislichen Kriterien in Ausschrei\r\nbungen sollten vor diesem Hintergrund nicht vorgenommen werden, bevor die bestehenden \r\nRegelungen praktisch umgesetzt und evaluiert wurden.  \r\nCybersecurity-Anforderungen unterstützt der BDEW grundsätzlich, sofern sie funktional, \r\nrisikobasiert und kohärent mit dem Cybersecurity Act II und weiteren relevanten Rechtsak\r\nten ausgestaltet werden. Sie dürfen jedoch nicht sachfremden Zielen dienen. \r\nSeite 4 von 22 \r\n1.1 Kernforderungen \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nIndustriepolitische Ziele des IAA sind vorrangig über Förderinstrumente, Investitionsan\r\nreize, Kreditprogramme, Steuererleichterungen und direkte Unterstützung europäischer \r\nProduktionskapazitäten zu verfolgen statt primär über verpflichtende Vorgaben im \r\nVergabe- und Auktionsrecht.  \r\nDer IAA und die anstehende Revision der EU-Vergaberichtlinien sind kohärent aufeinan\r\nder abzustimmen. Zusätzliche Herkunfts-, Resilienz- oder Nachhaltigkeitsanforderungen \r\nsind sparsam einzusetzen. Das grundlegende Ziel des Vergaberechts muss die Vereinfa\r\nchung und Flexibilisierung der öffentlichen Beschaffung sein. \r\nEine Ausweitung des Anwendungsbereichs des NZIA oder eine Verschärfung der Ausnah\r\nmetatbestände durch Art. 34 IAA ist vor Evaluation der Wirksamkeit des NZIA abzu\r\nlehnen. Die bestehenden NZIA-Regelungen sollten zunächst umgesetzt und evaluiert \r\nwerden. \r\n„Union origin“-Anforderungen sind gezielt, risikobasiert und marktverfügbar auszugestal\r\nten. Pauschale Herkunftsvorgaben ohne konkreten Sicherheits-, Resilienz- oder System\r\nbezug sollten vermieden werden. \r\nBelastbare Partnerschaften mit gleichgestellten Drittstaaten, insbesondere WTO-GPA\r\nStaaten, sind in die „Union origin“-Logik einzubeziehen und Beschaffung sowie Auktio\r\nnen möglichst kohärent auszugestalten. Änderungen von Länderlisten dürfen nur trans\r\nparent, evidenzbasiert und mit Übergangsfristen erfolgen. \r\n› Leitmärkte für CO₂-arme Produkte sind auf Grundlage klarer Definitionen, praxistaugli\r\ncher Zertifizierung und eines angemessenen Ambitionsniveaus zu schaffen. Begriffe wie \r\n„low carbon“ müssen dafür frühzeitig rechtssicher geklärt werden. Die Schaffung von Leit\r\nmärkten sollte auch CO₂-basierte Produkte umfassen. \r\n› Cybersecurity-Anforderungen sind grundsätzlich zu unterstützen, aber funktional, risiko\r\nbasiert und kohärent mit dem Cybersecurity Act II, NIS2 und der CER-Richtlinie auszuge\r\nstalten sowie nicht mit industriepolitischen Anliegen zu vermischen. Die Liste der Hochri\r\nsikolieferanten muss vor Anwendung der IAA-Pflichten feststehen. Die Ausweitung der \r\nbestehenden Anforderungen zu Cyber- und Data Security auf alle Ausschreibungen sollte \r\nmit angemessener Übergangsfrist erfolgen, um die Praktikabilität in ersten NZIA- \r\nAusschreibungen zu überprüfen und ggf. nachzubessern.   \r\nSeite 5 von 22 \r\n2 Ausgangslage und grundsätzliche Bewertung des Industrial Accelerator Act \r\nDer BDEW unterstützt die übergeordneten Ziele des Industrial Accelerator Act (IAA), insbe\r\nsondere den Erhalt sowie den Aus- und Aufbau europäischer Produktionskapazitäten, die für \r\ndie Energiewende, industrielle Dekarbonisierung und Versorgungssicherheit zentral sind. \r\nDie langfristige Sicherstellung der Versorgung mit und der Schutz von Transformationstech\r\nnologien ist eine zentrale Bedingung für ein resilientes Energiesystem. Derzeit bestehen je\r\ndoch in Bezug auf einzelne Energiewende- und Digitalisierungstechnologien risikobehaftete \r\nAbhängigkeiten von einzelnen Drittstaaten2. \r\nResilienz heißt in diesem Kontext nach Ansicht des BDEW nicht Importunabhängigkeit, \r\ndenn eine vollständige Verlagerung der teils komplexen Lieferketten der Energiewirtschaft \r\nnach Europa ist weder realistisch noch erstrebenswert. Stattdessen gilt es, auf eine strategi\r\nsche Souveränität hinzuarbeiten, die es der EU insgesamt ermöglicht, Abhängigkeiten insbe\r\nsondere bei sicherheitsrelevanten Komponenten von einzelnen Lieferländern zu reduzieren \r\nund eigenes Know-how sowie Wertschöpfung zu behalten bzw. wiederaufzubauen. Um dies \r\nzu erreichen, gilt es, sowohl die Diversifizierung von Lieferketten unter Nutzung der Vorteile \r\nder Globalisierung voranzutreiben als auch heimische Industrien zu stärken bzw. wiederauf\r\nzubauen und verstärkt die Vorteile der Kreislaufwirtschaft zu nutzen. Dazu bedarf es einer \r\nInnovationsoffensive bei Schlüsseltechnologien und -fähigkeiten insbesondere auch im Be\r\nreich der Wasserstofftechnologien sowie von Technologien zur Speicherung und Nutzung \r\nvon Kohlenstoffdioxid (CCU und CCS). In diesem Sinne sind auch CO₂-basierte Produkte, etwa \r\ndurch die Nutzung von CO₂ in der Chemieindustrie im Rahmen von CCU, sowie Baustoffe wie \r\nZement, der unter Einsatz von CCS hergestellt wurde, zu berücksichtigen.  \r\nDamit der IAA tatsächlich die europäische Industrie insbesondere als Hersteller von Netto\r\nNull-Technologien stärkt, muss eine hohe Bürokratielast unbedingt vermieden werden. Der \r\nzu erwartende massive Aufbau von Bürokratie durch die Vorschläge des IAA steht im Ge\r\ngensatz hierzu, wie auch zum erklärten Ziel der Europäischen Kommission, Verfahren zu be\r\nschleunigen und zu vereinfachen. Wichtig ist in diesem Zusammenhang auch, die Kongruenz \r\ndes IAA mit bestehenden oder in Überarbeitung befindlichen Regelungen wie insbesondere \r\ndem Net-Zero Industry Act (NZIA) und dem EU-Vergaberecht sicherzustellen.  \r\nWichtig ist zudem, dass die richtige Balance zwischen Resilienz, der Ermöglichung des Aus\r\nbaus von Erneuerbaren Energien und Netzen und der möglichst unbürokratischen Ausge\r\nstaltung der Regelungen gefunden wird, um die Energiewende-Ziele nicht zu gefährden. \r\nDazu gehört auch die Anerkennung, dass eventuelle Mehrkosten durch die teilweise zu \r\n2Vgl. BDEW-Diskussionspapier: Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe, 28. August 2025 \r\nSeite 6 von 22 \r\nerfolgenden Beschaffungen teurerer europäischer Produkte die Gesamtkosten des Energie\r\nsystems erhöhen und damit dem Ziel einer Reduktion von Energiepreisen zur Stärkung der \r\nWettbewerbsfähigkeit entgegenstehen. Die im Industrial Accelerator Act (IAA) vorgesehenen \r\nMaßnahmen bergen zudem das Risiko erheblicher Wettbewerbsverzerrungen in liberali\r\nsierten Energiemärkten. Maßnahmen wie z. B. Investitionsabsicherungsinstrumente, Kredit\r\nprogramme, Sonderabschreibungen/Steuererleichterungen und direkte Förderung für den \r\nAuf- und Ausbau europäischer Produktionskapazitäten – bestenfalls auf EU-Ebene – können \r\ndie Ziele des IAA unbürokratischer und zielgerichteter unterstützen als vergaberechtliche \r\nVorschriften und dabei Wettbewerbsverzerrungen vermeiden.  \r\nDer Industrial Accelerator Act sieht keine Förderarchitektur für die betroffenen Technologien \r\nund Industriezweige vor, sondern knüpft mit zusätzlichen Vorgaben an bestehende nationale \r\nund europäische Förderinstrumente an. Er sieht stattdessen die Nutzung von Nachfragein\r\nstrumenten als zentrales industriepolitisches Steuerungsinstrument vor. Dies betrifft insbe\r\nsondere Auktionen für Erneuerbare Energien, öffentliche Beschaffung sowie weitere Formen \r\nstaatlicher Unterstützung. Dabei werden bestehende Instrumente, insbesondere Art. 26 \r\nNZIA, erheblich ausgeweitet und mit zusätzlichen Anforderungen versehen. Dies betrifft di\r\nverse Anforderungen an Lieferketten und Sicherheitsaspekte. Diese zusätzlichen Anforde\r\nrungen werden unmittelbar in bestehende Auktions- und Beschaffungssysteme integriert, \r\nohne dass ihre Auswirkungen auf Kosten, Wettbewerb und Ausbaugeschwindigkeit jedoch \r\nhinreichend berücksichtigt werden. Um den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien \r\nnicht auszubremsen, muss zwingend vermieden werden, dass der Anwendungsbereich von \r\nArt. 26 NZIA vorschnell ausgeweitet wird, und damit die Projektkosten selbst sowie der Auf\r\nwand der Nachweisführung über die Einhaltung der nicht-preisbezogenen Kriterien übermä\r\nßig komplex und bürokratisch ausgestaltet werden. Auch muss die Nachweisführung auf für \r\ndie Unternehmen realistisch überprüfbare Komponenten begrenzt werden. Andere Ausge\r\nstaltungen würden dem übergeordneten EU-Ziel des Abbaus von Bürokratie zuwiderlaufen. \r\nDer BDEW weist ausdrücklich darauf hin, dass der Erhalt, Aus- oder Wiederaufbau von Pro\r\nduktionsstandorten für EE-Technologien innerhalb der EU nicht allein durch vergaberechtli\r\nche Vorgaben erreicht werden können. Vielmehr sind langfristige (finanzielle) Anreize sowie \r\nstrategische und übergreifende Ansätze nötig sowie das klare Bekenntnis zum EU-Klimaneut\r\nralitätsziel 2050 sowie zum EE-Ziel 2030. Nur so kann die notwendige langfristige Investiti\r\nonssicherheit geschaffen sowie die nötige Infrastruktur nachhaltig aufgebaut und das Ziel \r\nder EU-Kommission erreicht werden, Entwicklung, Produktion, Know-how und Innovation \r\nbei den Netto-Null-Technologien innerhalb der Europäischen Union zu halten und weiterzu\r\nentwickeln sowie ggf. wiederanzusiedeln. \r\nSeite 7 von 22 \r\nDer BDEW steht einer Berücksichtigung von „Union origin“-Anforderungen im Rahmen von \r\nFörderinstrumenten grundsätzlich offener gegenüber als verpflichtenden Vorgaben im \r\nVergabe- oder Auktionsrecht, da Förderinstrumente weniger stark in bestehende Beschaf\r\nfungsmärkte eingreifen und gezieltere Investitionsanreize setzen können. \r\n3 Spezifische Anmerkungen zu den Inhalten des Industrial Accelerator Act \r\nDer BDEW kommentiert in der Folge die Auswirkungen der vorliegenden Vorschläge für ei\r\nnen europäischen Industrial Accelerator Act (IAA) auf die Energiewirtschaft.  \r\n3.1 Kapitel II (IAA), „Grundlegende Voraussetzungen für die Industrie und die industrielle \r\nDekarbonisierung“ \r\n3.1.1 \r\nArtikel 4-6 (IAA), Zentrale Zugangspunkte, Genehmigungsverfahren, Projekte zur \r\nDekarbonisierung energieintensiver Industrien \r\nDie mit den Artikeln 4 und 5 IAA vorgesehenen zentralen Zugangspunkte und einheitlichen \r\nGenehmigungsverfahren für industrielle Fertigungsprojekte können grundsätzlich dazu bei\r\ntragen, Verfahren zu vereinfachen und zu beschleunigen. Für die Energiewirtschaft ist dies \r\ninsbesondere dort relevant, wo Projekte zur industriellen Dekarbonisierung, zum Hochlauf \r\nvon Wasserstofftechnologien oder zur Herstellung von Energiewende-Komponenten betrof\r\nfen sind. \r\nNach Artikel 6 (2) IAA werden Projekte zur Dekarbonisierung energieintensiver Industrien \r\nnach Art. 14 der EU-Verordnung 2025/0391 zur Beschleunigung von Umweltprüfungen aus\r\ndrücklich als strategische Projekte, die zur Resilienz und Dekarbonisierung oder Ressour\r\nceneffizienz beitragen, definiert. Für sie kommt nach Artikel 6(1) der durch den IAA neu ein\r\ngeführte Artikel II Anhang II der Verordnung (EU) 2024/1735 (NZIA) zur Anwendung. Diese \r\nEinordnung kann grundsätzlich sinnvoll sein, wenn sie tatsächlich zu schnelleren Planungs- \r\nund Genehmigungsverfahren führt. \r\nProblematisch wäre jedoch, wenn die Einstufung als strategisches Projekt zugleich dazu \r\nführt, dass diese Projekte zusätzlichen Resilienz-, Herkunfts- oder Nachweisanforderungen \r\nunterliegen, die die bezweckte Beschleunigung wieder aufheben. Gerade strategische Pro\r\njekte dürfen nicht durch zusätzliche Beschaffungs-, Nachweis- oder Lieferkettenpflichten un\r\nnötig verlangsamt werden. Andernfalls besteht die Gefahr, dass die Beschleunigungswirkung \r\ndes IAA konterkariert wird und strategische Projekte gegenüber nicht entsprechend einge\r\nstuften Projekten faktisch schlechter gestellt werden. \r\nSeite 8 von 22 \r\nLösung:  \r\n› \r\nDie Anwendung zusätzlicher Resilienz- und Herkunftsanforderungen auf strategische Pro\r\njekte nach Art. 6 IAA sollte überprüft und deutlich flexibler ausgestaltet werden. Insbe\r\nsondere muss sichergestellt werden, dass zusätzliche Nachweis- und Beschaffungspflich\r\nten die vom IAA angestrebten Beschleunigungswirkung nicht konterkarieren. Strategi\r\nsche Projekte sollten daher von zusätzlichen Anforderungen ausgenommen werden kön\r\nnen, wenn diese zu erheblichen Verzögerungen, eingeschränktem Wettbewerb oder un\r\nverhältnismäßigen Mehrkosten führen. \r\n3.2 Kapitel III (IAA), „Stärkung der strategischen industriellen Wertschöpfungsketten der \r\nUnion“ \r\n3.2.1 \r\nArtikel 7, 11, 12 i. V. m. Annex II: „Union origin“, öffentliche Beschaffung \r\nHinsichtlich einer verpflichtenden Buy-European-Regelung ist darauf hinzuweisen, dass die \r\nBevorzugung von Unternehmen aus der Europäischen Union aus Sicherheitsgründen grund\r\nsätzlich nachvollzogen werden kann, insbesondere wenn es um den Schutz kritischer Infra\r\nstrukturen, die Vermeidung sicherheitsrelevanter Abhängigkeiten oder den Umgang mit sen\r\nsiblen Daten und Dokumenten geht. \r\nDeutlich kritischer zu bewerten ist hingegen eine EU-Präferenz, die primär industriepoliti\r\nschen Zielen dient und mit umfangreichen zusätzlichen Prüf- und Nachweispflichten für öf\r\nfentliche Auftraggeber verbunden wäre. So müssten Vergabestellen gegebenenfalls die Be\r\nteiligungs- und Eigentümerstrukturen von Bietern analysieren, um festzustellen, ob Dritt\r\nstaatsunternehmen einen beherrschenden Einfluss ausüben. Hinzu kämen Prüfungen ent\r\nlang der Wertschöpfungsketten, etwa zur Ermittlung des Anteils europäischer Wertschöp\r\nfung innerhalb der Lieferkette. Darüber hinaus wären öffentliche Auftraggeber gehalten, die \r\nkomplexen Regelungen des Government Procurement Agreement (GPA) sowie einschlägiger \r\nFreihandelsabkommen zu berücksichtigen, um die Herkunft einzelner Leistungen oder Kom\r\nponenten rechtssicher einordnen zu können. \r\nDiese zusätzlichen Anforderungen würden zu einer erheblichen administrativen Mehrbelas\r\ntung führen, die in der Praxis kaum handhabbar erscheint. Sie stünden zudem im deutlichen \r\nWiderspruch zu den aktuellen Bestrebungen, das Vergaberecht zu vereinfachen und Beschaf\r\nfungsverfahren zu beschleunigen. Das mit dem Vergabebeschleunigungsgesetz verfolgte Ziel \r\neiner effizienteren und praxisnäheren Vergabepraxis würde dadurch konterkariert.  \r\nDer IAA sieht in Kapitel III eine deutliche Ausweitung industriepolitischer Nachfrageinstrum\r\nente vor. Dies betrifft insbesondere öffentliche Beschaffung, Auktionen für Netto-Null- \r\nTechnologien sowie weitere staatlich beeinflusste Nachfrageinstrumente. Ziel ist es, durch \r\nSeite 9 von 22 \r\nzusätzliche Resilienz-, Nachhaltigkeits-, Sicherheits- und Herkunftsanforderungen europäi\r\nsche Produktionskapazitäten und Lieferketten gezielt zu stärken.  \r\nDie im IAA vorgesehenen zusätzlichen Anforderungen bergen gleichzeitig erhebliche Risi\r\nken für Wettbewerb, Ausbaugeschwindigkeit und Investitionsbedingungen. Dies betrifft \r\ninsbesondere die geplante Ausweitung nicht-preislicher Kriterien im Rahmen von Auktionen \r\nsowie die Einführung zusätzlicher „Union origin“-Anforderungen über Annex II und Annex III \r\ndes NZIA in der durch den IAA geänderten Fassung.  \r\nÖffentliche Auftraggeber, einschließlich vieler öffentlicher Energieversorgungsunternehmen, \r\nunterliegen umfassenden vergaberechtlichen Vorgaben. Werden diese weiter verschärft, be\r\nsteht die Gefahr von Marktverzerrungen sowie Marktverschiebungen und Angebotsverknap\r\npungen, die sich mittelfristig zulasten der Preisgünstigkeit der Energieversorgung auswirken \r\nwerden. Dabei empfiehlt der BDEW ausdrücklich, von einer Ausweitung vergaberechtlicher \r\nPflichten auf weitere Unternehmen abzusehen, damit beschriebene Risiken nicht verstärkt \r\nwerden. Ziel sollte vielmehr sein, zusätzliche IAA-bedingte Beschaffungsanforderungen für \r\ndie Energiewirtschaft zu vermeiden oder rechtssicher zu begrenzen. \r\nIn der Praxis können zusätzliche Kriterien in allen betroffenen Bereichen dazu führen, dass \r\npotenzielle Bieter vor den komplexen und zeitaufwendigen Verfahren zurückschrecken \r\nund stattdessen Auftraggeber bevorzugen, die nicht an das Vergaberecht gebunden sind. \r\nSie greifen somit unmittelbar in bestehende Beschaffungs- und Lieferkettenstrukturen ein \r\nund können insbesondere in Märkten mit begrenzter Anbieterbasis zu höheren Kosten, ge\r\nringerer Wettbewerbsintensität und längeren Beschaffungsprozessen führen: Je restrikti\r\nver die Kriterien sind, desto weniger Akteure nehmen am Ausschreibungsverfahren teil. So \r\nkann der besorgniserregende Trend zu sehr wenigen Angeboten bei öffentlichen Ausschrei\r\nbungen noch verschärft werden: Die durchschnittliche Anzahl der Angebote pro Ausschrei\r\nbung sank branchenübergreifend um fast 40 % von 5,6 (2006–2010) auf 3,4 (2017–2024). \r\nGleichzeitig stieg der Anteil der öffentlichen Ausschreibungen mit nur einem Bieter in den \r\nletzten zehn Jahren von 23,5 % auf 41,8 %. 3  \r\nMit Blick auf Wasserstoffinfrastrukturprojekte ist anzumerken, dass die Anwendung der \r\n„Union origin“ und „low carbon“ Anforderungen auf öffentliche Energieversorgungsunter\r\nnehmen zu höheren Investitionskosten und längeren Realisierungszeiten beim Hochlauf \r\nder Wasserstoffwirtschaft führen kann. Verzögerungen beim Aufbau von Wasserstoff- \r\nInfrastruktur und -Produktion würden damit die Verfügbarkeit von erneuerbarem Wasser\r\nstoff für die europäische Industrie unmittelbar beeinträchtigen und so die Herstellung genau \r\n3Europäische Kommission, Evaluation of the Public Procurement Directives, 2025, S. 25 \r\nSeite 10 von 22 \r\njener „low carbon“ Produkte in der EU erschweren, deren Produktion der Industrial  \r\nAccelerator Act fördern soll (vgl. Kapitel 3.2.3 dieses Positionspapiers).  \r\nEiner Berücksichtigung von „Union origin“ Anforderungen bei der Vergabe von Fördermit\r\nteln (Artikel 12) steht der BDEW offen gegenüber. Im Unterschied zu verpflichtenden Vor\r\ngaben im Vergabe- oder Auktionsrecht greifen Anforderungen im Rahmen von Förderpro\r\ngrammen weniger stark in bestehende Beschaffungsmärkte und Wettbewerbsstrukturen \r\nein. Förderinstrumente können grundsätzlich ein geeigneteres Mittel darstellen, um Investi\r\ntionen in europäische Produktionskapazitäten sowie resiliente Lieferketten anzureizen, ohne \r\nöffentliche Beschaffung oder wettbewerbliche Ausschreibungen mit zusätzlichen ver\r\npflichtenden Kriterien zu überfrachten. Investitions- und Produktionsanreize sind aus Sicht \r\ndes BDEW grundsätzlich besser geeignet, industriepolitische Ziele zu unterstützen als ver\r\npflichtende Eingriffe in Beschaffungs- und Auktionsverfahren. Dies zeigt auch der Ansatz des \r\nUS Inflation Reduction Act: Dort werden saubere Energietechnologien und industrielle Wert\r\nschöpfung unter anderem über Produktions- und Investitionsanreize gestärkt, etwa durch \r\nSteueranreize für die Herstellung von Solar-, Wind-, Inverter-, Batterie- und kritischen Roh\r\nstoffkomponenten sowie durch Bonusförderungen bei Erfüllung von Domestic-Content- \r\nAnforderungen. Im Unterschied hierzu fehlt es dem IAA bislang an einem langfristig angeleg\r\nten, umfassenden Maßnahmenpaket, das Investitionen in europäische Produktionskapazitä\r\nten in vergleichbarer Weise mobilisieren kann. Investitionsabsicherungsinstrumente, Kredit\r\nprogramme, Sonderabschreibungen/Steuererleichterungen oder direkte Förderung für den \r\nAuf- und Ausbau europäischer Produktionskapazitäten können die Ziele des IAA unbürokrati\r\nscher und zielgerichteter unterstützen als vergaberechtliche Vorschriften und dabei Wettbe\r\nwerbsverzerrungen vermeiden.  \r\nLösung:  \r\n› \r\n› \r\nStatt die unterstützenswerten Ziele des IAA über vergaberechtliche Vorgaben zu lenken, \r\nsind industriepolitische Zielsetzungen über Förderinstrumente und (nicht-finanzielle) \r\nInvestitionsanreize zu adressieren und nicht über verpflichtende Eingriffe in Beschaf\r\nfungsverfahren. Gleichzeitig ist sicherzustellen, dass entsprechende Anforderungen tech\r\nnologieoffen, verhältnismäßig und praxistauglich ausgestaltet werden. \r\nSollte weiterhin der Weg über öffentliche Beschaffungen verfolgt werden, ist \r\n darauf zu achten, zusätzliche Anforderungen freiwillig auszugestalten oder mit wirk\r\nsamen Ausnahmen, Übergangsfristen, Opt-outs und Flexibilitätsmechanismen zu ver\r\nsehen.  \r\n die Anwendung zusätzlicher Anforderungen im Vergabeverfahren nur dort verpflich\r\ntend auszugestalten, wo sie für die europäische Produktion sicherheitsrelevanter \r\nSeite 11 von 22 \r\noder systemkritischer Komponenten tatsächlich erforderlich sind. Hierunter fallen ins\r\nbesondere digitale Steuerungs-, Kommunikations- oder Fernzugriffsfunktionen. Pau\r\nschale Herkunfts- oder Local-Content-Vorgaben ohne solchen Bezug sollten vermieden \r\nwerden. \r\n zu prüfen, ob bestimmte für die allgemeine energiepolitische Ausrichtung der Union \r\nrelevante Bereiche, insbesondere die Energiewirtschaft, von zusätzlichen verpflichten\r\nden Kriterien ausgenommen oder zumindest deutlich flexibler ausgestaltet werden \r\nkönnen, um Verzögerungen beim Ausbau und Kostensteigerungen zu vermeiden. \r\n dafür zu sorgen, dass Ausnahmen praxistauglich ausgestaltet werden. Der IAA sieht \r\nbeispielsweise in Artikel 11 (3) zwar Ausnahmen bei fehlenden geeigneten Angeboten \r\n(„no suitable tenders“) vor. Ein Rückgriff nur auf erfolglose Verfahren der letzten zwei \r\nJahre bildet die Beschaffungsrealität in der Energieinfrastruktur nicht ausreichend ab. \r\nGerade bei langfristigen und zeitkritischen Infrastrukturprojekten sollte vermieden \r\nwerden, dass Auftraggeber bereits gescheiterte Verfahren allein zur formalen Erfüllung \r\nvon Nachweisanforderungen wiederholen müssen. Der Zeitraum sollte daher auf fünf \r\nJahre verlängert werden. \r\n Auf die weiteren Punkte unter Kapitel 3.6 dieser Stellungnahme wird verwiesen. \r\n3.2.2 \r\nArtikel 8, 9: Gleichwertigkeit von Inhalten aus Drittländern \r\nAus Sicht des BDEW ist entscheidend, dass die Definition der Gleichstellung von Drittstaaten \r\nlangfristig stabil und verlässlich ausgestaltet wird. Die Diversifizierung internationaler Liefer\r\nketten ist ein zentraler Bestandteil europäischer Resilienz und darf nicht durch eine zu enge \r\noder kurzfristig veränderbare Ausgestaltung von „Union origin“-Regelungen beeinträchtigt \r\nwerden. Europäische Resilienz sollte entsprechend nicht mit vollständiger Regionalisierung \r\noder Abschottung gleichgesetzt werden. Vielmehr bedarf es einer offenen strategischen Au\r\ntonomie, die die Diversifizierung internationaler Lieferketten mit dem gezielten Ausbau eu\r\nropäischer Produktionskapazitäten verbindet.  \r\nDer BDEW unterstützt daher grundsätzlich den im IAA vorgesehenen Ansatz, neben der Eu\r\nropäischen Union auch bestimmte Drittstaaten mit vergleichbaren Handels- und Beschaf\r\nfungsstandards zu berücksichtigen. Insbesondere WTO-GPA-Staaten sollten grundsätzlich als \r\ngleichwertig anerkannt werden.  \r\nGerade in vielen für die Energiewende zentralen Technologiebereichen bestehen heute \r\nhochgradig internationalisierte Lieferketten. Eine zu restriktive Ausgestaltung von Herkunfts\r\nanforderungen könnte daher kurzfristig zu erheblichen Marktverwerfungen, höheren Kosten \r\nund zusätzlichen Lieferengpässen führen.  \r\nSeite 12 von 22 \r\nInsbesondere wird die vorgesehene Möglichkeit, die Gleichstellung einzelner Drittstaaten \r\noder Ländergruppen über delegierte Rechtsakte anzupassen oder aufzuheben, kritisiert. Für \r\neine global vernetzte, kapitalintensive Branche mit mehrjährigen Investitionshorizonten und \r\nVorlaufzeiten ist die zweimonatige Prüfungsfrist für die Änderung der Zulassungsvorschriften \r\nviel zu kurz und würde erhebliche regulatorische Unsicherheit schaffen. Kurzfristige Ände\r\nrungen der Länderlisten können bestehende Lieferketten destabilisieren und Investitionsent\r\nscheidungen erheblich erschweren. Unternehmen müssen ihre Beschaffungs- und Investiti\r\nonsstrategien regelmäßig über mehrere Jahre planen; hierfür sind stabile und verlässliche \r\nRahmenbedingungen erforderlich. \r\nLösung: \r\n› \r\n› \r\n› \r\nWTO-GPA-Staaten sollten grundsätzlich als gleichwertig anerkannt werden. \r\nEs ist sicherzustellen, dass mögliche Änderungen der Gleichstellung von Drittstaaten \r\nfrühzeitig angekündigt, transparent begründet und mit angemessenen Übergangsfristen \r\nversehen werden.  \r\nZudem sollte eine regelmäßige Evaluierung erfolgen, ob Herkunftsanforderungen tat\r\nsächlich zur Stärkung europäischer Resilienz beitragen oder unbeabsichtigte negative \r\nAuswirkungen auf Wettbewerb, Kosten und Versorgungssicherheit verursachen. \r\n3.2.3 \r\nArtikel 10, Annex II: Leitmärkte für CO2-arme Produkte \r\nDer BDEW unterstützt grundsätzlich das Ziel des IAA, durch die Schaffung europäischer \r\nLeitmärkte Investitionen in die Herstellung CO2-armer sowie CO₂-basierter Produkte zu för\r\ndern. Langfristige und verlässliche Nachfrageperspektiven können einen wichtigen Beitrag \r\nleisten, um entsprechende Investitionen auch in die vorgelagerte Wasserstoffwirtschaft so\r\nwie in CCU- und CCS-Technologien anzureizen.  \r\nGleichzeitig bestehen, solange zentrale materielle Anforderungen wie die Definitionen von \r\n„low carbon“-Produkten noch nicht abschließend feststehen, erhebliche Investitions- und \r\nPlanungsunsicherheiten entlang der gesamten Wertschöpfungskette: Artikel 10 IAA ver\r\nweist für die Definition von „low carbon“-Produkten auf spätere delegierte Rechtsakte unter \r\nder Construction Products Regulation (CPR) sowie der Ecodesign for Sustainable Products  \r\nRegulation (ESPR). Der IAA selbst definiert damit zentrale materielle Anforderungen noch \r\nnicht abschließend. Gleichzeitig sollen jedoch bereits verbindliche Quoten und Nachfrage\r\nvorgaben eingeführt werden. Im Sinne einer schnellen Handlungsfähigkeit und des Aufbaus \r\nvon Leitmärkten müssen die Definitionen für „low carbon“ Produkte mit höchster Priorität \r\nparallel ausgearbeitet werden. Eine Verzögerung darf Leitmärkte nicht nach hinten schieben. \r\nIm globalen Wettbewerb ist hierbei keine Zeit zu verlieren.  \r\nSeite 13 von 22 \r\nZusätzliche Unsicherheiten ergeben sich aus der im Zusammenhang mit Annex II verwende\r\nten Abgrenzung von Produkten, deren „Leistung“ maßgeblich von bestimmten Komponen\r\nten oder Materialien abhängt und welche für „zivile Zwecke“ bestimmt sind. Der derzeitige \r\nWortlaut lässt offen, welche konkreten Produkte und Infrastrukturen hiervon erfasst wer\r\nden. Ohne eine präzise und technisch nachvollziehbare Definition besteht das Risiko, dass \r\nauch Produkte der Energieinfrastruktur erfasst werden, bei denen weder der Resilienz- \r\ngewinn noch die Marktverfügbarkeit entsprechender europäischer Alternativen ausreichend \r\ngeklärt sind. Der Anwendungsbereich sollte daher frühzeitig und eindeutig definiert werden. \r\nSo ist in den Definitionen sowohl der Begriff der Leistung darzustellen als auch die Begriff\r\nlichkeit „Infrastruktureinrichtungen für zivile Zwecke“ zu präzisieren, sodass hierunter öf\r\nfentliche Gebäude, öffentliche Verkehrswege sowie die Gestaltung und Entwicklung öffentli\r\ncher Räume und öffentlicher Bereiche mit Ausnahme der Sektoren und Tätigkeiten, die be\r\nreits unter den NZIA (Verordnung (EU) 2024/1735) fallen, zu verstehen sind.  \r\nDie vorgesehenen Vorgaben können gleichzeitig unmittelbar kosten- und beschaffungswirk\r\nsam werden, obwohl Marktverfügbarkeit, Zertifizierungssysteme und konkrete Definitionen \r\nnoch nicht feststehen. Dies ist insbesondere vor dem Hintergrund der ohnehin erheblichen \r\nFinanzierungsanforderungen der Energiewende problematisch.  \r\nZudem wird die Erfüllung der vorgesehenen Anforderungen in vielen industriellen Anwen\r\ndungen maßgeblich von der ausreichenden Verfügbarkeit von erneuerbarem und kohlen\r\nstoffarmem Wasserstoff zu wettbewerbsfähigen Kosten abhängen. Die Schaffung von Leit\r\nmärkten für CO₂-arme Produkte sollte daher durch geeignete Maßnahmen zum Hochlauf \r\nder Wasserstoffwirtschaft flankiert werden, da sonst die notwendige Grundlage für die Pro\r\nduktion CO2-armer Produkte fehlt. Dazu zählen unter anderem notwendige Fördermechanis\r\nmen wie Differenzverträge und Garantieinstrumente. Vor diesem Hintergrund setzt sich der \r\nBDEW gemeinsam mit weiteren deutschen und europäischen Verbänden für eine Wasser\r\nstoffallianz auf Ebene der europäischen Mitgliedstaaten ein, um Anforderungen an die Regu\r\nlierung, Infrastruktur, Förderung, Nachfrageanreize, regulatorische Planungssicherheit und \r\nRisikoabsicherung besser zu koordinieren. Eine solche Allianz kann dazu beitragen, den \r\nHochlauf von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff mit europäischen Leitmärk\r\nten für CO₂-arme Produkte zu verbinden und damit Resilienz, Versorgungssicherheit und in\r\ndustrielle Wertschöpfung in Europa zu stärken. \r\nBei der Ausgestaltung europäischer Leitmärkte muss des Weiteren gewährleistet bleiben, \r\ndass die internationale Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrien sowie der Ener\r\ngiewirtschaft nicht beeinträchtigt wird. Zusätzliche Kosten emissionsarmer Produkte dürfen \r\nnicht zu strukturellen Wettbewerbsnachteilen führen. Die Ausgestaltung der Leitmärkte \r\nSeite 14 von 22 \r\nsollte daher technologieoffen erfolgen und ausreichend Flexibilität für unterschiedliche De\r\nkarbonisierungspfade gewährleisten. \r\nLösung: \r\n› Voraussetzungen, Definitionen und Zertifizierungssysteme für „low carbon“-Produkte \r\nmüssen vor Einführung verbindlicher Quoten oder Nachfragevorgaben vollständig und \r\nrechtssicher definiert werden. Gleichzeitig darf dieser Prozess den Aufbau von Leitmärk\r\nten nicht verzögern.  \r\n› Für Projekte, die dem Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft dienen, ist allgemein zu berück\r\nsichtigen, dass zusätzliche Anforderungen nicht dem Ziel eben dieses Hochlaufs entgegen\r\nwirken und die Verfügbarkeit von Wasserstoff mit Blick auf das Ziel entsprechender Leit\r\nmärkte verlangsamen. \r\n› Zertifizierungs- und Nachweissysteme müssen bürokratiearm, handelbar und praxistaug\r\nlich ausgestaltet werden. Dafür sollten sie auf bestehenden Nachweissystemen aufbauen \r\nund im Rahmen einer funktionierenden Union Data Base auf EU-Ebene interagieren, digi\r\ntale Nachweisführung ermöglichen, Doppelprüfungen vermeiden und die Übertragbarkeit \r\nvon Nachweisen entlang der Lieferkette sicherstellen.  \r\n› \r\nDas Ambitionsniveau muss entsprechend gewählt werden, dass eine Lenkungswirkung \r\nerzielt wird. Gleichzeitig müssen die notwendigen Mengen an erneuerbarem und kohlen\r\nstoffarmem Wasserstoff physisch, aber auch wirtschaftlich beschaffbar sein. \r\n3.2.4 \r\nArtikel 13, 14, 15 i. V. m. Annex III: Verkehrssektor, Unterstützung für Unterneh\r\nmensfahrzeuge, Einhaltung von CO2-Normen, Union content Anforderungen \r\nDer BDEW unterstützt das Ziel, den Hochlauf emissionsfreier und emissionsarmer Fahrzeuge \r\nmit europäischer Wertschöpfung zu verbinden. Eine resiliente europäische Batterie- und \r\nFahrzeugwertschöpfungskette kann einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit, in\r\ndustriellen Wettbewerbsfähigkeit und Akzeptanz der Verkehrswende leisten. \r\nDie in Annex III vorgesehenen Anforderungen an „Union origin“ bei öffentlich beschafften \r\noder öffentlich geförderten Fahrzeugen können daher grundsätzlich ein sinnvolles industrie\r\npolitisches Signal setzen. Entscheidend ist jedoch, dass sie so ausgestaltet werden, dass elekt\r\nrische Fahrzeuge weiterhin verfügbar, bezahlbar und international wettbewerbsfähig bleiben. \r\nDies ist insbesondere für kommunale Flotten, Energieversorgungsunternehmen, Ladeinfra\r\nstrukturbetreiber und weitere gewerbliche Anwender relevant. Die in Teil III, Annex III ange\r\npassten Definitionen für Begünstigungen („Super Credits“) nach Artikel 5 der Verordnung in \r\nBezug auf CO2-Emissionsnormen für neue leichte Nutzfahrzeuge (Verordnung (EU) 2019/631) \r\nSeite 15 von 22 \r\nwerden begrüßt. Zugleich weist der BDEW darauf hin, dass die geplanten Anpassungen der ge\r\nnannten Verordnung den Effekt der CO₂-Flottengrenzwerte weiter abschwächen. \r\nAus Sicht des BDEW darf die Ausgestaltung der Anforderungen den Hochlauf der Elektromo\r\nbilität nicht verlangsamen. Zusätzliche Herkunfts- und Nachweispflichten müssen mit der \r\ntatsächlichen Marktverfügbarkeit von Fahrzeugen, Batterien und Komponenten im Einklang \r\nstehen. Andernfalls drohen höhere Beschaffungskosten, geringere Modellverfügbarkeit und \r\nVerzögerungen bei Flottenumstellungen. Parallel dazu bleibt es wichtig, dass die Anforde\r\nrungen aus dem EU-Automobilpaket an Fahrzeugflotten und Unternehmensflotten nicht ab\r\ngeschwächt werden.  \r\n3.3 Kapitel IV (IAA): „Beitrag ausländischer Investitionen“ \r\nDer BDEW unterstützt das Ziel, Investitionen in strategische Sektoren so auszugestalten,  \r\ndass Wertschöpfung, Know-how, Beschäftigung und Lieferkettensicherheit in Europa ge\r\nstärkt werden. Gleichzeitig darf das neue Investitionsregime nicht dazu führen, dass drin\r\ngend benötigte Produktionskapazitäten in Europa erschwert oder verzögert werden. Dies gilt \r\ninsbesondere für Bereiche wie Batterien, Solar-PV, Elektromobilität und kritische Rohstoffe, \r\nin denen der europäische Markt bereits heute auf zusätzliche Produktionskapazitäten und \r\ninternationale Partnerschaften angewiesen ist. \r\nDie vorgeschlagenen Regelungen sollten daher kohärent mit dem bestehenden EU-Rahmen \r\nfür FDI-Screening der Verordnung (EU) 2019/452 ausgestaltet werden und keine parallelen \r\noder widersprüchlichen Prüfregime schaffen. Die materiellen Kriterien sollten so ausgestal\r\ntet sein, dass sie echten Know-how-Transfer und europäische Wertschöpfung ermöglichen, \r\nohne Investitionen pauschal abzuschrecken. Soweit die Kommission weitere Sektoren per \r\ndelegiertem Rechtsakt einbeziehen können soll, sind klare Kriterien, Transparenz und ange\r\nmessene Übergangsfristen erforderlich. \r\n3.4 Kapitel V (IAA): „Beschleunigungsgebiete für die industrielle Fertigung“ \r\nDie Einführung von Industrial Manufacturing Acceleration Areas, soweit sie tatsächlich zu \r\nschnelleren Genehmigungen, besseren Standortbedingungen und einer beschleunigten in\r\ndustriellen Dekarbonisierung beitragen, wird begrüßt. Ein Flickenteppich verschiedenster Be\r\nschleunigungsgebiete auf Basis unterschiedlicher EU-Rechtsakte und Anforderungen an \r\ndiese ist jedoch zu vermeiden. \r\nEntscheidend ist aus Sicht der Energiewirtschaft, dass Energieinfrastruktur von Beginn an in\r\ntegraler Bestandteil dieser Beschleunigungsgebiete ist: Industrie-Beschleunigungsgebiete \r\nkönnen nur dann erfolgreich sein, wenn Netzanschlüsse, ausreichende Stromversorgung, lo\r\nkale Erzeugung, Speicher, Flexibilität und gegebenenfalls Wasserstoffinfrastruktur frühzeitig \r\nSeite 16 von 22 \r\nmitgeplant werden. Insofern müssen die mit entsprechenden Beschleunigungsgebieten ver\r\nbundenen Energiebedarfe im Einklang mit bestehenden Planungsmechanismen berücksich\r\ntigt werden. Zusätzliche Hürden oder parallele Anforderungen sind zu vermeiden, Rechtssi\r\ncherheit und die Kohärenz mit den bestehenden energierechtlichen Vorschriften zu sichern. \r\nDer in Art. 26 vorgesehene Bezug zu Energiebedarfsanalysen, Netzentwicklungsplänen und \r\nantizipatorischen Investitionen ist daher richtig und sollte konsequent umgesetzt werden. \r\n3.5 Kapitel VI: Schlussbestimmungen \r\n3.5.1 \r\nArtikel 30 i. V. m. Artikeln 8, 9, 10, 16 (2), (3) und 24: Befugnis der EU zur Festle\r\ngung delegierter Rechtsakte \r\nDer BDEW weist darauf hin, dass der IAA in zentralen Bereichen weitreichende Befugnisse \r\nzur nachträglichen Konkretisierung und Anpassung wesentlicher Anforderungen durch die \r\nEuropäische Kommission vorsieht. Dies betrifft insbesondere die in Art. 16(2) IAA vorgese\r\nhenen delegierten Rechtsakte sowie die in Art. 30 IAA geregelten Befugnisse zur Anpassung \r\ntechnischer und materieller Anforderungen. \r\nUnternehmen der Energiewirtschaft treffen Investitions- und Beschaffungsentscheidungen \r\nregelmäßig mit langfristigem Planungshorizont. Kurzfristige oder schwer vorhersehbare re\r\ngulatorische Änderungen können bestehende Lieferketten destabilisieren, Investitionen ver\r\nzögern und zusätzliche Rechts- und Planungsunsicherheit schaffen. Zudem besteht die Ge\r\nfahr regulatorischer Fragmentierung, da Anforderungen aus dem IAA mit bestehenden und \r\ngeplanten Vorgaben unter anderem aus CPR, ESPR, NZIA und weiteren sektorspezifischen \r\nRegelwerken zusammenwirken.  \r\nWesentliche Markt- und Investitionsparameter stehen zum Zeitpunkt des Inkrafttretens des \r\nIAA noch nicht abschließend fest, sondern sollen erst zu einem späteren Zeitpunkt durch de\r\nlegierte Rechtsakte konkretisiert oder verändert werden können. Dies betrifft insbesondere: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nDefinitionen von „low carbon“-Produkten, \r\nAnforderungen an „Union origin“, \r\ndie Gleichstellung oder den Ausschluss bestimmter Drittstaaten, \r\ntechnische Nachweis- und Zertifizierungssysteme, \r\nSchwellenwerte und Anwendungsbereiche sowie \r\nmögliche Erweiterungen erfasster Technologien und Sektoren. \r\nDurch die Befugnis der Kommission nach Art. 30 IAA, zentrale technische Anforderungen, \r\nProduktkategorien, Herkunftsregelungen sowie die Gleichstellung von Drittstaaten \r\nSeite 17 von 22 \r\ndynamisch anzupassen, entsteht das Risiko einer fortlaufenden regulatorischen Verände\r\nrung wesentlicher Marktbedingungen während laufender Investitions- und Beschaffungs\r\nzyklen. Für die Beschaffungspraxis bedeutet eine solche nachgelagerte Konkretisierung, dass  \r\nInvestitions- und Vergabeentscheidungen unter erheblicher Unsicherheit getroffen werden \r\nmüssen. Dies betrifft insbesondere die Bewertung von Kostenwirkungen, da zentrale Anfor\r\nderungen und deren konkrete Ausgestaltung zum Zeitpunkt der Ausschreibung noch nicht \r\nabschließend feststehen. Unternehmen benötigen jedoch stabile und verlässliche Rahmen\r\nbedingungen, um langfristige Investitionen tätigen und Lieferketten aufbauen zu können.  \r\nLösung:  \r\n› \r\n› \r\nWesentliche politische und wirtschaftliche Grundentscheidungen sind unmittelbar im \r\nGesetzgebungsverfahren selbst festzulegen. \r\nDer Anwendungsbereich delegierter Rechtsakte ist klar zu begrenzen. Soweit spätere  \r\nAnpassungen erforderlich sind, sollten diese transparent, evidenzbasiert und unter Ein\r\nbeziehung ausreichender Übergangsfristen erfolgen. \r\n3.6 Änderungen des NZIA: Artikel 34 (IAA)  \r\nArtikel 34 (IAA) sieht weitreichende Änderungen des Net-Zero Industry Act (NZIA) vor. Be\r\ntroffen sind insbesondere Art. 3, Art. 9, Art. 25, der neue Art. 25a, Art. 26, die neuen Art. \r\n28a–28e sowie der neue Annex II des NZIA.  \r\nAus Sicht des BDEW sind diese Änderungen hoch relevant. Die Einführung zusätzlicher nicht\r\npreislicher Kriterien führt dazu, dass Projekte nicht mehr allein nach wirtschaftlichen Ge\r\nsichtspunkten realisiert werden können, was die Projektkosten und -risiken erhöht, da die \r\nverfügbaren Lieferkettenoptionen einschränkt werden (vgl. Kapitel 3.2.1 dieses Positionspa\r\npiers). Vor diesem Hintergrund besteht die konkrete Gefahr, dass der Ausbau Erneuerbarer \r\nEnergien verlangsamt wird, insbesondere wenn die vorgesehenen zusätzlichen Anforderun\r\ngen nicht zumindest durch geeignete Maßnahmen flankiert werden.  \r\nWenngleich der BDEW grundsätzlich das Ziel unterstützt, europäische Produktionskapazitä\r\nten für Netto-Null-Technologien zu stärken und Lieferketten resilienter auszugestalten, muss \r\nvermieden werden, dass der IAA bestehende Instrumente verschärft, bevor diese praktisch \r\nerprobt sind. Da bislang europaweit kaum NZIA-konforme Auktionen durchgeführt wurden, \r\nfehlen praktische Erfahrungen mit der Anwendung der neuen Vorgaben. Umso wichtiger ist \r\neine einfache, transparente und bürokratiearme Umsetzung auf nationaler Ebene. Zusätzli\r\nche Komplexität im Ausschreibungsdesign sollte vermieden werden, um den Ausbau Erneu\r\nerbarer Energien und die damit verbundenen Investitionen nicht zu verzögern. Eine erhebli\r\nche Ausweitung der NZIA-Kriterien ohne belastbare praktische Erfahrungen würde \r\nSeite 18 von 22 \r\nzusätzliche Rechtsunsicherheit schaffen und könnte den kosteneffizienten sowie fristgerech\r\nten EE-Ausbau beeinträchtigen. Daher sollte die nationale Umsetzung zunächst auf prakti\r\nkable, klar nachvollziehbare und bürokratiearme Vorgaben ausgerichtet werden. \r\n3.6.1 \r\nÄnderungen an Art. 26 (NZIA) i. V. m. neuem Annex II (NZIA) \r\nIn diesem Zuge ist die Änderung von Art. 26 NZIA durch den IAA abzulehnen. Diese sieht vor, \r\nden verpflichtenden Anwendungsbereich nicht-preislicher Kriterien von bisher 30 % bzw.  \r\n6 GW auf 40 % bzw. 8 GW des jährlichen Auktionsvolumens auszuweiten. Diese Ausweitung \r\nsollte nicht isoliert betrachtet werden: Sie kann die Kosten- und Komplexitätswirkungen zu\r\nsätzlicher Kriterien deutlich verstärken.  \r\nDer BDEW spricht sich daher dafür aus, die Ausweitung des Anwendungsbereichs nicht\r\npreislicher Kriterien zunächst zurückzustellen und die bestehenden NZIA-Regelungen erst \r\nbelastbar zu evaluieren. Entsprechend sollte der bestehende NZIA-Rahmen mit 30 % bzw.  \r\n6 GW beibehalten werden. Auch Ausnahmeschwellen, insbesondere die Frage der Kosten\r\nschwelle, sollten nicht verschärft werden, bevor Erfahrungen zur tatsächlichen Wirkung auf \r\nWettbewerb, Kosten, Unterzeichnung, Lieferketten und Ausbaugeschwindigkeit vorliegen. \r\nZudem sollten die im IAA vorgesehenen Ausnahmeregelungen für Fälle drohender Lieferver\r\nzögerungen praxistauglich ausgestaltet werden. Gerade bei Ausschreibungen für Erneuer\r\nbare Energien, Speicher oder Wasserstoffprojekte muss bereits vor Zuschlagserteilung nach\r\nvollziehbar beurteilt werden können, ob zusätzliche Herkunfts- oder Resilienzkriterien zu er\r\nheblichen Verzögerungen führen würden. Die Voraussetzungen für entsprechende Opt-outs \r\nsollten daher klar, objektiv und rechtssicher definiert werden, um sowohl Missbrauch als \r\nauch unnötige Projektverzögerungen zu vermeiden. \r\nDer neue Annex II NZIA enthält konkrete „Union origin“ - Anforderungen für Net-Zero- \r\nTechnologien. Betroffen sind insbesondere Batteriespeicher, Solar-PV, Großwärmepumpen, \r\nWindkraftanlagen, Nukleartechnologien und Elektrolyseure. Die Anforderungen gelten je \r\nnach Technologie für öffentliche Vergabe, Auktionen und/oder Förderregelungen. Diese Stu\r\nfenmodelle sollten stärker an reale Marktverfügbarkeit, Lieferketten und Investitionszyklen \r\ngekoppelt werden. In mehreren Technologiebereichen bestehen nur begrenzte alternative \r\nBezugsquellen.  \r\nGleichzeitig ist festzuhalten, dass Anforderungen im Bereich Cybersicherheit und resiliente \r\nLieferketten grundsätzlich sinnvoll und notwendig sind, insbesondere vor dem Hintergrund \r\nzunehmender Digitalisierung und wachsender Bedrohungslagen im Energiesystem. Die ent\r\nsprechenden Vorgaben in Art. 26 Absatz 1 (NZIA) werden daher unterstützt. Gerade bei kriti\r\nschen Komponenten und digitalen Steuerungssystemen kann eine stärkere Berücksichtigung \r\nvon Sicherheitsaspekten einschließlich der Herkunft und Vertrauenswürdigkeit von \r\nSeite 19 von 22 \r\nLieferanten einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und Systemstabilität leisten. \r\nAllerdings ist dabei entscheidend, dass entsprechende Maßnahmen risikobasiert, verhältnis\r\nmäßig und technisch begründet ausgestaltet werden und mit Anpassungsfristen versehen \r\nsind, die eine Umstellung von Bezugsquellen entlang der Lieferkette ermöglichen. \r\nDie Einstufung von „high-risk suppliers“ muss entsprechend auf objektiven, transparenten \r\nund überprüfbaren Kriterien beruhen. Hierbei sind neben technischen Sicherheitsmerkmalen \r\nauch Risiken aus strategischen Abhängigkeiten, staatlichem Einfluss sowie der Belastbarkeit, \r\nTransparenz und Kontrollierbarkeit von Lieferketten, wie oben bei kritischen Komponenten \r\nbenannt, angemessen zu berücksichtigen. Vor diesem Hintergrund ist eine klare Abstim\r\nmung zwischen IAA/NZIA, dem EU Cybersecurity Act II, NIS2 und der CER-Richtlinie erforder\r\nlich, um widersprüchliche oder doppelte Anforderungen zu vermeiden und einen kohären\r\nten Rahmen für Sicherheitsanforderungen zu schaffen. \r\nLösung: \r\n› \r\n› \r\n› \r\nKeine vorschnelle Ausweitung der durch den IAA erweiterten nicht-preislichen Kriterien \r\ndes NZIA über die derzeitigen 30 % der Ausschreibungen (bzw. 6 GW) hinaus. Stattdes\r\nsen sollte jede Ausweitung auf Basis des im NZIA vorgesehenen Reviewprozess erfolgen.  \r\nKeine unmittelbare Ausweitung des bestehenden verpflichtenden Präqualifikationskriteri\r\nums „Cyber- und Datensicherheit“ auf 100 % aller Ausschreibungen. Stattdessen sollte die \r\nPraktikabilität dieses vielschichtigen Kriteriums zunächst in ersten NZIA-Ausschreibungen \r\nüberprüft und eine Harmonisierung anhand europäischer Best Practices vorgenommen \r\nwerden. Dazu sollte eine angemessene Übergangsfrist vorgesehen werden.   \r\nSollte dennoch eine Ausweitung des NZIA vorgesehen werden, sind Einführungsfristen \r\nfür Herkunftsanforderungen („Union origin“), die den Marktgegebenheiten der jeweili\r\ngen Technologien Rechnung tragen und damit Verfügbarkeit, Bezahlbarkeit und regula\r\ntorische Stabilität sichern, vorzusehen. \r\n Für PV sollte die vorgeschlagene 3-jährige Einführungsfrist für Wechselrichter beibe\r\nhalten werden. Für Zellen ist eine Einführungsfrist von 5 Jahren vorzusehen, um die \r\nnotwendige Schaffung europäischer Bezugsquellen zu ermöglichen. \r\n Für BESS sollte die vorgeschlagene Einführungsfrist von 1 Jahr für die erste Stufe der \r\nHerkunftsanforderungen ebenfalls auf 3 Jahre ausgeweitet werden. Darüber hinaus \r\nsollte klargestellt werden, dass sich die Herkunft des BESS lediglich auf die Endmon\r\ntage bezieht („assembly“). Eine weitere Ausweitung der Herkunftsanforderungen sollte \r\nnicht automatisch erfolgen, sondern nur basierend auf einer Evaluierung der Regelun\r\ngen. Das Gleiche gilt für eine etwaige Ausweitung der bislang definierten Komponen\r\nten (z. B. auf PCS). \r\nSeite 20 von 22 \r\n Für Offshore Wind sollten die Einführungsfristen für die vorgeschlagenen Stufen 1 und \r\n2 der Herkunftsanforderungen um jeweils 2 Jahre, also auf 3 bzw. 5 Jahre nach Inkraft\r\ntreten des IAA, erweitert werden, da die Bezugsalternativen im Vergleich zu Onshore \r\nWind beschränkter sind. \r\n Für Wasserstoff sollte die Einführungsfrist für die Herkunftsanforderungen von 1 Jahr \r\nfür die erste Stufe der Herkunftsanforderungen um zwei Jahre, also ebenfalls auf  \r\n3 Jahre, erweitert werden. Zudem sollte diese bis zum Vorliegen einer Evaluierung der \r\nRegelungen auf zentrale, klar definierte und nachweisbare Komponenten beschränkt \r\nwerden, da Wasserstoff sich in einer sehr frühen Markteinführungsphase befindet und \r\ndiese durch die vorgeschlagenen Herkunftsanforderungen überproportional belastet \r\nwürde. Für Elektrolyseure sollten bis zur weiteren technischen und regulatorischen \r\nKlärung keine spezifischen Herkunftsanforderungen gelten. Diese sollten im Rahmen \r\neines Reviews klargestellt werden. \r\n› \r\nDie Einstufung von „high-risk suppliers“ muss auf objektiven, transparenten und über\r\nprüfbaren Kriterien beruhen sowie kohärent mit dem Cybersecurity Act II ausgestaltet \r\nwerden. Eine entsprechende Liste muss vor Anwendung der IAA-Pflichten feststehen. \r\n3.6.2 \r\nÄnderungen an Artikel 25 und neuer Artikel 25a NZIA \r\nMit den Änderungen an Artikel 25 sowie dem neuen Art. 25a NZIA werden zusätzliche Vorga\r\nben für öffentliche Ausschreibungen eingeführt, unter anderem zu Drittstaatenunterneh\r\nmen, „Union origin“ und Voraussetzungen für die Nichtanwendbarkeit. Eine Umsetzung des \r\nArt. 25a würde bei vergabepflichtigen Unternehmen wahrscheinlich zu Preissteigerungen im \r\nzweistelligen Prozentbereich führen. Aus BDEW-Sicht besteht hier die Gefahr, dass Märkte \r\nkünstlich und über das Ziel des IAA hinausgehend verengt werden.  \r\nEntscheidend ist daher, dass Ausnahmen breit genug greifen, wenn Preis, Verfügbarkeit oder \r\nZeitplan sonst nicht tragfähig sind und öffentliche Auftraggeber nicht gezwungen werden, \r\nBeschaffungen zu wiederholen, obwohl keine geeigneten Angebote zu erwarten sind. \r\n3.6.3 \r\nNeue Artikel 28a-28e NZIA \r\nDie neuen Art. 28a–28e NZIA betreffen Bedingungen für Fördermittel und weitere öffentli\r\nche Interventionen. Diese Förderlogik ist gegenüber vergaberechtlichen Pflichtvorgaben \r\ngrundsätzlich weniger verzerrungsanfällig, muss aber ebenfalls unter Berücksichtigung der \r\noben dargestellten Überlegungen konsistent, praxistauglich und bürokratiearm ausgestaltet \r\nwerden. \r\nSeite 21 von 22 \r\n4 Auswirkungen auf Energiewende und Systemkosten beachten \r\nDie im IAA vorgesehenen Maßnahmen haben potenziell weitreichende Auswirkungen auf die \r\nGeschwindigkeit und Kosteneffizienz der Energiewende. Insbesondere die zunehmende Ver\r\nknüpfung von industriepolitischen Zielsetzungen mit zentralen Ausbauinstrumenten wie \r\nAuktionen und Beschaffung kann zu Zielkonflikten führen. Ein zentrales Risiko besteht darin, \r\ndass zusätzliche Anforderungen den Ausbau Erneuerbarer Energien verlangsamen und ver\r\nteuern. Diese Effekte entstehen insbesondere dadurch, dass Projekte nicht mehr ausschließ\r\nlich nach Kosten- und Effizienzkriterien realisiert werden können, sondern zusätzliche Rest\r\nriktionen bei der Auswahl von Technologien und Lieferanten berücksichtigen müssen. In der \r\nFolge können sich sowohl die Projektkosten erhöhen als auch die Realisierungszeiten verlän\r\ngern, was sich unmittelbar auf die Ausbaugeschwindigkeit auswirkt. Da der zeitliche Aspekt \r\nin vielen Projekten einen mindestens gleichwertigen, teilweise sogar dominierenden Risiko\r\nfaktor darstellt, ist dies vor dem Hintergrund der ambitionierten europäischen Ausbauziele \r\nbesonders kritisch. Die Energiewende hängt maßgeblich von einem schnellen und kostenef\r\nfizienten Ausbau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten ab. Sofern der IAA auch Wirkung für \r\nAusschreibungen für Erneuerbare-Energien-Projekte umfassen soll, ist es erforderlich, dass \r\ndie durch Resilienzkriterien entstehenden zusätzlichen Kosten verlässlich in Gebote zu Diffe\r\nrenzverträgen eingepreist werden können. Hierzu sind entsprechend ausreichende Höchst\r\nwerte vorzusehen.  \r\nGleichzeitig ist zu berücksichtigen, dass die vorgeschlagenen Maßnahmen nicht nur einzelne \r\nProjekte betreffen, sondern sich auf die Gesamtkosten des Energiesystems auswirken kön\r\nnen. Höhere Investitionskosten bei Erzeugung, Speicherung und Wasserstoffinfrastruktur \r\nwerden langfristig an Verbraucher weitergegeben und können die gesellschaftliche Akzep\r\ntanz der Energiewende beeinträchtigen. Um die zusätzlichen Kosten in einem gesamtgesell\r\nschaftlich vertretbaren Rahmen zu halten, sollte der Fokus bei der Resilienz der Lieferketten – wie oben beschrieben – auf der Diversifizierung von kritischen Abhängigkeiten liegen. \r\nEin weiterer kritischer Punkt betrifft die Systemperspektive, insbesondere den Netzausbau. \r\nWährend für Erzeugungstechnologien zunehmend zusätzliche Anforderungen eingeführt \r\nwerden, sind Netztechnologien im IAA zwar weitgehend ausgenommen, vergabepflichtige \r\nNetzbetreiber können jedoch durch andere Vorgaben des IAA betroffen sein, etwa bei der \r\nBeschaffung von Materialien wie Stahl, Beton oder Aluminium, die für die Energiewirtschaft \r\nund den Ausbau der Netzinfrastruktur eine zentrale Rolle spielen. \r\nSeite 22 von 22 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026954","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung freiwilliger Leistungsvergleiche in der Wasserwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d8/d2/809017/Stellungnahme-Gutachten-SG2607080017.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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An wen können Sie sich wenden? \r\nAktuelle öffentliche Berichte über Benchmarking-Projekte in den Bundesländern \r\nZufriedene Kundinnen und Kunden \r\nPolitischer Hintergrund \r\nImpressum \r\n3\r\n4\r\n5\r\n6\r\n7 \r\n8\r\n9 \r\n10\r\n13\r\n14\r\n15\r\n16\r\n18\r\n     Benchmarking: „Lernen von den Besten“     3\r\nBenchmarking heißt: sich vergleichen und sich verbessern, \r\nindem man von den Besten aus einer Vergleichsgruppe \r\nlernt. \r\nErfolgreiche Methoden und Prozesse von Benchmarking\r\nPartnern werden identifiziert, kennengelernt und über\r\nnommen. So werden die eigenen Leistungen gesteigert \r\nund Kosten reduziert. Daher werden Benchmarking-Pro\r\njekte auch Leistungsvergleiche genannt. \r\nBei den Vergleichen werden in der Wasserwirtschaft  \r\nKennzahlen aus fünf Leistungsmerkmalen erhoben  \r\n(sog. 5-Säulen-Konzept, verankert in der DIN ISO 24523):\r\n• Kundenservice \r\n• Sicherheit\r\n• Qualität\r\n• Nachhaltigkeit\r\n• Wirtschaftlichkeit\r\nEinzelne Kennzahlen können nur in Verbindung mit Kon\r\ntextinformationen und Ergebnissen anderer Kennzahlen, \r\nam besten auch aus anderen Säulen, verglichen werden. \r\nOft gibt es in einem Projekt mehrere „Beste“. Denn es \r\ngibt für jeden einzelnen Sachverhalt, der durch Kennzah\r\nlen abgebildet wird, ein teilnehmendes Unternehmen, das \r\nvorne liegt – den Benchmark.\r\nInsofern sind einzelne Kennzahlen selten aussagekräftig, \r\nsondern müssen immer im Gesamtzusammenhang gese\r\nhen werden. Niemand ist in allen Aspekten führend. Ge\r\nlernt wird vor allem von und gemeinsam mit anderen \r\nTeilnehmenden. \r\nErfolgsfaktoren\r\nZwei Voraussetzungen haben wesentlich zum Erfolg von \r\nBenchmarking in der deutschen Wasserwirtschaft beige\r\ntragen: Freiwilligkeit und Vertraulichkeit.\r\nWas ist Benchmarking?  \r\nWie funktionieren die Leistungsvergleiche?\r\nSelbstverpflichtung des BDEW\r\nSeit dem Jahr 2003 empfiehlt der BDEW seinen Mitgliedern \r\ndie Teilnahme an Benchmarking-Projekten und fördert die \r\nUmsetzung (Trinkwasser und Abwasser). Viele seiner Lan\r\ndesorganisationen führen eigene Projekte durch (siehe S. 14)\r\nDer BDEW hat drei Verbändeerklärungen initiiert und un\r\nterzeichnet (2003, 2005 und 2015). Diese gelten bis heute. \r\nIn seiner Wasserstrategie von 2021 sieht der BDEW Bench\r\nmarking als Grundlage der Modernisierung der deutschen \r\nWasserwirtschaft.\r\n                                                                                    \r\n \r\nEffizienz und Transparenz in der Wasserversorgung \r\ndauerhaft sichern und weiterentwickeln – \r\nGemeinsame Erklärung von BDEW, DVGW und VKU \r\n(14. Oktober 2015) \r\n \r\nEffiziente und nachhaltige Wasserversorger durch Benchmarking \r\nSicherheit, Qualität, Nachhaltigkeit, Kundenservice und Wirtschaftlichkeit der \r\nTrinkwasserversorgung sind dauerhaft nur durch effiziente Versorgungsunternehmen zu \r\ngewährleisten. Effizientes Handeln in der Wasserwirtschaft berücksichtigt auch die Belange \r\ndes vorsorgenden Gesundheits- und Gewässerschutzes. Freiwillige Leistungsvergleiche \r\n(Benchmarking) sind das zentrale Instrument der Wasserversorgungsunternehmen, die \r\nbetriebseigenen Strukturen und Prozesse zu verbessern. Benchmarking funktioniert dann \r\nam besten, wenn sich Wasserversorger freiwillig und vertraulich vergleichen. Dies trägt \r\nmaßgeblich zu einer kostenbewussten und nachhaltigen Wasserversorgung sowie zur hohen \r\nKundenzufriedenheit und einem dauerhaften Unternehmenserfolg bei. \r\n \r\nWeiterentwicklung der erfolgreichen Länderbenchmarking-Projekte \r\nIn allen Bundesländern haben sich Länderbenchmarking-Projekte in der Wasserversorgung \r\nmit hohen Beteiligungsquoten etabliert. Dies macht deutlich, dass die Wasserversorger von \r\ndem Instrument Benchmarking überzeugt sind und daraus Verbesserungspotenziale für ihr \r\nUnternehmen ableiten. Die jeweiligen Projekte haben sich in den letzten Jahren erfolgreich \r\nweiterentwickelt, z. B. durch die Aufnahme von Kundenbefragungen oder durch \r\nErfahrungsaustauschrunden. Bei der zukünftigen Fortentwicklung kann auch das DVGW\r\nHauptkennzahlensystem, das die Definitionen von Kennzahlen vereinheitlicht, positive \r\nEffekte haben. Einheitlich definierte Hauptkennzahlen sorgen dafür, dass sich die \r\nbestehenden Benchmarkingsysteme konvergent weiterentwickeln können. Dazu sollten die \r\nbisherigen Systeme vor Ort geprüft und – wo jeweils für notwendig erkannt – angepasst \r\nwerden. Die jeweiligen Partner der Länderbenchmarking-Projekte wählen – wie bislang \r\nauch – dazu selber ihr Kennzahlenset aus. Diese länderspezifische Herangehensweise \r\nsichert einerseits die bisherigen Erfolge und verfolgt andererseits den konsequenten Kurs \r\nder stetigen Weiterentwicklung. \r\n \r\nTransparenz gegenüber Verbraucher, Politik und Öffentlichkeit \r\nAktuelle und umfassende Informationen über das Versorgungsgebiet mit seinen \r\nStrukturmerkmalen, die Trinkwasserqualität, die Unternehmensorganisation und die \r\nErläuterung der jeweiligen Entgelte für die Wasserversorgung sind wesentlich für einen \r\ntransparenten und vertrauensvollen Umgang mit den Kunden. Dazu haben BDEW und VKU \r\nkonkrete Arbeitshilfen für diesen lokalen Dialog mit den Verbrauchern sowie der örtlichen \r\nPolitik und Öffentlichkeit entwickelt. Die Branche möchte auch auf der Bundesebene Politik \r\nund Öffentlichkeit transparent und umfassend informieren. Einheitlich definierte \r\nBranchenkennzahlen für Qualität, Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit, Kundenservice und \r\nWirtschaftlichkeit können diese fünf Leistungsbereiche einer lokal bis regional geprägten \r\nWasserversorgung auf Bundesebene aggregiert darstellen. Die regelmäßige \r\nVeröffentlichung dieser aggregierten Branchenkennzahlen in dem „Branchenbild der \r\ndeutschen Wasserwirtschaft“ trägt dem Informationsbedürfnis und der gewünschten \r\nTransparenz von Politik und Öffentlichkeit somit Rechnung. \r\n \r\nBDEW, DVGW und VKU werben dafür, dass sich Wasserversorgungsunternehmen \r\nregelmäßig an Benchmarkingprojekten beteiligen. Ziel ist es, die derzeitige \r\nBeteiligungsquote in Bezug auf die versorgten Einwohner in den nächsten Jahren \r\nkontinuierlich zu steigern. Die Landesbenchmarking-Projekte und deren Weiterentwicklung \r\nbieten hierfür eine sehr gute Grundlage. BDEW, DVGW und VKU werben bei Ihren \r\nMitgliedern dafür, den lokalen Dialog mit den Verbrauchern sowie der örtlichen Politik und \r\nÖffentlichkeit weiter auszubauen und setzen sich auf Bundesebene für eine höhere \r\nTransparenz der Branche insgesamt ein. \r\n66\r\nBRANCHENBILD DER DEUTSCHEN WASSERWIRTSCHAFT 2020\r\nVERBÄNDEERKLÄRUNG\r\nVerbändeerklärung zum Benchmarking Wasserwirtschaft\r\nJUNI 2005\r\nDer Deutsche Bundestag hat am 21.03.2002 den Beschluss „Nachhalti\r\nge Wasserwirtschaft in Deutschland“ gefasst, mit dem die Modernisie\r\nrung der Ver- und Entsorgung angestrebt wird. Zu diesem Zweck wird \r\nin dem Beschluss unter anderem ein Verfahren zum Leistungsvergleich \r\nzwischen den Unternehmen (Benchmarking) gefordert. Die Verbände \r\nder Wasserwirtschaft\r\nATT  Arbeitsgemeinschaft Trinkwassertalsperren e. V.\r\nBGW  Bundesverband der Deutschen Gas- und\r\n  Wasserwirtschaft e. V.\r\nDBVW  Deutscher Bund verbandlicher Wasserwirtschaft e. V. \r\nDVGW  Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e. V.\r\n  Technisch-wissenschaftlicher Verein\r\nDWA  Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, \r\n  Abwasser und Abfall e. V.\r\nVKU   Verband kommunaler Unternehmen e. V.\r\nstimmen mit Bundesregierung und Bundestag überein, dass Leistungs\r\nvergleiche dem Zweck der Modernisierung dienlich sind und erklären \r\nsich bereit, gemeinsam den erforderlichen konzeptionellen Rahmen für \r\nein Benchmarking in der Wasserwirtschaft im Sinne der Selbstverwal\r\ntung zu erarbeiten und weiter zu entwickeln. Das Rahmenkonzept soll \r\ngewährleisten, dass Leistungs- und Prozessvergleiche unterschiedli\r\ncher Inhalte möglich sind. Dabei werden die in Deutschland vorhan\r\ndenen langjährigen Erfahrungen berücksichtigt. Die Verbände der \r\nWasserwirtschaft gehen bei der Verwirklichung ihres gemeinsamen \r\nBenchmarkingansatzes von folgenden Grundsätzen aus:\r\n Freiwilliges Benchmarking ist ein bewährtes Instrument zur Opti\r\nmierung der technischen und wirtschaftlichen Leistung und Effi \r\nzienz der Unternehmen.\r\n Optimierungsziele sind neben der Steigerung der Wirtschaftlich\r\nkeit und Kundenzufriedenheit auch Ver- und Entsorgungssicher\r\nheit, Qualität und Nachhaltigkeit der Wasserwirtschaft.\r\n Die Verbände der Wasserwirtschaft empfehlen ihren Mitgliedern die \r\nfreiwillige Teilnahme an Benchmarkingprojekten und fördern deren \r\nbreitenwirksame Umsetzung.\r\n Die Verbände unterstützen die Unternehmen mit gemeinsamen und \r\nabgestimmten Hinweisen, Berichten und ergänzenden Informatio\r\nnen zum Thema Benchmarking.\r\n Die Verbreitung von Benchmarking wird unterstützt durch einen Leit\r\nfaden, der gemeinsam von DVGW und DWA in Abstimmung und mit \r\ninhaltlicher Unterstützung durch die anderen Verbände erstellt wird.\r\n DVGW und DWA formulieren, unter Beteiligung der anderen Ver\r\nbände, Grundsätze für Anforderungen an Benchmarking in einem \r\ngemeinsamen Papier für die Trinkwasserversorgung und Abwasser\r\nbeseitigung.\r\n Im Rahmen eines einheitlichen Konzeptes halten es die Verbände \r\nfür förderlich, die derzeitige Flexibilität und Vielfalt der Bench\r\nmarkingsysteme in der Wasserwirtschaft zu erhalten. Hierzu sind \r\nzum einen die bestehenden, erfolgreich praktizierten Modelle und \r\nKonzepte kontinuierlich weiterzuentwickeln und zum anderen Ent\r\nwicklungen zu fördern, die internationale, europäische und nationa\r\nle Vergleiche und Positionierungen ermöglichen.\r\nFaktoren für den erfolgreichen Einsatz und die breite Akzeptanz des \r\nBenchmarking sind:\r\n Ständige Anpassung an die Optimierungsziele\r\n Vertraulichkeit von Unternehmensdaten, da diese im Projekt offen \r\ngelegt werden müssen, um innovative Ansätze zu identifi zieren\r\n Kennzahlenvergleich und Analyse, um eine Leistungssteigerung zu \r\nermöglichen.\r\nUm die Ziele zu erreichen, sind kompatible Strukturen erforderlich, in\r\nnerhalb derer auf die jeweilige Fragestellung zugeschnittene Bench\r\nmarkingsysteme angewendet werden können. Benchmarking auf die\r\nser Grundlage führt zu einer Weiterentwicklung der Wasserwirtschaft \r\nauf hohem Niveau.\r\nGrundsätzlich begrüßen die Verbände das Informationsbedürfnis von \r\nPolitik, Öffentlichkeit und Unternehmen. Dementsprechend werden \r\ndie Verbände regelmäßig über Stand und Entwicklung der Wasserwirt\r\nschaft in Form eines aggregierten und anonymisierten „Branchenbil\r\ndes“ berichten.\r\nAls Kernbestandteile des Branchenbildes sind die folgenden Informa\r\ntionen vorgesehen:\r\n Ergebnisse bundesweiter statistischer Erhebungen der Verbände, \r\nDaten von Institutionen und Behörden\r\n Ergebnisse einer bundesweiten Befragung zur Erhebung der \r\nKundenzufriedenheit in der Bevölkerung\r\n Informationen zu freiwilligen Benchmarkingprojekten\r\nDas Branchenbild wird vor dem Hintergrund neuer Erkenntnisse und \r\nAnforderungen kontinuierlich weiterzuentwickeln sein.\r\nArbeitsgemeinschaft\r\nTrinkwassertalsperrene.V.\r\nTTTT\r\nQuelle: DIN ISO 24523:2017\r\nBenchmarking-Elemente\r\naktueller  \r\nWert\r\nBenchmark zukünftiger\r\nWert\r\n(theoretisches) \r\nVerbesserungspotenzial \r\n(= Abweichung)\r\nquantifizierbare  \r\nMaßnahmen\r\nKennzahlenvergleich\r\nBenchmarking\r\n(Standortbestimmung und Leistungsverbesserung)\r\nkontinuierliches Feedback\r\nveränderbar\r\nnicht \r\nveränderbar\r\nnicht-quantifizierbare  \r\nMaßnahmen\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     4\r\nNutzen der Leistungsvergleiche\r\nIn Benchmarking-Projekten bestimmen die Unternehmen \r\nihre Position im Vergleich zu anderen Unternehmen der \r\nBranche. Sie decken Optimierungspotenziale auf und ler\r\nnen von den Besten der Branche. \r\nBeispielsweise haben sich Unternehmen in folgenden  \r\nBereichen verbessert:\r\nVerbesserungen in den Unternehmen durch Benchmarking\r\nKUNDENSERVICE\r\n• Bearbeitungszeiten  \r\nvon Anfragen und  \r\nBeschwerden verkürzt\r\n• Erreichbarkeit für  \r\nAnfragen verbessert\r\n• Beschwerde\r\nmanagement optimiert\r\n• Kundenkontakt über das \r\nInternet verbessert\r\n• Verbrauchsabrechnung \r\ngestärkt\r\nQUALITÄT\r\n• Weiterbildung  \r\nausgebaut\r\n• Berichtswesen  \r\ngestrafft\r\n• Wasserverluste  \r\nreduziert\r\n• Fremdwassereinträge \r\nverringert\r\n• Ablaufwerte verbessert\r\nSICHERHEIT\r\n• Entstörungsdienst  \r\noptimiert\r\n• Leitungs- und  \r\nAnschlussschäden  \r\nreduziert\r\n• Ressourcen gesichert\r\nNACHHALTIGKEIT\r\nWIRTSCHAFT - \r\nLICHKEIT\r\n• Energie- und Labor\r\nkosten gesenkt\r\n• Einkauf günstiger  \r\ngestaltet\r\n• Reinigungs- und  \r\nWartungsintervalle  \r\nvon Netzen und  \r\nAnlagen optimiert\r\n• Forderungsausfälle \r\nreduziert\r\n• besserer Personal\r\neinsatz, u. a. im Netz\r\nbereich und beim  \r\nZählerwechsel\r\n• Effizienz der Verwal\r\ntungsprozesse erhöht\r\n• Mitarbeiter besser  \r\nqualifiziert\r\n• Versorgungsunter\r\nbrechungen reduziert\r\nDies sind nur beispielhaft einige konkrete Verbesserungen \r\nder Unternehmen. Unternehmen, die sich verglichen hat\r\nten, konnten in der Vergangenheit häufig bei notwendigen \r\n• Inspektionsintervalle \r\noptimiert\r\n• Sanierungsstrategie \r\nverbessert\r\nPreisanpassungen im Durchschnitt deutlich unter der In\r\nflationsrate bleiben.\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     5\r\nImpulse für das eigene Unternehmen  \r\ndurch Benchmarking\r\nOft werden Unternehmensstrukturen und -prozesse neu \r\nausgerichtet, nachdem man an einem Leistungsvergleich \r\nteilgenommen hat.\r\nEin Beispiel: Im Benchmarking-Projekt wird festge\r\nstellt, dass der eigene Energieverbrauch im Vergleich \r\nzu anderen Unternehmen hoch ist. Auf Basis dieser \r\nErkenntnisse lassen sich die eigenen langfristigen \r\nZiele anpassen und Ansatzpunkte identifizieren. \r\nErst dann beginnt die Suche nach geeigneten Opti\r\nmierungsmaßnahmen. \r\nDabei helfen die Fragen: Welche Maßnahmen haben an\r\ndere Unternehmen in einem bestimmten Zusammenhang \r\nergriffen? Funktionieren diese Maßnahmen auch für das \r\neigene Unternehmen? Welche Wechselwirkungen müssen \r\nberücksichtigt werden? \r\nVergleichswerte liefern dabei den ersten Impuls, die einge\r\nübten Abläufe zu hinterfragen, Veränderungen anzustoßen \r\nund deren Effekte im Zeitverlauf zu überprüfen.\r\nImpulse aus einem Leistungsvergleich, den eigenen Be\r\ntrieb zu optimieren, können sowohl technisch wie organi\r\nsatorisch sein. Belegt ist, dass sich Unternehmen in allen \r\nfünf Leistungsmerkmalen verbessert haben, nachdem \r\nBenchmarking in ihrem Unternehmen eingeführt wurde.\r\nAuch strategische Entscheidungen im Unternehmen kön\r\nnen durch Benchmarking beeinflusst werden. Beispiele \r\nhierfür:\r\n• langfristige Rehabilitationsplanung, \r\n• Optimierung von Behältervolumen, \r\n• Stromeinkauf, \r\n• Erfassung von Zählerdaten, \r\n• vorzeitiger Austausch von Anlagenteilen oder \r\n• Verbesserung des Fort- und Weiterbildungsangebotes \r\nfür Beschäftigte, so dass z. B. weniger Arbeitsunfälle \r\nauftraten.\r\nNimmt ein Unternehmen an Leistungsvergleichen teil, \r\nist oft festzustellen, dass die Erkenntnisse und Verbesse\r\nrungen daraus so hoch bewertet werden, dass es danach \r\nregelmäßig an Benchmarking-Projekten teilnimmt. Dies \r\nführt dazu, dass Unternehmensprozesse regelmäßig analy\r\nsiert werden. Entscheidungen zu bestimmten Maßnahmen \r\nund Projekten werden dadurch beeinflusst und immer wie\r\nder überprüft.\r\n„Auch als kleinerer Teilnehmer an einem \r\nBenchmarking-Projekt mit eher größeren \r\nUnternehmen konnten wir aufschlussreiche \r\nErkenntnisse ableiten. Besonders in \r\ndem zweitägigen Erfahrungsaustausch \r\nentdeckten wir Lösungen für Optimierungen \r\nfür unser Unternehmen.“ \r\nPeter Günther, Geschäftsführer, \r\nHallesche Wasser und Stadtwirtschaft GmbH \r\n     Benchmarking: „Lernen von den Besten“     6\r\nVielfalt der Benchmarking-Projekte \r\nUtility Benchmarking \r\nProgram for Water \r\nSupply and Sanitation \r\nUtilities\r\nGAIN practical support in \r\nanalyzing and improving utility \r\nperformance\r\nLEARN from other utilities \r\nin the sector\r\nBE UP TO DATE on the \r\nmost recent tools for analyzing \r\nutility performance\r\nBENEFIT from regional \r\nand global comparison with \r\nother utilities and experts\r\nDanube\r\nLearning\r\nPartnership\r\nLearning from \r\nInternational \r\nBest Practices\r\n2022             Water & Wastewater Benchmark\r\nIn den letzten 25 Jahren haben sich zahlreiche Projekte \r\nund Vergleichsgruppen etabliert und bewährt. \r\nDer BDEW hat auf einer gesonderten Benchmarking-Seite \r\nalle Informationen für Sie gebündelt aufbereitet. Hier kön\r\nnen Sie sich immer aktuell informieren. \r\nz. B. European Benchmarking Co-operation;  \r\nDanube-Benchmarking (Einzugsgebiet der Donau)\r\nDiese Seite bietet die einzige uns bekannte Zusammen\r\nstellung aller aktuellen Benchmarking-Projekte inkl. aktu\r\nellem öffentlichen Projektbericht (Trinkwasser, Abwasser, \r\nFernwasserversorger, große Wasserversorger).\r\nBenchmarking Großstädte\r\nKennzahlenvergleiche bzw. Benchmarking- \r\nProjekte in fast allen Flächenbundesländern \r\nBenchmarking Kanalnetz; Kläranlagen\r\nBenchmarking Sondergesetzliche Verbände NRW\r\nDiverse Prozess-Benchmarking-Projekte  \r\n(z. B. Strategisches Personalmanagement, IT,  \r\nKläranlagen, Kanalnetz, Analytik …) \r\nDiverse Erfahrungsaustauschrunden  \r\n(z. B. auf Meisterebene, Nachbarschaftstreffen  \r\nder Kläranlagen)\r\nAbwasser\r\nInternationale\r\nProjekte\r\nVom Kennzahlenvergleich zur betrieblichen Verbesserung\r\n10 Jahre BenchmarKing  \r\nFernwasserVersorgung in DeutschlanD\r\nMärz/April 2018\r\nBenchmarking große Wasserversorgung – jährlich  \r\n(Unternehmens-Benchmarking)\r\nKennzahlenvergleiche bzw. Benchmarking-Projekte \r\nin fast allen Flächenbundesländern, teils jährlich  \r\n(z. B. NRW) (Unternehmens-Benchmarking)\r\nBenchmarking Fernwasserversorger\r\nDiverse Prozess-Benchmarking-Projekte  \r\n(z. B. Rohrnetz, Wasserwerke, Einkauf, Rohrleitungsbau, Personal …) \r\nDiverse Erfahrungsaustauschrunden  \r\n(z. B. Wasserversorgungsnetze)\r\nTrinkwasser\r\nAbschlussbericht zur 8. Projektrunde \r\n(Wirtschaftsjahr 2023)\r\nBENCHMARKING\r\ngroße Wasserversorger\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     7\r\nAnalysetiefe und Aufwand \r\nZunahme der Anzahl der abgefragten Kennzahlen\r\nBasismodul\r\nUnternehmens- \r\nBenchmarking\r\nVollversion\r\nZunahme des Aufwands\r\nProzess- \r\nBenchmarking\r\n+\r\nErfahrungsaustausch\r\nQuelle: Dr. Franz Otillinger, Augsburg – BDEW-Projektgruppe Benchmarking\r\nDie Unternehmen vergleichen sich in unterschiedlicher \r\nAnalysetiefe. \r\ngibt einen groben Überblick\r\nzeigt vermutete Schwächen auf\r\ndetaillierte Schwachstellenanalyse\r\nLernen von den Besten \r\n„Best Practice“, „Prozess-Exzellenz“\r\nLernen von den Besten: Dies geschieht auch und am leben\r\ndigsten im Erfahrungsaustausch mit den anderen Wasser\r\nversorgern, die am Leistungsvergleich teilnehmen. \r\nDas Basismodul gibt der Unternehmensleitung einen sehr \r\ngroben Überblick. Tiefer geht die Vollversion des Unter\r\nnehmens-Benchmarkings. Ein Prozess-Benchmarking lie\r\nfert eine detaillierte Schwachstellenanalyse.\r\nAlle Formen gibt es in den bundeslandbezogenen Ver\r\ngleichsrunden, aber auch in den bundesweiten Benchmar\r\nking-Projekten. In einigen Länderprojekten werden auch \r\nKundenbefragungen integriert.\r\n„Benchmarking ist dann gut,  \r\nwenn es nicht nur Zahlen sammelt,  \r\nsondern echte Verbesserungen auslöst.“ \r\nElisabeth Jreisat, Geschäftsführerin,  \r\nHessenwasser GmbH & Co. KG\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     8\r\nWobei kann Ihnen Benchmarking helfen?\r\nDatengrundlage für  \r\nzukünftige  \r\nEntscheidungen \r\nschaffen\r\nGefühl \r\nfür durchschnittliche  \r\nMarktpreisniveaus von Bezugs- und \r\nVerkaufspreisen entwickeln\r\nLangfristige Datenreihen machen  \r\nTrends und Entwicklungen \r\nersichtlich\r\nBERICHTERSTATTUNG  \r\nNACHHALTIGKEITS- \r\naufsetzen\r\nSchnellen  \r\nMaterielle und immaterielle  \r\nÜberblick \r\nNeue  \r\nImpulse \r\nBaupreise vergleichen\r\nSCHÄTZE \r\nim Unternehmen „heben“\r\nVergleich (technischer)  \r\nKENNZAHLEN \r\nbefähigt dazu, eigene Entscheidungen zu bewerten\r\nund schnelle Einordnung über wesentliche Kennzahlen  \r\nerhalten („Dashboard“), z. B. bei Generationswechsel\r\nAbwasser  \r\nggf. Berichtspflichten aus der  \r\nnovellierten EU-Richtlinie  \r\nKommunales Abwasser begleiten\r\nOPTIMIERUNGSPOTENZIALE \r\nin Arbeitsprozessen oder Workflows erkennen,  \r\nwie z. B. Geschwindigkeit, Kosten, Fehleranfälligkeit, Effizienz etc.\r\nerhalten (z. B. für die  \r\nEinordnung von Entgelten)\r\nMITTEL- UND LANGFRISTIGE  \r\nAUSTAUSCHRUNDEN \r\nENTSTEHEN\r\nANDERE  \r\nSICHTWEISE\r\n ERFAHREN, V. A. IN ERFAHRUNGSAUSTAUSCHRUNDEN\r\n„Vergleich schafft Potenzial  \r\nzur Verbesserung“ \r\nStefan Bittner, Bereichsleiter Rechnungswesen,  \r\nWasserwerke Zwickau GmbH\r\n     Benchmarking: „Lernen von den Besten“     9\r\nSie interessieren sich für eine Teilnahme  \r\nan einem Benchmarking-Projekt? \r\nKontaktieren Sie \r\nauf jeden Fall die BDEW\r\nHauptgeschäftsstelle, die \r\nzuständige BDEW-Landesorgani\r\nsation (Kontaktdaten siehe letzte \r\nSeite), den zuständigen Projektan\r\nbieter und / oder Ihnen bekannte \r\nUnternehmen, die bereits an \r\nBenchmarking-Projekten \r\nteilnehmen. \r\nSo starten Sie!\r\nÜberlegen und beantworten Sie:\r\nZusätzlich empfehlen wir das Regelwerk DIN ISO 24523:2018 \r\n„Dienstleistungen im Bereich Trinkwasser und Abwasser – \r\nAnleitungen für das Benchmarking in der Trinkwasserver\r\nsorgung und Abwasserbeseitigung“. Für Abwasser ergänzt \r\num das Merkblatt DWA-M 1100. Hier finden Sie Hinweise \r\nzum Vorgehen, die Branchen- und Hauptkennzahlen inkl. \r\nDefinitionen.\r\nMöchten Sie das  \r\nkomplette Unternehmen \r\nuntersuchen oder nur \r\nTeilbereiche?\r\n Komplett: \r\nUnternehmens\r\nBenchmarking \r\nTeilbereiche: \r\nProzess- \r\nBenchmarking \r\nMöchten Sie Wasser,  \r\nAbwasser oder Fernwasser \r\nuntersuchen lassen?\r\nGeeignetes Projekt \r\nfinden (siehe S. 13)\r\nOnline-Datenbank \r\nfinden (siehe S. 13)\r\nMöchten Sie sich  \r\nregional oder überregional \r\nvergleichen?\r\nRegional:  \r\nLänderprojekt \r\nÜberregional:  \r\nBundesweites  \r\nProjekt \r\nMöchten Sie eine  \r\nschnelle Standort- \r\nbestimmung oder haben  \r\nSie mehr Zeit?\r\nSchnell:  \r\nOnline-Datenpool  \r\nbei einem  \r\nAnbieter nutzen\r\nIntensiver:  \r\nan nächster Projekt\r\nrunde teilnehmen, \r\nIhre Vergleichspartner \r\nkennenlernen und von \r\ndiesen lernen\r\nMöchten Sie eine grobe \r\nEinordnung oder eine \r\numfassende Untersuchung?\r\nGrob: \r\nBranchenkennzahlen \r\n(kleines Set) bzw. \r\nBasismodul\r\n Umfassend: \r\nHauptkennzahlen \r\n(großes Set) bzw. \r\nVollmodul\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     10\r\nKonkrete Beispiele von BDEW-Mitgliedern\r\nMittelgroßer Wasserver- und Abwasserentsorger:  \r\nWasserwerke Zwickau GmbH\r\nBenchmarking-Projekt stößt Optimierung an: \r\nKosteneinsparung durch optimierte Behälterreinigung\r\nDie Wasserwerke Zwickau GmbH nimmt regelmäßig auch \r\nan Prozess-Benchmarking-Projekten teil. Hier zeigte sich, \r\ndass die Gesamtkosten für Inspektion und Reinigung der \r\nBehälter im Vergleich zu den meisten Teilnehmern sehr \r\nhoch waren. Dies sowie steigende Kosten und wachsender \r\nEffizienzdruck führten dazu, dass die Wasserwerke Zwi\r\nckau GmbH ihre Behälterreinigung hinterfragte.\r\nEin sehr häufiger oder besonders intensiver Reinigungszy\r\nklus ist nicht automatisch sinnvoll. Jede Reinigung belas\r\ntet die Oberflächen mechanisch und chemisch. Langfristig \r\nkann dies die Materialbeständigkeit verschlechtern und die \r\nLebensdauer der Behälter verkürzen – mit entsprechenden \r\nMehrkosten für Wartung und Ersatz.\r\nZudem kann eine übermäßig häufige Reinigung das Hygi\r\nenerisiko erhöhen. Jeder Eingriff in ein geschlossenes Sys\r\ntem birgt die Gefahr, Keime einzubringen. Mehr Reinigung \r\nbedeutet daher nicht zwangsläufig mehr Sicherheit.\r\nHinzu kommen Kosten für Wasser, Energie, Reinigungsmittel \r\nund Personal. Eine bedarfsgerechte Steuerung der Reini\r\ngungsintervalle hilft, Ressourcen zu sparen, Material zu scho\r\nnen und gleichzeitig hygienische Standards einzuhalten.\r\nFazit: Entscheidend ist nicht die Häufigkeit, sondern die \r\ngezielte, technisch und wirtschaftlich sinnvolle Reinigung. \r\nDaher hat die Wasserwerke Zwickau GmbH ihren Reini\r\ngungszyklus ab 2026 von einjährig auf alle zwei Jahre um\r\ngestellt. So werden Kosten deutlich reduziert und Eingriffe \r\nin das System verringert.\r\nGesamtkosten Inspektion und Reinigung Behälter je m³ Behältervolumen\r\n16,00\r\n14,00\r\n12,00\r\n15,65\r\n12,71\r\n12,25\r\n11,19\r\n10,00\r\n10,22\r\n9,37\r\n8,64\r\n8,00\r\n7,80\r\n9,15\r\n6,00\r\n4,00\r\n5,74\r\n3,49\r\n3,42\r\n2,40\r\n2,37\r\n2,38\r\n2,58\r\n1,96\r\n1,91\r\n2,00\r\n0,00\r\n1,64\r\n1,64\r\nR01\r\nR02\r\nR03\r\nR04\r\nR05\r\nR06\r\nR07\r\nR08\r\nR09\r\nR10\r\nR11\r\nQuelle: Benchmarking-Projekt „Rohrnetz betreiben“ der Confideon Unternehmensberatung GmbH vom 28.10.2021; Datenbasis: 2018; R11 = Wasserwerke Zwickau GmbH\r\nR12\r\n     Benchmarking: „Lernen von den Besten“     11\r\nDie HEWA GmbH (Hersbrucker Energie- und Wasserver\r\nsorgung GmbH) misst seit vielen Jahren einzelne Strom\r\nverbraucher sehr engmaschig. Auch im Bereich der Was\r\nserversorgung. Die Ergebnisse fließen aggregiert in das \r\nEnergiemanagementsystem sowie das bayerische Bench\r\nmarking-Projekt Wasser ein und werden laufend bewertet. \r\nDas Jahr 2014 war auffällig: Die Analyse der spezifischen \r\nStromverbräuche im Bereich Gewinnung und Aufberei\r\ntung (in kWh/m³) zeigte im Zeitreihenverlauf für 2014 eine \r\naußerordentliche Steigerung: um 25 % gegenüber den Vor\r\njahreswerten!\r\nDa einzelne Stromverbraucher engmaschig gemessen wer\r\nden, konnte im Frühjahr 2015 die Ursache schnell ermittelt \r\nwerden: Ein bislang unentdeckter Verschleiß einer Förder\r\npumpe in einem der Tiefbrunnen verursachte den Mehr\r\nverbrauch. Nach erfolgreicher Instandsetzung reduzierte \r\nsich der Stromverbrauch wieder auf das langjährige Mittel. \r\nNutzen für das Unternehmen: ca. 25.000 kWh gerin\r\ngerer Stromverbrauch sowie ca. 5.000 € geringere Be\r\ntriebskosten. \r\nAber auch eine langfristige Optimierung sollte angestoßen \r\nwerden. Daher wurden die Kennzahlen im Zeitverlauf, gekop\r\npelt mit den spezifischen Stromkosten pro kWh, analysiert.\r\nDa diese ab Jahr 2023 signifikant anstiegen, wurde ent\r\nschieden, dass stärker oberflächennahes Quellwasser statt \r\nWasser aus den Tiefbrunnen genutzt werden soll. Ziel ist \r\nes, den Anteil von 20 % auf 35 % zu erhöhen. \r\nDie vorliegenden Kennzahlen ermöglichten es, die Inves\r\ntition zur Wiederinbetriebnahme bisher nicht genutzter \r\nQuellen sowie die Erweiterung von Ultrafiltrations- und \r\nUV-Anlagen belastbar zu bewerten. Und diese Bewertung \r\nlieferte ein eindeutiges Ergebnis: Die Nutzung der Tief\r\nbrunnen ist wirtschaftlich nachteiliger. \r\nEs ist realistisch, die Stromverbräuche um 50.000 kWh pro \r\nJahr dauerhaft zu reduzieren. Damit können jährlich ca. \r\n12.000 € Kosten eingespart werden. \r\nZudem wird dadurch weniger besonders schützenswer\r\ntes Grundwasser entnommen – ein zusätzlicher Gewinn \r\nfür die Nachhaltigkeit und vor allem die nachfolgenden \r\nGenerationen im Einzugsgebiet. \r\nKleines Stadtwerk im ländlichen Raum: HEWA GmbH\r\nKennzahlen vergleichen lohnt sich dreifach: kurzfristige und dauerhafte \r\nReduzierung der Energiekosten und Schutz des Grundwassers \r\n2006\r\n0,54\r\nEnergieverbrauch Gewinnung  \r\nund Aufbereitung\r\nkWh/m³\r\n2009\r\n0,70\r\n2012\r\n0,70\r\n2014\r\n0,88\r\n2015\r\n0,72\r\n2016\r\n0,65\r\n2017\r\n0,65\r\n2018\r\n0,71\r\n2019\r\n0,71\r\n2020\r\n0,70\r\n2021\r\n0,70\r\n2022\r\n0,69\r\n2023\r\n0,62\r\n2003\r\n10,19\r\nEnergiekosten pro kWh\r\nct/kWh\r\n2006\r\n12,79\r\n2009\r\n17,09\r\n2012\r\n17,18\r\n2014\r\n21,02\r\n2015\r\n18,61\r\n2016\r\n20,39\r\n2017\r\n19,63\r\n2018\r\n21,27\r\n2019\r\n22,12\r\n2020\r\n23,14\r\n2021\r\n23,44\r\n2022\r\n21,87\r\n2023\r\n32,13\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     12\r\nGroßer Wasserver- und Abwasserentsorger:  \r\nGELSENWASSER AG\r\nHohe Priorität für Anschlusserneuerung trotz guter Werte\r\nDurch die Teilnahme am Benchmarking hat die GELSEN\r\nWASSER AG ihren Blick bewusst erweitert: Neben Kennzah\r\nlen mit klaren Richtwerten rücken auch solche in den Fo\r\nkus, für die es keine festen Werte aus den Regelwerken gibt. \r\nVor allem der Vergleich mit strukturell ähnlichen Unter\r\nnehmen ermöglicht der GELSENWASSER, die eigenen Er\r\ngebnisse neu einzuordnen und zusätzliche Potenziale zu \r\nerkennen.\r\nObwohl GELSENWASSER z. B. deutlich unter den niedrigen \r\nDVGW-Richtwerten für Schäden an Anschlussleitungen \r\nliegt, hat das Unternehmen der Anschlusserneuerung eine \r\nnoch höhere Priorität eingeräumt. Im Gegensatz zu den \r\nVersorgungsleitungen, bei denen es nicht nur weit unter \r\ndem DVGW-Richtwert für niedrige Schadensraten liegt, \r\nsondern die auch im Unternehmensvergleich sehr gut \r\nsind, lag die GELSENWASSER bei den Anschlussleitungen \r\nnur im Mittelfeld. Hier hat der externe Vergleich mit den \r\nBenchmarking-Partnern gezeigt, wo man proaktiv weiter \r\noptimieren kann – nicht, weil man muss, sondern weil die \r\nGELSENWASSER besser werden will.\r\nBenchmarking versteht die GELSENWASSER daher nicht \r\nals Kontrolle, sondern als strategisches Instrument zur \r\nzielgerichteten, wiederkehrenden Analyse und kontinuier\r\nlichen Verbesserung!\r\n„Kontinuität in der Bildung \r\neiner validen Datenbasis sowie \r\nin der Weiterentwicklung des \r\nBenchmarkings sind der Grundstein \r\nfür zukünftige nachhaltige \r\nNetzrehabilitation.“ \r\nHenning Deters, Vorstandvorsitzender,  \r\nGelsenwasser AG\r\n     Benchmarking: „Lernen von den Besten“     13\r\nÜber die Jahrzehnte haben sich im Wesentlichen drei An\r\nbieter von Benchmarking-Projekten hervorgetan (aqua\r\nbench; confideon; Rödl). Oft verantworten diese die Bench\r\nmarking-Projekte in einem Bundesland. Zudem gibt es \r\nüberregionale Projekte. \r\nNeben den Benchmarking-Anbietern können Sie sich an \r\ndie BDEW-Hauptgeschäftsstelle (siehe letzte Seite), Ihre zu\r\nständige BDEW-Landesorganisation (siehe letzte Seite), die \r\nzitierten Personen oder die Mitglieder der BDEW-Projekt\r\ngruppe Benchmarking wenden (die Mitgliederliste erhalten \r\nSie als BDEW-Mitglied bei der BDEW-Hauptgeschäftsstelle). \r\nNachfolgend finden Sie Internet-Seiten nach Bundeslän\r\ndern und Art des Projektes. Die Aufzählung ist nicht ab\r\nschließend.\r\nWelche Benchmarking-Projekte gibt es?  \r\nAn wen können Sie sich wenden?\r\nZentrale Informationsquelle: \r\nwww.bdew.de/benchmarking\r\nTrinkwasser\r\n• Baden-Württemberg\r\n• Bayern\r\n• Nordrhein-Westfalen\r\n• Thüringen\r\n• Große Wasserversorger  \r\n(deutschlandweit)\r\nwww.roedl.com/wasserwirtschaft/ \r\nbenchmarking\r\nTrink- und Abwasser\r\n• Brandenburg\r\n• Mecklenburg-Vorpommern\r\n• Niedersachsen\r\n• Sachsen\r\n• Sachsen-Anhalt\r\nwww.confideon.de/ \r\nkennzahlenvergleiche\r\nAbwasser\r\n• Thüringen\r\nwww.roedl.com/wasserwirtschaft/\r\nbenchmarking\r\nFernwasser- \r\nVersorger\r\nwww.aquabench.de/aktuelles/ \r\nnews-fernwasser.html\r\nTrink- und Abwasser\r\n• Rheinland-Pfalz\r\nwww.wasserbenchmarking-rp.de  \r\n(aquabench)\r\n• Schleswig-Holstein\r\nwww.kowa-sh.de/kowash/themen\r\nProzess-Benchmarking  \r\nsowie Erfahrungs\r\naustauschrunden\r\n• aquabench\r\n• confideon\r\n• IWW\r\n• Rödl\r\n     Benchmarking: „Lernen von den Besten“     14\r\nNordrhein-Westfalen\r\nSchleswig-Holstein\r\nHessen\r\nRheinland- \r\nPfalz\r\nSaarland\r\nBayern\r\nBremen\r\nBrandenburg\r\nSachsen- \r\nAnhalt\r\nNiedersachsen\r\nMecklenburg-Vorpommern\r\nBaden- \r\nWürttemberg\r\nThüringen\r\nHamburg\r\nBerlin\r\n \r\n \r\n  \r\n \r\n \r\n \r\nKennzahlenvergleich  \r\nWasserversorgung \r\nBetrachtungsjahr 2024 \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nKOOPERATION \r\nKOMMUNALER WASSER- UND ABWASSERVERBÄNDE \r\nSCHLESWIG-HOLSTEIN \r\n \r\n \r\n \r\nKOWA SH \r\n \r\nBranchenvergleich \r\n2023 \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nBENCHMARKING  \r\nWASSERWIRTSCHAFT \r\nBranchenbild für Rheinland-Pfalz, Erhebungsjahr 2023\r\nGutes Wasser ▶ Klare Preise ▶\r\n2023-26\r\n▶ Benchmarking ▶ Wasserwirtschaft  RP\r\nProjektbericht –  \r\nBerichtsjahr 2022\r\nKennzahlenvergleich \r\nWasserversorgung \r\nBaden-Württemberg\r\nVERBÄNDE- \r\nMODELL\r\nABSCHLUSSBERICHT\r\nZUR 8. HAUPTRUNDE\r\n(WIRTSCHAFTSJAHR 2021) \r\nEFFIZIENZ- UND\r\nQUALITÄTSUNTERSUCHUNG\r\nDER KOMMUNALEN\r\nWASSERVERSORGUNG IN BAYERN\r\n(Eff WB) 2022\r\nSachsen\r\nAktuelle öffentliche Berichte über Bench\r\nmarking-Projekte in den Bundesländern \r\nHier finden Sie die aktuellen öffentlichen Berichte, soweit uns bekannt (Trinkwasser; teilweise auch Abwasser). \r\nBerichte downloaden unter:\r\nwww.bdew.de/benchmarking\r\nWasserversorgung in Nordrhein-Westfalen\r\nBenchmarking-Projekt\r\nErgebnisbericht 2024/2025\r\nwww.wirtschaft.nrw.de\r\nwww.umwelt.nrw.de\r\nErgebnisbericht 2017\r\nBenchmarking      \r\nWasser- \r\nversorgung  \r\nsaarland\r\nKennzahlenvergleich der  \r\nsaarländischen Unternehmen  \r\nder Wasserversorgung\r\nBenchmarking der Wasserversorgung \r\nund  Abwasserentsorgung in Thüringen\r\nPROJEKTBERICHT 2016\r\n© FH Schmalkalden und Rödl & Partner 2017\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     15\r\nZufriedene Kundinnen und Kunden \r\n85 %der Bevölkerung trinken regelmäßig oder gelegentlich Leitungswasser.\r\nDass sich die Anstrengungen der Branche lohnen, zeigt auch die aktuelle Befragung der Kundinnen und Kunden.  \r\nDiese wurde von einem unabhängigen Meinungsforschungsinstitut durchgeführt.\r\nDas Preis-Leistungs-Verhältnis bewerten als sehr gut, gut oder angemessen:\r\n75 %der Wasserkunden und\r\n70 %  \r\nder Verbraucherinnen  \r\nund Verbraucher  \r\nschätzen die hohe  \r\nZuverlässigkeit ihres  \r\nWasserversorgers.\r\n69 %\r\nder Abwasserkunden.\r\n72 %  \r\nder Kundinnen und Kunden \r\nbeurteilen die Qualität des \r\ndeutschen Trinkwassers als \r\ngut oder sehr gut.\r\n66 %  \r\nder Befragten bewerten  \r\nden Service ihres  \r\nWasserversorgers als gut  \r\noder sehr gut. \r\n64 %  \r\nder Befragten sind mit \r\n ihrem Wasserversorger  \r\nzufrieden oder in höchstem \r\nMaße zufrieden.\r\n50 %  \r\nder Kundinnen und Kunden \r\nsind mit den Leistungen ihres  \r\nAbwasserentsorgers  \r\nzufrieden oder in höchstem \r\nMaße zufrieden.\r\nQuelle: BDEW-Kundenbarometer 2025\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     16\r\nPolitischer Hintergrund\r\nVor 20 Jahren, im Jahr 2006, legte die Bundesregierung \r\ndem Bundestag eine Modernisierungsstrategie für die Was\r\nserwirtschaft vor. Die Regierung würdigte ausdrücklich \r\ndas von der Branche ausgearbeitete Benchmarking\r\nKonzept und lobte die bisherigen Vorarbeiten. \r\n2009 betonte die damalige Bundeskanzlerin Angela Merkel \r\ndie Bereitschaft der Wasserwirtschaft, sich einem freiwilli\r\ngen Leistungsvergleich zu unterwerfen. \r\nDie Länderkammer, der Bundesrat, lehnte ein Pflicht\r\nBenchmarking 2013 ab.\r\nDie Einführung einer sektorspezifischen Regulierung lehn\r\nte die Bundesregierung 2010 und 2013 ab, wie auch der \r\nBundestag.\r\nSowohl die Modernisierungsstrategie wie das Benchmar\r\nking sind für die Branche seit 20 Jahren wichtige Konstan\r\nten. Vor allem das Benchmarking entwickelt die Branche \r\nseitdem stetig weiter. \r\nDie Leistungsvergleiche haben maßgeblich dazu beige\r\ntragen, den Ordnungsrahmen für die Branche konstant zu \r\nhalten. \r\nFür den BDEW war und ist klar: Benchmarking muss die \r\nGrundlage der Modernisierung der deutschen Wasser\r\nwirtschaft bleiben. Die Freiwilligkeit und Selbstver\r\npflichtung der Unternehmen müssen dabei im Vorder\r\ngrund stehen.\r\n„Unser Unternehmen zukunftsfähig \r\nauszurichten heißt, die internen \r\nAbläufe laufend kritisch zu hinterfragen \r\nund die richtigen Stellschrauben \r\nzu drehen. Benchmarking hilft uns \r\ndabei, erfolgreiche Methoden anderer \r\nWasserversorger einfließen zu lassen.“ \r\nHarald Kiesl,  \r\nGeschäftsführer HEWA GmbH\r\nBenchmarking: „Lernen von den Besten“     17\r\nBranchenbild der deutschen Wasserwirtschaft\r\nVertreterinnen und Vertreter \r\nvon BDEW, ATT, DBVW, DVGW, \r\nDWA, VKU übergeben das \r\nBranchenbild der deutschen \r\nWasserwirtschaft 2025 an den \r\nStaatssekretär Flasbarth im \r\nBundesumweltministerium im \r\nJanuar 2026\r\nMit dem „Branchenbild der deut\r\nschen Wasserwirtschaft“ berichtet \r\nder BDEW gemeinsam mit anderen \r\nVerbänden (ATT, DBVW, DVGW, DWA, VKU) \r\nseit 2005 regelmäßig über den Stand der \r\nLeistungsvergleiche – inzwischen zum 6. Mal. \r\nDas Branchenbild wird traditionell einem/\r\neiner Bundesminister/in oder einem/einer \r\nStaatssekretär/in übergeben (Wirt\r\nschaft oder Umwelt). \r\nKontaktadressen und Ansprechpersonen\r\nBundesverband der Energie\r\nund Wasserwirtschaft e. V. (BDEW)\r\nArbeitsgemeinschaft\r\nTrinkwassertalsperren e. V. (ATT)\r\nUwe Weiß\r\nBundesverband der deutschen\r\nGas- und Wasserwirtschaft (BGW)\r\nReinhardtstraße 14\r\n10117 Berlin\r\nTelefon: 030 28041-0\r\nFax: 030 28041-520\r\ninfo@bgw.de \r\nMarika Holtorff \r\nBranchenbild der  \r\nDeutsche Vereinigung des  \r\nGas- und Wasserfaches e.V.\r\nTechnisch-wissenschaftlicher  \r\nVerein (DVGW) \r\nJosef-Wirmer-Straße 1–3\r\n53123 Bonn\r\nTelefon: 0228 9188-5\r\nFax: 0228 9188-990 \r\ninfo@dvgw.de \r\nBranchenbild der deutschen Wasserwirtschaft Mustertext für Subhead\r\nArbeitsgemeinschaft\r\nTrinkwassertalsperrene.V.\r\nTT\r\nBranchenbild der  \r\ndeutschen Wasserwirtschaft\r\n2005\r\nHaarbergstraße 37\r\n99097 Erfurt\r\nTelefon: 0361 5509-141\r\nFax: 0361 5509-149\r\nuwe.weiss@thueringer-fernwasser.de\r\nwww.trinkwassertalsperren.de\r\nDeutscher Verein des Gas-  \r\nund Wasserfaches e. V.  \r\n(DVGW) \r\nKirsten Wagner\r\nJosef-Wirmer-Straße 1 - 3\r\n53123 Bonn\r\nTelefon: 0228 9188-868\r\nFax: 0228 9188-988\r\nwagner@dvgw.de\r\nwww.dvgw.de\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nTelefon: 030 300199-1214 \r\nFax: 030 300199-3214\r\nmarika.holtorff@bdew.de\r\nwww.bdew.de \r\nDeutsche Vereinigung für  \r\nWasserwirtschaft, Abwasser \r\nund Abfall e. V. (DWA)\r\nRichard Esser\r\nDeutscher Bund der verbandlichen\r\nWasserwirtschaft e. V. (DBVW)\r\nDörte Burg\r\nAm Mittelfelde 169\r\n30519 Hannover\r\nTelefon: 0511 87966-0\r\ndoerte.burg@wasserverbandstag.de\r\nwww.dbvw.de\r\nVerband kommunaler  \r\nUnternehmen e. V.  \r\n(VKU) \r\nMarcel Fälsch\r\nBRANCHENBILD  \r\nDER DEUTSCHEN  \r\nWASSERWIRTSCHAFT\r\nTheodor-Heuss-Allee 17\r\n53773 Hennef\r\nTelefon: 02242 872-187\r\nFax: 02242 872-184\r\nrichard.esser@dwa.de\r\nwww.dwa.de\r\nStand: Januar 2020\r\nVerband kommunaler  \r\nUnternehmen e.V. (VKU) \r\nBrohler Straße 13 \r\n50968 Köln \r\nTelefon: 0221 3770-0 \r\nFax: 0221 3770-266  \r\ninfo@vku.de \r\nInvalidenstraße 91 \r\n10115 Berlin\r\nTelefon: 030 58580-154\r\nFax: 030 58580-105\r\nfaelsch@vku.de \r\nwww.vku.de\r\nBranchenbild der  \r\nBRANCHENBILD DER DEUTSCHEN WASSERWIRTSCHAFT 2020\r\nArbeitsgemeinschaft\r\nTrinkwassertalsperrene.V.\r\nTTTT\r\nnatureOffice.com | DE-229-770908\r\nklimaneutral\r\ngedruckt\r\nBranchenbild der deutschen Wasserwirtschaft Mustertext für Subhead\r\nBranchenbild der  \r\ndeutschen Wasserwirtschaft\r\n2008\r\nArbeitsgemeinschaft\r\nTrinkwassertalsperrene.V.\r\nTT\r\nArbeitsgemeinschaft\r\nTrinkwassertalsperrene.V.\r\nTT\r\nBranchenbild  \r\nder deutschen \r\nWasserwirtschaft\r\nArbeitsgemeinschaft\r\nTrinkwassertalsperrene.V.\r\nTT\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorgani\r\nsationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen \r\nund kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund \r\n90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des \r\nErdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung  \r\nund rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDie Wasserwirtschaft im BDEW\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstr. 32\r\n10117 Berlin\r\nTelefon 030 300 199-0\r\ninfo@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nAls BDEW-Mitglied eingeloggt finden Sie die für Benchmarking zuständige Ansprechpartnerin unter \r\nwww.bdew.de/plus/wasser-abwasser/ansprechpartner\r\nLandesorganisationen des BDEW: \r\nwww.bdew.de/verband/landesorganisationen\r\nRedaktionsschluss: 5. März 2026\r\nBildnachweis: Titel und Seite 4: colourbox.de/Peopleimages.com; Konzept und Bild/C. Bach;  \r\nstock.adobe.com – arttim; stock.adobe.com – kardd; stock.adobe.com – Oldcorporal;  \r\nstock.adobe.com - sdecoret; Seite 5: Fotograf Sascha Linke; Seite 7: Hessenwasser GmbH & Co. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"29.06.2026 \r\nZentrale Themen der Wasserwirtschaft im BDEW \r\nJuni 2026 \r\n1 Kommunale Abwasserrichtlinie \r\nEines der Kernelemente für den BDEW ist die Erweiterte Herstellerverantwortung (EPR) in der \r\nRichtlinie Kommunales Abwasser (KARL).  \r\nAuf nationaler Ebene ist der BDEW im engen Austausch mit BMUKN, UBA und dem Spuren\r\nstoffzentrum sowie mit den Projektnehmern, die die EPR-Umsetzung vorbereiten und den risi\r\nkobasierten Ansatz ausgestalten sollen. Verschiedene Gespräche auf Initiative des BDEW ha\r\nben auch mit Vertretern der Hersteller stattgefunden.  \r\nDarüber hinaus hat der BDEW einen Vorschlag für die Ausgestaltung der Herstellerorganisa\r\ntion eingebracht. In mehreren Gutachten und Ausarbeitungen wurden Argumente der Herstel\r\nler gegen die EPR widerlegt sowie Kostenanalysen zur 4. Reinigungsstufe erarbeitet. Hier fin\r\nden Sie die Analyse der Medicines for Europe Studie. \r\n2 Vorschläge zu Wasserinfrastruktur und Beschleunigung \r\nBürokratieabbau und Beschleunigung von Genehmigungsverfahren sind wesentlicher Bestand\r\nteil der Lobbytätigkeit des BDEW. Konkrete Vorschläge wurden gegenüber dem Bundesum\r\nweltministerium (BMUKN) eingebracht (inkl. Wasserrechtsverfahren und Infrastrukturprojek\r\nten). Dabei achtet der BDEW darauf, dass der Gewässerschutz im Vordergrund bleibt.  \r\nBeispiel: Wassernutzungsrechte modernisieren:  \r\n• Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung insbesondere, aber nicht nur im Vorsorge\r\nbereich, sondern auch im Akutfall einer Wasserknappheit ist umzusetzen, um die Ge\r\nsundheit der Bevölkerung durch Wasserverfügbarkeit sowie die Funktionstüchtigkeit \r\nder Abwasserentsorgung absolut sicherzustellen. \r\n• Wasserrechte langfristig sichern für die öffentliche Wasserversorgung (und Abwasser\r\nentsorgung). \r\nSeite 1 von 5 \r\n• Wasserrechtsverfahren beschleunigen durch Reduzierung der Antragsunterlagen, \r\ndurch Verkürzung der Verfahrensdauer sowie eine durchgängige und transparente Digi\r\ntalisierung von Unterlagen, Formularen und Prozessen. \r\n3 PFAS \r\nDie Relevanz von PFAS für die Wasserwirtschaft bleibt im Fokus und wurde vom BDEW in ver\r\nschiedenen Formaten adressiert. Dabei bietet die eigens eingerichtete, öffentliche PFAS-Web\r\nsite (2025) wichtige Fakten und Stellungnahmen zum Thema, Verbraucherhinweise, Hand\r\nlungsempfehlungen bei einem PFAS-Fund (2025), sowie ein hilfreiches FAQ (2025) für häufig \r\ngestellte Fragen mit vorgefertigten Antworten. Darüber hinaus ist ein weiteres durch den \r\nBDEW beauftragtes Gutachten (Januar 2025) des Hygieneinstituts des Universitätsklinikums \r\nBonn veröffentlicht worden, welches fundierte wissenschaftliche Erkenntnisse zur PFAS-Prob\r\nlematik liefert und belegt, dass die Hauptaufnahmequelle von PFAS über Nahrungsmittel und \r\nnicht Trinkwasser erfolgt. Dies wurde zuletzt auch durch eine EU-Kommission-Studie (Jan \r\n2026) bestätigt.  \r\nDer BDEW beteiligt sich weiterhin aktiv am europäischen Beschränkungsvorschlag für die \r\nStoffgruppe PFAS im Kontext der Europäischen Chemikalienagentur (ECHA) und hat eine von \r\nallen Branchen des BDEW getragene Stellungnahme zur ECHA-Konsultation abgegeben.  \r\nTragende Punkte dieser Stellungnahme sind dabei u. a.  \r\n• der Schutz von Bestandsanlagen, differenzierte Übergangsfristen (in Abhängigkeit \r\nder Verfügbarkeit/Nutzungsmöglichkeit von Alternativtechnologien),  \r\n• der Essential-Use-Ansatz für Anwendungen ohne gleichwertige Alternativen sowie \r\n• ein fondsbasiertes Modell nach dem Verursacherprinzip (erweiterte Herstellerver\r\nantwortung bzw. polluter-pays principle für Produzenten und Importeure) zur Fi\r\nnanzierung PFAS-bedingter Aufbereitungskosten für Trinkwasser. \r\n4 Anforderungen Düngerecht und Nitrat \r\nDer BDEW begleitet die Novellierung des Düngerechts auf nationaler Ebene und setzt sich auf \r\nEU-Ebene für den Erhalt der Nitratrichtlinie ein. Zum Entwurf des Düngegesetzes hat der \r\nBDEW im Beteiligungsverfahren zum 6.2.2026 auf Einladung des BMLEH Stellung bezogen und \r\nverfolgt die Entwicklungen auf politischer Ebene weiterhin. Am 1.7.2026 wird in Brüssel eine \r\nVeranstaltung zum Thema Nitratrichtlinie von BDEW und DUH ausgerichtet und von bilatera\r\nlen Gesprächen mit der EU-Kommission begleitet. \r\nSeite 2 von 5 \r\nDer BDEW setzt sich dabei weiterhin für die wirksame Umsetzung der Nitratrichtlinie in \r\nDeutschland sowie die Erstellung des nationalen Nitrat-Aktionsprogramms ein.  \r\nDie Stoffstrombilanz bleibt für den BDEW das zentrale Instrument, um die Wirksamkeit von \r\nMaßnahmen zur Reduzierung von Nährstoffeinträgen aus der Landwirtschaft zu belegen und \r\nverursachergerecht im Sinne des vorsorgenden Gewässerschutzes zuzuordnen. Hier strebt der \r\nBDEW gemeinsam mit der EU-Kommission eine rechtlich belastbare Wiederherstellung der so\r\ngenannten „roten Gebiete” an. \r\n5 EU-Wasserrahmenrichtlinie \r\nIm Rahmen der aktuellen Sondierung und potenziellen Überarbeitung der Wasserrahmenricht\r\nlinie durch die EU-Kommission setzt sich der BDEW im Rahmen einer Stellungnahme für den \r\nErhalt des bestehenden Gewässerschutzniveaus, praxisnahe Anpassungen und mehr Kohä\r\nrenz mit anderen EU-Regelwerken ein, sowie den Schutz der Wasserfewinnungsgebiete. \r\n6 Infrastrukturprojekte und Prozessabläufe effizienter gestalten \r\nZuständigkeiten und Genehmigungsverfahren vereinfachen, verkürzen und durchgängig trans\r\nparent digitalisieren. Für die Finanzierung von Infrastrukturprojekten, die den unmittelbaren \r\nlokalen Auftrag überschreiten und eine regionale oder überregionale Wirksamkeit haben, müs\r\nsen gesonderte Finanzierungsmöglichkeiten geschaffen werden.  \r\nNicht zuletzt schlägt der BDEW vor, dass sich zu diesen Themen eine Bund-Länder-Arbeits\r\ngruppe bildet, die, ergänzt um Vertretungen aus den Wasserwirtschaftsunternehmen und \r\nverbänden sowie aus ausgewählten Rechtsbereichen, innerhalb eines Jahres bestehende Vor\r\nschläge prüft und weitere erarbeitet mit dem klaren Ziel der Umsetzung im o.g. Sinne noch in \r\ndieser Legislatur. Wir haben zum Thema zwei Positionen veröffentlicht:  \r\nBürokratieabbau und Beschleunigung von Wasserrechtsverfahren und Infrastrukturprojekten - \r\nÜbersicht der 36 BDEW-Vorschläge sowie  \r\nResilienz der öffentlichen Wasserversorgung und Abwasserentsorgung stärken - Bürokratieab\r\nbau, Verfahrensbeschleunigung und Kosteneffizienz ermöglichen. \r\n7 Studie Klimakosten \r\nDie Kosten für die Anpassung an den Klimawandel steigen und nehmen einen erheblichen \r\nProzentteil der Gesamtkosten in der Wasserwirtschaft ein. In einem Pilotprojekt zusammen \r\nmit dem DVGW sind erste Anhaltspunkte hinsichtlich Höhe und Abgrenzung erarbeitet. Diese \r\nPilotstudie wird fortgesetzt. Im Rahmen der Pilot-Untersuchung wurde auf Basis von \r\nSeite 3 von 5 \r\nexemplarischen Analysen mit vier strukturell unterschiedlichen Wasserversorgern, die das \r\nSpektrum der Wasserversorgungslandschaft in Deutschland näherungsweise abbilden (großer \r\nstädtischer Versorger, Fernwasserversorger, Stadtwerk im großstädtischen Raum, Stadtwerk \r\nim ländlichen Raum), eine erste Bandbreite des geschätzten Anteils der klimainduzierten In\r\nvestitionen an den Gesamtinvestitionen der Unternehmen quantifiziert. Von allen befragten \r\nUnternehmen wurde bestätigt, dass die klimainduzierten Investitionen in den kommenden \r\nJahren zunehmend in den Fokus rücken. Die Bandbreite der Klimakosten-Anteile rangiert bei \r\nden befragten Unternehmen zwischen 7 % und 30 %. \r\n8 Branchenbild \r\nDas Branchenbild 2025 wurde am 12. Januar 2026 an Staatssekretär des BMUKN, Jochen Flas\r\nbarth, übergeben. Es zeigt die aktuellen Herausforderungen aber auch die Leistung der Was\r\nserwirtschaft. Derzeit wird die englische Version des Branchenbilds entwickelt und fertigge\r\nstellt. \r\n9 Benchmarking \r\nDer BDEW fördert freiwillige Leistungsvergleiche in der Wasserwirtschaft (Benchmarking). \r\nDer BDEW-Erklärfilm hierzu ist einzigartig. \r\nGesammelte Informationen gibt es zudem auf der BDEW-Seite Benchmarking.  \r\nNeu vorgelegt im Mai 2025 wurde die BDEW-Broschüre zu Benchmarking. \r\n10 Umsetzung Nachhaltigkeitsberichterstattung \r\nAuf Initiative des BDEW hat eine verbändeübergreifende Projektgruppe eine Unterstützung für \r\ndas Verständnis der Nachhaltigkeitsberichterstattung und insbesondere für die doppelte We\r\nsentlichkeitsprüfung erarbeitet. Die Dokumente bieten eine sehr gute Orientierung für alle Un\r\nternehmen, die zur Berichterstattung verpflichtet sind oder freiwillige Maßnahmen ergreifen. \r\nAuch der freiwillige Standard zur Nachhaltigkeitsberichterstattung „VSME“ wurde von der Pro\r\njektgruppe analysiert. \r\n11 Wärmenutzung Abwasser und Geothermie \r\nDie Überschneidungen zwischen Wasser- und Energiewirtschaft werden mehr und so hat sich \r\nder BDEW verstärkt auch diesen Themen gewidmet. In Zusammenarbeit zwischen Wärme und \r\nWasser wurde der Leitfaden zur Wärmenutzung aus Abwasser entwickelt, um das gemeinsame \r\nSeite 4 von 5 \r\nVerständnis zu formulieren und Möglichkeiten zu verorten. Kernaufgabe der Abwasserversor\r\ngung bleibt die hoheitliche Entsorgung und Klärung der Abwässer. Eine Wärmenutzung muss \r\ndeshalb die Funktionsfähigkeit der Entsorgung weiter uneingeschränkt ermöglichen und kos\r\ntenneutral für die Abwassergebühren bzw. -entgelte sein. \r\nAuch beim Thema Geothermie steht der BDEW für eine Nutzung der hydrothermalen Tiefen\r\ngeothermie ein, mit gleichzeitigem Schutz der Wasserressourcen, indem eine klare Abstufung \r\nder Wasserschutzgebiete eingehalten wird. So wollen wir die klimaneutrale Wärme nach vorn \r\nbringen und gleichzeitig die hohe Qualität unserer Wasserressourcen schützen. \r\n12 NIS2/KRITIS-Umsetzung – Sicherheit und Resilienz in der Wasserwirtschaft \r\nDer BDEW erstellt eine umfassende Anwendungshilfe für die Bereiche der physischen Sicher\r\nheit und der Cybersicherheit. Die Projektgruppe veröffentlichte die Anwendungshilfe im Mai \r\n2026 nach ausführlicher Diskussion mit Sicherheitsexperten, dem BSI und dem BBK. Die An\r\nwendungshilfe wird in Webinaren vorgestellt. \r\nSeite 5 von 5 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026971","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur 12. GWB-Novelle und Beendigung der Sonderregelung des § 29 GWB","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/78/2f/819385/Stellungnahme-Gutachten-SG2607240001.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 17. Juli 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nEntwurf eines Zwölften Gesetzes zur Änderung \r\ndes Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen \r\n(12. GWB-Novelle) \r\nKabinettsentwurf vom 15. Juli 2026 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n1 Einleitung und Kernforderungen \r\nMit dem Kabinettsentwurf eines Zwölften Gesetzes zur Änderung des Gesetzes gegen Wettbe\r\nwerbsbeschränkungen vom 15. Juli 2026 sollen ausweislich der Gesetzesbegründung die effek\r\ntive Anwendung des Kartellrechts sichergestellt und die Verfahren schneller und effizienter \r\nausgestaltet werden. Der BDEW unterstützt den Ansatz, Verfahren zu digitalisieren und zu \r\nentschlacken. Nicht nachgewiesen ist hingegen der Bedarf, weiterhin eine Sonderregelung zur \r\nMissbrauchsaufsicht auf Energiemärkten beizubehalten. \r\n➢ Der BDEW fordert, von der erneuten Verlängerung des § 29 GWB abzusehen. Es ist \r\nnach viermaliger Befristung an der Zeit – ganz im Sinne des Koalitionsvertrages zu Gu\r\nter Gesetzgebung – zu einem einheitlichen Kartellrecht auch für die Energiewirtschaft \r\nzurückzukehren und unnötige Sonderregeln zu beseitigen.  \r\nAus dem Koalitionsvertrag „Verantwortung für Deutschland“ Rz. 1866: „Gesetze, Ver\r\nordnungen und Regelungen, die nicht gemacht werden müssen, werden wir nicht ma\r\nchen.“ \r\n2 Einheitliches Kartellrecht – § 29 GWB streichen   \r\nDie Regelung in § 29 GWB zur kartellrechtlichen Preismissbrauchsaufsicht wurde im Jahr 2007 \r\neigentlich als befristete Sonderregelung für die Versorgung mit Strom und Gas eingeführt. \r\nDer BDEW lehnt die erneute Verlängerung um weitere fünf Jahre (§ 187 Absatz 1 GWB-E), d.h. \r\nbis Ende 2032 ab. \r\nMit § 29 GWB wurde im Jahr 2007 eine sektorspezifische Regelung zur Missbrauchsaufsicht \r\ngeschaffen, die für die Energiewirtschaft neben die für alle – also auch die Energiewirtschaft – \r\ngeltenden Verbotsvorschriften der §§ 19, 20 GWB tritt, ohne dass für die darin enthaltene Be\r\nweislastumkehr zulasten der Energiewirtschaft eine Rechtfertigung erkennbar wäre. Die Vor\r\nschrift diskriminiert die Energiewirtschaft vielmehr. Die Erleichterung der Arbeit für das Bun\r\ndeskartellamt durch eine „Arbeitsverlagerung“ auf die Unternehmen kann kein Argument für \r\neine spezielle Missbrauchsaufsicht sein. Dies gilt umso mehr, als die Unternehmen - anders als \r\ndas Amt - keinen Einblick in die Situation bei Vergleichsunternehmen haben. \r\nDie Monopolkommission hat bereits 2012 befunden: \r\nSeite 2 von 4 \r\n„Insgesamt deutet vieles darauf hin, dass mit § 29 GWB vor allem politische Ziele verfolgt wer\r\nden, um die Durchsetzungsfähigkeit gegenüber Missbrauchspotenzialen im Energiesektor zu \r\nbekräftigen.“1 \r\nDiese Einschätzung dürfte auch heute noch Gültigkeit beanspruchen. Allein eine politische Be\r\nkräftigung sollte kein Grund sein, eine überflüssige gesetzliche Regelung fortzuschreiben. \r\nDas vor fast 20 Jahren durch das „Gesetz zur Bekämpfung von Preismissbrauch im Bereich der \r\nEnergieversorgung und des Lebensmittelhandels“ eingeführte Instrument des § 29 GWB war \r\nausdrücklich als zeitlich befristete Regelung ausgestaltet und sollte nun endlich im Sinne eines \r\neinheitlichen Kartellrechts auslaufen. Die Regelung war zunächst bis Ende 2012 befristet und \r\nwurde – weithin kritisiert – bereits mit der 8. GWB-Novelle bis Ende 2017, mit der 9. GWB-No\r\nvelle bis 2022 und mit dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Zusammen\r\nhang mit dem Klimaschutz-Sofortprogramm und zu Anpassungen im Recht der Endkundenbe\r\nlieferung“ bis 2027 verlängert. Auch hierfür fehlte es bereits an einer Rechtfertigung, da auf \r\nden Energiemärkten hinreichender Wettbewerb festgestellt wurde und einer Preisaufsicht auf \r\nder Basis von § 19 GWB keine erkennbaren Hindernisse entgegenstanden.  \r\nMethodisch entspricht § 29 GWB im Wesentlichen den Eingriffsbefugnissen des § 19 Abs. 4 \r\nNr. 2 GWB. Für die Unterscheidung zur allgemeinen Preismissbrauchsaufsicht gemäß § 19 \r\nGWB ist vor allem von Bedeutung, dass für die Anwendung des Vergleichsmarktkonzepts die \r\nBeweislast für die strukturelle Vergleichbarkeit der betroffenen Unternehmen umgekehrt \r\nwird. Das Fortbestehen eines Bedarfs für diese sektorspezifische „Verschärfung“ der Beweis\r\nlast hat die Bundesregierung nicht dargelegt. Gleichzeitig ist das Instrument in der Vergan\r\ngenheit durchgängig als ordnungspolitisch verfehlt kritisiert worden. \r\nDen Kartellbehörden steht nach wie vor mit § 19 Absatz 4 GWB eine hinreichende Ermächti\r\ngungsgrundlage zur Preismissbrauchskontrolle zur Verfügung. Die Behörden sind mit § 19 \r\nGWB und der Möglichkeit für Sektoruntersuchungen nach § 32e GWB – die aktuell auch ge\r\nnutzt werden – ausreichend handlungsfähig. \r\nDer Kabinettsentwurf argumentiert mit der Vielzahl von Verfahren, die auf der Basis von § 29 \r\nGWB eingeleitet wurden. Dieses Argument verfängt nicht, da mit § 19 GWB ebenfalls eine \r\nRechtsgrundlage zur Verfügung gestanden hätte. Diese wäre genutzt worden, wie sie auch vor \r\nder Geltung des § 29 GWB genutzt worden ist. Das Auslaufen der Regelung, wie schon mehr\r\nfach von Bundesregierung und Bundestag mit der Befristung beschlossen, stellt auch für \r\n1Sondergutachten 63, Die 8. GWB-Novelle aus wettbewerbspolitischer Sicht, 2012, Tz. 104. \r\nSeite 3 von 4 \r\nlaufende Kartellprüfverfahren kein Hindernis dar, denn mit § 19 GWB besteht weiterhin eine \r\nHandlungsgrundlage für die Kartellbehörden. \r\nSeite 4 von 4 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-07-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026972","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Bundeshaushalt 2027, KTF und Sondervermögen Infrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c8/8d/837198/Stellungnahme-Gutachten-SG2609010018.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 31. August 2026 \r\nPositionspapier \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nVorschläge für einen  \r\nzukunftsgerichteten Haushalt 2027 \r\nund Wirtschaftsplan des Klima- und \r\nTransformationsfonds (KTF) \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt 2027 und Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF) \r\n1 Executive Summary \r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich, dass der Klima- und Transformationsfonds (KTF) nicht wie \r\nangekündigt um 10 bis 15 Prozent schrumpft. Allerdings wird dies insbesondere durch erhöhte \r\nEntnahmen aus der Rücklage gewährleistet und stellt keine dauerhaft verlässlichen Finanzie\r\nrungsperspektive für den KTF dar. Für die Energiewirtschaft ist eine verlässliche und langfristig \r\ntragfähige Finanzierung erforderlich. Die Finanzierungskonstruktion aus Rücklagenentnahmen \r\nund Umbuchungen von rd. 2,7 Mrd. Euro ETS-Einnahmen mindert die Transparenz und er\r\nschwert der Branche verlässliche Investitionsentscheidungen. Dabei schafft die Globale Min\r\nderausgabe von rd. 4,4 Mrd. Euro bzw. 11 Prozent der Programmausgaben und deren per\r\nspektivischer Anstieg zusätzliche Unsicherheiten. Des Weiteren ist die Einnahmenseite des KTF \r\nhinsichtlich der erwarteten CO2-Preisannahmen kritisch zu prüfen. Vor diesem Hintergrund \r\nsollte der Grundsatz „investiv vor konsumtiv“ für die Ausgabenplanung des KTF gelten, um die \r\nverfügbaren Mittel auf Investitionen zur Zielerreichung der Klimaneutralität zu fokussieren. \r\nKernforderungen: \r\n1. Schaffung einer Grundlage für Wasserstoff-CfDs sowie eines Förderinstruments für \r\nWasserstoffspeicher: Einrichtung eines eigenen Haushaltstitels für Wasserstoff-CfDs in \r\nHöhe von mindestens 1 Mrd. Euro jährlich und Bereitstellung von 1,3 Mrd. Euro für die \r\nErrichtung von Wasserstoffspeichern bis 2029.  \r\n2. Erhöhung des Haushaltstitels „Um- und Neubau klimaneutraler Wärmenetze“ auf min\r\ndestens 3,5 Mrd. Euro jährlich und Rücknahme der Verschiebung aus dem KTF in das Son\r\ndervermögen für Infrastruktur und Klimaneutralität. \r\n3. Senkung der Stromsteuer auf das europäische Minimum für alle Verbrauchsgruppen, \r\num eine flächendeckende Entlastung herbeizuführen und die Elektrifizierung voranzutrei\r\nben.  \r\n4. Schaffung einer belastbaren Finanzierungsgrundlage für Resilienzmaßnahmen und  \r\nKRITIS durch eine bedarfsgerechte Finanzierung des Resilienzfonds sowie Bereitstellung \r\nvon 250 bis 310 Mio. Euro pro Jahr für die nationale Gasreserve. \r\n5. Deutschlandfonds ausgestalten und Gewährleistungen einplanen: Bereitstellung ausrei\r\nchender Gewährleistungen für die fremdkapital- und eigenkapitalstärkenden Instrumente \r\ndes Deutschlandfonds. \r\nSeite 2 von 7 \r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt 2027 und Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)  \r\n2 Grundsätzliche Anmerkungen  \r\nZunächst begrüßt der BDEW grundsätzlich, dass der Klima- und Transformationsfonds entge\r\ngen manchen Ankündigungen nicht um 10-15 Prozent schrumpft. Allerdings gibt es bei einzel\r\nnen Titeln empfindliche Kürzungen, die zulasten der Transformation gehen. Außerdem wird \r\ndies insbesondere durch erhöhte Entnahmen aus der Rücklage (2027 rd. 6,4 Mrd. Euro) ge\r\nwährleistet und stellt keine dauerhaft verlässlichen Finanzierungsperspektive für den KTF dar. \r\nFür die Energiewirtschaft ist eine verlässliche und langfristig tragfähige Finanzierung erforder\r\nlich. Die Finanzierungskonstruktion aus Rücklagenentnahmen und Umbuchungen von rd. \r\n2,7 Mrd. Euro ETS-Einnahmen mindert die Transparenz und erschwert der Branche verlässli\r\nche Investitionsentscheidungen. Dabei schafft die Globale Minderausgabe von rd. 4,4 Mrd. \r\nEuro bzw. 11 Prozent der Programmausgaben und deren perspektivischer Anstieg (auf rd. \r\n6,07 Mrd. Euro bzw. 15 Prozent der Programmausgaben) zusätzliche Unsicherheiten. Es be\r\ndarf einer dauerhaft verlässlichen Finanzierungsperspektive. \r\nVor dem Hintergrund der Grundsätze der Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit ist die Ein\r\nnahmeseite des KTF hinsichtlich der Erwartungen des CO2-Preises kritisch zu prüfen. 2026 und \r\n2027 ist von höheren Erlösmengen aus dem nationalen und europäischen Brennstoffemissi\r\nonshandel auszugehen (rd. 19 Mrd. statt 16,71 Mrd. Euro in 2026 und mindestens 20,4 Mrd. \r\nEuro statt 20,03 Mrd. Euro in 2027). Warum von 2026 auf 2027 ein Anstieg um rund 3,3 Mrd. \r\nEuro angenommen wird, bleibt unklar; insbesondere da der vorliegende Entwurf eines Dritten \r\nGesetzes zur Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes eine Fortführung des aktuel\r\nlen Preiskorridors in 2027 vorsieht. Die Bundesregierung muss sich auf europäischer Ebene für \r\ndie kontinuierliche und verlässliche Weiterentwicklung von ETS 1 und 2 einsetzen. Eine Ab\r\nschwächung des europäischen Emissionshandels ETS 1 oder der Fahrpläne zur Einführung und \r\nWeiterentwicklung des ETS 2 führt zu Planungsunsicherheiten und ggf. zu Mehrkosten im \r\ndeutschen Staatshaushalt von bis zu zehn Mrd. Euro, da zusätzliche Fördermittel die fehlende \r\nPreiswirkung bei gleichzeitig geringeren Einnahmen aus dem ETS kompensieren müssten.1 \r\nGrundsätzlich muss für die Ausgabenplanung im KTF gelten: investiv vor konsumtiv. Die im \r\nKoalitionsvertrag beabsichtigte Fokussierung des KTF auf Maßnahmen zur Zielerreichung der \r\nKlimaneutralität muss zur Folge haben, dass konsumtive Ausgaben und auch notwendige \r\nMaßnahmen zur Entlastung der Verbraucher aus dem Kernhaushalt finanziert werden. Insbe\r\nsondere die Finanzierung des in der Sache richtigen Zuschusses zu den Übertragungsnetzent\r\ngelten aus dem KTF führt im Ergebnis dazu, dass kaum zusätzliche Finanzmittel aus dem Son\r\ndervermögen für investive Vorhaben zur Verfügung stehen. Hier bedarf es des klaren Bekennt\r\nnisses des Haushaltsgesetzgebers, dass steuerliche Mindereinnahmen sowie konsumtive Zu\r\nschüsse aus dem Kernhaushalt zu begleichen sind. \r\n1Agora Industrie (2026) „Zukunftsperspektive für den Industriestandort Deutschland: Investitionen anreizen und \r\nResilienz stärken“, Policy Brief, 27.07.2026 (abgerufen am 19.08.2026). \r\nSeite 3 von 7 \r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt 2027 und Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)  \r\n3 BDEW-Forderungen \r\n3.1 Schaffung einer Grundlage für Wasserstoff-CfDs, eines Förderinstruments für Wasser\r\nstoffspeicher und weitere Garantieinstrumente für den Wasserstoffhochlauf \r\nFür die Hochlaufphase ist ein temporäres Instrument zur Reduktion der Kostenlücke zwischen \r\nder Zahlungsbereitschaft der Abnehmer und den Wasserstoffbereitstellungskosten und somit \r\nzur Unterstützung des Wasserstoffmarkthochlaufs entlang der gesamten Wertschöpfungs\r\nkette vorzusehen. Es soll staatliche Contracts for Difference (CfD) mit effizienten Garantiein\r\nstrumenten kombinieren, sodass Erzeugung und Nachfrage gebündelt behandelt werden und \r\nein marktliches Agieren angereizt wird. Hierzu hat der BDEW bereits ein ausführliches Positi\r\nonspapier „Instrument für einen erfolgreichen Wasserstoffmarkthochlauf: Konkretisierung ei\r\nnes H2-CfDs“ sowie den dazugehörigen Zweiseiter „Wasserstoffmarkthochlauf: CfDs als haus\r\nhaltspolitisch planbares Schlüsselinstrument“ veröffentlicht. Das neue Förderinstrument ist \r\nmit mindestens 1 Mrd. Euro jährlich und Verpflichtungsermächtigungen ausgestattet wer\r\nden, um mehrere verlässliche Ausschreibungsrunden und die erforderlichen langfristigen Ver\r\ntragslaufzeiten zu ermöglichen. \r\nBis der künftige CfD-Mechanismus seine Wirkung entfaltet, müssen daher ausreichende För\r\ndermöglichkeiten für neue Wasserstoffprojekte erhalten bleiben. So ist zu verhindern, dass \r\nnach den im Rahmen der IPCEI-Wasserstoffwellen angestoßenen Projekten eine Förderlücke \r\nbeim weiteren Hochlauf der heimischen Wasserstoffprojekte entsteht. Vor diesem Hinter\r\ngrund ist von großer Bedeutung, dass die Förderprogramme für systemdienliche Elektroly\r\nseure und Offshore-Elektrolyse im Haushaltstitel 892 03 „Umsetzung der Nationalen Wasser\r\nstoffstrategie“ fortgeführt und mit hinreichend Mitteln unterlegt werden. Insbesondere die \r\nUnterstützung des Aufbaus der heimischen Elektrolyseleistung ist von zentraler Bedeutung. \r\nDas Instrument der Klimaschutzverträge ist ebenfalls zu verstetigen und mit einem eigenen \r\nFördertopf für Wasserstoffprojekte auszustatten.  \r\nUm die im Weißbuch „Wasserstoffspeicher“ dargelegte Investitionslücke hinreichend zu ad\r\nressieren, ist für den prognostizierten Speicherbedarf 2030 ein Förderinstrument mit einer \r\nVerpflichtungsermächtigung bis 2029 in Höhe von 1,3 Mrd. Euro vorzusehen. Wasserstoff\r\nspeicher sind wie das Netz langlebige Assets und erfordern langfristig angelegte Investitionen. \r\nNachfrageförderung wird in den meisten Fällen mit Speicherinvestitionen zeitlich inkompati\r\nbel sein und kann da her nur bedingt zum Aufbau der Wasserstoffspeicher beitragen. Der \r\nBDEW hat hierzu bereits zusammen mit Frontier Economics einen \"Finanzierungsmechanis\r\nmus für den Aufbau von Wasserstoffspeichern\" vorgeschlagen.  \r\nNeben einer stärkeren finanziellen Unterstützung und Risikoabsicherung müssen die regulato\r\nrisch bedingten Mehrkosten von Wasserstoff dringend reduziert werden. Das erhöht die \r\nWettbewerbsfähigkeit und senkt zugleich den Förderbedarf der Wasserstoffprojekte. Die Re\r\ngulatorik erhöht die Kosten signifikant und hemmt so maßgeblich den Markthochlauf. \r\nSeite 4 von 7 \r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt 2027 und Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)  \r\nGleichzeitig ist es wichtig, die Förderlandschaft auf neue Infrastrukturprojekte und marktliche \r\nAnreize auszudehnen, um den Hochlauf umfassend zu unterstützen, Investitionen zu skalieren \r\nund Fehlanreize zu vermeiden. \r\n3.2 Dekarbonisierung der Wärme ermöglichen \r\nDie im letzten Haushalt erfolgte Erhöhung des Mittelansatzes für den Haushaltstitel 893 32 \r\n„Um- und Neubau klimaneutraler Wärmenetze“ (Zusammenführung der Haushaltstitel „Zu\r\nschüsse für den Betrieb dekarbonisierter Wärmeinfrastrukturen“ sowie „Transformation Wär\r\nmenetze“ (BEW)) ist grundsätzlich zu begrüßen, bleibt aber hinter der notwendigen Finanz\r\nausstattung in Höhe von mindestens 3,5 Mrd. Euro, perspektivisch sogar 4,5 Milliarden Euro \r\njährlich zurück. Die Verschiebung aus dem KTF in das Sondervermögen ist kritisch zu prüfen \r\nbzw. zu revidieren.  \r\nDas KfW-Programm 432 „Energetische Stadtsanierung“ (ehemaliger Haushaltstitel 661 01) \r\nsollte fortgeführt und dauerhaft verlässlich ausgestaltet werden. Das Programm KfW 432 för\r\ndert integrierte Quartierskonzepte und Sanierungsmanagements und schließt die Lücke zwi\r\nschen strategischer kommunaler Wärmeplanung und konkreter Umsetzung vor Ort.  \r\n3.3 Strompreisbestandteile zuverlässig senken \r\nDer ÜNB-Zuschuss (Haushaltstitel 683 09) sinkt von 6,5 Milliarden Euro im Jahr 2026 auf rund \r\n5,5 Milliarden Euro im Jahr 2027. Damit bewegt sich die Bundesregierung weg von ihrem eige\r\nnen Ziel, insbesondere Unternehmen dauerhaft und verlässlich bei den Strompreisen zu ent\r\nlasten. Da es sich hierbei um konsumtive Ausgaben handelt, sollten die Zuschüsse in geplanter \r\nHöhe von derzeit 5,5 Mrd. Euro nicht aus dem KTF, sondern aus dem Kernhaushalt finanziert \r\nwerden. Zudem sind zwingend die notwendigen Vorlaufzeiten in der Umsetzung zu beachten. \r\nBei der Stromsteuer bleibt die Bundesregierung weiterhin hinter ihren Zusagen und den An\r\nforderungen für eine erfolgreiche Elektrifizierung zurück: Die im Koalitionsvertrag vorgese\r\nhene Senkung der Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß für alle Verbrauchergrup\r\npen muss vollumfänglich umgesetzt werden. Dies würde nicht nur zu einer spürbaren und \r\ngleichmäßigen Entlastung für alle Stromkunden führen, sondern auch die Elektrifizierung und \r\nden marktlichen Ausbau der Erneuerbaren Energien vorantreiben.  \r\n3.4 Ausreichende Finanzierung für Resilienzmaßnahmen und KRITIS \r\nDer Schutz Kritischer Infrastrukturen ist eine gesamtstaatliche Sicherheitsaufgabe. Zusätzliche \r\ngesetzliche Sicherheitsanforderungen müssen daher mit einer verlässlichen Refinanzierung \r\neinhergehen. Notwendige Investitionen in Resilienz und physische Sicherheit sind regulato\r\nrisch anzuerkennen und dürfen die betroffenen Betreiber nicht wirtschaftlich benachteiligen.  \r\nEs braucht daher eine belastbare Finanzierungsgrundlage, um den Schutz kritischer Infra\r\nstrukturen weiter zu stärken. Diese muss im Haushalt geschaffen werden, bspw. durch eine \r\nSeite 5 von 7 \r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt 2027 und Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)  \r\nbedarfsdeckende Finanzierung des angestrebten Resilienzfonds bzw. Ergänzung des Deutsch\r\nlandfonds um eine Resilienzdimension (Rohstoffbeschaffung und Infrastruktur). Die Finanzie\r\nrung kann auch über den von der Schuldenbremse ausgenommenen Verteidigungshaushalt \r\nerfolgen.  \r\nFür die zu schaffende nationale Gasreserve muss unbedingt eine auskömmliche finanzielle \r\nGrundlage im Haushalt geschaffen werden. Dort, wo Marktkräfte und bestehende Lieferver\r\npflichtungen an ihre Grenzen kommen, bedarf es einer staatlichen Absicherung. Diese umfas\r\nsende Versorgungssicherheit ist als öffentliches Gut aus dem Staatshaushalt zu finanzieren. \r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Energie geht von jährlichen Gesamtkosten in den \r\nersten zehn Jahren von 250 bis 310 Mio. €/Jahr aus. Diese sind im Haushalt zu verankern.  \r\n3.5 Deutschlandfonds ausgestalten und Gewährleistungen einplanen \r\nDie Energiebausteine des Deutschlandfonds sind inzwischen weitgehend angelaufen. Weiterer \r\nHandlungsbedarf besteht insbesondere bei der Eigenkapitalausstattung von Energieversor\r\ngungsunternehmen. Der Bund hat angekündigt, gemeinsam mit den Ländern Möglichkeiten \r\nzur Eigenkapitalstärkung sowie attraktive Beteiligungsmodelle für Energieversorger und Infra\r\nstrukturinvestitionen weiterzuentwickeln; ein bundesweit verfügbares Eigenkapital- oder \r\nMezzanineinstrument speziell für Energieversorgungsunternehmen besteht bislang jedoch \r\nnicht. Für die weitere Entwicklung des Deutschlandfonds kommt es daher darauf an, die be\r\nreits gestarteten Fremdkapitalinstrumente dauerhaft ausreichend mit Garantien zu unterle\r\ngen und zugleich die noch offene Eigenkapitalseite zügig zu konkretisieren. Nur wenn Fremd- \r\nund Eigenkapitalinstrumente ineinandergreifen, kann der Deutschlandfonds die Finanzie\r\nrungsspielräume von Energieversorgungsunternehmen nachhaltig erweitern. \r\n3.6 Finanzierung Erneuerbarer Energien sicherstellen \r\nIm Bundeshaushalt 2027 sind ausreichende Mittel für Garantien für eine staatliche Besiche\r\nrung von PPA zu hinterlegen. Diese Garantien sollen dafür sorgen, dass die Errichtung von  \r\nEE-Anlagen, insbesondere Windenergieanlagen, auch ohne eine staatliche Förderung über das \r\nEEG möglich wird. Ohne die Besicherung des Ausfallrisikos sind die Finanzierungskosten für \r\nWindenergieanlagen prohibitiv hoch, so dass bisher trotz erheblich gesunkener Erzeugungs\r\nkosten keine ungeförderten Windenergieanlagen neu errichtet werden. Dabei ist ein Fällig\r\nwerden der Zahlung zwar nur in seltenen Fällen zu erwarten, muss aber dennoch im Haushalt \r\nberücksichtigt werden.  \r\n3.7 Verkehrswende verlässlich und praxistauglich fördern \r\nDie Zuschüsse für die Ladeinfrastruktur (Haushaltstitel 893 02) sinken leicht auf 1,6 Mrd. Euro \r\n(2026 waren ca. 1,7 Mrd. Euro vorgesehen). Hier lag der Mittelabruf in den vergangenen Jah\r\nren weit unter den aufgerufenen Summen. Daher ist der Mittelansatz zu prüfen und \r\nSeite 6 von 7 \r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt 2027 und Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)  \r\nEinsparpotenzial zu realisieren. Das „Deutschlandnetz“ für E-PKW zeigt, dass der privatwirt\r\nschaftliche Ausbau schneller und kosteneffizienter erfolgt. Dafür sollten die bundeseigenen \r\nFlächen zum freien Ausbau verpachtet werden.  \r\nWährend für den Bereich der Ladesäulen für PKW keine weitere Förderung notwendig ist, be\r\nsteht hinsichtlich der Ladesäulen für den E-LKW-Bereich jedoch ein Finanzierungsbedarf. Ent\r\nsprechende Förderung muss praxistauglich und ohne komplizierte technische Anforderungen \r\nausgestaltet werden. \r\nDer Mittelansatz für die Förderung der Anschaffung von Nutzfahrzeugen mit alternativen An\r\ntrieben (Haushaltstitel 893 08) sollte verstetigt und bedarfsgerecht mit 300 Mio. Euro jährlich \r\nausgestattet werden. Aus dem Titel werden unter anderem noch Verpflichtungen aus der \r\nKsNI-Förderung finanziert. \r\n3.8 CCS-Infrastrukturaufbau ermöglichen \r\nDer laut Koalitionsvertrag angestrebte Aufbau einer CO2-Transportinfrastruktur zur Nutzung \r\nvon CCS und CCU ist durch Förderung oder Absicherung zu unterstützen und der bislang im \r\nSondervermögen eingestellte Haushaltstitel 892 31 „Unterstützung Aufbau CCS/CCU-Infra\r\nstruktur in Deutschland“ mit konkreten Maßnahmen und Finanzmitteln zu hinterlegen. \r\n3.9 Energieforschung auskömmlich finanzieren \r\nVor dem Hintergrund der generellen Kürzungen wurden die Mittelansätze der Verpflichtungs\r\nermächtigungen in den Titeln 686 02-165 (Energieforschung) und 686 10-642 (Reallabore der \r\nEnergiewende) empfindlich um teils über 30 Prozent gekürzt. Trotz des Bedarfs der Haushalts\r\nkonsolidierung ist darauf zu achten, dass die Energieforschung in Deutschland auskömmlich \r\nfinanziert ist und zielgerichtet die Technologieführerschaft Deutschlands auf diesem Gebiet \r\nstärkt.  \r\n3.10 Kupfer-Glas-Migration vorantreiben \r\nUm die im TKG-Entwurf angestoßene Kupfer-Glas-Migration weiter voranzutreiben, sollten \r\nMittel für ein Gigabit-Voucher-Programm vorgesehen werden. Die Anschlussgutscheine kön\r\nnen die Nachfrage von Bürgerinnen und Bürgern sowie kleinen und mittleren Unternehmen \r\nnach leistungsfähigen Glasfaseranschlüssen gezielt stärken und somit die vorhandene Lücke \r\nzwischen verfügbaren und tatsächlich aktivierten Anschlüssen schließen. Als nachfrageseitiges \r\nFörderinstrument ergänzen sie die bestehende Ausbaufinanzierung, verbessern die Wirt\r\nschaftlichkeit und Amortisation eigenwirtschaftlich errichteter Netze und setzen damit zusätz\r\nliche Investitionsanreize. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 01 July 2026 \r\nPosition Paper \r\nEU Commission draft pro\r\nposals on electricity network \r\ncharges and smart grids \r\nBDEW’s preliminary comments and requests  \r\nThe German Association of Energy and Water Industries (BDEW), Berlin, represents over 1,900 companies. The range of mem\r\nbers stretches from local and communal through regional and up to national and international businesses. It represents around \r\n90 percent of the electricity production, over 60 percent of local and district heating supply, 90 percent of natural gas, over 90 \r\npercent of energy grid as well as 80 percent of drinking water extraction as well as around a third of wastewater disposal in \r\nGermany. \r\nBDEW is registered in the German lobby register for the representation of interests vis-à-vis the German Bundestag and the \r\nFederal Government, as well as in the EU transparency register for the representation of interests vis-à-vis the EU institutions. \r\nWhen representing interests, it follows the recognised Code of Conduct pursuant to the first sentence of Section 5(3), of the \r\nGerman Lobby Register Act, the Code of Conduct attached to the Register of Interest Representatives (europa.eu) as well as \r\nthe internal BDEW Compliance Guidelines to ensure its activities are professional and transparent at all times. National register \r\nentry: R000888. European register entry: 20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\n(German Association of Energy and \r\nWater Industries) \r\nBDEW Representation at the EU \r\nAvenue de Cortenbergh 52 \r\n1000 Brussels \r\nBelgium \r\nwww.bdew.de \r\n EU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\nwww.bdew.de \r\nPage 2 of 11 \r\nContents \r\n1 General comments .................................................................................... 3 \r\n2 Detailed comments .................................................................................... 5 \r\n2.1 Deployment of smart meters (Article 18b) ....................................................... 5 \r\n2.2 System of network charges (Article 18) ............................................................ 6 \r\n2.3 Implementing Acts as a source of uncertainty for investment and planning  \r\n(Article 61 (5a, b)) ........................................................................................... 10 \r\n2.4 Energy taxation (Article 18c)........................................................................... 11 \r\n \r\n \r\n  \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\n1 General comments \r\nThe following position paper refers to a draft of the upcoming regulation to future-proof elec\r\ntricity bills in the European Union amending Regulation (EU) 2019/943 on the internal market \r\nfor electricity (EU electricity market regulation). The planned amendment of Article 18 estab\r\nlishes a very comprehensive regulatory framework covering structural elements of network \r\ncharges, special network charges, transparency, smart grids, data exchange as well as energy \r\ntaxation. \r\nFirst, the proposed EU-wide requirements for the deployment of smart meters would intro\r\nduce considerable uncertainty and risk throwing off course Germany‘s rollout. After a sluggish \r\nbeginning, the latter has finally gained substantial momentum in recent years. Therefore, EU\r\nwide mandatory smart meter rollout quotas must not be introduced and the proposed Article \r\n18b should be withdrawn. Not considering the current focus on national targets and cost-ben\r\nefit analyses would be highly counterproductive. Germany has taken a unique approach that \r\nfocuses on key use cases – particularly the ability not only to measure, but to control systems \r\nremotely, as well as very demanding technical and safety requirements. Hence, the German \r\napproach is not comparable to those of other European countries.  \r\nIn Germany, the roles of distribution system operators and metering point operators respec\r\ntively are separated, and the system also features non-regulated metering point operators. \r\nInstead of rigid quotas, the costs of the rollout and the affordability for customers are key \r\nmetrics for an efficient rollout on national level. To avoid jeopardizing public acceptance, cus\r\ntomers without significant energy consumption or other flexibility should be able to choose \r\nwhether to have a smart meter installed. That is why the rollout regime should continue to be \r\nregulated entirely at the national level. \r\nSecond, the design of network charges too should remain the responsibility of national regula\r\ntors. They are best placed to assess the respective grid structures and local market conditions. \r\nElectricity grids across the EU differ greatly in terms of structure, level of digitisation, user \r\ngroups (generators, consumers, storage facilities, etc.) and investment needs. Against this \r\nbackground, EU-wide harmonisation of network charges is viewed critically by BDEW.  \r\nThird, the reform of the abovementioned regulation should also strictly limit EU delegated and \r\nimplementing acts, particularly in view of heterogeneous grid situations in EU member states \r\nand the necessary regulatory certainty for grid operators.  \r\nIt remains unclear in the recast of Article 18 and the new Article 18a, whether the proposal \r\nconcerns solely the transposition of established revenue caps into the network charges sys\r\ntem, or whether the European legal framework is to be extended to the determination of \r\nwww.bdew.de \r\nPage 3 of 11 \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\nrevenue caps. The latter would entail a major interference in the national regulatory frame\r\nwork and must therefore be rejected. \r\nLastly, implementing such new requirements on network charges will only be possible with \r\nseveral years’ lead time for national regulatory authorities. Moreover, comprehensive net\r\nwork charges reforms are already underway in some EU Member States, including in Germany \r\n(„AgNes”-process). Any additional regulatory uncertainty for market participants that could \r\narise from further short-term adjustments to the network charge system shall therefore be \r\navoided. \r\nBDEW’s main requests \r\n1. Deployment of smart meters (Article 18b) \r\n• Withdraw the proposed Article 18b and avoid EU-wide mandatory rollout quotas in \r\nfavour of national cost-benefit-based approaches.  \r\n2. Structure of network charges (Article 18) \r\n• Avoid too wide-ranging EU harmonisation. Ensure technology neutrality and method\r\nological flexibility in tariff design. \r\n• Explicitly recognise capacity-based network charges as the primary cost-recovery \r\nmechanism. \r\n• Clarify that time-variable components for network charges should complement, not re\r\nplace, capacity charges. Static or seasonal time-slot charges should be a first step to\r\nwards dynamic pricing. Avoid mandatory high-resolution dynamic pricing. \r\n• Ensure alignment with NECPs to ensure that the transformation of the energy system \r\nmoves forward through network charges which reflect strategic transformation goals. \r\n3. EU delegated and implementing acts  \r\n• EU delegated and implementing acts should be limited to clearly defined technical is\r\nsues. They should not result in a substantive shift of key issues regarding network \r\ncharges to the Commission, due to divergent national grid structures and market condi\r\ntions. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 4 of 11 \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\n2 Detailed comments \r\n2.1 Deployment of smart meters (Article 18b) \r\nUniform rollout requirements are counterproductive \r\nArticle 18b introduces, for the first time, EU-wide minimum requirements for the rollout of \r\nsmart meters. The draft article should be removed in its entirety. \r\nSmart meter rollout requirements of 50 per cent by 2030 and 65 per cent by 2033 across all \r\nmetering points significantly exceed the current requirements in Germany and are not appro\r\npriate at this stage. As of 31 December 2025, there are approximately 56.5 million metering \r\nlocations in Germany, of which approximately 4.7 million are subject to mandatory installa\r\ntion, according to the German NRA. With a rollout rate of 65 per cent by 2033, this would \r\nmean that approximately 37 million (5.3 million per year) smart meters would have to be in\r\nstalled by 2033. This cannot be achieved with the currently available capacities of metering \r\noperators in Germany. It is essential to bear in mind that the German standard for smart me\r\ntering systems is significantly more complex than in many other Member States, but offers \r\nconsiderably greater data security as well as the possibility to safely control systems remotely. \r\nCybersecurity is more important than ever, especially given the growing threat of hybrid at\r\ntacks on the energy network.  \r\nThe proposed requirements furthermore cast aside the existing focus on national cost-benefit \r\nassessments. Such analyses will essentially remain relevant only for rollouts exceeding a basic \r\nthreshold set by EU law. This significantly reduces Member States’ necessary scope for ma\r\nnoeuvre in the area of smart metering. Based on a cost-benefit-analysis, the current German \r\nrollout plan was codified into law to focus on installations relevant to the energy transition. \r\nThis approach was subsequently reaffirmed in 2023 and 2024.  \r\nRather than generally extending the installation requirements, the primary focus should be on \r\nfurther scaling up current installations among customer groups with the highest potential for \r\nflexibility, and on improving the quality of meter readings for already installed metering de\r\nvices. The rollout of smart meters should initially prioritise ‘active customers’ or those who are \r\nof particular relevance to the overall system. This includes operators of renewable energy or \r\nsystems with adjustable consumption and final customers with higher consumption (currently \r\nfrom 6,000 kWh/year in Germany). For these groups, an installation rate of 50 per cent by \r\n2030 or 65 per cent by 2033 (or even higher) is appropriate and is already enshrined in Ger\r\nman law. The proposed quota across all final customers contradicts this targeted approach.  \r\nSmaller consumers and small generation facilities should initially be deliberately deferred in \r\norder to promote installations that serve the system. These can be equipped later or on a \r\nwww.bdew.de \r\nPage 5 of 11 \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\nvoluntary basis, once the penetration of smart meters among systemically relevant cases has \r\nreached a sufficiently high level. Until then, these ‘small’ customer installations will be \r\nequipped with modern metering devices, which in Germany already form the basis for remote \r\nreading, control and data on the status of the grid. For customers in Germany, data security \r\nand data protection are of high importance. Hence, it is to be expected that the proposed \r\nquotas affecting the majority of private customers will reduce the overall public acceptance of \r\nsmart meters. In Germany, customers, grid operators and suppliers can also request the in\r\nstallation of a smart meter if they require one.  \r\nThe EU Commission correctly assumes that smart meters make a significant contribution to \r\ndigitisation and the further development of smart grids. However, there is a wide variety of \r\nsmart meter devices in European countries, offering different functionalities and levels of se\r\ncurity. Since there is no uniform definition of a “smart meter” across the EU, one should re\r\nfrain from establishing uniform quotas. As underlined beforehand, Germany has chosen a par\r\nticularly ambitious path. BDEW is convinced that this choice will pay off. Once successfully \r\ncompleted, the smart meter infrastructure in Germany will provide the foundation for a fu\r\nture-proof energy system.   \r\nThe key factors for a successful smart meter rollout are affordability for consumers and a sta\r\nble regulatory framework that ensures predictability and reliability for market participants. \r\nThe current situation in Germany is the result of a long process which only starts to pay off. \r\nHence, EU-wide rollout requirements that do not take into account the existing regulatory \r\nframework at national level risk derailing Germany’s smart meter rollout through regulatory \r\nuncertainty. \r\n› Request: Refrain from introducing the proposed Article 18b. \r\n2.2 System of network charges (Article 18) \r\n➢ Recognise capacity charges as a possible core element \r\nThe proposed amendment to Article 18 of the Regulation (EU) 2019/943 should explicitly clar\r\nify that a capacity-based network charge for end-users is possible on a national level as the \r\nprimary cost-recovery instrument. Otherwise, there is a risk that national regulatory authori\r\nties (NRAs) will interpret time-variable components as the sole benchmark and that capacity\r\nbased approaches will not be classified as compliant with the regulatory framework. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 6 of 11 \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\n› Request: Article 18 must explicitly state that time-variable price components complement, \r\nrather than replace, the financing function provided by capacity-based network charges.  \r\nProposed wording: “Member States shall ensure that network charges include a capacity\r\nbased component as the primary cost-recovery mechanism, complemented by time-variable \r\ncomponents as incentive instruments.” \r\n➢ Time-variable components: technology neutrality and methodological flexibility \r\nThe envisaged reform of Article 18 puts a strong emphasis on dynamic or time-variable com\r\nponents of network charges without adequately addressing the fact that such signals do not \r\nautomatically resolve structural bottlenecks relevant to grid planning. In addition, it only par\r\ntially addresses the problem of limited connection capacity in dense or metropolitan areas. \r\nThe German NRA (Bundesnetzagentur, BNetzA) has recognised the complexity of dynamic net\r\nwork charges. Its focus is now on a financing function, rather than on responding to time-criti\r\ncal load signals for network customers. Highly dynamic network charges do not achieve the \r\nintended effect of incentivising and, due to their complexity, rather tend to drive up costs. \r\nThe Regulation should explicitly distinguish between static time-window network charges \r\n(year-ahead, differentiated monthly) and high-resolution day-ahead charges. The former can \r\nrealistically be implemented from 2029 onwards and are predictable for grid customers. The \r\nlatter require infrastructure, market communication processes and IT systems that will not be \r\navailable on the European market, particularly among distribution system operators (DSOs), \r\nuntil the mid-2030s. Past experiences from introducing „Redispatch 2.0“ in Germany show \r\nthat implementation periods of two years are insufficient for complex system adjustments. A \r\nrequirement for high-resolution dynamic network charges without sufficient lead time jeop\r\nardises system stability. \r\n› Request: The Regulation should explicitly provide for a two-step approach:  \r\n(1) static or seasonal time-slot network charges as a first step,  \r\n(2) high-resolution dynamic pricing as an optional next step, once cost-benefit analyses are \r\navailable. \r\n➢ Lack of focus on actual congestion and capacity shortages \r\nThe draft reform proposal requires capacity and time components but says little about how \r\nthese are to be integrated with actual connection shortages and the long-term allocation of \r\nsecured network capacity. Contractually secured and actually utilised capacities are relevant \r\nwww.bdew.de \r\nPage 7 of 11 \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\nfor planning; orders that change annually are of limited help for reallocation and expansion \r\nplanning. Pure dynamisation or frequently changing order volumes do not automatically cre\r\nate added value for long-term connection and expansion planning. \r\nIn the case of Flexible Connection Agreements (FCAs), feed-in FCAs (management of feed-in \r\ntimes) and off-take FCAs (management of capacity reserves) must be clearly defined and le\r\ngally separated. FCAs enable a short-term connection of additional customers on the demand \r\nside in the event of grid shortages but are not an alternative to grid expansion. \r\n➢ Feed-in tariffs and grandfathering \r\nThe approach set out in the draft of Article 18 and which involves feed-in operators sharing \r\ncosts through a systematic inclusion in the network charges system should be rejected. Such \r\nan extension of network charges to feed-in would, particularly if introduced into existing mar\r\nket and investment conditions, interfere with the functioning of already established market \r\nmechanisms. \r\nIt is also important to include explicit provisions regarding transitional arrangements and \r\ngrandfathering to ensure that existing assets are not jeopardised. \r\n➢ Maintain different network charges across voltage levels \r\nInstead of merging voltage levels, it should be possible to differentiate network charges be\r\ntween voltage levels for transmission and distribution networks. It is appropriate and cost-re\r\nflective for grid users to proportionally bear a share of the costs, depending on the voltage \r\nlevels to which they are connected. \r\n➢ Principle of non-discrimination: clarification required \r\nThe prohibition on network charges that hinder storage, aggregation, energy communities and \r\nself-generation is to be welcomed. However, it must not be interpreted insofar as that these \r\nuser groups are exempt from financing grid infrastructure overall. The reason is that storage \r\nfacilities, prosumers and energy communities also incur network costs through the provision \r\nof capacity, regardless of their mode of operation. \r\n› Request: Clarification that the principle of non-discrimination does not imply being ex\r\nempted from cost-reflective network charges. \r\nProposed wording: “without prejudice to cost-reflective contributions to network financing” \r\nwww.bdew.de \r\nPage 8 of 11 \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\n➢ Special network charges \r\nThe proposed draft of Article 18 allows special network charges only under the premise of \r\nstrict cost-reflectivity. This is, in principle, important. However, such a requirement severely \r\nlimits the flexibility for national or regional solutions – such as industrial electrification, urban \r\nload management or specific connection configurations. But it is precisely such tailored solu\r\ntions that may be necessary for a successful energy transition, for instance in contributing to \r\nreduce system costs. This applies, for example, to large-scale heat pumps, power-to-heat sys\r\ntems, thermal storage, hybrid heating systems and high-efficiency combined heat and power \r\n(CHP) systems. They can provide flexibility and, above all, predictable (‘reliable’) power ‘in \r\nboth directions’. \r\nAt the same time, any strict requirement for cost-reflectivity must ensure that special network \r\ncharges are tied to demonstrable physical network benefits rather than to wholesale market \r\nprice signals. Discounts derived from spot market prices do not accurately represent actual \r\ncongestion in the grid and may lead to counterproductive regional effects. \r\n➢ Alignment with NECPs \r\nIn its current version, Article 18(2f) of the Regulation stipulates that the regulatory framework \r\non network charges must contribute to achieving the targets set out in the integrated national \r\nenergy and climate plans (NECPs), reduce environmental impacts and promote public ac\r\nceptance. This requirement is no longer included in the planned revision. This is particularly \r\nrelevant for Germany, where the national regulatory authority is currently considering a spe\r\ncific regime for electrolysers as part of the future framework on network charges. Removing \r\nArticle 18(2f) would significantly weaken the legal basis for such targeted arrangements, espe\r\ncially where they are justified by their contribution to the hydrogen ramp-up, decarbonisation \r\nand the integration of renewable electricity. The requirement in the current Article 18(2f) \r\nshould therefore be retained. \r\n➢ State subsidies \r\nThe wording of Article 18(4) is general in nature and presumably also covers simple state sub\r\nsidies for network charges, as in Germany. However, the relevant recital 5 of the draft regula\r\ntion could potentially also be interpreted insofar as that state subsidies must be linked to spe\r\ncific investments and not structured as a flat-rate subsidy in the future. It should therefore be \r\nclarified that flat-rate state subsidies for network charges continue to be possible. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 9 of 11 \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\n➢ Excessive transparency and benchmarking obligations \r\nThe new publication requirements and the ACER efficiency comparisons lead to a considerable \r\namount of bureaucracy and an overall need for justification. Europe-wide benchmarking does \r\nnot adequately reflect differences in topology, urbanisation, load structure, connection den\r\nsity and investment conditions. \r\n› Request: Disclosure, reporting and benchmarking obligations should be reduced to the \r\nnecessary minimum. \r\n➢ Insufficient practical applicability of the requirements for smart grids and data ex\r\nchange \r\nGiven the great heterogeneity of European distribution system operators, the development of \r\nsmart grid indicators should not take place at European level. For the distribution system sec\r\ntor, this should be done at national level, taking into account technological conditions, as is \r\nalready planned in Germany. Any data collection beyond this should be avoided as a matter of \r\nurgency. \r\nArticles 18a and 61(5b) create far-reaching data and innovation obligations. The planned regu\r\nlations increase the financial and administrative burden on network operators with regard to \r\ninterfaces, liability issues, cybersecurity requirements and lifecycle management. They leave \r\nthe financing and organisational implementation unresolved. \r\n› Request: Abandon of smart grid indicators at European level. \r\n2.3 Implementing Acts as a source of uncertainty for investment and planning  \r\n(Article 61 (5a, b)) \r\nThe new paragraphs 5a and 5b in Article 61 shift the balance of powers in favour of the Com\r\nmission. Until now, guidelines have primarily touched upon the operational coordination of \r\ntransmission system operators. According to the draft, the Commission will be able to specify \r\nnetwork charges structures, consultation requirements, smart-grid indicators and data-usage \r\nrules by means of an implementing act.  \r\nThis means that key substantive issues relating to the network charges and data regime can be \r\nstandardised in subsequent legislative acts. This increases the regulatory complexity and shifts \r\npart of decision-making process from national legislative and regulatory procedures to the Eu\r\nropean level.  \r\nwww.bdew.de \r\nPage 10 of 11 \r\nEU Commission draft proposals on electricity network charges and smart grids \r\nEnabling the Commission to introduce subsequent implementing acts is an additional source \r\nof regulatory uncertainty. Stable and predictable rules that are communicated at an early \r\nstage are particularly important for long-term network planning, connection commitments, IT \r\nprocesses and communication on network charges. Detailed additional requirements intro\r\nduced at a later stage may impair such a long-term planning and investment strategies. \r\n› Request: EU implementing acts should be limited to clearly defined technical issues and \r\nshould not result in a substantive shift of regulatory competencies on network charges to \r\nthe EU Commission. \r\n2.4 Energy taxation (Article 18c) \r\nThe timeframe for implementing the changes to the taxation of electricity and gas should be \r\nspecified in more detail, possibly with a specific deadline for Member States. Like the require\r\nments on network charges, the new taxation rules are expected to apply from the date of en\r\ntry into force of the legal act. However, it remains unclear when a reduction would need to be \r\nimplemented at national level. Summarising the results of its stakeholder consultations and \r\nimpact assessments,  the Commission merely states that the changes can be made as part of \r\nthe regular national legislative process (cf. p. 11 of the leak). This leaves national legislators \r\nconsiderable leeway regarding the timing for implementation, whilst simultaneously increas\r\ning uncertainty for consumers. This runs counter the objectives of rapid relief on electricity \r\ncosts for end consumers, namely industry and households, and swift electrification across var\r\nious industry sectors. \r\n› Request: Set an implementation deadline for adjusting taxes on electricity and gas. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 11 of 11 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027009","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum EU Grids Package für Energieinfrastruktur und Netzausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/40/7a/810836/Stellungnahme-Gutachten-SG2607100013.pdf","pdfPageCount":36,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\u0002len Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\u0002tel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\u0002dex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38\r\nBerlin/Brüssel, 25. Juni 2026\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nEU Grids Package -\r\nGenehmigungsrecht\r\nEntwurf der EU-Kommission vom 10. Dezember 2025\r\nSeite 2 von 36\r\nInhalt \r\n1 Vorbemerkung................................................................................................... 4\r\n2 Zusammenfassung ............................................................................................. 4\r\n3 Erneuerbare-Energien-Richtlinie - Directive (EU) 2018/2001 (RED) ..................... 5\r\n3.1 Artikel 15c Absatz 1 lit a: Streichung der „sensiblen Gebiete“.................................. 5\r\n3.2 Artikel 15c Absatz 4: Verschiebung des Stichtags zur Generalumwidmung ............. 6\r\n3.3 Artikel 15c Absatz 6: Schutzgebietsausschluss nachschärfen ................................... 7\r\n3.4 Artikel 16 Absatz 2: Schaffung eines „Cut-Off-Date“/einer Stichtagsregelung......... 8\r\n3.5 Artikel 16 Absatz 3a: Zentrales digitales Portal ....................................................... 10\r\n3.6 Artikel 16a: Klarstellung zur Öffentlichkeitsbeteiligung beim Screening ................ 10\r\n3.7 Artikel 16b Absatz 2: Beibehaltung der Vorsatz-Klarstellung.................................. 11\r\n3.8 Artikel 16b Absatz 3: Genehmigungsfiktion ausweiten........................................... 12\r\n3.9 Artikel 16c: Repowering nachschärfen.................................................................... 13\r\n3.10 Artikel 16f: Überragendes öffentliches Interesse.................................................... 14\r\n3.11 Artikel 16g Absatz 1: Alternativen-Prüfung nachschärfen ...................................... 15\r\n3.12 Artikel 16g Absatz 3 (neu): Eindämmung von ausuferndem Gebietsschutz........... 16\r\n3.13 Artikel 16j Absatz 3 (neu): Hybridisierung von Erneuerbare-Energien-Projekten \r\nvereinfachen und beschleunigen............................................................................. 17\r\n4 Strombinnenmarkt-Richtlinie – Directive (EU) 2019/944....................................18\r\n4.1 Artikel 8 Absatz 2: Anforderungen an Genehmigungssysteme............................... 18\r\n4.2 Artikel 8 Absatz 3: Spezifische Anforderungen für Übertragungs- und Verteilnetze\r\n................................................................................................................................. 20\r\n4.3 Artikel 8 Absatz 4: Zentrale Kontaktstellen ............................................................. 22\r\n4.4 Artikel 8 Absatz 5: Vollständigkeitsprüfung............................................................. 22\r\n4.5 Artikel 8 Absatz 6: Verhältnis zu Umweltrecht und Rechtsbehelfen ...................... 23\r\n4.6 Artikel 8 Absatz 8: Überragendes öffentliches Interesse ........................................ 24\r\n4.7 Artikel 8 Absatz 9: Umweltrechtliche Ausnahmen für Bestandsanlagen................ 24\r\nSeite 3 von 36\r\n4.8 Artikel 8 Absatz 10: Ausnahmen für neue Verteilnetzinfrastruktur........................ 28\r\n4.9 Artikel 8 Absatz 12: Begrenzung des Prüfungsumfangs bei Modernisierung und \r\nErweiterung.............................................................................................................. 28\r\n4.10 Artikel 8 Absatz 13: Digitale Plattformen ................................................................ 29\r\n4.11 Artikel 8a Absatz 1: Maßstab für das Fehlen zufriedenstellender Alternativen ..... 30\r\n4.12 Artikel 8a Absatz 2: Durchführung von Ausgleichsmaßnahmen ............................. 31\r\n5 Gasbinnenmarkt-Richtlinie – Directive (EU) 2024/1788 .....................................32\r\n5.1 Artikel 8 Absatz 5a: Vollständigkeitsprüfung und Begrenzung von Nachforderungen\r\n................................................................................................................................. 32\r\n5.2 Artikel 8 Absatz 5c: Genehmigungsfiktion für Wasserstoffprojekte ....................... 32\r\n5.3 Artikel 8 Absatz 5d: Veröffentlichungspflicht.......................................................... 32\r\n5.4 Artikel 8 Absatz 16: Digitalisierungspflicht.............................................................. 33\r\n6 TEN-E-Verordnung ............................................................................................33\r\n6.1 Artikel 7: Vorrangstatus von Vorhaben auf der Unionsliste.................................... 33\r\n6.2 Artikel 8: Organisation des Genehmigungsverfahrens............................................ 34\r\n6.3 Artikel 9: Transparenz und Beteiligung der Öffentlichkeit...................................... 35\r\n6.4 Artikel 10: Dauer und Durchführung des Genehmigungsverfahrens...................... 35\r\nSeite 4 von 36\r\n1 Vorbemerkung\r\nDie vorliegende Stellungnahme umfasst ausschließlich den genehmigungsrechtlichen Teil des \r\n„EU Grids Package“. Im Einzelnen betrifft dies die genehmigungsrechtlichen Aspekte aus dem \r\nVorschlag der Kommission für eine „Richtlinie zur Beschleunigung von Genehmigungsverfah\u0002ren“ (COM/2025/1007 final) mit den darin vorgesehenen Änderungen an der \r\n• Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) (EU) 2018/2001, \r\n• Strombinnenmarkt-Richtlinie (Strom-BMRL, Electricity Directive) (EU) 2019/944\r\n• Gasbinnenmarkt-Richtlinie (Gas-BMRL, Gas Directive) (EU) 2024/1788)\r\nsowie aus dem Entwurf einer Verordnung zur Änderung der TEN-E-Verordnung\r\n(COM/2025/1006 final).\r\n2 Zusammenfassung\r\nBeschleunigungsbestrebungen auf EU-Ebene sind von erheblicher Bedeutung, um national zu \r\nschnelleren und effizienteren Genehmigungsverfahren zu kommen. Das EU-Recht kann durch \r\neigene Regelungen Beschleunigung bewirken, aber ebenso kann EU-Recht Beschleunigung \r\nentgegenstehen.\r\nDer BDEW sieht insofern für das weitere Legislativverfahren wichtigen Anpassungsbedarf. \r\nDie aus Sicht des BDEW wichtigsten Änderungspunkte sind:\r\nFür alle Rechtsakte\r\n1. Konsistente Beschleunigungsregelungen sicherstellen: Der BDEW fordert, Fristen, Ge\u0002nehmigungsfiktionen, Umweltprüfungserleichterungen sowie Regelungen zum überra\u0002genden öffentlichen Interesse über alle betroffenen EU-Rechtsakte hinweg einheitlich, \r\nwiderspruchsfrei und praxistauglich auszugestalten. Statt paralleler Detailregelungen \r\nmit unterschiedlichen Formulierungen und Fristen sollte eine zentrale Regelung ge\u0002schaffen werden, auf die Strombinnenmarkt-Richtlinie, Erneuerbare-Energien-Richtli\u0002nie, TEN-E-Verordnung und Gasbinnenmarkt-Richtlinie einheitlich verweisen. Außer\u0002dem dürfen Begrifflichkeiten nicht verschwimmen: So ist z.B. der Begriff „Genehmi\u0002gung“ bei Netzanschlussverfahren irreführend. Letztere führen zu einem bilateralen \r\nVertrag mit dem Netzbetreiber, nicht zu einer behördlichen Genehmigung und unter\u0002scheiden sich grundlegend von öffentlich-rechtlichen Verfahren.\r\nErneuerbare-Energien-Richtlinie\r\n2. Mitaufzunehmen ist die Verschiebung des Stichtags zur Generalumwidmung bei EE\u0002Beschleunigungsgebieten (siehe Ziffer 3.2).\r\nSeite 5 von 36\r\n3. Mitaufzunehmen ist die Schaffung einer Cut-Off/Stichtagsregelung (siehe Ziffer 3.4).\r\n4. Die vorgeschlagene Genehmigungsfiktion ist auf den Naturschutz auszuweiten und so \r\nzu stärken, dass sie sich in der Genehmigungspraxis auch durchsetzt (siehe Ziffer 3.7).\r\n5. [NEU] Mitaufzunehmen ist die Eindämmung eines ausufernden Gebietsschutzes sei\u0002tens der Behörden (siehe Ziffer 3.12).\r\nStrombinnenmarkt-Richtlinie\r\n6. UVP-Pflichten für Verteilernetzinfrastruktur reduzieren: Der BDEW fordert, Verteiler\u0002netz-Infrastruktur bis zu einer Länge von fünf Kilometern generell von UVP- und UVP\u0002Vorprüfungspflichten auszunehmen, um Aus- und Umbauvorhaben im Verteilernetz \r\nwirksam zu vereinfachen und zu beschleunigen (siehe Ziffer 4.8).\r\n7. Erleichterungen für Ersatzneubauvorhaben ausweiten: Die vorgesehenen Erleichte\u0002rungen sind besonders zu begrüßen, allerdings sind diese zu eng ausgestaltet. Eine Be\u0002schränkung auf Vorhaben, die keinen zusätzlichen Raum einnehmen, ist in der Praxis\r\nohne Anwendungsbereich und daher nicht wirksam (siehe Ziffer 4.7).\r\n8. Regelungen zu Veröffentlichungspflichten von Antrags- und Genehmigungsunterla\u0002gen erneut anpassen: Dies ist vor dem Hintergrund der wachsenden Bedrohungslage \r\nfür kritische Infrastrukturen geboten (siehe Ziffer 4.1).\r\n3 Erneuerbare-Energien-Richtlinie - Directive (EU) 2018/2001 (RED)\r\n3.1 Artikel 15c Absatz 1 lit a: Streichung der „sensiblen Gebiete“\r\nIn Artikel 15c Absatz 1 lit a RED sind die Voraussetzungen zur Ausweisung von EE-Beschleuni\u0002gungsgebieten geregelt. Dort ist u. a. festgelegt, dass bestimmte (andere) Gebiete, die auf der \r\nGrundlage von Sensibilitätskarten und anderen Instrumenten ermittelt wurden, nicht als Be\u0002schleunigungsgebiete ausgewiesen werden sollen. Die dadurch eröffneten nationale Spiel\u0002räume (in Deutschland ist der Ausschlussgrund umgesetzt als „sensible Gebiete“) führen dazu, \r\ndass in einzelnen Planungsräumen in Deutschland Vorranggebiete nicht als Beschleunigungs\u0002gebiete dargestellt werden. Hier bedarf es einer Korrektur, um den Beschleunigungsgebieten \r\nzu mehr Wirkung zu verhelfen.\r\nDer BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf: \r\n➢ Streichung der “sensiblen Gebiete“ als Ausschlusskategorie für die Ausweisung von Be\u0002schleunigungsgebieten\r\nSeite 6 von 36\r\nRegelung in der RED BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 15c Absatz 1 lit a\r\nii) excluding Natura 2000 sites and areas \r\ndesignated under national protection \r\nschemes for nature and biodiversity conser\u0002vation, major bird and marine mammal mi\u0002gratory routes as well as other areas identi\u0002fied on the basis of sensitivity maps and the \r\ntools referred to in the point (iii), except for \r\nartificial and built surfaces located in those \r\nareas such as rooftops, parking areas or \r\ntransport infrastructure;\r\niii) using all appropriate and proportionate \r\ntools and datasets to identify the areas \r\nwhere the renewable energy plants would \r\nnot have a significant environmental im\u0002pact, [..]\r\nii) excluding Natura 2000 sites and areas \r\ndesignated under national protection \r\nschemes for nature and biodiversity conser\u0002vation, major bird and marine mammal mi\u0002gratory routes as well as other areas identi\u0002fied on the basis of sensitivity maps and the \r\ntools referred to in the point (iii), except for \r\nartificial and built surfaces located in those \r\nareas such as rooftops, parking areas or \r\ntransport infrastructure;\r\niii) using all appropriate and proportionate \r\ntools and datasets to identify the areas \r\nwhere the renewable energy plants would \r\nnot have a significant environmental im\u0002pact, […]\r\n3.2 Artikel 15c Absatz 4: Verschiebung des Stichtags zur Generalumwidmung\r\nGemäß Artikel 15c Absatz 4 RED war es bis zum 21. Mai 2024 unter bestimmten Voraussetzun\u0002gen möglich, bestehende Gebietsausweisungen in Beschleunigungsgebiete umzuwidmen. \r\nDer BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf: \r\n➢ Verschiebung des Stichtags für die Umwidmung von Bestandsgebieten zu Beschleuni\u0002gungsgebieten auf 2028\r\nDer nationale Prozess zur Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete funktioniert aufgrund \r\nder verspäteten Umsetzung der RED III bisweilen nicht. \r\nDurch die Verschiebung des Stichtags wird folgender Verwaltungsaufwand vermieden: \r\n- Für Planungsträger, die bereits Windenergiegebiete ausgewiesen haben, entfallen die \r\nPlanänderungsverfahren zur „Umwidmung“ der Bestandsgebiete.\r\n- Laufende Planungsverfahren, welche keine Beschleunigungsgebiete vorsehen, könnten zü\u0002gig ohne diese Ergänzung fortgeführt werden, da die Windenergiegebiete nach Abschluss \r\ndes Planungsverfahrens automatisch zu Beschleunigungsgebieten „umgewidmet“ würden.\r\nSeite 7 von 36\r\n- Für Unternehmen entfällt der Aufwand, für die „Zwischengebiete“ umfangreiche Kartie\u0002rungen vorlegen und Umweltunterlagen erstellen zu müssen. \r\n- Für Genehmigungsbehörden entfällt bei Vorhaben in Bestandsgebieten der behördensei\u0002tige Aufwand einer UVP (z. B. Zusammenfassende Darstellung).\r\nRegelung in der RED BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 15c Absatz 4\r\n4. By 21 May 2024, Member States may de\u0002clare as renewables acceleration areas (…)\r\nBy 21 May 2024 2028, Member States may \r\ndeclare as renewables acceleration areas \r\n(…)\r\n3.3 Artikel 15c Absatz 6: Schutzgebietsausschluss nachschärfen\r\nIn Artikel 15c Absatz 6 des Entwurfes zur Anpassung der RED (RED-E) ist vorgesehen, dass sich \r\nMitgliedstaaten bemühen sollen, keine Schutzgebiete mehr auszuweisen, die EE und Netze in \r\nBeschleunigungsgebieten beschränken. Das ist grundsätzlich zu begrüßen.\r\nDer BDEW sieht dennoch folgenden Anpassungsbedarf: \r\n➢ Erfassung auch anderer flächendeckend ausschließender Rechtsakte (u. a. Gesetze, Er\u0002lasse und nicht formalisiert ausgewiesene Gebiete etc.) und Ausdehnung der Regelung \r\nauf bereits bestehende Rechtsakte \r\n➢ Schaffung einer entsprechenden Regelung auch für Netze (Ergänzung in Artikel 15e RED \r\nIII)\r\n➢ Sicherstellung, dass Wasserressourcen und die Versorgung mit Trinkwasser, insbeson\u0002dere innerhalb von Wasserschutzgebieten, nicht gefährdet werden dürfen. \r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nNew Article 2 (10h)\r\n‘Related grid’ means any grid infrastruc\u0002ture which is necessary to integrate renew\u0002able energy into the electricity system.\r\nArtikel 15c Absatz 6\r\nSeite 8 von 36\r\nMember States shall endeavour not to des\u0002ignate large areas where the installation of \r\nrenewable energy plants and their related \r\ninfrastructure is legally or de facto re\u0002stricted due to environmental reasons, in\u0002cluding protection of landscape, unless they \r\ncan demonstrate that those types of plants \r\nand their related infrastructure would result \r\nin irreversible damage in the area which \r\ncannot be mitigated or compensated for \r\nduring the environmental assessment pur\u0002suant to Directive 2011/92/EU and, where \r\nrelevant, the appropriate assessment pursu\u0002ant to Article 6(3) of Directive 92/43/EEC’;\r\n[…]\r\nMember States shall endeavour not to des\u0002ignate large areas where the installation of \r\nrenewable energy plants and their related \r\ninfrastructure and the related grid is legally \r\nor de facto restricted due to environmental \r\nreasons, including protection of landscape, \r\nunless they can demonstrate that those \r\ntypes of plants and their related infrastruc\u0002ture would result in irreversible damage in \r\nthe area which cannot be mitigated or com\u0002pensated for during the environmental as\u0002sessment pursuant to Directive 2011/92/EU \r\nand, where relevant, the appropriate as\u0002sessment pursuant to Article 6(3) of Di\u0002rective 92/43/EEC’; this provision shall also \r\napply to already existing area designations \r\nand to legal measures having the same ef\u0002fect as area designations. This provision \r\nshall not apply to water protection areas, \r\nif drinking water resources are endan\u0002gered. \r\n3.4 Artikel 16 Absatz 2: Schaffung eines „Cut-Off-Date“/einer Stichtagsregelung\r\nDer BDEW sieht in Artikel 16 Absatz 2 RED, der den Ablauf des Genehmigungsverfahrens re\u0002gelt, folgenden Ergänzungsbedarf:\r\n➢ Einführung eines „Cut-Off-Date“ für die Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt der Vollstän\u0002digkeit der Antragsunterlagen kombiniert mit einer Stichtagsregelung, wie lange Gutach\u0002ten als aktuell gelten\r\nMaßgeblicher Zeitpunkt für die Beurteilung der Zulässigkeit von Vorhaben sollte demnach die \r\nSach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Eingangs des vollständigen Antrags sein, wobei spä\u0002tere Veränderungen zum Vorteil des Antragsstellers zu berücksichtigen sind. In der Vergan\u0002genheit wurde eine solche Regelung auf nationaler Ebene vielfach unter Verweis auf das Eu\u0002roparecht abgelehnt. Diese Regelung sollte mit einer Stichtags-Regelung kombiniert werden, \r\nSeite 9 von 36\r\nwie lange Gutachten als aktuell gelten (Vorschlag: 7-8 Jahre), verbunden mit einer materiell\u0002rechtlichen Wirkung. \r\nDurch die Einführung eines Cut-Off-Dates/Stichtagsregelung wird folgender Verwaltungsauf\u0002wand vermieden: \r\n- Verfahren würden erheblich beschleunigt werden, da nach Vollständigkeit keine Anpas\u0002sungen mehr aufgrund von Änderungen der Sach- und Rechtslage vorgenommen werden \r\nmüssten.\r\n- Die Entwertung von bereits erbrachtem behördlichem Verwaltungsaufwand wird vermie\u0002den, da eine Ablehnung der Genehmigung nicht mehr allein aufgrund einer überholenden \r\nSach- und Rechtslage möglich ist. \r\n- Es kommt nicht mehr zu unüberschaubaren Aufwandsspitzen für die Verwaltung aufgrund \r\nvon „Torschluss-Panik“ der Antragstellenden bei angekündigten Anpassungen des Rechts\u0002rahmens oder zum „Zuwarten“ der Verwaltung auf eine mögliche Änderung der Sachlage, \r\ndie der Genehmigung entgegenstehen könnte. Zudem müssten bei länger andauernden \r\nGenehmigungsverfahren Behördenstellungnahmen nicht mehrfach eingeholt werden. \r\n- Die Unternehmen erhalten Planungssicherheit. Außerdem werden „stranded investments“ \r\ndurch die überholende Unzulässigkeit von Vorhaben in erheblichem Umfang vermieden.\r\n- Die zum Teil national schon festgelegte „Gültigkeitsdauer“ von Gutachten wird europa\u0002rechtlich abgesichert und erhält Rechtswirkung.\r\nRegelung in der RED BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 16 Absatz 2 \r\n[…] The date of acknowledgement of the \r\ncompleteness of the application by the com\u0002petent authority shall serve as the start of \r\nthe permit-granting procedure. \r\n[…] The date of acknowledgement of the \r\ncompleteness of the application by the com\u0002petent authority shall serve as the start of \r\nthe permit-granting procedure. This date \r\nshall be the decisive date for the purposes \r\nof the permit-granting procedure. From \r\nthat date:\r\n(i) no new facts, evidence or circumstances \r\nshall be introduced or considered in the as\u0002sessment of the application; and\r\nSeite 10 von 36\r\n(ii) the application shall be assessed exclu\u0002sively under the legal framework in force \r\non that date.\r\n3.5 Artikel 16 Absatz 3a: Zentrales digitales Portal\r\nDer BDEW setzt sich schon lange für eine umfassende Digitalisierung der Genehmigungsver\u0002fahren ein. Ein verpflichtendes zentrales Portal könnte in Deutschland helfen, den auf Länder\u0002ebene schleppenden Digitalisierungsprozess voranzutreiben. Hierbei kann auf nationale „best \r\npractices“ zurückgegriffen werden (z.B. Dänemark). Denn es kommt entscheidend auf eine \r\npraxisnahe Ausgestaltung an. \r\nDabei ist das Genehmigungsverfahren des Netzbetreibers mit den Behörden von dem Netzan\u0002schlussverfahren des Anschlussnehmers mit dem Netzbetreiber zu trennen. Viele Netzbetrei\u0002ber haben in ihrem jeweiligen Zuständigkeitsbereich bereits vollständig digitale \r\nEnd‑to‑End‑Prozesse für Netzanschlüsse aufgebaut. Neue Regelungen könnten die Aufbauar\u0002beit entwerten oder verkomplizieren. \r\nGrundsätzlich zu begrüßen wäre eine zentrale Datenbank für behördliche Genehmigungspro\u0002zesse, insbesondere zu Artendaten, die von allen Behörden, Stellen und Umwelt-NGOs ver\u0002pflichtend gespeist wird und auf die alle Vorhabenträger (sektorunabhängig) Zugriff haben. \r\nDiese Aufgabe ist allerdings keine alleinige Aufgabe des Energiesektors, sondern sollte eine \r\nübergreifende zentrale Aufgabe der Umweltverwaltungen der Mitgliedsstaaten darstellen. \r\nEine rein sektorbezogene Datenbank wird entsprechend abgelehnt. \r\nHinsichtlich des Zugriffs auf Daten kommt es darauf an, dass die Rechte Dritter und der Schutz \r\nkritischer Infrastrukturen berücksichtigt werden. \r\nKritisch ist, dass es im EU-Umwelt-Omnibus (spez. Artikel 10 der Verordnung zur Beschleuni\u0002gung von Umweltgenehmigungen, COM(2025) 984 final) eine ähnliche, aber nicht identische \r\nRegelung gibt. Sinnvoll wäre eine einheitliche Regelung an einer Stelle, auf die andere Gesetze \r\nverweisen (s. hierzu auch Abschnitt 4.10 dieser Stellungnahme zur Bewertung der Regelung \r\nzur Digitalisierung und Portalen in der Strom-BMRL).\r\n3.6 Artikel 16a: Klarstellung zur Öffentlichkeitsbeteiligung beim Screening\r\nIn Artikel 16a RED ist das Genehmigungsverfahren für Projekte in Beschleunigungsgebieten \r\ngeregelt. Nach der Regelung bleibt unklar, ob beim Screening eine Öffentlichkeitsbeteiligung \r\nnotwendig ist. In Deutschland hat der nationale Gesetzgeber in Artikel 6b Absatz 6 WindBG \r\nSeite 11 von 36\r\ndie Durchführung einer Öffentlichkeitbeteiligung vorgesehen. Das ist aus Sicht des BDEW sehr \r\nhinderlich und europarechtlich nicht geboten. \r\nDer BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf: \r\n➢ Klarstellung, dass bei Vorhabenstandorten in Beschleunigungsgebieten bei einem Scree\u0002ning keine Öffentlichkeitsbeteiligung erforderlich ist.\r\nDurch die Klarstellung zur Öffentlichkeitsbeteiligung wird folgender Verwaltungsaufwand ver\u0002mieden: Entfallen des erheblichen Aufwands für eine zu dem Zeitpunkt nicht sinnvolle Öffent\u0002lichkeitsbeteiligung. Durch das vorgegebene Verfahren ist bereits ausdrücklich abgesichert, \r\ndass es zu einer Anpassung der Anforderungen an das Vorhaben kommt, die den Eintritt er\u0002heblicher Umweltauswirkungen ausschließen. Die Aarhus-Konvention fordert eine Öffentlich\u0002keitsbeteiligung nur bei Vorliegen von erheblichen Umweltauswirkungen.\r\nRegelung in der RED BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 16a \r\n4. The competent authorities shall carry \r\nout a screening process of the applications \r\nreferred to in paragraph 3 of this Article. […]\r\n4. The competent authorities shall carry \r\nout a screening process of the applications \r\nreferred to in paragraph 3 of this Article\r\nwithout any further need for public partici\u0002pation under Article 6 of Di\u0002rective 2001/42/EC. […]\r\n3.7 Artikel 16b Absatz 2: Beibehaltung der Vorsatz-Klarstellung\r\nDie zur Streichung vorgesehene Formulierung in Absatz 2 ist von zentraler rechtlicher Bedeu\u0002tung, da sie ein grundlegendes Rechtsprinzip ausdrücklich bestätigt. Demnach schließt die Ein\u0002haltung aller erforderlichen Vermeidungs- und Minderungsmaßnahmen eine Einstufung als \r\nvorsätzliche Herbeiführung des Todes oder der Störung geschützter Arten aus. Die Entfernung \r\ndieses Satzes würde die bislang bestehende Rechtssicherheit erheblich beeinträchtigen, Un\u0002ternehmen einem unverhältnismäßig hohen Sanktionsrisiko aussetzen und dem Verhältnismä\u0002ßigkeitsgebot widersprechen. Vor diesem Hintergrund sprechen wir uns dafür aus, den Kom\u0002missionsvorschlag zu streichen. Der Vorschlag der Kommission ist nur zu unterstützen, falls die \r\nVorschrift nicht ersatzlos gestrichen, sondern - so wie geplant – im Vorschlag der EU-Kommis\u0002sion vom 10. Dezember 2025 zum sogenannten Umweltomnibus, Entwurf für eine \r\nSeite 12 von 36\r\nVerordnung zur Beschleunigung von Umweltgenehmigungen, dort Artikel 8 (Protected Spe\u0002cies) aufgegriffen wird.\r\nRegelung in der RED BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 16b Artikel 16b\r\nWhere a renewable energy project has \r\nadopted necessary mitigation measures, \r\nany killing or disturbance of the species pro\u0002tected under Article 12(1) of Directive \r\n92/43/EEC and Article 5 of Directive \r\n2009/147/EC shall not be considered to be \r\ndeliberate.\r\nWhere a renewable energy project has \r\nadopted necessary mitigation measures, \r\nany killing or disturbance of the species \r\nprotected under Article 12(1) of Directive \r\n92/43/EEC and Article 5 of Directive \r\n2009/147/EC shall not be considered to be \r\ndeliberate.\r\n3.8 Artikel 16b Absatz 3: Genehmigungsfiktion ausweiten\r\nDie vorgeschlagene Teil-Genehmigungsfiktion ist in der Praxis wenig hilfreich, weil die Geneh\u0002migung künstlich aufgeteilt würde. Die Fiktion sollte daher alle Genehmigungsaspekte, insbe\u0002sondere auch den Naturschutz, mit umfassen. Außerdem reicht eine fingierte Zustimmung in \r\nder Praxis vermutlich nicht aus, damit die Genehmigungsbehörde ohne Stellungnahme der \r\nFachbehörde entscheidet. Es sollte auch klargestellt werden, dass die Mitgliedstaaten diese \r\nFiktion praktisch anzuwenden haben. Deutschland hat das bei der nationalen Umsetzung der \r\nRED III nicht in ausreichender Weise getan. Der BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf:\r\n➢ Die Genehmigungsfiktion sollte um naturschutzrechtliche Belange ergänzt werden und \r\neine Verpflichtung der Genehmigungsbehörde aufgenommen werden, wie vom Vorha\u0002benträger beantragt zu entscheiden. Außerdem ist das Netzanschlussverfahren vom Ge\u0002nehmigungsverfahren zu unterscheiden.\r\n(Siehe hierzu auch Abschnitt 4.2. dieser Stellungnahme zur Bewertung der Fiktionsregelung \r\nzur Strom-BMRL)\r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 16b Absatz 3\r\nIn the permit-granting procedure referred to \r\nin paragraph 1 and in paragraph 2, second \r\nsubparagraph, Member States shall ensure \r\nthat the lack of reply by the relevant compe\u0002tent authorities or entities within the \r\nIn the permit-granting procedure referred to \r\nin paragraph 1 and in paragraph 2, second \r\nsubparagraph, except for the grid connec\u0002tion procedure, Member States shall ensure \r\nthat the lack of reply by the relevant \r\nSeite 13 von 36\r\nestablished deadline results in the specific \r\nsteps to be considered as approved, except \r\nfor environmental decisions and grid con\u0002nection permits, or where the principle of \r\nadministrative tacit approval does not exist \r\nin the national legal system of the Member \r\nState concerned. All decisions shall be made \r\npublicly available, including final decisions \r\ngranted tacitly.\r\ncompetent authorities or entities within the \r\nestablished deadline results in the specific \r\nsteps to be considered as approved, except \r\nfor environmental decisions and grid con\u0002nection permits, or where the principle of \r\nadministrative tacit approval does not exist \r\nin the national legal system of the Member \r\nState concerned. All decisions shall be made \r\npublicly available, including final decisions \r\ngranted tacitly. Any final decision granted \r\ntacitly shall be deemed to have been \r\ngranted in accordance with the content of \r\nthe application submitted by the project \r\ndeveloper.\r\n3.9 Artikel 16c: Repowering nachschärfen\r\nDie vorgeschlagene Regelung in Artikel 16c RED-E, wonach ein erweiterter flächenseitiger Be\u0002standsschutz für EE-Projekte gelten soll, ist grundsätzlich zu begrüßen. Insbesondere, dass \r\neine geänderte Flächenkategorisierung das Repowering nicht verhindern darf. Auch zu begrü\u0002ßen ist, dass das Repowering von Windenergie an Land unter bestimmten Voraussetzungen \r\n(Leistungssteigerung ohne erhöhten Flächenverbrauch, Lage in Beschleunigungsgebiet) vom \r\nScreening ausgenommen sein soll.\r\nGleichzeitig bedarf es weiterer Klarstellungen zu den neu eingeführten Begriffen, insbeson\u0002dere dazu, ob sich der Begriff „status of the land“ (Art. 16c Abs. 2b) auch auf das Planungs\u0002recht bezieht und was unter „land surface“ (Art. 16c Abs. 4) zu verstehen ist.\r\nDer BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf:\r\n➢ Klarstellung, dass ein Repowering a) unabhängig von der planungsrechtlichen Situation \r\nund b) auch in NATURA-2000 Gebieten möglich ist.\r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 16c Absatz 2b\r\n2b. Member States shall ensure that a \r\nchange in the status of the land where a re\u0002newable energy installation is placed does \r\n2b. Member States shall ensure that a \r\nchange in the status of the land where a re\u0002newable energy installation is placed does \r\nnot prevent that installation from being \r\nSeite 14 von 36\r\nnot prevent that installation from being re\u0002powered.\r\nrepowered, including installations in areas \r\nwhere the current zoning regulations do \r\nnot permit such renewable energy installa\u0002tions and including installations in Natura \r\n2000 areas.\r\n3.10 Artikel 16f: Überragendes öffentliches Interesse\r\nDie Regelung zum überragenden öffentlichen Interesse erstreckt sich ihrem Wortlaut nach \r\nauch auf das Netz und regelt für diese Anlagen in Abwägungsfragen ein überragendes öffentli\u0002ches Interesse. Das ist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings gibt es Rechtsunsicherheiten aus \r\nvergleichbaren Regelungen an anderer Stelle (Artikel 7 Absatz 6 TEN-E-VO-Entwurf, Artikel 8 \r\nAbsatz 8 Strom-BMRL-Entwurf, Artikel 14 VO-Entwurf zur Beschleunigung von Umweltprüfun\u0002gen (Vorschlag der EU-Kommission vom 10.12.2025 als Teil des „Umwelt-Omnibus“-Pakets) –\r\nsiehe hierzu auch Abschnitt 4.6 dieser Stellungnahme zur Bewertung der entsprechenden Re\u0002gelung zum überragenden öffentlichen Interesse in der Strom-BMRL). \r\n➢ Hier sollte es eine einzige zentrale Regelung geben, auf die einheitlich verwiesen werden \r\nkann. Mindestens sollte ergänzt werden, dass die Anlagen auch der öffentlichen Gesund\u0002heit und Sicherheit dienen. Außerdem sollten Wasserstoffvorhaben ergänzt werden.\r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 16f\r\nUntil climate neutrality is achieved, Member \r\nStates shall ensure that, in the permit\u0002granting procedure, the planning, construc\u0002tion and operation of plants and installa\u0002tions for the production of energy from re\u0002newable sources, and their connection to \r\nthe grid, the related grid itself, storage as\u0002sets and recharging stations are presumed \r\nas being in the overriding public interest \r\nand, in such case, are given priority when \r\nbalancing legal interests other than those \r\nreferred to in the first paragraph. Member \r\nStates may exclude the application of this \r\nUntil climate neutrality is achieved, Member \r\nStates shall ensure that, in the permit\u0002granting procedure, the planning, construc\u0002tion and operation of plants and installa\u0002tions for the production of energy from re\u0002newable sources the production of hydro\u0002gen, and their connection to the grid, the re\u0002lated grid itself, storage assets and recharg\u0002ing stations are presumed as being in the \r\noverriding public interest and serving public \r\nhealth and safety and, in such case, are \r\ngiven priority when balancing legal interests \r\nother than those referred to in the first \r\nSeite 15 von 36\r\npresumption for the purpose of protecting \r\nculture heritage on the basis of legal criteria \r\nto ensure harmonized implementation.\r\nparagraph. Member States may exclude \r\nthe application of this presumption for the \r\npurpose of protecting culture heritage on \r\nthe basis of legal criteria to ensure harmo\u0002nized implementation.\r\n3.11 Artikel 16g Absatz 1: Alternativen-Prüfung nachschärfen\r\nIn Artikel 16g Absatz 1 RED-E wird eine neue Regelung zur Vereinfachung der Alternativen\u0002Prüfung und zur Durchführung von Kompensationsmaßnahmen vorgeschlagen. Die Regelung \r\nenthält grundsätzlich begrüßenswerte Klarstellungen.\r\nDas Hauptproblem bei der Alternativen-Prüfung, die Abgrenzung des räumlichen Suchraums, \r\nwird jedoch nicht direkt adressiert (siehe hierzu auch Abschnitt 4.11 dieser Stellungnahme zur \r\nBewertung der entsprechenden Regelung zur Alternativen-Prüfung in der Strom-BMRL). Auch \r\nwäre eine Klarstellung zu Standorten in Windenergiegebieten wünschenswert, denn nach \r\n§ 45b Absatz 8 BNatSchG sind dort Standorte nur „regelmäßig“ alternativlos. \r\nDer BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf: \r\n➢ Eingrenzung des räumlichen Suchraums bei der Alternativen-Prüfung und Klarstellung,\r\ndass Standorte in Windenergiegebieten immer alternativlos sind. Zudem Ergänzung von \r\nWasserstoff-Vorhaben. \r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 16g Absatz 1\r\nWhen assessing whether satisfactory alter\u0002native solutions to projects of renewable en\u0002ergy plants, the connection of such plants to \r\nthe grid, the related grid itself and storage \r\nassets exist for the purposes of Articles 6(4) \r\nand 16(1) of Directive 92/43/EEC, Article \r\n4(7), point (d), of Directive 2000/60/EC and \r\nArticle 9(1) of Directive 2009/147/EC, the \r\ncondition of having no satisfactory alterna\u0002tives shall be fulfilled if there are no \r\nWhen assessing whether alternative solu\u0002tions or satisfactory alternative solutions to \r\nprojects of renewable energy plants, hydro\u0002gen projects, the connection of such plants \r\nto the grid, the related grid itself and stor\u0002age assets exist for the purposes of Articles \r\n6(4) and 16(1) of Directive 92/43/EEC, Arti\u0002cle 4(7), point (d), of Directive 2000/60/EC \r\nand Article 9(1) of Directive 2009/147/EC, \r\nthe condition of having no satisfactory \r\nSeite 16 von 36\r\nsatisfactory alternative solutions capable of \r\nachieving the same objective of the project \r\nin question in terms of the development of \r\nthe same renewable energy capacity \r\nthrough the same energy technology within \r\nthe same or similar timeframe and without \r\nresulting in significantly higher costs.\r\nalternatives shall be fulfilled if there are no \r\nsatisfactory alternative solutions capable of \r\nachieving the same objective of the project \r\nin question in terms of the development of \r\nthe same renewable energy capacity \r\nthrough the same energy technology within \r\nthe same or similar timeframe and without \r\nresulting in significantly higher costs. For re\u0002newable energy plants in renewable accel\u0002eration areas, it is considered that no satis\u0002factory alternative solutions exist.\r\nArtikel 16g Absatz 2\r\nWhen implementing compensatory \r\nmeasures for projects of renewable energy \r\nplants, the connection of such plants to the \r\ngrid, the related grid itself and storage \r\nassets, for the purpose of Article 6(4) of \r\nDirective 92/43/EEC, […]\r\nWhen implementing compensatory \r\nmeasures for projects of renewable energy \r\nplants, hydrogen projects, the connection of \r\nsuch plants to the grid, the related grid itself \r\nand storage assets, for the purpose of Arti\u0002cle 6(4) of Directive 92/43/EEC, […]\r\n3.12 Artikel 16g Absatz 3 (neu): Eindämmung von ausuferndem Gebietsschutz\r\nUm den jüngst in Deutschland immer häufiger gegen Erneuerbare-Energien-Vorhaben einge\u0002setzten Gebietsschutz zu adressieren, schlägt der BDEW vor, einen neuen Absatz 3 in Arti\u0002kel 16g aufzunehmen. Dort sollte hinsichtlich der Verträglichkeit festgelegt werden, dass keine \r\nerhebliche Beeinträchtigung von Natura 2000-Gebieten vorliegt, wenn keine artenschutz\u0002rechtlichen Verbote erfüllt sind.1 Dadurch wird ein sich gegenseitiges Aufschaukeln von beson\u0002derem Artenschutz und Gebietsschutz vermieden.\r\n1 Vgl. Niedersächsisches Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz (2016): Leitfaden Umsetzung des Ar\u0002tenschutzes bei der Planung und Genehmigung von Windenergieanlagen in Niedersachsen, S. 213; OVG Münster, \r\nUrteil vom 29.09.2025, - 22 D 227/24.AK\r\nSeite 17 von 36\r\nDer BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf:\r\n➢ Klarstellung, dass Vorhaben außerhalb von Natura2000-Gebieten unabhängig von der \r\nEntfernung zum Gebiet jedenfalls dann keine erhebliche Beeinträchtigung der Zielarten \r\ndes Gebietes verursachen, wenn mit dem Vorhaben nicht gegen die Zugriffsverbote ver\u0002stoßen wird.\r\n➢ Eine gleichlautende Regelung wäre auch für Netze erforderlich.\r\n3.13 Artikel 16j Absatz 3 (neu): Hybridisierung von Erneuerbare-Energien-Projekten ver\u0002einfachen und beschleunigen\r\nDie Hybridisierung bestehender EE-Anlagen, also die Kombination verschiedener Technolo\u0002gien, einschließlich Speicher, ist ein kosteneffizienter Weg zur Steigerung der erneuerbaren \r\nKapazitäten und/oder zur Kombination von EE-Anlagen mit Batteriespeichern. In Ermangelung \r\nspezifischer verfahrensrechtlicher Fristen unterliegt sie jedoch trotz Nutzung bestehender Flä\u0002chen häufig denselben langwierigen Verfahren wie vollständig neue Anlagen. Durch die Ein\u0002führung von klaren Fristvorgaben können Verfahren beschleunigt und Rechtssicherheit für \r\nProjektierer und Behörden geschaffen werden. \r\nDer BDEW sieht folgenden Anpassungsbedarf:\r\n➢ Einführung einer verbindlichen Frist von sechs Monaten für die Hybridisierung von EE-An\u0002lagen im Einklang mit den bestehenden Fristen für Repowering-Projekte sowie einer Frist\u0002vorgabe für die Vollständigkeitsprüfung durch die Behörden. \r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 16j Absatz 3 (neu)\r\nMember States shall ensure that the per\u0002mit-granting procedure for the hybridisa\u0002tion of a renewable energy plant, including \r\ngrid connection permits and, where re\u0002quired, environmental assessments, shall \r\nnot exceed six months. The permit-grant\u0002ing procedure shall comprise all adminis\u0002trative stages from the acknowledgement \r\nof the completeness of the permit applica\u0002tion to the notification of the final decision \r\non the outcome of the permit-granting \r\nSeite 18 von 36\r\nprocedure by the relevant competent au\u0002thority or authorities. Within 30 days of re\u0002ceipt of an application for a permit, the \r\ncompetent authority shall acknowledge \r\nthe completeness of the application or, if \r\nthe applicant has not sent all the infor\u0002mation required to process the application, \r\nrequest that the applicant submit a com\u0002plete application without undue delay. The \r\ndate of acknowledgement of the complete\u0002ness of the application by the competent \r\nauthority shall serve as the start of the per\u0002mit-granting procedure.\r\n4 Strombinnenmarkt-Richtlinie – Directive (EU) 2019/944\r\nDer BDEW begrüßt, dass sich auch die EU zum Ziel gesetzt hat, Genehmigungsverfahren für \r\nden Ausbau, die Modernisierung und den Betrieb von Stromnetzinfrastruktur zu beschleuni\u0002gen und rechtssicherer auszugestalten. Angesichts des erheblichen Ausbaubedarfs der Über\u0002tragungs- und Verteilnetze ist eine effiziente, planbare und praxistaugliche Genehmigungspra\u0002xis eine zentrale Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende und die Erreichung der eu\u0002ropäischen Klima- und Energieziele.\r\nGleichzeitig ist bei neuen europäischen Vorgaben sorgfältig zu prüfen, ob tatsächlich ein zu\u0002sätzlicher Regelungsbedarf besteht. Zusätzliche Regelungen können neue Auslegungsfragen, \r\nUmsetzungsaufwände und Schnittstellenprobleme schaffen. Dies gilt insbesondere dort, wo \r\nbereits bestehende unionsrechtliche oder nationale Regelungen ausreichende Vorgaben ent\u0002halten oder weitergehende Beschleunigungsinstrumente ermöglichen.\r\n4.1 Artikel 8 Absatz 2: Anforderungen an Genehmigungssysteme\r\nDie in Artikel 8 Absatz 2 vorgesehenen Anforderungen an Genehmigungssysteme enthalten \r\nteilweise Regelungsinhalte, die bereits in der geltenden Strombinnenmarkt-Richtlinie angelegt \r\nsind. Die vorgeschlagene Neufassung geht jedoch in mehreren Punkten deutlich über den bis\u0002herigen Wortlaut hinaus. Aus Sicht des BDEW sollte auf zusätzliche Vorgaben verzichtet wer\u0002den, soweit hierfür kein erhebliches und konkret belegbares Regelungsbedürfnis besteht. An\u0002dernfalls besteht die Gefahr, dass neue unionsrechtliche Vorgaben zusätzliche Rechtsunsicher\u0002heiten und Umsetzungsaufwände verursachen.\r\nSeite 19 von 36\r\n➢ Einheitliche Leitlinien für den Vollzug vorgeben\r\nZu begrüßen ist demgegenüber die flächendeckende Bereitstellung von Leitlinien durch die \r\nzuständigen Behörden. Solche Leitlinien können zu mehr Einheitlichkeit, Transparenz und Pla\u0002nungssicherheit beitragen.\r\nEine entsprechende Regelung erscheint insbesondere mit Blick auf Genehmigungsleitfäden \r\nsinnvoll. Trotz entsprechender Bemühungen auf nationaler Ebene sind solche Leitlinien bis\u0002lang nicht flächendeckend bei allen Genehmigungsbehörden eingeführt. Für die Vorhabenträ\u0002ger ist es jedoch von erheblicher praktischer Bedeutung, dass die Anforderungen der Behör\u0002den an Inhalt, Aufbau und Detailtiefe von Genehmigungsanträgen transparent sind und nicht \r\nin jedem einzelnen Verfahren neu „ausgehandelt“ werden müssen.\r\n➢ Veröffentlichungspflicht sachgerecht ausgestalten – KRITIS-Anlagen berücksichtigen\r\nDie vorgesehene Pflicht zur Veröffentlichung aller Entscheidungen ist sehr weitgehend. Bei der \r\nUmsetzung muss insbesondere der Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen sowie \r\nder Schutz kritischer Infrastrukturen zwingend gewährleistet bleiben. Dies gilt in besonderem \r\nMaße für KRITIS-Anlagen.\r\nDie Veröffentlichungspflicht sollte daher sachgerecht begrenzt werden. In Betracht kommt \r\ninsbesondere eine Beschränkung auf abschließende Genehmigungsentscheidungen und auf \r\nsolche Verfahren, in denen eine Öffentlichkeitsbeteiligung stattgefunden hat. Zudem sollte die \r\nVeröffentlichung zeitlich begrenzt werden. Eine mögliche Formulierung könnte vorsehen, dass \r\nabschließende Genehmigungsentscheidungen für einen begrenzten Zeitraum öffentlich zu\u0002gänglich gemacht werden, sofern die Öffentlichkeit am Genehmigungsverfahren beteiligt war.\r\nZudem sollte die Veröffentlichungen dann nach einem Monat auch wieder unzugänglich ge\u0002macht werden. Um in diesem Fall einen wirklich effektiven Schutz der Daten zu gewährleisten, \r\nmüsste darüber hinaus sichergestellt sein, dass die Herausgabe dieser Daten nach den trans\u0002parenzrechtlichen Vorschriften nicht möglich ist.\r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 8 Absatz 2\r\n2. Member States that implement a system \r\nof authorisation shall: \r\n[…]\r\n2. Member States that implement a system \r\nof authorisation shall: \r\n[no changes]\r\nSeite 20 von 36\r\n(g) ensure that all decisions are made pub\u0002licly available; \r\n[…]\r\n(g) ensure that all authorisation [or: “fi\u0002nal”] decisions are made publicly available\r\nduring one month after publishing the de\u0002cision, if the public was involved in the au\u0002thorisation process; \r\n[no changes]\r\n4.2 Artikel 8 Absatz 3: Spezifische Anforderungen für Übertragungs- und Verteilnetze\r\n➢ Fristenregelungen konsistent mit anderen Regelungen ausgestalten\r\nBesonders relevant sind die vorgesehenen Fristenregelungen. Hier ist aus Sicht des BDEW vor \r\nallem Konsistenz mit anderen europäischen Vorgaben erforderlich. Die zeitlichen Vorgaben in \r\nArtikel 10 der TEN-E-Verordnung und in Artikel 8 Absatz 3 der Strombinnenmarkt-Richtlinie \r\npassen derzeit nicht hinreichend zusammen. Der BDEW spricht sich dagegen aus, in verschie\u0002denen europäischen Rechtsakten unterschiedliche Fristen und Verfahrensregelungen für ver\u0002gleichbare Netzausbauvorhaben vorzusehen. Diese sollten über alle relevanten Rechtsakte \r\nhinweg einheitlich ausgestaltet werden. Die Einheitlichkeit der Rechtsordnung trägt auch zur \r\nVermeidung unnötiger Bürokratie bei und vermindert Komplexität.\r\nDies gilt neben den allgemeinen Verfahrensfristen auch für Genehmigungsfiktionen, die in an\u0002deren Rechtsakten ebenfalls geregelt oder diskutiert werden. Zur Vermeidung eines Auseinan\u0002derlaufens ähnlicher Regelungen sollte es entweder eine einheitliche zentrale Regelung ge\u0002ben, auf die in anderen Rechtsakten verwiesen wird, oder es sollte auf solche Detailregelun\u0002gen auf europäischer Ebene mit Blick auf das Subsidiaritätsprinzip verzichtet werden.\r\n➢ Fristbeginn eindeutig auf Zeitpunkt der Antragseinreichung festlegen\r\nZudem ist eine Klarstellung zum Beginn der Frist erforderlich. Idealerweise sollte die Frist mit \r\nAntragseinreichung beginnen. Soweit dies nicht möglich ist, sollte jedenfalls eindeutig geregelt \r\nwerden, dass auf den Zeitpunkt der Vollständigkeit der Antragsunterlagen abzustellen ist.\r\n➢ Genehmigungs- oder Zustimmungsfiktion praxistauglich ausgestalten\r\nDie vorgesehene Genehmigungs- oder Zustimmungsfiktion bei behördlicher Untätigkeit ist \r\ngrundsätzlich ein Beschleunigungsinstrument. Ihre praktische Wirkung dürfte jedoch begrenzt \r\nsein, wenn umweltrelevante Entscheidungen ausgenommen werden. Gerade in Netzausbau\u0002verfahren spielen umweltrechtliche Prüfungen regelmäßig eine zentrale Rolle. Werden \r\nSeite 21 von 36\r\nUmweltgenehmigungen von der Fiktion ausgenommen, ist die Regelung für Planfeststellungs\u0002verfahren nur sehr eingeschränkt nutzbar. Denn in diese werden typischerweise umweltrecht\u0002liche Entscheidungen verfahrensrechtlich einheitlich eingebunden.\r\nEin praktischer Anwendungsbereich kann allerdings bei Stellungnahmen anderer Behörden \r\nbestehen. In der Praxis entstehen Verzögerungen auch dadurch, dass Fachbehörden innerhalb \r\nder vorgesehenen Fristen für die Behördenbeteiligung keine Stellungnahmen abgeben. \r\nFür die Veröffentlichung fiktiver Entscheidungen gelten die gleichen Bedenken wie bei der all\u0002gemeinen Veröffentlichungspflicht. Der Schutz kritischer Infrastrukturen und vertraulicher In\u0002formationen muss gewährleistet bleiben.\r\n(siehe hierzu auch Abschnitt 3.7 dieser Stellungnahme zur BDEW-Bewertung der Fiktionsrege\u0002lung in der RED) \r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 8 Absatz 3\r\n3. Where Member States implement a sys\u0002tem of authorisation for transmission or dis\u0002tribution system infrastructure for electric\u0002ity, Member States shall also: \r\n(a) […]\r\n(b) ensure that authorisation procedures, in\u0002cluding all relevant procedures of the com\u0002petent authorities, do not exceed two years \r\nexcept when duly justified on the grounds of \r\nextraordinary circumstances, where they \r\nmay be extended by up to one year;\r\n(c) ensure that the lack of reply by the com\u0002petent national authorities or entities within \r\nthe deadline established in point b results in \r\nthe specific steps to be considered as ap\u0002proved, except for the environmental deci\u0002sions and where the principle of \r\n3. Where Member States implement a sys\u0002tem of authorisation for transmission or dis\u0002tribution system infrastructure for electric\u0002ity, Member States shall also: \r\n(a) [no changes]\r\n(b) ensure that authorisation procedures, in\u0002cluding all relevant procedures of the com\u0002petent authorities, do not exceed two years \r\nexcept when duly justified on the grounds of \r\nextraordinary circumstances, where they \r\nmay be extended by up to one year;\r\n[Abgleich mit Artikel 10 der TEN-E-Ver\u0002ordnung sowie mit den Fristenregelungen \r\nder RED III erforderlich]\r\n(c) ensure that the lack of reply by the com\u0002petent national authorities or entities within \r\nthe deadline established in point b results in \r\nthe specific steps to be considered as ap\u0002proved, except for the environmental deci\u0002sions and where the principle of \r\nSeite 22 von 36\r\nadministrative tacit approval does not exist \r\nin the national legal system of the Member \r\nState concerned;\r\n(d) […];\r\n(e) […].\r\nadministrative tacit approval does not exist \r\nin the national legal system of the Member \r\nState concerned; [Abgleich mit Artikel 10 \r\nAbsatz 4 nF UVPBeschlVO erforderlich]\r\n(d) [no changes];\r\n(e) [no changes].\r\n4.3 Artikel 8 Absatz 4: Zentrale Kontaktstellen\r\n➢ Kontaktstellen in bestehende Behördenstrukturen integrieren\r\nDie Einrichtung zentraler Kontaktstellen für Netzbetreiber kann grundsätzlich zur besseren Ko\u0002ordination von Genehmigungsverfahren beitragen. Unklar ist jedoch, ob diese Kontaktstellen \r\nmit den bestehenden Genehmigungsbehörden identisch sein können. Dies sollte ausdrücklich \r\nklargestellt werden.\r\nAndernfalls besteht die Gefahr, dass zusätzliche Strukturen geschaffen werden müssen, die \r\nnicht zu einer Beschleunigung, sondern zu zusätzlichem bürokratischem Aufwand führen. Ent\u0002scheidend ist, dass zentrale Kontaktstellen Verfahren tatsächlich bündeln, koordinieren und \r\nvereinfachen, ohne neue Schnittstellen oder Zuständigkeitsunklarheiten zu schaffen. Zudem \r\nist es erforderlich, dass eine größtmögliche Vereinheitlichung des Vorgehens unterschiedlicher \r\nKontaktstellen erfolgt.\r\n4.4 Artikel 8 Absatz 5: Vollständigkeitsprüfung\r\n➢ Vollständigkeitsprüfung verbindlich und planbar ausgestalten\r\nDie vorgesehene Regelung zur Vollständigkeitsprüfung ist aus Sicht des BDEW zu begrüßen. \r\nDer BDEW fordert auch auf nationaler Ebene eine entsprechende Regelung für Netzausbau\u0002vorhaben. Eine klare Frist, innerhalb derer fehlende Unterlagen angefordert werden müssen, \r\nkann zur Beschleunigung und besseren Planbarkeit von Genehmigungsverfahren beitragen.\r\nEine europäische Regelung unterstützt dieses Ziel.\r\nSeite 23 von 36\r\n4.5 Artikel 8 Absatz 6: Verhältnis zu Umweltrecht und Rechtsbehelfen\r\n➢ Beschleunigungswirkung der Fristen sicherstellen\r\nDer Regelungsvorschlag sieht für Genehmigungsverfahren für Stromübertragungs- und -ver\u0002teilnetzinfrastruktur grundsätzlich eine maximale Dauer von zwei Jahren vor, die in außerge\u0002wöhnlichen Fällen um bis zu ein Jahr verlängert werden kann. Zugleich stellt Absatz 6 jedoch \r\nklar, dass diese Frist das unionsrechtliche Umwelt- und Energierecht, gerichtliche Rechtsbe\u0002helfe sowie außergerichtliche Beschwerde- und Streitbeilegungsverfahren unberührt lässt. Für \r\ndie Dauer solcher Verfahren kann die Frist entsprechend verlängert werden.\r\nWenn umweltrechtliche Anforderungen stets Vorrang vor der Fristenregelung haben sollen, \r\nwürde die Frist in der überwiegenden Zahl der Netzinfrastrukturverfahren praktisch nicht grei\u0002fen. Gerade diese Verfahren sind regelmäßig durch umweltrechtliche Prüfungen geprägt.\r\nNicht nachvollziehbar ist zudem, welchen eigenständigen Nutzen die Erstreckung der Zweijah\u0002resfrist auf Rechtsmittelverfahren haben soll, wenn die Frist zugleich entsprechend verlängert \r\nwerden kann. Die Regelung droht damit unklar zu bleiben und keine echte Beschleunigungs\u0002wirkung zu entfalten.\r\nHier bedarf es jedenfalls einer Klarstellung, wie die Frist in der Praxis wirken soll und in wel\u0002chen Fällen eine Verlängerung gerechtfertigt ist. Andernfalls besteht die Gefahr, dass die Be\u0002schleunigungswirkung der Regelung weitgehend leerläuft. Soweit eine solche Klarstellung \r\nnicht gelingt, sollte eine Streichung des Absatzes geprüft werden.\r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 8 Absatz 6\r\n6. The time limit established in paragraph 3 \r\nof this Article shall apply without prejudice \r\nto obligations under applicable Union envi\u0002ronmental and energy law, including Di\u0002rective (EU) 2018/2001, to judicial appeals, \r\nremedies and other proceedings before a \r\ncourt or tribunal, and to alternative dispute \r\nresolution mechanisms, including com\u0002plaints procedures, non-judicial appeals and \r\nremedies, and may be extended for the du\u0002ration of such procedures.\r\n6. The time limit established in paragraph 3 \r\nof this Article shall apply without prejudice \r\nto obligations under applicable Union envi\u0002ronmental and energy law, including Di\u0002rective (EU) 2018/2001, to judicial appeals, \r\nremedies and other proceedings before a \r\ncourt or tribunal, and to alternative dispute \r\nresolution mechanisms, including com\u0002plaints procedures, non-judicial appeals and \r\nremedies, and may be extended for the du\u0002ration of such procedures.\r\nSeite 24 von 36\r\n4.6 Artikel 8 Absatz 8: Überragendes öffentliches Interesse\r\n➢ Überragendes öffentliches Interesse klar und zentral regeln\r\nDie vorgesehene Feststellung, dass Planung, Bau und Betrieb von Übertragungs- und Vertei\u0002linfrastruktur bis zur Erreichung der Klimaneutralität im überragenden öffentlichen Interesse \r\nliegen und der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit dienen, ist aus Sicht des BDEW aus\u0002drücklich zu begrüßen.\r\nEine solche Regelung kann in umweltrechtlichen Ausnahmeentscheidungen sowie in sonstigen \r\nAbwägungsentscheidungen einen wichtigen Beitrag zur Beschleunigung und rechtssicheren \r\nDurchführung von Netzinfrastrukturprojekten leisten. Entscheidend ist, dass die Regelung in \r\nder Praxis klar, wirksam und ohne zusätzliche Einschränkungen angewendet werden kann.\r\nZugleich sollte vermieden werden, dass vergleichbare Regelungen an mehreren Stellen des \r\neuropäischen Rechts mit unterschiedlichen Formulierungen verankert werden. Bereits aus be\u0002stehenden Regelungen, etwa in der TEN-E-Verordnung oder in anderen Beschleunigungsrege\u0002lungen, können Auslegungsfragen entstehen. Vorzugswürdig wäre eine zentrale, einheitliche \r\nRegelung, auf die in anderen Rechtsakten verwiesen wird.\r\n(Siehe hierzu auch Abschnitt 3.9 dieser Stellungnahme zur BDEW-Bewertung der Regelung \r\nzum überragenden öffentlichen Interesse in der RED) \r\n4.7 Artikel 8 Absatz 9: Umweltrechtliche Ausnahmen für Bestandsanlagen\r\n➢ Erleichterungen für Ersatzneubauten sind dringend erforderlich\r\nDer BDEW begrüßt Regelungen, die Erleichterungen für die Modernisierung, Erneuerung oder \r\ndas Repowering (der Ersatzneubau) bestehender Netzinfrastruktur ermöglichen. Gerade Er\u0002satzneubauten sind für die Modernisierung und Leistungssteigerung der Netze von großer Be\u0002deutung. Für solche Vorhaben sind praxistaugliche Erleichterungen dringend erforderlich.\r\n➢ Alternativvorschlag zu Artikel 8 Absatz 9 – Ersatzneubauten mit Vorhaben in Infrastruk\u0002turgebieten gleichstellen\r\nDie aus Sicht des BDEW vorzugswürdige Lösung gegenüber der hier gewählten Regelung wäre, \r\nbereits bestehende Instrumente zu nutzen. Das bestehende Netz, das den weit überwiegen\u0002den Teil der Netzausbaumaßnehmen ausmacht (Ersatzneubau/Seiltausch etc.), könnte \r\nSeite 25 von 36\r\ninsgesamt per Festlegung durch die Richtlinie und in der Umsetzung durch den nationalen Ge\u0002setzgeber als Infrastrukturgebiet im Sinne von Artikel 15e der RED ausgewiesen werden (z.B. \r\nGebietsstreifen 50 oder 100m links und rechts der Trassenachse). In diesem Gebiet gelten die \r\ngleichen Rechtsfolgen wie bei einem im gesondert ausgewiesenen Infrastrukturgebiet, sodass \r\nkeine UVP, keine Artenschutzprüfung und keine Natura-2000 Verträglichkeitsprüfung erfor\u0002derlich sind. Dies würde auch die nachfolgenden Punkte dieser Stellungnahme (Flächenidenti\u0002tät, UVP-Vorprüfung, Deltaprinzip) mit abdecken und es wären keine gesonderten Regelungen \r\nfür Ersatzneubauten nötig. Im Planfeststellungsverfahren könnten dann noch Minderungs\u0002maßnahmen festgelegt werden.\r\nAuf den aufwändigen Ausweisungsprozess könnte so verzichtet und die Regelungen zu Infra\u0002strukturgebieten auch für die Ertüchtigung des Bestandsnetzes angewendet werden.\r\n➢ Hilfsweise: Artikel 8 Absatz 9 handhabbar machen\r\nDer vorliegende Regelungsentwurf lässt offen, ob und in welchem Umfang Ersatzneubauten \r\ntatsächlich erfasst werden. Besonders problematisch ist die Einschränkung auf Maßnahmen, \r\ndie keine zusätzliche Fläche in Anspruch nehmen. Der Entwurf sollte Ersatzneubauten umfas\u0002sen, welche in gleicher Trasse oder unmittelbar neben der Trasse errichtet werden.\r\n➢ Keine starre Flächenidentität verlangen\r\nDie Ausnahmeregelung wäre für trassengleiche Ersatzneubauten von Hochspannungsfreilei\u0002tungen kaum nutzbar, wenn Fundament-, Mast- und Schutzstreifengrößen den Maßen und \r\nder Lage der zu ersetzenden Freileitung vollständig entsprechen müssten. Bereits aufgrund \r\nder aktuellen Regeln der Technik ist es regelmäßig nicht möglich, ohne zusätzliche oder geän\u0002derte Flächeninanspruchnahmen auszukommen.\r\nFür die Schaffung wirksamer Ausnahmen muss daher ein angemessener Gestaltungsspiel\u0002raum eröffnet werden. Dies ist erforderlich, damit die Ausnahmemöglichkeit überhaupt für \r\nFreileitungsersatzneubauten oder Änderungsmaßnahmen mit Mastersatz genutzt werden \r\nkann. Das Kriterium einer fehlenden zusätzlichen Flächeninanspruchnahme sollte daher gestri\u0002chen oder jedenfalls deutlich flexibilisiert werden, damit auch standortnahe Maständerungen \r\nmit geringfügigen Änderungen bei den in Anspruch genommenen Flächen erfasst werden kön\u0002nen.\r\nEs sollte klargestellt werden, dass für die Beurteilung auf den Endzustand des Vorhabens ab\u0002zustellen ist und keine vollständige Flächenidentität erforderlich ist. Eine großzügigere und \r\npraxistauglichere Ausgestaltung der Regelung ist dringend notwendig, damit die beabsichtigte \r\nBeschleunigungswirkung tatsächlich eintritt.\r\nSeite 26 von 36\r\n➢ Verhältnis zu Schutzgebieten klären\r\nHilfreich wäre zudem, wenn bestimmte Änderungs- und Erweiterungsmaßnahmen, insbeson\u0002dere Um- und Zubeseilungen, auch dann von einzelnen umweltfachlichen Prüfungen entlastet \r\nwürden, wenn Schutzgebiete betroffen sind, sofern erhebliche nachteilige Auswirkungen aus\u0002geschlossen werden können. Soweit eine praxistaugliche Konkretisierung nicht möglich ist, \r\nsollte geprüft werden, ob die entsprechende Einschränkung gestrichen oder jedenfalls so ge\u0002fasst wird, dass sie die praktische Nutzbarkeit der Regelung nicht weitgehend ausschließt.\r\n➢ Überragendes öffentliches Interesse für Ersatzneubauvorhaben festlegen\r\nNach derzeitiger Auslegung gilt das überragende öffentliche Interesse nur für den Bau und \r\nden Betrieb neuer Stromnetzinfrastruktur. Der Ersatzneubau oder der trassengleiche Ausbau \r\nsind dabei bisher nicht erfasst. Dieser Missstand, der der besonderen Wichtigkeit von Ersatz\u0002neubauvorhaben für die Ertüchtigung der Netzinfrastruktur nicht Rechnung trägt muss beho\u0002ben werden. \r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 8 Absatz 9\r\n9. Until climate neutrality is achieved at Un\u0002ion level, by way of derogation from Article \r\n2(1) and Article 4(1) and 4(2) of Directive \r\n2011/92/EU and Annex I, point 20, and An\u0002nex II, point (3)(b), of that Directive, and by \r\nway of derogation from Article 6(3) of Di\u0002rective 92/43/EEC, Member States shall en\u0002sure that the competent authority may, un\u0002der justified circumstances, including the \r\nneed to accelerate the deployment of the \r\nelectricity system infrastructure to achieve \r\nclimate neutrality and renewable energy \r\ntargets, exempt the refurbishment, modern\u0002isation, or repowering of existing transmis\u0002sion and distribution system infrastructure, \r\n9. Until climate neutrality is achieved at Un\u0002ion level, by way of derogation from Article \r\n2(1) and Article 4(1) and 4(2) of Directive \r\n2011/92/EU and Annex I, point 20, and An\u0002nex II, point (3)(b), of that Directive, and by \r\nway of derogation from Article 6(3) of Di\u0002rective 92/43/EEC, Member States shall en\u0002sure that the competent authority may, un\u0002der justified circumstances, including the \r\nneed to accelerate the deployment of the \r\nelectricity system infrastructure to achieve \r\nclimate neutrality and renewable energy \r\ntargets, exempt the extension, refurbish\u0002ment, modernisation, or repowering of ex\u0002isting transmission and distribution system \r\nSeite 27 von 36\r\nprovided it does not entail the use of addi\u0002tional space and complies with the applica\u0002ble environmental mitigation measures es\u0002tablished for the original installation, from: \r\n(a) […]; \r\n(b) […]; \r\n(c) […], \r\nThose exemptions shall not apply to the re\u0002furbishment, modernisation or repowering \r\nof existing transmission and distribution sys\u0002tem infrastructure, and the construction of \r\nnew distribution system infrastructure, or \r\nassociated equipment, which are likely to\r\nhave significant effects on the environment \r\nin another Member State, in accordance \r\nwith Article 7 of Directive 2011/92/EU. \r\nMember States shall restrict the application \r\nof this paragraph in Natura 2000 areas and \r\nother areas under national protection\r\nschemes and cultural or historical heritage \r\nprotected areas.\r\ninfrastructure, provided it does not entail \r\nthe use of additional space and complies \r\nwith the applicable environmental mitiga\u0002tion measures established for the original \r\ninstallation at the time of construction, \r\nfrom: \r\n(a) [no changes]; \r\n(b) [no changes]; \r\n(c) [no changes], \r\nThe refurbishment, modernisation, or repower\u0002ing of existing electricity transmission and \r\nelectricity distribution system infrastructure \r\nare presumed as being in the overriding public \r\ninterest and serving public health and safety \r\nwhen balancing legal interests in individual \r\ncases for the purposes of Article 6(4) and Arti\u0002cle 16(1), point (c), of Directive 92/43/EEC,\r\nThose exemptions shall not apply to the re\u0002furbishment, modernisation or repowering \r\nof existing transmission and distribution sys\u0002tem infrastructure, and the construction of \r\nnew distribution system infrastructure, or \r\nassociated equipment, which are likely to\r\nhave significant effects on the environment \r\nin another Member State, in accordance \r\nwith Article 7 of Directive 2011/92/EU. \r\nMember States shall restrict the application \r\nof this paragraph in Natura 2000 areas and \r\nother areas under national protection\r\nschemes and cultural or historical heritage \r\nprotected areas.\r\nSeite 28 von 36\r\n4.8 Artikel 8 Absatz 10: Ausnahmen für neue Verteilnetzinfrastruktur\r\n➢ UVP- und UVP-Vorprüfungspflichten für Verteilnetzinfrastruktur reduzieren\r\nAusnahmemöglichkeiten von der UVP für Verteilnetzinfrastruktur sind aus Sicht des BDEW \r\nsehr zu begrüßen. Gerade im Verteilnetz besteht erheblicher Aus- und Umbaubedarf. Eine Un\u0002terstützung durch europäische Regelungen kann hier hilfreich sein.\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, die UVP- beziehungsweise UVP-Vorprüfungspflicht für Ver\u0002teilnetzinfrastruktur generell und nicht nur in Ausnahmefällen bis zu einer Länge von fünf Ki\u0002lometern entfallen zu lassen. Eine solche Regelung würde einen wirksamen Beitrag zur Ver\u0002fahrensvereinfachung leisten.\r\n➢ Ersatzneubauten und Parallelneubauten einbeziehen\r\nDie Regelung sollte nicht auf Neubauvorhaben beschränkt bleiben. Bei Neubauten mit erstma\u0002liger Flächeninanspruchnahme wird der Ausschluss erheblicher Umweltauswirkungen häufig \r\nnur in Ausnahmefällen in Betracht kommen. Da der Netzausbau in erheblichem Umfang Er\u0002satzneubaumaßnahmen umfasst, sollte die Regelung ausdrücklich auch Ersatzneubauten und \r\nParallelneubauten erfassen.\r\nEin Ersatzneubau, der im Rahmen einer UVP-Vorprüfung als nicht UVP-pflichtig bewertet wird, \r\nsollte einem Neubau innerhalb eines Infrastrukturgebietes gleichgestellt werden können, so\u0002fern keine Natura-2000-Gebiete betroffen sind und der Vorhabenträger dies beantragt. Ent\u0002sprechend sollte die Norm auch auf Ersatz- und Parallelneubauten auf der Transportnetz\u0002ebene ausgeweitet werden.\r\n4.9 Artikel 8 Absatz 12: Begrenzung des Prüfungsumfangs bei Modernisierung und Erweite\u0002rung\r\n➢ Delta-Prinzip rechtssicher verankern\r\nDie Verankerung des sogenannten Delta-Prinzips ist grundsätzlich zu begrüßen. Danach sollte \r\nsich die Umweltprüfung bei Modernisierung oder Erweiterung bestehender Infrastruktur auf \r\ndie Auswirkungen der Änderung beschränken und nicht die gesamte ursprüngliche Anlage er\u0002neut erfassen.\r\nSeite 29 von 36\r\nEine solche Regelung kann insbesondere bei Ersatzneubaumaßnahmen auch in Natura-2000-\r\nGebieten erhebliche praktische Bedeutung haben. Sie kann den Prüfungsumfang auf die tat\u0002sächlich relevanten zusätzlichen Auswirkungen begrenzen, damit erheblichen Aufwand redu\u0002zieren und schließlich auch Klagerisiken reduzieren.\r\n➢ Doppelregelungen vermeiden\r\nAllerdings enthält die geltende RED in Artikel 15e Absatz 5, eingefügt durch RED III, bereits \r\neine entsprechende Regelung. Doppelregelungen in verschiedenen europäischen Rechtsakten \r\nkönnen zu Auslegungsproblemen führen. Daher sollte sichergestellt werden, dass die Regelun\u0002gen kohärent ausgestaltet sind und keine widersprüchlichen Anforderungen entstehen. Der \r\nFokus sollte auf einer einzigen, zentralen und eindeutig anwendbaren Regelung liegen.\r\n4.10 Artikel 8 Absatz 13: Digitale Plattformen\r\n➢ Digitalisierung sinnvoll ausgestalten, zusätzliche Komplexität vermeiden\r\nDer BDEW setzt sich auf nationaler Ebene für eine sinnvoll ausgestaltete Digitalisierung von \r\nbehördlichen Genehmigungsverfahren ein. Digitale Plattformen können Verfahren vereinfa\u0002chen, Transparenz erhöhen und die Kommunikation zwischen Antragstellern und Behörden \r\nverbessern. Wichtig ist, dass es einheitliche Kriterien für digitale Plattformen gibt und dass die \r\nDigitalisierung für die ausführenden Akteure nicht zu zusätzlicher Komplexität führt, sondern \r\nVerfahren tatsächlich vereinfacht.\r\n➢ Datenzugriff begrenzen, Schutzinteressen wahren\r\nEin uneingeschränkter Zugriff auf Umwelt- und Geodaten sowie auf weitere Datenbestände \r\nmuss sorgfältig geprüft werden. Dabei sind insbesondere Rechtssicherheit, der Schutz kriti\u0002scher Infrastrukturen, Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse sowie mögliche urheberrechtliche \r\nFragestellungen zu berücksichtigen.\r\n(Siehe hierzu auch Abschnitt 3.5 dieser Stellungnahme zur BDEW-Bewertung der Regelung zu \r\ndigitalen Plattformen in der RED) \r\nSeite 30 von 36\r\n4.11 Artikel 8a Absatz 1: Maßstab für das Fehlen zufriedenstellender Alternativen\r\n➢ Alternativenprüfung begrenzen, nationale Spielräume erhalten \r\nDie vorgesehene Klarstellung zur Alternativenprüfung und deren Begrenzung ist dem Grunde \r\nnach zu begrüßen. Eine präzisere Eingrenzung kann dazu beitragen, Genehmigungsverfahren \r\nzu beschleunigen und auf realistische Alternativen zu konzentrieren. Die Regelung sollte daher \r\nklarer gefasst werden, um unnötige Alternativenprüfungen zu vermeiden.\r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 8a Absatz 1\r\n(1) When assessing whether satisfactory al\u0002ternative solutions to transmission or distri\u0002bution system infrastructure projects, and \r\nassociated equipment, exist for the pur\u0002poses of Articles 6(4) and Article 16(1) of Di\u0002rective 92/43/EEC, Article 4(7), point (d), of \r\nDirective 2000/60/EC and Article 9(1) of Di\u0002rective 2009/147/EC, the condition of hav\u0002ing no satisfactory alternatives shall be ful\u0002filled where there are no satisfactory alter\u0002native solutions capable of achieving the \r\nsame objective of the project in question, in \r\nterms of the development of the same ca\u0002pacity through the same technology within \r\nthe same or similar timeframe and without \r\nresulting in significantly higher costs.\r\n(1) When assessing whether satisfactory al\u0002ternative solutions to transmission or distri\u0002bution system infrastructure projects, and \r\nassociated equipment, exist for the pur\u0002poses of Articles 6(4) and Article 16(1) of Di\u0002rective 92/43/EEC, Article 4(7), point (d), of \r\nDirective 2000/60/EC and Article 9(1) of Di\u0002rective 2009/147/EC, the condition of hav\u0002ing no satisfactory alternatives shall be ful\u0002filled where there are no satisfactory alter\u0002native solutions capable of achieving the \r\nsame objective of the project in question, in \r\nterms of the development of the same ca\u0002pacity through the same technology within \r\nthe same or similar timeframe and without \r\nresulting in significantly higher costs. For \r\ntransmission or distribution system infra\u0002structure projects in dedicated infrastruc\u0002ture areas for the development of grid pro\u0002jects, or for the refurbishment, modernisa\u0002tion, or repowering of existing transmis\u0002sion and distribution systems, it shall be \r\ndeemed that no satisfactory alternative so\u0002lutions exist.\r\nSeite 31 von 36\r\n4.12 Artikel 8a Absatz 2: Durchführung von Ausgleichsmaßnahmen\r\n➢ Parallele Umsetzung von Ausgleichsmaßnahmen ermöglichen\r\nDie Möglichkeit, Ausgleichsmaßnahmen in begründeten Fällen parallel zur Projektrealisierung \r\ndurchzuführen, ist grundsätzlich zu begrüßen. Sie kann dazu beitragen, Vorhaben schneller \r\numzusetzen, ohne ökologische Anforderungen aufzugeben.\r\n➢ Anforderungen praxistauglich ausgestalten\r\nDie im Entwurf vorgesehenen Anforderungen erscheinen allerdings sehr streng. Insbesondere \r\nmuss nachgewiesen werden, dass ökologische Prozesse nicht irreversibel geschädigt und die \r\nKohärenz des Natura-2000-Netzes nicht gefährdet werden, bevor die Ausgleichsmaßnahmen \r\nwirksam werden. Dies könnte die praktische Anwendbarkeit der Regelung erheblich ein\u0002schränken.\r\nIn der nationalen Diskussion fordert und begrüßt der BDEW insbesondere die Möglichkeit, \r\nKompensationsmaßnahmen nach der nationalen Eingriffsregelung, die nicht europarechtlich \r\nvorgeprägt ist, auf einen Zeitpunkt nach Projektbeginn zu verschieben. \r\nRichtlinienvorschlag der KOM BDEW-Änderungsvorschlag\r\nArtikel 8a Absatz 2\r\nWhen implementing compensatory \r\nmeasures for transmission or distribution \r\nsystem infrastructure projects, and associ\u0002ated equipment, for the purpose of Article \r\n6(4) of Directive 92/43/EEC, Member States \r\nmay, in justified cases and where it can be \r\nreasonably demonstrated that the plan or \r\nproject would not irreversibly affect the eco\u0002logical processes essential for maintaining \r\nthe structure and functions of the site and \r\nwould compromise the overall coherence of \r\nthe Natura 2000 network before compensa\u0002tory measures are put into place, allow for \r\nWhen implementing compensatory \r\nmeasures for transmission or distribution \r\nsystem infrastructure projects, and associ\u0002ated equipment, for the purpose of Article \r\n6(4) of Directive 92/43/EEC, Member States \r\nmay, in justified cases and where it can be \r\nreasonably demonstrated that the plan or \r\nproject would not irreversibly affect the eco\u0002logical processes essential for maintaining \r\nthe structure and functions of the site and \r\nwould compromise the overall coherence of\r\nthe Natura 2000 network before compensa\u0002tory measures are put into place, allow for \r\nSeite 32 von 36\r\nsuch compensatory measures to be carried \r\nout in parallel with the implementation of \r\nthe project. Member States may allow for \r\nthose compensatory measures to be \r\nadapted over time in accordance with the \r\nprecautionary principle, depending on \r\nwhether the significant negative effects are \r\nexpected to arise in the short, medium or \r\nlong term.\r\nsuch compensatory measures to be carried \r\nout in parallel with or after the implementa\u0002tion of the project. Member States may al\u0002low for those compensatory measures to be \r\nadapted over time in accordance with the \r\nprecautionary principle, depending on \r\nwhether the significant negative effects are \r\nexpected to arise in the short, medium or \r\nlong term.\r\n5 Gasbinnenmarkt-Richtlinie – Directive (EU) 2024/1788\r\nDie vorgesehenen Änderungen der Gasbinnenmarkt-Richtlinie betreffen Beschleunigungsin\u0002strumente, die in vergleichbarer Form auch in der Strombinnenmarkt-Richtlinie und der RED \r\nvorgesehen sind. Der BDEW spricht sich daher für eine kohärente und widerspruchsfreie Aus\u0002gestaltung über alle betroffenen Rechtsakte hinweg aus. Doppelregelungen, abweichende \r\nFristen und unterschiedliche Rechtsfolgen sollten vermieden werden.\r\n5.1 Artikel 8 Absatz 5a: Vollständigkeitsprüfung und Begrenzung von Nachforderungen\r\nDie Regelung ist grundsätzlich zu begrüßen. Sie sollte entsprechend der Bewertung zur Strom\u0002binnenmarkt-Richtlinie (siehe auch Abschnitt 4.4 dieser Stellungnahme) praxistauglich ausge\u0002staltet werden und Nachforderungen nach Abschluss der Vollständigkeitsprüfung nur in eng \r\nbegrenzten Ausnahmefällen zulassen.\r\n5.2 Artikel 8 Absatz 5c: Genehmigungsfiktion für Wasserstoffprojekte\r\nEine Genehmigungsfiktion kann zur Beschleunigung beitragen, muss aber praxistauglich aus\u0002gestaltet sein. Insoweit gelten die Ausführungen zur Strombinnenmarkt-Richtlinie (siehe auch \r\nAbschnitt 4.1 dieser Stellungnahme) und zur RED entsprechend. Insbesondere sollte vermie\u0002den werden, dass die Fiktion durch weitreichende Ausnahmen praktisch leerläuft.\r\n5.3 Artikel 8 Absatz 5d: Veröffentlichungspflicht\r\nVeröffentlichungspflichten müssen verhältnismäßig ausgestaltet werden. Betriebs- und Ge\u0002schäftsgeheimnisse sowie Belange der kritischen Infrastruktur sind zu schützen. Insoweit gel\u0002ten die Ausführungen zur Strombinnenmarkt-Richtlinie (siehe auch Abschnitt 4.1 dieser Stel\u0002lungnahme) entsprechend.\r\nSeite 33 von 36\r\n5.4 Artikel 8 Absatz 16: Digitalisierungspflicht\r\nDigitalisierung wird grundsätzlich unterstützt, sofern sie Verfahren tatsächlich vereinfacht. Die \r\nRegelung sollte mit der Strombinnenmarkt-Richtlinie und der RED kohärent ausgestaltet wer\u0002den und keine zusätzlichen Plattformen, Schnittstellen oder Berichtspflichten schaffen.\r\n6 TEN-E-Verordnung\r\nDer BDEW begrüßt das Ziel, Vorhaben auf der Unionsliste schneller, planbarer und rechtssi\u0002cherer umzusetzen. Für den Stromnetzausbau sind klare Zuständigkeiten, realistische Fristen, \r\nwirksame Priorisierungen und praxistaugliche Umweltprüfungserleichterungen von zentraler \r\nBedeutung.\r\nGleichzeitig ist kritisch zu bewerten, dass sich zahlreiche Beschleunigungsinstrumente inzwi\u0002schen in mehreren europäischen Rechtsakten überschneiden. Regelungen zum überragenden \r\nöffentlichen Interesse, zu Umweltprüfungserleichterungen, Screening-Verfahren, Alterna\u0002tivenprüfung, Kompensationsmaßnahmen, Genehmigungsfiktionen, digitalen Plattformen und \r\nÖffentlichkeitsbeteiligung finden sich parallel in der TEN-E-Verordnung, der RED und der \r\nStrombinnenmarkt-Richtlinie. Diese Regelungen sind teils ähnlich, weichen im Detail jedoch \r\nvoneinander ab. Das führt zu Unübersichtlichkeit, Auslegungsrisiken und zusätzlichem Umset\u0002zungsaufwand.\r\nDer BDEW spricht sich daher dafür aus, gleichartige Beschleunigungsinstrumente möglichst \r\nzentral und kohärent zu regeln. In den jeweils anderen Rechtsakten sollte darauf lediglich ver\u0002wiesen werden.\r\n6.1 Artikel 7: Vorrangstatus von Vorhaben auf der Unionsliste\r\nDie Regelungen zu Projekten auf der Unionsliste entsprechen in Teilen der geltenden TEN-E\u0002Verordnung. Die Feststellung der energie- und klimapolitischen Notwendigkeit, die beschleu\u0002nigte administrative Behandlung, der höchste nationale Bedeutungsstatus sowie die vorran\u0002gige gerichtliche Behandlung sind grundsätzlich sachgerecht.\r\nAllerdings ist fraglich, ob der PCI-Status in der Praxis einen zusätzlichen Mehrwert bringt. Viele \r\nErleichterungen sind bereits im nationalen Recht oder durch die Umsetzung der RED III ange\u0002legt. Auch das überragende öffentliche Interesse ist national bereits weitgehend verankert. \r\nDer PCI-Status sollte daher zu spürbaren zusätzlichen Beschleunigungseffekten führen und \r\nnicht lediglich neue Verfahrensanforderungen auslösen.\r\nSeite 34 von 36\r\nDie Regelungen zum überragenden öffentlichen Interesse sind dem Grunde nach zu begrüßen. \r\nWegen der Überschneidungen mit der RED und der Strombinnenmarkt-Richtlinie verweist der \r\nBDEW jedoch auf seine Ausführungen zu Artikel 8 Absatz 8 der Strombinnenmarkt-Richtlinie\r\n(siehe auch Abschnitt 4.6 dieser Stellungnahme). Erforderlich ist eine zentrale, einheitliche Re\u0002gelung.\r\nDie vorgesehenen Umweltprüfungserleichterungen sind nur dann sinnvoll, wenn sie tatsäch\u0002lich beschleunigend wirken. Kritisch ist insbesondere, dass das Screening nach Artikel 7 mit \r\n45 Tagen länger ausgestaltet ist als nach Artikel 15e RED III. Zudem sollte bei negativem \r\nScreening-Ergebnis nicht das gesamte Prüfprogramm erneut eröffnet werden. Stattdessen \r\nsollte die RED-Systematik übernommen werden, wonach es vorrangig um zusätzliche Minde\u0002rungsmaßnahmen oder Ausgleichszahlungen geht.\r\nAuch die Regelungen zur Alternativenprüfung und zu Kompensationsmaßnahmen sollten nicht \r\nparallel und abweichend zur RED und zur Strombinnenmarkt-Richtlinie geregelt werden. Inso\u0002weit verweist der BDEW auf seine dortigen Ausführungen. Klarstellungen sind grundsätzlich zu \r\nbegrüßen, dürfen aber nationale Spielräume nicht beschneiden und müssen praxistauglich \r\nbleiben.\r\n6.2 Artikel 8: Organisation des Genehmigungsverfahrens\r\nDie Regelungen zum Genehmigungsverfahren sind gegenüber der geltenden Verordnung \r\ndeutlich umfangreicher geworden. Es ist fraglich, ob diese höhere Regelungsdichte tatsächlich \r\nzur Beschleunigung beiträgt. Detailvorgaben auf EU-Ebene dürfen bestehende funktionie\u0002rende nationale Verfahrensstrukturen nicht beeinträchtigen.\r\nDer „One-Stop-Shop“ kann einen Mehrwert haben, wenn er Verfahren koordiniert und An\u0002sprechpartner bündelt. Er darf jedoch nicht zur Schaffung zusätzlicher Stellen, Berichtspflich\u0002ten oder Schnittstellen führen. Insbesondere muss vermieden werden, dass Koordinierungs\u0002aufgaben und Zuständigkeiten für die umfassende Entscheidung unnötig aufgespalten wer\u0002den.\r\nKlarzustellen ist zudem, dass bestehende nationale Modelle weiter möglich bleiben. Dies be\u0002trifft insbesondere Fälle, in denen Leitungen in einem Planfeststellungsverfahren und Um\u0002spannanlagen oder Konverter in einem separaten immissionsschutzrechtlichen Verfahren ge\u0002nehmigt werden. Entscheidend ist eine kohärente Koordinierung, nicht die formale Verein\u0002heitlichung aller Verfahrensschritte.\r\nSeite 35 von 36\r\n6.3 Artikel 9: Transparenz und Beteiligung der Öffentlichkeit\r\nDie Regelungen zur Transparenz und Öffentlichkeitsbeteiligung sind sehr detailliert. Aus Sicht \r\ndes BDEW ist zweifelhaft, ob diese Regelungstiefe auf europäischer Ebene erforderlich und \r\nmit dem Subsidiaritätsprinzip vereinbar ist.\r\nDas Verfahrenshandbuch nach Artikel 9 Absatz 1 erzeugt vor allem bürokratischen Aufwand, \r\nohne einen erkennbaren Mehrwert zu schaffen. Die maßgeblichen Verfahrensanforderungen \r\nergeben sich bereits aus den einschlägigen Gesetzen.\r\nAuch die Pflicht des Vorhabenträgers, ein Konzept zur Öffentlichkeitsbeteiligung zu erstellen \r\nund genehmigen zu lassen, sollte gestrichen werden. Die Öffentlichkeitsbeteiligung ist bereits \r\numfassend rechtlich geregelt. Zusätzliche Konzepte, Berichte und Detailvorgaben schaffen \r\nneue Verfahrensrisiken und können Verfahren eher verlängern als beschleunigen.\r\nDie Vorgaben zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung und die entsprechenden Detailanforderun\u0002gen in Anhang VI sollten daher gestrichen oder deutlich verschlankt werden. Projektwebsites \r\nund Berichte können Transparenz fördern, müssen aber verhältnismäßig bleiben und dürfen \r\nkeine zusätzlichen materiellen Prüfungsmaßstäbe schaffen.\r\n6.4 Artikel 10: Dauer und Durchführung des Genehmigungsverfahrens\r\nDie vorgesehenen Fristen können zur Beschleunigung beitragen, müssen jedoch mit den Fris\u0002ten in RED und Strombinnenmarkt-Richtlinie abgestimmt werden. Unterschiedliche Fristen \r\nund Verfahrenslogiken für vergleichbare Vorhaben sollten vermieden werden.\r\nZur Genehmigungsfiktion verweist der BDEW auf seine Ausführungen zur Strombinnenmarkt\u0002Richtlinie und zur RED. Da die Fiktion nicht für Umweltgenehmigungen gilt, ist ihr praktischer \r\nNutzen für Planfeststellungsverfahren begrenzt. Einen Mehrwert kann sie jedoch bei ausblei\u0002benden Stellungnahmen beteiligter Fachbehörden haben. Hier sollte eine praxistaugliche Re\u0002gelung für Planfeststellungsverfahren vorgesehen werden.\r\nDie Vorgaben zu digitalen Plattformen überschneiden sich ebenfalls mit RED und Strombin\u0002nenmarkt-Richtlinie. Digitalisierung wird grundsätzlich unterstützt, darf aber nicht zu zusätzli\u0002chen Stellen, Plattformen oder Berichtspflichten führen. Ein funktionierendes Datenportal er\u0002fordert detaillierte Regelungen zu Datenformaten, Zugriffsrechten, IT-Sicherheit und Schutz \r\nkritischer Infrastrukturen. Eine abstrakte EU-Vorgabe ist hierfür nur begrenzt geeignet.\r\nPositiv ist die vorgesehene Wiederverwendung bestehender Studien, Genehmigungen und \r\nPrüfungen. Dies kann Doppelprüfungen vermeiden und Verfahren beschleunigen. Die Rege\u0002lung sollte jedoch mit vergleichbaren Vorgaben in der RED abgestimmt werden.\r\nSeite 36 von 36\r\nDie Vorantragsphase sollte flexibel gehandhabt werden und entfallen können, wenn sie kei\u0002nen Mehrwert bringt. Nachforderungen von Unterlagen sollten nach Abschluss des Scopings \r\nnur in eng begrenzten Ausnahmefällen möglich sein.\r\nSchließlich sollte das Verhältnis der Fristen zu Umweltrecht, Rechtsbehelfen und völkerrechtli\u0002chen Verpflichtungen klarer geregelt werden. Andernfalls besteht die Gefahr, dass die Fristen \r\nin komplexen Verfahren keine praktische Beschleunigungswirkung entfalten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-09"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027009","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum EU Grids Package für Energieinfrastruktur und Netzausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5d/21/817801/Stellungnahme-Gutachten-SG2607220001.pdf","pdfPageCount":31,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Brüssel und Berlin, 1. Juli 2026 \r\nStellungnahme \r\nEU Grids Package \r\nVersionsnummer: 1.0 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 31 \r\nInhalt \r\n1. Executive Summary ........................................................................................... 4 \r\n2. Netzplanung ...................................................................................................... 5 \r\n2.1. Zukunftsorientierte Netzinfrastrukturplanung dank mehrerer, regelmäßig \r\naktualisierter Szenarien .................................................................................. 5 \r\n2.2. Systembedarfe statt Projektvorgaben: IoSN klar ausrichten ......................... 7 \r\n2.3. PCIs/PMIs: Bei Auswahlverfahren und Monitoring Bürokratie vermeiden ... 9 \r\n2.4. Bestehender EU-Rechtsrahmen für Engpasserlöse ausreichend ................. 12 \r\n3.         Netzanschluss ................................................................................................... 13 \r\n3.1. Nicht sachgerechte Netzanschlussfristen vermeiden .................................. 14 \r\n3.2. Definition „nicht ausreichender“ Netzkapazität notwendig ........................ 18 \r\n4.         Genehmigungsrecht .......................................................................................... 20 \r\n4.1. Genehmigungsverfahren für Repowering nachschärfen ............................. 21 \r\n4.2. Verschiebung des Stichtags zur Generalumwidmung bei EE\r\nBeschleunigungsgebieten ............................................................................. 21 \r\n4.3. Schaffung eines „Cut-Off-Date“ sowie einer Stichtagsregelung .................. 22 \r\n4.4. Genehmigungsfiktion ausweiten .................................................................. 23 \r\n4.5. Ausnahmen für neue Verteilnetzinfrastruktur ............................................. 23 \r\n4.6. Überragendes öffentliches Interesse ........................................................... 24 \r\n4.7. Zentrales digitales Portal .............................................................................. 24 \r\n4.8. Anforderungen an Genehmigungssysteme .................................................. 26 \r\n5.        Finanzierung ...................................................................................................... 27 \r\n5.1. Verteilnetze vollumfänglich in Resilienz- und Digitalisierungsmaßnahmen \r\neinbeziehen .................................................................................................. 27 \r\n6.        Aufgaben und Befugnisse der Regulierungsbehörden ......................................... 27 \r\n7.        Weitere Punkte .................................................................................................. 29 \r\n7.1. „Benefit Sharing“ von EE-Projekten: nationale Regeln maßgeblich ............ 29 \r\n \r\n Seite 3 von 31 \r\n \r\n7.2. Aufbau einer europäischen Wasserstoffwirtschaft ..................................... 29 \r\n \r\n  \r\n1. Executive Summary \r\nDie Kernforderungen des BDEW zum EU Grids Package sind:  \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nNetzplanung: Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE) steht im Zentrum \r\nder Energieversorgung Deutschlands und wird flankiert von erneuerbaren und dekarbo\r\nnisierten Gasen. Zwischen Erzeugung und Verbrauch sowie zwischen den EU-Nachbar\r\nstaaten braucht es eine gut ausgebaute Netzinfrastruktur. Insgesamt erhöht dieses Sys\r\ntem die Resilienz der deutschen und europäischen Energieversorgung sowie die Unab\r\nhängigkeit von importierten fossilen Energieträgern.  \r\nSzenarienentwicklung und Ermittlung von Systembedarfen dürfen nicht ausschließlich \r\nauf einem „top-down“-Ansatz basieren, vielmehr muss die Netzplanung durchgängig \r\nberücksichtigt werden. Nationale Gegebenheiten, regionale Besonderheiten sowie die \r\nExpertise der Netzbetreiber sind zwingend einzubeziehen, um belastbare und praxisge\r\nrechte Ergebnisse zu gewährleisten. \r\nNetzanschlussverfahren müssen modernisiert und an die heutigen Systemanforderun\r\ngen angepasst werden. Sie müssen in der Breite einfacher, standardisierter, mit nach\r\nvollziehbaren und politisch ausgehandelten Priorisierungskriterien hinterlegt sowie digi\r\ntaler und transparenter werden – ohne dabei geo- und sicherheitspolitische Belange so\r\nwie spezifische Netzcharakteristika vor Ort unberücksichtigt zu lassen. Hier sollte im \r\nEinvernehmen mit der Branche auch auf europäischer Ebene eine ausgewogene Ba\r\nlance entwickelt werden. \r\nIm Genehmigungsrecht sollten aus BDEW-Sicht zuvorderst konsistente und aufeinan\r\nder abgestimmte Beschleunigungsregelungen sichergestellt werden. Der BDEW for\r\ndert, Fristen, Genehmigungsfiktionen, Umweltprüfungserleichterungen sowie Regelun\r\ngen zum überragenden öffentlichen Interesse über alle betroffenen EU-Rechtsakte hin\r\nweg einheitlich, widerspruchsfrei und praxistauglich auszugestalten. Rechtsunsicherhei\r\nten und kausale Widersprüche sind dringend zu vermeiden. Statt paralleler Detailrege\r\nlungen mit unterschiedlichen Formulierungen und Fristen sollte eine zentrale Regelung \r\ngeschaffen werden, auf die Strombinnenmarkt-Richtlinie, Erneuerbare-Energien-Richtli\r\nnie, TEN-E-Verordnung und Gasbinnenmarkt-Richtlinie einheitlich verweisen.  \r\nDer BDEW begrüßt die Priorisierung von Wasserstoff im EU Grids Package als strate\r\ngisch zentraler molekülbasierter Energieträger für Dekarbonisierung, Versorgungssi\r\ncherheit und industrielle Transformation. Die vorgesehene Anhebung des Schwellen\r\nwerts für Elektrolyseure von 50 MW auf 500 MW zur Erlangung des PCI-/PMI-Status ist \r\njedoch abzulehnen, da sie den Markthochlauf und die Entwicklung \r\nSeite 4 von 31 \r\ngrenzüberschreitender Wasserstoffinfrastruktur wesentlich erschweren kann. Der bis\r\nherige Schwellenwert sollte daher beibehalten werden. \r\n› \r\nGleichzeitig ist auf europäischer Ebene die Verankerung wirksamer europäischer De\r\nRisking-Mechanismen für grenzüberschreitende Wasserstoffinfrastruktur unerlässlich, \r\num Projekte erfolgreich von der Planung in die Umsetzung zu führen und sowohl den \r\nNetzausbau als auch den Markthochlauf zu ermöglichen.  \r\nIm Folgenden werden die Novellen der entsprechenden Rechtsakte zur besseren Unterschei\r\ndung mit dem Zusatz „-E“ (Entwurf) bezeichnet (z. B. Art. 11 TEN-E VO-E). \r\n2. Netzplanung \r\n2.1. Zukunftsorientierte Netzinfrastrukturplanung dank mehrerer, regelmäßig aktuali\r\nsierter Szenarien  \r\nDie im Vorschlag zur Novellierung der Verordnung zu Leitlinien für die transeuropäische Ener\r\ngieinfrastruktur (TEN-E-Verordnung bzw. TEN-E VO) angelegte sektorübergreifende Netzpla\r\nnung begrüßt der BDEW, da eine gute Koordinierung zwischen der Infrastrukturplanung für \r\nStrom, Gas und Wasserstoff unerlässlich ist. Ein robuster europäischer Netzausbau erfordert \r\nmehrere, regelmäßig aktualisierte Szenarien, die Unsicherheiten, nationale Gegebenheiten \r\nund den schnellen technologischen Wandel abbilden. Ein einziges Zentralszenario (vgl. Art. 11 \r\nTEN-E VO-E) reicht dafür nicht aus und würde langfristige Infrastrukturentscheidungen auf \r\neine zu eng gefasste Grundlage ohne Option für alternative Entwicklungen bzw. Abweichun\r\ngen stellen. Stattdessen sollte die EU-Kommission einen vollständigen Szenariensatz entwi\r\nckeln, während die europäischen Vereinigungen der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E), \r\nder Gasfernleitungsnetzbetreiber (ENTSOG) und der Wasserstoffnetzbetreiber (ENNOH) auf \r\nBasis eines von der Kommission und den Mitgliedstaaten festgelegten Rahmenwerks die tech\r\nnische Ausarbeitung und Modellierung übernehmen.  \r\nEine vollständige „top-down“-Szenarienentwicklung durch die EU-Kommission, einschließlich \r\nder Modellierung, ist sowohl aufgrund fehlender regionaler Expertise (da ohne Einbindung der \r\nEU-Mitgliedstaaten sowie der Netzbetreiber) als auch wegen der notwendigen Anbindung an \r\ndie Folgeprozesse in den Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplänen (TYNDPs) – z. B. Kosten-Nut\r\nzen-Analyse, Identifizierung von Systembedarfen – aus BDEW-Sicht kritisch. \r\nDie vorgeschlagene Ausdehnung des Zyklus für die Szenarienerstellung auf vier Jahre ist aus \r\nBDEW-Sicht kritisch zu sehen. Bei einem solch langen Zyklus besteht die Gefahr, dass zwi\r\nschenzeitliche neue Erkenntnisse erst stark verspätet in den nächsten Szenarien berücksichtigt \r\nSeite 5 von 31 \r\nwerden können. Der bestehende Zwei-Jahres-Zyklus sollte beibehalten werden. Dies verlangt \r\neine gute Koordination der einzelnen Arbeitsschritte, auch über die Sparten hinweg.  \r\nZudem sollten die Nationalen Energie- und Klimapläne (NECPs) stärker in die Szenarienent\r\nwicklung eingebunden und methodisch harmonisiert werden, um Planungsqualität und Kon\r\nsistenz zu sichern.  \r\nDamit die Netzplanung wirksam und zielgerichtet erfolgt, sollten die Szenarien sämtliche Er\r\nzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien und aus thermischen Quellen sowie die diversen \r\nSpeichertechnologien, Verbraucher und Prosumer berücksichtigen. Um den künftigen europä\r\nischen Strombedarf realistisch abzubilden, ist zudem eine vertiefte Analyse der Sektorkopp\r\nlung erforderlich. Die Einbindung zentraler Technologien (bspw. Elektrolyseure, Wärmepum\r\npen, Speicher, Elektromobilität, Rechenzentren) sowie ihre Wechselwirkungen mit dem \r\nStromnetz tragen wesentlich zu einer effizienten und bedarfsgerechten Netzplanung bei. Es ist \r\nzudem wichtig, dass auch der regulatorische Rahmen entsprechend gestaltet wird, um eine \r\nnetzdienliche Verortung der o. g. Technologien anzureizen. Neben Wasserstoff sind auch Bio\r\nmethan und weitere erneuerbare Gase integraler Bestandteil eines sektorgekoppelten Ener\r\ngiesystems. Insbesondere Biomethan leistet durch seine Speicherfähigkeit, Transportflexibili\r\ntät und kurzfristige Verfügbarkeit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und Sys\r\ntemstabilität. \r\nDer Einsatz eines transparenten, vollständig sektorgekoppelten Energiesystemmodells für die \r\nSzenarienentwicklung kann dabei helfen, unter Berücksichtigung der nationalen Netzplanung \r\nden optimalen Ausbau der Erzeugungskapazitäten zu bestimmen und damit sowohl die Quali\r\ntät als auch die Gesamteffizienz des Planungsprozesses zu erhöhen.  \r\nDie Szenarien sollten darüber hinaus sicherstellen, dass die in den NECPs sowie in den europä\r\nischen Ausbauzielen hinterlegten Ausbaupfade für Windenergie, Photovoltaik und den Was\r\nserstoff hinreichend berücksichtigt werden. Die Netzplanung muss den politisch beschlosse\r\nnen Transformationspfad unterstützen und die absehbaren Entwicklungen bei Elektrifizierung, \r\nErneuerbaren Energien und dem Wasserstoffhochlauf angemessen berücksichtigen.  \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\n› \r\nDie TEN-E VO sollte die Erstellung mehrerer Szenarien vorsehen. \r\nDer Zwei-Jahres-Zyklus für die Szenarienerstellung (nicht vier Jahre) sollte beibehalten \r\nwerden.  \r\nDie ENTSOs und ENNOH sollten für die Entwicklung der Szenarien auf der Grundlage ei\r\nnes Szenarien-Rahmens zuständig sein, der von der Kommission ausgearbeitet und von \r\nden Mitgliedstaaten gebilligt wurde. \r\nSeite 6 von 31 \r\n› \r\n› \r\n› \r\nDiversifizierte Erzeugung sowie Sektorkopplung sollten bei der Netzplanung berücksich\r\ntigt werden, ebenso wie Elektrolyseure, Wärmepumpen, Elektromobilität und Speicher\r\ntechnologien sowie große Verbraucher wie Industriecluster und Rechenzentren. Kon\r\nkrete regulatorische Anreize sollten die netzdienliche Verortung dieser Technologien \r\nund Netznutzer fördern. \r\nBiomethan und andere erneuerbare Gase sind in allen relevanten Szenarien der Netz\r\nentwicklungsplanung zu berücksichtigen.   \r\nDie Rolle der NECPs bei der Szenarienentwicklung sollte gestärkt werden. \r\n2.2. Systembedarfe statt Projektvorgaben: IoSN klar ausrichten  \r\nDer Textvorschlag der Kommission sieht vor, dass ENTSO-E und ENNOH jeweils einen Bericht \r\nzu den Infrastrukturbedarfen entwickeln, der Lücken in der Infrastruktur kenntlich macht, die \r\nden EU-Zielen entgegenstehen (Art. 12 Abs. 1 TEN-E VO-E). Dabei soll eine Methodik ange\r\nwandt werden, die durch die europäische Regulierungsagentur ACER entwickelt werden soll \r\n(Art. 12 Abs. 11 TEN-E VO-E). Ein Berichtsentwurf soll 6 Monate nach Veröffentlichung des \r\nzentralen Szenarios vorgelegt werden (Art. 12 Abs. 4 TEN-E VO-E); im Anschluss ist ein sukzes\r\nsiver Prüfprozess durch die sogenannte TEN-E-Gruppe, ACER und die Europäische Kommission \r\nvorgesehen, mit der Möglichkeit der Forderung nach Nachbesserung durch ENTSO-E und \r\nENNOH (Art. 12 Abs. 5 bis 8 TEN-E VO-E).  \r\nNach Ansicht des BDEW muss die Identifikation von Systembedarfen (Identification of System \r\nNeeds – IoSN) klar auf die Ermittlung des wirtschaftlichen Optimums grenzüberschreitender \r\nKapazitäten ausgerichtet sein und darf keine vorweggenommenen Projektentscheidungen \r\ntreffen. Die Methodik für die Bedarfsermittlung (Art. 12 Abs. 11 TEN-E VO-E) ist weiterhin \r\ndurch die ENTSOs und nun auch ENNOH zu entwickeln, da die Übertragungs- und die Fernlei\r\ntungsnetzbetreiber (TSOs) über die notwendige systemtechnische Expertise, Modellierungs\r\nkompetenz und operative Erfahrung verfügen. Eine Verlagerung dieser Zuständigkeit zu ACER \r\nwürde die technische Qualität mindern, zusätzliche Bürokratie schaffen und die Gefahr von \r\nInkonsistenzen im Planungsprozess bergen.  \r\nDie von der Kommission vorgeschlagene Entwicklungsfrist von sechs Monaten für den Bericht \r\nüber die Systembedarfe ist nicht realistisch. ENTSO-E und ENNOH müssen mindestens neun \r\nMonate Zeit eingeräumt werden, zudem muss ENTSOG weiterhin in den Prozess eingebunden \r\nbleiben.  \r\nDem Verordnungsentwurf zufolge soll für den Fall, dass die im Bericht für Strom ausgewiese\r\nnen Systembedarfe nicht vollständig über Projekte aus dem Zehnjahresnetzentwicklungsplan \r\nSeite 7 von 31 \r\nStrom (TYNDP Strom) gedeckt werden können, die Europäische Kommission die Befugnis er\r\nhalten, einen Prozess zur Deckung dieser Bedarfe anzustoßen (“Needs-Matching-Process“, \r\nArt. 13 Abs. 1 TEN-E VO-E). An dem Prozess sollen wiederum verschiedene Stakeholdergrup\r\npen beteiligt werden (Art. 13 Abs. 2 TEN-E VO-E).  \r\nAus Sicht des BDEW sind diese Pläne kritisch zu sehen, da wichtige Parameter unklar oder of\r\nfen bleiben (z. B. hinsichtlich der Rolle der Mitgliedstaaten, der Definition der auszuschreiben\r\nden Anforderungen und der allgemeinen Verbindlichkeit des Verfahrens). Eine zusätzliche for\r\nmelle Einbindung der EU-Mitgliedstaaten in den „Needs-Matching-Prozess“ ist nach BDEW\r\nMeinung nicht erforderlich, da der Zugang Dritter zum TYNDP-Erarbeitungsprozess bereits ge\r\ngeben ist. Zentralisierte EU-Verfahren würden lediglich zu mehr Bürokratie führen, ohne die \r\nUmsetzung zu verbessern, da letztere vor allem vom politischen Engagement der Mitglied\r\nstaaten abhängt.  \r\nWichtig ist auch, dass endgültige Investitionsentscheidungen in nationaler Zuständigkeit blei\r\nben müssen. EU-weite Ausschreibungsverfahren oder Verpflichtungen zur Aufnahme spezifi\r\nscher Projekte in nationale Netzentwicklungspläne sind daher abzulehnen. Vielmehr sollte die \r\nregionale Koordination, z. B. über regionale TEN-E-Gruppen, sichergestellt werden.  \r\nDie Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sollten regionale Investitionspläne erstellen, in denen \r\nbewertet wird, inwieweit die im Rahmen von IoSN ermittelten Bedarfe durch die Projektport\r\nfolios der ÜNB abgedeckt sind und in denen Lücken oder Alternativen aufgezeigt werden, bei \r\ndenen zusätzliche Infrastruktur oder Optimierungen erforderlich sind. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nVerbleib der Zuständigkeit für die Entwicklung der Methodik der Bedarfsermittlung bei \r\nden TSOs; \r\nKeine EU-seitige Festlegung von verpflichtend durchzuführenden Projekten; finale In\r\nvestitionsentscheidungen müssen national getroffen werden;  \r\nBestehende Strukturen für die Einbindung der Mitgliedstaaten in den TYNDP reichen \r\naus;  \r\nEntwicklung regionaler Investitionspläne auf Grundlage der IoSN-Ergebnisse durch die \r\nÜNB, um eventuellen Optimierungsbedarf festzustellen. \r\nSeite 8 von 31 \r\n2.3. PCIs/PMIs: Bei Auswahlverfahren und Monitoring Bürokratie vermeiden \r\nWie in der bisherigen TEN-E-Verordnung ist vorgesehen, dass alle zwei Jahre Projekte von ge\r\nmeinsamem Interesse (PCIs) und Projekte von gegenseitigem Interesse (PMIs) ausgewählt und \r\nin einer EU-weiten Liste („Unionsliste“) festgehalten werden (vgl. Art. 3 Abs. 4 TEN-E VO-E). \r\nWesentliche Elemente der bisherigen Verordnung sollen erhalten bleiben: Der Status als PCI \r\nbzw. PMI bewirkt einen Anspruch auf gestraffte behördliche Verfahren (schnellere Genehmi\r\ngungsverfahren und Umweltverträglichkeitsprüfungen, eine zuständige nationale Behörde – \r\n„one stop shop“) und ermöglicht die Bewerbung auf Finanzhilfen über die „Connecting Europe \r\nFacility“ (CEF). Zudem können für PCIs die Investitionskosten (Baukosten) auf jene Mitglied\r\nstaaten aufgeteilt werden, die von dem Projekt profitieren. Sowohl das Auswahlverfahren für \r\ndie Einstufung als PCI bzw. PMI als auch die Vorschriften zur Überwachung der Einhaltung der \r\nAnforderungen sind in der TEN-E-Verordnung festgelegt. \r\nDer BDEW unterstützt die grundsätzlichen Regelungen: Die Feststellung der energie- und kli\r\nmapolitischen Notwendigkeit, die beschleunigte administrative Behandlung, der höchste nati\r\nonale Bedeutungsstatus sowie die vorrangige gerichtliche Behandlung sind grundsätzlich sach\r\ngerecht. \r\nViele Erleichterungen sind bereits im nationalen Recht oder durch die Umsetzung der dritten \r\nNovellierung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) angelegt. Auch das überragende öf\r\nfentliche Interesse ist national bereits weitgehend verankert. Wichtig ist aus BDEW-Sicht, dass \r\nder PCI-Status zu spürbaren zusätzlichen Beschleunigungseffekten führt und nicht lediglich \r\nneue Verfahrensanforderungen auslöst. \r\nDie Regelungen zum überragenden öffentlichen Interesse sind dem Grunde nach zu begrüßen. \r\nWegen der Überschneidungen mit der RED und der Strombinnenmarkt-Richtlinie (Strom\r\nBMRL) verweist der BDEW jedoch auf seine Ausführungen zum Änderungsvorschlag zu Art. 8 \r\nAbs. 8 der Strom-BMRL (s. Abschnitt 4.6 dieser Stellungnahme). Erforderlich ist eine einheitli\r\nche, vorzugsweise zentral in einem Rechtsakt angelegte Regelung. \r\nDie vorgesehenen Umweltprüfungserleichterungen sind nur dann sinnvoll, wenn sie tatsäch\r\nlich beschleunigend wirken. Kritisch ist insbesondere, dass das Screening nach Art. 7 Abs. 10 \r\nTEN-E VO-E mit 45 Tagen länger ausgestaltet ist als nach Art. 15e RED III. Zudem sollte bei ne\r\ngativem Screening-Ergebnis nicht das gesamte Prüfprogramm erneut eröffnet werden. Statt\r\ndessen sollte die RED-Systematik übernommen werden, wonach es vorrangig um zusätzliche \r\nMinderungsmaßnahmen oder Ausgleichszahlungen geht. \r\nAuch die Regelungen zur Alternativenprüfung und zu Kompensationsmaßnahmen sollten in \r\nder TEN-E-Verordnung nicht parallel und abweichend zur RED und zur Strom-BMRL geregelt \r\nSeite 9 von 31 \r\nwerden. Klarstellungen sind grundsätzlich zu begrüßen, dürfen aber nationale Spielräume \r\nnicht beschneiden und müssen praxistauglich bleiben. \r\nUm den bürokratischen Aufwand zu mindern, sollten der Umfang und die Frequenz des \r\nPCI/PMI-Monitoring reduziert werden, sodass Aktualisierungen ausschließlich bei wesentli\r\nchen Meilensteinen (z. B. Wechsel der Projektphase) erforderlich sind. Ein zweijährlicher \r\nRhythmus des Monitorings sollte ausreichen, ohne dass die Transparenz beeinträchtigt wird. \r\nZudem würde eine Verschiebung der Monitoring-Frist vom 31. Dezember auf den 31. März \r\nden erheblichen Ressourcen- und Budgetbelastungen zum Jahresende Rechnung tragen und \r\nden Verwaltungsaufwand reduzieren, während gleichzeitig eine robuste und verlässliche Auf\r\nsicht gewährleistet bleibt.  \r\nDie vorgeschlagenen Änderungen hinsichtlich PCIs bzw. PMIs sind im Einzelnen unterschied\r\nlich zu beurteilen: - - - \r\nKritisch: Nach der aktuellen TEN-E Verordnung können sich Elektrolyseure ab einer Ka\r\npazität von mindestens 50 MW als PCI oder PMI bewerben (vgl. Anhang II Punkt 4 zur \r\nVO (EU) 2022/869). Der vorliegende Textentwurf setzt diese Schwelle auf 500 MW her\r\nauf (Anhang II (3) und Anhang III (1) Punkt g zum TEN-E VO-E). Dadurch entfällt für Pro\r\njekte unter 500 MW die Fördermöglichkeit. Dies ist kritisch zu sehen, da der PCI-/PMI\r\nStatus für Wasserstoffprojekte europaweit eine Anschubwirkung hat und sie schneller \r\nfinanzierbar und umsetzbar macht – durch politische Priorisierung, beschleunigte Ge\r\nnehmigungen und besseren Zugang zu EU-Fördermitteln. Die Schwelle von 50 MW \r\nsollte beibehalten werden. \r\nDer BDEW begrüßt den Vorschlag, für Projekte, die bereits auf der PCI/PMI-Liste ge\r\nführt werden, das Antragsverfahren zu vereinfachen. Diese Vereinfachung sollte aus\r\ndrücklich in den vorgeschlagenen Änderungen der TEN-E-Verordnung (Art. 3) verankert \r\nwerden und nicht, wie im Kommissionsvorschlag angelegt, lediglich in Anhang III er\r\nwähnt werden. \r\nSmart Electricity Grid (SEG)-Projekte sollten im Rahmen der TEN-E-Verordnung voll\r\nständig als PMI förderfähig sein. Obwohl SEGs bereits als prioritäre Infrastruktur aner\r\nkannt sind, bleiben sie bislang von der PMI-Kategorie ausgeschlossen – insbesondere \r\nim Gegensatz zu Wasserstoff- und CO₂-Infrastrukturen. Diese Lücke sollte geschlossen \r\nwerden, indem die Förderfähigkeit von SEGs auf alle relevanten Kategorien (inkl. Kate\r\ngorie (g) in Anhang II und Anhang IV) ausgeweitet wird. Dies würde die Kohärenz des \r\nTEN-E-Rahmens stärken und sicherstellen, dass gezielt in Infrastruktur investiert wird, \r\ndie unmittelbar zur Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Wettbewerbsfähigkeit \r\nvon Industrie und Verbrauchern beiträgt. \r\nSeite 10 von 31 \r\n- - - - \r\nKritisch: Gemäß der aktuellen TEN-E-Verordnung setzt die Bewerbung für EU-Förder\r\nmittel (CEF) das Durchlaufen des Cross-Border Cost-Allocation (CBCA) Prozesses vo\r\nraus. In diesem muss geprüft werden, ob die Kosten eines Projektes an andere Mit\r\ngliedstaaten allokiert werden können (vgl. Art. 21 Abs. 2 Buchstabe b TEN-E VO-E). Da \r\nder Zugang zu Fördermitteln bereits mit hohen Hürden verbunden ist und es bislang \r\nnoch keinen erfolgreichen Prozess zur Kostenteilung im Strombereich gibt, sollte der \r\nErhalt von CEF-Fördermitteln nicht an die Entscheidung über die Kostenteilung ge\r\nknüpft werden, um zusätzlichen Verwaltungsaufwand und die Inanspruchnahme von \r\nRessourcen zu vermeiden. Da der CBCA-Prozess langwierig ist, besteht die Gefahr, dass \r\ndie Kopplung von CBCA und CEF zu Verzögerungen bei Investitionen in Projekte in ei\r\nner entscheidenden Phase führt. Hinzu kommt, dass CBCA erst ab 36 Monate vor Bau\r\nbeginn durchgeführt werden kann.  \r\nKritisch: Die von der Kommission vorgeschlagenen Änderungen an der TEN-E-Verord\r\nnung sehen eine verpflichtende Beteiligung eines Mitgliedstaates an der Kostenteilung \r\nbereits ab einem Anteil von 10 % am Gesamtnutzen des betreffenden Projektes vor \r\n(Art. 17 Abs. 7 Buchstabe a TEN-E VO-E). Dadurch würde die CBCA von einem Aus\r\ngleichsmechanismus zu einem allgemeinen Kostenteilungsmodell gewandelt werden, \r\nwelches den bürokratischen Aufwand erheblich erhöhen und das Risiko von Projekt\r\nverzögerungen bergen würde. Die CBCA sollte daher zwingend an den Ausgleich eines \r\nnegativen Nettonutzens gekoppelt werden. Ebenfalls sollte von einer Verpflichtung zur \r\nKostenteilung abgesehen werden.  \r\nAktualisierung der Transparenzplattform nur für aktuelle PCI/PMI-Projekte: Die Kom\r\nmission schlägt vor, die Transparenzplattform laufend auch für ehemalige Projekte zu \r\naktualisieren. Die Aktualisierung dieser öffentlichen Informationen für Projekte, die \r\nkeinen PCI/PMI-Status mehr haben, erlegt den Projektträgern weitere Berichtspflich\r\nten auf. Dies wirft auch die Frage nach dem Zweck der Transparenzplattform auf, wenn \r\ndort nicht mehr nur aktuelle PCI/PMI-Projekte angezeigt werden. Darüber hinaus soll\r\nten die Transparenzanforderungen (beispielsweise die Angabe detaillierter Trassenver\r\nläufe) im Hinblick auf Sicherheitsaspekte hinterfragt werden.  \r\nDatenabfrage zu Investitionskosten pro Einheit (Unit Investment Costs, UIC): Die Erhe\r\nbung von Daten zu UICs sollte entfallen, da diese von ACER erhobenen Werte keine \r\nStandardkosten darstellen, die in TYNDP- oder CBCA-Verfahren für künftig umzuset\r\nzende Projekte herangezogen werden sollten, da sich die Datenerhebung auf bereits \r\nabgeschlossene Projekte bezieht. Zukünftige Kostensteigerungen, die bereits heute ab\r\nsehbar sind, werden nicht berücksichtigt. Die von der Kommission vorgeschlagene An\r\npassung, die Datenabfrage alle zwei statt drei Jahre durchzuführen, löst diese Prob\r\nleme nicht und erhöht lediglich den Aufwand der Datenmeldung. \r\nSeite 11 von 31 \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nErleichterungen für PCI-/PMI-Projekte auf Sachverhalte beschränken, die tatsächlich \r\nbeschleunigend wirken und nicht vor allem zusätzliche Bürokratie auslösen; \r\nUmfang und Frequenz des PCI/PMI-Monitorings reduzieren; \r\nZugangsschwelle zu PCI/PMI-Status für Elektrolyseprojekte bei 50 MW beibehalten \r\n(statt Anhebung auf 500 MW); \r\nRegelung, für bereits auf der PCI/PMI-Liste geführte Projekte das Antragsverfahren zu \r\nvereinfachen, direkt in der TEN-E-Verordnung (Art. 3) verankern anstelle in Anhang III; \r\nVollständige Förderfähigkeit von Smart Electricity Grid (SEG)-Projekten als PMI herstel\r\nlen; \r\nBewerbung für EU-Fördermittel (CEF) nicht an das Durchlaufen des Cross-Border Cost\r\nAllocation (CBCA) Prozesses knüpfen; \r\nKeine Verpflichtung zur Beteiligung eines Mitgliedstaates an der Kostenteilung (auch \r\nnicht ab einem Anteil von 10 % am Gesamtnutzen des betreffenden Projektes); \r\nPflicht zur Aktualisierung der Transparenzplattform nur für aktuelle PCI/PMI-Projekte, \r\nnicht für abgeschlossene Projekte; \r\nVerzicht auf die Datenerhebung zu Investitionskosten pro Einheit (UIC) durch ACER. \r\n2.4. Bestehender EU-Rechtsrahmen für Engpasserlöse ausreichend  \r\nWenngleich die geplante Zweckbindung von Engpasserlösen (vgl. Art. 19 TEN-E VO-E) vom EU\r\nGesetzgeber gut intendiert ist, würde sie in der Praxis genau das Gegenteil hervorrufen: Die \r\nFolgen wären eine Hemmung der Finanzierungsfähigkeit und der Flexibilität der ÜNB sowie \r\nzunehmende Rechtsunsicherheit.  \r\nBereits heute sind Engpasserlöse ein zentraler Finanzierungsbaustein für betriebliche Maß\r\nnahmen und Netzinvestitionen, und ihre Verwendung ist durch das bestehende Regelwerk \r\n(vgl. Art. 19 Abs. 2 Strombinnenmarkt-Verordnung – Strom-BMVO) umfassend geregelt. Eine \r\nrechtlich verankerte, sachgerechte Verwendung der Engpasserlöse, insbesondere für Investiti\r\nonen in die Erweiterung der für die Interkonnektoren relevanten Teile der Netze, besteht da\r\nmit bereits. Darüberhinausgehende, zusätzliche Vorgaben in paralleler EU-Gesetzgebung wür\r\nden das System nur fragmentieren.  \r\nBesonders kritisch ist der Vorschlag eines „EU-Fonds“ zu sehen, in den 25 % der verbleibenden \r\nEngpasserlöse fließen sollen: Dieser ist nicht nur unklar definiert, sondern könnte den \r\nSeite 12 von 31 \r\nnotwendigen Bezug zwischen Erlösen und den zugrunde liegenden Investitionsbedarfen auflö\r\nsen und Mittel zwischen den ÜNB verschieben. Zudem würden neue Einschränkungen und die \r\netwaige Pflicht zur Bildung von Rückstellungen die Liquidität der Netzbetreiber in einer Phase \r\nhoher Investitionsanforderungen reduzieren und durch verzögerte Mittelverwendung den \r\nWert der Erlöse mindern. Grundlegende Regeln sollten aufgrund ihrer Bedeutung direkt in \r\nspezifischen Rechtsakten (z. B. Strom-BMRL) verankert sein, statt in delegierten Rechtsakten, \r\num Planbarkeit für Netzbetreiber zu gewährleisten. Insgesamt droht durch den Vorschlag zu\r\nsätzliche Bürokratie ohne klaren Mehrwert für die Finanzierung des Netzausbaus. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nStreichung von Art. 19 TEN-E VO-E, um Fragmentierung in verschiedenen Rechtsakten \r\nzu vermeiden (die Thematik ist in Art. 19 Abs. 2 Strom-BMVO geregelt); \r\nVermeidung der Schaffung eines undefinierten Engpassentgeltfonds auf EU-Ebene; \r\nDie Rolle der Engpasserlöse bei der Netzfinanzierung und dem Liquiditätsmanagement \r\nsichern: Engpasserlöse tragen zur Finanzierungskapazität und Liquidität der ÜNB zur \r\nUnterstützung des europäischen Strommarktes bei; zusätzliche Beschränkungen, \r\nZweckbindungsauflagen oder Pooling-Mechanismen schränken die finanzielle Flexibili\r\ntät ein und können die Finanzierungsrisiken erhöhen, was dem Ziel eines beschleunig\r\nten Netzausbaus zuwiderläuft; \r\nSicherstellung einer zeitnahen Verwendung der Engpasserlöse zur Deckung des Investi\r\ntionsbedarfs: Die Zuweisung der Engpasserlöse in einen Fonds auf unbestimmte Zeit ist \r\nineffizient. Da diese Einnahmen nicht verzinst werden, mindert eine verzögerte Ver\r\nwendung ihren effektiven Beitrag zur Finanzierung von Netzinvestitionen und schränkt \r\nihren Wert für den Netzausbau ein. \r\n3. Netzanschluss \r\nDer Entwurf zur Änderung von Art. 17 RED III (Art. 17 RED-E) umfasst zwei Kernelemente:  \r\n› \r\n› \r\nDie Festlegung von Fristen für die Genehmigung von Netzanschlussverfahren für be\r\nstimmte Anlagen (Abs. 1), verbunden mit einer Genehmigungsfiktion, sofern die Fristen \r\nüberschritten werden (Abs. 4). \r\nIm Falle nicht ausreichender Netzkapazität muss der Netzbetreiber Netzanschlussan\r\nfragen mit dem Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung beantworten. Lehnt \r\nder Petent dieses Angebot ab, muss der Netzbetreiber einen anderen \r\nSeite 13 von 31 \r\nNetzverknüpfungspunkt oder ein anderes Anschlussdatum anbieten oder letzten Endes \r\ndas Anschlussbegehren ablehnen (Abs. 2 und 3). \r\nDas „Verfahren für eine Netzanschlussgenehmigung“ wird in Art. 2 Abs. 10f RED-E definiert als \r\n„das Verfahren vom vollständigen Antrag des Projektträgers auf Netzanschluss bis zur Ent\r\nscheidung des Netzbetreibers darüber, ob das Projekt an das Netz angeschlossen werden \r\nkann“.  \r\nDamit betrifft es direkt das Verhältnis zwischen dem Netzanschlussbegehrenden und dem \r\nNetzbetreiber. \r\nDie Vorschläge zur Anpassung von Art. 17 RED III tragen zwar der Struktur des Grids Package \r\nRechnung; Systematisch vorzugswürdig wäre es jedoch, die grundlegenden Vorgaben für das \r\nNetzanschlussregime in Art. 6 der Richtlinie (EU) 2019/944 (Strombinnenmarktrichtlinie) zu \r\nverankern. Dort sollten die zentralen Regelungen und Fristen verankert werden, die insbeson\r\ndere im Netzanschlussverfahren grundsätzlich für alle anzuschließenden Anlagen gleich ausge\r\nstaltet sind. Dies fördert effiziente Netzanschlussprozesse. Art. 17 RED III sollte sich demge\r\ngenüber auf gesonderten Regelungsbedarf bei den von der RED erfassten Anlagen beschrän\r\nken. So könnte zum einen der Regelungsgehalt entsprechend schlanker ausgestaltet werden \r\nund zum anderen würde dies einheitliche und effiziente Prozesse fördern.  \r\nZudem sollten Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber über Annahme oder Ablehnung von \r\nAnschlussbegehren auf der Grundlage objektiver technischer und wirtschaftlicher Kriterien \r\n(z. B. technische Kompatibilität des Projekts, Sicherheit, Netzstabilität und Zuverlässigkeit, \r\nnachgewiesener Reifegrad des Projekts, Standort des Projekts, Beitrag des Projekts zu den \r\nEnergie- und Klimazielen, insbesondere zur Elektrifizierung) entscheiden, die von den EU-Mit\r\ngliedstaaten in Zusammenarbeit mit den zuständigen Behörden sowie den Netzbetreibern \r\nfestgelegt werden. \r\n3.1. Nicht sachgerechte Netzanschlussfristen vermeiden \r\nArt. 17 Abs. 1 RED-E sieht zwei verschiedene maximale „Genehmigungsdauern“ für unter\r\nschiedliche Anlagentypen vor: \r\nEine Frist von maximal einem Monat für die „Genehmigung“ durch den Anschlussnetzbetrei\r\nber soll laut dem Textvorschlag der Kommission gelten für  \r\n Solarenergieanlagen und Energiespeicher am selben Standort (also Co-located-Speicher) \r\nmit einer installierten Gesamtkapazität von höchstens 100 kW; \r\nSeite 14 von 31 \r\n „eigenständige“ Energiespeicher, also Stand-alone-Speicher, mit Ausnahme von Wasser\r\nstoffspeichern, mit einer installierten Gesamtkapazität von höchstens 100 kW; \r\n Ladestationen mit einer installierten Gesamtkapazität von höchstens 100 kW. \r\nNur für diese Anlagen (nicht für Anlagen, für die die Frist von drei Monaten vorgesehen ist – \r\nsiehe unten) soll die Anschlussgenehmigung als erteilt gelten, sofern die Kapazität der Solar\r\nenergieanlage, des Energiespeichers oder der Ladestationen die verfügbare vorhandene Kapa\r\nzität des Anschlusses an das Verteilernetz nicht übersteigt. Damit gemeint ist nur die An\r\nschlusskapazität, nicht die dahinter liegende Netzkapazität. Eine ähnliche Regelung besteht im \r\nEEG bereits in § 8 Abs. 6a EEG für Solaranlagen bis 100 kWp. \r\nEine Frist von maximal drei Monaten für die „Genehmigung“ durch den Anschlussnetzbetrei\r\nber soll laut dem Textvorschlag der Kommission gelten für \r\n Solarenergieanlagen und Energiespeicher am selben Standort mit einer installierten Ge\r\nsamtkapazität von mehr als 100 kW auf bestehenden oder künftigen künstlichen Struk\r\nturen, mit Ausnahme künstlicher Wasserflächen; \r\n das Repowering oder die Hybridisierung bestehender EE-Anlagen (also die Schaffung ei\r\nner „Hybridanlage“) nach Art. 16c und 16j RED-E. Eine Hybridanlage ist eine Anlage zur \r\nErzeugung erneuerbarer Energie, in der mehrere Technologien für erneuerbare Energie \r\nmiteinander kombiniert werden oder in der eine oder mehrere Technologien für erneu\r\nerbare Energien mit Energiespeichern kombiniert werden. \r\nDie Frist von drei Monaten soll ausnahmsweise nicht gelten, wenn begründete Sicherheitsbe\r\ndenken oder eine technische Inkompatibilität der Systemkomponenten bestehen oder auf\r\ngrund des Umfangs der Kapazitätssteigerung mehr Zeit für die Durchführung der Prüfung er\r\nforderlich ist (insbesondere bei Anlagen, die in ein veröffentlichtes Repartierungsverfahren \r\ndes Netzbetreibers fallen). Für diese Anlagen soll es auch keine Genehmigungsfiktion geben. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nDer Begriff „Genehmigung“ im Zusammenhang mit Netzanschlussbegehren ist irreführend. \r\nNetzanschlussverfahren führen zu einem bilateralen Vertrag, nicht zu einer behördlichen Ge\r\nnehmigung, und unterscheiden sich grundlegend von öffentlich-rechtlichen Verfahren. \r\nIm Falle von PV-Anlagen bis 100 kWp an einem bestehenden Netzanschluss sind die Regelun\r\ngen zu Netzanschlussfristen und der Anschlusserlaubnis, falls der Netzbetreiber sich nicht frist\r\ngerecht zurückmeldet („Genehmigungsfiktion“ des Netzbetreibers), bereits in Art. 16d Abs. 2 \r\nUnterabsatz 2 RED III verankert und im deutschen Recht umgesetzt (§§ 8 Abs. 5, 6a EEG 2023). \r\nGleiches sollte ausdrücklich für Ladestationen gelten.  \r\nSeite 15 von 31 \r\nMit den geplanten Änderungen an Art. 17 RED III sollen diese Regelungen auf Co-located-Spei\r\ncher von bis zu 100 kW an einem bestehenden Netzanschluss sowie auf eigenständige Spei\r\ncher und Ladestationen (jeweils bis zu 100 kW) erweitert werden. Für Ladepunkte in der Nie\r\nderspannung gibt es im deutschen Recht bereits eine Genehmigungsfiktion (zwei Monate) in \r\n§ 19 der Niederspannungsanschlussverordnung (NAV), soweit diese Anlagen nicht steuerbar \r\nsind. \r\nDa Art. 16d Abs. 2 RED-E die Formulierung „mit einer installierten Gesamtkapazität von höchs\r\ntens 100 kW“ verwendet, dürfte diese Anforderung in Deutschland jedenfalls teilweise mit \r\ndem Entwurf des § 17 Abs. 2a Satz 2 EnWG-E des „Netzanschlusspakets“ umgesetzt sein. Die\r\nser sieht vor, dass ein Co-location-Anschluss von Speichern mit bestehenden EE-Anlagen nicht \r\nabgelehnt werden kann, wenn die maximale Einspeiseleistung nicht überschritten wird. Diese \r\nNeuregelung begrüßt der BDEW, sieht aber insofern Anpassungsbedarf, als dass die Ableh\r\nnung des Speicheranschlusses erfolgen darf, wenn der sofortige gemeinsame Anschluss tech\r\nnisch nicht realisierbar ist. \r\nDie Prüfung des Anschlusses der übrigen in Art. 17 Abs. 1 Buchstabe a RED-E genannten Anla\r\ngen (eigenständige Energiespeicher sowie Ladestationen) müsste der Netzbetreiber faktisch \r\nallerdings gegenüber sonstigen Anlagen priorisieren, weil andernfalls ein Sofortanschluss dro\r\nhen würde, der die konkrete Netzsituation vor Ort und insbesondere freier Netzkapazität für \r\ndie Einspeisung unberücksichtigt ließe. Bei EE-Anlagen beschleunigt die Regelung eine ohne\r\nhin privilegierte Anschlusskategorie gemäß deutschem Recht; bei Speichern und Ladeinfra\r\nstruktur schafft sie dagegen faktisch einen neuen Vorrang über Fristigkeit, obwohl gerade dort \r\ndie konkrete Netzsituation vor Ort entscheidend ist. \r\nAus Sicht des BDEW ist die vorgesehene Schaffung einer bevorzugten Behandlung für diese \r\nAnlagen im EU-Recht vor dem Hintergrund der Diskriminierungsfreiheit daher mindestens klä\r\nrungsbedürftig. Ziel muss die Schaffung einheitlicher und skalierbarer Regeln sein, die für die \r\ngroße Anzahl an Anschlussanfragen, die von Netzbetreibern zu bearbeiten sind, praktikabel \r\nsind. Die Einführung von Sonderregelungen oder parallelen Anschlussregimen – etwa für be\r\nstimmte Kategorien von Anschlussnehmern oder für festgelegte geografische Gebiete – sollte \r\nvermieden werden. \r\nGrundsätzlich müssen Netzbetreiber die Möglichkeit haben, ein bezugsseitiges Anschlussbe\r\ngehren bei unzureichender Netzkapazität begründet ablehnen zu können. Die fiktive An\r\nnahme einer Zusage auch bei Bezugsanlagen wie Energiespeichern und Ladestationen, wenn \r\nder Netzbetreiber nicht fristgerecht auf ein Anschlussbegehren antwortet, entfaltet jedenfalls \r\nfür größere Anlagen keine zusätzliche Planungssicherheit für die Petenten, denn der Netzbe\r\ntreiber muss ein Begehren auch dann noch ablehnen können, wenn sich nach Ablauf der Frist \r\nherausstellt, dass die Netzkapazität physikalisch nicht ausreicht. Darüber hinaus gibt es in \r\nSeite 16 von 31 \r\nvielen Netzgebieten Kapazitätsengpässe, die dazu führen, dass nicht alle Anschlussbegehren \r\nüberhaupt oder in der beantragten Höhe erfüllt werden können. Die Entscheidung über die \r\nVerteilung der vorhandenen Kapazitäten auf verschiedene Anschlusspetenten erscheint vor \r\nallem dann sinnvoll, wenn Anschlussbegehren über einen bestimmten Zeitraum hinweg ge\r\nsammelt und transparent und diskriminierungsfrei verteilt werden. Dies betrifft Verfahren in \r\nSpannungsebenen ab der Mittelspannung. \r\nEine pauschale maximale Dauer von vier Wochen für Netzanschlussverfahren von eigenständi\r\ngen Energiespeichern und Ladestationen mit einer Leistung von bis zu 100 kW erscheint in der \r\nvorliegenden Form nicht sinnvoll. Für Anlagen, die in Niederspannung angeschlossen werden \r\nund die steuerbar sind, bedarf es in Deutschland schon jetzt keiner Zustimmung oder Geneh\r\nmigung durch den Netzbetreiber. Für Anlagen, die in Niederspannung angeschlossen werden \r\nund nicht steuerbar sind, sollte eine Frist von maximal 2 Monaten gelten, ab Zugang der Mit\r\nteilung der Erweiterung oder Änderung der Anlage. Für Anlagen, die in der Mittelspannung \r\nangeschlossen sind und die eine Leistungsgrenze von 200 kW nicht überschreiten, sollte eine \r\nmaximale Dauer von 3 Monaten gelten, soweit für das Netzgebiet kein Kapazitätsmangel vor\r\nliegt. Voraussetzung bleibt, dass der Netzbetreiber grundsätzlich auch nach Ablauf der Frist \r\nden Netzanschluss verweigern kann, wenn der Anschluss technisch nicht möglich ist oder zu \r\nEinschränkungen der Sicherheit und Zuverlässigkeit im Netz führt. Dies muss der Netzbetrei\r\nber dem Anschlussbegehrenden zügig mitteilen, um Wirtschaftlichkeit und Planbarkeit insbe\r\nsondere für Anschlusspetenten zu gewährleisten.  \r\nDie Strombinnenmarktrichtlinie sieht schon heute vor, dass der Netzbetreiber im Netzan\r\nschlussverfahren (ab Einreichung des vollständigen Antrags auf Netzanschluss bis zur Zusage \r\ndurch den Netzbetreiber) regelmäßig über den Fortschritt der Bearbeitung des Netzanschluss\r\nbegehrens informieren muss. Der BDEW verweist dazu auf seine Ausführungen in seiner Stel\r\nlungnahme zum Netzpaket auf nationaler Ebene. Die Entwurfsfassung zur Novellierung des \r\nEnergiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sieht vor, dass Netzbetreiber den Eingang einer Netzan\r\nschlussanfrage unverzüglich bestätigen und nach einer Dreimonatsfrist regelmäßig über den \r\nStatus und die weitere Bearbeitung des Anschlussbegehrens und den geplanten zeitlichen Ab\r\nlauf informieren. Aus Sicht des BDEW sind konkrete Fristigkeiten – einschließlich transparen\r\nter Informationen über den Bearbeitungsstand eines Netzanschlussbegehrens – nicht im Ge\r\nsetz, sondern durch die Branche im Rahmen von allgemein anerkannten Regeln der Technik zu \r\nregeln.  \r\nBereits bestehende strengere Informations-, Genehmigungs- und Anschlussfristen in anderen \r\nGesetzen und Verordnungen bleiben aus Sicht des BDEW unberührt (z. B. für Letztverbraucher \r\nin der Niederspannung über die Niederspannungsanschlussverordnung, NAV). Der BDEW un\r\nterstützt die nationale Regelung eines neuen § 17d EnWG inklusive der Pflicht zur \r\nSeite 17 von 31 \r\nunverzüglichen Bestätigung des Eingangs des Netzanschlussbegehrens ausdrücklich und weist \r\ndarauf hin, dass die bloße Aufnahme von Informationspflichten über den jeweiligen Status des \r\nVerfahrens für den Verteilnetzbetreiber in der Praxis oft nicht weiterhilft. Dies könnte ent\r\nsprechend auf europäischer Ebene geregelt werden. \r\nFür PV-Anlagen bzw. Energiespeicher von mehr als 100 kW an einem bestehenden Netzan\r\nschluss sowie für das Repowering und die Hybridisierung bestehender EE-Anlagen sieht der \r\nKommissionsentwurf eine Frist von drei Monaten für Netzanschlussverfahren vor. In Deutsch\r\nland unterliegen Netzbetreiber bereits einer Rückmeldefrist von acht Wochen für sämtliche \r\nEinspeiseanlagen (aller Größen), die unter das Erneuerbare-Energien-Gesetz fallen (vgl. § 8 \r\nAbs. 6 EEG 2023). Dies umfasst dann neben EE-Anlagen nur reine Grünstromspeicher, nicht \r\nGraustrom- bzw. Stand-alone-Speicher. \r\nEntscheidend ist dabei: Die Frist im EEG gilt „nach Eingang der erforderlichen Informationen“, \r\nnicht nach Eingang des Anschlussbegehrens. Aus gutem Grund, denn nicht selten sind die von \r\nden Petenten bei Einreichen des Anschlussbegehrens übermittelten Informationen unvollstän\r\ndig oder der Netzbetreiber benötigt ergänzende Informationen (etwa aufgrund besonderer \r\nAnschlusskonstellationen). Auch in der RED ist zwingend zu berücksichtigen, dass sämtliche \r\nNetzanschlussfristen erst nach Eingang der erforderlichen Informationen gelten, nicht bereits \r\nnach Einreichen eines Anschlussbegehrens. Dies dürfte sich durch die Formulierung „das Ver\r\nfahren vom vollständigen Antrag des Projektträgers auf Netzanschluss“ in der Definition der \r\nNetzanschlussgenehmigung bereits wiederfinden. \r\nHiermit wird zudem sichergestellt, dass Anschlussanfragen nicht „auf Vorrat“ erfolgen, son\r\ndern erst bei ausreichend fortgeschrittener Projektreife hinsichtlich der betreffenden Anlage \r\nwirksam gestellt werden können. Aus diesem Grund bedarf es für Anschlusspetenten vom \r\nNetzbetreiber einer Vorabinformation (auf der Website bzw. im Portal des Netzbetreibers) al\r\nler zu erbringenden Unterlagen, die für die Genehmigung des Netzanschlussantrages erforder\r\nlich sind. Nachforderungen, die im Vorfeld nicht bekannt waren, sollten nicht dazu führen, \r\ndass die Frist später beginnt. \r\n3.2. Definition „nicht ausreichender“ Netzkapazität notwendig \r\nDas folgende Verfahren soll nach der vorgesehenen Regelung nicht nur für die in Art. 17 Abs. 1 \r\nRED-E erwähnten Anlagen (also alle oben erwähnten Anlagen) gelten, sondern zusätzlich für \r\nalle EE-Anlagen innerhalb und außerhalb von Beschleunigungsgebieten für Erneuerbare Ener\r\ngie. Netzanschlussbegehren sollen innerhalb der jeweils in Art. 17 RED-E genannten Fristen, \r\nSeite 18 von 31 \r\nbei EE-Anlagen innerhalb von Beschleunigungsgebieten1 innerhalb von 12 Monaten, außer\r\nhalb von Beschleunigungsgebieten innerhalb von 2 Jahren, positiv beantwortet werden (Netz\r\nanschlusszusage), sofern die Kapazität ausreicht und der beantragte Anschluss die Stabilität, \r\ndie Zuverlässigkeit und die Sicherheit des Netzes nicht beeinträchtigt. Ist dies nicht der Fall, \r\nsieht der Vorschlag vor, dass der Netzbetreiber eine flexible Netzanschlussvereinbarung anbie\r\ntet. Wird diese abgelehnt, bietet der Netzbetreiber alternativ einen anderen Netzverknüp\r\nfungspunkt oder einen anderen Netzanschlusszeitpunkt an. Ist dies nicht möglich, lehnt der \r\nNetzbetreiber den Anschluss ab. \r\nBDEW-Bewertung: \r\nWelchen Einfluss Kapazitätsengpässe auf den Anschluss von EE-Anlagen haben können und \r\nsollen, wird derzeit in Deutschland intensiv diskutiert. Mit dem inoffiziellen Leak des „Netzan\r\nschlusspakets“, einem Referentenentwurf aus dem Bundesministerium für Wirtschaft und \r\nEnergie (BMWE), wird eine spezifische Lösung für Anschlüsse in kapazitätslimitierten Netzge\r\nbieten vorgeschlagen. Der BDEW sieht für kapazitätslimitierte Netzgebiete weiteren Prüfbe\r\ndarf, der mit Augenmaß erfolgen muss (siehe BDEW-Stellungnahme „EnWG- und EEG-Rege\r\nlungen zum Netzanschlussverfahren“ vom 3. Juni 2026). Insbesondere ist für die fachliche Dis\r\nkussion eine belastbare Datengrundlage zur Auslastung der Umspannwerke erforderlich. \r\nSofern FCAs als Instrument zur Bewältigung lokaler Netzengpässe eingeführt werden, müssen \r\nsie jedenfalls weitgehend standardisiert, transparent, planbar und finanzierungsfähig ausge\r\nstaltet werden.  \r\nZu berücksichtigen ist jedenfalls, dass es einer so hinreichenden Definition der nicht ausrei\r\nchenden Netzkapazität bedarf, dass Klarheit für Netzbetreiber und Anlagenbetreiber darüber \r\nbesteht, mit wieviel Redispatch-Anpassungen eine ausreichende Netzkapazität hergestellt \r\nwerden kann und wann ein Abschluss eines FCA angeboten werden muss. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\nEinheitliche Frist von drei Monaten für Rückmeldungen durch den Netzbetreiber bei \r\nPV-Anlagen und Co-located-Speichern, sofern nicht bereits kürzere Fristen (beispiels\r\nweise im EEG) geregelt werden; \r\n1Eine Übersicht über den Planungsstand für Beschleunigungsgebiete für Windenergie zeigt die interaktive Karte \r\nder Fachagentur Wind und Solar. \r\nSeite 19 von 31 \r\n› \r\n› \r\n› \r\nFür Netzanschlussverfahren für Speicher und Ladestationen, die an der Mittelspannung \r\nangeschlossen sind und die eine Leistungsgrenze 200 kW nicht überschreiten, sollte \r\neine maximale Dauer von 3 Monaten gelten, soweit für das Netzgebiet kein Kapazitäts\r\nmangel vorliegt. \r\nFür Speicher und Ladestationen, die in Niederspannung angeschlossen werden und \r\nnicht steuerbar sind, sollte eine Frist von maximal 2 Monaten gelten, ab Zugang der \r\nMitteilung der Erweiterung oder Änderung der Anlage.  \r\nKlare Regelung, wann Netzkapazität als nicht ausreichend angesehen wird und wann \r\nein Flexible Connection Agreement angeboten werden muss. \r\n4. Genehmigungsrecht \r\nBeschleunigungsbestrebungen auf EU-Ebene sind von erheblicher Bedeutung, um national zu \r\nschnelleren und effizienteren Genehmigungsverfahren zu kommen. Das EU-Recht kann durch \r\neigene Regelungen Beschleunigung bewirken, aber ebenso kann EU-Recht Beschleunigung \r\nentgegenstehen.  \r\nDer BDEW sieht insofern für das weitere Legislativverfahren in diesem Punkt wichtigen Anpas\r\nsungsbedarf.  \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\nSicherstellung konsistenter Beschleunigungsregelungen über alle betroffenen EU\r\nRechtsakte hinweg. Fristen, Genehmigungsfiktionen, Umweltprüfungserleichterungen \r\nsowie Regelungen zum überragenden öffentlichen Interesse sind einheitlich, wider\r\nspruchsfrei und praxistauglich auszugestalten. Statt paralleler Detailregelungen mit un\r\nterschiedlichen Formulierungen und Fristen sollte eine zentrale Regelung geschaffen \r\nwerden, auf die Strombinnenmarkt-Richtlinie, Erneuerbare-Energien-Richtlinie, TEN-E\r\nVerordnung und Gasbinnenmarkt-Richtlinie einheitlich verweisen.  \r\nVerschwimmen von Begrifflichkeiten vermeiden. So ist z. B. der Begriff „Genehmigung“ \r\nbei Netzanschlussverfahren irreführend. Letztere führen zu einem bilateralen Vertrag \r\nmit dem Netzbetreiber, nicht zu einer behördlichen Genehmigung und unterscheiden \r\nsich grundlegend von öffentlich-rechtlichen Verfahren. \r\nSeite 20 von 31 \r\n4.1. Genehmigungsverfahren für Repowering nachschärfen  \r\nDie Regelung zum erweiterten Bestandsschutz für EE-Projekte (vgl. Art. 16c RED-E) ist grund\r\nsätzlich zu begrüßen. Insbesondere, dass eine geänderte Flächenkategorisierung das \r\nRepowering nicht verhindern darf. Auch zu begrüßen ist, dass das Repowering von Windener\r\ngie an Land unter bestimmten Voraussetzungen (Leistungssteigerung ohne erhöhten Flächen\r\nverbrauch, Lage in Beschleunigungsgebiet) vom Screening (Prüfung auf negative Umweltaus\r\nwirkungen) ausgenommen sein soll.  \r\nGleichzeitig bedarf es weiterer Klarstellungen zu den neu eingeführten Begriffen, insbeson\r\ndere dazu, ob sich der Begriff „status of the land“ (Art. 16c Abs. 2b) auch auf das Planungs\r\nrecht bezieht und was unter „land surface“ (Art. 16c Abs. 4) zu verstehen ist. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› Klarstellung, dass ein Repowering a) unabhängig von der planungsrechtlichen Situation und \r\nb) auch in NATURA-2000 Gebieten möglich ist. \r\n4.2. Verschiebung des Stichtags zur Generalumwidmung bei EE-Beschleunigungsgebieten  \r\nBis zum 21. Mai 2024 war es unter bestimmten Voraussetzungen möglich, bestehende Ge\r\nbietsausweisungen in Beschleunigungsgebiete umzuwidmen (vgl. Art. 15c Abs. 4 RED-E). Der \r\nnationale Prozess zur Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete funktioniert aufgrund der \r\nverspäteten Umsetzung der RED III bisweilen nicht.  \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\nVerschiebung des Stichtags für die Umwidmung von Bestandsgebieten zu Beschleuni\r\ngungsgebieten auf 2028. \r\nDurch die Verschiebung des Stichtags wird folgender Verwaltungsaufwand vermieden:  - - - - \r\nFür Planungsträger, die bereits Windenergiegebiete ausgewiesen haben, entfallen die \r\nPlanänderungsverfahren zur „Umwidmung“ der Bestandsgebiete. \r\nLaufende Planungsverfahren, welche keine Beschleunigungsgebiete vorsehen, könnten zü\r\ngig ohne diese Ergänzung fortgeführt werden, da die Windenergiegebiete nach Abschluss \r\ndes Planungsverfahrens automatisch zu Beschleunigungsgebieten „umgewidmet“ würden. \r\nFür Unternehmen entfällt der Aufwand, für die „Zwischengebiete“ umfangreiche Kartie\r\nrungen vorlegen und Umweltunterlagen erstellen zu müssen.  \r\nFür Genehmigungsbehörden entfällt bei Vorhaben in Bestandsgebieten der behördensei\r\ntige Aufwand einer UVP (z. B. zusammenfassende Darstellung). \r\nSeite 21 von 31 \r\n4.3. Schaffung eines „Cut-Off-Date“ sowie einer Stichtagsregelung  \r\nDer BDEW sieht in Artikel 16 Absatz 2 RED-E, der den Ablauf des Genehmigungsverfahrens re\r\ngelt, Ergänzungsbedarf. Maßgeblicher Zeitpunkt für die Beurteilung der Zulässigkeit von Vor\r\nhaben sollte demnach die Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Eingangs des vollständigen \r\nAntrags sein, wobei spätere Veränderungen zum Vorteil des Antragsstellers zu berücksichtigen \r\nsind. In der Vergangenheit wurde eine solche Regelung auf nationaler Ebene vielfach unter \r\nVerweis auf das Europarecht abgelehnt. Diese Regelung sollte mit einer Stichtags-Regelung \r\nkombiniert werden, wie lange Gutachten als aktuell gelten (Vorschlag: 7-8 Jahre), verbunden \r\nmit einer materiell-rechtlichen Wirkung.  \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\nEinführung eines „Cut-Off-Date“ für die Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt der Voll\r\nständigkeit der Antragsunterlagen kombiniert mit einer Stichtagsregelung, wie lange \r\nGutachten als aktuell gelten. \r\nDurch die Einführung eines Cut-Off-Date und einer Stichtagsregelung wird folgender Verwal\r\ntungsaufwand vermieden:  - - - - - \r\nVerfahren würden erheblich beschleunigt werden, da nach Vollständigkeit keine Anpas\r\nsungen mehr aufgrund von Änderungen der Sach- und Rechtslage vorgenommen werden \r\nmüssten. \r\nDie Entwertung von bereits erbrachtem behördlichem Verwaltungsaufwand wird vermie\r\nden, da eine Ablehnung der Genehmigung nicht mehr allein aufgrund einer überholenden \r\nSach- und Rechtslage möglich ist.  \r\nEs kommt nicht mehr zu unüberschaubaren Aufwandsspitzen für die Verwaltung aufgrund \r\nvon „Torschluss-Panik“ der Antragstellenden bei angekündigten Anpassungen des Rechts\r\nrahmens oder zum „Zuwarten“ der Verwaltung auf eine mögliche Änderung der Sachlage, \r\ndie der Genehmigung entgegenstehen könnte. Zudem müssten bei länger andauernden \r\nGenehmigungsverfahren Behördenstellungnahmen nicht mehrfach eingeholt werden.  \r\nDie Unternehmen erhalten Planungssicherheit. Außerdem werden „stranded investments“ \r\ndurch die überholende Unzulässigkeit von Vorhaben in erheblichem Umfang vermieden. \r\nDie zum Teil national schon festgelegte „Gültigkeitsdauer“ von Gutachten wird europa\r\nrechtlich abgesichert und erhält Rechtswirkung. \r\nSeite 22 von 31 \r\n4.4. Genehmigungsfiktion ausweiten  \r\nDie vorgeschlagene Teil-Genehmigungsfiktion (vgl. Art. 16b Abs. 3 RED-E) ist in der Praxis we\r\nnig hilfreich, weil die Genehmigung künstlich aufgeteilt würde. Die Fiktion sollte daher alle Ge\r\nnehmigungsaspekte, insbesondere auch den Naturschutz, mit umfassen. Außerdem reicht \r\neine fingierte Zustimmung in der Praxis vermutlich nicht aus, damit die Genehmigungsbe\r\nhörde ohne Stellungnahme der Fachbehörde entscheidet. Es sollte auch klargestellt werden, \r\ndass die Mitgliedstaaten diese Fiktion praktisch anzuwenden haben. Deutschland hat das bei \r\nder nationalen Umsetzung der RED III nicht in ausreichender Weise getan. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\n› \r\nDie Genehmigungsfiktion sollte um naturschutzrechtliche Belange ergänzt werden. \r\nEs sollte eine Verpflichtung der Genehmigungsbehörde aufgenommen werden, wie \r\nvom Vorhabenträger beantragt zu entscheiden.  \r\nDas Netzanschlussverfahren ist vom Genehmigungsverfahren zu unterscheiden. \r\n4.5. Ausnahmen für neue Verteilnetzinfrastruktur \r\nAusnahmemöglichkeiten von der UVP für Verteilnetzinfrastruktur (vgl. Art. 8 Abs. 10 Strom\r\nBMRL-E) sind aus Sicht des BDEW sehr zu begrüßen. Gerade im Verteilnetz besteht erhebli\r\ncher Aus- und Umbaubedarf. Eine Unterstützung durch europäische Regelungen kann hier \r\nhilfreich sein. \r\nDaher sollte die UVP- beziehungsweise UVP-Vorprüfungspflicht für Verteilnetzinfrastruktur ge\r\nnerell und nicht nur in Ausnahmefällen bis zu einer Länge von fünf Kilometern entfallen zu las\r\nsen. Eine solche Regelung würde einen wirksamen Beitrag zur Verfahrensvereinfachung leis\r\nten. \r\nDie Regelung sollte zudem nicht auf Neubauvorhaben beschränkt bleiben. Bei Neubauten mit \r\nerstmaliger Flächeninanspruchnahme wird der Ausschluss erheblicher Umweltauswirkungen \r\nhäufig nur in Ausnahmefällen in Betracht kommen. Da der Netzausbau in erheblichem Umfang \r\nErsatzneubaumaßnahmen umfasst, sollte die Regelung ausdrücklich auch Ersatzneubauten \r\nund Parallelneubauten erfassen. \r\nEin Ersatzneubau, der im Rahmen einer UVP-Vorprüfung als nicht UVP-pflichtig bewertet wird, \r\nsollte einem Neubau innerhalb eines Infrastrukturgebietes gleichgestellt werden können, so\r\nfern keine Natura-2000-Gebiete betroffen sind und der Vorhabenträger dies beantragt. \r\nSeite 23 von 31 \r\nEntsprechend sollte die Norm auch auf Ersatz- und Parallelneubauten auf der Transportnetz\r\nebene ausgeweitet werden. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\nUVP-Pflichten und UVP-Vorprüfungspflichten für Verteilnetzinfrastruktur reduzieren. \r\nErsatzneubauten und Parallelneubauten einbeziehen. \r\n4.6.  Überragendes öffentliches Interesse \r\nDie Feststellung, dass Planung, Bau und Betrieb von Übertragungs- und Verteilinfrastruktur bis \r\nzur Erreichung der Klimaneutralität im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öf\r\nfentlichen Gesundheit und Sicherheit dienen (vgl. Art. 16 f RED-E sowie Art. 8 Abs. 8 Strom\r\nBMRL-E), ist aus Sicht des BDEW ausdrücklich zu begrüßen. Eine solche Regelung kann in um\r\nweltrechtlichen Ausnahmeentscheidungen sowie in sonstigen Abwägungsentscheidungen ei\r\nnen wichtigen Beitrag zur Beschleunigung und rechtssicheren Durchführung von Netzinfra\r\nstrukturprojekten leisten. Entscheidend ist, dass die Regelung in der Praxis klar, wirksam und \r\nohne zusätzliche Einschränkungen angewendet werden kann. \r\nAllerdings gibt es Rechtsunsicherheiten aus vergleichbaren Regelungen mit unterschiedlichen \r\nFormulierungen an anderer Stelle (Art. 7 Abs. 6 TEN-E-VO-Entwurf, Art. 8 Abs. 8 Strom-BMRL\r\nEntwurf, Art. 14 VO-Entwurf zur Beschleunigung von Umweltprüfungen [Vorschlag der EU\r\nKommission vom 10.12.2025 als Teil des „Umwelt-Omnibus“-Pakets]). Bereits aus bestehen\r\nden Regelungen können Auslegungsfragen entstehen. Vorzugswürdig wäre eine zentrale, ein\r\nheitliche Regelung, auf die in anderen Rechtsakten verwiesen wird. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\nEs sollte eine einzige zentrale Regelung geben, auf die einheitlich verwiesen werden \r\nkann.  \r\nMindestens sollte ergänzt werden, dass die Anlagen auch der öffentlichen Gesundheit \r\nund Sicherheit dienen; außerdem sollten Wasserstoffvorhaben ergänzt werden. \r\n4.7. Zentrales digitales Portal \r\nDer BDEW setzt sich schon lange für eine umfassende Digitalisierung der Genehmigungsver\r\nfahren ein. Ein verpflichtendes zentrales digitales Portal für behördliche Genehmigungsverfah\r\nren (vgl. Art. 8 Abs. 13 Strom-BMRL-E sowie Art. 16 Abs. 3a RED-E) könnte in Deutschland \r\nSeite 24 von 31 \r\nhelfen, den auf Länderebene schleppenden Digitalisierungsprozess voranzutreiben. Digitale \r\nPlattformen können Verfahren vereinfachen, Transparenz erhöhen und die Kommunikation \r\nzwischen Antragstellern und Behörden verbessern. Wichtig ist, dass es einheitliche Kriterien \r\nfür digitale Plattformen gibt und dass die Digitalisierung für die ausführenden Akteure nicht zu \r\nzusätzlicher Komplexität führt, sondern Verfahren tatsächlich vereinfacht. Hierbei kann auf \r\nnationale „best practices“ zurückgegriffen werden (z. B. Dänemark). Denn es kommt entschei\r\ndend auf eine praxisnahe Ausgestaltung an. \r\nDabei ist das Genehmigungsverfahren des Netzbetreibers mit den Behörden von dem Netzan\r\nschlussverfahren des Anschlussnehmers mit dem Netzbetreiber zu trennen. Viele Netzbetrei\r\nber haben in ihrem jeweiligen Zuständigkeitsbereich bereits vollständig digitale \r\nEnd‑to‑End‑Prozesse für Netzanschlüsse aufgebaut. Neue Regelungen könnten die Aufbauar\r\nbeit entwerten oder verkomplizieren.  \r\nGrundsätzlich zu begrüßen wäre eine zentrale Datenbank für behördliche Genehmigungspro\r\nzesse, insbesondere zu Artendaten, die von allen Behörden, Stellen und Umwelt-NGOs ver\r\npflichtend gespeist wird und auf die alle Vorhabenträger (sektorunabhängig) Zugriff haben. \r\nDiese Aufgabe ist allerdings keine alleinige Aufgabe des Energiesektors, sondern sollte eine \r\nübergreifende zentrale Aufgabe der Umweltverwaltungen der Mitgliedsstaaten darstellen. \r\nEine rein sektorbezogene Datenbank wird entsprechend abgelehnt.  \r\nHinsichtlich des Zugriffs auf Daten kommt es darauf an, dass die Rechte Dritter und der Schutz \r\nkritischer Infrastrukturen berücksichtigt werden.  \r\nKritisch ist, dass es im EU-Umwelt-Omnibus (spez. Artikel 10 der Verordnung zur Beschleuni\r\ngung von Umweltgenehmigungen) eine ähnliche, aber nicht identische Regelung gibt. Sinnvoll \r\nwäre eine einheitliche Regelung an einer zentralen Stelle, auf die andere Gesetze verweisen. \r\nEin uneingeschränkter Zugriff auf Umwelt- und Geodaten sowie auf weitere Datenbestände \r\nmuss ferner sorgfältig geprüft werden. Dabei sind insbesondere Rechtssicherheit, der Schutz \r\nkritischer Infrastrukturen, Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse sowie mögliche urheberrechtli\r\nche Fragestellungen zu berücksichtigen. Hinsichtlich des Zugriffs auf Daten kommt es darauf \r\nan, dass die Rechte Dritter und der Schutz kritischer Infrastrukturen berücksichtigt werden. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\n› \r\nSinnvolle Ausgestaltung von Digitalisierung und Vermeidung zusätzlicher Komplexität. \r\nKeine rein sektorbezogene Datenbank, da dies zentrale Aufgabe der Umweltverwaltun\r\ngen der Mitgliedstaaten ist. \r\nBegrenzung von Datenzugriff und Wahrung von Schutzinteressen. \r\nSeite 25 von 31 \r\n4.8. Anforderungen an Genehmigungssysteme \r\nDie vorgesehenen Anforderungen an Genehmigungssysteme (vgl. Art. 8 Abs. 2 Strom-BMRL-E) \r\nenthalten teilweise Regelungsinhalte, die bereits in der geltenden Strombinnenmarkt-Richtli\r\nnie angelegt sind. Die vorgeschlagene Neufassung geht jedoch in mehreren Punkten deutlich \r\nüber den bisherigen Wortlaut hinaus. Aus Sicht des BDEW sollte auf zusätzliche Vorgaben ver\r\nzichtet werden, soweit hierfür kein erhebliches und konkret belegbares Regelungsbedürfnis \r\nbesteht. Andernfalls besteht die Gefahr, dass neue unionsrechtliche Vorgaben zusätzliche \r\nRechtsunsicherheiten und Umsetzungsaufwände verursachen. \r\nZu begrüßen ist die flächendeckende Bereitstellung von Leitlinien durch die zuständigen Be\r\nhörden. Solche Leitlinien können zu mehr Einheitlichkeit, Transparenz und Planungssicherheit \r\nbeitragen. Eine entsprechende Regelung erscheint insbesondere mit Blick auf Genehmigungs\r\nleitfäden sinnvoll. Trotz entsprechender Bemühungen auf nationaler Ebene sind solche Leitli\r\nnien bislang nicht flächendeckend bei allen Genehmigungsbehörden eingeführt. Für die Vor\r\nhabenträger ist es jedoch von erheblicher praktischer Bedeutung, dass die Anforderungen der \r\nBehörden an Inhalt, Aufbau und Detailtiefe von Genehmigungsanträgen transparent sind und \r\nnicht in jedem einzelnen Verfahren neu „ausgehandelt“ werden müssen. \r\nDie vorgesehene Pflicht zur Veröffentlichung aller Entscheidungen ist sehr weitgehend. Bei der \r\nUmsetzung muss insbesondere der Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen sowie \r\nder Schutz kritischer Infrastrukturen zwingend gewährleistet bleiben. Dies gilt in besonderem \r\nMaße für KRITIS-Anlagen. \r\nDie Veröffentlichungspflicht sollte daher sachgerecht begrenzt werden. In Betracht kommt \r\ninsbesondere eine Beschränkung auf abschließende Genehmigungsentscheidungen und auf \r\nsolche Verfahren, in denen eine Öffentlichkeitsbeteiligung stattgefunden hat. Zudem sollte die \r\nVeröffentlichung zeitlich begrenzt werden. Eine mögliche Formulierung könnte vorsehen, dass \r\nabschließende Genehmigungsentscheidungen für einen begrenzten Zeitraum öffentlich zu\r\ngänglich gemacht werden, sofern die Öffentlichkeit am Genehmigungsverfahren beteiligt war. \r\nZudem sollte die Veröffentlichung dann nach einem Monat auch wieder unzugänglich ge\r\nmacht werden. Um in diesem Fall einen wirklich effektiven Schutz der Daten zu gewährleisten, \r\nmüsste darüber hinaus sichergestellt sein, dass die Herausgabe dieser Daten nach den trans\r\nparenzrechtlichen Vorschriften nicht möglich ist. \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\nEinheitliche Leitlinien für den Vollzug vorgeben. \r\nVeröffentlichungspflicht sachgerecht und zeitlich begrenzen – KRITIS-Anlagen berück\r\nsichtigen. \r\nSeite 26 von 31 \r\n5. Finanzierung \r\n5.1. Verteilnetze vollumfänglich in Resilienz- und Digitalisierungsmaßnahmen einbeziehen \r\nDie neuen Kategorien zu Schutz und Resilienz kritischer Netzelemente (vgl. Anhang II Ziffer 1 \r\nBuchstaben e und f zum TEN-E VO-E) sowie zur Digitalisierung dürfen nicht auf Übertragungs\r\nnetze beschränkt bleiben. Sämtliche Betriebsmittel aller Spannungsebenen, einschließlich der \r\ngesamten Verteilnetze, müssen ausdrücklich in den Anwendungsbereich einbezogen werden. \r\nDies stellt ausreichend Investitionen sicher. Eine Beschränkung auf ÜNB-Infrastruktur würde \r\nzentrale Herausforderungen der Energiewende ignorieren. Die Resilienz und Digitalisierung \r\ndes Energiesystems entscheidet sich ebenfalls maßgeblich im Verteilnetz. Ohne eine klare Ein\r\nbeziehung aller Spannungsebenen besteht das Risiko, dass Investitionen fehlgeleitet werden \r\nund die dringend notwendige Modernisierung der Verteilnetze ausbleibt. Eine Ausweitung \r\ndient zudem der Vermeidung regulatorischer Schieflagen. Eine ÜNB-Fokussierung würde zu \r\neiner strukturellen Unterfinanzierung der Verteilnetze führen, obwohl gerade dort der Groß\r\nteil der neuen Erzeugungsanlagen, Flexibilitäten und Verbraucher angeschlossen wird. Schließ\r\nlich muss die Stärkung der gesamten Systemstabilität im Vordergrund stehen: Resilienz ist nur \r\ndann gewährleistet, wenn alle Netzebenen geschützt und digitalisiert werden. Ein selektiver \r\nAnsatz schafft Verwundbarkeiten und widerspricht dem Ziel eines robusten, integrierten euro\r\npäischen Energiesystems. \r\n6. Aufgaben und Befugnisse der Regulierungsbehörden \r\nGemäß Art. 59 Abs. 7 Strom-BMRL sind Tarife oder Methoden so zu gestalten, dass die not\r\nwendigen Investitionen in die Netze auf eine Art und Weise vorgenommen werden können, \r\ndass die Lebensfähigkeit der Netze gewährleistet ist. Zur Lebensfähigkeit der Netze gehört es \r\nauch, den im Zuge der Energiewende erforderlichen Um- und Ausbau der Netze in den nächs\r\nten Jahrzehnten sicherzustellen. Bis 2030 soll der Anteil der Erneuerbaren Energien und der \r\nEinspeisung in das Stromnetz in Deutschland auf 65 % steigen. Über 10 Mio. E-Fahrzeuge sol\r\nlen ihren Fahrstrom aus dem deutschen Stromnetz entnehmen. Gleichzeitig läuft der Ausstieg \r\naus der Kern- sowie Kohleenergie und muss in den Netzen abgebildet werden. Hinzu kommt \r\ndie Umstellung der Gasnetze auf grüne Gase bzw. Wasserstoff. \r\nFür die dafür notwendigen Investitionen ist ein nachhaltiger Regulierungsrahmen unerlässlich, \r\nder bereits auf europäische Ebene die Erreichung der europäischen Klimaschutzzielen in den \r\nMittelpunkt stellt. Die Bedingungen darauf ausgerichteter Investitionen müssen in den Mit\r\ngliedstaaten zwingend ermöglicht und gefördert werden. \r\nSeite 27 von 31 \r\nDer EuGH hat mit Urteil vom 2. September 2021 (C-718/18) die Regelungen der Richtlinie über \r\ndie Aufgaben und Befugnisse der nationalen Regulierungsbehörde dahingehend ausgelegt, \r\ndass den Behörden eine völlige Unabhängigkeit in der Ausübung ihrer Befugnisse gewährt \r\nwerden müsse. Die Mitgliedstaaten haben damit nur noch stark eingeschränkte Möglichkei\r\nten, im Bereich der Bedingungen für den Netzanschluss und den Netzzugang (einschließlich \r\nNetzentgelten) rechtliche Vorgaben in diesem Themenfeld zu erlassen.  \r\nDie mit Urteil des EuGH bekräftigte Unabhängigkeit nationaler Regulierungsbehörden hat – \r\njedenfalls in Deutschland – in der Folge zu erheblichen Anpassungen des bestehenden Regu\r\nlierungsrahmens durch die nationale Regulierungsbehörde geführt. Mit Blick auf die erhebli\r\nchen Investitionsbedarfe in den Netzausbau ist der dabei – nunmehr sowohl von Regulie\r\nrungsbehörden als auch von Gerichten – herangezogene alleinige Maßstab der „Lebensfähig\r\nkeit der Netze“ jedoch nicht mehr ausreichend. Vielmehr muss der Betrieb und der Ausbau \r\nder Netze im Zeichen der europäischen Klimaschutzvorgaben stehen und zur Erreichung der \r\ndamit verbundenen Ziele beschleunigt werden. Dies muss auch in dem, durch die nationalen \r\nRegulierungsbehörden auszugestaltenden, Regulierungsrahmen deutlich zum Ausdruck kom\r\nmen.   \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\n› \r\n› \r\nFür das Gelingen der Energiewende braucht es ein investitionsfreundliches Regulie\r\nrungsrahmenwerk durch eine Anpassung von Art. 59 Abs. 7 Strom-BMRL: Netzentgelte \r\nund Eigenkapitalverzinsung müssen so ausgestaltet werden, dass Netzbetreiber den \r\ndringend erforderlichen Ausbau leistungsfähiger Stromnetze schnell, bedarfsgerecht \r\nund im Einklang mit den Klimazielen finanzieren und umsetzen können.  \r\nDie Anpassung des europäischen Rechts ist geboten, um den mit dem Grids Package in\r\ntendierten beschleunigten Netzausbau auch finanziell über das Mindestmaß der „Le\r\nbensfähigkeit der Netze“ hinaus abzusichern und zu unterstützen. Eine ergänzende Re\r\ngelung durch den nationalen Gesetzgeber ist seit dem Urteil des EuGH vom 2. September \r\n2021 (C-718/18) europarechtlich nicht mehr möglich. \r\nEine entsprechende Anpassung wäre ebenso in Art. 78 Abs. 7 Gas-BMRL vorzunehmen, \r\nworin ebenfalls lediglich auf die „Lebensfähigkeit der Netze“ abgestellt wird. \r\nUmsetzen ließe sich diese Forderung mit folgender Anpassung des Art. 59 Abs. 7 Strom\r\nBMRL: „[….] ; diese Tarife oder Methoden sind so zu gestalten, dass die notwendigen In\r\nvestitionen in die Netze auf eine Art und Weise vorgenommen werden können, dass die \r\nLebensfähigkeit der bedarfsgerechte Betrieb und Ausbau leistungsfähiger, zur Errei\r\nchung der Klimaschutzziele gemäß Verordnung (EU) 2021/1119 geeigneter der Netze \r\nSeite 28 von 31 \r\nohne Verzögerung gewährleistet ist, insbesondere in Bezug auf die dafür notwendige \r\nVerzinsung des eingesetzten Kapitals.“ \r\n7. Weitere Punkte  \r\n7.1.  „Benefit Sharing“ von EE-Projekten: nationale Regeln maßgeblich  \r\nDie Benefit‑Sharing‑Regelungen für Erneuerbare-Energien-Projekte über 10 MW (vgl. Art. 15 \r\nAbs. 3, 4 RED-E) müssen freiwillig bleiben und sich ausschließlich auf nationale Gesetzgebung \r\nstützen – ohne die verpflichtende Einbindung eines unabhängigen Facilitators. Durch ver\r\npflichtende Benefit-Sharing-Mechanismen auf EU-Ebene würden parallel zu bereits etablier\r\nten, national verankerten und lokal zugeschnittenen Modellen neue Strukturen entstehen. \r\nDies führt zu unnötiger Komplexität, erschwert die Umsetzung vor Ort und untergräbt funktio\r\nnierende nationale Verfahren. Zusätzliche europäische Vorgaben – insbesondere mit externer \r\nFacilitation – bergen das Risiko, Genehmigungs- und Abstimmungsprozesse zu verlängern. Um \r\nden Ausbau erneuerbarer Energien nicht auszubremsen, müssen Benefit-Sharing-Regelungen \r\nso gestaltet sein, dass sie Projektentwicklungen nicht verzögern. Neue verpflichtende Anfor\r\nderungen würden die Kosten für Projektentwickler weiter erhöhen, ohne erkennbaren Mehr\r\nwert gegenüber bestehenden nationalen Modellen zu schaffen. Eine freiwillige, national gere\r\ngelte Ausgestaltung verhindert unnötige finanzielle Belastungen und stärkt die Investitionsbe\r\nreitschaft. Zudem sollte die Rolle des Facilitators minimiert werden. \r\n7.2. Aufbau einer europäischen Wasserstoffwirtschaft \r\nDer vorliegende Rechtsakt stärkt die Rolle von Wasserstoff als zentralem Energieträger für die \r\nDekarbonisierung der europäischen Energie- und Industriesysteme. Zu begrüßen ist, dass \r\nWasserstoffinfrastruktur ausdrücklich als Bestandteil der europäischen Energieversorgungssi\r\ncherheit und Resilienz betrachtet wird. Das EU Grids Package erkennt die zentrale Rolle von \r\nWasserstoff an, indem er besonders dort zum Tragen kommt, wo direkte Elektrifizierung \r\nschwierig ist (z. B. energieintensive Industrie). Wasserstoffnetze sollen Produktions- und Ver\r\nbrauchszentren europaweit verbinden.  \r\nUm den Netzaufbau und den Markthochlauf zu ermöglichen, ist ein wirkungsvolles Instrument \r\nzur Risikoabsicherung der grenzüberschreitenden Infrastruktur auf europäischer Ebene jedoch \r\nunerlässlich. Daher ist es wichtig, dass die zukünftige Entwicklung von De-risking-Mechanis\r\nmen für grenzüberschreitende Infrastruktur explizit in der TEN-E-Verordnung Erwähnung \r\nSeite 29 von 31 \r\nfindet. In diesem Sinne unterstützt der BDEW auch die Forderungen des vom BMWE erstellten \r\nNon-Papers „EU Mechanism for Cross-border Hydrogen Infrastructure“. \r\nGleichzeitig verfolgt der Rechtsakt das Ziel, Genehmigungs- und Planungsverfahren für Ener\r\ngieinfrastruktur deutlich zu beschleunigen. Hierzu werden richtigerweise bestehende Regelun\r\ngen der Gasbinnenmarkt-Richtlinie (Gas-BMRL) erweitert und stärker mit den Regelungen für \r\nStromnetze harmonisiert. Vorgeschlagen wurden u. a. folgende Anpassungen der Gas-BMRL: - - - \r\nBegrenzte Nachforderung von Unterlagen: Behörden dürfen Unterlagen, Studien, Berichte \r\nvom Projektentwickler nur zeitlich begrenzt (bis 3 Monate nach Antragstellung) nachfor\r\ndern; danach nur bei wesentlichen Projekt-/Umfeldänderungen und mit ausreichender Be\r\ngründung; \r\nAusstattung von Behörden: Mitgliedstaaten müssen sicherstellen, dass die zuständigen Be\r\nhörden über ausreichende technische, finanzielle und personelle Ressourcen verfügen, um \r\nfristgerecht entscheiden zu können; \r\nGenehmigungsfiktion: Wird ein Antrag auf Genehmigung von Anlagen zur H2-Produktion \r\noder zur H2-Infrastruktur nicht in der vorgeschriebenen Frist von 2 Jahren (in Ausnahme\r\nfällen: 3 Jahren) beantwortet, so gelten die betreffenden Schritte als genehmigt; Ausnah\r\nmen: Umweltentscheidungen sowie Verfahren in Mitgliedstaaten, in denen eine still\r\nschweigende behördliche Zustimmung nicht vorgesehen ist. Diese ausdrückliche Aus\r\nnahme bei Umweltverträglichkeitsprüfungen ist nicht nachvollziehbar – daher sollte zur \r\nUnterstützung des H2-Markthochlaufs Wasserstoff in solche Ausnahmeregelungen mit ein\r\nbezogen werden (Konkret: Aufnahme der Wasserstoffproduktion in Art. 16f und Art. 16g \r\naufgenommen; Streichung des Ausschlusses der Wasserstoff-Speicherung von beschleu\r\nnigten Genehmigungsverfahren in Art. 11h). \r\nDiese Beschleunigungsinstrumente sind in vergleichbarer Form auch in der Strombinnen\r\nmarkt-Richtlinie und in der RED mit Bezug auf die Strominfrastruktur bzw. auf Erneuerbare\r\nEnergien-Anlagen vorgesehen. Der BDEW spricht sich daher für eine kohärente und wider\r\nspruchsfreie Ausgestaltung über alle betroffenen Rechtsakte hinweg aus, um Doppelregelun\r\ngen, abweichende Fristen und unterschiedliche Rechtsfolgen zu vermeiden. Für H2 gilt dies \r\ninsbesondere in den Bereichen Vollständigkeitsprüfung und Begrenzung von Nachforderungen \r\n(vgl. Art. 8 Abs. 5a Gas-BMRL-E), Genehmigungsfiktion für Wasserstoffprojekte (vgl. Art. 8 \r\nAbs. 5c Gas-BMRL-E), Veröffentlichungs- (vgl. Art. 8 Abs. 5d Gas-BMRL-E) sowie die Digitalisie\r\nrungspflicht (vgl. Art. 8 Abs. 16 Gas-BMRL-E).  \r\nKritisch ist zu sehen, dass für neu zu errichtende Elektrolyseure künftig ein höherer Schwellen\r\nwert bzgl. der Elektrolysekapazität zu übertreffen ist, um eine Bewerbung als Projekt von ge\r\nmeinsamem Interesse (PCI) oder Projekt von gegenseitigem Interesse (PMI) zu ermöglichen \r\n(vgl. Abschnitt 2.3). \r\nSeite 30 von 31 \r\nDer BDEW fordert: \r\n› \r\n› \r\n› \r\nWirkungsvolles Instrument zur Risikoabsicherung der grenzüberschreitenden Infrastruk\r\ntur für Wasserstoff explizit in der TEN-E-Verordnung verankern. \r\nInstrumente zur Beschleunigung des H2-Hochlaufs zwischen den verschiedenen Rechts\r\nakten kohärent ausgestalten (vgl. hierzu auch entsprechende Forderungen nach einer \r\nHarmonisierung allgemeiner genehmigungsrechtlicher Forderungen). \r\nBei Elektrolyseuren: Beibehaltung des bisherigen Schwellenwerts der Elektrolysekapazi\r\ntät, um Bewerbung als PCI oder PMI zu ermöglichen. \r\nSeite 31 von 31 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027155","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur umsatzsteuerlichen Behandlung von Emissions-, Gas- und Elektrizitätszertifikaten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b0/0f/813796/Stellungnahme-Gutachten-SG2607150013.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 14. Juli 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nUmsatzsteuerliche Behandlung von Emissions-, Gas- \r\nund Elektrizitätszertifikaten und weiteren Nachweisin\r\nstrumenten \r\nAnwendungsbereich des § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 \r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Un\r\nternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent \r\ndes Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der \r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex \r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer \r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n1 Einleitung \r\nSeit dem 1. Juli 2010 unterliegt die Übertragung bestimmter Emissionszertifikate in Deutschland dem \r\nReverse-Charge-Verfahren nach § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG. Erfasst sind insbesondere Berechtigungen be\r\nziehungsweise EU Allowances nach § 3 Nr. 3 TEHG, Emissionsreduktionseinheiten nach § 2 Nr. 20 Pro\r\njekt-Mechanismen-Gesetz sowie zertifizierte Emissionsreduktionen nach § 2 Nr. 21 Projekt-Mechanis\r\nmen-Gesetz. \r\nSeit dem 1. Januar 2020 gilt die Vorschrift zudem für Gas- und Elektrizitätszertifikate. Hierzu zählen \r\nnach Abschnitt 13b.1 Abs. 2 Satz 1 Nr. 8 Satz 2 UStAE insbesondere Herkunftsnachweise nach § 79 EEG \r\nund Regionalnachweise nach § 79a EEG. Seit dem 1. Januar 2023 werden außerdem Emissionszertifi\r\nkate nach § 3 Nr. 2 BEHG erfasst. Bei im Inland steuerbaren Umsätzen schuldet grundsätzlich der un\r\nternehmerische Leistungsempfänger die Umsatzsteuer. \r\nMit der am 6. März 2025 in Kraft getretenen Neufassung des TEHG und der Einführung des EU ETS 2 \r\nentsteht weiterer gesetzlicher und administrativer Anpassungsbedarf. Gleichzeitig bestehen bei zahl\r\nreichen handelbaren Zertifikaten und Nachweisinstrumenten weiterhin erhebliche Abgrenzungs- und \r\nRechtsunsicherheiten. \r\nDer BDEW setzt sich daher insbesondere für folgende Punkte ein: \r\n• eine klare und möglichst umfassende Anwendung des Reverse-Charge-Verfahrens auf standardi\r\nsierte, übertragbare und eigenständig handelbare Zertifikate des Energiesektors; \r\n• eine ausdrückliche Einbeziehung weiterer Zertifikate und Nachweisinstrumente, insbesondere \r\nausländischer Herkunftsnachweise, Biomethannachweise, freiwilliger Emissionsgutschriften und \r\nder entgeltlichen Übernahme von Treibhausgasminderungspflichten; \r\n• eine rechtssichere Einbeziehung der Emissionszertifikate des EU ETS 2 vor Beginn ihrer Versteige\r\nrung; \r\n• die vollständige Übernahme der Vereinfachungsregelung des § 13b Abs. 5 Satz 8 UStG in den \r\nUmsatzsteuer-Anwendungserlass; \r\n• den Schutz der etablierten Anwendungspraxis durch eine Nichtbeanstandungsregelung für die \r\nVergangenheit und angemessene Übergangsfristen; \r\n• die lückenlose Sicherstellung der unionsrechtlichen Grundlage für das Reverse-Charge-Verfahren \r\nüber den 31. Dezember 2026 hinaus. \r\nEine klare und praxisgerechte Regelung ist sowohl im Interesse der Unternehmen als auch der Finanz\r\nverwaltung. Sie reduziert Abgrenzungsrisiken und administrativen Aufwand und trägt zugleich dem \r\nZweck des Reverse-Charge-Verfahrens Rechnung, Umsatzsteuerausfälle in betrugsanfälligen Handels\r\nmärkten zu verhindern. \r\n2 Handel mit Treibhausgas-Emissionszertifikaten sowie mit Gas- und Elektrizitätszer\r\ntifikaten \r\nDie Übertragung eines Zertifikats stellt grundsätzlich eine sonstige Leistung dar. Bei Leistungen zwi\r\nschen Unternehmern bestimmt sich der Leistungsort nach § 3a Abs. 2 UStG. Die Leistung wird regelmä\r\nßig dort ausgeführt, wo der Leistungsempfänger sein Unternehmen betreibt. Wird die Leistung an eine \r\nSeite 2 von 7 \r\nBetriebsstätte erbracht, ist deren Ort maßgeblich. \r\nDie Übertragung der in § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG genannten Emissions-, Gas- und Elektrizitätszertifikate \r\nunterliegt dem Reverse-Charge-Verfahren. Der Leistungsempfänger schuldet die Umsatzsteuer, sofern \r\ner Unternehmer ist. \r\nRegistergeführte Zertifikate werden regelmäßig vom Konto des leistenden Unternehmers auf das Konto \r\ndes Leistungsempfängers übertragen. Die Leistung ist grundsätzlich mit Abschluss der Umbuchung aus\r\ngeführt. Im Einzelfall kann die Übertragung eines Zertifikats eine Nebenleistung zu einer Strom- oder \r\nGaslieferung sein. In diesem Fall folgt sie umsatzsteuerlich der Hauptleistung. Unter den Voraussetzun\r\ngen des § 13b Abs. 2 Nr. 5 Buchstabe b in Verbindung mit Abs. 5 UStG kann auch für die Hauptleistung \r\ndas Reverse-Charge-Verfahren gelten. \r\n3 Gas- und Elektrizitätszertifikate gemäß § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG \r\nAbschnitt 13b.1 Abs. 2 Satz 1 Nr. 8 Satz 2 UStAE nennt Herkunftsnachweise nach § 79 EEG und Regional\r\nnachweise nach § 79a EEG ausdrücklich als Elektrizitätszertifikate. Die Formulierung „insbesondere“ ver\r\ndeutlicht, dass diese Aufzählung nicht abschließend ist. Weitere Gas- und Elektrizitätszertifikate werden \r\nim UStAE bislang nicht näher bestimmt. \r\nNeben den ausdrücklich genannten Instrumenten bestehen zahlreiche weitere Zertifikate und Nach\r\nweise. Viele dieser Instrumente sind immateriell, standardisiert und übertragbar. Sie werden regelmäßig \r\nzwischen Unternehmern gehandelt und häufig über Register oder vergleichbare Systeme übertragen. \r\nDie fehlende Einordnung führt in der Praxis zu Rechtsunsicherheit. Die Unternehmen müssen entschei\r\nden, ob sie Umsatzsteuer in Rechnung stellen oder das Reverse-Charge-Verfahren anwenden. Fehler\r\nhafte Einordnungen können Rechnungskorrekturen und Nachzahlungen auslösen, den Vorsteuerabzug \r\ngefährden und den Abstimmungsaufwand zwischen den Vertragspartnern erheblich erhöhen. \r\nStandardisierte und leicht übertragbare Zertifikate können aufgrund ihrer schnellen und wiederholten \r\nÜbertragbarkeit zudem für Umsatzsteuerbetrug genutzt werden. Ein weiter und eindeutig bestimmter \r\nAnwendungsbereich des Reverse-Charge-Verfahrens liegt daher auch im Interesse der Finanzverwal\r\ntung. \r\nDer BDEW bittet darum, die nachfolgend genannten Zertifikate und Nachweisinstrumente in den An\r\nwendungsbereich des Reverse-Charge-Verfahrens einzubeziehen. Soweit die Instrumente bereits vom \r\ngeltenden Wortlaut des § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG erfasst sind, sollte dies im UStAE ausdrücklich klargestellt \r\nwerden. Soweit der geltende Wortlaut nicht ausreicht, sollte die Vorschrift entsprechend erweitert und \r\nunionsrechtlich abgesichert werden. \r\nFür die Einordnung sollten insbesondere folgende Kriterien maßgeblich sein: \r\n• die Standardisierung des Instruments, \r\n• seine rechtliche und tatsächliche Übertragbarkeit, \r\n• seine eigenständige Handelbarkeit, \r\n• die Abwicklung über ein Register oder ein vergleichbares System, \r\nSeite 3 von 7 \r\n• der unmittelbare Bezug zu Gas oder Elektrizität und \r\n• die Vergleichbarkeit mit den bereits erfassten Zertifikaten. \r\nDie konkrete Bezeichnung des Instruments oder der Staat seiner Ausstellung sollten einer Einbeziehung \r\nnicht entgegenstehen, sofern das Instrument diese Merkmale erfüllt. \r\nKategorie \r\nBezeichnung beziehungsweise Beispiel \r\nDeutsche Stromnachweise \r\nHerkunftsnachweise nach § 79 EEG und Regionalnachweise \r\nnach § 79a EEG \r\nEuropäische Stromherkunftsnach\r\nweise \r\nAusländische Guarantees of Origin (GOs) \r\nInternationale Stromherkunfts\r\nnachweise \r\nI-REC(E) \r\nStromherkunftsnachweise im Ver\r\neinigten Königreich \r\nRenewable Energy Guarantees of Origin (REGOs) \r\nFörder- und Verpflichtungszertifi\r\nkate im Vereinigten Königreich \r\nRenewables Obligation Certificates (ROCs) \r\nGas- und Biomethannachweise \r\nNachweise über Biomethanmengen und -qualitäten aus dem \r\ndena Biogasregister \r\nEurop. Emissionshandel für Ge\r\nbäude, Straßenverkehr und weitere \r\nSektoren \r\nEmissionszertifikate des EU ETS 2 nach § 3 Nr. 8 TEHG; hierzu \r\nZiffer 5 \r\nFreiwillige Emissionsgutschriften \r\nGold Standard Verified Emission Reductions (GSVERs) \r\nFreiwillige Emissionsgutschriften \r\nVerified Carbon Units (VCUs) nach dem Verified Carbon Stan\r\ndard (VCS) von Verra \r\nKraftstoffzertifikate im Vereinigten \r\nKönigreich \r\nRenewable Transport Fuel Certificates (RTFCs) im Rahmen der \r\nRenewable Transport Fuel Obligation \r\nTreibhausgasminderungsquote \r\nVertragliche Übernahme der Erfüllung von Treibhausgasmin\r\nderungspflichten nach § 37a Abs. 6 BImSchG; hierzu Ziffer 3.1 \r\nSeite 4 von 7 \r\nDie Übersicht ist nicht abschließend. Weitere Zertifikate und Nachweisinstrumente, die die genannten \r\nMerkmale erfüllen, sollten ebenfalls in den Anwendungsbereich des Reverse-Charge-Verfahrens einbe\r\nzogen werden. \r\nEine von der bisherigen Anwendungspraxis abweichende Verwaltungsauffassung sollte ausschließlich \r\nfür die Zukunft gelten. Für bereits ausgeführte Umsätze sollte die bisherige Behandlung nicht bean\r\nstandet werden, soweit keine Steuerausfälle entstanden sind. Den betroffenen Unternehmen sollte \r\nzudem eine angemessene Übergangsfrist zur Anpassung ihrer Verträge, Rechnungsprozesse und IT\r\nSysteme eingeräumt werden.  \r\n3.1 Treibhausgasminderungsquote \r\nNach § 37a Abs. 6 BImSchG können Verpflichtete die Erfüllung bestimmter Treibhausgasminderungs\r\npflichten durch schriftlichen Vertrag auf einen Dritten übertragen. Der Vertrag muss insbesondere den \r\nUmfang der vom Dritten sicherzustellenden Treibhausgasminderungsmenge bestimmen. \r\nAuf dieser Grundlage hat sich ein Markt für die entgeltliche Übernahme von Treibhausgasminderungs\r\npflichten entwickelt. Diese Umsätze weisen wesentliche Merkmale auf, die mit dem Handel anderer \r\nvom Reverse-Charge-Verfahren erfasster Instrumente vergleichbar sind. Es handelt sich um immateri\r\nelle und zwischen Unternehmern übertragbare Positionen. Ihr wirtschaftlicher Wert ergibt sich aus ih\r\nrer Anrechnung auf eine gesetzliche Verpflichtung. \r\nAuch bei diesen Umsätzen bestehen die für das Reverse-Charge-Verfahren maßgeblichen Vereinfa\r\nchungs- und Betrugspräventionsgründe. Der BDEW bittet daher darum, entgeltliche Umsätze aus der \r\nvertraglichen Übernahme von Treibhausgasminderungspflichten nach § 37a Abs. 6 BImSchG ausdrück\r\nlich in das Reverse-Charge-Verfahren einzubeziehen. Soweit § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG diese Umsätze \r\nnicht bereits erfasst, sollte die Vorschrift entsprechend erweitert und die erforderliche unionsrechtli\r\nche Grundlage sichergestellt werden. \r\nPetitum \r\nWir bitten das Bundesministerium der Finanzen, \r\n• in Abschnitt 13b.1 Abs. 2 Satz 1 Nr. 8 UStAE klarzustellen, dass die dortige Aufzählung der \r\nGas- und Elektrizitätszertifikate nicht abschließend ist, \r\n• die in der vorstehenden Übersicht genannten Zertifikate und Nachweisinstrumente, soweit \r\nsie bereits vom geltenden Gesetzeswortlaut erfasst sind, in eine nicht abschließende Posi\r\ntivliste des UStAE aufzunehmen, \r\n• für die übrigen Instrumente eine gezielte Erweiterung des § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG und deren \r\nunionsrechtliche Absicherung einzuleiten und \r\n• sicherzustellen, dass eine von der bisherigen Anwendungspraxis abweichende Verwaltungs\r\nauffassung nur für die Zukunft gilt und für die Vergangenheit eine Nichtbeanstandungsrege\r\nlung vorgesehen wird. \r\nSeite 5 von 7 \r\n4 Vereinfachungsregelung nach § 13b Abs. 5 Satz 8 UStG \r\nSeit dem 1. April 2024 gilt die Vereinfachungsregelung des § 13b Abs. 5 Satz 8 UStG auch für Umsätze \r\nnach § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG. Diese Erweiterung begrüßen wir. Sie erhöht die Rechtssicherheit in Zwei\r\nfelsfällen. \r\n§ 13b Abs. 5 Satz 8 UStG lautet: \r\n„Sind Leistungsempfänger und leistender Unternehmer in Zweifelsfällen übereinstimmend vom Vorliegen \r\nder Voraussetzungen des Absatzes 2 Nummer 4, 5 Buchstabe b, Nummer 6 bis 12 ausgegangen, obwohl \r\ndies nach der Art der Umsätze unter Anlegung objektiver Kriterien nicht zutreffend war, gilt der Leis\r\ntungsempfänger dennoch als Steuerschuldner, sofern dadurch keine Steuerausfälle entstehen.“ \r\nDiese Gesetzesänderung wurde bislang nicht vollständig im Umsatzsteuer-Anwendungserlass nachvoll\r\nzogen. Abschnitt 13b.8 Abs. 1 Satz 1 UStAE nennt weiterhin nur die Umsätze nach § 13b Abs. 2 Nr. 7 bis \r\n12 UStG. \r\nPetitum \r\nWir bitten darum, Abschnitt 13b.8 Abs. 1 Satz 1 UStAE an die geltende Gesetzesfassung anzupassen. \r\nDie Angabe „Nr. 7 bis 12“ sollte durch die Angabe „Nr. 6 bis 12“ ersetzt werden. \r\n5 Emissionszertifikate des EU ETS 2 – Anpassung des § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG  \r\nMit der Einführung des EU ETS 2 und der Neufassung des TEHG entsteht Anpassungsbedarf im Umsatz\r\nsteuergesetz. Die neuen Emissionszertifikate müssen eindeutig in das Reverse-Charge-Verfahren einbe\r\nzogen werden. \r\n§ 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG erfasst derzeit die Übertragung von Berechtigungen nach § 3 Nr. 3 TEHG. Nach \r\nder seit dem 6. März 2025 geltenden Fassung des TEHG beziehen sich diese Berechtigungen auf Tätig\r\nkeiten nach Teil A Abschnitt 2 des Anhangs. Teil A umfasst insbesondere den Emissionshandel für Anla\r\ngen sowie den Luft- und Seeverkehr. \r\nDer Brennstoffemissionshandel des EU ETS 2 ist dagegen in Teil B des Anhangs geregelt. Die zugehörigen \r\nEinheiten werden in § 3 Nr. 8 TEHG als Emissionszertifikate bezeichnet. § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG verweist \r\nbislang nicht auf § 3 Nr. 8 TEHG. Der Wortlaut der Vorschrift erfasst die Übertragung von Emissionszer\r\ntifikaten des EU ETS 2 daher nicht ausdrücklich. Diese Rechtsunsicherheit muss vor Aufnahme des Han\r\ndels beseitigt werden. Die betroffenen Unternehmen benötigen rechtzeitig klare Vorgaben für ihre Ver\r\nträge, Rechnungen und steuerlichen Prozesse. \r\nSeite 6 von 7 \r\nDie vollständige operative Anwendung des EU ETS 2 beginnt im Jahr 2028. Die Versteigerung von ETS-2\r\nZertifikaten soll jedoch bereits im Januar 2027 beginnen. Die umsatzsteuerliche Behandlung muss daher \r\nrechtzeitig vor Beginn der Versteigerungen rechtssicher geregelt werden. \r\nPetitum \r\nWir bitten darum, § 13b Abs. 2 Nr. 6 UStG ausdrücklich um Emissionszertifikate nach § 3 Nr. 8 TEHG \r\nzu ergänzen. \r\nDie Änderung sollte rechtzeitig vor Beginn der Versteigerung von ETS-2-Zertifikaten in Kraft treten. \r\nDamit wird die neue Begriffssystematik des TEHG vollständig im Umsatzsteuergesetz nachvollzogen \r\nund eine einheitliche umsatzsteuerliche Behandlung der Zertifikate des EU ETS 1 und des EU ETS 2 \r\nsichergestellt. \r\n6 Sicherstellung der unionsrechtlichen Grundlage \r\nArt. 199a Abs. 1 MwStSystRL erlaubt den Mitgliedstaaten, das Reverse-Charge-Verfahren unter ande\r\nrem auf die Übertragung von Emissionsberechtigungen sowie von Gas- und Elektrizitätszertifikaten an\r\nzuwenden. \r\nDie Regelung ist nach geltendem Unionsrecht bis zum 31. Dezember 2026 befristet. Die Betrugsrisiken \r\nim Handel mit Emissions-, Gas- und Elektrizitätszertifikaten bestehen jedoch fort. Die Instrumente sind \r\nimmateriell, leicht übertragbar und häufig Gegenstand grenzüberschreitender Handelsketten. Eine lü\r\nckenlose Fortführung der unionsrechtlichen Grundlage über den 31. Dezember 2026 hinaus ist daher \r\nerforderlich. Davon zu unterscheiden ist die besondere unionsrechtliche Ermächtigung für Emissions\r\nzertifikate nach dem BEHG. Der Durchführungsbeschluss (EU) 2024/2680 erlaubt Deutschland, das Re\r\nverse-Charge-Verfahren auf diese Zertifikate bis zum 31. Dezember 2026 anzuwenden. \r\nFür eine Verlängerung der Sondermaßnahme war bis zum 31. März 2026 ein Antrag bei der Europäi\r\nschen Kommission einzureichen. Dem Antrag war ein Bericht über die Anwendung und die Auswirkun\r\ngen der Maßnahme beizufügen. \r\nPetitum \r\nWir bitten das Bundesministerium der Finanzen, sich für eine rechtzeitige und lückenlose Verlänge\r\nrung des Art. 199a MwStSystRL über den 31. Dezember 2026 hinaus einzusetzen. \r\nSeite 7 von 7 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027210","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer erbschaftsteuerlichen Begünstigung für PV-Freiflächenanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/11/fe/815300/Stellungnahme-Gutachten-SG2607170009.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":" \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nBerlin, 22. April 2026 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32 \r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nPositionspapier \r\nErbschaftssteuer bei Photovoltaik \r\nLösungsansätze für eine steuergerechte Zuordnung der \r\nPhotovoltaik auf Freiflächen \r\n \r\nVersionsnummer: 2.0 \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\nSeite 2 von 8 \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nInhalt \r\n1 Hintergrund ......................................................................................................... 3 \r\n1.1 Handlungsbedarf bei der Erbschaftsteuerregelung für Photovoltaik\r\nFreiflächenanlagen ........................................................................................ 3 \r\n2 Lösungsansätze zur Überwindung des Hemmnisses ............................................. 4 \r\n2.1 Verteilung der Erbschaftsteuerlast ................................................................ 4 \r\n2.2 Liquiditätshilfe durch den Projektierer .......................................................... 5 \r\n2.3 Projektbeteiligung der Landwirtin bzw. des Landwirts .................................. 5 \r\n3 BDEW-Vorschlag: Einführung eines „PV-Freiflächen-Begünstigungstatbestands“ 5 \r\n4 Fazit und politische Relevanz ............................................................................... 8 \r\n1 Hintergrund \r\nDer Solarenergie kommt bei Deutschlands Ausbauzielen für Erneuerbare Energien eine wich\r\ntige Rolle zu. Im Jahr 2024 wurde ein neuer Rekordwert von über einer Million Anlagen mit ei\r\nner Gesamtleistung von rund 17 Gigawatt erreicht. Unter Beachtung des systemdienlichen \r\nAusbaupfads und der Ertragsoptimierung sind weitere Potenziale zu heben. Der Ausbau im \r\nPV-Freiflächen-Segment ist weiter ambitioniert voranzutreiben. Ein wesentlicher Erfolgsfaktor \r\nfür den Ausbau der Solarenergie ist ein ausreichender Zugang zu landwirtschaftlichen Flächen. \r\nEin wesentliches Hemmnis bei der Flächenverfügbarkeit stellt derzeit die erbschaftsteuerliche \r\nBehandlung solcher Flächen dar. \r\n1.1 Handlungsbedarf bei der Erbschaftsteuerregelung für Photovoltaik-Freiflächenanlagen \r\nNach aktueller Rechtslage führt die Verpachtung landwirtschaftlicher Flächen für Photovoltaik \r\n(PV)-Freiflächenanlagen dazu, dass diese nicht mehr als land- und forstwirtschaftliches Vermö\r\ngen gelten, sondern als Grundvermögen klassifiziert werden. Damit entfällt die steuerliche Pri\r\nvilegierung im Erbschaft- und Schenkungssteuerrecht. Dies kann zu erheblichen Steuerbelas\r\ntungen führen – in Einzelfällen sogar höher als die gesamten Pachteinnahmen über die Lauf\r\nzeit eines Solarparks. Für viele Landwirtinnen und Landwirte bedeutet dies ein existenzielles \r\nRisiko, das sie nicht eingehen wollen. In der Praxis gefährdet dies Vertragsabschlüsse und \r\nbremst den dringend notwendigen Ausbau der Solarenergie. \r\nEine analoge Anwendung der Sonderregelung für Agri-PV ist aus Sicht des BDEW bei klassi\r\nschen PV-Freiflächenanlagen nicht realistisch, da hier vorrübergehend keine vollumfängliche \r\nlandwirtschaftliche Nutzung mehr erfolgen kann. Gleichzeitig handelt es sich aber nicht um \r\nklassisch gewerblich genutzte Flächen – der PV-Ausbau liegt im öffentlichen Interesse und \r\nsollte steuerlich begünstigt werden. \r\nDie naheliegendste und einfachste Option bestünde darin, die ursprünglichen Ackerflächen \r\nbei Errichtung einer PV-Freiflächenanlagen auch während der PV-Nutzung weiterhin dem \r\nlandwirtschaftlichen Betriebsvermögen zuzurechnen. Häufig wird argumentiert, die PV-Nut\r\nzung sei lediglich temporär, da die Gestattungsverträge am Ende der Laufzeit einen durch \r\nBürgschaften abgesicherten vollständigen Rückbau der Anlagen vorsehen und der Fläche an\r\nschließend wieder die landwirtschaftliche Nutzung offensteht. Da keine großflächigen Funda\r\nmente oder vergleichbare bauliche Eingriffe erforderlich sind, ist ein Rückbau in der Regel zü\r\ngig und unkompliziert durchführbar. \r\nSeite 3 von 8 \r\nDer Bundesfinanzhof hat sich in seinem Urteil1 vom 22. Juli 2020 auf dieses Argument der \r\n„vorrübergehend Nutzung“ bei Kiesgruben bezogen. Die betroffene Fläche wurde hier über \r\n30 Jahre für den Kiesabbau genutzt. Dem Bundesfinanzhof zufolge ist die Fläche trotz des Kie\r\nsabbaus weiterhin dem land- und forstwirtschaftlichen Vermögen zuzurechnen, da die ur\r\nsprüngliche landwirtschaftliche Nutzung nicht dauerhaft aufgegeben, sondern lediglich tem\r\nporär unterbrochen wurde. \r\nDie Erweiterung der Zuordnung zum land- und forstwirtschaftlichen Vermögen stellt die sach\r\ngerechte und bürokratieärmste Lösung aus Sicht des BDEW dar. Da der Gesetzgeber dieser Ar\r\ngumentation bislang für Solaranlagen nicht gefolgt ist, schlägt der BDEW in dem vorliegenden \r\nPapier eine weitere alternative Möglichkeit vor, den aktuellen Status Quo zu verbessern. \r\nDie aktuelle Grauzone im Steuerrecht führt zur Investitions- und Planungsunsicherheit. Der \r\nBDEW fordert Rechtssicherheit und eine gesetzliche Klarstellung im Bewertungsgesetz. \r\nDer BDEW stellt Grauzonen bei der Besteuerung fest. Aufgrund baurechtlicher Privilegie\r\nrungstatbestände (z. B. neben Autobahn und Schienenwegen) werden zunehmend Projekte \r\nohne Bebauungsplan (B-Plan) umgesetzt. Die Zuordnung zum Grundvermögen aufgrund des B\r\nPlans und die daraus hervorgehenden steuerrechtlichen Nachteile gelten damit nur für einen \r\nTeil der Freiflächen-Anlagen. Der BDEW fordert eine Harmonisierung der einschlägigen Rege\r\nlungen, um planungs- und steuerrechtliche Inkonsistenzen zu beseitigen und den Ausbau der \r\nErneuerbaren Energien nicht zu gefährden. \r\n2 Lösungsansätze zur Überwindung des Hemmnisses \r\nAktuell gibt es drei etablierte Ansätze in der Praxis: \r\n2.1 Verteilung der Erbschaftsteuerlast \r\nProjektierer und Flächeneigentümer teilen die erwartete Erbschaftsteuerlast vertraglich im \r\nVorfeld auf. Dies ist rechtlich möglich, stellt aber keine strukturelle Lösung dar und kann nicht \r\nin jedem Fall wirtschaftlich abgebildet werden. \r\n1 https://www.bundesfinanzhof.de/de/entscheidung/entscheidungen-online/detail/STRE202010255/ \r\nSeite 4 von 8 \r\n2.2 Liquiditätshilfe durch den Projektierer \r\nDer Projektierer stellt der Landwirtin bzw. dem Landwirt über die Projektgesellschaft eine Vo\r\nrauszahlung auf zukünftige Pachtzahlungen zur teilweisen Deckung des Steueraufwands zur \r\nVerfügung. Diese Lösung erhöht den Finanzierungsaufwand des Projektes und senkt dadurch \r\ndie Umsetzungswahrscheinlichkeit. Zu beachten ist, dass aufgrund der vorgezogenen Auszah\r\nlung zukünftiger Pachtzahlungen die Liquidität der Projektgesellschaft belastet wird. Vorab\r\nzahlungen sind mit insolvenzrechtlichen Risiken für den Betreiber verbunden, deren Mitiga\r\ntion einen erheblichen administrativen Aufwand erzeugt und nicht gänzlich vermieden wer\r\nden kann. Die Verpflichtung zur Mehrfachzahlung der Pachten kann für den Betreiber nicht \r\ngänzlich ausgeschlossen werden. \r\n2.3 Projektbeteiligung der Landwirtin bzw. des Landwirts \r\nDie Landwirtin bzw. der Landwirt beteiligt sich an der Projektgesellschaft. Damit wird die Flä\r\nche steuerlich dem Sonderbetriebsvermögen bei der Projektgesellschaft zugeordnet. Diese Lö\r\nsung führt in der Praxis häufig zur Anerkennung als begünstigtes Vermögen – ist jedoch recht\r\nlich unsicher, uneinheitlich in der Verwaltungspraxis und verlangt der Landwirtin bzw. dem \r\nLandwirt unternehmerisches Risiko und Kapitalbeteiligung ab. Dies bedeutet für den Betreiber \r\neinen erhöhten Verwaltungs- und Finanzierungsaufwand sowie eingeschränkte Veräußerungs\r\nmöglichkeiten. Zudem wird die Fungibilität des Assets gesenkt – so werden Verschmelzungen \r\nund Anwachsungen nicht möglich. Dies betrifft insbesondere Fälle, bei denen der Solarpark für \r\nunternehmerische Beteiligungsmodelle aus der bestehenden Gesellschaft ausgegliedert wer\r\nden müsste. In der Praxis erfolgt dies nicht. Darüber hinaus entstehen erhebliche gewerbe\r\nsteuerliche Mehrbelastungen, da die Pachteinnahmen der Landwirte zu Sonderbetriebsein\r\nnahmen werden. \r\n3 BDEW-Vorschlag: Einführung eines „PV-Freiflächen-Begünstigungstatbestands“ \r\nDer BDEW plädiert weiterhin im ersten Schritt für die praktikabelste Lösung: Die Zuordnung \r\nder Freiflächen-Photovoltaikanlagen vollständig zum land- und forstwirtschaftlichen Betrieb. \r\nNur dann verlieren die Flächen nicht die erbschaftsteuerlichen Begünstigungen für landwirt\r\nschaftliches Betriebsvermögen und verbleiben in der Grundsteuer A. \r\nDer BDEW hatte in seiner Stellungnahme zum Solarpaket I sowie in diversen weiteren Stel\r\nlungnahmen bereits für diese Anpassung plädiert. Dieser Vorschlag hat jedoch bislang keinen \r\nEingang in das Gesetz gefunden. Der BDEW sieht weiterhin Handlungsbedarf und schlägt da\r\nher eine weitere alternative Option zur Minimierung der aktuellen Hemmnisse vor. \r\nSeite 5 von 8 \r\nEine kurzfristige tragfähige Lösung für das erbschaftsteuerliche Hemmnis bei PV-Freiflächen\r\nanlagen könnte aus Sicht des BDEW durch eine zielgerichtete Anpassung des Bewertungsge\r\nsetzes erfolgen, die die besondere Funktion von PV-Freiflächenanlagen für die Energiewende \r\nberücksichtigt – ohne eine Gleichstellung mit Agri-Photovoltaik vorzunehmen. \r\nDie bestehende steuerliche Begünstigung von Agri-Photovoltaik basiert auf der fortdauernden \r\nvollumfänglichen landwirtschaftlichen Nutzung der Fläche. Diese liegt bei klassischen PV-Frei\r\nflächenanlagen jedoch temporär nicht vollständig vor. \r\nNichtdestotrotz dienen PV-Freiflächenanlagen einem überragenden öffentlichen Interesse, \r\ndas mit dem Schutz der Landwirtschaft vergleichbar ist – nämlich der Sicherung einer klima\r\nneutralen Energieversorgung und der Umsetzung der nationalen Ausbauziele für erneuerbare \r\nEnergien. Daraus ergibt sich die Notwendigkeit, einen eigenen steuerlichen Begünstigungs\r\ntatbestand für PV-Freiflächenanlagen zu schaffen. \r\nDer BDEW plädiert für eine klare gesetzliche Regelung, die sicherstellt, dass landwirtschaftlich \r\nFlächen bei vorübergehender Nutzung für PV-Freiflächenanlagen nicht vollumfänglich ihre \r\nsteuerliche Begünstigung verlieren. Eine pauschale Reduzierung der Erbschaftsteuerlast – \r\netwa um ein Drittel oder die Hälfte – und die Stundung der Erbschaftszahlung in Anlehnung an \r\ndie zu erwarteten Pachterträge wäre sachgerecht und würde die Investitionsbereitschaft der \r\nLandwirtinnen und Landwirte deutlich erhöhen. \r\nDer BDEW schlägt daher eine sachgerechte, spezifische Anpassung des Bewertungsgesetzes \r\nvor, um landwirtschaftliche Flächen, die vorrübergehend für PV-Freiflächenanlagen bereitge\r\nstellt werden, teilweise von der erbschaftsteuerlichen Mehrbelastung zu entlasten, ohne sie \r\nmit Agri-PV gleichzustellen. \r\nDenkbare wäre ein pauschaler Bewertungsabschlag für PV-Freiflächenanlagen bzw. Einfüh\r\nrung eines „PV-Freiflächen-Begünstigungstatbestands“. Ein neuer Absatz im Bewertungsge\r\nsetz (§ 160 BewG oder im Erbschaftssteuergesetz) könnte vorsehen, dass für landwirtschaftli\r\nche Flächen, die für eine befristete Nutzung (z. B. Vertragslaufzeit von ≤ 40 Jahre) als PV-Frei\r\nflächenanlage verpachtet werden: \r\nSeite 6 von 8 \r\n• ein pauschaler Bewertungsabschlag von z. B. 50 % bei der Ermittlung des Wertes die\r\nser Grundstücke als Bemessungsgrundlage2 für die Erbschaftsteuer gilt, oder \r\n• ein pauschaler Freibetrag bei der Ermittlung des Grundbesitzwertes berücksichtigt \r\nwird, oder \r\n• die Fläche nur anteilig in die Bewertung des Grundvermögens eingeht, wobei die \r\nMehrheit der Fläche weiterhin dem landwirtschaftlichen Betriebsvermögen zugerech\r\nnet wird. \r\nSomit wird ein eigenständiger Begünstigungstatbestand im Bewertungsgesetz geschaffen, der \r\nPV-Freiflächenanlagen explizit berücksichtigt. Eine solche Regelung könnte an folgende Bedin\r\ngungen geknüpft sein: \r\n• Die Fläche war zuvor Teil eines aktiv bewirtschafteten landwirtschaftlichen Betriebs. \r\n• Die Verpachtung erfolgt ausschließlich für den Betrieb einer PV-Freiflächenanlage und \r\nzugehörigen Nebenanlagen wie Umspannwerke, Co-Located Speicher, Feuerlöschein\r\nrichtungen (kein Gewerbepark etc.). \r\n• Nach Ablauf der Nutzungsdauer (z. B. Vertragslaufzeit von ≤ 40 Jahre) ist eine Rückfüh\r\nrung in die vollumfängliche landwirtschaftliche Nutzung möglich oder vertraglich vor\r\ngesehen. \r\n• Die Fläche ist weder bebaut noch versiegelt im klassischen Sinne (z. B. übermäßige Bo- \r\ndenversiegelung ausgeschlossen). \r\nDies würde einen klaren rechtlichen Rahmen schaffen, der Planungssicherheit für Landwirtin\r\nnen und Landwirte und Projektentwickler gleichermaßen bietet. Dies würde zu einer gezielten \r\nEntlastung für eine gesellschaftlich erwünschte Zwischennutzung führen – zeitlich befristet \r\nund klar definierbar. Die Umsetzung dieses pauschalen Bewertungsabschlages sollte dennoch \r\nmöglichst einfach und bürokratiearm erfolgen. \r\n2Maßgeblich für die Berechnungsmethode ist der Erlass der obersten Finanzbehörden der Länder vom 6. März \r\n2024 zur Bewertung von Grundstücken mit Windkraftanlagen oder Freiflächen-Fotovoltaikanlagen und Bestim\r\nmung des Bodenwertes gem. § 179 BewG. \r\nSeite 7 von 8 \r\n4 Fazit und politische Relevanz \r\nPV-Freiflächenanlagen leisten einen entscheidenden Beitrag zur Transformation des Energie\r\nsystems und zur Erreichung der Klimaziele. Der derzeitige steuerliche Status quo schafft Fehl\r\nanreize und gefährdet notwendige Investitionen. \r\nDer BDEW fordert daher eine gesetzliche Neuregelung im Bewertungsgesetz, die PV-Freiflä\r\nchenanlagen als befristete, gemeinwohlorientierte Sondernutzung erfasst und erbschaftsteu\r\nerlich teilweise entlastet, da diese Flächen nicht dauerhaft der landwirtschaftlichen Nutzung \r\nentzogen werden. Dies stellt keine Gleichstellung mit Agri-PV dar, sondern eine eigenständige, \r\ndifferenzierte Lösung, die den Ausbau der Solarenergie im Einklang mit dem Erhalt von land\r\nwirtschaftlichen Familienbetrieben ermöglicht. \r\nSeite 8 von 8 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027282","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zu § 3a CO2KostAufG zur Biogaskostenaufteilung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ec/1a/816989/Stellungnahme-Gutachten-SG2607210008.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"VKU\r\nVERBAND KOMMUNALER UNTERNEHMEN e.V.\r\nBDEW\r\nEnergie. Wasser. Leben.\r\nDeutscher Bundestag\r\nVorsitzender der CDU/CSU-Bundestagsfraktion\r\nHerrn Jens Spahn MdB\r\nPlatz der Republik 1\r\n11011 Berlin\r\nNeue Regelung § 3a CO2KostAuftG im Zusammenhang mit der Biogastreppe GModG\r\nBerlin, 13. Juli 2026 \r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW)\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de \r\nVKU Verband kommunaler Unternehmen e. V.\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nwww.vku.de \r\nSehr geehrter Herr Vorsitzender, \r\nmit diesem Schreiben möchten wir Sie auf eine Problematik des neuen § 3a des Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetzes (CO2KostAufG) im Rahmen des Gesetzespakets zum Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) hinweisen. Das Gesetzespaket wurde in dieser Form am letzten Freitag im Bundestag beschlossen. \r\nMit dem vorgesehenen § 3a CO2KostAufG werden Energievertriebe mit zusätzlichen Pflichten belastet, die erhebliche Bürokratie, neue Rechtsunsicherheiten und wirtschaftliche Risiken verursachen, ohne einen erkennbaren Mehrwert für Verbraucher zu schaffen. \r\nDie vorgesehene Verpflichtung zur Ausweisung individueller Beschaffungskosten greift in unternehmensinterne Beschaffungsstrategien ein und zwingt Unternehmen, Geschäftsgeheimnisse offenzulegen. Aufgrund unterschiedlicher Beschaffungszeitpunkte, Portfolien und Kundensegmente ist zudem eine verursachungsgerechte Zuordnung der Kosten zu einzelnen Lieferstellen praktisch kaum möglich und nur mit unverhältnismäßigem Aufwand umsetzbar. \r\nDie vorgesehene Weitergabe der tatsächlichen Beschaffungskosten steht auch im Widerspruch zu bewährten Fixpreisverträgen, die Kunden gerade wegen ihrer Preis- und Planungssicherheit nachfragen. Statt Transparenz entstehen zusätzliche Komplexität sowie nachträgliche Erstattungs- und Nachforderungsprozesse. \r\nKritisch ist in diesem Zusammenhang auch die vorgesehene Eingriffsbefugnis des Bundeskartellamts zu bewerten. Sie eröffnen kartellrechtliche Prüfungen auch gegenüber Unternehmen, die sich im funktionierenden Wettbewerb befinden und keine Marktmacht besitzen. \r\nVermieter haben bereits heute ein eigenes wirtschaftliches Interesse daran, möglichst kostengünstige Produkte auszuwählen. Ein zusätzlicher Ausweis individueller Beschaffungskosten verbessert die Transparenz für Verbraucher nicht, sondern kann Fehlanreize setzen, indem einzelne Preisbestandteile isoliert betrachtet werden. Im Ergebnis droht die Regelung das Gegenteil des Gewollten zu erreichen: steigender Verwaltungsaufwand, weniger Wettbewerb, höhere Kosten und ein geringeres Angebot an Biogasprodukten für Verbraucher. \r\nWir schlagen vor, hier bei der nächsten möglichen Gelegenheit (zum Beispiel im Rahmen der Gesetzgebung zu einer Biogasquote) die Regelung zur Kostenausweisung in § 3a CO2KostAufG zu korrigieren und konkrete Vorgaben in nachgelagerten Verordnungen zu regeln. Die Korrektur ist auch im Hinblick auf eine mögliche Grüngasquote und die diesbezüglichen Regelungen zu empfehlen, da sonst zusätzliche Komplexität bzw. noch höherer bürokratischer Aufwand droht. Dies würde Verbraucherschutz und Praxistauglichkeit gleichermaßen gewährleisten. \r\nEbenso empfehlen wir aus Gründen der Transparenz und des Bürokratieabbaus – vergleichbar zur Festlegung der Kosten für 〖\"CO\" 〗_2-Zertifikate für die Kostenaufteilung zwischen Vermieter und Mieter – durch eine nachgelagerte Behörde jährlich einen Durchschnittspreis für Biogaszertifikate zu ermitteln, der dann bundesweit als Basis für die Kostenaufteilung herangezogen wird. Damit würden auch Missbrauchsmöglichkeiten ausgeschlossen, da der zwischen Mieter und Vermieter aufzuteilende Kostenanteil des Biogases auf einem fair ermittelten Durchschnittspreis beruht. Dies stärkt die Motivation für die Wahl eines im Gesamtpreis günstigen Produktes. Hiermit wäre auch ausgeschlossen, dass Lieferanten Geschäftsgeheimnisse offenlegen müssen, indem Sie die Beschaffungspreise (ggf. noch bezogen auf verschiedene Einkaufszeiträume und Tranchen), Risikokalkulationen oder Angaben über Margen veröffentlichen müssen. Die wettbewerblichen Anreize, einen möglichst günstigen Gesamtpreis anzubieten, blieben erhalten. \r\nEs ist bedauerlich, dass zu diesem Thema die Branche nicht konsultiert wurde. Für Rückfragen und Gespräche stehen wir gerne zur Verfügung. \r\nDas Schreiben ist inhaltsgleich an den Fraktionsvorsitzenden der SPD-Bundestagsfraktion, die zuständigen stellvertretenden Fraktionsvorsitzenden, energiepolitischen Sprecher und Berichterstatter der Regierungsfraktionen sowie an das BMJV und das BMWE versendet worden. \r\nMit freundlichen Grüßen \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38. \r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt 1.592 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche Unternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit rund 309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und mehr als 17 Milliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen: Strom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser 88 Prozent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden Tag 31.500 Tonnen Abfall und hat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer 〖\"CO\" 〗_2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes. Immer mehr Mitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen investieren pro Jahr über 912 Millionen Euro. Künftig wollen 90 Prozent der kommunalen Unternehmen den Mobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten. \r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister des Bundes unter der Registernummer: R000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der Grundlage des Verhaltenskodex für Interessenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz (BMJV)","shortTitle":"BMJV","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-07-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027828","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung einer möglichen Grüngasquote - Aspekte aus Handels- und Vertriebssicht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/46/35/840096/Stellungnahme-Gutachten-SG2609090018.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 7. September 2026 \r\nPositionspapier \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nUmsetzung einer möglichen Grün\r\ngasquote  \r\nAspekte aus Handels- und Vertriebssicht \r\nVersionsnummer: 1 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 18 \r\nInhalt \r\n1 Einleitung und allgemeine Anmerkungen ........................................................... 3 \r\n2 Zusammenfassung der operativen Eckpunkte für die Ausgestaltung einer \r\nmöglichen Grüngasquote ................................................................................... 4 \r\n3 Beschaffung und Nachweisführung: Zusätzliche Bürokratie durch eine \r\nGrüngasquote .................................................................................................... 6 \r\n4 Massenbilanzierung ........................................................................................... 8 \r\n5 Liquidität .......................................................................................................... 11 \r\n6 Nachweisführung und Quotenerfüllung ............................................................ 13 \r\n7 Operative Wechselwirkungen einer Grüngasquote mit anderen Regelungen und \r\nInstrumenten .................................................................................................... 14 \r\n8 Abgrenzungsprobleme Kundengruppen ............................................................ 16 \r\n9 Ausweisung und Abrechnung Grüngasquote ..................................................... 17 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Einleitung und allgemeine Anmerkungen  \r\nDas Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) schreibt in § 42a GModG vor, dass die Bundes\r\nregierung bis zum 1. Dezember 2026 ein Gesetz zur Einführung einer Grüngas-/Grünheizöl\r\nquote vorzulegen hat (im Folgenden vereinfacht als Grüngasquote bezeichnet). Dieses Gesetz \r\nwird die Inverkehrbringer von Gas, Öl und Flüssiggas neben einer aufwachsenden Grüngas\r\nquote auch dazu verpflichten, die entsprechenden Brennstoffe ab dem Jahr 2045 vollständig \r\nauf klimaneutrale Brennstoffe umzustellen. Zudem soll die Grüngasquote auf die in § 43 Abs. 1 \r\nGModG definierte Biotreppe anrechenbar sein.  \r\nLeitplanken  \r\nDas vorliegende Papier formuliert Anforderungen für eine möglichst bürokratiearme, prakti\r\nkable und marktgerechte Ausgestaltung für den Fall, dass der Gesetzgeber eine entspre\r\nchende Regelung einführt. Es ist nicht als Befürwortung oder Ablehnung einer Grüngasquote \r\nzu verstehen. \r\nFür die Ausgestaltung einer möglichen Grüngasquote sind aus Sicht des BDEW übergeordnete \r\nLeitplanken zu beachten. Dazu zählen die Kompatibilität mit dem nationalen Klimaneutrali\r\ntätsziel 2045, der weitere Fokus auf das Wasserstoff-Kernnetz und den Wasserstoff-Hochlauf, \r\neine bürokratiearme Umsetzung von Grüngasquote und Biotreppe sowie eine Vereinfachung \r\nund Harmonisierung von Nachweisführung, Registern und Handelbarkeit. Daneben bedarf es \r\neiner realistischen Abschätzung des verfügbaren Biomassepotenzials auf Grundlage einer Bio\r\nmasse- und einer darauf aufbauenden nationalen Biomethan-Strategie, der Schaffung einer \r\nGrundlage für die Ausweisung von Biomethannetzgebieten sowie der Berücksichtigung sekto\r\nrübergreifender Nutzungskonkurrenzen von Biomasse.  \r\nDas vorliegende Papier konzentriert sich aus Handels- und Vertriebssicht insbesondere auf die \r\npraktische Umsetzung der Grüngasquote.  \r\nWärmelieferungen  \r\nBei einer Umsetzung einer Grüngasquote ist zentral, dass Gaslieferungen an Wärmeerzeuger \r\nin Wärmenetzen, die unter das Wärmeplanungsgesetz (WPG) fallen, von der verpflichtenden \r\nGrüngasquote ausgenommen sind. Hier sind die Regelungen im WPG mit klaren Meilenstei\r\nnen und Zielpfaden zur Dekarbonisierung (sowie zusätzlich die Einbeziehung in den EU-ETS) \r\nausreichend und auf das Ziel Klimaneutralität 2045 ausgerichtet. Eine zusätzliche brennstoff\r\nbezogene Quotenpflicht für Grüngase schafft keinen Mehrwert, sondern lediglich Kostenstei\r\ngerungen und bürokratischen Aufwand und löst erhebliche zusätzliche Abgrenzungs-, Nach\r\nweis- und Dokumentationspflichten aus. Dies wäre insbesondere bei in der \r\nSeite 3 von 18 \r\nFernwärmeversorgung häufig eingesetzten KWK-Anlagen der Fall: dort müsste u.a. eine auf\r\nwendige Aufteilung von Brennstoffeinsätzen erfolgen aufgrund komplexer und je nach Regu\r\nlierungsrahmen unterschiedlicher Kostenallokationen. Damit stünde der zusätzliche Verwal\r\ntungsaufwand außer Verhältnis zum zu erwartenden Zusatznutzen und widerspräche dem Ziel \r\neiner möglichst bürokratiearmen Ausgestaltung der Grüngasquote. \r\nZudem werden gerade in den größeren Wärmenetzen i.d.R. verschiedene Energiequellen ein\r\ngesetzt – die Dekarbonisierung der leitungsgebundenen Wärmeversorgung sollte weiterhin \r\nüber die Verbesserung der CO₂-Bilanz des Gesamtsystems und nicht über brennstoffbezogene \r\nQuoten gesteuert werden. Des Weiteren sollte im Falle einer Umsetzung geprüft werden, in\r\nwieweit sämtlicher Energiebezug gewerblicher Wärmelieferanten (Contracting) – auch in Ge\r\nbäudenetzen und der Objektversorgung – als Teil des Gewerbes von den Regelungen der \r\nGrüngasquote auszunehmen ist. \r\n2 Zusammenfassung der operativen Eckpunkte für die Ausgestaltung einer möglichen \r\nGrüngasquote \r\nDurch den Gesetzgeber sind klare und umsetzbare Abgrenzungen der Kundengruppen auf \r\nGrundlage des § 2 Abs. 1 GModG, die mit Gas mit Grüngasquote beliefert werden sollen, vor\r\nzunehmen sowie Erfüllungsoptionen zu definieren. \r\nBei der weiteren Ausgestaltung von Biotreppe und Grüngas- aber auch Grünheizölquote be\r\ndarf es einer verlässlichen und realistischen Abschätzung des vorhandenen „Bio-Potenzials“ \r\nanhand einer nationalen Biomasse-Strategie sowie darauf aufbauend einer nationalen Biome\r\nthan-Strategie und eines europäischen Zertifizierungs- und Handelssystems.  \r\nDie Biomethan-Strategie muss insbesondere Transparenz über die nachhaltig verfügbaren Bio\r\nmethanmengen, sektorübergreifende Nutzungskonkurrenzen sowie die daraus resultierenden \r\nPreis-, Liquiditäts-, Verfügbarkeits- und Infrastrukturwirkungen schaffen.  \r\nDie Umsetzung für Kunden, Lieferanten und Händler sollte aus Sicht des BDEW so bürokratie\r\narm, praxisorientiert und einfach wie möglich gestaltet werden. Dies könnte einen Beitrag \r\ndazu leisten, die Akzeptanz und die Kommunikation gegenüber Kunden zu verbessern, die Ab\r\nwicklung der Abrechnung und Nachweise zu vereinfachen und die Kosten für die Administra\r\ntion der Quote möglichst gering zu halten. Die Verständlichkeit für die Kunden, sowohl in der \r\nAbrechnung als auch in der konkreten Rechnungslegung, würde erhöht.  \r\nDabei sind mehrere Aspekte relevant: die Wechselwirkungen mit anderen gesetzlichen Vorga\r\nben, die Abgrenzung der Kundengruppen, die Ausweisung und Abrechnung gegenüber Kunden \r\nsowie der Handel und die Beschaffung. \r\nSeite 4 von 18 \r\nVoraussetzung für eine funktionierende Grüngasquote ist eine verbesserte Liquidität im Markt \r\nfür quotenfähige Grüngase. Hierbei sind nicht nur eine möglichst große Zahl von berücksichti\r\ngungsfähigen Grüngasen und hinreichende Beschaffungsmöglichkeiten (durch inländische Pro\r\nduktionskapazität und Importe) zu betrachten, sondern auch Verteilungsaspekte, da durch \r\nVerträge mit langfristiger Bindung und vertraglicher Sicherung die Liquidität beeinflusst wird. \r\nDer Hochlaufpfad für die Grüngasquote sollte realistisch und marktnah ausgestaltet werden, \r\num Versorgungssicherheit, Marktverfügbarkeit und verlässliche Investitionsanreize gleicher\r\nmaßen zu gewährleisten und in ein ausgewogenes Verhältnis zu bringen. Vor diesem Hinter\r\ngrund sollte insbesondere auf einen zu Beginn der Quote stark sprunghaften Anstieg verzich\r\ntet werden. \r\nDie Einführung einer Grüngasquote hat, je nach Fristsetzung, erhebliche Auswirkungen auf Be\r\nstandsverträge. Hier müsste je nach Fristsetzung die Möglichkeit bestehen, Aufpreise zur De\r\nckung höherer Kosten zu realisieren. Das Risiko aus steigenden Beschaffungskosten darf nicht \r\neinseitig bei den Vertriebsunternehmen verbleiben. Es bedarf geeigneter Regelungen, die eine \r\nsachgerechte Weitergabe der durch die Grüngasquote entstehenden Mehrkosten ermögli\r\nchen. \r\nFür eine Übergangszeit sind für Bestandsverträge besondere Regelungen zu treffen. Dabei ist \r\nzu beachten, dass mit Gewerbe- und Industriekunden individuelle Verträge weit im Voraus ge\r\nschlossen werden, die ggf. auch eine längere Laufzeit haben als Verträge mit Haushaltskun\r\nden. An dieser Stelle soll auch auf die bestehende Forderung des BDEW verwiesen werden, \r\ndass eine grundsätzliche Anpassung der gesetzlichen Regelungen des § 41 EnWG, vergleichbar \r\nmit der aktuellen Regelung bei Festpreisverträgen, möglich sein sollte, ohne Sonderkündi\r\ngungsrecht durch den Letztverbraucher Erhöhungen regulierter Preisbestandteile 1:1 weiter\r\nzugeben, da die Lieferanten darauf keinen Einfluss haben.  \r\nDer Gesetzgeber muss auch beleuchten, welche Wechselwirkungen zwischen der Grüngas\r\nquote und bestehenden Quotensystemen entstehen, wenn eine Grüngasquote eingeführt \r\nwird. Außerhalb des Gebäudesektors werden Grüngase voraussichtlich in Teilen der Industrie \r\nund des Verkehrs eingesetzt. Während es im Verkehr mit der THG-Quote sowie der \r\nFuelEUMaritime- und der ReFuelAviation-Verordnung bereits Anreizsysteme zum Einsatz sol\r\ncher Energieträger gibt, gibt es keine ähnliche Quotenlösung im Industriebereich. Vor diesem \r\nHintergrund sollte eine Übertragbarkeit der Zertifikate von in industriellen Anwendungen ein\r\ngesetzten Grüngasen an Quotenverpflichtete im Gebäudebereich geprüft werden. Dies würde \r\neinen zusätzlichen Beschaffungsweg zur Quotenerfüllung ermöglichen, die Liquidität erhöhen \r\nund zugleich den industriellen Transformationsprozess unterstützen. \r\nGrundsätzlich muss auf die Dringlichkeit einer zeitnahen Schaffung verlässlicher rechtlicher \r\nRahmenbedingungen hingewiesen werden. Je länger Unklarheit über die tatsächliche \r\nSeite 5 von 18 \r\nEinführung sowie die darauffolgende konkrete Ausgestaltung der Grüngasquote besteht, \r\ndesto höher sind die finanziellen und regulatorischen Risiken für die als Quotenverpflichtete \r\nbetroffenen Vertriebsunternehmen.  \r\nOhne frühzeitige Rechtssicherheit ist eine angemessene Anpassung bestehender Verträge so\r\nwie eine sachgerechte Berücksichtigung der damit verbundenen Risiken nur eingeschränkt \r\nmöglich. \r\nDer kurze Zeitraum zwischen der finalen Ausgestaltung und dem Inkrafttreten der Regelungen \r\nerschwert zudem eine rechtzeitige Beschaffung der erforderlichen Mengen. Dadurch entsteht \r\nfür Vertriebe das Risiko, ihre Quotenvorgaben trotz entsprechender Bemühungen nicht voll\r\nständig erfüllen zu können und gegebenenfalls mit Pönalisierungen konfrontiert zu werden. \r\nKlare und frühzeitig verfügbare Rahmenbedingungen sind daher eine wesentliche Vorausset\r\nzung für eine effiziente und verlässliche Umsetzung der Grüngasquote. Die Vorlauffrist für die \r\nImplementierung der Systeme sollte mindestens ein Jahr betragen, oder es muss eine großzü\r\ngige Nacherfüllungsoption geben. \r\nEine Regelung zur Grüngasquote muss die Erfüllung auf Ebene des verpflichteten Unterneh\r\nmens, Portfolios oder Bilanzkreises mit einer klaren Attributs- und Entwertungslogik ermögli\r\nchen und eine Mehrfachanrechnung derselben Menge ausschließen. Dabei muss eindeutig \r\nnachvollziehbar sein, welche Mengen und Eigenschaften für die Grüngasquote entwertet und \r\nwelche für andere Verwendungszwecke genutzt werden. Daten sollten möglichst nur einmal \r\nerfasst und anschließend für die zulässigen Verwendungszwecke genutzt werden können. \r\nNeue Systeme dürfen erst dann verpflichtend werden, wenn sie technisch verfügbar und im \r\npraktischen Betrieb funktionsfähig sind.  \r\n3 Beschaffung und Nachweisführung: Zusätzliche Bürokratie durch eine Grüngas\r\nquote \r\nMit einer Grüngasquote müssen zusätzlich ausreichende Mengen an anerkanntem Biomethan \r\nund anderen Erfüllungsoptionen (Grüngasen) beschafft, überwacht und nachgewiesen wer\r\nden. Dadurch entsteht zusätzlicher administrativer und kostenrelevanter Aufwand auf Seiten \r\nder Behörden und der Unternehmen. \r\nEin Stadtwerk mit 500 GWh Jahresabsatz und einer energetisch definierten Grüngasquote von \r\n15 % benötigt rechnerisch 75 GWh quotenfähiges Grüngas. Verändert sich der Absatz im Jah\r\nresverlauf oder wechseln Kunden den Lieferanten, verändert sich unmittelbar auch der durch \r\ndie Quote ausgelöste Bedarf. Dieser Effekt wird durch das Aufwachsen der Grüngasquote ver\r\nstärkt. \r\nSeite 6 von 18 \r\nNeben der Energiebeschaffung entsteht somit ein zusätzlicher Steuerungsprozess für die Quo\r\ntenmengen mit laufendem Abstimmungsbedarf. Dabei müssen künftig nicht nur Gasmengen \r\nbeschafft werden, sondern es ist von den Verpflichteten sicherzustellen, dass die massenbilan\r\nziellen Mengenströme und die Übertragung der Nachweise/Nachhaltigkeitseigenschaften den \r\ngesetzlichen Anforderungen und der Massenbilanzierung1 entsprechen. Das bedeutet auch die \r\nSicherstellung, dass ein gültiger anerkannter Nachweis vorliegt und dass eine Doppelverwen\r\ndung ausgeschlossen ist, mit den damit verbundenen zusätzlichen Dokumentations-, Prüf- und \r\nCompliance-Prozessen. \r\nDie Union Database kann perspektivisch dabei als zentrale europäische Datenplattform für \r\nNachhaltigkeits- und Transaktionsdaten dienen. Nationale Register und Nachweissysteme \r\nmüssen über standardisierte Schnittstellen angebunden werden, sodass verpflichtete Unter\r\nnehmen Nachweise nicht parallel in mehreren Systemen führen müssen. \r\nVorschlag für eine möglichst bürokratiearme Umsetzung \r\n› Der Nachweis für die Grüngasquote sollte an bestehende Handelssysteme und etablierte \r\nMarktprozesse anknüpfen, wobei diese zu digitalisieren/automatisieren sind. \r\n› Ziel sollte sein, dass Daten nur einmal erfasst und anschließend über standardisierte \r\nSchnittstellen für die jeweils zulässigen Verwendungszwecke genutzt werden können \r\n(Once-Only-Prinzip). \r\n› Sollten mehrere Register und Datenbanken genutzt werden müssen, sind auf europäischer \r\nund nationaler Ebene einheitliche Vorgaben für standardisierte Schnittstellen zu schaffen. \r\nDabei sollten die zuständigen Behörden und Registerbetreiber, also das Bundesministerium \r\nfür Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN), das Bundesminis\r\nterium für Wirtschaft und Energie (BMWE), die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Er\r\nnährung (BLE), das Umweltbundesamt (UBA) und die Deutsche Energie-Agentur GmbH \r\n(dena) frühzeitig eingebunden werden. \r\n› Nicht kompatible Registerlösungen oder getrennte Nachweislogiken fragmentieren aktuell \r\nden Markt weiter und sollten unbedingt vermieden werden.  \r\n› Für Importe sowohl aus EU- als auch aus Drittstaaten müssen die gleichen Anforderungen \r\nan Erzeugung, Übertragung und Entwertung gelten wie für inländische Mengen, vorausge\r\nsetzt, die einschlägigen Nachhaltigkeits- und Treibhausgasminderungskriterien werden \r\n1Auslegungshilfe zur Massenbilanzierung nach § 27c Absatz 1 Nummer 2 EEG 2012 \r\nSeite 7 von 18 \r\nerfüllt und auch entsprechend nachgewiesen. Dabei ist sicherzustellen, dass Wettbewerbs\r\nverzerrungen durch Doppelvermarktung beziehungsweise Double Counting von denselben \r\nNachhaltigkeits- oder THG-Eigenschaften wirksam ausgeschlossen werden. Soweit Grün\r\ngasmengen im Herkunftsland bereits eine operative Förderung erhalten haben, sollte ge\r\nprüft werden, ob hieraus eine unangemessene Mehrfachförderung oder Wettbewerbsver\r\nzerrung entsteht. \r\n› Die Nachweisführung darf zugleich nicht so komplex ausgestaltet werden, dass sie faktisch \r\nals Markteintrittsbarriere wirkt. \r\n› Regulatorische Beschränkungen einzelner Einsatzstoffe können die Verfügbarkeit von Erfül\r\nlungsoptionen einschränken und die Kosten der Quotenerfüllung erhöhen.  \r\n4 Massenbilanzierung \r\nDie Massenbilanzierung stellt eine zentrale Grundlage für einen funktionierenden Handel mit \r\nGrüngasen dar. Sie ermöglicht es, physische und bilanzielle Ströme innerhalb eines definierten \r\nSystems miteinander zu verknüpfen und schafft damit die notwendige Flexibilität für Inver\r\nkehrbringer und Händler, quotenfähige Mengen effizient zu beschaffen und anzurechnen. \r\nGemäß den Anforderungen der Durchführungsverordnung (EU) 2022/996 (IR996) muss die \r\nMassenbilanz dabei sicherstellen, dass Ein- und Ausgangsströme entlang der Lieferkette lü\r\nckenlos erfasst und eindeutig zugeordnet werden. Dies umfasst insbesondere die Einhaltung \r\ndes Prinzips der mengenmäßigen Übereinstimmung ('input-output balance'), die Vermeidung \r\nvon Doppelzählungen sowie eine klare zeitliche und räumliche Abgrenzung der Bilanzierungs\r\nsysteme. Für gasförmige Brennstoffe ist die räumliche Bilanzierungsgrenze dabei nicht auf das \r\ndeutsche Gasnetz beschränkt: Die IR996 betrachtet das EU-Verbundnetz als ein gemeinsames \r\nMassenbilanzsystem und ermöglicht damit die massenbilanzielle Zuordnung von Ein- und Aus\r\nspeisungen innerhalb der miteinander verbundenen europäischen Gasinfrastruktur. \r\nVor diesem Hintergrund schafft die massenbilanzielle Erfüllung ein hohes Maß an Marktflexi\r\nbilität, ohne die regulatorisch geforderte Glaubwürdigkeit und Transparenz der Nachhaltig\r\nkeitsnachweise zu beeinträchtigen. Die für die Quotenerfüllung relevanten Eigenschaften, ins\r\nbesondere Rohstoffart, Nachhaltigkeitsstatus, Treibhausgasintensität, Energiemenge und Her\r\nkunft, dürfen daher nicht vom zugrunde liegenden Massenbilanzsystem entkoppelt werden. \r\nJeder zertifizierte Wirtschaftsteilnehmer muss sicherstellen können, dass die von ihm weiter\r\nverkaufte Menge durch entsprechende Massenbilanzierung und Nachhaltigkeitseigenschaften \r\ngedeckt ist. Würde diese Pflicht entfallen, könnte nicht mehr nachgewiesen werden, dass die \r\nbeim Verpflichteten entwertete Menge tatsächlich dieselben Nachhaltigkeitsmerkmale trägt \r\nSeite 8 von 18 \r\nwie die ursprünglich erzeugte Grüngasmenge. Die Verpflichtung zur Zertifizierung endet beim \r\nVerpflichteten (Inverkehrbringer). \r\nVorschlag für eine möglichst bürokratiearme Umsetzung \r\n› Es ist ein einheitlicher Nachweisrahmen mit standardisierten Schnittstellen für die Massen\r\nbilanzierung erforderlich, welcher alle relevanten Anwendungen von Grüngasen integriert. \r\n› Die in § 8 Abs. 2 und 3 EBeV 2030 verankerten Anforderungen an Nachhaltigkeit, Treib\r\nhausgasminderung und Nachweisführung stellen bereits ein etabliertes und unionsrechtlich \r\nharmonisiertes Prüfsystem für den Einsatz von Biomasse-Brennstoffen dar. Insbesondere \r\nverweist die Vorschrift unmittelbar auf die Nachhaltigkeitsanforderungen der BioSt-NachV \r\nsowie auf die verpflichtende Nachweisführung über die Nabisy-Datenbank der zuständigen \r\nBehörde. Vor diesem Hintergrund erscheint es sachgerecht, für die Anerkennung von Bio\r\nmethan im Rahmen der Quotenerfüllung an diese Anforderungen und die danach bereits \r\nerbrachten Nachweise anzuknüpfen. \r\nDie hierfür erforderlichen Nachweise werden bereits entlang der Lieferkette erbracht und \r\nbehördlich dokumentiert. Eine zusätzliche oder davon abweichende Nachweisführung \r\nwürde keinen erkennbaren Mehrwert hinsichtlich der ökologischen Integrität oder Miss\r\nbrauchsvermeidung schaffen. Vielmehr würde die Anerkennung der nach den Anforderun\r\ngen des § 8 EBeV 2030 erbrachten Nachweise auf die Quotenerfüllung zu einer erheblichen \r\nVereinfachung der administrativen Prozesse führen. Doppelprüfungen, parallele Dokumen\r\ntationswege und unterschiedliche Nachhaltigkeitsnachweise für dieselbe Biomethanmenge \r\nkönnten vermieden werden. Dies würde sowohl die Rechtsanwendung für Verpflichtete als \r\nauch den Vollzugsaufwand der zuständigen Behörden reduzieren.  \r\nDarüber hinaus wird bereits durch § 8 Abs. 2 Satz 6 EBeV 2030 sichergestellt, dass die Erfül\r\nlung der Nachhaltigkeits- und Treibhausgaskriterien durch behördlich anerkannte Nach\r\nweise aus der Datenbank nach § 50 Abs. 1 BioSt-NachV belegt wird. Die dort hinterlegten \r\nInformationen gewährleisten Transparenz, Rückverfolgbarkeit und Prüfbarkeit der Bio\r\nmasse-Brennstoffe. Aus Gründen der Systemkohärenz und Bürokratieentlastung wäre es \r\ndaher folgerichtig, diese Nachweise auch für die Quotenerfüllung anzuerkennen, soweit sie \r\ndie hierfür relevanten Nachhaltigkeitseigenschaften abdecken.  \r\n› Insbesondere die Sonderregelung des § 8 Abs. 3 EBeV 2030 zur Bestimmung der letzten \r\nSchnittstelle trägt den Besonderheiten gasförmiger Biomasse-Brennstoffe Rechnung und \r\nermöglicht eine praxistaugliche Nachweisführung entlang der Wertschöpfungskette. Eine \r\ndavon abweichende Regelung im Quotenrecht würde die Nachweisführung unnötig ver\r\nkomplizieren und könnte zu Inkonsistenzen zwischen Emissionsberichterstattung und \r\nSeite 9 von 18 \r\nQuotenanrechnung führen, obwohl dieselben Nachhaltigkeitseigenschaften des Biome\r\nthans nachgewiesen werden. Ergänzend sind bei der Quote diejenigen Anforderungen fest\r\nzulegen, die von § 8 EBeV 2030 nicht erfasst werden. Hierzu gehören insbesondere die Kri\r\nterien, welche Gase und Mengen angerechnet werden dürfen, die Zuordnung und Entwer\r\ntung der Mengen, der maßgebliche Erfüllungszeitraum sowie der Ausschluss von Doppel\r\nzählungen und Mehrfachanrechnungen der Nachhaltigkeitseigenschaften. Bereits geprüfte \r\nAngaben sollten über standardisierte digitale Schnittstellen übernommen werden können, \r\nohne dass sie bei jeder Transaktion erneut inhaltlich geprüft oder manuell erfasst werden \r\nmüssen. \r\n› Erforderlich ist ein einheitlicher Nachweisrahmen mit klarer Rollenverteilung und standar\r\ndisierten Schnittstellen zwischen den relevanten Registern und Nachweissystemen. Ent\r\nscheidend ist nicht die technische Zusammenführung in einem einzigen Register, sondern \r\ndass Nachhaltigkeit, Herkunft, Menge und Entwertung eindeutig und ohne parallele Nach\r\nweisprozesse abgebildet werden können.  \r\n› Gleichzeitig ist eine europäische Anschlussfähigkeit sicherzustellen, um grenzüberschrei\r\ntende Handelsströme zu ermöglichen und mit bestehenden Zertifizierungs- und Nachweis\r\nsystemen kompatibel zu bleiben. Eine Schnittstelle zur Unionsdatenbank der EU ist sicher\r\nzustellen. In der Übergangsphase ist es unerlässlich, eine pragmatische Lösung zu schaffen, \r\ndie sich an den bestehenden Registern orientiert.  \r\nBei importierten Mengen ist durch geeignete Nachweis- und Kontrollmechanismen sicher\r\nzustellen, dass eine Doppelanrechnung derselben Nachhaltigkeits- oder THG-Eigenschaft \r\nfür unterschiedliche regulatorische Zwecke ausgeschlossen wird. Dabei sollte für inländi\r\nsche und ausländische Grüngasmengen einheitlich der Maßstab gelten, dass Nachhaltig\r\nkeit, Rückverfolgbarkeit und der Ausschluss einer Mehrfachvermarktung, Mehrfachanrech\r\nnung oder unangemessener Mehrfachförderung belastbar nachgewiesen werden. Insbe\r\nsondere ist zu regeln, wie mit importierten Grüngasmengen umzugehen ist, deren erneuer\r\nbare Eigenschaft bzw. Produktion bereits im Herkunftsland durch eine signifikante opera\r\ntive Förderung vergütet wurde. Andernfalls drohen Wettbewerbsverzerrungen zulasten un\r\ngeförderter deutscher bzw. europäischer Produktion. Die Nachweisführung für die Grün\r\ngasquote sollte auf Portfolio-, Bilanzkreis- oder Verpflichtetenebene erfolgen.  \r\n› Da die tatsächlichen Verbrauchsmengen insbesondere bei SLP-Kunden erst nachträglich \r\nfeststehen, muss die Quotenerfüllung entweder eine nachträgliche Beschaffung und Ent\r\nwertung geeigneter Nachweise ermöglichen, ggf. durch eine hinreichend lange Borrowing\r\nRegel, oder auf eine klar definierte Referenzmenge abstellen. \r\nSeite 10 von 18 \r\n5 Liquidität \r\nVoraussetzung für eine funktionierende Grüngasquote ist eine ausreichende Liquidität an Er\r\nfüllungsoptionen im Markt. Hierbei sind nicht nur hinreichende Beschaffungsoptionen (durch \r\ninländische Produktionskapazität und Importe) zu betrachten, sondern auch Verteilungsas\r\npekte, da durch Verträge mit langfristiger Bindung und vertraglicher Sicherung die Liquidität \r\nbeeinflusst wird. \r\nNachweissysteme müssen Liquidität ermöglichen und dürfen sie nicht behindern. Um eine \r\nausreichende Liquidität zu gewährleisten, ist ein grenzüberschreitender Markt notwendig. \r\nFür Inverkehrbringer muss es möglich sein, quotenfähige Mengen effizient zu beschaffen, \r\nübertragen, bilanzieren und zu entwerten. Zur Sicherung eines liquiden Marktes sollte über\r\nprüft werden, inwiefern die nachgewiesenen Erfüllungsmengen zwischen Verpflichteten über\r\ntragbar und auch bilateral von Dritten (z.B. Industrie) beziehbar sein sollten (zu prüfen wären \r\nggf. ein bürokratiearm umzusetzendes System von handelbaren OTC-Quotenzertifikaten). Vo\r\nraussetzung ist, dass die zugrunde liegenden Mengen und Nachhaltigkeitseigenschaften inner\r\nhalb eines anerkannten, RED III-konformen Massenbilanzsystems geführt werden.  \r\nÜbererfüllungen der Quotenverpflichtung sollten durch eine klare Banking-Regel übertragen \r\nwerden können. Um eine Weiterbuchung über einen längeren Zeitraum zu ermöglichen, \r\nmüsste die Übererfüllungslogik separat betrachtet werden, wobei eine bürokratiearme Gestal\r\ntung vorzuziehen wäre.  \r\nEs muss das Szenario vermieden werden, dass ein Inverkehrbringer dafür pönalisiert wird, \r\nnicht genügend Mengen zu beschaffen, wenn diese Mengen nicht am Markt vorhanden sind. \r\nVoraussetzung hierfür sind insbesondere ein vorhersehbarer, ansteigender und langfristiger \r\nQuotenpfad. Auch hier könnte bei ausreichender Marktliquidität eine, ggf. sogar an Markt\r\npreise geknüpfte, Borrowing-Regel ein Element sein, um temporäre Engpässe zu vermeiden. \r\nVorschlag für eine möglichst bürokratiearme Umsetzung \r\n› Für Produzenten und Händler muss es, zur Vermeidung einer Marktzersplitterung mit ent\r\nsprechend negativer Liquiditätsauswirkung, möglich sein, Nachweise unabhängig vom Seg\r\nment der späteren Verwendung zu generieren bzw. zu handeln (z.B. variable Nutzung für \r\nBiotreppe oder Verkehr). \r\n› Die Nachweisführung sollte vereinfacht und harmonisiert und früh national umgesetzt wer\r\nden. Erforderlich ist ein einheitlicher europäischer Nachweisrahmen, in dem Nachhaltig\r\nkeitsnachweise und Herkunftsnachweise technisch miteinander verknüpft werden können, \r\nSeite 11 von 18 \r\nsolange die Anforderungen an die Massenbilanzierung eingehalten werden. Dies kann im \r\nPost-2030 Rahmenwerk etabliert werden. \r\n› Um temporäre Engpässe zu managen, ist eine großzügige Borrowing-Regel zu schaffen. \r\n› Diskussionsvorschlag:  \r\nSollten die am Markt vorhandenen Mengen nicht zu beschaffen sein, könnte bei nicht aus\r\nreichender Mengenverfügbarkeit eine Situation entstehen, die dazu führt, dass es für den \r\nInverkehrbringer unmöglich ist, Zertifikate, auch bei rechtzeitiger und verantwortlicher Be\r\nwirtschaftung zu beschaffen. Es wäre zu prüfen, ob in diesen speziellen Fällen auf eine \r\nPönale verzichtet werden muss. Letztlich wäre es auch rechtlich problematisch, wenn die \r\nPönale sich im Falle nicht ausreichend vorhandener Mengen und Nachweismöglichkeiten \r\nauf eine nicht erfüllbare Forderung bezieht. Eine Borrowing-Regel könnte ein Element sein, \r\num temporäre Engpässe zu vermeiden. Auch wenn die Wahrscheinlichkeit für ein solches \r\nSzenario bei vernünftig ausgestalteten Rahmenbedingungen gering ist, sollte das Thema \r\nbereits von Anfang an mitgedacht werden. Im Falle, dass auch eine Borrowing-Regel keine \r\nAbhilfe schafft, muss eine Lösung gefunden werden, die hier einen fairen Ausgleich schafft, \r\nohne dass in diesem Fall eine (ungerechtfertigte) Pönale anfällt. Eine zu diskutierende Lö\r\nsung wäre es, staatliche Kompensationszertifikate bereitzustellen, die zu einem höheren \r\nPreis als dem Marktpreis zur Erfüllung der Quotenpflichten erworben werden können. Die \r\nEinnahmen könnten in den Klima- und Transformationsfond (KTF zur Verwendung für Kli\r\nmaschutzmaßnahmen) fließen. Damit wäre ein System geschaffen, das die Problematiken \r\neiner ungerechtfertigten Pönale vermeidet. Über den Preis der Kompensationszertifikate \r\nmüsste jedoch sichergestellt werden, dass die eigentliche Anreizfunktion nicht geschwächt \r\nwird. Zu vermeiden wäre hierbei alles, was einem staatlichen Eingriff in das Marktdesign \r\nüber das für den speziellen Fall Notwendige nahekommt.   \r\nDie Austarierung der möglichen Preise für die Kompensationszertifikate wäre dabei von \r\nentscheidender Bedeutung. Sind sie zu günstig, entfällt der Anreiz für reale Investitionen. \r\nMarktteilnehmer werden primär Zertifikate erwerben, anstatt den dringend benötigten \r\nAusbau tatsächlicher erneuerbarer Gasmengen voranzutreiben. Eine offene Frage ist, wie \r\ndie Höhe der Kompensationszertifikate festgelegt und wie diese den entsprechenden \r\nMarktpreisen angepasst werden könnten. Ebenso müsste ein derartiges System übermä\r\nßige Komplexität vermeiden. \r\nEine Pönale würde jedoch weiterhin existieren und bei Nichterfüllung der Quote fällig wer\r\nden, wenn in Verantwortung des Inverkehrbringers nach Ablauf eines eventuellen Borro\r\nwing-Zeitraumes weder Grüngase noch Kompensationszertifikate beschafft wurden, ob\r\nwohl dies möglich gewesen wäre bzw. kein Nachweis geführt wurde.  \r\nSeite 12 von 18 \r\nGrundsätzlich ist eine Lösung zu finden, wie sowohl die Pönale als auch mögliche Kompen\r\nsationszertifikate keine (nicht gewünschte) preissetzende Wirkung entfalten.  \r\n6 Nachweisführung und Quotenerfüllung \r\nDie Grüngasquote kann nur funktionieren, wenn für alle anrechenbaren Energieträger eindeu\r\ntig und praxistauglich geregelt ist, welche Nachweise erforderlich sind und wie diese für die \r\nQuotenerfüllung genutzt werden können. Für verpflichtete Unternehmen muss vor Inkrafttre\r\nten klar sein, wie Nachweise übertragen, entwertet und gegenüber Registern oder Behörden \r\ngenutzt werden. Ein einmal erbrachter, anerkannter Nachweis muss entlang der Prozesskette \r\nnutzbar sein, insbesondere für Registertransaktionen, Gaskennzeichnung und Quotenerfül\r\nlung.  \r\nBestehende Registerstrukturen sollten so miteinander verknüpft werden, dass Nachhaltigkeit, \r\nHerkunft, Menge und Entwertung eindeutig abgebildet werden können, ohne verpflichtete \r\nUnternehmen mit parallelen Nachweisprozessen zu belasten. Die Quotenerfüllung muss auf \r\nEbene des verpflichteten Unternehmens, Portfolios oder Bilanzkreises möglich sein. Die Quo\r\ntenerfüllung muss an eine eindeutig definierte Energieeinheit anknüpfen. Maßgeblich sollte \r\ngrundsätzlich die abrechnungs- und bilanzierungsrelevante Energiemenge in kWh beziehungs\r\nweise MWh sein. Heizwert-/Brennwertumrechnungen, Messwertkorrekturen und Bilanzie\r\nrungsdifferenzen müssen gesetzlich oder untergesetzlich einheitlich geregelt werden. Die Ei\r\ngenschaft des Gases sollte eindeutig im Gesetz definiert werden. Diese muss angelehnt sein \r\nan die Massenbilanzierung, die Anforderungen an Nachhaltigkeit, definiert durch RED II Art. 29 \r\nAbs. 1-7, sowie die Anforderungen an die THG-Minderung nach RED II Art. 29 Abs. 11. \r\nEine haushaltsanschlussscharfe Nachweisführung wäre bürokratisch nicht praktikabel. Men\r\ngen, die für die Grüngasquote, die Biotreppe, die THG-Quote, die Gaskennzeichnung oder an\r\ndere Zwecke genutzt werden, müssen eindeutig zugeordnet und entwertet werden.  \r\nVorschlag für eine möglichst bürokratiearme Umsetzung \r\n› Unabhängig von der Zuständigkeit verschiedener Behörden muss für alle Marktteilnehmer \r\ntransparent sein, welches System genutzt werden muss bzw. kann. \r\n› Durch ausreichende Übergangsregelungen ist zu gewährleisten, dass die Nutzung von Sys\r\ntemen erst dann verpflichtend wird, wenn diese Systeme vorhanden sind und stabil funkti\r\nonieren. \r\n› Anstelle zusätzlicher Vorgaben zur Grüngasquote sollten möglichst konsistent die beste\r\nhenden Nachhaltigkeitsnachweissysteme und die europäische THG-Systematik abgebildet \r\nwerden. Parallele nationale Nachweispfade und zusätzliche Registerpflichten für bereits \r\nSeite 13 von 18 \r\nnachgewiesene Eigenschaften sind zu vermeiden. Soweit auch kohlenstoffarme Brenn\r\nstoffe für die Grüngasquote zugelassen werden sollten, müssen hierfür klare und mit dem \r\nEU-Gasbinnenmarktpaket kompatible Anforderungen an Nachweisführung, Datenqualität, \r\nPrüfung, Massenbilanzierung und Entwertung gelten sowie die Zuständigkeiten der betei\r\nligten Behörden und Register klar geregelt sein. \r\n› Soweit Verpflichtete der Quotenverpflichtung nicht nachkommen, setzt die zuständige \r\nStelle eine Abgabe (Pönale) fest, für die Fehlmenge der zu mindernden Treibhausgasemissi\r\nonen oder für die nach dem Energiegehalt berechnete Fehlmenge an Grüngasen. \r\n7 Operative Wechselwirkungen einer Grüngasquote mit anderen Regelungen und In\r\nstrumenten \r\nDurch die Überlagerung von Vorgaben zu einer Grüngasquote mit bereits bestehenden oder \r\nzu erwartenden Regelungen und Instrumenten wie der Biotreppe im GModG, dem \r\nBEHG/nEHS und ETS2 (ggf. auch ETS 1 bei bestimmten Kundengruppen), der THG-Minderungs\r\nquote gem. 37./38. BImSchV, Gaskennzeichnung nach (geplanter) EnWG-Novelle und dem \r\nCO₂-Kostenaufteilungsgesetz (CO2KostAufG), können parallele und bürokratische Prozesse \r\nentstehen. Grundsätzlich sollten Überlagerungen mit Vorgaben aus anderen Verpflichtungen \r\nvermieden werden. Durch die Verschränkung mit den Regelungen zur Biotreppe werden wei\r\nterhin unterschiedliche und teils parallele Nachweissysteme erforderlich sein. So können bei\r\nspielsweise EEG-bezogene Kriteriennachweise über das dena-Register sowie Nachhaltigkeits\r\nnachweise einschließlich THG-Minderung über Nabisy erforderlich werden. Dies führt zu zu\r\nsätzlicher Komplexität und steht dem formulierten Ziel einer möglichst einfachen und praxis\r\ntauglichen Nachweisführung entgegen. \r\nDies betrifft zum Beispiel doppelte Nachweis- und Berichtspflichten für dieselben Grüngas\r\nmengen, zusätzliche Prüfungen zur Anrechenbarkeit, komplexe Mengenallokation zwischen \r\nverschiedenen Verpflichtungen, zusätzliche Kostenkomponenten in der Tarifkalkulation und \r\nAufwand bei Preisbildung und Kundenkommunikation. \r\nBeim CO2KostAufG würden für den Fall, dass eine Grüngasquote möglicherweise zusätzlich in \r\nder Vermieter-Mieter-Abrechnung berücksichtigt werden müsste, umfangreiche und kom\r\nplexe Anpassungen von Abrechnungs- und IT-Systemen erfolgen. Die Übersichtlichkeit der Ab\r\nrechnung sowie der Kostenaufteilung, dann aus vier Elementen bestehend (CO₂-Preis, Bio\r\ntreppe, Netzentgelte und Grüngasquote), würde stark beeinträchtigt und es würden zusätzli\r\nche Datenaustausch- und Bescheinigungspflichten generiert. Noch höhere Komplexität würde \r\nentstehen, wenn die anrechenbaren Grüngaseigenschaften durch unterschiedliche Vorgaben \r\nin der Gesetzgebung differierten. Grundsätzlich würde eine neue Bürokratie entlang der \r\nSeite 14 von 18 \r\ngesamten Abrechnungskette für Kunden, Vermieter und EVU entstehen. Im Sinne des nötigen \r\nund politisch gewünschten Bürokratieabbaus sollte dies vermieden werden. \r\nIm Rahmen der in der GModG-Gesetzgebung vorgesehenen Schaffung eines neuen § 3a \r\nCO2KostAufG werden Verpflichtungen zur Ausweisung individueller Beschaffungskosten defi\r\nniert. Der BDEW hat hierzu bereits um Korrektur der entsprechenden Regelung gebeten, da \r\ndiese in unternehmensinterne Beschaffungsstrategien eingreift und Unternehmen zwingt, Ge\r\nschäftsgeheimnisse offenzulegen. Aufgrund unterschiedlicher Beschaffungszeitpunkte, Portfo\r\nlien und Kundensegmente ist zudem eine verursachungsgerechte Zuordnung der Kosten zu \r\neinzelnen Lieferstellen praktisch kaum möglich und nur mit unverhältnismäßigem Aufwand \r\numsetzbar. Bei der Gesetzgebung zu einer Grüngasquote sollten derartige Regelungen von \r\nvornherein ausgeschlossen werden und idealerweise in einem Omnibusgesetz der § 3a \r\nCO₂KostAufG gestrichen werden. \r\nVorschlag für eine möglichst bürokratiearme Umsetzung \r\n› Die Erfüllung einer Grüngasquote sollte keine neuen Nachweisanforderungen nach sich zie\r\nhen.2 \r\n2Der BDEW hat bereits auf eine Problematik des neuen § 3a des Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetzes \r\n(CO2KostAufG) im Rahmen des Gesetzespakets zum Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) hinweisen. Mit \r\ndem vorgesehenen § 3a CO2KostAufG werden Energievertriebe mit zusätzlichen Pflichten belastet, die erhebliche \r\nBürokratie, neue Rechtsunsicherheiten und wirtschaftliche Risiken verursachen, ohne einen erkennbaren Mehr\r\nwert für Verbraucher zu schaffen. Die vorgesehene Verpflichtung zur Ausweisung individueller Beschaffungskos\r\nten greift in unternehmensinterne Beschaffungsstrategien ein und zwingt Unternehmen, Geschäftsgeheimnisse \r\noffenzulegen. Aufgrund unterschiedlicher Beschaffungszeitpunkte, Portfolien und Kundensegmente ist zudem \r\neine verursachungsgerechte Zuordnung der Kosten zu einzelnen Lieferstellen praktisch kaum möglich und nur \r\nmit unverhältnismäßigem Aufwand umsetzbar. BDEW schlägt vor, bei der nächsten möglichen Gelegenheit (zum \r\nBeispiel im Rahmen der Gesetzgebung zu einer Grüngasquote) die Regelung zur Kostenausweisung in § 3a \r\nCO2KostAufG zu korrigieren und konkrete Vorgaben in nachgelagerten Verordnungen zu regeln. Die Korrektur ist \r\nauch im Hinblick auf eine mögliche Grüngasquote und die diesbezüglichen Regelungen zu empfehlen, da sonst \r\nzusätzliche Komplexität bzw. noch höherer bürokratischer Aufwand droht. Ebenso empfiehlt BDEW aus Gründen \r\nder Transparenz und des Bürokratieabbaus - vergleichbar zur Festlegung der Kosten für CO2-Zertifikate für die \r\nKostenaufteilung zwischen Vermieter und Mieter – durch eine nachgelagerte Behörde jährlich einen Durch\r\nschnittspreis für Grüngaszertifikate zu ermitteln, der dann bundesweit als Basis für die Kostenaufteilung herange\r\nzogen wird. \r\nSeite 15 von 18 \r\n› Etwaige Informationspflichten, die sich auf Liefermengen in vorherigen Kalenderjahren be\r\nziehen, sollten für Lieferanten analog der Stromkennzeichnung erst zum 01. Juli des jeweili\r\ngen Folgejahres zu aktualisieren sein. \r\n› Biotreppe und Grüngasquote sollten ohne größeren bürokratischen Aufwand aufeinander \r\nangerechnet werden können. Mengen, die ordnungsgemäß für die Biotreppe nachgewie\r\nsen werden, müssen grundsätzlich (ggf. mit Hilfe eines Faktors) auch auf die Grüngasquote \r\nanrechenbar sein, soweit keine anderweitige Entwertung erfolgt ist.  \r\n› Für eine eventuelle Berücksichtigung einer Kostenaufteilung Mieter/Vermieter sollte für \r\nden Kostenanteil der Quote entsprechend des BDEW-Vorschlages zur Biotreppe ein Index\r\npreis für das aktuelle Jahr vorgegeben werden (Indexpreis Biotreppe = Grüngasquote). \r\n8 Abgrenzungsprobleme Kundengruppen \r\nDa eine Grüngasquote ausschließlich für die Wärmenutzung gelten soll, muss der Energiever\r\ntrieb für jeden Kunden bestimmen, welcher Teil des Gasverbrauchs auf Wärmeanwendungen \r\nentfällt. Diese Informationen liegen meist nicht vor und sind für Lieferanten regelmäßig nicht \r\nüberprüfbar. Lieferanten kennen in der Regel den Zählpunkt, nicht jedoch die konkrete Nut\r\nzung des Gases hinter dem Zähler. Durch die Ermittlung, Dokumentation und laufende Über\r\nprüfung des tatsächlichen Verwendungszwecks entsteht ein hoher administrativer Aufwand, \r\nwenn dies überhaupt leistbar ist. Besonders bei zum Beispiel gemischt genutzten Gebäuden \r\nund unvollständigen Kundendaten drohen erhebliche neue Bürokratie-, Nachweis- und Haf\r\ntungsrisiken für Energievertriebe. Problemfelder sind dabei neben der grundsätzlichen Ermitt\r\nlung der Nutzung des Erdgases bzw. der Kundengruppe, da keine standardisierten Daten\r\ngrundlagen vorhanden sind, die mögliche Aufteilung bei Wärme und Prozesswärme und die \r\neventuellen Änderungen der Nutzung ohne Kenntnis des Lieferanten. Bei Wohn- und Ge\r\nschäftshäusern sowie Contracting-Wärmelieferungskonzepten und gemischt genutzten Lie\r\ngenschaften lässt sich, wenn der Gasanschluss mehrere Nutzungsarten versorgt und die Auf\r\nteilung der Gasmengen nur über Hilfs- oder Schätzverfahren möglich ist, der Wärmeanteil \r\nhäufig nicht eindeutig bestimmen.  \r\nBei KWK-Anlagen, die gleichzeitig Strom und Wärme produzieren, ist eine Abgrenzung zwi\r\nschen Wärme- und Stromanteil des eingesetzten Gases kaum möglich. Ebenso gelten hier ggf. \r\nunterschiedliche Zuordnungsregeln im GModG, EEG oder anderen Regelwerken. Es ist unklar, \r\nSeite 16 von 18 \r\nob die Vorgaben nur für die Nutzung des Erdgases zur Erzeugung von Raumwärme/-kälte und \r\nWarmwasser oder auch Prozesswärme gelten sollen.  \r\nVertriebe verfügen heute regelmäßig nicht über Informationen zu Gebäudeart, Nutzungs\r\nstruktur, KWK-Einsatz und Eigenversorgungskonzepten. Gleichzeitig können sich diese Merk\r\nmale jederzeit ändern. Daher ist eine pauschale und einfach vorzunehmende Abgrenzung der \r\nKundengruppe, die mit einer Grüngasquote beliefert werden muss, notwendig. Diese sollte \r\nvon vornherein mögliche Rechtsstreitigkeiten mit Kunden verhindern und keine zusätzliche \r\nErfassung von Daten erfordern. \r\nVorschlag für eine möglichst bürokratiearme Umsetzung \r\n› Gesetzlich werden Kundengruppen entsprechend der Vorgaben im GModG definiert, die \r\nunter die Anwendung der Grüngasquotenregelung fallen. Die Kunden werden daraufhin, je \r\nnachdem, ob sie zu dieser Gruppe gehören oder nicht, mit Gas mit oder ohne Grüngasquo\r\ntenanteil beliefert. Dies ermöglicht eine Berücksichtigung von Kundengruppen unabhängig \r\nvon deren Verbrauch, unabhängig von Mischnutzungen und dem grundsätzlichen Fehlen \r\nvon Informationen über die Art der Nutzung. \r\n9 Ausweisung und Abrechnung Grüngasquote \r\nSoll die Grüngasquote gegenüber dem Kunden ausgewiesen oder explizit abrechnungsrelevant \r\nwerden, entsteht ein zusätzlicher administrativer Prozess entlang der gesamten Vertriebs\r\nkette. Der Aufwand liegt dabei in der Zuordnung, Ausweisung und Nachweisführung. Eine ver\r\npflichtende Ausweisung der Grüngasquote führt zu neuen Zuordnungs-, Abrechnungs-, Nach\r\nweis- und Kommunikationsprozessen.  \r\nDen Eckpunkten des BMWE zufolge soll eine Anrechnung der Grüngasquote auf die Biotreppe \r\nnach dem GModG erfolgen. Dies führt zu zusätzlichem Abrechnungsaufwand. Insgesamt ent\r\nsteht faktisch ein weiteres Informations- und Abrechnungssystem neben den bereits beste\r\nhenden Regelungen zu CO₂-Kosten und Herkunftsnachweisen. \r\nMögliche Anforderungen zum Ausweis des Grüngasanteils, der Darstellung der Quotenkosten \r\noder die Angaben zur Herkunft oder Zertifizierung führen zu hohem bürokratischem Aufwand \r\ndurch die kundenindividuelle Dokumentation und Nachweisführung. Insbesondere bei Ver\r\nknüpfungen mit Nachweispflichten für Gewerbekunden und Wohnungswirtschaft würden be\r\nlastbare Nachweise erstellt werden müssen, wie zusätzliche Bescheinigungen, Dokumentation \r\nder eingesetzten Grüngasmengen und ggf. Eigenschaft sowie die Vorhaltung von Prüf- und \r\nNachweisunterlagen. Dies erforderte die umfangreiche Anpassung von IT-Systemen, Vertrags\r\ndokumenten und Kundenkommunikation. \r\nSeite 17 von 18 \r\nZudem wären aufwändige Berechnungen und Nachweise erforderlich, wenn die anrechenbaren \r\nGrüngaseigenschaften durch unterschiedliche Vorgaben in der Gesetzgebung (ETS, BEHG, Bio\r\ntreppe etc.) und bei den ggf. geforderten Nachhaltigkeitsanforderungen differierten. Dies \r\nwürde unter anderem zu mehr Kundenanfragen und zusätzlicher Bearbeitung von Reklamatio\r\nnen führen. \r\nVorschlag für eine eine möglichst bürokratiearme Umsetzung \r\n› Auf der Rechnung erfolgt ein allgemeiner Hinweis auf die Erfüllung der gesetzlich vorge\r\nschriebenen Grüngasquote. Eine darüberhinausgehende Ausweisung bietet den Kunden \r\nkeinen zusätzlichen Mehrwert, da die Lieferanten zur Quotenerfüllung verpflichtet sind. \r\nAnders als bei der Biotreppe muss die Rechnung in diesem Fall nicht dem Kunden als Nach\r\nweis der Quotenerfüllung dienen. \r\n› Die Erfüllung erfolgt bilanziell und wird gegenüber der zuständigen Stelle nachgewiesen. \r\nDie Kundeninformation sollte über die bestehenden Vorgaben und Prozesse der Gaskenn\r\nzeichnung erfolgen.  \r\n› Diese Ausweisung dient auch dem Kunden als Nachweis für die Erfüllung der Vorgaben be\r\nzüglich des Gasproduktes mit oder ggf. ohne Grüngasquote (vgl. Umsetzungsvorschlag, \r\nPunkt 6), die ihn zum Bezug von Gas mit einem Grüngasanteil verpflichten. \r\n› Der Lieferant (wenn Inverkehrbringer) weist die Erfüllung der Quote anhand der erworbe\r\nnen Nachweise nach.  \r\nSeite 18 von 18 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-09-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0027998","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge an WPG und EnWG auf Bundesebene zur integrierten Energieinfrastrukturplanung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/47/834931/Stellungnahme-Gutachten-SG2608250016.pdf","pdfPageCount":19,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 21. August 2026 \r\nDiskussionspapier \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nKommunale Wärmeplanung und Netzentwicklung zusammendenken: \r\nAnforderungen an eine integrierte Energieinfrastrukturplanung im \r\nVerteilernetz \r\nVersionsnummer: 01 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 19 \r\nInhalt \r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3 \r\n2 Bestehende Planungsinstrumente für die Wärmewende .................................... 5 \r\n2.1 Kommunale Wärmeplanung nach WPG, §§ 14 ff. WPG, § 23 WPG............... 5 \r\n2.2 Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrpläne der \r\nWärmenetzbetreiber, § 32 WPG .................................................................... 7 \r\n2.3 Netzausbaupläne der Stromverteilernetzbetreiber, § 14d EnWG ................. 9 \r\n2.4 Verteilernetzentwicklungspläne der Gas- und \r\nWasserstoffverteilernetzbetreiber, §§ 16b ff. EnWG-E (NOCH IM \r\nPARLAMENTARISCHEN VERFAHREN) ........................................................... 11 \r\n2.5 Zusammenfassung ........................................................................................ 13 \r\n3 Verbesserung der (rechtlichen) Rahmenbedingungen ....................................... 14 \r\n3.1 Zusammenarbeit der Energieinfrastrukturbetreiber untereinander ........... 15 \r\n3.2 Zusammenarbeit der Kommune mit den Energieinfrastrukturbetreibern .. 16 \r\n3.3 Datenherausgabe von der Kommune an die Energieinfrastrukturbetreiber\r\n ...................................................................................................................... 17 \r\n3.4 Austausch benachbarter Kommunen ........................................................... 18 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Einleitung  \r\nStrom- und Gasverteilernetzbetreiber sowie Wärmenetzbetreiber (nachfolgend: Energieinfra\r\nstrukturbetreiber) sind gesetzlich verpflichtet, Planungen für die Weiterentwicklung ihrer \r\nNetze zu erarbeiten und der zuständigen Behörde vorzulegen. Wie das Diskussionspapier zei\r\ngen wird, unterscheiden sich diese Planungsinstrumente u.a. in ihrer Zielrichtung und auch im \r\nPlanungszyklus. Manche Planungsinstrumente, wie der Netzausbauplan der Stromverteiler\r\nnetzbetreiber (NAP), sind bereits eingeführt und befinden sich jetzt in der Bearbeitung. Die \r\nVerteilernetzentwicklungspläne der Gas- und Wasserstoffnetzbetreiber werden hingegen erst \r\nmit der EnWG-Novelle zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets einge\r\nführt. Erst mit Einführung dieser Pläne wird das EnWG auch die Zusammenarbeit der Energie\r\ninfrastrukturbetreiber gesetzlich vorsehen (eine Aktualisierung dieses Diskussionspapiers wird \r\nggf. erfolgen, sobald das Gesetz zur Umsetzung der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie in Kraft ge\r\ntreten ist). Eine koordinierte Planung der verschiedenen Energieinfrastrukturen erfolgt bisher \r\nauf freiwilliger Basis.  \r\nAngesichts der anstehenden Transformations- und Weiterentwicklungsaufgaben in allen Ener\r\ngieinfrastrukturen gewinnt eine koordinierte Planung an Bedeutung. Wenn Strom-, Gas-, Was\r\nserstoff-, Wärme und Kältenetze stärker verzahnt geplant werden, lassen sich Synergien er\r\nschließen und volkswirtschaftliche Ineffizienzen durch den Aufbau paralleler Infrastrukturen \r\nvermeiden. Eine solche Planung, die zwischen den verschiedenen Energieinfrastrukturen ab\r\ngestimmt ist, wird nachfolgend als integrierte Energieinfrastrukturplanung bezeichnet. Ohne \r\neine solche integrierte Planung besteht die Gefahr, dass der Aus- und Umbau der Netze zeit\r\nlich und räumlich nicht abgestimmt umgesetzt wird. Die integrierte Energieinfrastrukturpla\r\nnung ist neben beschleunigten Planungs- und Genehmigungsverfahren daher ein zentraler He\r\nbel auch für den Erfolg und die Bezahlbarkeit der Energiewende.  \r\nEine integrierte Energieinfrastrukturplanung trägt wesentlich zum Gelingen der Energiewende \r\nbei, insbesondere für die erfolgreiche Umsetzung der Wärmewende: Die europäischen und \r\nnationalen Klimaschutzvorgaben verlangen perspektivisch eine flächendeckende, koordinierte \r\nDekarbonisierung aller Wärmeversorgungsarten. Die Umstellung industrieller Prozesse z.B. auf \r\nWasserstoff und die Nutzung von industrieller Abwärme als Wärmequelle spielen dabei eine \r\ngroße Rolle. Die kommunale Wärmeplanung wurde mit dem Ziel eingeführt, die langfristige \r\nAufgabe der Transformation der Wärmeversorgung als eine wichtige Planungs- und Steue\r\nrungsaufgabe bei den Kommunen zu verankern und sicherzustellen, dass die Unternehmen \r\nvor Ort in den Planungs- und Strategieprozess eingebunden werden (vgl. Drs. 20/8654, S. 2). \r\nDie Kommunen übernehmen mit der Erstellung der Wärmepläne zunehmend eine zentrale \r\nRolle, indem sie strategische Zielbilder für die zukünftige Wärmeversorgung entwickeln, be\r\nwerten und darstellen.  \r\nSeite 3 von 19 \r\nEine integrierte Planung der Energieinfrastrukturbetreiber kann der kommunalen Wärmepla\r\nnung eine wichtige Grundlage bieten, und umgekehrt: Damit die kommunalen Wärmepläne \r\nqualitativ hochwertig und umsetzbar sind, ist es zwingend erforderlich, dass sie die bestehen\r\nden Planungen und Prognosen der jeweiligen Energieinfrastrukturbetreiber abbilden. Auf Ba\r\nsis dieser Prognosen und Planungen kann die Kommune realistische Annahmen treffen, wel\r\nche Wärmeversorgungsart sich für welches Teilgebiet eignen wird. Damit die zukünftige Wär\r\nmeversorgung in den gemäß Wärmeplan eingeteilten Gebieten (Wärmenetze, dezentrale \r\nWärmeversorgung, Wasserstoffnetzausbaugebiet) bis zum jeweiligen Zieldatum umsetzbar \r\nwird, benötigen die Energieinfrastrukturbetreiber wiederum belastbare Informationen zum \r\nZustand, zu den Entwicklungsperspektiven der jeweils anderen Energieinfrastrukturen. Dies \r\nkann nur durch die jeweiligen Netzbetreiber in den Gebieten sowie über eine enge Zusam\r\nmenarbeit mit allen beteiligten Energieinfrastrukturbetreibern gewährleistet werden.  \r\nGleichzeitig profitieren auch die Infrastrukturbetreiber von klaren kommunalen Leitplanken \r\nund einer verbesserten Datengrundlage, um ihre eigenen Planungs- und Investitionsentschei\r\ndungen mit lokalen Transformationszielen in Einklang zu bringen.  \r\nZiel des Diskussionspapiers  \r\nDer Fokus dieses Diskussionspapiers liegt darauf zu beleuchten, wie eine integrierte Energiein\r\nfrastrukturplanung die kommunale Wärmeplanung unterstützen und verbessern kann. Ziel ist, \r\ngesetzlich festgelegte Planungsprozesse und Verantwortlichkeiten besser aufeinander abzu\r\nstimmen und miteinander zu verzahnen.  \r\nIm Bereich der Wärmeplanung bestehen die meisten Schnittstellen zwischen den Energieinfra\r\nstrukturbetreibern. Gleichzeitig gilt es anzuerkennen, dass die integrierte Planung auch über \r\ndie Wärmeplanung hinaus große Bedeutung für die Energieinfrastrukturbetreiber hat; dies \r\nkann der Fokus zukünftiger Diskussionspapiere werden.  \r\nZunächst wird nachfolgend dargestellt, welche Planungsinstrumente bereits existieren, wie \r\ndiese miteinander verzahnt sind und welche Prozesse für den Datenaustausch zwischen Ener\r\ngieinfrastrukturbetreibern sowie zwischen Betreibern und Kommunen vorgesehen sind.  \r\nDaraus ergibt sich die weiterführende Leitfrage, was aktuell rechtlich und planerisch fehlt, um \r\neine integrierte Planung vor Ort wirksam und praxistauglich zu ermöglichen. Dafür ist zu be\r\nleuchten, welche Daten, Rollenverständnisse, Schnittstellen, rechtlichen Rahmenbedingungen \r\noder Koordinierungsmechanismen ergänzt oder weiterentwickelt werden müssen und wie da\r\nbei sichergestellt werden kann, dass eine integrierte Energieinfrastrukturplanung nicht zu zu\r\nsätzlicher Bürokratie führt, sondern als Beschleunigungs- und volkswirtschaftlicher Effizienzhe\r\nbel wirkt.  \r\nSeite 4 von 19 \r\nMit diesem Diskussionspapier möchte der BDEW einen Beitrag zur Beantwortung dieser Fra\r\ngen leisten und Impulse für eine Weiterentwicklung der integrierten Energieinfrastrukturpla\r\nnung setzen. \r\n2 Bestehende Planungsinstrumente für die Wärmewende  \r\nBisher gibt es insbesondere vier Planungsinstrumente, die für die Wärmewende vor Ort zent\r\nral sind: die kommunale Wärmeplanung, die Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahr\r\npläne der Wärmenetzbetreiber, die Netzausbaupläne (NAP) der Stromverteilnetzbetreiber so\r\nwie zukünftig, nach Inkrafttreten der EnWG-Novelle zur Umsetzung des EU-Gaspakets, die \r\nVerteilernetzentwicklungspläne (VNEP) der Gas- und Wasserstoffnetzbetreiber.  \r\nIm Folgenden werden alle vier Planungsinstrumente im Überblick dargestellt.  \r\n2.1 Kommunale Wärmeplanung nach WPG, §§ 14 ff. WPG, § 23 WPG  \r\nWer  \r\nPlanungsverantwortliche Stelle (i.d.R. Kommune)  \r\nWann \r\nKommunen > 100.000 EW: bis 30.06.2026 \r\nKommunen < 100.000 EW: bis 30.06.2028 \r\nZeitraum  \r\nWärmeversorgung ausschließlich auf Grundlage von Wärme aus erneuerba\r\nren Energien oder aus unvermeidbarer Abwärme im Zieljahr (spätestens \r\n2045); Spezifizierungen teilweise in Landesgesetzen \r\nAktualisie\r\nrung \r\nAlle fünf Jahre (voraussichtlich Aktualisierung durch WPG-Novelle: Konkretes \r\nDatum alle fünf Jahre)  \r\nKoopera\r\ntion  \r\nFrühzeitig und fortlaufend zu beteiligen:  \r\nÖffentlichkeit, alle Behörden und Träger öffentlicher Belange, deren Aufga\r\nbenbereiche durch die Wärmeplanung berührt werden,  \r\nBetreiber von Energieversorgungsnetzen, die sich innerhalb des beplanten \r\nGebiets befinden,  \r\nWärmenetzbetreiber im beplanten Gebiet/ daran angrenzend.  \r\nJede natürliche oder juristische Person, die als zukünftiger Betreiber eines \r\nEnergieversorgungsnetzes oder eines Wärmenetzes innerhalb des beplanten \r\nGebiets absehbar in Betracht kommt, \r\nSeite 5 von 19 \r\n \r\n Seite 6 von 19 \r\n \r\ndie Gemeinde oder der Gemeindeverband, zu der/dem das beplante Gebiet \r\ngehört, sofern die planungsverantwortliche Stelle nicht mit der Gemeinde \r\noder dem Gemeindeverband identisch ist.  \r\nKann-Beteiligung (kurz zusammengefasst):  - Bestehende/ potenzielle Produzenten von Wärme aus EE/ Unver\r\nmeidbarer Abwärme, sofern für Wärmenetz relevant,  - Produzenten von gasförmigen Energieträgern, - Großverbraucher von Wärme oder Gas, - Angrenzende Energienetzbetreiber  - Angrenzende Gemeinden, - Erneuerbare Energien Gemeinschaften.  - Ausnahmen bestehen bei Kommunen mit weniger als 10.000 EW die \r\nein vereinfachtes Verfahren für die Wärmeplanung nutzen können \r\n(Prozess wird im jeweiligen Landesrecht geregelt, weniger Beteiligung \r\netc.). - Gemäß RegE vom 27.05.2026 wird für Kommunen mit weniger als \r\n15.000 Einwohnern die Möglichkeit geschaffen, eine sog. kleine Wär\r\nmeplanung durchzuführen.  \r\nBerücksich\r\ntigung wei\r\nter Pläne - Betreiber von Energieversorgungsnetzen und Wärmenetzen teilen \r\nnach Aufforderung ihre Planungen über den Aus- oder Umbau von \r\nStrom-, Gas- oder Wärmenetzinfrastruktur im beplanten Gebiet mit.  - Verbindliche Fahrpläne nach § 71k GEG (Hinweis: § 71k GEG wurde \r\nzwischenzeitlich gestrichen; Anpassung in §§ 26, 27 WPG fehlt noch; \r\nzukünftig dort ggf. Bezugnahme auf Gas- und H2-VNEPs). - Transformation von Gasverteilernetzen (§ 28 WPG und §§ 16 b ff. \r\nEnWG-E), - Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrpläne nach § 32 WPG, - Pläne für Wärmenetze oder Wasserstoffnetze nach § 18 Abs. 4 WPG.  \r\nInhalt Rechtlich unverbindliche, strategische Planung, die die möglichen Wärmever\r\nsorgungsarten im beplanten Gebiet im Zieljahr beschreibt. Aus der Einteilung \r\nin ein voraussichtliches Wärmeversorgungsgebiet entsteht keine Pflicht, eine \r\nbestimmte Wärmeversorgungsart tatsächlich zu nutzen oder bereitzustellen. \r\nGesetzlich vorgesehen sind jedoch Berücksichtigungspflichten für Gemeinden \r\nund andere öffentliche Planungsträger bei flächenbedeutsamen Planungen \r\nsowie für Netz- und Wärmenetzbetreiber im Rahmen ihrer jeweiligen Planun\r\ngen. Zieljahr ist spätestens das Jahr 2045 (vgl. § 1 WPG). Der Wärmeplan zeigt \r\n \r\n Seite 7 von 19 \r\n \r\nauf, aus welchen Elementen eine Wärmeversorgung ausschließlich auf \r\nGrundlage von Wärme aus erneuerbaren Energien oder aus unvermeidbarer \r\nAbwärme im Zieljahr bestehen könnte (vgl. 19 Abs. 1 WPG). Dafür werden \r\nEignungsstufen bestimmt, welche Wärmeversorgungsart für ein (Teil-)Gebiet \r\nsehr wahrscheinlich geeignet bis hin zu sehr wahrscheinlich ungeeignet sein \r\nwird (vgl. § 19 Abs. 2 WPG).  \r\nZukünftig wird es außerdem eine „Kleine Wärmeplanung“ für Kommunen mit \r\nweniger als 15.000 Einwohnern geben (§ 22a WPG-E). Danach können Kom\r\nmunen ihr Gebiet vollständig als Gebiet für die dezentrale Wärmeversorgung \r\ndarstellen, es sei denn, es ist eine vertiefte Untersuchung der Eignung eines \r\nTeilgebiets für eine andere Versorgung angezeigt.  \r\nÜbertra\r\ngung in an\r\ndere pla\r\nnungsrecht\r\nliche Instru\r\nmente \r\nInstrumente des Allgemeinen und Besonderen Städtebaurechts (Berücksichti\r\ngung in der bauleitplanerischen Abwägung, Abschichtung in der bauleitplane\r\nrischen Umweltprüfung, Darstellungen im Flächennutzungsplan, Festsetzun\r\ngen im Bebauungsplan, ggf. städtebauliche Verträge).  \r\nBestätigung \r\ndurch Be\r\nhörde, Ver\r\nöffentli\r\nchung und \r\nrechtliche \r\nAußenwir\r\nkung  \r\nDer Wärmeplan wird durch das nach Maßgabe des Landesrechts zuständige \r\nGremium oder die zuständige Stelle beschlossen und anschließend im Inter\r\nnet veröffentlicht. Der Wärmeplan hat keine rechtliche Außenwirkung und \r\nbegründet keine einklagbaren Rechte oder Pflichten. \r\n \r\n \r\n2.2 Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrpläne der Wärmenetzbetreiber, § 32 \r\nWPG \r\nWer  Jeder Betreiber eines Wärmenetzes, das nicht bereits vollständig mit Wärme \r\naus erneuerbaren Energien, aus unvermeidbarer Abwärme oder einer Kombi\r\nnation hieraus gespeist wird und dessen Länge 1km überschreitet  \r\n(es sei denn, Wärmenetzbetreiber haben einen Transformationsplan oder \r\neine Machbarkeitsstudie im Sinne der Richtlinie für die Bundesförderung für \r\neffiziente Wärmenetze erstellt i.S.d. § 32 Abs. 2 WPG). \r\n \r\n Seite 8 von 19 \r\n \r\nWann Bis spätestens 31.12.2026 \r\nZeitraum Bis zum Zieljahr, spätestens 2045 \r\nAktualisie\r\nrung \r\nAlle 5 Jahre zu überprüfen und ggf. zu aktualisieren (zukünftig, ab Inkrafttre\r\nten der „kleinen WPG-Novelle“: Aktualisierung alle fünf Jahre) \r\nKoopera\r\ntion \r\nMit der Gemeinde, um den Wärmeplan zu berücksichtigen \r\nBerücksich\r\ntigung wei\r\nter Pläne \r\nFertiggestellte oder in Erstellung befindliche kommunale Wärmepläne müs\r\nsen berücksichtigt werden, insbesondere im Hinblick auf die Einteilung von \r\nbeplanten Teilgebieten zu einem Wärmeversorgungsgebiet.  \r\nKeine gesetzliche Vorgabe im WPG, die Pläne anderer Energieinfrastrukturbe\r\ntreiber zu berücksichtigen; aber nach § 16c Abs. 2 EnWG-E sind Wärmenetz\r\nbetreiber berechtigt und verpflichtet, mit dem/ den Erstellern eines Verteiler\r\nnetzentwicklungsplans so zusammenzuarbeiten, dass eine sachgerechte Er\r\nstellung der Verteilernetzentwicklungspläne gewährleistet ist. \r\nInhalt - Darstellung des Ist-Zustandes des Netzes einschl. der Umgebung mit u.a. \r\neiner räumlich aufgelösten Darstellung des Wärmeabsatzes der vergange\r\nnen drei Jahre für das mit dem Wärmenetz versorgte oder zu versorgende \r\nGebiet,  - Darstellung der Potenziale für die Nutzung erneuerbarer Energie oder un\r\nvermeidbarer Abwärme mit u. A. einer räumlich aufgelösten Darstellung \r\ndieser Potenziale, sowie KWK und Speicherkapazitäten,  - Zukünftige Entwicklungspfade des Netzes bis zum Dekarbonisierungsziel \r\nmit u.a. langfristigen Bedarfsszenarien für Wärme unter Berücksichtigung \r\nder für die Entwicklung der Wärmenachfrage bis 2045 relevanten As\r\npekte; eine Darstellung des geplanten Ausstiegs aus der Nutzung von mit \r\nfossilen Energieträgern betriebenen Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung \r\n(KWK-Anlagen); dabei ist davon auszugehen, dass KWK-Anlagen zuneh\r\nmend stromgeführt betrieben und langfristig im Stromsektor zur Deckung \r\nder residualen Spitzenlast eingesetzt werden; die Rolle der langfristig mit \r\nWasserstoff oder synthetischen Brennstoffen betriebenen KWK-Anlagen \r\nim Wärmenetz muss mit diesem Zielbild kompatibel sein; mit Wasserstoff \r\noder synthetischen Brennstoffen betriebene Heizkessel oder Heizkraft\r\nwerke sind, falls sie Teil der Planungen sind, nur für die Spitzenlastde\r\nckung, Residuallastabdeckung und Besicherung vorzusehen; weiterhin \r\nmuss eine Darstellung geplanter Verbindungen zu anderen Wärmenetzen \r\n \r\n Seite 9 von 19 \r\n \r\nim Plan enthalten sein, in die Wärme geliefert oder aus denen Wärme be\r\nzogen werden soll,  - Geplanter Ausbau des Wärmenetzes: eine räumliche und zeitliche Dar\r\nstellung geplanter Erweiterungen des Wärmenetzes; eine Darstellung der \r\nerwarteten Wärmeabnahme durch neu angeschlossene Abnehmer; Anga\r\nben zum Stand der Abstimmungen mit der betroffenen Kommune sowie \r\neine Darstellung von zwei- bis dreijährigen Meilensteinen für die Erschlie\r\nßung des Gebiets mit einem Wärmenetz,  - Eine Beschreibung der oben genannten Maßnahmen im Detail mit u. A. \r\ntechnischen Beschreibungen in Jahresscheiben; Investitions- und Be\r\ntriebskostenabschätzung; Berechnung der Energie- und CO2-Einsparung; \r\nprognostizierten Entwicklung der Wärmegestehungskosten. \r\nBestätigung \r\ndurch Be\r\nhörde, Ver\r\nöffentli\r\nchung und \r\nrechtliche \r\nAußenwir\r\nkung \r\nDie Wärmenetzbetreiber sind verpflichtet, die Pläne auf ihrer Website zu ver\r\nöffentlichen und der nach Landesrecht zuständigen Behörde vorzulegen. Die \r\nPläne dienen als Nachweis für die geplante Erreichung von Dekarbonisie\r\nrungszielen, und als Grundlage für mögliche Förderungen.  \r\n \r\n2.3 Netzausbaupläne der Stromverteilernetzbetreiber, § 14d EnWG  \r\nWer  Stromverteilernetzbetreiber mit mehr als 100.000 mittel- oder unmittelbar \r\nangeschlossenen Kunden \r\nWann Netzausbaupläne sind alle zwei Jahre jeweils zum 31. Oktober eines Kalen\r\nderjahres, beginnend mit dem Jahr 2026, vorzulegen. \r\nDas nächste Regionalszenario ist spätestens zehn Monate bevor der jeweilige \r\nNetzausbauplan der Regulierungsbehörde vorzulegen ist fertigzustellen und \r\nder Regulierungsbehörde vorzulegen (31. Dezember eines Kalenderjahres be\r\nginnend 2025). \r\nZeitraum Das langfristige Zieljahr 2045 als auch die wahrscheinlichen Entwicklungen für \r\ndie nächsten fünf und zehn Jahre sind abzubilden \r\n \r\n Seite 10 von 19 \r\n \r\nAktualisie\r\nrung \r\nAlle zwei Jahre  \r\nKoopera\r\ntion \r\nZur Erstellung eines Netzausbauplans teilen die Betreiber von Elektrizitätsver\r\nteilernetzen das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland in geographisch ab\r\ngrenzbare und räumlich zusammenhängende Gebiete (Planungsregionen) \r\nauf. Innerhalb einer Planungsregion haben sich die Betreiber von Elektrizi\r\ntätsverteilernetzen zu den Grundlagen ihrer Netzausbauplanung abzustim\r\nmen. Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen einer Planungsregion erstel\r\nlen unter Einbeziehung der Übertragungsnetzbetreiber ein Regionalszenario, \r\nwelches gemeinsame Grundlage der jeweiligen Netzausbaupläne der Betrei\r\nber von Elektrizitätsverteilernetzen in der Planungsregion ist. \r\nBerücksich\r\ntigung wei\r\nter Pläne \r\nDie Regionalszenarien müssen u.a. enthalten: - Annahmen zur Entwicklung des Verkehrssektors, insbesondere unter \r\nBerücksichtigung von Prognosen des Bundesministeriums für Verkehr \r\nzum Ausbaubedarf an öffentlich zugänglicher Ladeinfrastruktur, - Annahmen zur Entwicklung des Gebäudesektors, insbesondere zum \r\nvoraussichtlichen Wärmeverbrauch und zur Art der Wärmeversorgung \r\nunter Berücksichtigung der Ergebnisse von Wärmeplanungen. \r\nFür die Netzausbaupläne haben die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen \r\nzumindest den Netznutzern der Mittel- und Hochspannungsebene sowie den \r\nBetreibern von Übertragungsnetzen zu den sie betreffenden Netzausbauplä\r\nnen Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. \r\nStromnetzbetreiber haben für ihr Netzgebiet in Zusammenarbeit mit den Be\r\ntreibern von Fernwärme- und Fernkältesystemen mindestens alle vier Jahre \r\ndas Potenzial der Fernwärme- und Fernkältesysteme für die Erbringung \r\nmarktbezogener Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 zu bewer\r\nten (§ 14 Abs. 3 EnWG).  \r\nKeine gesetzliche Vorgabe, die Pläne der Gas- und Wärmenetzbetreiber zu \r\nberücksichtigen. \r\nNach § 16c Abs. 2 EnWG-E sind Stromverteilnetzbetreiber zukünftig berech\r\ntigt und verpflichtet, mit dem oder den Erstellern eines Verteilernetzentwick\r\nlungsplans so zusammenzuarbeiten, dass eine sachgerechte Erstellung der \r\nVerteilernetzentwicklungspläne gewährleistet ist. \r\nInhalt Der Netzausbauplan enthält insbesondere folgende Angaben: \r\n- - - - \r\nNetzkarten des Hochspannungs- und Mittelspannungsnetzes und der \r\nUmspannstationen auf Mittelspannung und Niederspannung mit den \r\nEngpassregionen des jeweiligen Netzes, \r\nDaten, die dem zuvor veröffentlichten Regionalszenario zugrunde lie\r\ngen, \r\neine Darlegung der voraussichtlichen Entwicklung der Verteilungsauf\r\ngabe bis 2045 einschließlich voraussichtlich erforderlicher Maßnah\r\nmen zur Optimierung, zur Verstärkung, zur Erneuerung und zum Aus\r\nbau des Netzes sowie notwendiger Energieeffizienz- und Nachfrage\r\nsteuerungsmaßnahmen, \r\nden Umfang des Instruments der Spitzenkappung in dem von dem In\r\nstrument der Gebrauch gemacht werden soll. \r\ndie geplanten Optimierungs-, Verstärkungs-, Erneuerungs- und Aus\r\nbaumaßnahmen sowie notwendige Energieeffizienz- und Nachfrage\r\nsteuerungsmaßnahmen in den nächsten fünf und zehn Jahren, - - - \r\nBestätigung \r\ndurch Be\r\nhörde, Ver\r\nöffentli\r\nchung und \r\nrechtliche \r\nAußenwir\r\nkung \r\neine detaillierte Darlegung der engpassbehafteten Leitungsabschnitte \r\nund der jeweilig geplanten Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbau\r\nmaßnahmen, \r\nden Bedarf an nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen \r\nund Flexibilitätsdienstleistungen sowie die geplante Deckung dieses \r\nBedarfs (bei HS-Netzen) und \r\nDie Netzausbaupläne sind der zuständigen Regulierungsbehörde vorzulegen, \r\ndie Anpassungen daran verlangen kann. Die Netzausbaupläne werden veröf\r\nfentlicht. Die Stromverteilnetzbetreiber sind nicht verpflichtet, die in ihren \r\nNetzausbauplänen beschriebenen Maßnahmen umzusetzen.  \r\n2.4 Verteilernetzentwicklungspläne der Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber, §§ 16b \r\nff. EnWG-E (NOCH IM PARLAMENTARISCHEN VERFAHREN) \r\nDie nachfolgende Darstellung bezieht sich auf den vorliegenden Regierungs\r\nentwurf; Fristen und Inhalte der Planung sind noch nicht in Kraft getreten \r\nund daher nicht final.  \r\nSeite 11 von 19 \r\n \r\n Seite 12 von 19 \r\n \r\nWer  Wasserstoffverteilernetzbetreiber, Gasverteilernetzbetreiber \r\nWann Wasserstoff: Erstmalig, sobald der Entschluss zur Errichtung eines Wasser\r\nstoffverteilnetzes gefasst wurde. \r\nGas: Erstmalig, sobald eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage in \r\nden nächsten 10 Jahren derart zu erwarten ist, dass die Verringerung die Um\r\nstellung auf Wasserstoff oder dauerhafte Außerbetriebnahme des von ihm \r\nbetriebene Gas-verteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforderlich \r\nmacht. \r\nPläne für Wasserstoff- und Gasverteilernetze können integriert und im regio\r\nnalen Verbund erstellt werden.  \r\nZeitraum 10 bis 15 Jahre \r\nAktualisie\r\nrung \r\nMindestens alle vier Jahre, alle zwei Jahre möglich, unverzüglich bei maßgeb\r\nlichen Änderungen der KWP oder des NEP bzw. des SRzenariorahmens\r\nGas/H2 nach §§ 15a bis d EnWG \r\nKoopera\r\ntion \r\nDer Betreiber eines Wasserstofftransportnetzes, eines Wasserstoffverteiler\r\nnetzes, eines Fernleitungsnetzes, eines Gasverteilernetzes, eines Stromvertei\r\nlernetzes, eines Wärmenetzes oder eines Fernkältenetzes ist berechtigt und \r\nverpflichtet, gem. § 16c Abs. 2 EnWG-E mit den für die Erstellung der Vertei\r\nlernetzentwicklungspläne zuständigen Netzbetreibern in dem Umfang zusam\r\nmenarbeiten, der erforderlich ist, um eine sachgerechte Erstellung der Ver\r\nteilernetzentwicklungspläne zu gewährleisten.  \r\nDie planungsverantwortliche Stelle nach § 3 Nr. 9 WPG stellt dem nach § 16b \r\nEnWG-E verpflichteten Netzbetreiber auf dessen Anforderung zukünftig den \r\nWärmeplan oder, sollte dieser noch nicht veröffentlicht sein, den Entwurf \r\nnach § 13 Absatz 3 des WPG unverzüglich zur Verfügung, soweit gesetzliche \r\nVorgaben dem nicht entgegenstehen (§ 16c Absatz 3 EnWG-E). \r\nBerücksich\r\ntigung wei\r\nter Pläne \r\nDie Pläne müssen die kommunalen Wärmepläne und die Bedarfe von Sekto\r\nren, die nicht in der Wärmeplanung enthalten sind, berücksichtigen. Sie ste\r\nhen im Einklang mit dem NEP Gas/Wasserstoff und berücksichtigen weitere \r\nPlanungen auf nationaler und europäischer Ebene.  \r\nInhalt Wasserstoff-VNEP: alle Maßnahmen zur Verstärkung/Ausbau des Wasser\r\nstoff-Netzes inkl. Investitionskosten, den Kapazitätsbedarf der Verteilnetznut\r\nzer. \r\nGas-VNEP: müssen sich auf angemessene Annahmen bezüglich der Entwick\r\nlung der Erdgaserzeugung und -einspeisung, der Erdgasnachfrage und -ver\r\nsorgung, einschließlich Biomethan, sowie auf den Verbrauch von Erdgas in al\r\nlen Sektoren auf der Ebene der Verteilung im Betrachtungszeitraum stützen. \r\nSie führen die Infrastruktur auf, die weiterbetrieben, auf Wasserstoffumge\r\nstellt oder außer Betrieb genommen werden, erläutern wie die verbleibende \r\nInfrastruktur ausreicht, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.  \r\nIntegrierte VNEP: Maßnahmen für Teile von Wasserstoffverteilnetzen und \r\nMaßnahmen für Teile von Gasverteilnetzen werden in einem Plan betrachtet. \r\nBestätigung \r\ndurch Be\r\nhörde, Ver\r\nöffentli\r\nchung und \r\nrechtliche \r\nAußenwir\r\nkung \r\nDie Verteilernetzentwicklungspläne (VNEP) sind vor der Einreichung bei einer \r\nRegulierungsbehörde zu veröffentlichen und öffentlich zu konsultieren (§ 16c \r\nAbsatz 4). Im zu Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrplänen der \r\nWärmenetzbetreiber erfolgt für VNEP eine Öffentlichkeitsbeteiligung.  \r\nDie VNEP sind der zuständigen Regulierungsbehörde vorzulegen; werden von \r\nder Behörde bestätigt. Die Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber sind \r\nnicht verpflichtet, die in ihren Plänen beschriebenen Maßnahmen umzuset\r\nzen.  \r\n2.5 Zusammenfassung  \r\nDer Überblick zeigt, dass sich die Planungsinstrumente bereits in ihren gesetzlichen Vorgaben \r\nin verschiedenen Aspekten unterscheiden: \r\n› Sie haben unterschiedliche Ziele und Inhalte: Die NAPs beinhalten den Stromnetzausbau, \r\ndie Planung der Wärmenetzbetreiber beschäftigt sich mit der Dekarbonisierung und dem \r\nAusbau der Wärmenetze, und die VNEPs werden zukünftig die Umstellung der Gasnetze \r\nauf Wasserstoff sowie die Stilllegung von Netzen beinhalten. Die kommunale Wärmepla\r\nnung wiederum dient dazu, das Zielszenario bis spätestens zum Jahr 2045 darzustellen, \r\nd.h., wie die dekarbonisierte Wärmeversorgung in der Kommune in diesem Szenario ausge\r\nstaltet sein kann. Sie bezieht sich auf Raumwärme, Warmwasser und Prozesswärme (§ 1 \r\nWPG).  \r\n› Während die kommunale Wärmeplanung sowie die Wärmenetzausbau- und -dekarbonisie\r\nrungsfahrpläne grundsätzlich in einem fünfjährigen Turnus fortgeschrieben werden, weisen \r\ndie NAPs mit einer Aktualisierung alle zwei Jahre eine deutlich höhere Planungsfrequenz \r\nauf. Auch die VNEPs sind dynamischer ausgestaltet und müssen mindestens alle vier Jahre \r\naktualisiert werden; eine Fortschreibung im Zweijahresrhythmus ist möglich.  \r\nSeite 13 von 19 \r\n› Auch hinsichtlich der Fristen zur erstmaligen Erstellung der Planungen zeigen sich Unter\r\nschiede. Bei der kommunalen Wärmeplanung sind die gesetzlichen Stichtage nach Gemein\r\ndegröße gestaffelt: Kommunen mit mehr als 100.000 Einwohnern müssen ihre Wärmepla\r\nnung bis zum 30. Juni 2026 vorlegen, kleinere Kommunen bis zum 30. Juni 2028. Die NAPs \r\nder Stromverteilernetzbetreiber folgen einem festen bundesweiten Zyklus und sind zum \r\n31. Oktober jedes geraden Kalenderjahres einzureichen. Parallel dazu werden die zugrunde \r\nliegenden Regionalszenarien jeweils zehn Monate zuvor vorgelegt. Für die VNEPs der Gas- \r\nund Wasserstoffverteilernetze existiert hingegen kein einheitlicher Stichtag. Ihre Erstellung \r\nwird durch konkrete Entwicklungen im jeweiligen Versorgungsgebiet ausgelöst. Daraus \r\nergibt sich keine klare zeitliche Abfolge, nach der die verschiedenen Planungsinstrumente \r\nEingang in die jeweils anderen Planungen finden.  \r\n› In geografischer Hinsicht bestehen ebenfalls Unterschiede. Die kommunale Wärmeplanung \r\nbezieht sich immer nur auf das Gebiet der jeweiligen planungsverantwortlichen Kommune \r\nbzw. des Zusammenschlusses von mehreren Kommunen („Konvoi“). Die Pläne der Energie\r\ninfrastrukturbetreiber befassen sich hingegen mit dem gesamten Netzgebiet bzw. Teilen \r\ndavon, die sich je nach Konstellation auch über mehrere Kommunen und auch Bundeslän\r\nder erstrecken kann.  \r\n› Die betrachteten Planungsinstrumente unterscheiden sich zudem mit Blick auf ihre rechtli\r\nche Verbindlichkeit. Die kommunale Wärmeplanung ist als fachliches und unverbindliches \r\nPlanungsinstrument ausgestaltet (§ 23 Abs. 4 WPG). Die NAPs, VNEPs und Wärmenetzaus\r\nbau- und dekarbonisierungsfahrpläne dienen hingegen als konkrete Grundlage für Investiti\r\nonsentscheidungen.  \r\n› Eine ausdrückliche gesetzliche Verpflichtung zur Zusammenarbeit mit anderen Energieinf\r\nrastrukturbetreibern wird erst bei der Erstellung der VNEPs ab Inkrafttreten der §§ 16b ff. \r\nEnWG-E eingeführt. Umgekehrt existieren bislang jedoch keine vergleichbar weitreichen\r\nden Verpflichtungen bei der Erstellung von Stromnetz- oder Wärmenetzplanungen, syste\r\nmatisch die Planungen anderer Infrastrukturen zu berücksichtigen.  \r\n3 Verbesserung der (rechtlichen) Rahmenbedingungen  \r\nNicht jeder der oben genannten Aspekte bedarf zwingend einer Harmonisierung. Nachfolgend \r\nwerden aber die wesentlichen Rahmenbedingungen genannt, die einer Anpassung bedürfen, \r\num eine bessere Verzahnung der Planungsinstrumente zu ermöglichen und dadurch die Quali\r\ntät der Wärmeplanung zu heben.  \r\nDies sind  \r\nSeite 14 von 19 \r\n- - - - \r\neine besser verzahnte Zusammenarbeit der Energieinfrastrukturbetreiber untereinan\r\nder (dazu 3.1);  \r\neine bessere Zusammenarbeit der Kommune mit den Energieinfrastrukturbetreibern \r\n(dazu 3.2);  \r\neine verbesserte Datenherausgabe von der Kommune an die Energieinfrastrukturbe\r\ntreiber (dazu 3.3) und  \r\nein besserer Austausch benachbarter Kommunen im Rahmen der Wärmeplanung \r\n(dazu 3.4).  \r\n3.1 Zusammenarbeit der Energieinfrastrukturbetreiber untereinander  \r\nEine integrierte Energieinfrastrukturplanung ist nur möglich, wenn die verschiedenen Energie\r\ninfrastrukturbetreiber auch berechtigt und verpflichtet sind, ihre jeweiligen Planungen bei Be\r\ndarf abzustimmen. Perspektivisch werden die Gas- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber ihre \r\nVerteilernetzentwicklungspläne in enger Abstimmung mit den anderen Energieinfrastruktur\r\nbetreibern erstellen müssen (vgl. §§ 16b ff. EnWG-E). Außerdem wird § 6a Abs. 2 EnWG-E ei\r\nnen Austausch von wirtschaftlich sensiblen Netzdaten jedenfalls mit anderen Teilen des Un\r\nternehmens ermöglichen, sofern diese Netzbetreiber sind. Um künftig eine sektorübergrei\r\nfend gut abgestimmte Planung zu gewährleisten, sollten auch Stromverteilernetzbetreiber \r\nund Betreiber von Wärmenetzen gesetzlich berechtigt und verpflichtet werden, ihre Planun\r\ngen soweit erforderlich mit den jeweils anderen betroffenen Energieinfrastrukturbetreibern \r\nabzustimmen. Dabei ist stets zu berücksichtigen, dass Wärmenetzbetreiber nicht reguliert \r\nsind, und deswegen kunden- und marktgetrieben planen und ihre Pläne umsetzen, anders als \r\nregulierte Gas- und Stromnetzbetreiber. Eine wettbewerbliche Benachteiligung sollte daher \r\nausgeschlossen werden. Wesentlich ist, dass die Abstimmungen auf ein notwendiges Maß be\r\ngrenzt werden, um Ineffizienzen und unnötigen Bürokratieaufwand zu vermeiden. \r\nBDEW-Vorschläge:   \r\n§ 6a Abs. 2 EnWG-E sollte einen Datenaustausch nicht nur mit anderen Teilen des Un\r\nternehmens, sondern grundsätzlich mit anderen Netzbetreibern ermöglichen, vgl. \r\nBDEW-Stellungnahme zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets.  \r\n§ 14d EnWG sollte dahingehend ergänzt werden, dass Stromverteilernetzbetreiber \r\nnach § 14d EnWG berechtigt und verpflichtet sind, mit den Gas- und Wasserstoffvertei\r\nlernetzbetreibern sowie Wärmenetzbetreibern in dem Umfang zusammenzuarbeiten, \r\nder erforderlich ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzausbauplans zu gewähr\r\nleisten.  \r\nSeite 15 von 19 \r\n§ 32 WPG sollte dahingehend ergänzt werden, dass Gas- und Wasserstoffverteiler\r\nnetzbetreiber sowie Stromverteilernetzbetreiber verpflichtet sind, mit den Wärme\r\nnetzbetreibern in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der erforderlich ist, um eine \r\nsachgerechte Erstellung des Wärmenetzausbau- und -dekarbonisierungsfahrplans zu \r\ngewährleisten.  \r\n3.2 Zusammenarbeit der Kommune mit den Energieinfrastrukturbetreibern \r\nDer Prozess zur Ausgestaltung der Wärmeplanung ist grundsätzlich offen. Das Wärmepla\r\nnungsgesetz gibt zwar die wesentlichen Planungsschritte zur Erstellung des Wärmeplans vor \r\n(§§ 14 bis 19 WPG). Dabei sind nach § 7 WPG auch die Netz- bzw. Infrastrukturbetreiber zu be\r\nteiligen. Es gibt allerdings keine konkreten gesetzlichen Vorgaben, wie die Beteiligung im De\r\ntail zu erfolgen hat, weshalb Kommunen oder Dienstleister diese auch unterschiedlich ausge\r\nstalten. Insbesondere der iterative Prozess ist im WPG nicht eindeutig verankert. Energieinfra\r\nstrukturbetreiber haben über die Regelung des § 13 Abs. 4 WPG hinaus keinen Anspruch ge\r\ngenüber der Kommune, Zwischenschritte der Wärmeplanung, erhobene Daten und Analysen \r\nzu erhalten.  \r\nZur Erstellung eines aussagekräftigen und umsetzbaren Wärmeplans ist es sinnvoll, wenn die \r\nKommune sich eng mit den Energieinfrastrukturbetreibern abstimmt und dafür frühzeitig ei\r\nnen Prozess aufsetzt, der einen regelmäßigen und zumindest in Teilen persönlichen Austausch \r\nmit den in der Kommune tätigen Netzbetreibern (Strom, Gas, Wärme) vorsieht. Diese Form \r\nder Zusammenarbeit der verschiedenen Netzbetreiber über die Kommune ist gesetzlich im \r\nWärmeplanungsgesetz vorgesehen und daher insbesondere aus Gesichtspunkten der Ent\r\nflechtung zulässig. Das WPG und die darauf basierenden Regelungen der Länder schaffen eine \r\nVerpflichtung zur Mitarbeit an der Wärmeplanung, die insbesondere in der Herausgabe von \r\nDaten nach § 10 WPG, darunter auch Netzkundeninformationen i.S.d. § 6a Abs. 1 EnWG, be\r\nsteht.  \r\nDie Anforderung der Zusammenarbeit muss auch für Kommunen mit weniger als 10.000 Ein\r\nwohnern gelten: Diese können das vereinfachte Verfahren zur Wärmeplanung nach §§ 22, 4 \r\nAbs. 3 WPG durchführen, sofern das jeweilige Bundesland hierzu Vorgaben auf Landesebene \r\nverabschiedet hat, oder zukünftig die sog. kleine Wärmeplanung nach § 22a WPG-E nutzen. \r\nDie Vereinfachung des Verfahrens liegt dann nach § 22 WPG und § 22a und b WPG-E auch in \r\nder Reduzierung der beteiligten Akteure. In der Regel wird den Netzbetreibern im Rahmen der \r\nvereinfachten Wärmeplanung zwar Gelegenheit zur Stellungnahme gegeben, aber es erfolgt \r\nkein Austausch (z.B. im Rahmen von Workshops oder Runden Tischen). In diesen Konstellatio\r\nnen ist es kaum möglich, die bestehenden Planungen der Energieinfrastrukturbetreiber in der \r\nWärmeplanung umfassend zu berücksichtigen. Hier ist nachzubessern.  \r\nSeite 16 von 19 \r\nDie Einholung und Auswertung von Stellungnahmen generiert zwar Arbeitsaufwand, erhöht \r\naber die Qualität der Wärmeplanung nicht, oder nur in geringem Maße, weil es am Austausch \r\nfehlt. Die zukünftige Möglichkeit für Kommunen mit weniger als 15.000 Einwohner auf Grund\r\nlage des §22a WPG-E die kleine Wärmeplanung durchzuführen, wird ebenfalls Erleichterungen \r\nfür Kommunen mit sich bringen. Die Vereinfachung des Prozesses darf jedoch nicht zu Un\r\ngunsten der Planungsqualität gehen. \r\nBDEW-Vorschläge: Zur Erarbeitung der Wärmeplanung sollte mindestens ein Aus\r\ntausch aller Beteiligten gem. § 7 Abs. 2 WPG stattfinden (am besten in Präsenz). \r\nDadurch kann die Abstimmung und Integration der verschiedenen Infrastrukturplanun\r\ngen besser ermöglicht werden als bei der Einholung und Auswertung von Stellungnah\r\nmen, vgl. hierzu auch BDEW-Stellungnahme zum WPG-E, S. 7 ff. Gleichzeitig ist wichtig, \r\nden Aufwand für kleine Kommunen bei der Wärmeplanung so gering wie möglich zu \r\nhalten.   \r\n3.3 Datenherausgabe von der Kommune an die Energieinfrastrukturbetreiber  \r\nDie Kommune erhebt im Rahmen der Wärmeplanung nicht nur Daten von den Energieinfra\r\nstrukturbetreibern. Sie ist auch berechtigt, Gebäudedaten und Daten zu den dort eingesetzten \r\nWärmeerzeugungsanlagen zu erheben (z.B. von Schornsteinfegern, zuständigen Behörden und \r\nder Wohnungswirtschaft).  \r\nDie Daten, die für die Erstellung der Wärmeplanung erhoben werden, spielen auch für die \r\nEnergieinfrastrukturbetreiber eine wichtige Rolle. Sie sind gesetzlich verpflichtet, die Ergeb\r\nnisse der Wärmeplanung in ihren eigenen Planungen zu berücksichtigen. Dazu bedarf es mehr \r\nals nur des fertiggestellten Wärmeplans. Relevant und hilfreich für die Energieinfrastrukturpla\r\nnungen sind auch die Daten, die der Darstellung nach Anlage 2 zum WPG zugrunde liegen, und \r\nzwar  - - - - \r\nNr. III (Zielszenario nach § 17 WPG)  \r\nNr. IV (Einteilung des beplanten Gebiets in voraussichtliche Wärmeversorgungsgebiete \r\nnach § 18 WPG)  \r\nNr. V (Darstellung der Wärmeversorgungsarten für das Zieljahr nach § 19) und  \r\nNr. VI (Darstellung der Umsetzungsstrategie und von Umsetzungsmaßnahmen nach § \r\n20).  \r\nErforderlich wäre auch eine datenschutzkonforme Weitergabe der erhobenen Schornsteinfe\r\ngerdaten, insbesondere zum Alter von Heizungsanlagen und Gebäuden (zum Beispiel in aggre\r\ngierter Form).  \r\nSeite 17 von 19 \r\nWichtig ist darüber hinaus, dass die Daten in einem einheitlichen, in IT-Systemen verarbeitba\r\nren Datenformat übermittelt werden. Es erzeugt hohen Aufwand für die Energieinfrastruktur\r\nbetreiber, wenn die Datenübermittlung nicht standardisiert ist und die zur Verfügung gestell\r\nten Daten umfangreich durch die Energieinfrastrukturbetreiber eingeholt und aufbereitet \r\nwerden müssen. Die Notwendigkeit, die Ergebnisse aus der Wärmeplanung zu nutzen, wird \r\nauch im Rahmen der Begründung des neuen § 24 WPG-E mehrfach erwähnt. § 24 WPG-E soll \r\nermöglichen, dass die Daten standardisiert dem Bund in einem Datenraum zur Verfügung ste\r\nhen. Die Energieinfrastrukturbetreiber sollten die für sie relevanten Daten aus diesem Daten\r\nraum auch nutzen können. Dafür ist sicherzustellen, dass die Energieinfrastrukturbetreiber \r\nüber eine bundesweit einheitliche Schnittstelle als Downloadmöglichkeit und /oder über ein \r\neinheitliches Format und Struktur auf die Daten aus der Wärmeplanung zugreifen und diese \r\nweiterverarbeiten können und dürfen. Gerade bei Teilgebieten nach der Wärmeplanung sind \r\nzur Abgrenzung die notwendigen Daten (insbesondere z.B. der Baublockbezug) den Energiein\r\nfrastrukturbetreibern zu übermitteln bzw. ihnen darauf Zugriff zu gewähren. Das sollte gesetz\r\nlich verankert werden. Wichtig ist in diesem Zusammenhang, dass die planungsverantwortli\r\nche Stelle auch die Datenanforderungen der Netzbetreiber anhört und berücksichtigt, damit \r\neine effiziente Weiterverarbeitung der standardisierten Wärmeplandaten durch die Netzbe\r\ntreiber möglich wird. \r\nBei der Ausgestaltung der Datenherausgabepflicht an die Energieinfrastrukturbetreiber bedarf \r\nes bundeseinheitlicher Kriterien sowie rechtlicher Klarheit über die konkreten Anforderungen. \r\nZu berücksichtigen ist auch, dass die verschiedenen Energieinfrastrukturbetreiber im Wettbe\r\nwerb zueinanderstehen können (z.B. im Rahmen von Konzessionsverfahren, oder unregulierte \r\nWärmenetzbetreiber zu den regulierten Netzbetreibern).  \r\nBDEW-Vorschläge: Die Energieinfrastrukturplanung würde davon profitieren, dass \r\nauch ein Datenaustausch von der Kommune an die Netzbetreiber, z.B. über eine zent\r\nrale Plattform, gesetzlich festgelegt wird. Herausgegeben werden sollten jedenfalls die \r\nDaten, die Anlage 2 zum WPG, Nrn. III bis VI zu Grunde liegen. Dabei sollte ein einheitli\r\nches, in IT-Systemen verarbeitbares Datenformat genutzt werden (vgl. auch BDEW\r\nStellungnahme zum WPG-E, S. 11.   \r\n3.4 Austausch benachbarter Kommunen  \r\nNach § 4 Abs. 3 WPG können die Länder vorsehen, dass für mehrere Gemeindegebiete eine \r\ngemeinsame Wärmeplanung erfolgen kann. Dies ist das sog. Konvoi-Verfahren, in dem sich \r\nmehrere Kommunen für eine gemeinsame Planung zusammenschließen können. Die „Kon\r\nvoiführung“ sollte eine Kommune übernehmen oder es sollte hierfür eine Stelle für die Koordi\r\nnation geschaffen werden. Dies ist aber nicht bundesgesetzlich einheitlich vorgegeben. Für die \r\nSeite 18 von 19 \r\ngemeinsame Wärmeplanung ist sodann eine vertragliche Regelung notwendig; die Einzelhei\r\nten können den Regelungen der Länder entnommen werden.  \r\nDas Konvoi-Verfahren kann insbesondere für kleine Kommunen eine Hilfestellung sein, die \r\nAufgabe der Wärmeplanung effizient und ergebnisorientiert zu bewältigen. Je nach Topologie \r\nder in den Kommunen vorhandenen Netze kann eine Wärmeplanung im Konvoi auch für die \r\nvor Ort tätigen Energieinfrastrukturbetreiber hilfreich sein; sie müssen dann nicht viele, ggf. \r\nunterschiedliche Wärmepläne in ihrer Energieinfrastrukturbetreiberplanung berücksichtigen, \r\nsondern nur einen einheitlichen Wärmeplan.  \r\nBDEW-Vorschlag: Alle Bundesländer sollten das Konvoi-Verfahren zulassen. Dadurch \r\nkann besser sichergestellt werden, dass die Planungen der Kommunen zusammenpas\r\nsen. Bisher kann die Kommune die angrenzenden Kommunen nach § 7 WPG freiwillig \r\nin der Konsultation beteiligen. Dies sollte zur verpflichtenden Vorgabe werden.  \r\nSeite 19 von 19 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-08-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028002","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum TKG-Änderungsgesetz 2026 für Glasfaserausbau und Investitionsschutz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c0/9e/834975/Stellungnahme-Gutachten-SG2608250017.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 24. August 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nzum Regierungsentwurf eines Gesetzes zur Änderung \r\ndes TKG und zur Verbesserung der telekommunikations\r\nrechtlichen Rahmenbedingungen für den TK-Netzaus\r\nbau \r\nVersion 2.0 (nach Kabinettsbeschluss vom 10. Juni 2026) \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 \r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Un\r\nternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 Prozent \r\ndes Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der \r\nAbwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex \r\nnach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer \r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n1 Einleitung \r\nDas Bundeskabinett der CDU/CSU-SPD-geführten Bundesregierung hat am 10. Juni 2026 den \r\nRegierungsentwurf des Gesetzes zur Änderung des Telekommunikationsgesetzes (TKG) und zur \r\nVerbesserung der telekommunikationsrechtlichen Rahmenbedingungen für den TK-Netzausbau \r\n(kurz TKG-Änderungsgesetz 2026) verabschiedet. Mit dem Gesetz soll der flächendeckende \r\nGlasfaser- und Mobilfunkausbau weiter beschleunigt und zugleich die regulatorischen Grundla\r\ngen für die Kupfer-Glas-Migration fortentwickelt werden. Die vorliegende Stellungnahme ist \r\neine Aktualisierung der bestehenden Positionierung zum Referentenentwurf des TKG-Ände\r\nrungsgesetzes 2026 aus dem März 2026. \r\nDie BDEW-Mitgliedsunternehmen haben den Glasfaserausbau in Deutschland in den vergange\r\nnen Jahren vielerorts maßgeblich vorangetrieben und leisten als Teil der alternativen Netzbe\r\ntreiber einen wesentlichen Beitrag zur flächendeckenden digitalen Infrastruktur. Ziel des Geset\r\nzes muss es daher sein, Investitionssicherheit für alle am Glasfaserausbau beteiligten Unterneh\r\nmen – insbesondere auch für Stadtwerke sowie Energie- und Wasserversorger – zu gewährleis\r\nten und faire Wettbewerbsbedingungen zu schaffen.  \r\nDer BDEW unterstützt einzelne Verbesserungen des Kabinettsbeschlusses die gegenüber dem \r\nReferentenentwurf entstanden sind. Besonders positiv zu bewerten ist insbesondere, dass die \r\nim Referentenentwurf vorgesehene sektorspezifische Sonderregelung zum priorisierten Strom\r\nanschluss von Mobilfunkmasten nicht fortgeführt wird. Auch die Entlastung bei zusätzlichen \r\nAnbieterinformationen zur Netzverfügbarkeit geht in eine positive Richtung.  \r\nGleichzeitig bestehen weiterhin zentrale Kritikpunkte. Besonders der § 22a TKG-E, der in einer \r\nverschärften Fassung erhebliche Risiken für Investitionssicherheit und die Geschäftsmodelle al\r\nternativer Glasfasernetzbetreiber beinhaltet. Gleiches gilt für die Kupfer-Glas-Migration, bei \r\ndem der Entwurf hinter den notwendigen Anpassungen für eine diskriminierungsfreie Techno\r\nlogietransformation zurückbleibt. Objektive Abschaltekriterien und die notwendige Transpa\r\nrenz bei den Migrationsplänen fehlen weiterhin. Im Bereich der Netzebene 4 sind die verkürzte \r\nLaufzeit des Bereitstellungsentgelts sowie die weitgehende unentgeltliche Zugangsgewährung \r\nkritisch zu prüfen, da sie die Amortisation gebäudeinterner Glasfaserinfrastrukturen erschwe\r\nren können. \r\nSchließlich ist die Stärkung einzelner Schutzmechanismen im Gigabit-Grundbuch zu begrüßen. \r\nAllerdings sind Datenlieferungspflichten nicht ausreichend abgesichert worden. Aus Sicht der \r\nEnergie- und Wasserbranche und insbesondre als Betreiber kritischer Infrastrukturen bedarf es \r\neiner sicherheitsgerechten, zweckgebundenen und KRITIS-sensiblen Ausgestaltung der zentra\r\nlen Informationsstelle. \r\nSeite 2 von 16 \r\n2 Diskriminierungsfreie Rechtsgrundlage im TKG für die anstehende Kupfer-Glas-Mig\r\nration \r\nDie BDEW-Mitgliedsunternehmen begrüßen, dass das BMDS durch die angestoßenen Änderun\r\ngen eine Grundlage für eine geordnete, faire und diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration \r\nlegt. Diese ist zentral, um die derzeitige Ausbaudynamik im Glasfaserausbau zu sichern und die \r\nAmortisation und Attraktivität von getätigten und zukünftigen Investitionen zu gewährleisten. \r\nGerade bei politisch gewollten Investitionen, wie in den Ausbau der Glasfaserinfrastruktur, \r\nmuss konsequent die wirtschaftliche Tragfähigkeit gewahrt bleiben. Nur so können weitere fi\r\nnanzielle Mittel für den verbleibenden Ausbau aber auch zukünftige Transformationsaufgaben \r\nsichergestellt werden. \r\n2.1 Umfassender Migrationsplan und Transparenzpflichten \r\nDie im neuen § 25 Abs. 1 Nr. 6 TKG festgehaltene Verpflichtung des marktmächtigen Unter\r\nnehmens, einen umfassenden Migrationsplan vorzulegen, ist notwendig, um eine diskriminie\r\nrungsfreie Abschaltung sachgerecht vorzubereiten. Die vorgeschlagene Fassung reicht jedoch \r\nnicht aus. Aus Sicht der alternativen Netzbetreiber ist es wichtig, dass der Migrationsplan \r\nnicht nur gegenüber der Bundesnetzagentur, sondern auch gegenüber den von der Migration \r\nbetroffenen Marktteilnehmern in geeigneter Form transparent gemacht wird. Zudem bedarf \r\nes einer ausdrücklichen Möglichkeit zur Stellungnahme der Wettbewerber sowie einer Ver\r\npflichtung der Bundesnetzagentur, eingehende Hinweise auf Diskriminierungsrisiken zu prüfen \r\nund erforderlichenfalls Nachbesserungen zu verlangen. Dies ist notwendig, um aus den vorge\r\nschlagenen Transparenzpflichten ein wirksames Instrument zur Sicherstellung einer diskrimi\r\nnierungsfreien Kupfer-Glas-Migration zu schaffen. \r\n2.2 Diskriminierungsfreie Abschaltung durch Berücksichtigung alternativer Netzbetreiber \r\nPositiv zu bewerten ist, dass der Kabinettsentwurf die Berücksichtigung der Glasfasernetze al\r\nternativer Netzbetreiber im Rahmen der Kupfer-Glas-Migration stärker absichert. Nach dem § \r\n34 Abs. 6 TKG-E muss die Bundesnetzagentur nun ausdrücklich sicherstellen, dass die Interes\r\nsen anderer Unternehmen mit errichteten Glasfasernetzen bei der Migration von Kupfernet\r\nzen angemessen berücksichtigt werden. Damit wird die frühere Kritik an einer rein fakultativen \r\nBerücksichtigung teilweise aufgegriffen.  \r\nDer Beschluss bleibt jedoch hinter den Anforderungen an eine vollständig diskriminierungsfreie \r\nKupfer-Glas-Migration zurück. Die konkrete Berücksichtigung der Abschaltpraxis des markt\r\nmächtigen Unternehmens in Gebieten alternativer Glasfasernetze ist jedoch weiterhin als \r\nKann-Regelung ausgestaltet. \r\nSeite 3 von 16 \r\nFür eine diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration braucht es zudem nicht nur eine Berück\r\nsichtigung von Wettbewerbsinteressen, sondern ein allgemeines Initiativrecht, das an objek\r\ntive Kriterien gekoppelt ist. Die Bundesregierung sollte sich auf europäischer Ebene dafür ein\r\nsetzen, dass im Digital Networks Act entsprechende Änderungen vorgenommen werden, um \r\neine diskriminierungsfreie Abschaltung auf nationaler Ebene zu ermöglichen.  \r\nUnabhängig von der Frage eines Initiativrechts Dritter ermöglicht es der derzeitige EU-Rechts\r\nrahmen objektive und transparente Kriterien für die Abschaltung von Kupfernetzen einzufüh\r\nren. Diese würden die unionsrechtlichen Vorgaben weiter strukturieren und somit wirksamen \r\nWettbewerb weiter sichern. Als Teil der objektiven Kriterien für Abschalteanzeigen sieht der \r\nBDEW etwa eine Versorgungsschwelle von 85 % Homes Passed als gerechtfertigt an, um den \r\nTransformationsprozess fair auszugestalten1. Neben der Versorgungsschwelle sollten angemes\r\nsene alternative Zugangsprodukte im Abschaltegebiet vorhanden sein, um Wettbewerb und \r\nverbraucherfreundliche Preise auf dem Endkundenmarkt zu sichern. \r\n3 Investitionsschutz für alternative Netzbetreiber sicherstellen  \r\n3.1 Verhandlungspflicht über Zugang zu Glasfasernetzen ohne beträchtliche Marktmacht  \r\n§ 22a TKG-E birgt das Risiko, ein symmetrisches Zugangsregime für Betreiber von Glasfaser\r\nnetzen ohne beträchtliche Marktmacht einzuführen und wird im Kabinettsentwurf systema\r\ntisch ausgeweitet. Betreiber sollen zu Zugangsverhandlungen verpflichtet werden, wobei die \r\nBundesnetzagentur zentrale Parameter wie Zugangsprodukt, Zugangspunkt und Entgeltmaß\r\nstäben festlegt und in Gebieten, in denen der Betrieb von mehr als einem Glasfasernetz nicht \r\ntragfähig ist, zusätzlich eine Einigungspflicht greift.  \r\nDer Ansatz geht an der Marktrealität vorbei. Die Androhung und Durchführung von Doppelaus\r\nbau erfolgt nicht aufgrund fehlender Zugangsmöglichkeiten zu Glasfasernetzen alternativer An\r\nbieter. Der Markt ist vielmehr dadurch geprägt, dass wesentliche Vermarkter den Einkauf von \r\nFTTH-Vorleistungen alternativer Anbieter auf der Wertschöpfungsstufe, auf der sie selbst sol\r\nche Leistungen anbieten (BSA), weitgehend ablehnen (Wholebuy-Verweigerung) oder durch Ra\r\nbattmodelle (VDSL-Commitment-Modell) stark an den Einkauf von Telekom-FTTH gebunden \r\nsind. Der Einkauf von FTTH-Vorleistungen alternativer Anbieter wird dadurch unattraktiv und \r\n1Die Herleitung der Versorgungsschwelle von 85 % Homes Passed kann der BDEW-Stellungnahme zum BNetzA\r\nRegulierungskonzept entnommen werden. \r\nSeite 4 von 16 \r\nerschwert. Die Einführung zusätzlicher Zugangsansprüche gegenüber alternativen Glasfaser\r\nnetzbetreibern löst dieses strukturelle Problem nicht. \r\nDie konkrete Ausgestaltung des § 22a TKG-E ist aus Sicht des BDEW zudem europarechtlich be\r\ndenklich. Die vorgesehene Zugangsverpflichtung greift tief in bestehende Investitions- und Ge\r\nschäftsmodelle ein und birgt das Risiko, über das unionsrechtlich gebotene Maß hinauszuge\r\nhen. Dadurch können Investitionsanreize geschwächt und bereits getätigte Investitionen teil\r\nweise entwertet werden. \r\nBesonders kritisch ist die weiterhin vorgesehene Kompetenz der Bundesnetzagentur zur Fest\r\nlegung von Zugangsprodukt, Zugangspunkt und Entgeltmaßstäben. Bei der Festlegung von Zu\r\ngangsprodukt und Zugangspunkt muss ausgeschlossen werden, dass daraus faktisch ein phy\r\nsisch entbündelter FTTH-Zugang resultiert. Ein solches Modell würde regelmäßig zusätzliche \r\nTechnikstrukturen erfordern und entspricht weder den operativen Gegebenheiten noch den \r\nwirtschaftlichen Realitäten des heutigen Glasfasermarkts. \r\nDie vorgesehene Kompetenz zur Festlegung von Entgeltmaßstäben, ist ebenfalls kritisch zu be\r\nwerten. Vorleistungsentgelte hängen maßgeblich von den konkreten Ausbaukosten, regional \r\nunterschiedlichen Rahmenbedingungen und den jeweiligen Investitionsrisiken ab. Übermäßige \r\nregulatorische Vorgaben können daher die wirtschaftliche Tragfähigkeit des Glasfaseraus\r\nbaus beeinträchtigen. § 22a TKG-E sollte deshalb grundlegend überarbeitet und auf eine eng \r\nbegrenzte, verhältnismäßige Streitbeilegungsregelung reduziert werden, die Investitions\r\nschutz, regionale Ausbauprojekte und freiwillige Open-Access-Modelle nicht gefährdet. \r\n3.2 Zugang zu gebäudeinternen Netzen und wirtschaftliche Tragfähigkeit der Netzebene 4 \r\nWie § 22a TKG-E regelt der § 22b TKG-E den Zugang zu Telekommunikationsnetzen in Fällen, in \r\ndenen eine Replizierung wirtschaftlich ineffizient oder praktisch unmöglich ist. § 22b betrifft \r\ndabei speziell den Zugang zu gebäudeinternen Telekommunikationsnetzen, Verkabelungen \r\nund zugehörigen Einrichtungen und adressiert damit unmittelbar die Netzebene 4. \r\nGrundsätzlich ist zu begrüßen, dass durch die neue Regelung ein standardisierter Zugang zu ge\r\nbäudeinternen Netzen sichergestellt werden soll, der die Grundlage für diskriminierungsfreien \r\nWettbewerb bildet. Die konkrete Ausgestaltung des § 22b TKG-E ist aus Sicht des BDEW jedoch \r\nkritisch. \r\nDie vorgesehene Zugangsverpflichtung greift tief in bestehende Infrastrukturen und Geschäfts\r\nmodelle ein. In ihrer derzeitigen Ausgestaltung birgt die Regelung das Risiko, zusätzlichen regu\r\nlatorischen Druck auf bereits errichtete gebäudeinterne Infrastrukturen auszuüben, Investiti\r\nonsanreize zu schwächen und bestehende Investitionen teilweise zu entwerten. Gerade auf der \r\nSeite 5 von 16 \r\nNetzebene 4 kann dies zu neuen Fehlanreizen führen und den eigenwirtschaftlichen Ausbau \r\neher behindern als fördern.  \r\nBesonders kritisch ist die vorgesehene Entgeltregulierung. Dass die Bundesnetzagentur die Ent\r\ngelte für die Zugangsgewährung grundsätzlich anhand des Maßstabs der Kostenorientierung \r\nfestlegen soll, läuft auf eine ex-ante-artige Regulierung der Mitnutzungsentgelte hinaus. Eine \r\nsolche Ausgestaltung lehnt der BDEW ab. Die wirtschaftlich angemessenen Entgelte hängen auf \r\nder Netzebene 4 maßgeblich von objektspezifischen und regional sehr unterschiedlichen Kos\r\ntenstrukturen ab. Zu weitgehende regulatorische Vorgaben bergen daher das Risiko, die wirt\r\nschaftliche Tragfähigkeit des Ausbaus zu beeinträchtigen und Investitionen in gebäudeinterne \r\nInfrastrukturen zu entwerten. \r\nHinzu kommt, dass die Eingriffsbefugnisse der Bundesnetzagentur über eine bloße Streitent\r\nscheidung hinausgehen. Sie kann die Zugangspflicht konkretisieren, modifizieren oder ganz \r\noder teilweise aussetzen und Zugangsbedingungen auch über den konkreten Antrag hinaus \r\nfestlegen. Damit droht die Regelung über das Ziel einer diskriminierungsfreien Zugangssiche\r\nrung hinaus in eine übermäßige Regulierung umzuschlagen. \r\nAus Sicht des BDEW bestehen erhebliche Bedenken gegenüber der Regelung in ihrer derzeiti\r\ngen Ausgestaltung, diese sollte grundlegend überarbeitet werden. \r\n4 Zentrales Informationsportal für Infrastrukturen sicher ausgestalten \r\nDie Verankerung und Zielstellung des Gigabit-Grundbuchs als einheitliches Informationsportal \r\nsind im Ansatz nachvollziehbar. Die vorgesehenen Transparenzpflichten gehen aber vor dem \r\nHintergrund der derzeitigen sicherheitspolitischen Bedrohungslage und der Anschläge auf Ver\r\nsorgungsinfrastrukturen der letzten Jahre über ein notwendiges Maß hinaus. Zusätzliche Trans\r\nparenz- und Datenlieferungspflichten führen nicht nur zu erheblichem Mehraufwand für Tele\r\nkommunikations-, Energie- und Wasserversorgungsunternehmen, sondern schaffen weitere \r\nunnötige Sicherheitsrisiken. \r\n4.1 Sicherheitsrisiken im Gigabit-Grundbuch ausräumen und kritische Infrastruktur schüt\r\nzen \r\nDie Neuregelungen zum Gigabit-Grundbuch in §§ 78–86 TKG-E sind aus BDEW-Sicht in ihrer \r\nderzeitigen Form nicht sachgerecht. Die vorgesehene zentrale Erhebung, Speicherung und Be\r\nreitstellung von Geoinformationsdaten bei der Bundesnetzagentur stellen vor dem Hinter\r\ngrund der sicherheitspolitischen Lage eine nicht gerechtfertigte zusätzliche Zentralisierung si\r\ncherheitssensibler Infrastrukturdaten dar. Hierdurch wird die Versorgung von Bürgerinnen und \r\nBürgern mit Internet, Energie, Wärme und Wasser unnötig riskiert. Nicht zuletzt der Anschlag \r\nSeite 6 von 16 \r\nauf das Berliner Stromnetz hat gezeigt, wie anfällig die Versorgungsinfrastruktur Deutschlands \r\nist2, wenn der geographische Verlauf und damit die Relevanz einer Versorgungsleitung erkenn\r\nbar sind. Zugleich führt die Regulierung zu einem erheblichen zusätzlichen bürokratischen Auf\r\nwand für die Unternehmen.  \r\nDer BDEW begrüßt die sicherheitsbezogenen Präzisierungen des Kabinettsentwurfs, insbeson\r\ndere die Adressierung der Sensitivität der erfassten Informationen, den Schutz von Betriebs- \r\nund Geschäftsgeheimnissen sowie personenbezogener Daten. Auch die Datensicherheitskon\r\nzepte inklusive der Protokollierungs- und Überwachungspflichten gehen in eine positive Rich\r\ntung. Allerdings sind diese Änderungen nicht ausreichend, solange an dem Grundmodell einer \r\nzentralen Erhebung, Speicherung und Bereitstellung sicherheitssensibler Infrastruktur- und \r\nGeoinformationsdaten festgehalten wird. \r\nBesonders kritisch aus Sicht der Versorgungsunternehmen bleibt § 79 TKG-E. Zwar enthält der \r\nKabinettsentwurf gegenüber dem Referentenentwurf einzelne Präzisierungen und zusätzliche \r\nAusschlusstatbestände für sicherheitsrelevante und besonders schutzbedürftige Infrastruktu\r\nren, diese reichen jedoch aus KRITIS-Betreibersicht nicht aus. Die Datenlieferpflichten nach § \r\n79 Abs. 2 TKG-E gehen weiterhin über die unionsrechtlichen Mindestanforderungen hinaus \r\nund betreffen trotz der vorgesehenen Ausschlusstatbestände weiterhin sicherheitssensible \r\nInfrastruktur- und Geoinformationsdaten. Hiervon sollte abgesehen werden. \r\nInsbesondere sollten Ausnahmen für kritische und sicherheitssensible Infrastrukturen so aus\r\ngestaltet werden, dass sie bereits bei der Übermittlungspflicht greifen. Die im Kabinettsent\r\nwurf vorgesehenen Ausschlusstatbestände nach § 79 Abs. 3 TKG-E setzen demgegenüber erst \r\nnachgelagert an, da die betreffenden Informationen zunächst nach § 79 Abs. 2 TKG-E an die \r\nzentrale Informationsstelle übermittelt werden müssen. Damit verbleibt das Risiko, dass auch \r\nbesonders sensible Infrastrukturinformationen im Falle eines Sicherheitsvorfalls bei der zentra\r\nlen Informationsstelle unbefugt offengelegt werden könnten.  \r\nDas in § 78 TKG-E vorgesehene Datenschutz- und Datensicherheitskonzept sowie die Sensitivi\r\ntäts- und Protokollierungspflichten sind kein ausreichender Schutz. Es widerspräche allen \r\nGrundsätzen der Informations- und IT-Sicherheit, darauf zu vertrauen, dass die Schutzmaßnah\r\nmen nicht überwunden werden können. Die Sicherung muss vielmehr damit beginnen, jede un\r\nnötige Speicherung zu vermeiden. Eine zentrale Speicherung der geographischen Lage aller Ver\r\nsorgungsnetze der Bundesrepublik stellt nicht nur im Hinblick auf den Datenzugriff, sondern \r\n2Einschlägige weitere Sabotageakte von Versorgungsinfrastruktur der letzten Monate waren etwa Grünheide \r\n(März 2024), Berlin (September 2025) oder Reutlingen (Juni 2026). \r\nSeite 7 von 16 \r\nbereits als solche ein erhebliches zusätzliches Risiko und eine erhebliche Angriffsfläche für Cy\r\nberangriffe dar. Der BDEW fordert daher, besonders sensible Infrastruktur- und Geoinforma\r\ntionsdaten nicht anlasslos zentral zu speichern. Vielmehr bedarf es eines dezentralen Abruf\r\nmodells, sodass sicherheitsrelevante Informationen bei den jeweiligen Infrastrukturbetrei\r\nbern verbleiben und nur im konkreten Bedarfsfall zweckgebunden, projektbezogen und nach \r\ndem Need-to-know-Prinzip bereitgestellt werden.  \r\nIn einem solchen Modell könnten sensible Daten bei konkretem Bedarf bilateral über die zu\r\nständigen Infrastrukturbetreiber bereitgestellt werden. Die Schaffung eines dezentralen Infra\r\nstrukturatlasses ist europarechtlich abgedeckt, wie das Beispiel Dänemark klar aufzeigt. Der Da\r\ntenaustausch ist zudem auf tatsächlich ausbaurelevante Infrastrukturen zu beschränken. Das \r\nTransparenzinteresse, das ohnehin deutlich hinter dem Sicherheitsinteresse zurückstehen \r\nmuss, wird dadurch nicht beeinträchtigt. Stattdessen erhalten die Datennachfrager aktuellere \r\nund bedarfsgerechtere Informationen als im Fall einer zentralen Speicherung.  \r\n4.2 Rechtsgrundlage für die interne Nutzung, Weiterverarbeitung und Veröffentlichung von \r\nDaten \r\nMit dem neuen § 203a TKG-E wird eine allgemeine Rechtsgrundlage für die interne Weiterver\r\narbeitung sowie die Bereitstellung von Daten für Dritte oder die Öffentlichkeit geschaffen. \r\nZwar ist das Ziel, Doppelerhebungen zu vermeiden und vorhandene Daten effizienter zu nutzen, \r\ngrundsätzlich nachvollziehbar. Aus BDEW-Sicht ist die Regelung jedoch kritisch, weil sie die Nut\r\nzung und Veröffentlichung zentral vorhandener Daten zusätzlich ausweitet. Die vorgesehenen \r\nSchutzgrenzen zugunsten personenbezogener Daten, von Betriebs- und Geschäftsgeheimnis\r\nsen sowie der öffentlichen Sicherheit genügen nicht, wenn zugleich das Grundmodell einer \r\nzentralen Speicherung und Weitergabe sensibler Infrastrukturdaten fortbesteht. Erforderlich ist \r\nvielmehr eine konsequente Begrenzung von Datennutzung und Datenbereitstellung auf das \r\nim Einzelfall notwendige Maß. \r\n5 Ausbau von Glasfaserinfrastruktur in Gebäuden \r\nDas Ziel, den gebäudeinternen Ausbau von Glasfasernetzen (die sogenannte Netzebene 4) ge\r\nzielt zu fördern, ist angesichts des fortgeschrittenen Glasfaserausbaus in Deutschland begrü\r\nßenswert. Gesetzesänderungen sind notwendig, um einen flächendeckenden Zugang zu Glasfa\r\nsernetzen zeitnah sicherstellen zu können. Der BDEW unterstützt, dass neben regulatorischen \r\nMaßnahmen auch die Nachfrageförderung durch die bundesweite Kampagne „Das beste Inter\r\nnet“ durch das BMDS angegangen wurde. Ähnliche Maßnahmen sollten auch zukünftig weiter\r\nverfolgt werden. \r\nSeite 8 von 16 \r\n5.1 Anpassungen an das Glasfaserbereitstellungsentgelt \r\nMit dem neuen § 72 TKG-E soll das Glasfaserbereitstellungsentgelt aufgrund steigender Bau\r\nkosten auf 720 Euro brutto erhöht werden. Gegenüber dem Referentenentwurf sieht der Ka\r\nbinettsentwurf lediglich eine Verkürzung des Umlagezeitraums auf neun statt zwölf Jahre vor. \r\nHinzu kommt ein neues Zugangsentgelt von 60 Euro netto für die technische Einrichtung des \r\nphysischen Zugangs. Die Wirkungsdauer des Instruments wird zudem bis 2030 verlängert. Für \r\ndie BDEW-Mitglieder ist das Glasfaserbereitstellungsentgelt ein wichtiges Instrument, um In\r\nvestitionen in die Netzebene 4 anzureizen. Somit kann die Refinanzierung gebäudeinterner \r\nGlasfaserinfrastrukturen unterstützt werden. \r\nIn seiner Grundrichtung ist das neu ausgestaltete Glasfaserbereitstellungsentgelt daher zu be\r\ngrüßen. Gleichwohl bleiben die vorgeschlagenen Beträge sowie die angestrebte Entbürokrati\r\nsierung hinter den Erwartungen der Branche zurück. Vor dem Hintergrund stark variierender \r\nBaukosten, anhaltender Inflation sowie weiterer Preissteigerung sollte hinterfragt werden, ob \r\ndie Festsetzung konkreter Geldbeträge im TKG noch zeitgemäß ist, um auch zukünftig kosten\r\ndeckende Beträge des Glasfaserbereitstellungsentgelts sicherzustellen. Daher sollte eine dyna\r\nmische Geldbetragsregelung angedacht werden.  \r\nDie Limitierung des Umlagezeitraums auf neun Jahre durch den Kabinettsbeschluss führt zudem \r\ndazu, dass ein zentraler Hebel zur Verbesserung der Refinanzierung entfällt. Die Wiederauf\r\nnahme der Verlängerung des Umlagezeitraums auf zwölf Jahre wäre daher zu empfehlen. Zu\r\ndem sollte die Wirkungsdauer des Instruments nicht nur bis 2030, sondern mindestens bis \r\n2032 verlängert werden. Das Glasfaserbereitstellungsentgelt wird aller Voraussicht nach jedoch \r\nauch nach 2030 für den Ausbau der Netzebene 4 relevant bleiben. \r\nDer BDEW lehnt eine pauschale Begrenzung der Kostenerstattung auf 60 Euro netto für die \r\ntechnische Errichtung des physischen Zugangs ausdrücklich ab. Die hierfür entstehenden Kos\r\nten können je nach Gebäude und organisatorischen Aufwand erheblich variieren. Stattdessen \r\nsollte ein Nachweis tatsächlich angefallener Kosten und eine individuelle Kostenerstattung als \r\nGrundlage für das Zugangsentgelt im TKG verankert werden. \r\n5.2 Recht auf Vollausbau im Gebäude \r\nDer neue § 144 TKG-E schafft bei fehlenden verfügbaren gebäudeinternen Glasfaserkabeln ein \r\ngesetzliches Recht auf Vollausbau. Voraussetzung ist, dass das Gebäude bereits an ein öffentli\r\nches Glasfasernetz angeschlossen ist oder der Betreiber verbindlich anbietet, den Anschluss in\r\nnerhalb von 20 Monaten herzustellen. Das Vollausbaurecht entfällt, wenn der Gebäudeeigen\r\ntümer eine verbindliche und vertraglich abgesicherte Ausbauzusage innerhalb von 24 Monaten \r\nabgibt. \r\nSeite 9 von 16 \r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich ein konditioniertes Vollausbaurecht, das bestehende prak\r\ntische Ausbauhemmnisse im Gebäude abbaut und die Planungssicherheit für ausbauende Un\r\nternehmen erhöht. Das Instrument sollte insbesondere bei fehlender Erreichbarkeit oder einer \r\nVerweigerung des Gebäudeeigentümers greifen. Einvernehmliche Kooperationen zwischen \r\nNetzbetreibern und Gebäudeeigentümern müssen jedoch weiterhin Vorrang haben und dürfen \r\ndurch das Vollausbaurecht nicht unterlaufen werden. \r\nPositiv ist, dass der Vollausbauanspruch nicht losgelöst von der vorgelagerten Infrastruktur aus\r\ngestaltet wird. Der anspruchstellende Betreiber sollte ein konkretes und durch eine angemes\r\nsene Vertragsstrafe abgesichertes Angebot für den Gebäudeanschluss und den Inhouse-Ausbau \r\nvorlegen. Um strategische Vorrats- oder Blockadeausbauten und ein selektives „Rosinenpicken“ \r\nzu verhindern, sollten zudem ein tatsächlicher Versorgungsbedarf – etwa durch einen konkre\r\nten Endkundenvertrag – und ein angemessenes Open-Access-Angebot nachgewiesen werden. \r\nBestehende Rahmenvereinbarungen über den Ausbau mehrerer Gebäude sollten angemessen \r\nberücksichtigt werden, sofern die erfassten Gebäude einen nachvollziehbaren räumlichen oder \r\nwirtschaftlichen Zusammenhang aufweisen. Für solche Portfoliokonstellationen erscheint eine \r\nUmsetzungsfrist für den vollständigen Ausbau der erfassten Gebäude von bis zu 36 Monaten \r\nsachgerecht, wenn der vollständige Ausbau verbindlich zugesagt und durch eine angemessene \r\nVertragsstrafe abgesichert wird. \r\nDas Fristen- und Vertragsstrafenregime muss insgesamt symmetrisch und praktisch umsetz\r\nbar ausgestaltet werden. Es sollte für beide Ausbauoptionen wirksame Anreize zur zügigen Um\r\nsetzung setzen, ohne in ein unverhältnismäßiges oder konfliktträchtiges Sanktionssystem um\r\nzuschlagen. Die maßgeblichen Ausbaufristen sollten grundsätzlich erst beginnen, wenn der Lei\r\ntungsweg abschließend geklärt ist. \r\n5.3 Verbindliche technische Mindeststandards \r\n§ 145 TKG-E regelt erstmals gesetzlich verbindliche technische Mindeststandards für gebäude\r\ninterne physische Infrastrukturen und Glasfaserverkabelungen, wodurch die Vorgaben des \r\nGIA in das nationale Recht übertragen werden. Die einheitlichen Standards sollen eine zukunfts\r\nsichere, gebäudeinterne Glasfaserinfrastruktur sichern, die Qualität der NE4-Netze stärken und \r\neinen diskriminierungsfreien Zugang zu diesen gewährleisten. Nicht zuletzt wird hierdurch die \r\nEffizienz beim Ausbau gesteigert. Der neue § 145 TKG-E setzt damit einen wichtigen Rahmen \r\nfür eine zukunftssichere und praxistaugliche Ausgestaltung der Netzebene 4. \r\nEinzig die konkrete technische Auslegung einzelner Anforderungen sollte klargestellt werden.  \r\nDie vorgesehene Regelung zur Glasfaserverkabelung mit vier Fasern sollte dahingehend ergänzt \r\nwerden, dass hierdurch nicht zwingend alle vier Fasern unmittelbar betriebsbereit durchge\r\nspliced werden müssen. Ausreichend sollte vielmehr sein, dass für die unmittelbare \r\nSeite 10 von 16 \r\nNutzbarkeit eine einzelne betriebsbereit hergestellte Faser genügt. Dadurch würde der Zweck \r\nder Regelung – Zukunftssicherheit und diskriminierungsfreier Zugang – gewahrt, ohne unnötige \r\ntechnische oder wirtschaftliche Zusatzanforderungen auszulösen. \r\n6 Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung \r\nMit den §§ 136 bis 143 TKG-E setzt das BMDS die GIA-Vorgaben zum Zugang zu physischer \r\nInfrastruktur, zu Informationen über bestehende Infrastrukturen, zu Vor-Ort-Untersuchun\r\ngen sowie zur Koordinierung von Bauarbeiten um. Der bisherige Mitnutzungsansatz wird dabei \r\nstärker als Zugangsregime ausgestaltet. Die Umsetzung der Gigabit-Grundverordnung wird im \r\nGrundsatz durch den BDEW begrüßt. Positiv zu bewerten ist, dass der Referentenentwurf mit \r\nden §§ 138 und 141 TKG-E die vorgesehene Möglichkeit aufgreift, den Zugang zu bestehender \r\nphysischer Infrastruktur unter bestimmten Voraussetzungen zu verweigern. Damit wird aner\r\nkannt, dass Zugangspflichten nicht losgelöst von Investitionsschutz und der Vermeidung volks\r\nwirtschaftlich ineffizienten Doppelausbaus ausgestaltet werden dürfen. \r\nNachschärfungsbedarf besteht jedoch bei der konkreten Ausgestaltung der Versagungs\r\ngründe. Die Regelungen zur Zugangsverweigerung nach § 141 TKG-E sollten nicht nur dann \r\nzulässig sein, wenn der Infrastrukturinhaber selbst ein geeignetes Open-Access-Produkt an\r\nbietet, sondern auch dann, wenn ein entsprechendes Angebot über verbundene Unterneh\r\nmen oder in vergleichbarer Weise bereitgestellt wird. Anderenfalls bleibt die Regelung hinter \r\ndem Ziel zurück, vorhandene Investitionen wirksam zu schützen und unnötigen Parallelzugang \r\nzu vermeiden. \r\n7 Verfahrensbeschleunigungen und Wegerecht \r\nDas Ziel des BMDS durch Anpassungen bei Genehmigungs- und Anpassungsprozessen Beschleu\r\nnigungen beim zukünftigen Netzausbau zu erzeugen, unterstützt der BDEW. Hierdurch kann die \r\nweitere Ausbaudynamik gefördert werden, um eine flächendeckende Glasfaserversorgung bis \r\n2030 zu erreichen. Die einzelnen Maßnahmen, die zum Teil bereits im Rahmen des TK-NABEG \r\ndiskutiert wurden, gilt es nun konsequent umzusetzen.  \r\n7.1 Beschleunigung der Antrags- und Genehmigungsverfahren \r\nDas BMDS schlägt mit den Änderungen des § 127 TKG-E vor, die wegerechtlichen Verfahren zu \r\nbeschleunigen. Dies wird grundsätzlich durch den BDEW begrüßt. Trotz dieser Fortschritte bei \r\neinzelnen Fristsetzungen ist jedoch für die Wirksamkeit entscheidend, dass die gesetzlichen Be\r\nschleunigungsinstrumente nicht in der kommunalen Genehmigungspraxis leerlaufen. Die \r\nSeite 11 von 16 \r\n \r\n Seite 12 von 16 \r\n \r\nÄnderungen in § 127 TKG-E entfalten nur dann einen echten Mehrwert, wenn sie von den We\r\ngebaulastträgern und zuständigen Behörden konsequent angewandt werden. \r\nHinzu kommt, dass Beschleunigungs- und Vereinfachungsinstrumente nicht zulasten der Sicher\r\nheit, Integrität und Betriebssicherheit bestehender Versorgungsleitungen gehen. Gerade beim \r\nTiefbau in der Nähe von bestehenden Versorgungsleitungen müssen Leitungsschutz, Verkehrs\r\nsicherheit und die Belange kritischer Infrastrukturen angemessen berücksichtigt bleiben. \r\nAufgrund der Vielzahl der Einzeländerungen werden die Anpassungen im Folgenden gegenüber\r\ngestellt. \r\nGesetzesabschnitt Änderung Kommentierung \r\n§ 127 Abs. 3 S. 1 \r\nTKG-E \r\nVerkürzung der Zustimmungs\r\nfiktion von drei auf zwei Mo\r\nnate \r\nDer BDEW begrüßt die Verkürzung \r\nausdrücklich als Beitrag zur Be\r\nschleunigung von Genehmigungsver\r\nfahren. \r\n§ 127 Abs. 3 S. 3 \r\nTKG-E \r\nFrist zur Mitteilung unvollstän\r\ndiger Unterlagen \r\nAus BDEW-Sicht begrüßenswert, da \r\nunnötige Verzögerungen im frühen \r\nVerfahrensstadium reduziert wer\r\nden. \r\n§ 127 Abs. 3 S. 5 \r\nTKG-E \r\nFristverlängerung bei schwieri\r\ngen Fällen \r\nDer BDEW lehnt diese Verlängerung \r\nab, weil sie dem Ziel der Verfahrens\r\nbeschleunigung entgegensteht. \r\n§ 127 Abs. 3 S. 6 \r\nTKG-E \r\nZustimmungsfiktion Positiv, da diese schriftliche Bestäti\r\ngung Rechtssicherheit für Bauunter\r\nnehmen schafft, um mit einzelnen \r\nMaßnahmen beginnen zu können. \r\n§ 127 Abs. 4 TKG-E Geringfügige bauliche Maß\r\nnahmen \r\nWir begrüßen die Einführung von \r\nRegelbeispielen. Diese Liste sollte je\r\ndoch erweitert werden. \r\n§ 127 Abs. 9 TKG-E Vorbereitung der Planung und \r\nDurchführung \r\nEbenfalls positiv zu sehen, weil dies \r\ndie praktische Planung des Ausbaus \r\nerleichtert und dem Beschleuni\r\ngungsziel dient. \r\nErgänzend sollte geprüft werden, ob im § 127 TKG-E (sowie § 127a TKG-E) im Genehmigungs- \r\nund Anzeigeverfahren ein frühzeitiger Begehungs- oder Abstimmungstermin mit den betroffe\r\nnen Betreibern öffentlicher Versorgungsnetze verankert werden sollte. Eine solche frühzeitige \r\nAbstimmung in der Planungsphase kann nach Einschätzung der Branche dazu beitragen, Schä\r\nden an Bestandsleitungen, Überbauungen und spätere Nacharbeiten zu vermeiden und damit \r\nsowohl den Leitungsschutz als auch die Verfahrensbeschleunigung zu fördern. \r\n7.2 Einführung eines ergänzenden Anzeigeverfahrens \r\nMit dem neu eingeführten § 127a TKG-E soll als Alternative zum regulären zustimmungspflich\r\ntigen Genehmigungsverfahren ein Anzeigeverfahren geschaffen werden. Künftig soll für die \r\nVerlegung oder Änderung von Telekommunikationslinien eine bloße Anzeige ausreichen, sofern \r\ndie gesetzlichen Voraussetzungen erfüllt sind und die gleichen Mindestangaben wie im regulä\r\nren Verfahren vorgelegt werden. Der Kabinettsentwurf stellt zudem klar, dass der Träger der \r\nWegebaulast innerhalb eines Monats den Eingang und die Vollständigkeit der Anzeige zu bestä\r\ntigen hat und die Bauausführung untersagen kann, wenn die Voraussetzungen des Anzeigever\r\nfahrens nicht vorliegen oder die Planung offensichtliche und schwerwiegende Mängel aufweist. \r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Einführung eines ergänzenden Anzeigeverfahrens, das \r\nUnternehmen und Behörden entlasten und zusätzliche Ausbaudynamik erzeugen kann. Die zu\r\nsätzlichen Eingriffsbefugnisse der Wegebaulastträger in der Bauphase unterstützen die BDEW\r\nMitgliedsunternehmen ebenfalls. \r\nGleichwohl bleibt entscheidend, dass Beschleunigung nicht zulasten von Versorgungssicherheit, \r\nLeitungsschutz und Arbeitssicherheit erfolgt. Da der verfügbare Raum für die Legung von Ver\r\nsorgungsleitungen äußerst begrenzt ist, muss der Qualitätssicherung fachkundiger Tiefbauun\r\nternehmen besondere Bedeutung zugemessen werden. Anderenfalls werden die Versorgungs\r\nsicherheit, der Leitungsschutz sowie die Sicherheit von Tiefbau-Fachkräften, Bürgerinnen und \r\nBürgern gefährdet. Im Zuge der Verlegungsarbeiten von Glasfaserinfrastruktur werden bereits \r\njetzt häufig Schäden an Kabeln und Leitungen der bestehenden Infrastruktur festgestellt, da \r\nanerkannte Regeln der Technik bei den Verkehrssicherungspflichten (Leitungsauskunft, Hand\r\nschachtung, Suchschlitze bei Horizontalbohrverfahren) nicht bekannt sind bzw. nicht eingehal\r\nten werden. \r\n§ 127a TKG-E verlangt weiterhin, dass die bauliche Maßnahme durch ein fachkundiges und zu\r\nverlässiges Unternehmen ausgeführt wird. Der Kabinettsentwurf sieht hierfür jedoch nicht \r\nmehr den Nachweis über drei aktuelle Bescheinigungen vor, sondern lässt die Eintragung in ein \r\nallgemein zugängliches und in der Praxis anerkanntes Verzeichnis fachkundiger und \r\nSeite 13 von 16 \r\nzuverlässiger Unternehmen für den Leitungstiefbau genügen. Diese Änderung ist grundsätzlich \r\nsachgerecht, sofern das Verzeichnis belastbare Qualitätsanforderungen abbildet. Entscheidend \r\nist jedoch die konkrete Ausgestaltung der Anforderungen an die fachkundige und zuverlässige \r\nAusführung baulicher Maßnahmen. Zur Konkretisierung der Anforderungen nach Fachkunde \r\nund Zuverlässigkeit sollte ausdrücklich auf bestehende technische Standards und anerkannte \r\nRegeln Bezug genommen werden. Hierzu zählen insbesondere Vorgaben zur Qualifikation der \r\nAufsichtsführenden und des Fachpersonals, zum Leitungsschutz, zur Leitungsauskunft, zur \r\nHandschachtung sowie zu Suchschlitzen bei Horizontalbohrverfahren. Auch anerkannte bran\r\nchenspezifische Zertifizierungen können hierbei als geeignete Nachweise herangezogen wer\r\nden3. \r\nZudem darf die Eintragung in ein Verzeichnis nicht als bloßer Formalnachweis ausgestaltet wer\r\nden. Wegebaulastträger müssen weiterhin wirksam reagieren können, wenn im Einzelfall ob\r\njektive Anhaltspunkte für fehlende Fachkunde, mangelnde Zuverlässigkeit, wiederholt mangel\r\nhafte Bauausführung oder Verstöße gegen anerkannte Regeln der Technik vorliegen. \r\n8 Vorrangiger Stromanschluss für drahtlose Zugangspunkte von Mobilfunkstandor\r\nten rechtssicher ausgestalten \r\nUm die Verzögerungen beim Anschluss von Mobilfunkmasten an das Niederspannungsnetz zu \r\nbeheben, wurde im Referentenentwurf eine neue Regelung nach § 134a TKG-E eingeführt, die \r\nzu einer Priorisierung der Netzanschlüsse an das öffentliche Stromnetz für Mobilfunkmasten \r\ngeführt hätte. Die Streichung des Artikels durch den Kabinettsbeschluss ist ausdrücklich zu be\r\ngrüßen. Soweit Beschleunigungsmaßnahmen für Stromanschlüsse von Mobilfunkinfrastruktur \r\nerforderlich sind, sollte eine Lösung im Energiewirtschaftsrecht geprüft werden. \r\nSchließlich ist auch für die Energie- und Wasserwirtschaft eine flächendeckende Mobilfunkver\r\nsorgung von großer Bedeutung. Sie trägt maßgeblich dazu bei, die sichere Steuerung und Über\r\nwachung von Energieerzeugung und -verbrauch zu gewährleisten. Gleichzeitig stehen die Netz\r\nbetreiber aktuell vor einer außergewöhnlich herausfordernden Situation. Die Zahl der Netzan\r\nschlussanfragen ist in den vergangenen Jahren erheblich gestiegen, sodass die verfügbaren Ka\r\npazitäten kurzfristig nur sehr begrenzt erweitert werden können. Neben den Anschlussbegeh\r\nren der Mobilfunknetzbetreiber stehen eine Vielzahl weiterer Anwendungen – von Batterie\r\nspeichern über Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur bis hin zu Erneuerbare-Energie-Anlagen \r\n3Siehe beispielsweise: DIN 18220, DVGW GW 381, VDE-AR-N 4220, AGFW FW 601. \r\nSeite 14 von 16 \r\nund Rechenzentren – im direkten Wettbewerb um die gleichen Ressourcen. Eine gesetzliche \r\nSonderpriorisierung zugunsten von Mobilfunkmasten würde zwangsläufig dazu führen, dass im \r\nRahmen der laufenden Diskussion zur Verteilung von Kapazitäten weitere Anschlusspetenten \r\neine Vorzugsbehandlung geltend machen, die ebenfalls eine erhebliche Bedeutung haben z.B. \r\nfür die Sicherheit des Energiesystems, die Wärmewende und die Verkehrswende (z.B. Speicher\r\nbetreiber, Betreiber von Wärmepumpen und Ladepunkten usw.).  \r\nDer BDEW spricht sich klar dagegen aus, § 134a TKG-E im parlamentarischen Verfahren wieder \r\naufzunehmen. Eine Wiedereinführung der Regelung würde die sachgerechte Korrektur des Ka\r\nbinettsentwurfs zurücknehmen. Das gewählte Instrument der sektoralen Sonderregelung \r\nwürde, statt Beschleunigung beim Netzanschluss, lediglich Doppelregelungen und rechtliche \r\nUnsicherheiten schaffen. Dies würde allerdings nicht zu einer Lösung der Problematik beitra\r\ngen. Die an den Netzanschluss für EE-Anlagen angelehnte Regelung in § 134a TKG-E ist daher \r\nabzulehnen und die Problematik in die laufenden Diskussionen zum Netzanschlussverfahren \r\nnach dem EnWG einzubringen, die zu Recht eine einheitliche Regelung des Netzanschlusspro\r\nzesses anstrebt und Vorrang haben muss. \r\nDas Energiewirtschaftsrecht differenziert derzeit nicht zwischen unterschiedlichen Anlagenty\r\npen bei der Entnahme von Energie. Dies schließt Mobilfunkmasten ein, die nach §§ 17 und 18 \r\nEnWG grundsätzlich diskriminierungsfrei zu behandeln sind. Die Priorisierung von Netzan\r\nschlüssen ist damit systematisch eine energierechtliche und nicht eine telekommunikations\r\nrechtliche Frage mit zwingend zu beachtenden europarechtlichen Grundlagen. Die Verteilung \r\nknapper Netzressourcen muss bis zur Schaffung zusätzlicher Anschlusskapazitäten durch Netz\r\nausbaumaßnahmen nach transparenten, objektiv nachvollziehbaren und sachlich begründeten \r\nKriterien diskriminierungsfrei erfolgen.  \r\nHinzu kommt, dass Fragen der Verteilung knapper Netzkapazitäten derzeit im energierechtli\r\nchen Kontext, insbesondere im Rahmen des Netzanschluss-Pakets, diskutiert werden. Der be\r\nkanntgewordene inoffizielle Referentenentwurf zur Änderung des EnWG sieht in § 17b Abs. 1 \r\nEnWG (Netzanschlusspaket) eine Regelung vor, die Netzbetreibern eine grundsätzliche Priori\r\nsierung von vorliegenden Netzanschlussbegehren anhand einer Auswahl von Priorisierungskri\r\nterien ermöglicht. Der BDEW geht davon aus, dass im Rahmen dieser Kriterien auch Faktoren \r\nwie die Ortsgebundenheit einer Netzanschlussanfrage berücksichtigt werden können (z.B. in \r\nAbsatz 1 Nummer 6). Demnach können standortgebundene Anfragen, wie beispielsweise Mo\r\nbilfunkmasten, gegenüber standortflexiblen Netzanschlussanfragen priorisiert werden. In die\r\nsen Zusammenhang gehört auch der im vorliegenden Entwurf enthaltene Vorschlag zur Be\r\nschleunigung von Netzanschlüssen. Darunter zählen Maßnahmen zur vereinheitlichten \r\nSeite 15 von 16 \r\nAbwicklung von Netzanschlussbegehren, unverbindliche Netzanschlussauskünfte und erhöhte \r\nTransparenz über das Verfahren. Diese nun in dem Entwurf in §§ 17b, 17d, 17e und 17f vorge\r\nsehenen Verfahren sollen einheitlich regeln, was in § 134a Abs. 1, 2 und 3 TKG-E nun als Spezi\r\nalregelung ausschließlich für bestimmte TK-Anlagen vorgesehen ist. Ein Bündel an Spezialrege\r\nlungen für Anschlussbegehren für unterschiedlichste Bezugsanlagen würde der angestrebten \r\neinheitlichen Regelung im EnWG für alle Netzanschlüsse entgegenstehen und das Verfahren \r\nfür alle komplexer machen. \r\nEin wesentlicher Aspekt wurde mit dem vorliegenden Vorschlag nicht gelöst: Ein wichtiger \r\nGrund für Verzögerungen in der Herstellung des Anschlusses liegt nicht in der fehlenden Priori\r\ntät der TK-Vorhaben, sondern in der fehlenden wirtschaftlichen Zumutbarkeit oft überlanger \r\nAnschlussleitungen. Dieses Problem könnte schon heute mit den bestehenden Regelungen in § \r\n17 und § 18 EnWG durch die Übernahme der Kosten gelöst werden. Für die Priorisierung von \r\nNetzanschlussbegehren müssen einheitliche, diskriminierungsfreie Regeln für alle Anschluss\r\npetenten gelten, die eine transparente Kapazitätsvergabe ermöglichen. \r\nSeite 16 von 16 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-08-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028066","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Neufassung des EU-Netzkodex für Stromerzeugungsanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/89/9f/836543/Stellungnahme-Gutachten-SG2608310004.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Brussels, 25 August 2026 \r\nPosition Paper \r\nReview of the Network Code \r\non requirements for grid \r\nconnection of generators \r\n(NC RfG 2.0) \r\nwith remarks on plans to repeal Annex B of Regulation \r\n(EU) 838/2010 („ITC Regulation“) \r\nVersion: final \r\nThe German Association of Energy and Water Industries (BDEW), Berlin, represents over 1,900 companies. The range of mem\r\nbers stretches from local and communal through regional and up to national and international businesses. It represents around \r\n90 percent of the electricity production, over 60 percent of local and district heating supply, 90 percent of natural gas, over 90 \r\npercent of energy grid as well as 80 percent of drinking water extraction as well as around a third of wastewater disposal in \r\nGermany. \r\nBDEW is registered in the German lobby register for the representation of interests vis-à-vis the German Bundestag and the \r\nFederal Government, as well as in the EU transparency register for the representation of interests vis-à-vis the EU institutions. \r\nWhen representing interests, it follows the recognised Code of Conduct pursuant to the first sentence of Section 5(3), of the \r\nGerman Lobby Register Act, the Code of Conduct attached to the Register of Interest Representatives (europa.eu) as well as \r\nthe internal BDEW Compliance Guidelines to ensure its activities are professional and transparent at all times. National register \r\nentry: R000888. European register entry: 20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\n(German Association of Energy and \r\nWater Industries) \r\nBDEW Representation at the EU \r\nAvenue de Cortenbergh 52 \r\n1000 Brussels \r\nBelgium \r\nwww.bdew.de \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 2 of 15 \r\nContents \r\nPreliminary remarks .................................................................................................... 3 \r\n1 Executive Summary ................................................................................... 3 \r\n2 General remarks ........................................................................................ 5 \r\n3 Remarks on specific issues of the review of NC RfG .................................... 6 \r\n3.1 Clarify the criteria for “significant modernisation” and the application to \r\nexisting PGMs .................................................................................................... 6 \r\n3.2 Limit the possibilities to apply (parts of) RfG 2.0 to existing PGMs ................. 6 \r\n3.3 Keep the possibility to grant class derogations after request by TSOs and \r\nDSOs .................................................................................................................. 7 \r\n3.4 Set exemption for existing PGMs which were connected before RfG 1.0 ....... 8 \r\n4 Full list of remarks to the present draft NC RfG 2.0 ..................................... 9 \r\n5 Remarks on plans to repeal Annex B of the ITC Regulation ....................... 15 \r\n \r\n \r\n  \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nPreliminary remarks \r\nBDEW welcomes the possibility to comment on the draft version of a review of the Network \r\nCode on requirements for grid connection of generators (NC RfG), published by the European \r\nCommission on 8 July 2026 for comments by 25 August 2026. In this position paper, this draft \r\nversion is referred to as “NC RfG 2.0” or “RfG 2.0”. The respective Network Code currently in \r\nforce, laid down in Regulation (EU) 2016/631, is referred to as “NC RfG 1.0” or “RfG 1.0”. \r\nIf reference is made to an Article without indication of the legal text, the Article is meant to \r\nrefer to the NC RfG 2.0. \r\nIn a workshop with stakeholders on 3rd July 2026, the European Commission presented not \r\nonly its proposal for the RfG 2.0 but also plans to delete an Annex of the so-called “ITC Regula\r\ntion” (Regulation (EU) 838/2010 on laying down guidelines relating to the inter-transmission \r\nsystem operator compensation mechanism and a common regulatory approach to transmis\r\nsion charging). Realising these plans could have significant implications for electricity genera\r\ntion companies with BDEW. Since it is highly probable that it will be negotiated in connection \r\nwith the RfG review, the present position paper also addresses BDEW’s view on these plans.  \r\n1 Executive Summary \r\nOn the review of the NC RfG, BDEW especially asks for the following changes to the present \r\ndraft: \r\n› Clarify the criteria for a “significant modernisation” and the application to existing PGMs \r\nEliminate legal uncertainty for operators and owners of power generating modules (PGMs) \r\nas well as for investors by clarifying the criteria for a “significant modernisation” (Art. 4) \r\nwhich would result in applying RfG 2.0 to existing PGMs. In this context, clarify that routine \r\nrefurbishment and spare-part replacement are considered as “maintenance” and thus do \r\nnot classify a PGM as “significantly modernised”. Besides, clarify that only those rules of \r\nRfG 2.0 apply to the existing PGM which concern the technical capabilities which were af\r\nfected by the significant modernisation. Limit the application to the modernised parts of \r\nthe PGM. \r\n› Limit the possibilities to apply (parts of) RfG 2.0 to existing PGMs \r\nDo not oblige TSOs to run a cost-benefit analysis (CBA) to evaluate the need to apply (all or \r\nsome) requirements of RfG 2.0 to existing PGMs (Art. 45). Instead, keep the rule from \r\nArt. 38 of RfG 1.0 and grant to TSOs the option to put forward such proposals on the basis \r\nof a CBA. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 3 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n› Allow requests for derogations also by TSOs and DSOs \r\nKeep the approach from RfG 1.0 to allow grid operators to request derogations for classes \r\nof PGMs connected or to be connected to their network (Art. 63 RfG 1.0).  \r\n› Exempt existing PGMs which were connected before RfG 1.0 \r\nClarify that PGMs which were exempted from RfG 1.0 as “existing PGMs” will continue to \r\nbe exempted from both RfG 1.0 and RfG 2.0 (Art. 62).  \r\nWith regards to plans by the European Commission to delete Annex B of the “ITC Regulation”, \r\nBDEW holds the following view:  \r\n› Retain Annex B of ITC Regulation to ensure fair competition and efficient cross-border \r\nelectricity trading \r\nAnnex B of the ITC Regulation limits generation network charges to 0.5 €/MWh in most Eu\r\nropean countries, guaranteeing fair competition between generation facilities in neigh\r\nbouring markets and efficient cross-border electricity trade. These rules must not be abol\r\nished as long as no viable alternative is in place. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 4 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n2 General remarks \r\nBDEW strongly supports the objective of maintaining a secure, resilient and future-proof elec\r\ntricity system. With the connection of large numbers of new assets to the grids, ranging from \r\ndifferent generation technologies via new electricity demand applications to storage facilities \r\nof different sizes and technologies, it is stringent that the common European regulatory \r\nframework for electricity grid connection is being reviewed.  \r\nBDEW supports the review of the Network Code on Requirements for Generators (NC RfG) as \r\none part of this framework. BDEW welcomes that major parts of the contents of this review \r\nhave been developed within the Grid Connection European Stakeholder Committee (GC ESC) \r\nwhich gave the chance to a large variety of stakeholders to put forward their positions in an \r\nearly stage of the review process. \r\nAt the same time, any revision of the NC RfG should continue to respect the fundamental prin\r\nciples of legal certainty, proportionality, protection of legitimate expectations and, as a gen\r\neral rule, grandfathering of existing regulatory conditions to existing assets. \r\nWith regards to these principles, the draft RfG 2.0 raises concerns among stakeholders. While \r\nthe proposal formally states that existing generating facilities should remain subject to the \r\nregulatory framework applicable at the time of their connection, several provisions in the \r\ndraft RfG 2.0 appear capable of substantially weakening this principle in practice. Several rules \r\nin the draft RfG 2.0 read such that they oblige existing assets to comply with new technical re\r\nquirements. In many cases this would require substantial retrofit measurements and thus ma\r\njor expenditures, bringing high risks to assets owners and/or investors and jeopardising the \r\neconomically viable operation of the affected assets. \r\nIt is of high importance to eliminate these risks and to make the RfG 2.0 become a regulatory \r\nframework which brings legal certainty to owners and investors with regards to existing facili\r\nties as well as to new projects. BDEW is convinced that a substantial part of the uncertainty \r\nfor asset owners and investors results from unclear wording in the present draft RfG 2.0. For \r\nthese cases, BDEW asks for adequate wording amendments eliminating ambiguity in the un\r\nderstanding of the provisions. \r\nApart from these cases, there are other requirements in the draft RfG 2.0 to which different \r\nopinions prevail within the BDEW membership. From the perspective of electricity generators, \r\nsome provisions are very ambitious – particularly when they are applied to existing plants. \r\nHowever, from the perspective of the transmission system operators (TSOs), these provisions \r\nare necessary to ensure system stability. Where no unanimous position could be achieved, \r\nBDEW abstains from commenting. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 5 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n3 Remarks on specific issues of the review of NC RfG \r\n3.1 Clarify the criteria for “significant modernisation” and the application to existing PGMs \r\nThe rules from RfG 2.0 will not only apply to new assets to be connected after the date fore\r\nseen in the text (in the draft this date is foreseen to be two years after the entry into force of \r\nthe RfG 2.0, see Art. 61.3 lit. b of the current draft). They will also have to be complied by ex\r\nisting PGMs after a “significant modernisation” (Art. 4). This concept is known from RfG 1.0. \r\nIn order to be able to take their investment decisions, PGM owners and (potential) investors \r\nneed legal certainty on the regulatory framework which will apply to their generation facili\r\nties. Since many PGMs will sooner or later undergo technical refurbishment or at least a \r\nchange of components, it is of utmost importance – just like under RfG 1.0 – to have clarity on \r\nthe notion of “significant modernisation”.  \r\nFollowing Art. 4.2 lit. d, larger generation facilities of Type C or D will be considered as “signifi\r\ncantly modernised” after “a change of components of a power-generating module except for \r\nchanges resulting from maintenance”. This rule causes major legal uncertainty for asset own\r\ners and investors since the notion “maintenance” is not clearly defined in the text. From \r\nBDEW’s point of view, the text clearly has to state that routine refurbishment activities and \r\nlife-extending investments such as spare-part replacement (change of components) will be \r\nconsidered as “maintenance work” and thus will continue to be allowed without risking that a \r\nreassessment of compliance with new technical provisions will be triggered. However, \r\nchanges in control schemes can affect the electrical behaviour. In such cases it has to be as\r\nsessed whether these effects are significant and would classify the changes as a “significant \r\nmodernisation”.  \r\nBesides, the text should provide the possibility to apply only parts of the RfG 2.0 requirements \r\nto existing PGMs, as it is the case in the RfG 1.0 (Art. 4.1 lit. b). By doing so, the application can \r\nbe limited to those requirements which concern the technical capabilities which were affected \r\nby the significant modernisation.  \r\nAdditionally, the RfG 2.0 requirements should not be applied to the entire PGM but only to \r\nthe modernised part(s). It would be inappropriate to apply it to the entire PGM (see Art. 4.3). \r\n3.2 Limit the possibilities to apply (parts of) RfG 2.0 to existing PGMs \r\nFollowing Art. 38 of RfG 1.0, TSOs were allowed to propose to the National Regulatory Author\r\nity (NRA) or to the Member State the application of all or some requirements of the Network \r\nCode to existing PGMs if such procedure proved to be beneficial in a cost-benefit analysis \r\nwww.bdew.de \r\nPage 6 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n(CBA). Yet, the relevant TSO was only allowed to run such a CBA if a preparatory qualitative \r\nanalysis, taking into account available network-based and market-based alternatives, indi\r\ncated that likely benefits would exceed likely costs. BDEW considers this approach to be pro\r\nportionate. \r\nThe draft RfG 2.0, however, obliges TSOs to run, within two years after entry into force, a CBA \r\nto evaluate the need to apply (all or some) requirements of RfG 2.0 to existing PGMs (Art. 45). \r\nSuch a mandatory CBA would imply high costs even for those TSOs which do not see any need \r\nfor applying RfG 2.0 requirements to existing PGMs.  \r\nBDEW asks to keep the existing rule from RfG 1.0, i.e. providing the option for TSOs to com\r\npare the costs and benefits of applying the new requirements to existing PGMs rather than es\r\ntablishing this as a mandatory task for TSOs. In this context it is highly important to take into \r\nconsideration, as foreseen in Art. 46, the economic situation of the affected PGMs since in \r\nmany cases costly investments will be needed to adapt to the new requirements. \r\nThis proposal can be realised by the following amendment to the present text in Article 45 (1):  \r\n1. By [date of entry into force of this Regulation plus two years], in each Member State, If \r\na TSO has identified that for guaranteeing the stability of the electricity system in the \r\ngiven Member State there is need to expand all or some requirements of this Regula\r\ntion to existing power-generating modules in the respective Member State, the TSO in \r\ncoordination with the DSOs shall carry out a cost-benefit analysis in accordance with \r\nArticle 46, in order to evaluate the need to apply all or some requirements of this Regu\r\nlation to existing power-generating modules and submit the proposal to the regulatory \r\nauthority in accordance with paragraph 5 of this Article. \r\n3.3 Keep the possibility to grant class derogations after request by TSOs and DSOs \r\nThe existing NC RfG 1.0 provides that not only PGM operators or owners are allowed to ad\r\ndress to the regulatory authority a request for a derogation from all or some requirements of \r\nthe Network Code. Besides, grid operators are entitled to request the exemption of classes of \r\nPGMs from all or some of the NC’s requirements (Art. 63 RfG 1.0).  \r\nThe concept of class derogations requested by TSOs or DSOs is considered as useful by the \r\nparties involved. Yet, it has not been picked up in the present draft RfG 2.0. BDEW asks for re\r\nintroducing this rule in Title V “Derogations” of RfG 2.0. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 7 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n3.4 Set exemption for existing PGMs which were connected before RfG 1.0 \r\nArt. 61 of the draft RfG 2.0 is missing provisions for existing modules which were connected to \r\nthe grid before the entry into force of RfG 1.0 and which have not been significantly modern\r\nised. It has to be clearly stated in Article 61 that these facilities will neither fall under RfG 1.0 \r\n(Regulation (EU) 2016/631) nor under RfG 2.0. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 8 of 15 \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 9 of 15 \r\n4 Full list of remarks to the present draft NC RfG 2.0 \r\nWhile the most important remarks on the present draft NC RfG 2.0 are described above (chapter 3 of this position paper), BDEW wants to take \r\nthe opportunity to comment also on a number of other aspects. The table below shows which rules in the present draft text should be kept and \r\nwhich rules ask for clarification or amendment. To some rules BDEW opposes and asks for deletion from the RfG 2.0.  \r\nThe table also comprises the points described in more detail in chapter 3. \r\n \r\nTopic Article Summary of the proposal Impact assessment Recommendation \r\nCooperation be\r\ntween system \r\noperators and \r\ngenerating facil\r\nity owners \r\nRecital 8 Clarifies that generating \r\nfacility owners and system \r\noperators should apply the \r\nrequirements of the Regu\r\nlation in close coopera\r\ntion. \r\nThe revised wording better reflects that secure \r\nsystem operation depends on both system op\r\nerators and generating facility owners, and that \r\nrequirements must be applied in a way that sup\r\nports effective operation of the network. \r\nKEEP  \r\nRetain the wording. It supports a \r\nmore balanced implementation \r\nculture and should be reflected \r\nthroughout the Regulation. \r\nRegional speci\r\nficities \r\nRecital 9 Recognises that different \r\nsynchronous areas have \r\ndifferent characteristics \r\nthat may need to be re\r\nflected when connection \r\nrequirements are set. \r\nThis is positive, in particular for the Nordic sys\r\ntem. Acknowledging regional and locational \r\nspecificities is important to avoid one-size-fits\r\nall requirements that may not match the tech\r\nnical realities of different synchronous areas. \r\nKEEP  \r\nRetain and strengthen this prin\r\nciple where detailed require\r\nments leave room for national or \r\nregional implementation. \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 10 of 15 \r\nNational adapta\r\ntion and deroga\r\ntions \r\nRecital 31 Recognises the possibility \r\nto adapt requirements to \r\nlocal circumstances and \r\nto grant derogations where \r\njustified. \r\nThis flexibility is important and should be wel\r\ncomed. It provides necessary room to account \r\nfor local system characteristics, technology\r\nspecific constraints and practical implementa\r\ntion challenges. \r\nKEEP  \r\nRetain and ensure that flexibility \r\nis operationalised clearly in the \r\nsubstantive provisions. \r\nDefinition of \r\ncomponent \r\nArt. 2 Defines “component” as \r\nan active element forming \r\npart of a power-generating \r\nmodule and potentially af\r\nfecting compliance. \r\nThe distinction between active and passive ele\r\nments is not sufficiently clear. This matters be\r\ncause the concept of component is used in the \r\nsignificant modernisation provisions, where am\r\nbiguity could have major practical conse\r\nquences for refurbishment and replacement de\r\ncisions. \r\nCLARIFY  \r\nClarify what qualifies as an ac\r\ntive component and ensure the \r\ndefinition does not unintention\r\nally capture routine replace\r\nments or passive equipment. \r\nSignificant mod\r\nernisation – defi\r\nnition of mainte\r\nnance and life\r\nextension \r\nmeasures \r\nArt. 2 / Art. \r\n4.2 (d) / \r\nArt. 4.3 \r\nFor Type C and D power\r\ngenerating modules, a \r\nchange of components \r\nmay constitute significant \r\nmodernisation unless the \r\nchange results from \r\nmaintenance. If significant \r\nmodernisation is estab\r\nlished, the new require\r\nments apply to the entire \r\npower-generating module. \r\nThe term “maintenance” is not defined and \r\ndoes not provide sufficient legal certainty for \r\nlong-lived generation assets.  \r\nThe text risks that refurbishment, replacement \r\nby a functionally equivalent component, obso\r\nlescence-driven replacement, restoration of \r\noriginal performance or life-extension measures \r\nqualify as measures which would trigger the ob\r\nligation for the given asset to comply with RfG \r\n2.0. Instead, these activities should be qualified \r\nas “maintenance”. \r\nOtherwise, the text risks that operators avoid \r\ntechnically and environmentally beneficial \r\nCLARIFY / AMEND  \r\nClarify the meaning of “mainte\r\nnance”. In any case, a 1:1 \r\nchange of existing components \r\nis to be considered as mainte\r\nnance.  \r\nInstall the possibility to apply \r\nonly relevant rules of RfG 2.0 to \r\nexisting PGMs.  \r\nDelete Art. 4.3. The new require\r\nments should only apply to the \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 11 of 15 \r\ninvestments because even a limited component \r\nreplacement could trigger full compliance of the \r\nentire generating module. Life-extension \r\nmeasures generally preserve or restore the origi\r\nnal function and should not automatically be \r\ntreated as a fundamental modernisation. \r\nBesides, it should be possible to apply only \r\nparts of the RfG 2.0 requirements to existing \r\nPGMs, as it is the case in the RfG 1.0 (Art. 4.1 lit. \r\nb). By doing so, the application can be limited to \r\nthose requirements which concern the tech\r\nnical capabilities which were affected by the sig\r\nnificant modernisation. \r\nBesides, the new requirements should not be \r\napplied to the entire PGM but only to the part \r\nwhich was significantly modernised. \r\npart of a PGM which was signifi\r\ncantly modernised.  \r\nSignificant mod\r\nernisation crite\r\nria \r\nArt. 4.2 (c) Sets “change in frequency\r\nstability capability and ac\r\ntive power management \r\ncapabilities” as criterion \r\nfor a “significant moderni\r\nsation” \r\nIt is not clear to what extent the frequency sta\r\nbility capability or the active power manage\r\nment capabilities have to change to make the \r\nPGM be qualified as “significantly modernised”.  \r\nCLARIFY  \r\nSet clear thresholds from which \r\nchanges in these technical spec\r\nificities result in a “significant \r\nmodernisation” \r\nRegulatory prin\r\nciples \r\nArt. 7 Requires proportionality, \r\nnon-discrimination, trans\r\nparency, cost optimisation \r\nThis article is positive and provides important \r\nsafeguards for implementation. Recognition of \r\nnuclear safety rules, lowest total cost and \r\nKEEP  \r\nRetain and ensure these princi\r\nples have practical effect when \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 12 of 15 \r\nand consideration of nu\r\nclear safety rules and local \r\nsystem needs. \r\nproportionality is particularly important for ex\r\nisting conventional and nuclear assets. \r\nrequirements are specified by \r\nsystem operators. \r\nSimulation Mod\r\nels \r\nArt. 22.5 \r\n(c) \r\nObligation to develop and \r\nvalidate RMS/EMT simula\r\ntion models \r\nFor a number of older plants (e.g. hydro power \r\nplants), sufficient manufacturer data may no \r\nlonger be available to develop and validate the \r\ndetailed RMS or EMT models required. \r\nAMEND Art. 4 \r\nSee above: Apply RfG 2.0 only to \r\nthe modernised part of the PGM \r\nand allow for applying only se\r\nlected rules (which concern the \r\ntechnical features affected by \r\nthe modernisation)  \r\nFault Ride \r\nThrough (FRT) \r\nVarious  For older power plants (e.g. hydro power plants) \r\nwhere FRT capability was not part of the original \r\ndesign, there is a risk that essential auxiliary \r\nsystems would not remain operational through\r\nout the required FRT profile. Retrofitting these \r\nsystems could require significant modification \r\nto protection, control and auxiliary supply ar\r\nrangements. \r\nAMEND Art. 4 \r\nSee above: Apply RfG 2.0 only to \r\nthe modernised part of the PGM \r\nand allow for applying only se\r\nlected rules (which concern the \r\ntechnical features affected by \r\nthe modernisation) \r\nApplication to \r\nexisting assets \r\non the basis of a \r\nCBA \r\nArt. 45, \r\nArt. 46 \r\nRequires TSOs and DSOs \r\nto carry out cost-benefit \r\nanalyses on applying RfG \r\n2.0 requirements to exist\r\ning power-generating mod\r\nules. \r\nThe provision is broader than the current RfG \r\nand could lead to retrofit obligations for existing \r\nassets which were designed, licensed and fi\r\nnanced under different assumptions, leading to \r\nsignificant financial burden to their owners. This \r\nappears unproportional if the system needs \r\ncould alternatively be addressed by other \r\nmeasures, especially where system challenges \r\nAMEND  \r\nDon’t oblige TSOs to run such a \r\nCBA and make proposals, on the \r\nbasis of the CBA, for expanding \r\nRfG 2.0 rules on existing assets; \r\ninstead, keep the approach from \r\nRfG 1.0 and give to TSOs the op\r\ntion (not obligation) to conduct \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 13 of 15 \r\nare driven by newer technologies or changed \r\nsystem conditions rather than deficiencies in \r\nexisting assets. \r\nProposal: Don’t oblige TSOs to run such a CBA \r\nbut install this approach as an option to TSOs. \r\nsuch a CBA, and extend this op\r\ntion to DSOs. Especially, take \r\ninto account the economic situ\r\nation of the affected PGMs. In \r\nany case, the proposals must be \r\napproved by the regulatory au\r\nthority before application. \r\nCompliance \r\nschemes \r\nArt. 49 Requires a common struc\r\nture for national compli\r\nance schemes and na\r\ntional schemes built on \r\nthat structure. \r\nThis is cautiously positive. Experience with cur\r\nrent RfG implementation shows that TSOs can \r\ninterpret or supplement requirements in ways \r\nthat expand practical obligations. A common \r\ncompliance structure can improve predictability \r\nand transparency. \r\nKEEP  \r\nRetain and strengthen transpar\r\nency obligations for national \r\ncompliance schemes. \r\nEquipment certi\r\nfication \r\nArt. 52 Provides for equipment \r\ncertificates under national \r\ncompliance schemes and \r\nmutual recognition of au\r\nthorised certifiers. \r\nThe direction is useful, but fragmented national \r\ncertification processes could still increase \r\ncosts and complexity for projects across several \r\nmarkets. A more harmonised EU-wide certifica\r\ntion framework would better support standardi\r\nsation and cross-border deployment. \r\nCLARIFY  \r\nConsider a single EU-wide or \r\nstrongly harmonised certifica\r\ntion process, especially for \r\nstandardised equipment and \r\nmass-market products. \r\nMonitoring of im\r\nplementation \r\nArt. 54 \r\npar. 1a \r\nRequires ACER to monitor \r\nnational implementation, \r\nincluding divergences and \r\nappropriateness of param\r\neter choices. \r\nThis is positive. Monitoring can help address di\r\nvergent national interpretations and ensure that \r\nimplementation remains consistent with the \r\nRegulation’s harmonisation objective. \r\nKEEP  \r\nRetain and ensure monitoring re\r\nsults are transparent and acces\r\nsible to stakeholders. \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 14 of 15 \r\nDerogation eligi\r\nbility \r\nArt. 55 Allows regulatory authori\r\nties to grant derogations at \r\nthe request of facility own\r\ners or prospective owners. \r\nThe possibility to grant derogations is positive. \r\nNext to derogations for single assets, the possi\r\nbility for TSOs and relevant system operators to \r\nrequest derogations for classes of PGMs should \r\nbe retained, as it is provided for in Art. 63 of RfG \r\n1.0. This is an efficient instrument to address all \r\nPGMs of the respective technology. \r\nCLARIFY  \r\nAllow TSOs or relevant system \r\noperators to request class dero\r\ngations for groups of assets \r\nwhere this is more efficient and \r\nproportionate.  \r\nRepeal and tran\r\nsitional provi\r\nsions \r\nArt. 61 (3) Clarifies to which PGMs \r\nwhich provisions of the ex\r\nisting RfG 1.0 apply or con\r\ntinue to apply. \r\nThe article is missing provisions for existing \r\nmodules which were connected to the grid be\r\nfore RfG 1.0 entered into force and which do not \r\nfall under Regulation (EU) 2016/631. \r\nCLARIFY  \r\nThe transitional provision \r\nshould, in accordance with Arti\r\ncle 4 of the current RfG, estab\r\nlish the rule for facilities that will \r\nnot fall under RfG 1.0 and 2.0 \r\n(unless significantly modern\r\nised). \r\nLimitation of ac\r\ntive power out\r\nput reduction for \r\nelectric vehicles \r\nand their supply \r\nequipment \r\nAnnex III \r\nChapter \r\n6.3 \r\nSets rules for vehicle-to\r\ngrid electric vehicles (V2G \r\nEV) and their supply equip\r\nment (V2G EVSE) concern\r\ning the reduction of active \r\npower input to the grid, \r\namong others on the ramp \r\nrates \r\nThe text sets, among others, specific provisions \r\non how fast V2G EVs and V2G EVSE must re\r\nduce their active power output (i.e. power injec\r\ntion to the grid). With these provisions, there is \r\nno flexibility for grid operators to react to the \r\nspecific requirements in their grids. BDEW pro\r\nposes to leave it up to the relevant grid operator \r\nto set the specific ramp rates for active power \r\noutput.  \r\nAMEND  \r\nDon’t set specific ramp rates for \r\nactive power output reduction of \r\nEVs and EVSE at European level. \r\nInstead, allow the respective \r\ngrid operator to set the exact val\r\nues in order to enable him to re\r\nact to local grid specificities. \r\n \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n5 Remarks on plans to repeal Annex B of the ITC Regulation \r\nOn 3rd July 2026, the European Commission presented plans to repeal Annex B of the “ITC \r\nRegulation (Commission Regulation (EC) 838/2010 on laying down guidelines relating to the \r\ninter-transmission system operator compensation mechanism and a common regulatory ap\r\nproach to transmission charging). Apparently, it is highly probable that these plans could be \r\nrealised together with the adoption of the NC RfG 2.0.  \r\nThe current ITC framework makes an important contribution to a functioning European inter\r\nnal electricity market by limiting average network charges for electricity feed-in to 0.5 €/MWh \r\nin most EU Member States. This creates a framework for a level playing field and ensures an \r\nimportant contribution to predictability and investment security for current and future elec\r\ntricity generators.  \r\nAgainst this background, the BDEW views with great concern the European Commission’s \r\nplans to repeal Annex B of the ITC Regulation. This would open up the field for national legisla\r\ntors or regulators to extend network charges for electricity feed-in beyond the current limit. \r\nExtending grid charges to generators carries the risk of causing distortions in the European in\r\nternal electricity market. Differing approaches to the structuring of generation network \r\ncharges across Member States may impair competition between generation facilities in neigh\r\nbouring markets and undermine the efficiency of cross-border electricity trading. \r\nBDEW therefore urges the European Commission not to abolish Annex B of Regulation \r\n838/2010 until a viable alternative is in place. The removal of this provision governing grid \r\ncharges on the generation side would increase the risk of further regulatory fragmentation in \r\nEurope and could lead to greater divergence between national charging schemes. This would \r\ncreate uncertainty for existing and future investments, hamper the energy transition and un\r\ndermine the efficiency of the cross-border electricity market. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 15 of 15 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-08-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028067","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung von Anhang B der EU-Verordnung 838/2010 zu Übertragungsnetzentgelten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0e/ca/836545/Stellungnahme-Gutachten-SG2608310005.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Brussels, 25 August 2026 \r\nPosition Paper \r\nReview of the Network Code \r\non requirements for grid \r\nconnection of generators \r\n(NC RfG 2.0) \r\nwith remarks on plans to repeal Annex B of Regulation \r\n(EU) 838/2010 („ITC Regulation“) \r\nVersion: final \r\nThe German Association of Energy and Water Industries (BDEW), Berlin, represents over 1,900 companies. The range of mem\r\nbers stretches from local and communal through regional and up to national and international businesses. It represents around \r\n90 percent of the electricity production, over 60 percent of local and district heating supply, 90 percent of natural gas, over 90 \r\npercent of energy grid as well as 80 percent of drinking water extraction as well as around a third of wastewater disposal in \r\nGermany. \r\nBDEW is registered in the German lobby register for the representation of interests vis-à-vis the German Bundestag and the \r\nFederal Government, as well as in the EU transparency register for the representation of interests vis-à-vis the EU institutions. \r\nWhen representing interests, it follows the recognised Code of Conduct pursuant to the first sentence of Section 5(3), of the \r\nGerman Lobby Register Act, the Code of Conduct attached to the Register of Interest Representatives (europa.eu) as well as \r\nthe internal BDEW Compliance Guidelines to ensure its activities are professional and transparent at all times. National register \r\nentry: R000888. European register entry: 20457441380-38 \r\nBDEW Bundesverband \r\nder Energie- und \r\nWasserwirtschaft e.V. \r\n(German Association of Energy and \r\nWater Industries) \r\nBDEW Representation at the EU \r\nAvenue de Cortenbergh 52 \r\n1000 Brussels \r\nBelgium \r\nwww.bdew.de \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 2 of 15 \r\nContents \r\nPreliminary remarks .................................................................................................... 3 \r\n1 Executive Summary ................................................................................... 3 \r\n2 General remarks ........................................................................................ 5 \r\n3 Remarks on specific issues of the review of NC RfG .................................... 6 \r\n3.1 Clarify the criteria for “significant modernisation” and the application to \r\nexisting PGMs .................................................................................................... 6 \r\n3.2 Limit the possibilities to apply (parts of) RfG 2.0 to existing PGMs ................. 6 \r\n3.3 Keep the possibility to grant class derogations after request by TSOs and \r\nDSOs .................................................................................................................. 7 \r\n3.4 Set exemption for existing PGMs which were connected before RfG 1.0 ....... 8 \r\n4 Full list of remarks to the present draft NC RfG 2.0 ..................................... 9 \r\n5 Remarks on plans to repeal Annex B of the ITC Regulation ....................... 15 \r\n \r\n \r\n  \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nPreliminary remarks \r\nBDEW welcomes the possibility to comment on the draft version of a review of the Network \r\nCode on requirements for grid connection of generators (NC RfG), published by the European \r\nCommission on 8 July 2026 for comments by 25 August 2026. In this position paper, this draft \r\nversion is referred to as “NC RfG 2.0” or “RfG 2.0”. The respective Network Code currently in \r\nforce, laid down in Regulation (EU) 2016/631, is referred to as “NC RfG 1.0” or “RfG 1.0”. \r\nIf reference is made to an Article without indication of the legal text, the Article is meant to \r\nrefer to the NC RfG 2.0. \r\nIn a workshop with stakeholders on 3rd July 2026, the European Commission presented not \r\nonly its proposal for the RfG 2.0 but also plans to delete an Annex of the so-called “ITC Regula\r\ntion” (Regulation (EU) 838/2010 on laying down guidelines relating to the inter-transmission \r\nsystem operator compensation mechanism and a common regulatory approach to transmis\r\nsion charging). Realising these plans could have significant implications for electricity genera\r\ntion companies with BDEW. Since it is highly probable that it will be negotiated in connection \r\nwith the RfG review, the present position paper also addresses BDEW’s view on these plans.  \r\n1 Executive Summary \r\nOn the review of the NC RfG, BDEW especially asks for the following changes to the present \r\ndraft: \r\n› Clarify the criteria for a “significant modernisation” and the application to existing PGMs \r\nEliminate legal uncertainty for operators and owners of power generating modules (PGMs) \r\nas well as for investors by clarifying the criteria for a “significant modernisation” (Art. 4) \r\nwhich would result in applying RfG 2.0 to existing PGMs. In this context, clarify that routine \r\nrefurbishment and spare-part replacement are considered as “maintenance” and thus do \r\nnot classify a PGM as “significantly modernised”. Besides, clarify that only those rules of \r\nRfG 2.0 apply to the existing PGM which concern the technical capabilities which were af\r\nfected by the significant modernisation. Limit the application to the modernised parts of \r\nthe PGM. \r\n› Limit the possibilities to apply (parts of) RfG 2.0 to existing PGMs \r\nDo not oblige TSOs to run a cost-benefit analysis (CBA) to evaluate the need to apply (all or \r\nsome) requirements of RfG 2.0 to existing PGMs (Art. 45). Instead, keep the rule from \r\nArt. 38 of RfG 1.0 and grant to TSOs the option to put forward such proposals on the basis \r\nof a CBA. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 3 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n› Allow requests for derogations also by TSOs and DSOs \r\nKeep the approach from RfG 1.0 to allow grid operators to request derogations for classes \r\nof PGMs connected or to be connected to their network (Art. 63 RfG 1.0).  \r\n› Exempt existing PGMs which were connected before RfG 1.0 \r\nClarify that PGMs which were exempted from RfG 1.0 as “existing PGMs” will continue to \r\nbe exempted from both RfG 1.0 and RfG 2.0 (Art. 62).  \r\nWith regards to plans by the European Commission to delete Annex B of the “ITC Regulation”, \r\nBDEW holds the following view:  \r\n› Retain Annex B of ITC Regulation to ensure fair competition and efficient cross-border \r\nelectricity trading \r\nAnnex B of the ITC Regulation limits generation network charges to 0.5 €/MWh in most Eu\r\nropean countries, guaranteeing fair competition between generation facilities in neigh\r\nbouring markets and efficient cross-border electricity trade. These rules must not be abol\r\nished as long as no viable alternative is in place. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 4 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n2 General remarks \r\nBDEW strongly supports the objective of maintaining a secure, resilient and future-proof elec\r\ntricity system. With the connection of large numbers of new assets to the grids, ranging from \r\ndifferent generation technologies via new electricity demand applications to storage facilities \r\nof different sizes and technologies, it is stringent that the common European regulatory \r\nframework for electricity grid connection is being reviewed.  \r\nBDEW supports the review of the Network Code on Requirements for Generators (NC RfG) as \r\none part of this framework. BDEW welcomes that major parts of the contents of this review \r\nhave been developed within the Grid Connection European Stakeholder Committee (GC ESC) \r\nwhich gave the chance to a large variety of stakeholders to put forward their positions in an \r\nearly stage of the review process. \r\nAt the same time, any revision of the NC RfG should continue to respect the fundamental prin\r\nciples of legal certainty, proportionality, protection of legitimate expectations and, as a gen\r\neral rule, grandfathering of existing regulatory conditions to existing assets. \r\nWith regards to these principles, the draft RfG 2.0 raises concerns among stakeholders. While \r\nthe proposal formally states that existing generating facilities should remain subject to the \r\nregulatory framework applicable at the time of their connection, several provisions in the \r\ndraft RfG 2.0 appear capable of substantially weakening this principle in practice. Several rules \r\nin the draft RfG 2.0 read such that they oblige existing assets to comply with new technical re\r\nquirements. In many cases this would require substantial retrofit measurements and thus ma\r\njor expenditures, bringing high risks to assets owners and/or investors and jeopardising the \r\neconomically viable operation of the affected assets. \r\nIt is of high importance to eliminate these risks and to make the RfG 2.0 become a regulatory \r\nframework which brings legal certainty to owners and investors with regards to existing facili\r\nties as well as to new projects. BDEW is convinced that a substantial part of the uncertainty \r\nfor asset owners and investors results from unclear wording in the present draft RfG 2.0. For \r\nthese cases, BDEW asks for adequate wording amendments eliminating ambiguity in the un\r\nderstanding of the provisions. \r\nApart from these cases, there are other requirements in the draft RfG 2.0 to which different \r\nopinions prevail within the BDEW membership. From the perspective of electricity generators, \r\nsome provisions are very ambitious – particularly when they are applied to existing plants. \r\nHowever, from the perspective of the transmission system operators (TSOs), these provisions \r\nare necessary to ensure system stability. Where no unanimous position could be achieved, \r\nBDEW abstains from commenting. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 5 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n3 Remarks on specific issues of the review of NC RfG \r\n3.1 Clarify the criteria for “significant modernisation” and the application to existing PGMs \r\nThe rules from RfG 2.0 will not only apply to new assets to be connected after the date fore\r\nseen in the text (in the draft this date is foreseen to be two years after the entry into force of \r\nthe RfG 2.0, see Art. 61.3 lit. b of the current draft). They will also have to be complied by ex\r\nisting PGMs after a “significant modernisation” (Art. 4). This concept is known from RfG 1.0. \r\nIn order to be able to take their investment decisions, PGM owners and (potential) investors \r\nneed legal certainty on the regulatory framework which will apply to their generation facili\r\nties. Since many PGMs will sooner or later undergo technical refurbishment or at least a \r\nchange of components, it is of utmost importance – just like under RfG 1.0 – to have clarity on \r\nthe notion of “significant modernisation”.  \r\nFollowing Art. 4.2 lit. d, larger generation facilities of Type C or D will be considered as “signifi\r\ncantly modernised” after “a change of components of a power-generating module except for \r\nchanges resulting from maintenance”. This rule causes major legal uncertainty for asset own\r\ners and investors since the notion “maintenance” is not clearly defined in the text. From \r\nBDEW’s point of view, the text clearly has to state that routine refurbishment activities and \r\nlife-extending investments such as spare-part replacement (change of components) will be \r\nconsidered as “maintenance work” and thus will continue to be allowed without risking that a \r\nreassessment of compliance with new technical provisions will be triggered. However, \r\nchanges in control schemes can affect the electrical behaviour. In such cases it has to be as\r\nsessed whether these effects are significant and would classify the changes as a “significant \r\nmodernisation”.  \r\nBesides, the text should provide the possibility to apply only parts of the RfG 2.0 requirements \r\nto existing PGMs, as it is the case in the RfG 1.0 (Art. 4.1 lit. b). By doing so, the application can \r\nbe limited to those requirements which concern the technical capabilities which were affected \r\nby the significant modernisation.  \r\nAdditionally, the RfG 2.0 requirements should not be applied to the entire PGM but only to \r\nthe modernised part(s). It would be inappropriate to apply it to the entire PGM (see Art. 4.3). \r\n3.2 Limit the possibilities to apply (parts of) RfG 2.0 to existing PGMs \r\nFollowing Art. 38 of RfG 1.0, TSOs were allowed to propose to the National Regulatory Author\r\nity (NRA) or to the Member State the application of all or some requirements of the Network \r\nCode to existing PGMs if such procedure proved to be beneficial in a cost-benefit analysis \r\nwww.bdew.de \r\nPage 6 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n(CBA). Yet, the relevant TSO was only allowed to run such a CBA if a preparatory qualitative \r\nanalysis, taking into account available network-based and market-based alternatives, indi\r\ncated that likely benefits would exceed likely costs. BDEW considers this approach to be pro\r\nportionate. \r\nThe draft RfG 2.0, however, obliges TSOs to run, within two years after entry into force, a CBA \r\nto evaluate the need to apply (all or some) requirements of RfG 2.0 to existing PGMs (Art. 45). \r\nSuch a mandatory CBA would imply high costs even for those TSOs which do not see any need \r\nfor applying RfG 2.0 requirements to existing PGMs.  \r\nBDEW asks to keep the existing rule from RfG 1.0, i.e. providing the option for TSOs to com\r\npare the costs and benefits of applying the new requirements to existing PGMs rather than es\r\ntablishing this as a mandatory task for TSOs. In this context it is highly important to take into \r\nconsideration, as foreseen in Art. 46, the economic situation of the affected PGMs since in \r\nmany cases costly investments will be needed to adapt to the new requirements. \r\nThis proposal can be realised by the following amendment to the present text in Article 45 (1):  \r\n1. By [date of entry into force of this Regulation plus two years], in each Member State, If \r\na TSO has identified that for guaranteeing the stability of the electricity system in the \r\ngiven Member State there is need to expand all or some requirements of this Regula\r\ntion to existing power-generating modules in the respective Member State, the TSO in \r\ncoordination with the DSOs shall carry out a cost-benefit analysis in accordance with \r\nArticle 46, in order to evaluate the need to apply all or some requirements of this Regu\r\nlation to existing power-generating modules and submit the proposal to the regulatory \r\nauthority in accordance with paragraph 5 of this Article. \r\n3.3 Keep the possibility to grant class derogations after request by TSOs and DSOs \r\nThe existing NC RfG 1.0 provides that not only PGM operators or owners are allowed to ad\r\ndress to the regulatory authority a request for a derogation from all or some requirements of \r\nthe Network Code. Besides, grid operators are entitled to request the exemption of classes of \r\nPGMs from all or some of the NC’s requirements (Art. 63 RfG 1.0).  \r\nThe concept of class derogations requested by TSOs or DSOs is considered as useful by the \r\nparties involved. Yet, it has not been picked up in the present draft RfG 2.0. BDEW asks for re\r\nintroducing this rule in Title V “Derogations” of RfG 2.0. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 7 of 15 \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n3.4 Set exemption for existing PGMs which were connected before RfG 1.0 \r\nArt. 61 of the draft RfG 2.0 is missing provisions for existing modules which were connected to \r\nthe grid before the entry into force of RfG 1.0 and which have not been significantly modern\r\nised. It has to be clearly stated in Article 61 that these facilities will neither fall under RfG 1.0 \r\n(Regulation (EU) 2016/631) nor under RfG 2.0. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 8 of 15 \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 9 of 15 \r\n4 Full list of remarks to the present draft NC RfG 2.0 \r\nWhile the most important remarks on the present draft NC RfG 2.0 are described above (chapter 3 of this position paper), BDEW wants to take \r\nthe opportunity to comment also on a number of other aspects. The table below shows which rules in the present draft text should be kept and \r\nwhich rules ask for clarification or amendment. To some rules BDEW opposes and asks for deletion from the RfG 2.0.  \r\nThe table also comprises the points described in more detail in chapter 3. \r\n \r\nTopic Article Summary of the proposal Impact assessment Recommendation \r\nCooperation be\r\ntween system \r\noperators and \r\ngenerating facil\r\nity owners \r\nRecital 8 Clarifies that generating \r\nfacility owners and system \r\noperators should apply the \r\nrequirements of the Regu\r\nlation in close coopera\r\ntion. \r\nThe revised wording better reflects that secure \r\nsystem operation depends on both system op\r\nerators and generating facility owners, and that \r\nrequirements must be applied in a way that sup\r\nports effective operation of the network. \r\nKEEP  \r\nRetain the wording. It supports a \r\nmore balanced implementation \r\nculture and should be reflected \r\nthroughout the Regulation. \r\nRegional speci\r\nficities \r\nRecital 9 Recognises that different \r\nsynchronous areas have \r\ndifferent characteristics \r\nthat may need to be re\r\nflected when connection \r\nrequirements are set. \r\nThis is positive, in particular for the Nordic sys\r\ntem. Acknowledging regional and locational \r\nspecificities is important to avoid one-size-fits\r\nall requirements that may not match the tech\r\nnical realities of different synchronous areas. \r\nKEEP  \r\nRetain and strengthen this prin\r\nciple where detailed require\r\nments leave room for national or \r\nregional implementation. \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 10 of 15 \r\nNational adapta\r\ntion and deroga\r\ntions \r\nRecital 31 Recognises the possibility \r\nto adapt requirements to \r\nlocal circumstances and \r\nto grant derogations where \r\njustified. \r\nThis flexibility is important and should be wel\r\ncomed. It provides necessary room to account \r\nfor local system characteristics, technology\r\nspecific constraints and practical implementa\r\ntion challenges. \r\nKEEP  \r\nRetain and ensure that flexibility \r\nis operationalised clearly in the \r\nsubstantive provisions. \r\nDefinition of \r\ncomponent \r\nArt. 2 Defines “component” as \r\nan active element forming \r\npart of a power-generating \r\nmodule and potentially af\r\nfecting compliance. \r\nThe distinction between active and passive ele\r\nments is not sufficiently clear. This matters be\r\ncause the concept of component is used in the \r\nsignificant modernisation provisions, where am\r\nbiguity could have major practical conse\r\nquences for refurbishment and replacement de\r\ncisions. \r\nCLARIFY  \r\nClarify what qualifies as an ac\r\ntive component and ensure the \r\ndefinition does not unintention\r\nally capture routine replace\r\nments or passive equipment. \r\nSignificant mod\r\nernisation – defi\r\nnition of mainte\r\nnance and life\r\nextension \r\nmeasures \r\nArt. 2 / Art. \r\n4.2 (d) / \r\nArt. 4.3 \r\nFor Type C and D power\r\ngenerating modules, a \r\nchange of components \r\nmay constitute significant \r\nmodernisation unless the \r\nchange results from \r\nmaintenance. If significant \r\nmodernisation is estab\r\nlished, the new require\r\nments apply to the entire \r\npower-generating module. \r\nThe term “maintenance” is not defined and \r\ndoes not provide sufficient legal certainty for \r\nlong-lived generation assets.  \r\nThe text risks that refurbishment, replacement \r\nby a functionally equivalent component, obso\r\nlescence-driven replacement, restoration of \r\noriginal performance or life-extension measures \r\nqualify as measures which would trigger the ob\r\nligation for the given asset to comply with RfG \r\n2.0. Instead, these activities should be qualified \r\nas “maintenance”. \r\nOtherwise, the text risks that operators avoid \r\ntechnically and environmentally beneficial \r\nCLARIFY / AMEND  \r\nClarify the meaning of “mainte\r\nnance”. In any case, a 1:1 \r\nchange of existing components \r\nis to be considered as mainte\r\nnance.  \r\nInstall the possibility to apply \r\nonly relevant rules of RfG 2.0 to \r\nexisting PGMs.  \r\nDelete Art. 4.3. The new require\r\nments should only apply to the \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 11 of 15 \r\ninvestments because even a limited component \r\nreplacement could trigger full compliance of the \r\nentire generating module. Life-extension \r\nmeasures generally preserve or restore the origi\r\nnal function and should not automatically be \r\ntreated as a fundamental modernisation. \r\nBesides, it should be possible to apply only \r\nparts of the RfG 2.0 requirements to existing \r\nPGMs, as it is the case in the RfG 1.0 (Art. 4.1 lit. \r\nb). By doing so, the application can be limited to \r\nthose requirements which concern the tech\r\nnical capabilities which were affected by the sig\r\nnificant modernisation. \r\nBesides, the new requirements should not be \r\napplied to the entire PGM but only to the part \r\nwhich was significantly modernised. \r\npart of a PGM which was signifi\r\ncantly modernised.  \r\nSignificant mod\r\nernisation crite\r\nria \r\nArt. 4.2 (c) Sets “change in frequency\r\nstability capability and ac\r\ntive power management \r\ncapabilities” as criterion \r\nfor a “significant moderni\r\nsation” \r\nIt is not clear to what extent the frequency sta\r\nbility capability or the active power manage\r\nment capabilities have to change to make the \r\nPGM be qualified as “significantly modernised”.  \r\nCLARIFY  \r\nSet clear thresholds from which \r\nchanges in these technical spec\r\nificities result in a “significant \r\nmodernisation” \r\nRegulatory prin\r\nciples \r\nArt. 7 Requires proportionality, \r\nnon-discrimination, trans\r\nparency, cost optimisation \r\nThis article is positive and provides important \r\nsafeguards for implementation. Recognition of \r\nnuclear safety rules, lowest total cost and \r\nKEEP  \r\nRetain and ensure these princi\r\nples have practical effect when \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 12 of 15 \r\nand consideration of nu\r\nclear safety rules and local \r\nsystem needs. \r\nproportionality is particularly important for ex\r\nisting conventional and nuclear assets. \r\nrequirements are specified by \r\nsystem operators. \r\nSimulation Mod\r\nels \r\nArt. 22.5 \r\n(c) \r\nObligation to develop and \r\nvalidate RMS/EMT simula\r\ntion models \r\nFor a number of older plants (e.g. hydro power \r\nplants), sufficient manufacturer data may no \r\nlonger be available to develop and validate the \r\ndetailed RMS or EMT models required. \r\nAMEND Art. 4 \r\nSee above: Apply RfG 2.0 only to \r\nthe modernised part of the PGM \r\nand allow for applying only se\r\nlected rules (which concern the \r\ntechnical features affected by \r\nthe modernisation)  \r\nFault Ride \r\nThrough (FRT) \r\nVarious  For older power plants (e.g. hydro power plants) \r\nwhere FRT capability was not part of the original \r\ndesign, there is a risk that essential auxiliary \r\nsystems would not remain operational through\r\nout the required FRT profile. Retrofitting these \r\nsystems could require significant modification \r\nto protection, control and auxiliary supply ar\r\nrangements. \r\nAMEND Art. 4 \r\nSee above: Apply RfG 2.0 only to \r\nthe modernised part of the PGM \r\nand allow for applying only se\r\nlected rules (which concern the \r\ntechnical features affected by \r\nthe modernisation) \r\nApplication to \r\nexisting assets \r\non the basis of a \r\nCBA \r\nArt. 45, \r\nArt. 46 \r\nRequires TSOs and DSOs \r\nto carry out cost-benefit \r\nanalyses on applying RfG \r\n2.0 requirements to exist\r\ning power-generating mod\r\nules. \r\nThe provision is broader than the current RfG \r\nand could lead to retrofit obligations for existing \r\nassets which were designed, licensed and fi\r\nnanced under different assumptions, leading to \r\nsignificant financial burden to their owners. This \r\nappears unproportional if the system needs \r\ncould alternatively be addressed by other \r\nmeasures, especially where system challenges \r\nAMEND  \r\nDon’t oblige TSOs to run such a \r\nCBA and make proposals, on the \r\nbasis of the CBA, for expanding \r\nRfG 2.0 rules on existing assets; \r\ninstead, keep the approach from \r\nRfG 1.0 and give to TSOs the op\r\ntion (not obligation) to conduct \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 13 of 15 \r\nare driven by newer technologies or changed \r\nsystem conditions rather than deficiencies in \r\nexisting assets. \r\nProposal: Don’t oblige TSOs to run such a CBA \r\nbut install this approach as an option to TSOs. \r\nsuch a CBA, and extend this op\r\ntion to DSOs. Especially, take \r\ninto account the economic situ\r\nation of the affected PGMs. In \r\nany case, the proposals must be \r\napproved by the regulatory au\r\nthority before application. \r\nCompliance \r\nschemes \r\nArt. 49 Requires a common struc\r\nture for national compli\r\nance schemes and na\r\ntional schemes built on \r\nthat structure. \r\nThis is cautiously positive. Experience with cur\r\nrent RfG implementation shows that TSOs can \r\ninterpret or supplement requirements in ways \r\nthat expand practical obligations. A common \r\ncompliance structure can improve predictability \r\nand transparency. \r\nKEEP  \r\nRetain and strengthen transpar\r\nency obligations for national \r\ncompliance schemes. \r\nEquipment certi\r\nfication \r\nArt. 52 Provides for equipment \r\ncertificates under national \r\ncompliance schemes and \r\nmutual recognition of au\r\nthorised certifiers. \r\nThe direction is useful, but fragmented national \r\ncertification processes could still increase \r\ncosts and complexity for projects across several \r\nmarkets. A more harmonised EU-wide certifica\r\ntion framework would better support standardi\r\nsation and cross-border deployment. \r\nCLARIFY  \r\nConsider a single EU-wide or \r\nstrongly harmonised certifica\r\ntion process, especially for \r\nstandardised equipment and \r\nmass-market products. \r\nMonitoring of im\r\nplementation \r\nArt. 54 \r\npar. 1a \r\nRequires ACER to monitor \r\nnational implementation, \r\nincluding divergences and \r\nappropriateness of param\r\neter choices. \r\nThis is positive. Monitoring can help address di\r\nvergent national interpretations and ensure that \r\nimplementation remains consistent with the \r\nRegulation’s harmonisation objective. \r\nKEEP  \r\nRetain and ensure monitoring re\r\nsults are transparent and acces\r\nsible to stakeholders. \r\n Review of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\nwww.bdew.de \r\nPage 14 of 15 \r\nDerogation eligi\r\nbility \r\nArt. 55 Allows regulatory authori\r\nties to grant derogations at \r\nthe request of facility own\r\ners or prospective owners. \r\nThe possibility to grant derogations is positive. \r\nNext to derogations for single assets, the possi\r\nbility for TSOs and relevant system operators to \r\nrequest derogations for classes of PGMs should \r\nbe retained, as it is provided for in Art. 63 of RfG \r\n1.0. This is an efficient instrument to address all \r\nPGMs of the respective technology. \r\nCLARIFY  \r\nAllow TSOs or relevant system \r\noperators to request class dero\r\ngations for groups of assets \r\nwhere this is more efficient and \r\nproportionate.  \r\nRepeal and tran\r\nsitional provi\r\nsions \r\nArt. 61 (3) Clarifies to which PGMs \r\nwhich provisions of the ex\r\nisting RfG 1.0 apply or con\r\ntinue to apply. \r\nThe article is missing provisions for existing \r\nmodules which were connected to the grid be\r\nfore RfG 1.0 entered into force and which do not \r\nfall under Regulation (EU) 2016/631. \r\nCLARIFY  \r\nThe transitional provision \r\nshould, in accordance with Arti\r\ncle 4 of the current RfG, estab\r\nlish the rule for facilities that will \r\nnot fall under RfG 1.0 and 2.0 \r\n(unless significantly modern\r\nised). \r\nLimitation of ac\r\ntive power out\r\nput reduction for \r\nelectric vehicles \r\nand their supply \r\nequipment \r\nAnnex III \r\nChapter \r\n6.3 \r\nSets rules for vehicle-to\r\ngrid electric vehicles (V2G \r\nEV) and their supply equip\r\nment (V2G EVSE) concern\r\ning the reduction of active \r\npower input to the grid, \r\namong others on the ramp \r\nrates \r\nThe text sets, among others, specific provisions \r\non how fast V2G EVs and V2G EVSE must re\r\nduce their active power output (i.e. power injec\r\ntion to the grid). With these provisions, there is \r\nno flexibility for grid operators to react to the \r\nspecific requirements in their grids. BDEW pro\r\nposes to leave it up to the relevant grid operator \r\nto set the specific ramp rates for active power \r\noutput.  \r\nAMEND  \r\nDon’t set specific ramp rates for \r\nactive power output reduction of \r\nEVs and EVSE at European level. \r\nInstead, allow the respective \r\ngrid operator to set the exact val\r\nues in order to enable him to re\r\nact to local grid specificities. \r\n \r\nReview of the Network Code on requirements for grid connection of generators (NC RfG 2.0) \r\n5 Remarks on plans to repeal Annex B of the ITC Regulation \r\nOn 3rd July 2026, the European Commission presented plans to repeal Annex B of the “ITC \r\nRegulation (Commission Regulation (EC) 838/2010 on laying down guidelines relating to the \r\ninter-transmission system operator compensation mechanism and a common regulatory ap\r\nproach to transmission charging). Apparently, it is highly probable that these plans could be \r\nrealised together with the adoption of the NC RfG 2.0.  \r\nThe current ITC framework makes an important contribution to a functioning European inter\r\nnal electricity market by limiting average network charges for electricity feed-in to 0.5 €/MWh \r\nin most EU Member States. This creates a framework for a level playing field and ensures an \r\nimportant contribution to predictability and investment security for current and future elec\r\ntricity generators.  \r\nAgainst this background, the BDEW views with great concern the European Commission’s \r\nplans to repeal Annex B of the ITC Regulation. This would open up the field for national legisla\r\ntors or regulators to extend network charges for electricity feed-in beyond the current limit. \r\nExtending grid charges to generators carries the risk of causing distortions in the European in\r\nternal electricity market. Differing approaches to the structuring of generation network \r\ncharges across Member States may impair competition between generation facilities in neigh\r\nbouring markets and undermine the efficiency of cross-border electricity trading. \r\nBDEW therefore urges the European Commission not to abolish Annex B of Regulation \r\n838/2010 until a viable alternative is in place. The removal of this provision governing grid \r\ncharges on the generation side would increase the risk of further regulatory fragmentation in \r\nEurope and could lead to greater divergence between national charging schemes. This would \r\ncreate uncertainty for existing and future investments, hamper the energy transition and un\r\ndermine the efficiency of the cross-border electricity market. \r\nwww.bdew.de \r\nPage 15 of 15 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-08-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028103","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zu Strompreisen, Strommarktdesign und Netzentgelten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/f2/837200/Stellungnahme-Gutachten-SG2609010019.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 27. August 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nZum Hauptgutachten der Monopol\r\nkommission vom 09. Juli 2026 \r\nKapitel 3: Industriepolitik und \r\nStrompreise \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\nStellungnahme zum Hauptgutachten der Monopolkommission vom 09. Juli 2026 \r\n Seite 2 von 8 \r\nInhalt \r\n1 Einleitung ............................................................................................................ 3 \r\n1.1 Zusammenfassung des Hauptgutachtens der Monopolkommission ............. 3 \r\n2 BDEW-Stellungnahme ......................................................................................... 4 \r\n2.1 Industriestrompreis ....................................................................................... 4 \r\n2.2 Aufteilung der einheitlichen Gebotszone ...................................................... 5 \r\n2.3 Netzentgeltreform ........................................................................................ 7 \r\n2.4 Flexibilisierungsanreize ................................................................................. 8 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Einleitung \r\nDie Monopolkommission legt mit „Wettbewerb 2026 – Für eine wettbewerbsorientierte Wirt\r\nschaftspolitik“ ihr 26. Hauptgutachten vor. Kapitel 3 behandelt Industriestrompreise als Mittel \r\nder Industriepolitik. Der BDEW nimmt hiermit zu den dort empfohlenen Maßnahmen im \r\nStromsektor Stellung: Industriestrompreis, Gebotszonen, Netzentgelte und Flexibilitätsan\r\nreize. \r\n1.1 Zusammenfassung des Hauptgutachtens der Monopolkommission \r\nLeitend ist die Unterscheidung zwischen horizontalen Maßnahmen, die Rahmenbedingungen \r\nfür viele Unternehmen verbessern, und vertikalen Eingriffen für einzelne Branchen oder Un\r\nternehmen, die aus Sicht der Kommission größere Wettbewerbsrisiken bergen. Zur Ausgangs\r\nlage nennt das Gutachten strukturell erhöhte Strompreise in Deutschland gegenüber dem EU\r\n27-Durchschnitt und den USA, hält den direkten Stromanteil an den Vorleistungen über alle \r\n163 untersuchten Sektoren mit 2,29 Prozent aber für gering; über 15 Prozent liegt er nur in \r\nBranchen wie Aluminium oder Zellstoff. Die Monopolkommission beschreibt ein bestehendes \r\nGeflecht vertikaler Entlastungen, welches Bürokratie erzeuge, teils kleinere Unternehmen be\r\nnachteilige und Wettbewerbsrisiken berge. \r\nDaraus empfiehlt die Monopolkommission die energieintensive Industrie und den Stromsek\r\ntor betreffend besonders drei Prioritäten:  - \r\nEntlastungen sollten vorrangig horizontal und wettbewerbsschonend bei nicht markt\r\nlich bedingten Preisbestandteilen ansetzen;  - - \r\nInstrumente wie ein Industriestrompreis nur gezielt, eng begrenzt und sachlich begrün\r\ndet zum Einsatz kommen;  \r\nund das Strommarktdesign sollte Strom strukturell günstiger und verlässlicher bereit\r\nstellen – insbesondere durch reformierte Netzentgelte, gestärkte netzdienliche Anreize \r\nund digitalisierte Netze.  \r\nStaatliche Hilfen ersetzen aus ihrer Sicht keine Systemreform, weil hohe Preise auch aus \r\nNetzengpässen, unzureichenden Preissignalen sowie hohen Redispatch- und Netzkosten fol\r\ngen. \r\nGrundsätzlich kann sich der BDEW vielen Zielen und Analysen der Monopolkommission an\r\nschließen. Die Kosteneffizienz des Energiesystems zu erhöhen, ohne die Versorgungssicherheit \r\nund den Pfad zur Klimaneutralität aus den Augen zu verlieren, ist aus Sicht des BDEW eine \r\nzentrale Aufgabe der aktuellen Energiepolitik. Bezüglich der Instrumente hat der BDEW aller\r\ndings zu einigen Positionen, etwa dynamischen Netzentgelten, dem Industriestrompreis oder \r\nSeite 3 von 8 \r\nder Teilung der Gebotszone klare Positionen, die von denen der Monopolkommission abwei\r\nchen. Diese werden im Folgenden erläutert. \r\n2 BDEW-Stellungnahme  \r\nGrundsätzlich stimmt der BDEW in weiten Teilen mit der Position der Monopolkommission \r\nüberein und betrachtet die Subventionierung bestimmter energieintensiver Industrien nicht \r\nals zielführende industriepolitische Maßnahme. Netzentgeltreform und Flexibilitätsanreize \r\nspielen auch aus Sicht des BDEW eine zentrale Rolle zur Aufrechterhaltung einer systemati\r\nschen Kosteneffizienz des Stromsystems. Bezüglich Strommarktdesign positioniert sich der \r\nBDEW klar gegen eine Aufteilung der Strompreiszonen \r\n2.1 Industriestrompreis \r\nDie weitgehende (nicht ausschließliche) Elektrifizierung der Industrie ist ein wichtiger Baustein \r\nauf dem Weg zu einem auf Erneuerbaren Energien beruhenden Energiesystem. Niedrige \r\nStrompreise sind dafür logischerweise ein wichtiger Anreiz. Ein staatlich festgelegter Industrie\r\nstrompreis führt jedoch zu negativen Wechselwirkungen, die wohlüberlegt sein sollten. \r\nDer BDEW hat bereits 2023 ein Diskussionspapier zum Industriestrompreis veröffentlicht und \r\nstimmt darin zum Großteil mit dem Fazit aus dem Kapitel 3.2.4 des Gutachtens der Monopol\r\nkommission überein, dass die Strompreissubventionierung nur limitiertes Potenzial zur Steige\r\nrung der Wettbewerbsfähigkeit innehält. \r\nEs bedarf grundsätzlich aus Sicht des BDEW einer ganzheitlichen Industriestrategie, um die \r\nWettbewerbs- und Zukunftsfähigkeit der gesamten deutschen Industrie langfristig zu sichern. \r\nEin Industriestrompreis kann ein mögliches Instrument innerhalb einer solchen Industriestra\r\ntegie sein. Aufgrund der erheblichen Auswirkungen auf den Markt und die Transformation in \r\nDeutschland für die kommenden Jahre sollte sein Design gewissenhaft überlegt werden. An\r\nstatt eines pauschalen garantierten Strompreises bietet sich eine variable und nachvollzieh\r\nbare Setzung von Parametern an, um eine höhere Zielgenauigkeit zu erreichen.  \r\nDaneben teilt der BDEW die Position, dass der Staat Unternehmen und Industrie vor allem \r\nauch über Maßnahmen außerhalb des Strommarktes stärken sollte, z. B. steuerliche Entlas\r\ntungen, Investitionsförderungen oder Baukostenzuschüsse. Die Senkung der Stromsteuer für \r\nalle Verbrauchsgruppen auf das europäische Mindestmaß ist eine BDEW-Kernforderung. \r\nSeite 4 von 8 \r\nEine langfristige und nachhaltige Senkung der Strompreise kann aus Sicht des BDEW nur über \r\neinen verstärkten Zubau an Erneuerbaren Energien, den Ausbau der Netze und langfristig an\r\ngelegte Investitionen in steuerbare Erzeugungsanlagen, wie z. B. in wasserstofffähige Kraft\r\nwerke, erfolgen. Ebenso ist eine kosteneffiziente Planung und Optimierung des Energiesys\r\ntems erforderlich. \r\nDarüber hinaus sorgt in einem zukünftig überwiegend CAPEX-lastigem Stromsystem – also \r\nüberwiegend durch Infrastrukturkosten und nur wenig von Brennstoff- und CO2-Kosten ge\r\nprägtem Stromsystem – zunehmende Elektrifizierung der Industrie, aber auch fortschreitende \r\nElektrifizierung im Wärme- und Verkehrsbereich automatisch für sinkende spezifische Strom\r\nkosten, da die Fixkosten auf mehr Kilowattstunden verteilt werden. Ein weiterer Aspekt, der in \r\nder Debatte um die Industriestrompreissubventionierung eine Rolle spielt, im Hauptgutachten \r\nder Monopolkommission jedoch relativ wenig Beachtung findet, ist die negative Wirkung ei\r\nnes staatlich garantierten Preisesauf die Transformation des Energiesystems. Die privatwirt\r\nschaftliche Investitionsbereitschaft in den Ausbau der Erneuerbaren, in Flexibilitäten sowie in \r\ndie Entwicklung neuer Geschäftsmodelle wird dadurch gedämpft.  \r\nNeben guten und wettbewerbsfähigen Standortbedingungen ist gerade für die international \r\ntätigen Branchen ein Wettbewerb zu gleichen Bedingungen (Level Playing Field) wichtig. Die\r\nses besteht aus weit mehr Faktoren als nur den lokalen Energiekosten und muss vor allem \r\nauch durch handels- und außenpolitische Instrumente erreicht werden. In diesem Zusammen\r\nhang weist der BDEW darauf hin, dass beihilferechtliche Anpassungen, z. B. in Bezug auf Ge\r\ngenleistungen und Beihilfehöchstgrenzen, schwierig sind. Auch ist zu bedenken, dass die ande\r\nren Mitgliedsländer der Europäischen Union skeptisch reagieren mögen, wenn Deutschland \r\nals wirtschaftsstärkstes Mitgliedsland der Europäischen Union die laufenden Kosten der heimi\r\nschen Industrie subventioniert und sich damit einen Wettbewerbsvorteil sichert. Schließlich ist \r\nein Industriestrompreis-Modell nicht getrennt von den Diskussionen rund um das Strom\r\nmarktdesign oder der Beibehaltung der einheitlichen Gebotszone zu denken.  \r\n2.2 Aufteilung der einheitlichen Gebotszone \r\nDie Monopolkommission empfiehlt die Senkung der Netzentgelte etwa durch die Aufteilung \r\nder Gebotszonen (Abs. 708 - 709), um damit den Redispatchbedarf zu senken. Dies soll gelin\r\ngen, indem lokale Preissignale besser in den Einklang mit der Netzkapazität gebracht werden. \r\nWas auf den ersten Blick verlockend wirkt, führt in der Praxis zu enormen Verwerfungen. Des\r\nwegen hat sich der BDEW mehrfach gegen einen Gebotszonensplit positioniert (siehe BDEW\r\nPressemitteilung zur einheitlichen Strompreiszone). \r\nSeite 5 von 8 \r\nDie einheitliche Gebotszone sorgt bundesweit für faire Wettbewerbsbedingungen und garan\r\ntiert damit ein Level Playing Field für die Industrie. Eine Aufteilung der Gebotszone würde \r\nenormen Transaktionsaufwand bedeuten und im Ergebnis insbesondere Industrieunterneh\r\nmen im Süden des Landes mit einem Anstieg der Strompreise belasten.  \r\nDer Bidding Zone-Review von ENTSO-E vom April 2025 zeigt klar, dass die Idee einer Auftei\r\nlung der deutschen Strompreiszone ökonomisch nicht überzeugen kann und kurzfristig nur \r\nsehr geringe Einsparungen zu erwarten wären. Demgegenüber würde eine Aufteilung des \r\ndeutschen Strommarktes in mehrere Preiszonen zu massiven Unsicherheiten für die Industrie \r\nführen und zudem das Investitionsklima für erneuerbare Energien erheblich eintrüben – ohne \r\ndass den erheblichen Risiken und signifikanten Kosten nennenswerte ökonomische Vorteile \r\ngegenüberstünden.    \r\nEine Aufteilung des deutschen Strommarktes würde insbesondere die industriestarken Regio\r\nnen in Hochpreiszonen für Elektrizität verwandeln und damit einer industriepolitischen Strate\r\ngie, die die Stromkosten zu adressieren beabsichtigt, entgegenstehen.  Die Stromkosten wür\r\nden weiter in die Höhe getrieben werden, die dort ansässigen Unternehmen erheblich be\r\nnachteiligt und in ihrer Wettbewerbsfähigkeit massiv geschwächt werden– mit entsprechen\r\nden negativen Folgen für Wohlstand und Beschäftigung. Gleichzeitig würde der durch eine \r\nAufteilung des Marktes niedrigere Strompreis in Norddeutschland die Erlöse für Erneuerbare \r\nEnergien reduzieren und damit die Anreize für Investitionen im ressourcenstarken Norden \r\nsenken. Der weitere Ausbau Erneuerbarer Energien würde sich stärker auf staatliche Förde\r\nrung verlassen müssen. Eine höhere Belastung des EEG-Kontos beziehungsweise des Bundes\r\nhaushaltes wäre die Folge.  \r\nDie Umsetzung einer Gebotszonenteilung wäre hochkomplex und würde sich über Jahre hin\r\nziehen. Diese lange Übergangsphase würde zu enormer Planungsunsicherheit und damit ein\r\nhergehenden Transaktionskosten sowohl bei Anlagenbetreibern erneuerbarer Energieerzeu\r\nger als auch Industrieunternehmen führen. Daraus resultierend könnten Investitionsentschei\r\ndungen verschoben oder sogar ganz überdacht werden – ein Risiko, das sich Deutschland in \r\nder Transformation zur Klimaneutralität nicht leisten kann.   \r\nIndustrie und Wirtschaft sind vor allem auf die Planbarkeit ihrer Rahmenbedingungen ange\r\nwiesen – auch bei den Kosten für Strom. Daher ist es für Unternehmen entscheidend, den be\r\nnötigten Strom langfristig am Terminmarkt einzukaufen und kurzfristig entstehende Risiken \r\neffektiv zu managen. Deutschland hat einen der größten und liquidesten Stromterminmärkte \r\nder Welt. Das Fundament dafür ist die große einheitliche Stromgebotszone. Ein geschwächter \r\nTerminmarkt erhöht Preisrisiken und Transaktionskosten für Endverbraucher. Dies steht im \r\nGegensatz zur Intention der EU-Kommission, die langfristigen Strommärkte zu stärken.   \r\nSeite 6 von 8 \r\nDer fortschreitende Netzausbau wird die aktuellen Engpässe im deutschen Stromnetz und da\r\nmit den Bedarf netzstabilisierender Eingriffe (Redispatch) in den kommenden Jahren deutlich \r\nreduzieren. Dadurch werden die scheinbaren Effizienzgewinne durch eine Aufteilung des \r\nStrommarktes weiter abnehmen. Der politische Fokus sollte sich statt auf eine Aufteilung des \r\nStrommarktes vielmehr auf den beschleunigten Ausbau und die Digitalisierung der Netze rich\r\nten. \r\n2.3 Netzentgeltreform \r\nDie Monopolkommission empfiehlt grundsätzlich verbesserte Rahmenbedingungen gegen\r\nüber kleinteiligen, sektorenspezifischen Fördermaßnahmen (Abs. 707). Darunter die Senkung \r\nder Netzentgelte und Flexibilisierungsanreize, um sektorübergreifend wirksame Industriepoli\r\ntik zu betreiben.   \r\nBezüglich der Netzentgelte, systemdienlicher Anreize und Flexibilisierung hat sich der BDEW \r\nim Rahmen der Konsultation zum Zwischenstand des Reformprozesses der BNetzA zur Allge\r\nmeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) zuletzt im Juli 2026 ausführlich positioniert.  \r\nZentral ist aus Sicht des BDEW: \r\n1. Die Netzentgeltsystematik muss einfacher werden, nicht komplizierter. \r\n2. Netzentgelte müssen die Energiewende unterstützen – nicht ausbremsen. \r\n3. Investitionssicherheit muss gewahrt werden – bestehende Investitionen dürfen nicht \r\nentwertet werden. \r\n4. Der Kapazitätspreis muss zentraler Baustein der Systematik werden. \r\n5. Volldynamische Arbeitspreise sind teuer, nicht praxistauglich und ihr Nutzen nicht belegt. \r\n6. Einspeiseentgelte lehnt der BDEW ab – regional differenzierte Baukostenzuschüsse sind \r\ndas bessere Instrument. \r\nEine neue Netzentgeltsystematik sollte eine kostenreflexive Bepreisung der Netznutzung er\r\nmöglichen, in der Praxis effizient umsetzbar sein und idealerweise Anreize für netzdienliches \r\nVerhalten schaffen. All diese Anforderungen sind aus Sicht des BDEW mit dem Festlegungs\r\nentwurf zur allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom der BNetzA nicht vollständig gegeben. \r\nVon großer Bedeutung ist in diesem Zusammenhang ein größerer Fokus auf die Umsatzbarkeit \r\nder neuen Netzentgeltsystematik und eine Reduktion der Komplexität. Weiterhin bedarf es \r\neiner konkreten und praxistauglichen Umsetzung des Vertrauensschutzes für Bestandsanlagen \r\nund erfolgte Investitionen, sofern für einzelne Anlagengruppen (Speicher, Elektrolyseure und \r\nSeite 7 von 8 \r\nErzeuger) erstmalig Netzentgelte eingeführt werden sollen. In der richtigen Ausgestaltung \r\nkann der Kapazitätspreis die Wirkung erzielen und den Netznutzer dazu anreizen das knappe \r\nGut der Netzkapazität effizient zu nutzen. In der derzeitigen Ausgestaltung fehlt dieser Anreiz.  \r\nDie Monopolkommission fordert die Senkung der Netzentgelte. Das ist ein unterstützenswer\r\ntes Ziel, sollte aber nicht damit verwechselt werden, dass die Netzkosten gesenkt werden kön\r\nnen. Der Ausbau der Stromnetze führt kurzfristig unweigerlich zu steigenden Netzkosten. Ziel \r\nsollte es daher sein, einen zu starken Anstieg durch effizienten Netzausbau und durch effizi\r\nente Netznutzung zu vermeiden. Für die optimale Nutzung sind Flexibilisierungsanreize zent\r\nral.  \r\n2.4 Flexibilisierungsanreize \r\nDer BDEW teilt grundsätzlich die Forderung der Monopolkommission Flexibilisierungsanreize \r\nzu schaffen, dabei sind dynamische Netzentgelte, wie aktuell in der von der BNetzA vorgese\r\nhenen Ausgestaltung jedoch klar abzulehnen (siehe hierzu auch BDEW-Stellungnahme zu den \r\nOrientierungspunkten dynamische Netzentgelte).  \r\nÜber dynamische Netzentgelte die hoch volatilen Netzengpässe in den oberen Spannungsebe\r\nnen zu adressieren, ist aus Sicht des BDEW weder effektiv noch effizient. Diese bedeuten \r\ndeutlichmehr Komplexität, höhere Kosten, Investitionshemmnisse, im Mittel womöglich hö\r\nhere Strompreise und potenziell eine schlechtere Wettbewerbsfähigkeit deutscher Erzeugung \r\ngegenüber dem Ausland und Risiken für den Ausbau der Erneuerbaren Energien. \r\nAnstelle der volldynamischen Arbeitspreise sollten zeitvariable Netzentgelte, die gut prognos\r\ntizierbare Auslastungen der Netze adressieren können eingeführt werden. Mit solchen zeitva\r\nriablen Netzentgelten können die erheblichen Potenziale verbrauchsseitiger Flexibilitäten, die \r\nim aktuellen Modell insgesamt nicht adressiert werden, gehoben werden. Denn aus Sicht des \r\nBDEW ist es erforderlich, Flexibilitäten netzdienlich einzusetzen und anzureizen. \r\nSeite 8 von 8 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-08-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028200","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Reform des EU-Emissionshandelssystems ETS 1","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/33/44/840098/Stellungnahme-Gutachten-SG2609090016.pdf","pdfPageCount":27,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 2. September 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW zur Reform des ETS 1 \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nBewertung der Vorschläge der Europäischen Kommission vom 17. Juli \r\n2026 \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als \r\n2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregiona\r\nlen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, 90 \r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drit\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung \r\ntel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. \r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der \r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltensko\r\ndex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne \r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch: \r\n20457441380-38 \r\n  \r\n \r\n Seite 2 von 27 \r\nInhalt \r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3 \r\n2 Änderungen der ETS-Richtlinie ........................................................................... 4 \r\n2.1 Artikel 1 (12) – Änderung von Artikel 9: Cap und linearer Reduktionsfaktor ........... 4 \r\n2.2 Artikel 1 (13) - Neuer Artikel 9b: Internationale Gutschriften .................................. 7 \r\n2.3 Artikel 1 (13) - Neuer Artikel 9c: Dauerhafte Kohlenstoffentnahme ........................ 9 \r\n2.4 Artikel 1 (14) Änderungen von Artikel 10: Versteigerung und Verwendung der \r\nErlöse ........................................................................................................................ 12 \r\n2.5 Artikel 1 (15) - Änderung von Artikel 10a: Kostenlose Zuteilung ............................ 14 \r\n2.5.1 Kostenlose Zuteilungen und CBAM ......................................................................... 14 \r\n2.5.2 Benchmarks nach 2030 ............................................................................................ 15 \r\n2.5.3 Konditionalität ......................................................................................................... 17 \r\n2.6 Artikel 1 (16) - Änderung von Artikel 10b: Carbon-Leakage-Schutz und Fernwärme\r\n ................................................................................................................................. 20 \r\n2.7 Artikel 1 (17) - neuer Artikel 10cb bis 10ce und Industrial Decarbonisation Bank . 22 \r\n2.8 Artikel 1 (23) - neue Artikel 12a und 12b: Einbeziehung der Abfallverbrennung \r\n(hier Opt-out-Regel) ................................................................................................. 22 \r\n2.9 Artikel 1 (24) - Änderung von Artikel 14: Klärschlamm und BioCCS-Entnahmen .... 23 \r\n2.10 Artikel 1 (35) i.V.m. Anhang I – Anwendungsbereich der Abfallverbrennung ........ 24 \r\n3 Marktstabilitätsreserve und Total Number of Allowances in Circulation (TNAC) 25 \r\n3.1 Artikel 2 MSR und TNAC .......................................................................................... 25 \r\n \r\n \r\n \r\n1 Executive Summary \r\nDie EU-Kommission hat ihre Vorschläge zur Reform des ETS 1 am 17. Juli 2026 vorgelegt. Der \r\nFokus der Reformvorschläge liegt auf den stationären Anlagen sowie auf Flug- und Seeverkehr \r\n(ETS1) mit überwiegender Wirkung ab 2031. \r\nWährend die grundsätzliche Logik des ETS 1 erhalten bleibt, könnte der CO₂-Preis durch die \r\nReform weniger stark ansteigen als unter dem geltenden Pfad. Die deutliche Absenkung des \r\nlinearen Reduktionsfaktors (LRF) schwächt das langfristige Knappheits- und Investitionssignal \r\nund kann insbesondere Unternehmen benachteiligen, die bereits frühzeitig in klimaneutrale \r\nTechnologien investiert haben. Gleichzeitig ist zu berücksichtigen, dass Teile der Energiewirt\r\nschaft in der Übergangsphase weiterhin auf fossile Erzeugungsanlagen angewiesen sind. Die \r\nverlängerte kostenlose Zuteilung für die Industrie dient dem Carbon-Leakage-Schutz, ver\r\nschärft aber zugleich die Verteilungsfrage zwischen be- und entlasteten Sektoren. Eine längere \r\nkostenlose Zuteilung reduziert zugleich die Versteigerungserlöse des ETS 1 und kann zusätzli\r\nchen öffentlichen Förderbedarf für die industrielle Transformation auslösen. Nach Berechnun\r\ngen können sich daraus jährliche Mehrbelastungen für den Bundeshaushalt von bis zu zehn \r\nMilliarden Euro ergeben. Die Reform des ETS 1 muss daher langfristige Transformationssig\r\nnale mit einer wirtschaftlich tragfähigen Übergangsphase verbinden.  \r\nAußerdem sollten die Verhandlungen rund um die Reform des ETS 1 nicht zu einer weiteren \r\nVerschiebung des ETS 2 führen. \r\nAus Sicht des BDEW ergeben sich daraus folgende Kernforderungen: \r\n› Der aktuelle Lineare Reduktionsfaktor (LRF) von 4,4 % pro Jahr sollte grundsätzlich nicht \r\nsubstantiell abgesenkt werden. Der LRF sollte unabhängig vom Ergebnis der Überprüfung \r\nder Wirksamkeit und Verfügbarkeit internationaler Gutschriften festgelegt werden, um die \r\nTransparenz und Vorhersehbarkeit der Entwicklung der unionsweiten Zertifikatemenge für \r\ndie Marktteilnehmer zu erhöhen und Early Mover zu schützen.  \r\n› Der Abbau der kostenlosen Zuteilung darf nicht schneller erfolgen als der Aufbau eines \r\nwirksamen Grenzausgleichsmechanismus, der insbesondere auch die Exportproblematik \r\nadressiert.  \r\n› Die Verknüpfung von Konditionalität und der kostenlosen Zuteilung erscheint politisch \r\nnachvollziehbar. Sie sollte erst eingeführt werden, wenn sichergestellt ist, dass der Carbon\r\nLeakage-Schutz dadurch nicht geschwächt wird. \r\n› Die Integration internationaler Gutschriften und dauerhafter CO₂-Entnahmen wird grund\r\nsätzlich begrüßt, jedoch überzeugt die Ausgestaltung nicht. Internationale Gutschriften \r\nsollten angesichts nicht sicherer Verfügbarkeit nicht vorab zu einer Reduktion des LRF \r\nSeite 3 von 27 \r\nführen - ihre Integration sollte zusätzlich erfolgen, ohne eine Absenkung des LRF. Der \r\nBDEW spricht sich für die Prüfung eines Mechanismus aus, der eine dezentrale Beschaffung \r\nmit zentraler Mengensteuerung ermöglicht und so die Gutschriften effizienter zusätzlich \r\nintegriert. Sollte an dem KOM-Ansatz einer Verbindung mit der Absenkung des LRF festge\r\nhalten werden, sollte der LRF nur proportional angepasst werden entsprechend der tat\r\nsächlichen Verfügbarkeit der internationalen Gutschriften. Die bislang vorgesehenen LRF\r\nPfade von 1,7 Prozent beziehungsweise 2,7 Prozent bilden lediglich die Extremfälle voll\r\nständiger Verfügbarkeit beziehungsweise Nichtverfügbarkeit ab. \r\n› Die für das Carbon-Removal-Ankaufprogramm vorgesehenen 250 Mio. EUA sollten aus der \r\nbestehenden unionsweiten Zertifikatemenge nach Art. 9 entnommen und nicht vorab zu\r\nsätzlich zum Cap geschaffen werden. Die Integration permanenter CO₂-Entnahmen darf \r\nnicht zu einer Voraberhöhung des Emissionsbudgets führen. Auch hier muss die Unsicher\r\nheit der Verfügbarkeit über einen Korrekturmechanismus geglättet werden. \r\n› Die MSR-Reform sollte wie von der EU-Kommission vorgeschlagen durchgeführt werden. \r\nWenn sich allerdings herausstellt, dass die MSR dem Markt lediglich weiterhin Zertifikate \r\nentzieht, die Freigabeschwellen – wie bisher - jedoch nie ausgelöst werden, muss die \r\nMSR kurzfristig angepasst werden können. Die MSR sollte in jedem Fall ein volumenbasier\r\nter Mechanismus bleiben und keinesfalls durch Preistrigger ergänzt werden. \r\n› Eine starre Begrenzung der Mittelverwendung im Einflussbereich der Mitgliedsstaaten \r\nwird abgelehnt. Die nationale Verfügung über Versteigerungserlöse sollte weiterhin si\r\nchergestellt werden, die Mitgliedsstaaten müssen die Transformation ihrer Industrien vor \r\nOrt sicherstellen können. Daher sollte am Grundsatz festgehalten werden, dass die Ein\r\nnahmen des ETS 1 auch entsprechend in die Dekarbonisierung zurückgeführt werden. \r\n› Sofern bei der Abfallverbrennung eine CO₂-Bepreisung erfolgt, ist ein EU-weit einheitlicher \r\nRahmen gegenüber unterschiedlichen nationalen Regelungen vorzugswürdig; Wettbe\r\nwerbsverzerrungen und Verlagerungen von Abfallströmen sind zu vermeiden. \r\n2 Änderungen der ETS-Richtlinie  \r\nIm Folgenden werden die Vorschläge der KOM bewertet, die die Richtlinie 2003/87/EG (ETS\r\nRichtlinie) verändern. Der BDEW nimmt hierbei zu den relevanten Änderungen Stellung. \r\n2.1 Artikel 1 (12) – Änderung von Artikel 9: Cap und linearer Reduktionsfaktor \r\nKOM-Vorschlag: Die Europäische Kommission (KOM) schlägt vor, das Cap um bestimmte Emis\r\nsionen aus dem Schiffverkehr, die Einbeziehung kleiner Schiffe (zwischen 400 und 5.000 BRZ) \r\nSeite 4 von 27 \r\nund die Einbeziehung der Siedlungsabfallverbrennung zu erhöhen. Darüber hinaus soll der LRF \r\nvon 2031 bis 2035 auf 3,7 % und ab 2036 auf 1,7 % sinken. \r\nBewertung: Der Vorschlag behält die grundsätzliche Architektur des ETS 1 bei. Gleichzeitig \r\nwird die Knappheit im ETS 1 durch die im Vorschlag der EU-Kommission vorgesehene starke \r\nzweistufige Reduktion des LRF in seinem Kernelement deutlich reduziert.  \r\nDer Vorschlag reduziert damit den unmittelbaren Minderungsdruck und verschiebt in Kombi\r\nnation mit der Integration dauerhafter Negativemissionen einen größeren Teil der erforderli\r\nchen Emissionsminderungen in die Zukunft. Die daraus resultierende Verschiebung von Netto\r\nNull im ETS 1 bis in die Jahre 2048/49 kann insbesondere Unternehmen benachteiligen, die \r\nbereits frühzeitig in die Dekarbonisierung investiert haben, da sich der wirtschaftliche Vorteil \r\nemissionsarmer Technologien gegenüber emissionsintensiven Anlagen zunächst verringert. \r\nZugleich führt ein flacherer Minderungspfad in den 2030er-Jahren dazu, dass nach 2040 in \r\nkürzerer Zeit stärkere Emissionsreduktionen erforderlich werden. Dies kann den späteren An\r\npassungsdruck erhöhen und die Erreichung der Klimaziele erschweren. \r\nDie Energiewirtschaft investiert bereits heute erheblich in die Transformation. Der Erfolg die\r\nser Investitionen hängt maßgeblich von einem verlässlichen und langfristig glaubwürdigen \r\nCO₂-Preissignal ab. Gleichzeitig ist zu berücksichtigen, dass Teile der Energiewirtschaft in der \r\nÜbergangsphase weiterhin auf fossile Erzeugungsanlagen angewiesen sind und deren wirt\r\nschaftliche Belastung durch den ETS 1 insbesondere mit Blick auf Versorgungssicherheit und \r\nden rechtzeitigen Aufbau neuer gesicherter Leistung nicht außer Acht gelassen werden darf. \r\nDie Reform muss daher langfristige Transformations- und Investitionssignale mit einer wirt\r\nschaftlich tragfähigen Übergangsphase verbinden. \r\nEine strukturelle Absenkung des LRF ist aus Sicht des BDEW allerdings nur begrenzt geeignet, \r\nkurzfristige Belastungen einzelner Anlagengruppen zu adressieren, da sie das Knappheitssignal \r\nfür den gesamten ETS 1 verändert und langfristige Investitionsentscheidungen beeinflusst. \r\nKurzfristige Belastungen und mögliche Risiken für die Versorgungssicherheit sollten daher vor\r\nrangig durch gezielte Instrumente adressiert werden, ohne den LRF des ETS 1 stärker zu \r\nschwächen. \r\nWird das Preissignal des ETS 1 geschwächt, muss die Erreichung der Klimaziele stärker über \r\nFörderprogramme, regulatorische Vorgaben und weitere Einzelinstrumente abgesichert wer\r\nden. Auch wenn Investitionen in der Industrie und der Energiewirtschaft bereits heute vielfach \r\ndurch Förderinstrumente flankiert werden, kann ein schwächeres CO₂-Preissignal den zusätzli\r\nchen Förder- und Finanzierungsbedarf erhöhen und die marktliche Lenkungswirkung des ETS 1 \r\nverringern. Zugleich können sich Investitionsentscheidungen stärker an der Ausgestaltung \r\nSeite 5 von 27 \r\neinzelner Förderregime orientieren, wodurch zusätzliche Abhängigkeiten und Lock-in-Risiken \r\nentstehen können. \r\nEin weiteres Problem ergibt sich aus dem Zusammenspiel des abgesenkten LRF mit weiteren, \r\ndas verfügbare Emissionsbudget verändernden Flexibilitäten, insbesondere internationalen \r\nGutschriften und dauerhaften CO₂-Entnahmen (vgl. 2.2 und 2.3). Die Nutzung internationaler \r\nGutschriften kann dazu führen, dass der innerhalb der EU zu erbringende Netto-Minderungs\r\nbeitrag zum 2040-Ziel von 90 % auf mindestens 85 % sinkt. Damit wird der inländische Minde\r\nrungsdruck bis 2040 abgeschwächt, während das Ziel der Klimaneutralität bis 2050 unverän\r\ndert bestehen bleibt. Der Minderungspfad wird somit zunächst abgeflacht und muss nach \r\n2040 entsprechend steiler verlaufen. Notwendige Emissionsminderungen werden in spätere \r\nJahre verschoben – die tatsächliche Realisierung kann volkswirtschaftlich teurer werden und \r\nnotwendigen Transformationsdruck reduzieren. Zugleich besteht Unsicherheit darüber, ob in\r\nternationale Gutschriften und dauerhafte CO₂-Entnahmen im vorgesehenen Umfang tatsäch\r\nlich verfügbar sein werden, während der vorgeschlagene LRF sowie das Emissionsbudget be\r\nreits auf die Nutzung dieser Flexibilitäten ausgerichtet ist. Dies beeinträchtigt die langfristige \r\nPlanungssicherheit. \r\nDie Erhöhung des Caps um die Emissionen aus neu einbezogenen Sektoren ist aus Sicht des \r\nBDEW wiederum folgerichtig. \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› Der LRF sollte auch künftig einen glaubwürdigen und planbaren langfristigen Verknap\r\npungspfad gewährleisten. Zusätzliche Marktliquidität sollte daher möglichst nicht durch \r\neine dauerhafte strukturelle Absenkung des LRF geschaffen werden, sondern vorrangig \r\nüber die Weiterentwicklung der Marktstabilitätsreserve sowie klar begrenzte zusätzliche \r\nFlexibilitätsoptionen wie internationale Gutschriften und dauerhafte Entnahmen – jedoch \r\nnachdem ihre Integration sichergestellt wurde. \r\n› Gleichzeitig muss die Ausgestaltung des Übergangs berücksichtigen, dass Teile der Energie\r\nwirtschaft bis zum Aufbau ausreichender neuer gesicherter Erzeugungskapazitäten weiter\r\nhin auf fossile Anlagen angewiesen sind. Entsprechende Belastungen sollten allerdings \r\ndurch gezielte Maßnahmen (z.B. Umrüstung auf Wasserstoff) adressiert werden, ohne das \r\nlangfristige Knappheits- und Investitionssignal des ETS 1 strukturell zu schwächen. \r\n› Der BDEW würde eine Beibehaltung des ursprünglichen LRF von 4,4 % pro Jahr bevorzu\r\ngen. Um für Liquidität zu sorgen, sollten internationale Gutschriften und dauerhafte Ent\r\nnahmen zusätzlich in den ETS 1 integriert werden – auch um Teile der Energiewirtschaft zu \r\nentlasten. Aus Sicht des BDEW sollte darüber hinaus geprüft werden, ob die für diese Zeit \r\nerforderliche Marktliquidität auch durch eine Weiterentwicklung der \r\nSeite 6 von 27 \r\nMarktstabilitätsreserve zusätzlich erhöht werden kann, anstatt den linearen Reduktionsfak\r\ntor dauerhaft deutlich abzusenken. \r\n› Sollte eine Absenkung des LRF unumgänglich sein, sollte die Absenkung des LRF möglichst \r\ngering ausfallen. Der LRF sollte jedenfalls unabhängig vom Ergebnis der Überprüfung der \r\nWirksamkeit und Verfügbarkeit internationaler Gutschriften (siehe Artikel 9b) festgelegt \r\nwerden, um die Transparenz und Vorhersehbarkeit der Entwicklung der unionsweiten Zerti\r\nfikatemenge für die Marktteilnehmer zu erhöhen und Early Mover zu schützen. Nach 2040 \r\nwäre ein niedriger LRF von 1,7 % angemessen, um zu berücksichtigen, dass die Ankaufpro\r\ngramme für internationale Gutschriften und inländische dauerhafte CO₂-Entnahmen jeweils \r\nim Jahr 2040 enden. Eine Absenkung des LRF z.B. von 2031 bis 2035 auf 3,7 %, von 2036 bis \r\n2040 auf 2,7 % und ab 2041 auf 1,7 % würde einer Erreichung von Netto-Null 2045 entspre\r\nchen. D. h., ab 2045 würden keine weiteren EU-Emissionszertifikate mehr in den Markt ge\r\nlangen – mit Ausnahme etwaiger verbleibender Zertifikate aus der Marktstabilitätsreserve. \r\n2.2 Artikel 1 (13) - Neuer Artikel 9b: Internationale Gutschriften \r\nKOM-Vorschlag: Ab 2036 sollen hochwertige internationale Gutschriften einen Teil der zusätz\r\nlich vorgesehenen Ausgabe von Emissionszertifikaten kompensieren. Dazu sollen bis zu 260 \r\nMio. EUA aus dem Versteigerungsvolumen von 2036 bis 2040 entnommen und für den Ankauf \r\nvon bis zu 260 Mio. internationalen Gutschriften (aus dem Gesamtvolumen der internationa\r\nlen Gutschriften, die über das EU-Klimagesetz integriert werden) versteigert werden. Der An\r\nkauf soll durch eine zentrale und neue EU-Einrichtung erfolgen. Diese indirekte Integration soll \r\ndann die Reduktion des LRF ab 2036 auf 1,7 % kompensieren. \r\nEin Rückfallmechanismus sieht die Anhebung des LRF von 1,7 % auf 2,7 % ab 2036 vor, falls \r\nqualitativ hochwertige internationale Gutschriften nicht verfügbar sein sollten. Unternehmen \r\nselbst können keine internationalen Zertifikate nach Artikel 6 des Pariser Abkommens nutzen \r\nund nicht benutzte EUA-Erlöse werden der Industrial Decarbonisation Bank zur Verfügung ge\r\nstellt. \r\nBewertung: Grundsätzlich begrüßt der BDEW die Berücksichtigung internationaler Gutschrif\r\nten – jedoch wird die damit einhergehende Ex-ante-Reduktion des LRF kritisiert. \r\nDer zusätzliche Emissionsspielraum im ETS 1 durch die angelegte Absenkung des LRF auf 1,7 % \r\nentsteht damit bereits auf Grundlage der erwarteten künftigen Verfügbarkeit internationaler \r\nGutschriften. Dies schwächt das Knappheitssignal des ETS, obwohl noch nicht sichergestellt ist, \r\nob die vorgesehenen Mengen hochwertiger internationaler Minderungsleistungen tatsächlich \r\nrechtzeitig und in ausreichendem Umfang verfügbar sein werden. Zugleich entstehen für die \r\nMarktteilnehmer zusätzliche Unsicherheiten hinsichtlich des langfristigen Cap-Pfades und der \r\nkünftigen Preisentwicklung. \r\nSeite 7 von 27 \r\nDer BDEW sieht zwei mögliche Lösungsansätze: \r\nPräferierte Lösung: Verbesserung des KOM-Vorschlags \r\nWie erwähnt unterstützt der BDEW die Absenkung des LRF durch die Vorabintegration von in\r\nternationalen Gutschriften nicht. Sollte diese Art der Integration dennoch umgesetzt werden, \r\ngilt es aus Sicht des BDEW, die binäre Logik der Anpassung des LRF zu überarbeiten, denn der\r\nzeit würde ein fehlendes Zertifikat über die Reduktion bzw. nicht Reduktion des LRF entschei\r\nden. Ist der geplante Beitrag internationaler Gutschriften nur teilweise verfügbar, sollte auch \r\nder LRF proportional angepasst werden. Die bislang vorgesehenen LRF-Pfade von 1,7 % bezie\r\nhungsweise 2,7 % bilden lediglich die Extremfälle vollständiger Verfügbarkeit beziehungsweise \r\nNichtverfügbarkeit ab. Daher sollte ein Korrekturmechanismus implementiert werden, um \r\nmögliche Fehlmengen bei der Beschaffung durch eine Anpassung des LRF entsprechend zu \r\nkorrigieren.  \r\nAlternative Lösung: Prüfung anderer Integrationsmöglichkeiten \r\nAus Sicht des BDEW kann die von der Kommission vorgeschlagene zentrale Beschaffung inter\r\nnationaler Gutschriften einen wesentlichen Nachteil aufweisen: Tritt die EU als alleinige Käu\r\nferin auf, besteht das Risiko, dass Wettbewerb und Preisfindung eingeschränkt werden und \r\ninternationale Gutschriften dadurch nicht zu den kostengünstigsten Konditionen beschafft \r\nwerden. Gleichzeitig ist es nachvollziehbar, dass nicht unbegrenzte Mengen an internationa\r\nlen Gutschriften in den ETS 1 integriert werden sollten. Eine Integration von großen Mengen \r\nwürde einem robusten Preissignal entgegenlaufen. Der BDEW möchte daher die KOM dazu \r\nanregen, auch in eine andere Richtung zu denken und schlägt die Prüfung eines Ansatzes vor, \r\nder dezentrale Beschaffung und zentrale Mengensteuerung kombiniert. Zumindest sollte aber \r\ngeprüft werden, wie die Nachteile einer zentralen Beschaffung – hinsichtlich der Preisfindung – gemildert werden können. \r\nNutzung der internationalen Zertifikate frühzeitig vorbereiten \r\nIn beiden Szenarien sollte eine mögliche Nutzung internationaler Gutschriften ab 2036 bereits \r\nin den Jahren 2031 bis 2035 vorbereitet werden. Neben hohen Anforderungen an Qualität, Zu\r\nsätzlichkeit und Integrität der Gutschriften sollte die EU insbesondere Kooperationen mit Län\r\ndern aufbauen, die über ambitionierte und belastbare nationale Klimaschutzbeiträge (Natio\r\nnally Determined Contributions – NDCs) und geeignete institutionelle Rahmenbedingungen \r\nverfügen und mit denen strategische Energiepartnerschaften bestehen bzw. aufgebaut wer\r\nden sollen. Die Vorbereitungsphase sollte genutzt werden, um langfristige Klimastrategien, na\r\ntionale Prioritäten und strategische Energiepartnerschaften mit möglichen Artikel-6\r\nSeite 8 von 27 \r\nKooperationen in Einklang zu bringen, robuste Monitoring- und Anrechnungsstandards zu \r\netablieren und verlässliche Kooperationsrahmen zu schaffen. Dadurch kann frühzeitig eine be\r\nlastbare Pipeline hochwertiger Gutschriften aufgebaut und zugleich ein verlässliches Nachfra\r\ngesignal für entsprechende Minderungsprojekte gesetzt werden. \r\nAußerdem sollte ein weiterer Prüfauftrag für die Kommission in den Richtlinientext aufgenom\r\nmen werden, demzufolge die Kommission bis beispielsweise Ende 2038 bewerten soll, ob die \r\nAnrechnung von hochwertigen internationalen Projektgutschriften über das Jahr 2040 hinaus \r\nermöglicht und ob das Ankaufsprogramm entsprechend verlängert werden sollte, um einen \r\nkosteneffizienten Minderungsbeitrag zum Erreichen des Ziels der Klimaneutralität zu leisten \r\nmit besonderem Augenmerk auf die Kompensation schwer vermeidbarer Restemissionen. \r\nAus Sicht des BDEW sollte eine stufenweise Internationalisierung des ETS 1 durch Linking und \r\nNutzung von Artikel-6-Zertifikaten erfolgen. \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› Reduktion des LRF nicht von der unsicheren Integration internationaler Zertifikate abhän\r\ngig machen. Anstelle des aktuellen indirekten zentralen Ansatzes würde der BDEW es be\r\ngrüßen, wenn ein Ansatz mit dezentraler Beschaffung, aber zentraler Mengensteuerung \r\ndurch die KOM geprüft würde. \r\n› Sollte an der Reduktion des LRF durch Integration von internationalen Zertifikaten festge\r\nhalten werden, muss aus Sicht des BDEW ein verbindlicher und möglichst automatischer \r\n(oder ex-post) Korrekturmechanismus vorgesehen werden. Ist der geplante Beitrag inter\r\nnationaler Gutschriften nur teilweise verfügbar, sollte auch der LRF proportional ange\r\npasst werden. \r\n› Hochwertiges Angebot frühzeitig entwickeln: Die EU sollte die Jahre 2031 bis 2035 nutzen, \r\num Artikel-6-Partnerschaften mit geeigneten strategischen Partnerländern, belastbare Mo\r\nnitoring- und Integritätsstandards sowie eine Pipeline hochwertiger internationaler Gut\r\nschriften für die Zeit ab 2036 aufzubauen. \r\n› Mögliche Verstätigung der internationalen Gutschriften: Die Kommission sollte bis bei\r\nspielsweise Ende 2038 bewerten, ob die Anrechnung von hochwertigen internationalen \r\nProjektgutschriften über das Jahr 2040 hinaus ermöglicht und ob das Ankaufsprogramm \r\nentsprechend verlängert werden sollte. \r\n2.3 Artikel 1 (13) - Neuer Artikel 9c: Dauerhafte Kohlenstoffentnahme \r\nKOM-Vorschlag: Dauerhafte CO₂-Entnahmen durch Bioenergie (BioCCS) und direkte Abschei\r\ndung aus der Luft mit Speicherung (DACCS) sollen in das ETS integriert werden.  \r\nSeite 9 von 27 \r\nDie KOM soll im Rahmen eines Ankaufprogramms über den Zeitraum 2031 – 2040 bis zu 250 \r\nMio. EUA zertifizierte Entnahmen zentral erwerben. Dafür sollen zusätzliche Zertifikate ge\r\nschaffen und dem Cap vorab zugerechnet werden. Zusätzlich können 10 Mio. Zertifikate aus \r\ndem Cap-Volumen für zusätzlichen Finanzierungsbedarf für die oben genannten Zertifikate \r\nentnommen werden, um das Ankaufprogramm zusätzlich finanziell zu unterstützen. Dabei flie\r\nßen jedoch nicht genutzte EUA aus dem Ankaufprogramm in das allgemeine Cap-Volumen zur \r\nVersteigerung zurück. \r\nAnlagenbetreiber können Senkenzertifikate aus BioCCS aus ihren eigenen biogenen Emissio\r\nnen zur Kompensation ihrer eigenen fossilen Emissionen benutzen (Art. 14 (1a)) - bis zur Nul\r\nlemission. Eine Erzeugung negativer Emissionen oder zusätzlicher frei handelbarer Zertifikate \r\nist nicht vorgesehen. Bis Ende 2034 soll die Kommission unter anderem die spätere direkte \r\nNutzung permanenter Entnahmen sowie die mögliche Integration natürlicher Senken überprü\r\nfen. \r\nBewertung: Grundsätzlich begrüßt der BDEW die schnelle Integration von Negativemissionen – die vorgeschlagene Ausgestaltung ist jedoch kritisch zu bewerten. \r\nDurch den Ankauf von BioCCS- und DACCS-Entnahmen durch die EU-Kommission und die fakti\r\nsche Voraberhöhung des Caps um eine entsprechende Anzahl neuer Zertifikate würde der Cap \r\nkünftig faktisch als Bruttoemissionsraum abzüglich Entnahmen verstanden. Das ist ein deutli\r\ncher Systemwechsel gegenüber einem reinen Emissionsbudget. \r\nDie geplanten Entnahmemengen werden wie bei den internationalen Zertifikaten bereits bei \r\nder Festlegung des Emissionsraums berücksichtigt und führen damit zu einer Voraberhöhung \r\ndes Caps. Zugleich sollen zusätzliche EUA versteigert werden, um die erwartete Differenz zwi\r\nschen dem EUA-Preis und den höheren Kosten permanenter Entnahmen zu finanzieren. \r\nDadurch kann das Knappheits- und Preissignal des ETS abgeschwächt werden. Der Richtlinien\r\nentwurf erkennt selbst an, dass die Voraberhöhung des Caps Unsicherheiten hinsichtlich des \r\nNetto-Klimabeitrags des ETS schafft.  \r\nAus Sicht des BDEW ist daher ein verbindlicher und möglichst automatischer Korrekturmecha\r\nnismus erforderlich. Werden die eingeplanten Entnahmemengen nicht umfänglich, nicht \r\nrechtzeitig oder nur zu höheren Kosten realisiert, muss der zusätzlich geschaffene Emissions\r\nraum ähnlich wie bei der Inklusion der internationalen Zertifikate entsprechend reduziert wer\r\nden. Eine bloße Überprüfung des Mechanismus reicht hierfür nicht aus. \r\nDarüber hinaus muss transparent geklärt werden, wer die Kosten des Ankaufs trägt. Da die \r\nKosten von BioCCS und DACCS voraussichtlich über dem EUA-Preis liegen, sollen – laut des \r\nKOM-Vorschlags – weitere EUA zur Finanzierung dieser Differenz versteigert werden. Damit \r\nwerden nicht nur Emissionsvermeidung und dauerhafte Entfernung bilanziell gleichgestellt; \r\nSeite 10 von 27 \r\nzugleich wird ein staatlich organisierter Förder- und Beschaffungsmechanismus geschaffen. \r\nDer zentrale Ankauf kann zwar die Qualität der Entnahmen sichern und durch wettbewerbli\r\nche Verfahren grundsätzlich kosteneffizient ausgestaltet werden. Er verhindert jedoch einen \r\nunmittelbaren Preis- und Kostenvergleich zwischen Emissionsvermeidung und Entnahme im \r\nETS. Es besteht daher das Risiko, dass zusätzliche Emissionsrechte und Fördermittel für ver\r\ngleichsweise teure Entnahmen eingesetzt werden, obwohl direkte Emissionsminderungen \r\nvolkswirtschaftlich günstiger wären. Der Mechanismus gewährleistet damit nicht automatisch \r\neine optimale Kostenallokation. Erforderlich sind wettbewerbliche Ausschreibungen, klare \r\nKostenobergrenzen und der Vorrang kosteneffizienter Emissionsvermeidung gegenüber geför\r\nderten Senkenprojekten.   \r\nDie in Art. 14a vorgesehene Regelung bezüglich der Anrechnung eigener BioCCS-Projekte \r\nsollte nicht nur auf die Kompensation „fossiler Emissionen“, sondern auf alle abgabepflichti\r\ngen Emissionen einschließlich prozessbedingter Emissionen (zum Beispiel aus dem Kalkbren\r\nnen) und „nicht nachhaltiger Biomasse“ abstellen. \r\nDarüber hinaus sollte klargestellt werden, dass Anlagenbetreiber, die ihre fossilen Emissionen \r\nmit eigenen BioCCS-Projekten ausgleichen, über den eigenen Bedarf hinausgehende Abschei\r\ndung und dauerhafte Speicherung von biogenen Emissionen nach entsprechender Zertifizie\r\nrung anderweitig vermarkten dürfen (zum Beispiel im Rahmen des geplanten Ankaufprogram\r\nmes). Dies ist angezeigt, um ineffiziente Fehlanreize für zu klein dimensionierte Abscheidean\r\nlagen zu verhindern, insbesondere in Fällen mit gemischten Emissionen aus biogenen, fossilen \r\nund prozessbedingten Anteilen, in denen BioCCS simultan mit fossilem CCS zum Einsatz kom\r\nmen kann und damit der Ausgleich von fossilen Emissionen nicht oder nur in geringfügigem \r\nUmfang zu besorgen ist. \r\nHandlungsempfehlung: Der BDEW unterstützt die Integration dauerhafter Negativemissionen \r\nin das EU-ETS grundsätzlich. Die vorgeschlagene Ausgestaltung sollte jedoch insbesondere in \r\nfolgenden Punkten angepasst werden: \r\n› Die für das Ankaufprogramm vorgesehenen 250 Mio. EUA sollten aus der bestehenden \r\nunionsweiten Zertifikatemenge nach Art. 9 entnommen und nicht zusätzlich zum Cap ge\r\nschaffen werden. Die Integration permanenter CO₂-Entnahmen darf nicht zu einer Vor\r\naberhöhung des Emissionsbudgets führen. \r\n› Verbindlichen Korrekturmechanismus nach dem Vorbild der MSR einführen: Zusätzlicher \r\nEmissionsspielraum darf nur dauerhaft bestehen, soweit die zugrunde gelegten BioCCS- \r\nund DACCS-Entnahmen tatsächlich, rechtzeitig und im vorgesehenen Umfang realisiert \r\nwerden. Bei Mindererfüllung muss die zusätzlich geschaffene EUA-Menge automatisch \r\nund proportional reduziert werden. Ein ergänzender Fördermechanismus, etwa Zahlungen \r\nSeite 11 von 27 \r\nim Rahmen eines CfDs, könnte außerdem dazu beitragen sicherzustellen, dass das Volu\r\nmen an Entnahmen, das zur Kompensation der Anhebung des Caps erforderlich ist, letzt\r\nlich auch tatsächlich erbracht wird.  \r\n› Kosten- und Fördereffizienz sicherstellen: Der Ankauf dauerhafter Entnahmen sollte wett\r\nbewerblich erfolgen und klaren Kostenobergrenzen unterliegen. Da die Kosten für Nega\r\ntivemissionen wahrscheinlich über den EUA liegen werden, ist es für den Markthochlauf \r\nder Negativemissionen entscheidend, dass diese Differenz durch weitere Instrumente – \r\nbeispielsweise in Form eines CfD – ausgeglichen wird. Mit steigenden CO2-Preisen sinkt \r\nder Förderbedarf. Ziel muss es sein, dass die CO2-Entnahme sich langfristig ohne staatliche \r\nFörderung im Rahmen des EU-ETS wirtschaftlich trägt. \r\n› Eigene BioCCS-Entnahmen umfassender anrechenbar machen: Anlagenbetreiber sollten \r\neigene zertifizierte BioCCS-Entnahmen nicht nur gegen fossile Emissionen, sondern gegen \r\nsämtliche abgabepflichtige Emissionen, insbesondere auch Prozessemissionen und Emissi\r\nonen aus nicht nachhaltiger Biomasse, anrechnen können. \r\n› Vermarktung überschüssiger Entnahmen ermöglichen: Zertifizierte BioCCS-Entnahmen, \r\ndie über den eigenen Kompensationsbedarf eines Anlagenbetreibers hinausgehen, sollten \r\nanderweitig vermarktet beziehungsweise in das europäische Ankaufprogramm einge\r\nbracht werden können. Dadurch werden Fehlanreize zur Unterdimensionierung von CO₂\r\nAbscheideanlagen vermieden und insbesondere bei Anlagen mit gemischten fossilen, bio\r\ngenen und prozessbedingten Emissionen effiziente Investitionen ermöglicht. \r\n2.4 Artikel 1 (14) Änderungen von Artikel 10: Versteigerung und Verwendung der Erlöse \r\nKOM-Vorschlag: Die Kommission will die Verwendung der nationalen ETS-Versteigerungser\r\nlöse stärker auf die Dekarbonisierung der vom ETS erfassten Sektoren ausrichten. Mitglied\r\nstaaten sollen künftig mindestens 50 % ihrer ETS-Einnahmen für prioritäre Bereiche einsetzen, \r\ndarunter erneuerbare Energien und Netze, industrielle Dekarbonisierung und Elektrifizierung, \r\nCCS/CCU, klimafreundlichen Luft- und Seeverkehr, Abfallwirtschaft sowie Forschung und Inno\r\nvation.  \r\nGleichzeitig soll die Strompreiskompensation grundsätzlich fortgeführt werden können; die \r\nMitgliedstaaten sollen hierfür aber möglichst nicht mehr als 25 % ihrer ETS-1-Erlöse verwen\r\nden. \r\nBewertung: Die Kommission erkennt an, dass die Transparenz und Wirksamkeit der Verwen\r\ndung der ETS-Einnahmen nach wie vor unzureichend sind, und schlägt richtigerweise mehrere \r\nMaßnahmen zu ihrer Verbesserung vor. Auch die vorgeschlagenen klaren Prioritätsbereiche \r\nfür die Verwendung der ETS-Einnahmen sind grundsätzlich zu begrüßen. Gleichzeitig schwächt \r\nSeite 12 von 27 \r\nder Vorschlag jedoch die bestehende Zweckbindung der Einnahmen erheblich. Während be\r\nreits seit Juni 2023 100 % der Auktionserlöse der Mitgliedstaaten für Energie- und Klimazwe\r\ncke zweckgebunden sind, schlägt die Kommission vor, nur 50 % einer verbindlichen Verwen\r\ndung für die neu definierten Prioritätsbereiche zu unterwerfen. Die verbleibenden 50 % wür\r\nden damit faktisch im Ermessen der Mitgliedstaaten liegen und potenziell für andere haus\r\nhaltspolitische Zwecke zur Verfügung stehen. \r\nDarüber hinaus sollen nach dem von der Kommission vorgeschlagenen Mehrjährigen Finanz\r\nrahmen 30 % der Auktionserlöse der Mitgliedstaaten als Eigenmittel an den EU-Haushalt abge\r\nführt werden. Dadurch würde sich der Anteil der nationalen Einnahmen, für den die 50-%\r\nZweckbindung gilt, entsprechend verringern. Die Kommission begründet dies ausdrücklich mit \r\nder Notwendigkeit, die Rückzahlung von NextGenerationEU zu finanzieren, ohne andere EU\r\nAusgabenprogramme zu kürzen oder die Beiträge der Mitgliedstaaten zum EU-Haushalt zu er\r\nhöhen. Damit würden ETS-Einnahmen de facto auch zur Bedienung und Rückzahlung von EU\r\nSchulden herangezogen. Dies stellt eine erhebliche Abkehr vom derzeit geltenden Grundsatz \r\ndar, dass ETS-Einnahmen für Energie- und Klimazwecke und insbesondere zur Unterstützung \r\nderjenigen verwendet werden sollten, die die CO₂-Kosten tragen. Mehr Transparenz und kla\r\nrere Ausgabenprioritäten sind grundsätzlich zu begrüßen, dürfen jedoch nicht mit einer \r\nSchwächung der bestehenden Zweckbindung der Einnahmen einhergehen. Kritisch bewertet \r\nder BDEW zudem die Vorgabe, für die Strompreiskompensation möglichst nicht mehr als 25 % \r\nder ETS-1-Versteigerungserlöse zu verwenden. Eine solche pauschale Begrenzung wird den \r\nunterschiedlichen Industriestrukturen der Mitgliedstaaten nicht gerecht. Sie zwingt Mitglied\r\nstaaten außerdem auf die restlichen 75% der Strompreiskompensation zu verzichten oder sie \r\naus allgemeinen Steuermitteln zu finanzieren und tritt damit in Konkurrenz zu anderen Ausga\r\nben des Staates. Zudem berücksichtigt sie weder die Ausweitung der beihilfeberechtigten Sek\r\ntoren noch die zunehmende Elektrifizierung industrieller Prozesse ausreichend. Gerade mit \r\nfortschreitender Elektrifizierung gewinnt der Schutz vor indirekten CO₂-Kosten für die interna\r\ntionale Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie weiter an Bedeutung. Auf eine \r\nstarre quantitative Begrenzung sollte daher verzichtet werden. \r\nDarüber hinaus ist kritisch zu prüfen, in welchem Umfang die zunehmende Zweckbindung von \r\nEUA für europäische Förderinstrumente das den Mitgliedstaaten zur Verfügung stehende Ver\r\nsteigerungsvolumen reduziert. Nationale Versteigerungserlöse bleiben ein wichtiges Instru\r\nment zur Finanzierung der Transformation und sollten nicht übermäßig durch zusätzliche zent\r\nrale EU-Finanzierungsmechanismen eingeschränkt werden. \r\nSeite 13 von 27 \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› Eine starre Begrenzung der Mittelverwendung im Einflussbereich der Mitgliedsstaaten – \r\netwa für die Strompreiskompensation – sollte nicht umgesetzt werden. \r\n› Die nationale Verfügung über Versteigerungserlöse sollte weiterhin sichergestellt werden \r\nund nicht zunehmend auf die EU verschoben werden – insbesondere mit Blick auf die vor\r\ngesehene 30%-Abführung an den EU-Haushalt; die Mitgliedsstaaten müssen die Transfor\r\nmation ihrer Industrien vor Ort sicherstellen können.  \r\n› Außerdem sollten die Beihilfeleitlinien über das Jahr 2030 hinaus verlängert werden, ohne \r\nden Anteil der Auktionserlöse zu begrenzen, den die Mitgliedstaaten energieintensiven In\r\ndustrien gewähren dürfen. \r\n› Mehr Transparenz und klarere Ausgabenprioritäten sind grundsätzlich zu begrüßen, dürfen \r\njedoch nicht zulasten der bestehenden 100%-Zweckbindung der Einnahmen gehen. \r\n2.5 Artikel 1 (15) - Änderung von Artikel 10a: Kostenlose Zuteilung \r\n2.5.1 \r\nKostenlose Zuteilungen und CBAM \r\nKOM-Vorschlag: Die Kommission schlägt vor, die kostenlose Zuteilung über 2030 hinaus fort\r\nzuführen. Für CBAM-Sektoren soll der Abbau der kostenlosen Zuteilung verlangsamt und der \r\nPhase-out der CBAM-Faktoren bis 2037 gestreckt werden. Die weiteren Änderungen an der \r\nBenchmark-Systematik und an den Voraussetzungen für die Gewährung kostenloser Zuteilun\r\ngen werden in den nachfolgenden Abschnitten (2.5.2 bis 2.5.3.) gesondert betrachtet. \r\nBewertung: Die kostenlose Zuteilung bleibt angesichts fortbestehender Carbon-Leakage-Risi\r\nken ein wichtiges Instrument zum Schutz der internationalen Wettbewerbsfähigkeit europäi\r\nscher Unternehmen. Gleichzeitig sollte sie mit zunehmender Wirksamkeit des CBAM grund\r\nsätzlich so früh wie möglich zurückgeführt werden. Der Abbau bestehender Schutzinstru\r\nmente darf jedoch nicht schneller erfolgen als der nachweisliche Aufbau eines wirksamen, ad\r\nministrierbaren und umgehungsfesten Grenzausgleichsmechanismus. \r\nDies gilt insbesondere mit Blick auf die weiterhin ungelöste Exportproblematik. Der CBAM \r\nschützt bislang vor allem den Absatz auf dem europäischen Binnenmarkt. Für exportorien\r\ntierte Unternehmen besteht dagegen weiterhin ein Wettbewerbsnachteil auf Drittlandsmärk\r\nten, wenn dort keine vergleichbaren CO₂-Kosten bestehen. Der BDEW begrüßt daher, dass die \r\nKommission den Abbaupfad der kostenlosen Zuteilung zeitlich strecken will.  \r\nErgänzend sollten WTO-konforme Instrumente zur Absicherung des Carbon-Leakage-Schutzes \r\nbei Exporten geprüft werden. Hierzu kann insbesondere eine „Climate Contribution“ auf CO₂\r\nSeite 14 von 27 \r\nintensive Grundstoffe gehören. Ein solcher Ansatz könnte den Carbon-Leakage-Schutz stärken, \r\nohne das CO₂-Preissignal entlang der europäischen Wertschöpfungskette vollständig aufzuge\r\nben.  \r\nAuch die Anwendung des CBAM auf Stromimporte muss praktikabel ausgestaltet werden. \r\nKurzfristige physische Stromflüsse sind für Versorgungssicherheit und Systemstabilität von Be\r\ndeutung. Berichts-, Berechnungs- und Abwicklungspflichten dürfen daher weder den grenz\r\nüberschreitenden Stromhandel behindern noch Fehlanreize für den europäischen Strommarkt \r\nschaffen. \r\nHandlungsempfehlungen: \r\n› Carbon-Leakage-Schutz wirksam erhalten: Die kostenlose Zuteilung sollte mit zunehmen\r\nder Wirksamkeit des CBAM grundsätzlich so früh wie möglich zurückgeführt werden. Ihr \r\nAbbau darf jedoch nicht schneller erfolgen als der nachweisliche Aufbau eines wirksamen, \r\nadministrierbaren und umgehungsfesten CBAM.  \r\n› Exportproblematik adressieren: Für Exporte in Drittländer ohne vergleichbare CO₂-Beprei\r\nsung müssen WTO-konforme Instrumente zur Vermeidung von Carbon Leakage entwickelt \r\nwerden. Hierzu sollte insbesondere eine „Climate Contribution“ auf CO₂-intensive Grund\r\nstoffe geprüft werden.  \r\n› CBAM für Stromimporte praktikabel ausgestalten: Die Anwendung des CBAM auf Stromi\r\nmporte darf kurzfristige grenzüberschreitende Stromflüsse nicht behindern. Berichts-, Be\r\nrechnungs- und Abwicklungspflichten müssen so ausgestaltet werden, dass Stromhandel, \r\nVersorgungssicherheit und Systemstabilität nicht beeinträchtigt werden. \r\n2.5.2 \r\nBenchmarks nach 2030 \r\nKOM-Vorschlag: Die Europäische Kommission schlägt mehrere Anpassungen der Benchmark\r\nSystematik für die kostenlose Zuteilung nach 2030 vor. Der maximale jährliche Abschlag bei \r\nder Fortschreibung der Benchmarkwerte soll von bisher 2,5 Prozent auf 2 Prozent reduziert \r\nwerden; die Mindestabsenkungsrate von 0,3 Prozent bleibt bestehen. Zugleich soll die Mög\r\nlichkeit geschaffen werden, sektorspezifische Brennstoff- und Wärme-Benchmarks festzule\r\ngen. Die grundsätzliche Orientierung der Benchmarks an den effizientesten Anlagen soll fort\r\ngeführt werden. Darüber hinaus soll der Puffer zur Vermeidung der Anwendung des sekto\r\nrübergreifenden Korrekturfaktors von 3 auf 4 Prozent der ausgegebenen Zertifikate erhöht \r\nwerden. \r\nBewertung: Der BDEW unterstützt grundsätzlich die Fortführung einer ambitionierten Bench\r\nmark-Systematik und die bisherige Ausrichtung der Benchmarkwerte an den 10 % \r\nSeite 15 von 27 \r\neffizientesten Anlagen. Die Fortschreibung muss jedoch transparent erfolgen und die tatsäch\r\nlichen technischen und wirtschaftlichen Dekarbonisierungsmöglichkeiten der jeweiligen Sekto\r\nren angemessen berücksichtigen.  \r\nDie Absenkung der maximalen jährlichen Anpassungsrate von 2,5 % auf 2 % kann abrupte \r\nRückgänge der kostenlosen Zuteilung begrenzen und damit die Planungssicherheit der Anla\r\ngenbetreiber erhöhen. Sie darf jedoch nicht dazu führen, dass die Anreize zur Emissionsmin\r\nderung der effizientesten Anlagen strukturell geschwächt werden.  \r\nDie Möglichkeit, sektorspezifische Wärme- und Brennstoff-Benchmarks festzulegen, wird \r\ngrundsätzlich unterstützt. Eine stärkere sektorale Differenzierung kann unterschiedliche tech\r\nnische Ausgangsbedingungen und Dekarbonisierungspfade besser abbilden als pauschale \r\nWärme- und Brennstoff-Benchmarks. Voraussetzung ist eine technologieoffene Ausgestal\r\ntung, die insbesondere die Elektrifizierung industrieller Prozesse nicht benachteiligt. Auch indi\r\nrekte CO₂-Kosten des Strombezugs sollten sachgerecht und rechtssicher berücksichtigt wer\r\nden können. Für die Fernwärme können sektorspezifische Ansätze zudem dazu beitragen, \r\nkomplexe Systemstrukturen sowie die Integration erneuerbarer Wärme und unvermeidbarer \r\nAbwärme angemessen abzubilden.  \r\nDie Datengrundlage für die Fortschreibung der Benchmarkwerte muss transparent und reprä\r\nsentativ sein. Die Referenzgruppen sollten Anlagen aus unterschiedlichen Regionen und Klima\r\nzonen sowie einen hinreichend breiten Technologie- und Brennstoffmix umfassen. Anlagen, \r\ndie im maßgeblichen Zeitraum nicht mehr dem ETS 1 unterliegen, sollten die künftigen Bench\r\nmarkwerte nicht verzerren.  \r\nAuch abweichende Ansätze zur Fortschreibung der Benchmarkwerte, etwa stärkere sektorspe\r\nzifische Anpassungen, können grundsätzlich sinnvoll sein. Voraussetzung ist, dass sie transpa\r\nrent ausgestaltet werden und die tatsächlichen Dekarbonisierungspotenziale des jeweiligen \r\nSektors widerspiegeln.  \r\nDie vorgesehene Erhöhung des Puffers zur Vermeidung des sektorübergreifenden Korrek\r\nturfaktors von 3 % auf 4 % wird unterstützt. Ergänzend sollte die vorhandene Neuanlagenre\r\nserve ab 2031 genutzt werden können, soweit dies erforderlich ist, um zusätzliche pauschale \r\nKürzungen der kostenlosen Zuteilung durch den sektorübergreifenden Korrekturfaktor zu ver\r\nmeiden. \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› Benchmarkwerte ambitioniert und realistisch fortschreiben: Die grundsätzliche Ausrich\r\ntung an den 10 % effizientesten Anlagen sollte beibehalten werden. Die Fortschreibung der \r\nBenchmarkwerte muss transparent sein, auf belastbaren Daten basieren und die \r\nSeite 16 von 27 \r\ntatsächlichen technischen und wirtschaftlichen Dekarbonisierungspotenziale der jeweiligen \r\nSektoren angemessen berücksichtigen. \r\n› Sektorspezifische Wärme- und Brennstoff-Benchmarks sachgerecht ausgestalten: Eine \r\nstärkere sektorale Differenzierung sollte technologieoffen erfolgen und insbesondere die \r\nElektrifizierung industrieller Prozesse nicht benachteiligen. Indirekte CO₂-Kosten des Strom\r\nbezugs sollten dabei sachgerecht und rechtssicher berücksichtigt werden können.  \r\n› Flexible sektorspezifische Ansätze ermöglichen: Abweichende Ansätze zur Fortschreibung \r\nder Benchmarkwerte sollten möglich sein, soweit sie transparent ausgestaltet sind und die \r\ntatsächlichen Dekarbonisierungspotenziale und Ausgangsbedingungen der jeweiligen Sek\r\ntoren sachgerecht abbilden. \r\n› Anwendung des sektorübergreifenden Korrekturfaktors vermeiden: Die Erhöhung des \r\nCSCF-Puffers von 3 % auf 4 % wird unterstützt. Ergänzend sollte die vorhandene Neuanla\r\ngenreserve ab 2031 für zusätzliche kostenlose Zuteilungen genutzt werden können, soweit \r\ndies zur Vermeidung des sektorübergreifenden Korrekturfaktors erforderlich ist. \r\n› Unterschiedliche Wettbewerbs- und Carbon-Leakage-Risiken berücksichtigen: Die Bench\r\nmark-Systematik sollte den unterschiedlichen Ausgangsbedingungen und Wettbewerbsrisi\r\nken der Sektoren Rechnung tragen, ohne die Anreize zur Emissionsminderung zu schwä\r\nchen. Dekarbonisierungstechnologien mit hoher langfristiger Klimawirkung sollten ange\r\nmessen berücksichtigt und Fehlanreize zugunsten emissionsintensiver Bestandslösungen \r\nvermieden werden.  \r\n› Besonderheiten der Fernwärme berücksichtigen: Fernwärme unterliegt aufgrund ihrer lo\r\nkalen Gebundenheit keinem klassischen Carbon-Leakage-Risiko. Die Benchmark- und Zutei\r\nlungsregeln sollten jedoch sicherstellen, dass Fernwärme gegenüber konkurrierenden Wär\r\nmeversorgungslösungen nicht strukturell benachteiligt wird. Dabei ist insbesondere das Zu\r\nsammenspiel mit dem ETS 2 zu berücksichtigen. \r\n2.5.3 \r\nKonditionalität \r\nKOM-Vorschlag: Die Kommission schlägt vor, die kostenlose Zuteilung künftig stärker an De\r\nkarbonisierungsanforderungen zu knüpfen. Für die überwiegende Zahl der betroffenen Anla\r\ngen soll die Zuteilung an einen anlagenbezogenen Dekarbonisierungsplan gekoppelt werden. \r\nBei Vorlage eines entsprechenden Plans sollen zunächst 80 % der vorgesehenen kostenlosen \r\nZuteilung gewährt werden. Die verbleibenden 20 % sollen erst nach erfolgreicher Umsetzung \r\nder vorgesehenen Maßnahmen innerhalb der jeweiligen Fünfjahresperiode zugeteilt werden. \r\nFür die Erfüllung der Anforderungen soll ein Pooling mehrerer Anlagen möglich sein. Die zehn \r\nProzent effizientesten benchmarksetzenden Anlagen sollen von der zusätzlichen \r\nSeite 17 von 27 \r\nKonditionalität ausgenommen werden. Eine Ausnahme ist zudem für Anlagen vorgesehen, in \r\ndenen bereits ein über den Innovationsfonds, den Investment Booster oder die Industrial De\r\ncarbonisation Bank gefördertes Dekarbonisierungsprojekt umgesetzt wird. Die neuen Anfor\r\nderungen würden grundsätzlich auch ETS-Anlagen erfassen, die Wärme oder Kälte in Fern\r\nwärme- und Fernkältesysteme einspeisen. \r\nBewertung: Das Ziel der Kommission, einen stärkeren Anreiz für Dekarbonisierungsanstren\r\ngungen der Industrie zu setzen, ist nachvollziehbar. Der BDEW sieht allerdings die Gefahr, dass \r\nder Carbon Leakage Schutz durch die zusätzlichen Anforderungen geschwächt wird, da sie fak\r\ntisch zu einer Investitionsverpflichtung führen. In jedem Fall sollte die Konditionalität im Falle \r\nihrer Einführung daher zielgerichtet, verhältnismäßig, technologieoffen und bürokratiearm \r\nausgestaltet werden. Bestehende Förderinstrumente und die kostenlose Zuteilung sollten sich \r\ndabei ergänzen, ohne Doppelstrukturen oder widersprüchliche Anforderungen zu schaffen. \r\nPositiv ist zudem, dass die zehn Prozent effizientesten benchmarksetzenden Anlagen sowie \r\nAnlagen mit einem bereits über den Innovationsfonds, den Investment Booster oder die In\r\ndustrial Decarbonisation Bank geförderten Dekarbonisierungsprojekt von der Pflicht zur Er\r\nstellung eines eigenen Dekarbonisierungsplans ausgenommen werden sollen. Dadurch können \r\nDoppelstrukturen vermieden werden.  \r\nDie neuen Anforderungen würden grundsätzlich auch Anlagen erfassen, die Wärme oder Kälte \r\nin Fernwärme- und Fernkältesysteme einspeisen. Hierbei ist zu beachten, dass diese in \r\nDeutschland nach dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) bereits zu Dekarbonisierungsplänen ver\r\npflichtet sind. Ebenso bestehen weitreichende Vorschriften im Rahmen der Energieeffizienz\r\nrichtlinie, die zu beachten sind. \r\nAllgemein sollten die von der KOM vorgeschlagenen Dekarbonisierungsanforderungen als Vo\r\nraussetzung für die kostenlose Zuteilung nicht als Investitionsförderung oder als Ersatz für ge\r\neignete Förderinstrumente verstanden werden. Sie drohen vielmehr, die ETS-Kostenbelastung \r\nzu erhöhen und den Carbon-Leakage-Schutz zu schwächen. Soweit an einer Konditionalität \r\nfestgehalten wird, muss diese verhältnismäßig, technologieoffen, wettbewerbsneutral und \r\nbürokratiearm ausgestaltet werden. Insbesondere sind auch dauerhaft erhöhte Betriebs-, \r\nBrennstoff-, Strom- und Instandhaltungskosten zu berücksichtigen. Ihre Anerkennung darf je\r\ndoch nicht dazu führen, dass Unternehmen unabhängig von der wirtschaftlichen Tragfähigkeit \r\nzur Umsetzung bestimmter CO₂-armer Technologien verpflichtet werden. Andernfalls können \r\ninsbesondere Technologien mit hohen laufenden Kosten, etwa Großwärmepumpen oder was\r\nserstoffbasierte Anwendungen, gegenüber rein investiven Lösungen benachteiligt werden. In\r\nvestitions- und Betriebskosten der Transformation sollten vorrangig durch geeignete Förderin\r\nstrumente, insbesondere IPCEI-Förderungen, adressiert werden. \r\nSeite 18 von 27 \r\nHandlungsempfehlungen:  \r\n› Die Zielsetzung der Kommission, Dekarbonisierungsanreize zu stärken, ist nachvollzieh\r\nbar. Die Konditionalität der kostenlosen Zuteilung sollte erst eingeführt werden, wenn \r\nsichergestellt ist, dass der Carbon-Leakage-Schutz dadurch nicht geschwächt wird. Sie \r\ndarf den Carbon-Leakage-Schutz jedoch nicht unterlaufen oder Unternehmen zur Umset\r\nzung wirtschaftlich nicht tragfähiger Dekarbonisierungsmaßnahmen verpflichten. Gleichzei\r\ntig sollte die Ausgestaltung sicherstellen, dass Transformationsanreize - soweit mit dem \r\nCarbonLeakage-Schutz vereinbar - erhalten bleiben. \r\n› Betriebs- und Systemkosten anerkennen: Neben Investitionskosten müssen auch dauer\r\nhaft erhöhte Betriebs-, Brennstoff-, Strom-, Wartungs- und Instandhaltungskosten als anre\r\nchenbare Transformationsaufwendungen berücksichtigt werden können.  \r\n› Flexible und bürokratiearme Erfüllung der Konditionalität ermöglichen: Die Anforderun\r\ngen an die Dekarbonisierungspläne und -maßnahmen sollten im Sinne der europäischen \r\nSimplification-Bestrebungen auf das notwendige Maß beschränkt und flexibel ausgestaltet \r\nwerden. Insbesondere dürfen Unternehmen nicht dazu verpflichtet werden, auf wirtschaft\r\nlich nicht tragfähige Dekarbonisierungstechnologien umzustellen. Auch darf die Gewährung \r\nder zurückbehaltenen 20 % nicht an Verzögerungen scheitern, die außerhalb des Einfluss\r\nbereichs des Anlagenbetreibers liegen, etwa bei Genehmigungen, Netzanschlüssen oder \r\nFörderentscheidungen. Für solche Fälle sollten angemessene Fristverlängerungen oder al\r\nternative, vom Betreiber beeinflussbare Meilensteine vorgesehen werden. Soweit Dekarbo\r\nnisierungsmaßnahmen als Gegenleistung verlangt werden, müssen neben Investitionskos\r\nten auch dauerhaft erhöhte Betriebs-, Energie- und Instandhaltungskosten berücksichtigt \r\nwerden können. Dekarbonisierungsmaßnahmen sollten nicht ausschließlich durch eigene \r\nInvestitionen am Standort der betreffenden ETS-Anlage erfüllt werden müssen. Auch Miet-, \r\nLeasing- und Contractingmodelle sowie geeignete Maßnahmen an anderen Standorten des \r\nUnternehmens oder – bei eindeutig zurechenbarer Gegenleistung – an Standorten anderer \r\nUnternehmen innerhalb der EU sollten anerkannt werden können. \r\n› Gestufte Zuteilung marktverträglich ausgestalten: Die Kopplung eines Teils der kostenlo\r\nsen Zuteilung an die Umsetzung definierter Dekarbonisierungsmaßnahmen ist grundsätz\r\nlich nachvollziehbar. Die vorgesehene Systematik darf jedoch nicht zu abrupten Angebots- \r\noder Nachfragesprüngen am EUA-Markt führen. Zurückgehaltene bzw. nachträglich freige\r\ngebene Zertifikatemengen sollten daher möglichst gleichmäßig und vorhersehbar in den \r\nMarkt gelangen. Der Nachweis der Zielerreichung sollte auf Grundlage bereits bestehender \r\nDekarbonisierungspläne möglich sein.  \r\n› Bestehende Transformationspläne und bereits begonnene Projekte anerkennen: Bereits \r\nbestehende Dekarbonisierungs- und Transformationspläne sollten für die Anforderungen \r\nSeite 19 von 27 \r\ndes „Invest in EU Decarbonisation Plan“ genutzt werden können. Dies gilt insbesondere für \r\ndie bereits nach der Energieeffizienzrichtlinie und dem Wärmeplanungsgesetz bestehenden \r\nPlanungsverpflichtungen im Bereich der Fernwärme. Ebenso müssen bereits genehmigte \r\noder in Umsetzung befindliche Transformationsprojekte als Erfüllung der Konditionalität \r\nanerkannt werden. Doppelstrukturen und nachträgliche zusätzliche Anforderungen sind zu \r\nvermeiden.  \r\n› Effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme von zusätzlicher Konditionalität ausneh\r\nmen: Anlagen, die in ein effizientes Fernwärme- oder Fernkältesystem nach Art. 26 der \r\nEnergieeffizienz-Richtlinie einspeisen, sollten grundsätzlich von der Verpflichtung zu einem \r\nzusätzlichen anlagenbezogenen „Invest in EU Decarbonisation Plan“ ausgenommen wer\r\nden. Für diese Systeme bestehen bereits eigenständige regulatorische Transformationsan\r\nforderungen.  \r\n› Alternativ systemweites Pooling für Fernwärme ermöglichen: Soweit an einer zusätzlichen \r\nKonditionalität festgehalten wird, sollte deren Erfüllung auf Ebene des gesamten Wärme- \r\nbzw. Kältesystems möglich sein. Berücksichtigt werden müssen sämtliche relevanten Inves\r\ntitionen in Erzeugungsanlagen, Netze, Speicher sowie weitere Wärmequellen und Techno\r\nlogien – einschließlich Großwärmepumpen, Solarthermie, Geothermie und industrieller Ab\r\nwärme. Entscheidend sollte die Dekarbonisierung des Gesamtsystems und nicht ausschließ\r\nlich die Emissionsentwicklung einer einzelnen ETS-Anlage sein.  \r\n› Wärmebezahlbarkeit berücksichtigen: Die Ausgestaltung der Konditionalität darf die \r\nTransformation von Fernwärmesystemen nicht unnötig verteuern und damit zusätzliche \r\nBelastungen für Wärmekundinnen und -kunden erzeugen. Insbesondere dürfen systemisch \r\nsinnvolle Dekarbonisierungsmaßnahmen nicht deshalb benachteiligt werden, weil sie au\r\nßerhalb der einzelnen ETS-Anlage umgesetzt werden. \r\n2.6 Artikel 1 (16) - Änderung von Artikel 10b: Carbon-Leakage-Schutz und Fernwärme \r\nKOM-Vorschlag: Mit Artikel 1 (16) verlängert die Kommission zunächst die bestehenden Car\r\nbon-Leakage-Regelungen für nicht vom CBAM erfasste Sektoren bis 2040. Die kostenlose Zu\r\nteilung bleibt damit für besonders Carbon-Leakage-gefährdete Sektoren grundsätzlich erhal\r\nten. \r\nZugleich wird die kostenlose Zuteilung für nicht Carbon-Leakage-gefährdete Fernwärmeliefe\r\nrungen neu geregelt. Der derzeitige Faktor von 30 % soll nach 2030 schrittweise reduziert wer\r\nden und bis 2040 vollständig auslaufen. \r\nBewertung: Der vorgesehene vollständige Phase-out der kostenlosen Zuteilung für Fernwär\r\nmelieferungen bis 2040 ist kritisch zu bewerten, weil hier ein anderes, niedrigeres Ausgangsni\r\nveau im Vergleich zu anderen begünstigten Sektoren vorliegt: im Bereich der Fernwärme \r\nSeite 20 von 27 \r\nbeträgt der derzeitige Zuteilungsfaktor lediglich 30%. Die Dekarbonisierung von Fernwärme\r\nsystemen erfordert erhebliche Investitionen in Erzeugungsanlagen, Netze, Speicher und wei\r\ntere Infrastruktur. Eine vorzeitige bzw. vollständige Streichung der kostenlosen Zuteilung kann \r\ndie Transformationskosten zusätzlich erhöhen und über die Wärmepreise an die angeschlos\r\nsenen Kundinnen und Kunden weitergegeben werden. Dies gilt insbesondere, solange ver\r\ngleichbare CO₂-Kosten außerhalb des ETS nicht bestehen und die notwendigen Dekarbonisie\r\nrungsoptionen nicht in allen Wärmenetzen gleichermaßen verfügbar sind. Grundsätzlich \r\nspricht sich der BDEW generell für ein möglichst frühes Ende der kostenlosen Zuteilungen aus – im Bereich der Fernwärme ist die Ausgangslage jedoch eine fundamental andere.  \r\nDer Pfad zur Reduzierung der kostenlosen Zuteilung sollte kohärent zu den Dekarbonisie\r\nrungsmeilensteinen des Art. 26 EED ausgestaltet werden. Diese sieht einen Anteil erneuerba\r\nrer Energien und/oder Abwärme von 50 % bis 2035 und 75 % bis 2040 bzw. 2045 vor. In An\r\nlehnung an diese Meilensteine könnte der Zuteilungsfaktor beispielsweise zunächst bei 30 % \r\nfür den Zeitraum 2031 bis 2035 verbleiben und anschließend schrittweise zurückgeführt wer\r\nden. Dabei sollte sich die zeitliche Staffelung möglichst an den für den ETS 1 vorgesehenen Re\r\nduktionsperioden orientieren. Entsprechend dem vom BDEW vorgeschlagenen Fallback-LRF\r\nPfad wären beispielsweise die Zeiträume 2031–2035 und 2036–2040 sowie ein anschließen\r\nder Phase-out bis Mitte der 2040er-Jahre denkbar. \r\nIn diesem Zusammenhang begrüßt der BDEW außerdem, dass bei Einbezug der Siedlungsab\r\nfallverbrennung in den ETS 1 (vgl. Artikel 12a und 12b), dieser (Waste-to-energy for district he\r\nating) vom Einbezug in die freie Zuteilung profitieren soll. Dies ist für die Transformation von \r\nAbfallverbrennungsanlagen ein unerlässlicher Bestandteil, damit die Transformation dieser \r\nAnlagen gelingen kann. Umso kritischer ist daher die bereits geplante schrittweise Reduzie\r\nrung bis 2040 zu sehen. Hilfsweise sollte insoweit die Freie Zuteilung von 30% für Siedlungsab\r\nfallverbrennungsanlagen (Waste-to-energy) bis 2050 erhalten bleiben. \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› Der Phase-out der kostenlosen Zuteilung für Fernwärme sollte überprüft und die kosten\r\nlose Zuteilung für effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme über 2040 hinaus bzw. zu\r\nmindest bis zum Erreichen klar definierter Dekarbonisierungsvoraussetzungen fortge\r\nführt werden. Die kostenlose Zuteilung sollte grundsätzlich so früh wie möglich zurückge\r\nführt werden. Sektorspezifische Übergangsregelungen sollten nur insoweit fortgeführt wer\r\nden, wie sie zur Vermeidung von Carbon Leakage oder strukturellen Wettbewerbsverzer\r\nrungen gegenüber nicht vergleichbar mit CO₂-Kosten belasteten Alternativen erforderlich \r\nsind. \r\nSeite 21 von 27 \r\n› Der Phase-out der kostenlosen Zuteilung für Fernwärme sollte an den Dekarbonisierungs\r\nmeilensteinen des Art. 26 EED ausgerichtet und zeitlich möglichst mit den LRF-Perioden \r\nsynchronisiert werden. \r\n2.7 Artikel 1 (17) - neuer Artikel 10cb bis 10ce und Industrial Decarbonisation Bank \r\nKOM-Vorschlag: Mit Artikel 1 (17) schlägt die Kommission eine neue europäische Förderarchi\r\ntektur für die industrielle Dekarbonisierung vor. Der Innovationsfonds soll fortgeführt und \r\nstärker auf Markteinführung und Skalierung emissionsarmer Technologien ausgerichtet wer\r\nden. Daneben soll mit der Industrial Decarbonisation Bank ein neues zentrales Förderinstru\r\nment geschaffen werden. Vorgesehen sind zwei Phasen: Ein Investment Booster für 2028\r\n2030 soll mit Erlösen aus bis zu 400 Mio. EUA ausgestattet werden und insbesondere schnell \r\numsetzbare Projekte über feste CO₂-Prämien fördern. Für 2031–2040 sollen weitere 400 Mio. \r\nEUA für eine zweite Phase bereitgestellt werden, insbesondere für Carbon Contracts for Diffe\r\nrence und CO₂-Prämien. Ein Teil der Mittel soll für einkommensschwächere Mitgliedstaaten \r\nreserviert werden. \r\nBewertung: Der BDEW begrüßt die vorgeschlagene Förderarchitektur. Sie kann gezielt dabei \r\nhelfen, die kosteneffizientesten Dekarbonisierungsoptionen in der Industrie zu fokussieren. \r\nHierbei ist wichtig, dass keine zusätzlichen EUA in den Markt kommen, sondern bestehende \r\nEUA reallokiert werden. \r\nHandlungsempfehlung: Die Decarbonisation Bank sollte sich auf die kosteneffizientesten De\r\nkarbonisierungsoptionen fokussieren – insbesondere die Elektrifizierung von Industriewärme \r\nim niedrigen bis mittleren Temperaturbereich. \r\n2.8 Artikel 1 (23) - neue Artikel 12a und 12b: Einbeziehung der Abfallverbrennung (hier Opt\r\nout-Regel) \r\nKOM-Vorschlag: Die Kommission sieht eine schrittweise Einbeziehung der Siedlungsabfallver\r\nbrennung in den ETS 1 vor. Die Abgabepflicht soll stufenweise ansteigen und ab 2034 vollstän\r\ndig gelten. Mitgliedstaaten sollen unter bestimmten Voraussetzungen jedoch die Möglichkeit \r\nerhalten, die Einbeziehung vorübergehend auszusetzen. Voraussetzung hierfür ist, dass fest\r\ngelegte Kriterien insbesondere zur nationalen CO₂-Bepreisung sowie zur Entwicklung von Re\r\ncycling und Deponierung erfüllt werden. \r\nBewertung: Die Einbeziehung der Abfallverbrennungsanlagen in den ETS 1 ist differenziert zu \r\nbewerten. Betreiber entsprechender Anlagen – häufig als kommunaler Auftragnehmer – kön\r\nnen die Höhe der fossilen CO₂-Emissionen kurzfristig nicht beeinflussen, da diese wesentlich \r\ndurch Zusammensetzung und Aufkommen der angelieferten Restabfälle bestimmt werden. \r\nSeite 22 von 27 \r\nEine CO₂-Bepreisung auf Anlagenebene darf daher nicht mit der Erwartung unmittelbarer \r\nEmissionsminderungen überfrachtet werden und muss abfallpolitische Fehlanreize, insbeson\r\ndere Verlagerungen in weniger klimafreundliche Entsorgungswege, vermeiden. \r\nGleichzeitig besteht bei einer fortbestehenden CO₂-Bepreisung – national oder europäisch – \r\nder Abfallverbrennung ein erhebliches Interesse an einem EU-weit einheitlichen Rahmen. Ge\r\ngenüber dauerhaft unterschiedlichen nationalen Bepreisungssystemen kann eine Einbezie\r\nhung in den ETS 1 Wettbewerbsverzerrungen zwischen Mitgliedstaaten begrenzen und ein Le\r\nvel Playing Field für die Abfallverbrennung schaffen. Die Frage der Einbeziehung in den ETS 1 \r\nsollte daher nicht losgelöst von den bestehenden nationalen CO₂-Bepreisungssystemen be\r\ntrachtet werden. \r\nEine nationale Opt-out-Regel kann dem Ziel, Wettbewerbsverzerrungen zwischen Mitglieds\r\nstaaten zu begrenzen, entgegenlaufen und wird daher besonders kritisch gesehen. \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› EU-weit einheitlichen Rahmen sicherstellen: Soweit die Abfallverbrennung einer CO₂-Be\r\npreisung unterliegt, sollte diese möglichst EU-weit einheitlich ausgestaltet werden. Eine \r\nEinbeziehung in den ETS 1 ist gegenüber dauerhaft unterschiedlichen nationalen Beprei\r\nsungssystemen grundsätzlich vorzugswürdig, da sie Wettbewerbsverzerrungen reduziert \r\nund ein europäisches Level Playing Field stärkt. \r\n› Nationale Opt-outs eng begrenzen: Nationale Opt-outs dürfen nicht zu unterschiedlichen \r\nCO₂-Kosten und daraus resultierenden Verlagerungseffekten innerhalb des europäischen \r\nAbfallmarktes führen. Soweit Opt-outs vorgesehen werden, sollten sie an eine hinsichtlich \r\nder Belastungswirkung vergleichbare CO₂-Bepreisung und abfallpolitische Voraussetzungen \r\ngeknüpft werden. \r\n› Abfallpolitische Fehlanreize vermeiden: Die Ausgestaltung der CO₂-Bepreisung muss die \r\neuropäische Abfallhierarchie berücksichtigen und darf insbesondere keine Verlagerung von \r\nAbfällen in weniger klimafreundliche Entsorgungswege begünstigen. Auch die Rolle der De\r\nponierung sowie stärker verursachergerechte Ansätze zur Verringerung fossiler Kohlenstof\r\nfeinträge in Abfallströme sollten dabei berücksichtigt werden. Dies wird im vorliegenden \r\nEntwurf der KOM noch zu wenig adressiert. \r\n2.9 Artikel 1 (24) - Änderung von Artikel 14: Klärschlamm und BioCCS-Entnahmen \r\nKOM-Vorschlag: Die Kommission erweitert die Monitoring- und Bilanzierungsregeln des Art. \r\n14, insbesondere für Biomasse, gemischte CO₂-Ströme und synthetische Brennstoffe. Für \r\nSeite 23 von 27 \r\nBiomasse bleibt das Zero-Rating grundsätzlich an die Nachhaltigkeits- und Treibhausgasminde\r\nrungskriterien der Erneuerbare-Energien-Richtlinie geknüpft.  \r\nZugleich sollen Anlagenbetreiber künftig eigene, zertifizierte BioCCS-Entnahmen nutzen kön\r\nnen, um ihre eigenen fossilen Emissionen bis maximal auf Null zu kompensieren. Negative \r\nEmissionen bzw. zusätzliche EUA können dadurch nicht erzeugt werden. \r\nBewertung: Der BDEW sieht an beiden Stellen Anpassungsbedarf. Kommunaler Klärschlamm \r\nweist einen sehr hohen biogenen Anteil auf, gleichzeitig verursacht der Nachweis der Nachhal\r\ntigkeits- und THG-Minderungskriterien aufgrund seiner besonderen energetischen Nutzung \r\nunverhältnismäßigen Aufwand. Der BDEW fordert deshalb ausdrücklich ein Zero-Rating für \r\nKlärschlamm aus kommunaler Abwasserbehandlung ohne zusätzlichen THG-Minderungs\r\nnachweis.  \r\nBei BioCCS ist die Beschränkung auf „fossile Emissionen“ zu eng. Die Anrechnung sollte sich \r\nauf alle Emissionen beziehen, für die eine Abgabepflicht im ETS besteht, also beispielsweise \r\nauch auf Prozessemissionen, Emissionen aus nicht zero-gerateter Biomasse oder bestimmte \r\nNicht-CO₂-Emissionen. \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› Der BDEW fordert, kommunalen Klärschlamm ohne zusätzlichen Nachhaltigkeits- und THG\r\nMinderungsnachweis mit Emissionsfaktor null anzusetzen. Für eigene BioCCS-Entnahmen \r\nsollte die Anrechnung nicht auf fossile Emissionen beschränkt werden, sondern für sämtli\r\nche abgabepflichtigen Emissionen möglich sein. \r\n2.10 Artikel 1 (35) i.V.m. Anhang I – Anwendungsbereich der Abfallverbrennung \r\nKOM-Vorschlag: Die Kommission schafft ab 1. Januar 2031 eine eigenständige ETS-Tätigkeit \r\nfür Abfallverbrennung und Abfallmitverbrennung. Erfasst werden Anlagen zur Verbrennung \r\nnicht gefährlicher Abfälle mit einer Kapazität von mehr als 3 Tonnen pro Stunde; chemisches \r\nRecycling ist ausgenommen. Die Kommission orientiert die Schwelle bewusst an der Industrie\r\nemissionsrichtlinie und nicht an der sonst im ETS üblichen 20-MW-Schwelle.  \r\nZugleich soll die bisherige Ausnahme von Einheiten zur Verbrennung von Siedlungsabfällen \r\naus der Aggregationsregel des Anhangs I entfallen. \r\nBewertung: Der BDEW sieht die 3-t/h-Schwelle kritisch. Dadurch würden auch vergleichsweise \r\nkleine Anlagen unter 20 MW erfasst. Dies betrifft insbesondere kleinere industrielle Abfallver\r\nbrennungsanlagen und teilweise Klärschlammverbrennungsanlagen mit vergleichsweise gerin\r\ngen CO₂-Emissionen. Zudem bestehen Abgrenzungsfragen bei Anlagen, die sowohl gefährliche \r\nals auch nicht gefährliche Abfälle einsetzen. \r\nSeite 24 von 27 \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› Zudem sind klare Regeln für gemischte gefährliche/nicht gefährliche Abfälle erforderlich \r\nund die 95-%-Regel sollte auch für neu einbezogene Abfallverbrennungsanlagen gelten.  \r\n› Die geänderte Aggregationsregel sollte erst zum 1. Januar 2031 gelten, also gleichzeitig mit \r\nder eigentlichen ETS-Aufnahme der Abfallverbrennung – nicht bereits ab 2029. \r\n3 Marktstabilitätsreserve und Total Number of Allowances in Circulation (TNAC) \r\nIm Folgenden wird die Änderung des Beschlusses (EU) 2015/1814 über die Einrichtung und \r\nAnwendung einer Marktstabilitätsreserve (MSR) für das System für den Handel mit Treibhaus\r\ngasemissionszertifikaten in der Union und zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG themati\r\nsiert. \r\n3.1 Artikel 2 MSR und TNAC \r\nKOM-Vorschlag: Mit Artikel 2 schlägt die Kommission eine Anpassung der Marktstabilitätsre\r\nserve (MSR) an die künftig sinkende Zertifikatemenge und die erwartete zunehmende Knapp\r\nheit im ETS 1 vor. Zum einen soll die Berechnung der Gesamtzahl der im Umlauf befindlichen \r\nZertifikate (TNAC) angepasst werden, indem die ausgegebenen Zertifikate und verifizierten \r\nEmissionen des internationalen Luftverkehrs für den Zeitraum 2012 bis 2023 berücksichtigt \r\nwerden. Dadurch würde sich die berechnete Umlaufmenge einmalig um rund 173 Mio. Zertifi\r\nkate verringern. \r\nZum anderen sollen die Parameter der MSR schrittweise dynamisiert werden. Ab 2028 soll die \r\nAuffüllrate der MSR von 24 % auf 12 % reduziert werden. Ab 2029 sollen zudem die oberen \r\nTNAC-Schwellenwerte von derzeit 833 bis 947 Mio. Zertifikaten jährlich um 4 % abgesenkt \r\nwerden. Für die Freigabe von Zertifikaten aus der MSR ist unterhalb von 400 Mio. Zertifikaten \r\neine neue Pufferzone zwischen 300 und 400 Mio. Zertifikaten vorgesehen, sodass Zertifikate \r\nkünftig schrittweise und nicht abrupt in den Markt zurückgeführt werden. Ergänzend soll die \r\nautomatische Löschung von MSR-Beständen oberhalb von 400 Mio. Zertifikaten entfallen; \r\ndiese Mengen sollen künftig als Reserve erhalten bleiben. \r\nBewertung: Der BDEW bewertet die vorgeschlagene Weiterentwicklung der MSR grundsätz\r\nlich positiv. Mit dem perspektivisch weiter sinkenden Cap verändert sich auch die Funktion der \r\nMSR. Während sie bislang insbesondere dazu diente, strukturelle Überschüsse aus dem Markt \r\naufzunehmen, wird künftig stärker die Frage in den Vordergrund treten, wie in einem zuneh\r\nmend knappen Markt eine ausreichende Liquidität gewährleistet und gleichzeitig ein verlässli\r\nches Knappheits- und Preissignal erhalten werden kann. Die vorgeschlagenen Anpassungen \r\nkönnen aus der derzeitigen Sicht diesem Rollenwandel grundsätzlich Rechnung tragen. \r\nSeite 25 von 27 \r\nWichtig ist, dass die KOM diese Bemühungen untermauert und die Szenarien hierfür validiert – die MSR muss zu einem regelbasierten Liquiditätspuffer weiterentwickelt werden, um zu\r\nkünftigen Knappheitsphasen glaubhaft begegnen zu können. \r\nInsbesondere ist die Reduzierung der Auffüllrate von 24 auf 12 % zu begrüßen. Bei einem kon\r\ntinuierlich sinkenden Cap würde eine dauerhaft hohe Entnahmerate das Risiko bergen, einem \r\nohnehin knapper werdenden Markt zusätzlich erhebliche Mengen zu entziehen und damit die \r\nMarktsituation frühzeitig zu verschärfen. Eine geringere Entnahmerate reduziert dieses Risiko, \r\nohne die grundsätzliche Fähigkeit der MSR aufzugeben, auf weiterhin bestehende Über\r\nschüsse zu reagieren.  \r\nGleichzeitig ist die Einführung einer gleitenden Freigabe innerhalb der Pufferzone von 300 bis \r\n400 Mio. EUA positiv zu bewerten. Anstelle einer abrupten Freigabe größerer Zertifikatemen\r\ngen kann die MSR künftig gradueller auf eine sinkende TNAC reagieren. Dadurch werden \r\nsprunghafte Angebotseffekte vermieden und die Vorhersehbarkeit für die Marktteilnehmer \r\nerhöht. Die jährliche Absenkung der relevanten Schwellenwerte um 4 % soll zudem sicherstel\r\nlen, dass die Dimensionierung der MSR mit dem sinkenden Cap Schritt hält. Dadurch soll ver\r\nhindert werden, dass langfristig ein im Verhältnis zur Gesamtmenge überdimensionierter Puf\r\nfer entsteht; gleichzeitig soll das zunehmende Knappheitssignal des ETS erhalten bleiben. Der\r\nzeit kann jedoch nicht mit Sicherheit prognostiziert werden, ob es überhaupt zu einer Freigabe \r\naus der MSR kommen wird. Durch die deutliche Reduktion der Freigabeschwellen, die zudem \r\ndynamisiert werden, ist es unwahrscheinlich, dass Zertifikate, die einmal in die MSR überführt \r\nwurden, jemals zurück in den Markt gelangen. Aus Sicht des BDEW muss sichergestellt wer\r\nden, dass die MSR in Zukunft nicht mehr primär der Verknappung dient, sondern regelbasiert \r\nLiquidität sichern kann.  \r\nAuch die Korrektur der TNAC um die historischen Netto-Emissionen des Luftverkehrs ist sach\r\ngerecht, denn ohne diese Anpassung würden Zertifikate weiterhin bei der Berechnung der \r\nTNAC statistisch als marktverfügbar berücksichtigt. Dabei wurden sie faktisch bereits durch die \r\nLuftverkehrsnachfrage absorbiert. Diese TNAC-Korrektur könnte zu einer Fehlsteuerung der \r\nMSR führen. Die einmalige Reduktion der TNAC um rund 173 Mio. EUA schafft daher eine rea\r\nlistischere Grundlage für die künftige Steuerung der Reserve.  \r\nDas Ende der automatischen Löschung von MSR-Beständen oberhalb von 400 Mio. EUA ist \r\nebenfalls grundsätzlich nachvollziehbar. Die betreffenden Zertifikate bleiben damit als Reserve \r\nerhalten und können in künftig auftretenden Knappheitsphasen zur Stabilisierung des Marktes \r\nbeitragen. Gerade mit Blick auf die langfristig deutlich sinkende Zertifikatemenge kann ein sol\r\ncher Reservebestand helfen, extremen Liquiditätsengpässen und entsprechender Preisvolatili\r\ntät entgegenzuwirken. Voraussetzung hierfür ist aber, dass das Zusammenspiel aus \r\nSeite 26 von 27 \r\nÜberführung in die MSR und Rückführung der Reservezertifikate in den Markt auch tatsächlich \r\nzuverlässig und bedarfsgerecht funktioniert. \r\nFür sich genommen bilden die vorgeschlagenen Änderungen ein schlüssiges Gesamtpaket. Die \r\nBewertung der MSR darf allerdings nicht isoliert von den übrigen Reformelementen erfolgen. \r\nGrundsätzlich ist wichtig, dass die MSR ihre Funktion als Liquiditäts- und Stabilitätsinstrument \r\nerfüllt und nicht zur Verknappung der TNAC eingesetzt wird. \r\nHandlungsempfehlung:  \r\n› Die MSR-Reform sollte wie von der EU-Kommission vorgeschlagen durchgeführt werden. \r\nWenn sich herausstellt, dass die MSR dem Markt lediglich Zertifikate entzieht, die Freiga\r\nbeschwellen – wie bisher - jedoch nie ausgelöst werden, muss die MSR kurzfristig ange\r\npasst werden können. Jedoch sollte die MSR hierbei ein volumenbasierter Mechanismus \r\nbleiben und sollte keinesfalls durch Preistrigger ergänzt werden. \r\nSeite 27 von 27 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-09-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028355","regulatoryProjectTitle":"Änderung des § 46a EnWG zur Datenherausgabe in Konzessionsverfahren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/8e/844048/Stellungnahme-Gutachten-SG2609210004.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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