{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.25/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.25.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-08-25T00:01:16.672+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R001058","registerEntryDetails":{"registerEntryId":52009,"legislation":"GL2024","version":20,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R001058/52009","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/af/ff/492685/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R001058-2025-03-19_14-59-09.pdf","validFromDate":"2025-03-19T14:59:09.000+01:00","validUntilDate":"2025-04-02T13:31:20.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2024-06-20T16:28:25.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2025-01-20T09:56:40.000+01:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-23T15:03:03.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-03-19T14:59:09.000+01:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":52009,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001058/52009","version":20,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-19T14:59:09.000+01:00","validUntilDate":"2025-04-02T13:31:20.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":49304,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001058/49304","version":19,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-01-20T09:56:40.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-19T14:59:09.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"EWE AG","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_AG","de":"Aktiengesellschaft (AG)","en":"Stock company (AG)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+4944148050","emails":[{"email":"info@ewe.de"},{"email":"politik@ewe.de"}],"websites":[{"website":"www.ewe.com"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"Tirpitzstraße","streetNumber":"39","zipCode":"26122","city":"Oldenburg","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":true,"capitalCityRepresentation":{"address":{"type":"NATIONAL","street":"Pariser Platz","streetNumber":"6a","zipCode":"10117","city":"Berlin"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+4930221726124","email":"politik@ewe.de"}},"legalRepresentatives":[{"lastName":"Dohler","firstName":"Stefan ","function":"Vorstandsvorsitzender","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"lastName":"Weidemann","firstName":"Vera","function":"Vorständin Personal und Recht","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Friege","firstName":"Christian","function":"Vorstand Markt","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Reiners","firstName":"Frank","function":"Vorstand Finanzen","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Dohler","firstName":"Stefan ","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Müller","firstName":"Justin","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Holstein","firstName":"Aiko","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Ruch","firstName":"Oliver","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"von Essen","firstName":"Alexander","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Friege","firstName":"Christian","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Buchheister","firstName":"Fabiane","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Melchert","firstName":"Tjark","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"membershipsCount":20,"memberships":[{"membership":"Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V."},{"membership":"Verband kommunaler Unternehmen e.V."},{"membership":"Weltenergierat Deutschland e.V."},{"membership":"Wirtschaftsrat der CDU e.V."},{"membership":"Grüner Wirtschaftsdialog e.V."},{"membership":"Hydrogen Europe"},{"membership":"The European Forum for Renewable Energy Sources"},{"membership":"Bundesverband Digitale Wirtschaft e.V."},{"membership":"Berufsverband der Compliance Manager e.V."},{"membership":"Bundesverband Credit Management e.V."},{"membership":"Bundesverband Materialwirtschaft, Einkauf und Logistik e.V. 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Im Rahmen der Interessenvertretung bringt sie Vorschläge für eine erfolgreiche Energiewende und Digitalisierung in die politische Debatte ein. Grundlage bildet eine ausgeprägte Expertise vor allem im Ausbau Erneuerbarer Energien, Bau und Betrieb von Energie- und Telekommunikationsinfrastrukturen sowie bei Produkten und Services für eine klimaschonende und digitale Zukunft etc. Die EWE AG vermittelt ihre Lösungsansätze im Rahmen des Dialogs mit Vertreterinnen und Vertretern aus Bundestag und Bundesregierung sowie weiteren Stakeholdern wie z.B. Medien, Wirtschaft und Wissenschaft. Hierzu nutzt sie diverse Formate wie Veranstaltungen, Fachpositionen und Stellungnahmen etc. "},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","employeeFTE":3.03},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","financialExpensesEuro":{"from":550001,"to":560000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_ECONOMIC_ACTIVITY","de":"Wirtschaftliche Tätigkeit","en":"Economic activity"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":false,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31"},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","totalMembershipFees":{"from":0,"to":0},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportLastFiscalYearExists":true,"lastFiscalYearStart":"2023-01-01","lastFiscalYearEnd":"2023-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/78/92/492683/EWE-Finanzbericht-2023.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":10,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0003649","title":"Novellierung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf einer Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme und zur Aufhebung der Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte (20. 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Genehmigungsverfahren für Erneuerbare Energien; Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 (RED III)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"20/12785","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012785.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Für die Umsetzung der Vorgaben der Richtlinie (EU) 2023/2413 (RED III) zur Ausweisung so genannter Beschleunigungsgebiete sowie vereinfachter Genehmigungsverfahren","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011086","title":"Beschleunigung von Netzanschlüssen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung","customDate":"2024-08-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Es sollen gezielte Maßnahmen ergriffen werden, um den Ausbau und die Optimierung der Netzanschlüsse zu fördern und somit die Grundlage für eine nachhaltige und zukunftsorientierte Energieversorgung zu schaffen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011805","title":"Finanzielle Beteiligung von Kommunen - § 6 EEG schärfen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Es wird angeregt, dass der Gesetzgeber die Unklarheiten bei der Anwendung von Paragraf 6 EEG 2023 legislativ bereinigt, damit diese nicht mehr dem Abschluss von Verträgen zur Umsetzung dieser Regelung entgegenstehen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012218","title":"Anpassung der Strombezugskriterien für grünen Wasserstoff (Richtlinie (EU) 2024/1788, Artikel 9)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ausgestaltung der Zertifizierung erneuerbarer Gase und kohlenstoffarmer Brennstoffe, insbesondere Wasserstoff, um die Marktgängigkeit sowie -akzeptanz zu fördern.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012902","title":"Verbesserung der Rahmenbedingungen für ein zukünftiges Wasserstoff-Regionalnetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung sowie Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der Marktstammdatenregisterverordnung (20. 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Hierfür müssen die regulatorischen und gesetzlichen Rahmenbedingungen für (Wasserstoff-)Verteilnetzbetreiber entsprechend angepasst werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013510","title":"Schaffung eines verlässlichen Rahmens für den Neubau von Wasserstoffspeichern und die sukzessive Umwidmung bestehender Erdgasspeicher","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Für die Einführung eines Fördermechanismus (Differenzkontrakte), um einen sicheren und planbaren Investitionsrahmen zu schaffen, der den Bau neuer und die Umstellung bestehender Speicher anreizt.\r\n- Für einen integrierten Planungsprozess, der sicherstellt, dass ausreichend H2-Speicherkapazitäten unter Berücksichtigung der Versorgungssicherheit und im Einklang mit dem Wasserstoffmarkthochlauf entwickelt werden.\r\n- Für die Einführung eines Amortisationskontos, um die regulatorischen Referenzerlöse und damit vor allem die Kosten für die Speicherentwicklung möglichst verursachungsgerecht verteilen zu können.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":4,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0003650","regulatoryProjectTitle":"Stärkung der Rolle von Systemdienlichkeit im Energiesystem mit dem Ziel der Privilegierung entsprechender Vorhaben","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5a/c2/358375/Stellungnahme-Gutachten-SG2409270023.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Politische Standpunkte der EWE AG\r\nSystemdienliche Elektrolyse für ein Gesamtenergiesystem mit niedrigeren Kosten für Gesamtdeutschland\r\nAuf einen Blick\r\nBis 2030 sollen 10 GW und bis 2045 bis zu 80 GW an Elektrolyse als flexible Last neu in das Stromsystem hinzu gebaut werden.1 Diese hat großes Potential, die Erneuerbaren Energien zu integrieren und dabei die Gesamtkosten für alle zu senken. Damit dieses gelingen kann, muss die systemdienliche Elektrolyse in den Vordergrund rücken und durch einen politisch-regulatorischen Rahmen gestärkt werden, damit sie ihr Potential entfalten kann. Für systemdienliche Elektro-lyse sollte daher gelten:\r\n• Dauerhafte Privilegierung bei den Netznutzungsentgelten entsprechend § 118 Abs. 6 EnWG\r\n• Signifikante Reduktion des Baukostenzuschusses für den Stromnetzanschluss\r\n• Ausschreibungen nach § 96 Nr. 9 WindSeeG nutzen und erweitern\r\nIntegration der Erneuerbaren Energien – eine Herausforderung für das Stromsystem\r\nDer Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) erfolgt innerhalb Deutschlands regional unterschiedlich. So wird im Norden sehr viel Strom aus Windkraft erzeugt, während industrielle Lastzentren südlicher liegen. Da die vorhandene Netzinfra-struktur für den Nord-Süd-Transport nicht ausreichend dimensioniert ist, kommt es zu Engpässen in den Übertragungs-netzen. Diese erfordern Netzeingriffe und sog. Redispatchmaßnahmen, d.h. bei hoher EE-Erzeugung im Norden kann dieser nicht nach Süden transportiert werden und muss daher zur Vermeidung einer Überlastung der Übertragungs-netze auf Veranlassung der Übertragungsnetzbetreiber abgeregelt werden – die Windräder stehen still, obgleich sie grünen Strom erzeugen könnten. Zusätzlich zur Nichtnutzung des vorhandenen EE-Potentials entsteht die Notwendig-keit, hinter dem Netzengpass teure, vorwiegend fossile Reservekraftwerke hochzufahren.\r\nDie besonders von der Abregelung betroffenen Regionen befinden sich dabei vor allem im Norden. Hier wurden 2023 11,2 TWh Strom aus Erneuerbaren Energien engpassbedingt abgeregelt und blieben ungenutzt, das entspricht einem Verbrauch von weit über 3 Mio. Haushalten. Zeitgleich sind hierfür dennoch Kosten angefallen2 Die Kosten für sämtliche Netzengpassmanagementmaßnahmen beliefen sich in 2023 auf 3,1 Mrd. € und werden letztlich von allen Verbrauchern getragen.3 Da der Ausbau der Erneuerbaren Energien schneller verläuft als der Netzbau, muss damit gerechnet werden, dass diese Kosten weiter ansteigen werden. Hierdurch entsteht eine zunehmend größere finanzielle Last für alle Kun-dengruppen und gefährdet die wichtige Akzeptanz für die Energiewende.\r\n1 Vgl. 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW: Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045.\r\n2 Vgl. 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW: § 13k ENWG „NUTZEN STATT ABREGELN“.\r\n3 Vgl. Bundesnetzagentur: SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023.\r\nSystemdienliche Elektrolyse als Schlüssel für eine effiziente EE-Integration\r\nEs muss das Ziel sein, die Erneuerbaren Energien effizienter zu integrieren, um ihren Strom sinnvoll zu nutzen, statt ihn abregeln zu müssen, und dabei die Kosten für das Gesamtsystem, für alle Verbraucher so gering wie möglich zu halten, um Bezahlbarkeit und damit Akzeptanz zu ermöglichen. Nach Ansicht von EWE gelingt dieses am besten durch den Einsatz von systemdienlicher Elektrolyse.\r\nSystemdienlich ist nicht eindeutig definiert. Zentral ist jedoch die stromnetzentlastende, engpassauflösende Wirkung.4 Elektrolyseure können kurzfristig, etwa bei einem Überangebot an Erneuerbaren Energien, hochfahren und den für die Dekarbonisierung so wichtigen Energieträger grünen Wasserstoff produzieren. Da der Wasserstoffbedarf zukünftig zu mindestens 30% durch heimische Produktion gedeckt werden soll, können Elektrolyseure nicht nur einen Beitrag zur Reduktion von Netzengpässen und damit einhergehenden Kosten leisten, sie können auch die Resilienz des Energiesys-tems als Ganzes und die Versorgungssicherheit erhöhen.5\r\nAm Beispiel eines von EWE geplanten Elektrolyseursprojektes in Emden wird das Potential deutlich:6\r\nAn einem Umspannwerk für Offshore-Wind in Emden mussten 2023 engpassbedingt 538 GWh EE-Strom, entsprechend einem Jahresverbrauch von über 150.000 Haushalten, abgeregelt werden. Wäre der geplante 320 MW-Elektrolyseur von EWE bereits in Betrieb, hätte dieser 88% der abgeregelten Menge aufnehmen und volkswirtschaftlich sinnvoll für die Wasserstoffproduktion einsetzen können. Daneben wären die Kosten für die Beseitigung der Netzengpässe für die Allgemeinheit um 42,6 Mio. € gesunken.\r\nDer nationale Wasserstoffrat mahnte jüngst an, dass eine große Lücke zwischen Ambitionen und Realisierung bestehe: Dem Ziel von 10 GW heimischer Wasserstofferzeugungsleistung stehen aktuell Projekte mit Investitionsentscheidung von nur 0,3 GW gegenüber.7 Umso wichtiger ist es, jetzt die richtigen Rahmenbedingungen zu setzen, damit das Poten-tial systemdienlicher Elektrolyse auch gehoben werden kann.\r\n4 Vgl. Wasserstoff-Leitprojekt TransHyDE: Möglichkeiten zur rechtlichen Steuerung systemdienlicher Elektrolyse-Standorte.\r\n5 Vgl. Bundesregierung: Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS 2023).\r\n6 EWE-Berechnungen auf Basis der Daten von www.netztransparenz.de und Bundesnetzagentur: SMARD.\r\n7 Vgl. Nationaler Wasserstoffrat: Wasserstoffhochlauf in Gefahr, Sofortmaßnahmen dringend erforderlich.\r\n1. Anreize für systemdienliche Standorte setzen\r\nDie systemdienliche Wirkung der Elektrolyse und die damit einhergehenden dargestellten positiven Effekte für das Ge-samtsystem hängen maßgeblich von ihrem Standort ab. Nur wenn Elektrolyse, aus Sicht der EE-Produktion, vor dem Engpass stattfindet, kann sie das Stromsystem entlasten. Hinter dem Engpass, entfernt von der EE-Erzeugung, können Elektrolyseure als Stromgroßverbraucher Engpässe sogar noch verschärfen.8\r\nZahlreiche Studien zeigen, dass Elektrolyse, gerade Großelektrolyse, idealerweise im Norden, also nah an der EE-Pro-duktion aus Wind, angesiedelt werden sollte.9 Gerade gezielte Ansiedlung systemdienlicher Elektrolyseure im Norden führt zu einer bundesweiten Entlastung und damit für alle Verbraucher im Bundesgebiet. Allein das zuvor skizzierte Projekt der EWE hätte die Kosten für das Netzengpassmanagement in 2023 um 1,4% gesenkt. Der produzierte Wasser-stoff stärkt dabei den nationalen Wasserstoffhochlauf und damit die Dekarbonisierung unter Nutzung des Wasserstoff-kernnetzes.\r\nDamit Elektrolyseure bevorzugt an systemdienlichen Standorten errichtet werden, bedarf es konkreter Anreize gegen-über Projekten an nicht-systemdienlichen Standorten. Konkrete Ansatzpunkte hierfür sind z.B.:\r\n• Dauerhafte Privilegierung bei den Netznutzungsentgelten entsprechend § 118 Abs. 6 EnWG:\r\nFür den Strombezug großer Elektrolyseure stellen die unterschiedlichen Kostenbestandteile des Strompreises einen er-heblichen Wirtschaftlichkeitsfaktor, insbesondere in der Markthochlaufphase, dar. Hier sind für Elektrolyseure, als Stromgroßverbraucher, insbesondere die Stromnetzentgelte zu nennen.\r\nNach aktueller Regelung des § 118 Abs. 6 EnWG sind Elektrolyseure mit einer Inbetriebnahme bis 2029 von den Strom-netzentgelten befreit. Wegen der Vorlaufzeiten für Planung und Bau muss bereits jetzt eine Regelung für die Zeit nach 2029 gefunden werden. Hier sollte die Netzentgeltbefreiung dauerhaft verlängert werden. Dieses allerdings ausschließ-lich dann, soweit es sich bei den Elektrolyseursprojekten um solche an systemdienlichen Standorten handelt, um die Investition unter dem Gesichtspunkt der Gesamtkosteneffizienz anzureizen.\r\nDurch den Kompetenzzuwachs der Bundesnetzagentur sollte diese Nachfolgeregelung durch die Regulierungsbehörde im Rahmen einer Festlegung getroffen werden.\r\n• Signifikante Reduktion des Baukostenzuschusses für den Stromnetzanschluss:\r\nLaut Positionspapier der Bundesnetzagentur dürfen Netzbetreiber einen Baukostenzuschuss für die Errichtung eines Stromnetzanschlusses erheben, wobei nicht alle Netzbetreiber diesen in Anspruch nehmen.10 Anders als klassische Ver-braucher stellen Elektrolyseure, zumindest an systemdienlichen Standorten, gerade keine zusätzliche Last für das Netz dar, sondern wirken entlastend.\r\nUm allgemein die Investition in volkswirtschaftlich sinnvolle Elektrolyse anzureizen, und gleichzeitig nicht diejenigen Projekte zu bestrafen, die sich an systemdienlichen Standorten ansiedeln, sollten aus Gründen der Rechts- und Investi-tionssicherheit bundeseinheitliche Regelungen getroffen werden, die eine signifikante Reduktion des Baukostenzu-schusses für systemdienliche Elektrolyseursprojekte vorschreiben. Soweit Elektrolyseure sich an nicht-systemdienlichen Standorten ansiedeln, wirken sie eher netzbelastend, als denn entlastend, und sollten daher den vollen Baukostenzu-schuss entrichten.\r\n8 Vgl. Wasserstoff-Leitprojekt TransHyDE: Möglichkeiten zur rechtlichen Steuerung systemdienlicher Elektrolyse-Standorte.\r\n9 Vgl. exemplarisch EWI: Standortbewertung für systemdienliche Elektrolyseure; Gasunie, Thyssengas, TenneT: QUO VADIS, ELEKT-ROLYSE?; , BWMK Langfristszenarien.\r\n10 Vgl. Bundesnetzagentur: Positionspapier zur Erhebung von Baukostenzuschüssen (BKZ) für Netzanschlüsse im Bereich von Netze-benne oberhalb der Niederspannung.\r\n2. Ambitionen Taten folgen lassen\r\nDurch § 96 Nr. 9 WindSeeG wird das BMWK ermächtigt, per Rechtsverordnung und ohne Zustimmung des Bundesrates, im Zeitraum 2023 bis 2028 jährlich systemdienliche Elektrolyse im Umfang von 500 MW auszuschreiben. Dieses sehr effektive Instrument kam bisher leider nicht zur Anwendung. Es ist dringend erforderlich, dass das BMWK diesen Hebel aktiviert und damit der heimischen Elektrolyse den Weg ebnet.\r\nDas BMWK wird ferner ermächtigt, die Kriterien für die Systemdienlichkeit näher zu spezifizieren. Hierbei sollte insbe-sondere die stromnetzentlastende Ansiedlung Berücksichtigung finden.\r\nSelbst wenn noch in 2024 eine erste Ausschreibung erfolgt, dann würden bis zum Jahr 2028 lediglich 2,5 GW Elektroly-seleistung ausgeschrieben werden. Damit wäre noch nicht einmal ein Drittel der bis 2030 geplanten installierten Leis-tung von 10 GW aus der Nationalen Wasserstoffstrategie erreicht.11 Es sollte daher erwogen werden, den Ausschrei-bungszeitraum zu verlängern und die Ausschreibungsmenge zu erhöhen. Sollte die Bundesregierung weiterhin davon absehen diese Ausschreibungen zu realisieren und stattdessen Elektrolyseprojekte wie zuletzt über das europäische Instrument der Hydrogen Bank fördern, sollte unbedingt ein Standortkriterium für die Vergabe eingeführt werden.\r\nZusätzlich zu den aufgeführten Maßnahmen sollte die Einführung eines Systemdienlichkeitsbonus geprüft werden, über den die durch die systemdienliche Ansiedlung eingesparten Redispatchkosten anteilig an die Betreiber (z.B. der Elekt-rolyseure) gegeben werden. Die Bestimmung der durch die jeweiligen Elektrolyseure eingesparten Redispatchkosten kann ohne großen Aufwand durch die Übertragungsnetzbetreiber ermittelt werden. Der größere Anteil der eingespar-ten Redispatchkosten kommt dem Gesamtsystem und damit den Verbrauchern zugute. Im Ansatz ist dies bereits im §13k des EnWG angelegt, dient aber eher einer Kurzfristoptimierung statt Investitionsanreize für systemdienliche Ver-braucher zu setzen.\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein Versorgungskonzern im Bereich Strom, Erdgas, Telekommunikation und Informations-technologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Regis-ternummer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bundestag und von der Bundesregierung be-schlossenen Verhaltenskodex.\r\nKontakt\r\nEWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nwww.ewe.com\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nDr. Jann Keller I jann.keller@ewe.de\r\nAiko Holstein I aiko.holstein@ewe.de\r\n11 Vgl. Bundesregierung: Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS 2023)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-09-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003653","regulatoryProjectTitle":"Anpassung der Offshore-Wind-Ausschreibungen im WindSeeG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bc/53/301894/Stellungnahme-Gutachten-SG2406190037.pdf","pdfPageCount":25,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Forderungen zur Anpassung des WindSeeG\r\nFachaustausch zur Optimierung der Offshore-Ausschreibungen am 18. April 2024\r\nKommunale Unternehmen sind bereits heute an bestehenden Offshore-Windparks beteiligt\r\n2\r\nDanTysk\r\nLeistung: 288 MW\r\n•Gesellschafter & Direktvermarkter: Vattenfall (51%), Stadtwerke München (49%)\r\n•Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n•Kosten: 1 Mrd. EUR\r\n•Inbetriebnahme: 2014\r\nGlobal Tech I Leistung: 400 MW\r\n•Gesellschafter: Stadtwerke München (24,9%), Entega (24,9%), Axpo (24,1%), GE Renewables(26,05%), andere (0,05%)\r\n•Lieferant: SGRE (vormals: Adwen/Multibrid)\r\n•Kosten: ca. 1,2 Mrd. EUR\r\n•Inbetriebnahme: 2015\r\nGwynty MôrLeistung: 576 MW\r\n•Gesellschafter: RWE Renewables(50%), SWM (30%) und GIG (20%)\r\n•Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n•Kosten: ca. 2,1 Mrd. EUR\r\n•Inbetriebnahme: 2015\r\nSandbankLeistung: 288 MW\r\n•Gesellschafter & Direktvermarkter: Vattenfall (51%), Stadtwerke München (49%)\r\n•Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n•Kosten: 1,2 Mrd. EUR\r\n•Inbetriebnahme: 2017\r\nBorkum I\r\nLeistung: 200 MW\r\n•Eigentümer: Trianel\r\n•Lieferant: Adwen\r\n•Kosten: 750 Mio. EUR\r\n•Eröffnung: 2015\r\nBorkum II\r\nLeistung: 200 MW\r\n•Eigentümer: Trianel(37,99%), EWE (37,5%) & Stadt Zürich (24,51%)\r\n•Lieferant: Senvion\r\n•Kosten: 800 Mio. EUR\r\n•Eröffnung: 2020\r\nRiffgat\r\nLeistung: 113 MW\r\n•Eigentümer: EWE (100%)\r\n•Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n•Kosten: 480 Mio. EUR\r\n•Eröffnung: 2014\r\nArcadis Ost 1\r\nLeistung: 257 MW\r\n•Eigentümer: Ovag, SW Bad Vilbel und WV Energie (10%), Parkwind(90%)\r\n•Lieferant: Vestas\r\n•Kosten: 590 Mio. EUR\r\n•Eröffnung: Ende 2023\r\nBaltic 1\r\nLeistung: 48 MW\r\n•Eigentümer: EnBw(50,3%), diverse Stadtwerke (49,7%)\r\n•EnBW ist zudem Projektentwickler und Betriebsführer und sind Eigentümer\r\n•Lieferant: Siemens-Gamesa\r\n•Kosten: 200 Mio. EUR\r\n•Eröffnung: 2011\r\nDiverse Stadtwerke\r\nAusbauziele für die Offshore-Windenergie im WindSeeG\r\n3\r\n Bisher: 8,5 GW installierte Offshore-\r\nKapazität in Deutschland\r\n Ziel 2030: 30 GW\r\n Ziel 2045: 70 GW (2/3 noch nicht\r\nausgeschrieben)\r\nJüngste Ausschreibungen Offshore Wind 2023\r\n4\r\n Seit 2023: geändertes\r\nAusschreibungsdesign\r\n Bei zentralem Modell: Nur\r\nZahlungsbereitschaft entscheidet\r\n Ausschreibungsrunde Juni 2023: 7 GW in\r\nvier Flächen an nur zwei Großkonzerne\r\n(Gebotshöhe: 12,6 Milliarden Euro)\r\nAktuelle Ausschreibungsbedingungen\r\n5\r\nGefahr Oligopolisierung\r\n Eingeschränkte Akteursvielfalt und\r\nResilienz\r\nGefahr ausbleibender\r\nProjektrealisierungen und somit Gefahr\r\nVersorgungssicherheit\r\n Forderung: Anpassung der\r\nAusschreibungsbedingungen\r\nUNSER ZIEL:Wettbewerbsfähige Stadtwerke\r\nWir bündeln gleichgerichtete Interessen von unabhängigen Stadtwerken.\r\nÜber die Bündelung von Aufgaben erreichen wir eine kritische Größe, mit denen Stadtwerke Aktivitäten realisieren können, für die sie alleine nicht die nötige Kraft aufbringen könnten.\r\nDurch die Bündelung ermöglichen wir den Einstieg und die bessere Positionierung von Stadtwerken in der Wertschöpfungskette.\r\nWir stärken die Wettbewerbsfähigkeit der Stadtwerke und tragen zur Unabhängigkeit bei.\r\nUnterstützung leisten wir für:\r\n\r\nHandel/Beschaffung\r\n\r\nProjektentwicklung\r\n\r\nErzeugung\r\nMit „Trendscouting“ analysieren wir für unsere Gesellschafter energiewirtschaftliche und -politische Trends und ermöglichen ihnen ein umfassendes Innovationsmanagement.\r\n6\r\nEnergiewende\r\nSWM: Für die Energiewende sind wir europaweit mit Investitionen aktiv.\r\nEE-Kapazitäten(SWM-Anteilin Europa)\r\nOnshore Wind:\r\n1.323 MW\r\nOffshore Wind:555MW\r\nWasserkraft, Geothermie, PV, CSP, Biogas\r\n>200 MW\r\nFührender Versorger in Deutschland mit über 6,3 TWh erneuerbarer Stromproduktion p.a. (2022)\r\nEBITDA:1,1 Mrd. EUR\r\nInvestitionen: 767 MEUR\r\nMitarbeiter 11.000\r\nUmsatz:10,6 Mrd. EUR\r\nKey financials 2022\r\n7\r\n8 8\r\n2022\r\n8,6 Mrd. €Umsatz\r\n463,5 Mio. €Ergebnis\r\nØ 10.185Mitarbeitende\r\n1,4 Mio.Stromkundinnen und -kunden\r\n0,7 Mio.Gaskundinnen und -kunden\r\n0,7 Mio.Telekommunikationskundinnen und -kunden\r\n9\r\n02\r\nNeue Qualitative\r\nKriterien\r\n01\r\nEinheitliches\r\nAusschreibungsdesign\r\n05\r\nAufteilung der Flächen\r\nauf maximal 750 MW\r\n04\r\nMaximal 1 Fläche pro\r\nBieter pro\r\nAusschreibungsjahr\r\n03\r\nStärkere Gewichtung\r\nqualitativer Kriterien\r\n06\r\nAnpassung der\r\nRechtsfolgen\r\n10\r\nWir befürworten ein , bestehend aus\r\neiner Zahlungskomponente und qualitativen Ausschreibungskriterien.\r\nDas jetzige Ausschreibungsdesign für\r\nFlächen hat zu unbilligen Ergebnissen geführt. Die aufgrund des\r\ndynamischen Gebotsverfahrens zu leistenden Zahlungen in Höhe von\r\n12,6 Milliarden Euro führen zu einem hohen Preisdruck für Zulieferer und\r\ngefährden dadurch etablierte Unternehmen.\r\nDie qualitativen Kriterien für Flächen sind zwar für\r\ndie Bundesnetzagentur einfach zu kontrollieren, führen aber nicht zu\r\neiner Bezuschlagungdes kostengünstigsten und nachhaltigsten\r\nProjektes. Zudem ist der Auktionsprozess intransparent, da die\r\nBewertung der Gebote nicht veröffentlicht wird.\r\nEINHEITLICHESAUSSCHREIBUNGSDESIGN\r\n1 | Einheitliches Ausschreibungsdesign\r\n11\r\n−PPA-Anteil(§51Abs.3Nr.2WindSeeG)\r\n−Gründungsverfahren(§51Abs.3Nr.3WindSeeG)\r\n→\r\n➢BeitragdesWindparkszumÖkosystem\r\n➢BeitragdesWindparkszurEnergieversorgung\r\n➢Ausbildungsquote(§51Abs.3Nr.4WindSeeG)\r\n➢BeitragzurDekarbonisierung(§51Abs.3Nr.1WindSeeG)\r\nNEUE QUALITATIVE KRITERIEN\r\n2 | Qualitative Ausschreibungskriterien\r\nDie Ausgestaltung der qualitativen Kriterien werden zukünftig in dieser (o.Ä.) Form sowohl durch die RED III als auch die Netto-Null-Verordnungder europäischen Union vorgegeben.\r\n12\r\nDer Gebotswertmuss eine im Vergleich\r\nzu den qualitativen Kriterien erhalten.\r\nHierdurch wird nicht allein auf die Zahlungsbereitschaft der Bieter\r\nabgestellt, sondern die effektivste, ökologisch optimale und wirtschaftlich\r\nrealisierbare Lösung bezuschlagt. Das Abstellen auf die reine\r\nZahlungsbereitschaft steht auch nicht im Einklang mit dem\r\nWettbewerbsrecht, da die\r\ngefördert wird (vgl. §18 GWB).\r\nGEBOTSKOMPONENTE\r\n3 | Geringere Gewichtung des Gebotswertes\r\n13\r\nentscheidend für Gelingen der Energiewende\r\n-\r\nJetziges Auktionsdesign\r\n\r\nWahrscheinlich, dass Flächen unter den bestzahlenden Akteuren aufgeteilt werden / Oligopolstrukturen entstehen\r\n\r\nkann Anreize für spätere Nachverhandlungen durch Verhandlungsmacht setzen.\r\n-\r\nVersorgung mit erneuerbaren Energien ist kein Spekulationsobjekt\r\nbzw. Projektabbrüche aufgrund von Fehlkalkulationen nicht auszuschließen (GB: Verkauf des 4,2 GW-Entwicklungsportfolios Norfolk Offshore Wind Zone).\r\n-\r\nAufteilung der Flächen auf mehrere Bieter vermindert dieses Risiko entscheidend.\r\n-\r\nLimitierung der Gebotsflächen pro Bieter vermindert unrentablen Überbietungswettbewerb bei Gebotsabgabe.\r\nLIMITIERUNG DER FLÄCHEN PRO MARKTTEILNEHMER\r\n4 | Maximal 1 Fläche pro Bieter pro\r\nAusschreibungsjahr\r\n14\r\n-\r\nFlächenbeschränkung auf pro Fläche ermöglicht „non-global-Players“Marktzugangschancen.\r\n-\r\n2 GW-Flächen bedeuten Investitionen von ca. 5 Mrd. EUR (vergleichbar mit Kernkraftwerken) plus etwaige Kostenrisiken\r\n-\r\nBei Flächengrößen von 750 MW wird und Nichtrealisierung auf mehrere Akteure verteilt (Absicherung der Termine für Energiewende)\r\nwird bei Verteilung auf mehrere Akteure deutlich gesteigert.\r\n-\r\nAusfall von Unternehmen und Potential von Versorgungsschwierigkeiten aufgrund von wirtschaftspolitischen Verflechtungen und geopolitischen Risiken wird reduziert.\r\nFLÄCHENGRÖSSE\r\n5 | Kleinere Flächen in den\r\nAusschreibungen\r\n15\r\n-\r\nSicherheiten sollen einheitlich festgesetzt werden\r\n-\r\nAnsonstenUngleichbehandlung zugunsten von „Global Players“\r\n-\r\nAktuell tagesscharfe Regelung im WindSeeGüber die (Entziehung Projekt und Fälligkeit Pönalen)\r\n-\r\nRegelung über die Ausnahme von Sanktionen kann Ungleichheit nicht aufwiegen.\r\n-\r\nDaher: Forderung einer (z.B. Hochlauf der Pönalisierung auf Tagesbasis) zur Schaffung von Investitionssicherheit\r\nANPASSUNG DER RECHTSFOLGEN\r\n6.1 | Anpassung der Sicherheiten,\r\nFristen und Pönalen im WindSeeG\r\n16\r\n-der Gebotswertzahlungen (eigentlich: Konzessionszahlungen) sollte angepasst werden.\r\n-Statt Zahlung einer Meeresnaturschutz-und Fischereikomponente\r\nschlagen wir Verwendung für die Förderung der vor.\r\n-Zudem Klarstellung WindSeeG, dass auch und unmittelbar zu erfolgen, wenn der Zuschlag entzogen wird\r\n-Gebot ist , auch wenn die Realisierung steckenbleibt.\r\n-Klarstellung, dass Gebotsabgabe keinen vorläufigen Charakter hat\r\n(Zuschlag kann nicht zurückgegeben werden)\r\n-Vermeidung, dass die Bieter ihre max. Gebotswerte unter unterschiedlichen Annahmen ermitteln.\r\nANPASSUNG DER GEBOTSVERWENDUNG\r\n6.2 | Änderungen und Klarstellung bei\r\nGebotswertzahlungen\r\n17\r\nSektorenkopplung bei HEnW: so arbeiten Energiesysteme und Speicher optimal zusammen\r\nSolar\r\nWärmespeicher\r\nElektrolyse / Power-to-Gas\r\nVerkehr\r\nHaushalte und Gewerbe\r\nPower-to-Heat\r\nWind\r\nFür unsere Kunden\r\nStrom\r\nFernwärme\r\nIm Zuge der Energiewende arbeiten die Hamburger Energiewerke an allen Sektoren für eine optimierte Vernetzung von Erzeugung und Speicherung erneuerbarer Energien.\r\nVorteile:\r\n−\r\nKopplung von Strom, Fernwärme und Gas zur Flexibilisierung der Energieinfrastruktur\r\n−\r\nMehr Effizienz durch eine gute Vernetzung der Energiesektoren\r\nGeothermie / Wasser\r\nGas\r\nKraftwärmekoppelung\r\nAbwärme aus Industrie, Abwasser und thermischer Abfallbehandlung\r\n18\r\nNeue Versorgungsstrukturen machen eine Erneuerbare -Energien -Strategie erforderlich.\r\nBeschaffung von 500 MW bis 2030 sicherstellen.\r\nVorteile der Diversifizierung:\r\n•\r\nRisikominimierung\r\n•\r\nSicherstellung der Versorgungssicherheit\r\n•\r\nPreisstabilität\r\nDiversifizierung der Strombeschaffung\r\nSelbstbau –eigene EE-Anlagen\r\nBeteiligungen an Wind-und Solarparks\r\nPower Purchase Agreements –PPAs\r\n19\r\n20\r\n21\r\nUpstream\r\nMidstream\r\nDownstream\r\nErzeugung\r\nTransport\r\nSpeicherung\r\nTrading\r\nIndustrie, Verkehr, Strom, Wärme\r\nGrünstrom\r\nBreites Portfolioermöglicht eine integrierteund systemoptimierteBetrachtung für den Aufbau einer klimafreundlichen Wasserstoffwirtschaftfür EWE\r\nWertschöpfungskette\r\nQuelle: EWE AG\r\n22\r\nFokus auf Elektrolyse in Netzausbaugebieten im Norden\r\nElektrolyse-Betreiber im Allgemeinen\r\nBetreiber mit Fokus auf Elektrolyse in Netzausbaugebieten im Norden\r\nForderungen zur Anpassung der Offshore-Ausschreibungen\r\n•\r\nBerücksichtigung von Sektorkopplungsanlagen\r\n•\r\nVerpflichtendes Flexibilitätskonzept\r\n•\r\nMehr PPA-Akteursvielfalt\r\nZur Stärkung des Wasserstoffhochlaufs sollten auch Offshore-Ausschreibungen im Fokus der politischen Entscheidungen stehen\r\n*\r\n*\r\n23\r\nWebsite Clean Hydrogen Coastline\r\nwww.clean-hydrogen-coastline.de\r\nSCAN ME\r\nDie Wasserstoffprojekteder EWE\r\n24\r\nKontaktdaten\r\nMarkus Hagel\r\nLeiter Unternehmenskom-munikation & Energiepolitik\r\nm.hagel@trianel.com\r\nHamburger Energiewerke GmbH\r\nAusschläger Elbdeich 123\r\n20539 Hamburg\r\nVerena Faber\r\nLeiterin HauptstadtbüroVerena.faber@hamburger-energiewerke.de\r\nStadtwerkeMünchen GmbH\r\nEmmy-Noether-Straße 2\r\n80992 München\r\nJuliane Leinitz\r\nLeitung Kontaktbüro Berlin\r\nleinitz.juliane@swm.de\r\nJan Wullenweber\r\nBereichsleiter Energiesystem und Energieerzeugung\r\nwullenweber@vku.de\r\nVerband kommunaler Unternehmen e.V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nEWE AG\r\nTirpitzstraße 39\r\n26122 Oldenburg\r\nAndrea Holte\r\nPolitische Angelegenheiten\r\nandrea.holte@ewe.de\r\n25\r\nTrianel GmbH\r\nKrefelder Straße 203\r\n52070 Aachen\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-04-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003653","regulatoryProjectTitle":"Anpassung der Offshore-Wind-Ausschreibungen im WindSeeG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/98/56/301896/Stellungnahme-Gutachten-SG2406190039.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 18.04.2024\r\nKernforderungen:\r\n Maximal eine Fläche pro Bieter pro Ausschreibungsjahr\r\n Aufteilung der Flächen auf maximal 750 MW\r\n Kein reiner Fokus auf Zahlungsfähigkeit der Bietenden,\r\nsondern auch auf qualitative Kriterien\r\nAkteursvielfalt bei der Energiewende essentiell\r\nErneuerbare Energien sind die zentrale Säule des zukünftigen\r\nEnergiesystems. Ein rascher Ausbau ist umso wichtiger,\r\nda mit der zunehmenden Elektrifizierung anderer Bereiche\r\n(u.a. Elektromobilität, Wasserstoffherstellung, Wärmepumpen)\r\nder Bedarf nach elektrischer Leistung zunimmt.\r\nDer dezentrale Ausbau von PV- und Windenergie-an-Land-\r\nAnlagen ermöglicht eine große Resilienz und bietet verschiedensten\r\nAkteuren Beteiligungsmöglichkeiten. Eine\r\ngroße Akteursvielfalt erhöht die Resilienz gegenüber Sicherheitsrisiken\r\n(z.B. Cyberangriffe) sowie die Wahrscheinlichkeit,\r\ndass die Projekte auch realisiert werden – zentrale\r\nVoraussetzungen für die Versorgungssicherheit.\r\nDiese Akteursvielfalt ist genauso bedeutsam bei unerlässlichen\r\nGroßprojekten, welche für eine erfolgreiche Energiewende\r\nebenfalls nötig sind. Hierzu zählen vor allem Kraftwerke\r\nfür gesicherte Leistungen und Offshore-Windparks.\r\n1 Vgl. Agora Energiewende (2021): Klimaneutrales Deutschland, S. 37\r\nEnormer Ausbau an Offshore-Kapazitäten geplant\r\nIn den kommenden Jahren sollen die Kapazitäten von Offshore-\r\nWindenergieanlagen von 8,5 GW (Ende 2023) auf 30\r\nGW in 2030 und 70 GW in 2045 ausgebaut werden. Durch\r\ndiesen Zubau soll der Anteil von Offshore-Windenergie an\r\nder Nettostromerzeugung in Deutschland auf über ein Viertel\r\nansteigen.1 Somit ist die Offshore-Windenergie ein\r\nzentraler Baustein für das Gelingen der Energiewende.\r\nDie jüngsten Ausschreibungen für Offshore-Windflächen in\r\nder deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ)\r\nwurden von wenigen sehr großen supranationalen Energiekonzernen\r\ngewonnen. So wurden alleine im vergangenen\r\nJahr die gesamten 7 GW an nicht zentral-voruntersuchten\r\nFlächen – nahezu die Kapazität aller bisherigen\r\ndeutschen Offshore-Windparks – durch nur zwei Unternehmen\r\ngewonnen. Bei früheren Ausschreibungen waren hingegen\r\nauch andere, kleinere Akteure erfolgreich.\r\nSollte das aktuelle Auktionsdesign beibehalten werden, ist\r\nes wahrscheinlich, dass zukünftig weitere Flächen unter wenigen\r\nzahlungskräftigen Akteuren aufgeteilt werden. Diese\r\nEntwicklung birgt die Gefahr einer Oligopolisierung dieses\r\nwichtigen Erzeugungsmarktes und sorgt für eine geringere\r\nResilienz sowie Realisierungswahrscheinlichkeit.\r\n1. Offshore-Windenergie\r\n2. Ausschreibungsbedingungen\r\nVorschläge für mehr Resilienz und Projektrealisierungen\r\ndurch höhere Akteursvielfalt\r\n2\r\nStand: 18.04.2024\r\nMit 5 Anpassungen des Ausschreibungsdesigns lässt sich\r\ndie Akteursvielfalt erhöhen, um den Beitrag der Offshore-\r\nWindenergie zu einem resilienten Energiesystem abzusichern\r\nund den Hochlauf von heimischer Wasserstoffproduktion\r\nzu ermöglichen:\r\n1. Maximal eine Fläche pro Bieter pro Ausschreibungsjahr\r\nDie Limitierung der Gebotsflächen pro Bieter vermindert\r\ndie Gefahr einer Oligopolisierung und damit\r\neinhergehender großer Marktmacht einzelner Akteure.\r\nZudem verringert es das Insolvenzrisiko von Unternehmen\r\nbzw. das Abbrechen von Projekten aufgrund von\r\nFehlkalkulationen. Die Versorgungssicherheit kann durch\r\ndie Einbeziehung mehrerer Akteure und die Verteilung von\r\nRisiken deutlich gesteigert werden.\r\n2. Kleinere Flächen in Ausschreibungen\r\nDurch Beschränkung auf Flächen mit einer Größe von\r\nmaximal 750 MW erhalten auch „non-global-Players“\r\nwieder Marktzugangschancen. Somit kann das Ausfallrisiko\r\nauf mehrere Akteure verteilt werden, was zur Absicherung\r\nder Terminziele der Energiewende unbedingt notwendig\r\nist.\r\n3. Vermehrte Berücksichtigung qualitativer Kriterien\r\nUm die Umweltauswirkungen der Offshore-Windparks\r\nmöglichst gering zu halten sowie die systemdienliche Einbindung\r\nin den Strommarkt zu gewährleisten, empfiehlt der\r\nVKU eine stärkere Berücksichtigung qualitativer Kriterien.\r\nWir empfehlen die bisherigen Kriterien zum PPA-Anteil (da\r\nunverbindlich und ohne Sanktion) sowie zum Gründungsverfahren\r\n(begrenzter Einfluss durch Bieter) abzuschaffen.\r\nStattdessen sollten ganzheitlichere Kriterien eingeführt\r\nwerden:\r\n- Beitrag des Windparks zum Ökosystem\r\nBewertung der Baumaßnahmen nach den Auswirkungen\r\nauf die Unterwasserwelt sowie nach Maßnahmen\r\nzur Wiederherstellung des Lebensraums\r\nnach der Inbetriebnahme des Offshore-Windparks.\r\n- Beitrag des Windparks zur Energieversorgung\r\nBewertung anhand eines bindenden Flexibilitätskonzepts,\r\num Netzengpassmaßnahmen abzufedern.\r\nAußerdem Bewertung anhand des Energieerzeugungskonzeptes,\r\ndas die erwarteten Volllaststunden\r\ndes Offshore-Windparks maximiert.\r\nDarüber hinaus bedarf es einer Nachjustierung der bestehenden\r\nAusbildungsquote. Einerseits sollte die Nichteinhaltung\r\ndes Kriteriums pönalisiert werden. Andererseits\r\nsollte die Quote lediglich auf die Bietergemeinschaft bzw.\r\ndie beteiligten Unternehmen bezogen werden.\r\n4. Einheitliches Ausschreibungsdesign\r\nZwei verschiedene Ausschreibungsdesigns –zentral voruntersuchte\r\nund nicht zentral voruntersuchte Flächen – verkomplizieren\r\nGebote und benachteiligen somit kleinere Akteure\r\nin den Ausschreibungen. Wir empfehlen für beide\r\nFlächenkategorien einheitlich die Anwendung des Ausschreibungsdesigns,\r\nwelches bisher nur für zentral voruntersuchte\r\nFlächen gilt.\r\n5. Anpassung der Pönalen an die jeweiligen Gebotshöhen\r\nIm Vergleich zu den abgegeben Gebotshöhen in den vergangenen\r\nAusschreibungen sind die Pönalen relativ gering.\r\nDa dadurch das Nichtrealisierungsrisiko steigt, sollten die\r\nPönalen an die jeweiligen Gebotshöhen gekoppelt werden.\r\nDeutlich höhere Pönalen würden dafür sorgen, dass Gebote\r\nweniger stark als Spekulationsobjekt dienen und nur für Flächen\r\nabgegeben werden, die die Bietergemeinschaft tatsächlich\r\nbebauen will.\r\nZudem sollten die Sicherheiten einheitlich auf 100 €/kW\r\nfestgesetzt werden – bisher ist dies uneinheitlich geregelt.\r\nIhre Ansprechpartner im VKU\r\nJan Wullenweber Simon Koch\r\nTelefon: 030 58580-380 Telefon 030 58580-149\r\nE-Mail: wullenweber@vku.de E-Mail: koch@vku.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-04-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013510","regulatoryProjectTitle":"Schaffung eines verlässlichen Rahmens für den Neubau von Wasserstoffspeichern und die sukzessive Umwidmung bestehender Erdgasspeicher","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/17/0b/380782/Stellungnahme-Gutachten-SG2412050011.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Politische Standpunkte der EWE AG Stand: Oktober 2023\r\nMarktrahmen für den nationalen Hochlauf von Wasserstoffspeichern\r\nAusgangslage\r\nUm das Ziel der Klimaneutralität bis 2045 zu erreichen, setzen Wirtschaft und Politik auf den Energieträger Wasserstoff.\r\nFür einen erfolgreichen Markthochlauf muss die gesamte Wertschöpfungskette von Wasserstoff, die auch dessen groß\u0002technische Speicherung umfasst, entwickelt werden. Renommierte Studien, allen voran die BMWK-Langfristszenarien1\r\n, \r\ngehen dabei von sehr hohen Speicherbedarfen (64 bis 105 TWh) in einem etablierten Wasserstoffmarkt bis 2045 aus. \r\nDemgegenüber stehen die potenziellen Speicherkapazitäten aus der Umstellung bestehender Erdgasspeicher, die auf nur\r\n35 bis 50 TWh geschätzt werden. Folglich muss die Transformation bestehender Erdgasspeicher mit der Entwicklung \r\nneuer Speicher, den zukünftigen Bedarfen sowie der Absicherung der Versorgung einhergehen.\r\nHerausforderungen\r\nDer Bau von Wasserstoffspeichern ist sehr kapitalintensiv. Gleichzeitig besteht in der Markthochlaufphase ein hohes \r\nNachfragerisiko, das aus nicht gesicherten Nachfragemengen sowie ungewisser Zahlungsbereitschaft besteht. In dieser \r\nPhase ist es daher unerlässlich, den Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitäten staatlich abzusichern. Das ist nötig, \r\num einen verlässlichen Rahmen für den Neubau und die sukzessive Umwidmung bestehender Erdgasspeicher zu gewähr\u0002leisten. Aufgrund langer Realisierungszeiten2 müssen entsprechende Rahmenbedingungen zeitnah fixiert und umgesetzt \r\nwerden, um prognostizierte Speicherbedarfe bedienen zu können.\r\nFolgende zentrale Herausforderungen müssen durch einen zukünftigen Marktrahmen adressiert werden:\r\n1. Fördermechanismus\r\n2. Integrierter Planungsprozess\r\n3. Finanzierungsmechanismus\r\nLösungsvorschläge\r\nFördermecha\u0002nismus\r\nDurch den Fördermechanismus muss ein sicherer und planbarer Investitionsrahmen geschaffen wer\u0002den, der den Bau neuer und die Umstellung bestehender Speicher anreizt. Obgleich Wasserstoffspei\u0002cher einer staatlichen Absicherung zur Reduktion des Risikos der Markthochlaufphase bedürfen, sollte \r\nder Marktrahmen den Übergang für Wasserstoffspeicher in einen freien Markt vorsehen. Das ist eine \r\nwesentliche Voraussetzung, um perspektivisch das Angebot und die Nachfrage frei und damit möglichst \r\neffizient im Markt zu entwickeln.\r\nEWE spricht sich daher für die Einführung von Differenzkontrakten als eine Weiterentwicklung des ak\u0002tuell in Frankreich implementierten Modells jährlich garantierter Erlösuntergrenzen aus, ähnlich wie es \r\n1 BMWK (2022): Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland. Treibhausgasneutrale Szenarien T45.\r\n2 Für die Umwidmung von Erdgas auf Wasserstoff wird aktuell von einem Zeitraum von 5 bis 7 Jahren ausgegangen.\r\n2\r\nauch in dem aktuellen Konzept des „Department für Energy Security and Net Zero“ aus Großbritannien \r\nenthalten ist.3 Das Konzept beinhaltet jährliche Zu- und Rückzahlungen in Höhe der Differenz zwischen \r\nden im Wettbewerb erzielten Vermarktungserlösen und einem dynamischen Referenzerlös. Damit wird \r\ndas im Markthochlauf bestehende Nachfragerisiko abgesichert.\r\nDer „dynamische Referenzerlös“ setzt sich zusammen aus\r\na. garantierter Erlösuntergrenze (Floor): Die Erlösuntergrenze ergibt sich initial kostenbasiert aus\r\nCAPEX und OPEX sowie einer markt- und risikogerechten Kapitalverzinsung.\r\nb. Erlös-Dynamik: Bei steigenden eigenen Vermarktungserlösen steigt der Referenzerlös. Eine Parti\u0002zipation an den Vermarktungserlösen setzt dabei Anreize zur kundenorientierten und effizienten \r\nBereitstellung von Speicherkapazitäten, die bei einer rein kostenbasierten Erlösgrenze nicht gege\u0002ben wäre. Es unterstreicht dabei den Charakter, dass diese Form der Absicherung allein dazu dient, \r\nanfängliche Risiken zu nehmen und gleichzeitig den Weg in den freien Wettbewerb zu ebnen.\r\nc. Erlösobergrenze (Cap): Um im Rahmen eines Förderregimes Übergewinne zu vermeiden und bei \r\nerfolgreichem Markthochlauf eine Reduktion der eingesetzten Fördermittel zu erreichen, ist eine \r\nAbschöpfung bei sehr hohen Erlösen durch einen Cap-(oder auch Gainshare-)Mechanismus denk\u0002bar. So wären umgekehrt Zahlungen, im Sinne der Logik eines Differenzkontraktes, möglich.\r\nPlanungspro\u0002zess\r\nDurch einen integrierten Planungsprozess muss sichergestellt werden, dass ausreichend Speicherkapa\u0002zitäten unter Berücksichtigung der Versorgungssicherheit und im Einklang mit dem Wasserstoffmarkt\u0002hochlauf entwickelt werden.\r\nDie Festlegung eines Förder- und Entwicklungspfades sollte sich an der Erreichbarkeit der Ziele zur Kli\u0002maneutralität, aber auch an konkreten Marktbedarfen orientierten. Letzteres könnte auf Basis einer\r\nzentralen Marktabfrage organisiert werden, die neben der Bestimmung zukünftiger Speicherbedarfe4\r\nauch die Ableitung von speicherspezifischen Anforderungsprofilen ermöglicht. Zur Auswahl konkreter \r\nProjekte für die Förderung können Kriterien, wie der geplante Anwendungsbereich des Speichers (Dun\u0002kelflaute, Import-Absicherung, etc.), eine zeitnahe Kernnetzanbindung, bereits vereinbarte Verträge \r\nmit Speicherkunden, die Entwicklungszeit des Speichers und die Lage in Verbindung zu Import und Pro\u0002duktion berücksichtigt werden.\r\nFinanzierungs\u0002mechanismus\r\nDer zu etablierende Finanzierungsmechanismus sollte pragmatisch gestaltet sein, um von Investoren \r\nanerkannt zu werden.\r\nUm die regulatorischen Referenzerlöse und damit vor allem die Kosten für die Speicherentwicklung \r\nmöglichst verursachungsgerecht zu verteilen, bietet sich ein sogenanntes Amortisationskonto an, wie \r\nes auch für das Wasserstoffkernnetz Anwendung finden soll. Etwaige Mehr- und Mindererlöse in der \r\nMarkthochlaufphase werden auf diesem Konto verbucht und künftig ausgeglichen. Der Staat sichert \r\ndieses Konto und damit auch die Investition in die Infrastruktur ab. Ein solches Amortisationskonto hat \r\ngrundsätzlich eine bestimmte Laufzeit und kann so mittelfristig den Weg von Wasserstoffspeichern in \r\neinen freieren Markt, ohne staatliche Absicherung, ermöglichen.\r\nEWE AG EWE ist ein Versorgungskonzern in den Bereichen Energie, Telekommunikation und Informationstech\u0002nologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Registernum\u0002mer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bundestag und von der Bundesregierung beschlossenen \r\nVerhaltenskodex.\r\nKontakt EWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nwww.ewe.com\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nDr. Jann Keller I jann.keller@ewe.de\r\nAndrea Holte I andrea.holte@ewe.de\r\n3 Department for Energy Security & Net Zero (2023): Hydrogen transport and storage infrastructure: minded to positions.\r\n4 Um diese Frage zu klären, hat EWE GASSPEICHER – als erstes Unternehmen in Deutschland – im September 2023 eine Marktabfrage gestartet"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-14"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":true,"codeOfConductPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c0/8e/492684/EWE-Konzern_Verhaltenscodex.pdf"}}