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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"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung","printingNumber":"20/14199","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/141/2014199.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-im-bereich-der-endkundenm%C3%A4rkte-des/318080","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"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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PPA-Marktes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Überleitung des bestehenden Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in ein produktionsabhängiges Übergangssystem mit Claw-Back-Mechanismus sowie Vorbereitung der langfristigen Einführung einer produktionsunabhängigen Absicherung.\r\n- Verbesserung der Rahmenbedingung für PPAs durch Beibehaltung von Wechselmöglichkeiten und Abschaffung des Kriteriums der räumlichen Nähe.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015679","title":"Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verpflichtende Beteiligung der Luftfahrtbehörden im Änderungsgenehmigungsverfahren","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015680","title":"Nutzung von geeigneten Flächen zur Erreichung der Wind-Flächenziele","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Beibehaltung der Flächenziele und der Steuerungslogik aus dem WindBG. \r\n- Nutzung von geeigneten Forststandorten zur Erreichung der Flächenziele.\r\n","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"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015681","title":"Stärkere Standardisierung im Bundesnaturschutzgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Bundesnaturschutzgesetzes sollte hinsichtlich einer stärkeren Standardisierung angepasst werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015682","title":"Novellierung der Wärmelieferverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Schaffung eines Anreizes für die Umstellung auf erneuerbare Energien und Abwärme. Sinnvolle Verknüpfung der Wärmelieferverordnung mit dem Instrument der kommunalen Wärmeplanung im Wärmeplanungsgesetz.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung für Mietwohnraum","shortTitle":"WärmeLV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/w_rmelv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015683","title":"Wärmeplanung ganzheitlich betrachten und Gesetze sinnvoll verknüpfen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","printingNumber":"20/8654","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/086/2008654.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-f%C3%BCr-die-w%C3%A4rmeplanung-und-zur-dekarbonisierung-der-w%C3%A4rmenetze/302875","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"},{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Vorgaben zur Wärmeplanung, Nutzung von erneuerbaren Energien, unvermeidbarer Abwärme und effizienter Wärmenetze müssen weiterentwickelt werden zu einer Energieleitplanung, die sektorübergreifend die Energiewende vor Ort plant. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015684","title":"Strategische Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Weiterentwicklung des KWKG unter den klimapolitischen Zielvorgaben (ab 2026) mit Perspektive bis 2035, u.a. Entfristung der Wärmenetzförderung","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015686","title":"Dauerhafte Netzentgeltbefreiung oder -reduktion für Elektrolyseure an netzentlastenden Standorten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Änderung EnWG § 118 (6): Elektrolyseure an netzentlastenden Standorten sollten dauerhaft von den Netzentgelten befreit werden oder die Netzentgelte sollte zumindest reduziert werden. Dies stellt ein sinnvolles Instrument dar, um die Standortwahl positiv zu beeinflussen und die Systemeffizienz zu steigern. Komponenten eines solchen Modells könnten sein: Standortbewertung, Staffelung der Netzentgelte durch Netzentlastungsgrad, zusätzliche Reduktion durch Reaktionen auf lokale Signale (Redispatch oder Engpass) und Mindestlaufzeit.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016973","title":"Ersatz der Korridorphase der CO2-Bepreisung im 2026 durch Fortsetzung der Festpreisphase","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Verzicht auf die einjährige Korridorphase und Fortführung der Festpreisphase 2026 im BEHG und damit Änderung des § 10 Absatz 2 BEHG oder BEHV\r\n- Andernfalls zügige operative Umsetzung der Korridorphase regeln\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016974","title":"Konsequente Umsetzung des EU-ETS 2 mit reibungslosem Übergang und umsetzbaren Fristen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Planmäßige Einführung des EU-ETS 2\r\n- Operative Umsetzung von BEHG und EU-ETS 2: Festpreisphase im Jahr 2026, Nachkaufregelung für 2026, vorgezogene Primärmarktauktionen, Anpassung der Abgabefrist für den Emissionsbericht, opt-in der landwirtschaftlichen Anlagen in EU-ETS 2, Transparente Kommunikation und soziale Abfederung\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"},{"title":"Verordnung zur Durchführung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes","shortTitle":"BEHV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behv"},{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2025"},{"title":"Verordnung zur Durchführung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes in der Handelsperiode 2021 bis 2030","shortTitle":"EHV 2030","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ehv_2030"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018113","title":"Initiative 2035: Hürden abbauen für Wasserstoffinvestitionen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Markthochlauf für Wasserstoff steht an einem kritischen Wendepunkt. Um sein volles Potenzial für die Dekarbonisierung und die industrielle Transformation entfalten zu können, bedarf es jetzt entschlossener politischer Impulse. 25 Unternehmen entlang der gesamten Wasserstoffwertschöpfungskette plädieren dafür, die Geltung der Anforderungen an die Zusätzlichkeit sowie die stündliche Korrelation zwischen Strom- und Wasserstofferzeugung auf das Jahr 2035 zu verschieben. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019153","title":"Angemessene Berücksichtigung der Windenergie im BwPBBG","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur beschleunigten Planung und Beschaffung für die Bundeswehr","printingNumber":"377/25","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2025/0377-25.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigten-planung-und-beschaffung-f%C3%BCr-die-bundeswehr/324833","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Verteidigung","shortTitle":"BMVg","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmvg.de/de"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur beschleunigten Planung und Beschaffung für die Bundeswehr","publicationDate":"2025-07-01","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/gesetz-zur-beschleunigten-planung-und-beschaffung-bundeswehr/4.pdf?__blob=publicationFile&v=10","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetz-zur-beschleunigten-planung-und-beschaffung-bundeswehr.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"- Begründungspflicht bei Ablehnungen auf Basis des neu zu erstellenden Bewertungsverfahrens\r\n- Entscheidungsfristen der Bundeswehr analog zu den Landesluftfahrtbehörden (§ 18a Abs. 1a LuftVG)\r\n- Klare Definition der „stationären militärischen Einrichtungen“ im Gesetz ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Luftverkehrsgesetz","shortTitle":"LuftVG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftvg"},{"title":"Gesetz zur Beschleunigung von Beschaffungsmaßnahmen für die Bundeswehr","shortTitle":"BwBBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bwbbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019265","title":"Keine Aufteilung der deutschen Stromgebotszone","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verzicht auf Teilung der einheitlichen Stromgebotszone in Deutschland: \r\n- Kaum Nutzen, aber hohe Risiken für Industrie und Investitionen.\r\n- Komplexität und Kosten: Umsetzung wäre langwierig und teuer.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019266","title":"Folgeregelung der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV),  Fokus Biomethaneinspeisung; Biogasquote im Gebäudesektor","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Die aktuellen gesetzlichen Regelungen zum Netzanschluss von Biogasanlagen laufen mit der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) Ende 2025 aus. \r\n- In der weiteren Diskussion über eine Folgeregelung der GasNZV muss mindestens der Schwellenwert so gesetzt werden, dass er wirklich nur die absolut (wirtschaftlich) sinnvollen Anlagen adressiert. Zusätzlich muss zwingend darauf geachtet werden, dass die 75/25-Regelung fällt und die Anlagenbetreiber sich ab dem ersten Meter Netzbau finanziell stärker einbringen sollen. \r\n- Der Vorschlag möchte von der Angebotsseite kommen und alle Gasvertriebe zur (bilanziellen) Beimischung von Biogas verpflichten, bei Produkten, die im Gebäudesektor genutzt werden. \r\n- Die Diskussion einer Biogasquote im Gebäudesektor sollte beendet werden.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNZV 2010","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnzv_2010"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_RP_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Raumordnung, Bau- und Wohnungswesen\"","en":"Other in the field of \"Spatial planning, construction and housing\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019998","title":"Kraftwerksstrategie für Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Wasserstoff-Pfad festlegen: Klare Vorgaben für H2-Umstieg bei neuen Kraftwerken.\r\n- H2-Readiness verpflichten: Technische Umrüstbarkeit und Umstiegsplan erforderlich.\r\n- Norddeutschland einbeziehen: Zubau auch außerhalb des Südens sicherstellen.\r\n- Förderung ausweiten: CapEx und Brennstoffkosten berücksichtigen.\r\n- Bedarfsgerechte Ausschreibung: Keine Überdimensionierung, systemische Bewertung nötig.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019999","title":"Änderung der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) zur Anpassung der Kostenverteilung beim Netzanschluss von Biogasanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist die Änderung der GasNZV, insbesondere der Regelungen zur Kostenverteilung beim Netzanschluss von Biogasanlagen. Die bisherige Aufteilung (75 % Netzbetreiber / 25 % Anlagenbetreiber) soll überarbeitet werden, um eine stärkere Beteiligung der Betreiber zu erreichen. Damit sollen nur wirtschaftlich sinnvolle Projekte realisiert und die Belastung der Allgemeinheit durch Infrastrukturkosten reduziert werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNZV 2010","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnzv_2010"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020000","title":"Nicht-Einführung einer allgemeinen Grüngasquote im Gebäudesektor","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist die Verhinderung der Einführung einer allgemeinen Grüngasquote im Gebäudesektor. Die Quote würde zu einem ineffizienten Einsatz von Biomethan führen, volkswirtschaftlich nicht sinnvoll sein und andere Sektoren wie Industrie und Schwerlastverkehr benachteiligen. Zudem würde sie die Heizkosten für Haushalte deutlich erhöhen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020001","title":"Änderung der nationalen Umsetzung des Delegierten Rechtsakts (EU) 2023/1184 zur Definition von RFNBO","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Europäische Kommission muss die bestehenden Regelungen überarbeiten, indem sie das Zusätzlichkeitskriterium von 2028 auf 2035 verschiebt. Diese Anpassung gibt Marktakteuren mehr Zeit, in zusätzliche erneuerbare Energiekapazitäten zu investieren und gefährdet gleichzeitig nicht die Versorgungssicherheit. Die stündliche Gleichzeitigkeit des Strombezugs muss langfristig auf monatlich festgelegt werden. Eine stündliche Korrelation ist praxisuntauglich, führt zu unnötigen Kosten und macht Wasserstoffprojekte unwirtschaftlich. Eine monatliche Regelung hingegen schafft dringend benötigte Flexibilität, ohne das Erreichen der Klimaziele zu gefährden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020621","title":"Aufnahme von Legaldefinitionen zu \"Systemdienlichkeit\" und \"Netzdienlichkeit\" in § 3 EnWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Die Begriffe „Systemdienlichkeit“ und „Netzdienlichkeit“ müssen im Energiewirtschaftsgesetz legaldefiniert werden, um einen rechtssicheren Rahmen für aktuelle und zukünftige Anreiz- und Fördermechanismen und Rahmenbedingungen für Netzanschlüsse und -entgelte zu schaffen.\r\n- Hierbei muss sichergestellt sein, dass laufende Förder- und Anreizmechanismen nicht negativ beeinflusst werden. \r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020622","title":"Bundeszuschuss zu Übertragungsnetzkosten 2026 zur Stabilisierung der Strompreise und Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes für einen Zuschuss zu den Übertragungsnetzkosten für das Jahr 2026","printingNumber":"21/1863","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/018/2101863.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-f%C3%BCr-einen-zuschuss-zu-den-%C3%BCbertragungsnetzkosten-f%C3%BCr-das-jahr/325598","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"- Dauerhafte Entlastungsmechanismen statt jährlicher Zuschüsse.\r\n- Stärkere Berücksichtigung der Verteilnetzebene, damit auch Haushalte und Mittelstand profitieren.\r\n- Langfristige Finanzierung über den Bundeshaushalt statt über den Klima- und Transformationsfonds für Transparenz und Verlässlichkeit.\r\n- Investitionsanreize für Sektorenkopplung (Wasserstoff, Batteriespeicher, Wärmeintegration), um die Energiewende effizient umzusetzen und Netzausbaukosten zu senken.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":20,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0003649","regulatoryProjectTitle":"Novellierung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/42/fc/504413/Stellungnahme-Gutachten-SG2503270016.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wärmewende in NiedersachsenImpulse zur Weiterentwicklung des gesetzlichen Rahmens für den Ausbau der Nah- und Fernwärme\r\nFür das bundesweite Gelingen der Wärmewende müssen zahlreiche Gesetze und Verordnungen verlängert, novelliert und neu geschaffen werden. Dabei sollte zeitlich gestaffelt vorgegangen werden.\r\n1.Kurzfristige Maßnahmen bis Sommer 2025\r\n1.1 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz verlängern und Evaluierung schnellstmöglich beginnen\r\nDas Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) ist aktuell für den Ausbau der Nah- und Fernwärme das bei Weitem wirksamste Fördergesetz. Es hat nicht nur Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen im Fokus, son-dern auch Nah- und Fernwärmenetze, -speicher und Power-to-Heat-Anlagen, mit denen abgeregelter Strom ins Wärmesystem integriert werden kann.\r\nDas Gesetz war bis zur letzten Bundestagssitzungswoche im Januar in seiner Laufzeit auf die Inbetrieb-nahme von Anlagen bis Ende 2026 begrenzt. Da zwischen Planung, Beschluss und endgültiger Inbetrieb-nahme meist mehr als zwei Jahre nötig sind, bremste die zeitliche Begrenzung der Förderung bereits heute die Dynamik des Fernwärmeausbaus, da sie keine ausreichende Investitionssicherheit bot. Mit der jetzt be-schlossenen Verlängerung des KWKG bis 2030 wurde nun eine wichtige Maßnahme beschlossen, die wir sehr begrüßen.\r\nDie Verlängerung kann jedoch nur eine kurzfristige Übergangslösung darstellen. Die im Gesetz vorgesehene Evaluierung, die 2022 hätte erscheinen müssen, sollte schnellstmöglich umgesetzt werden. Der Monitoring-bericht dient als Grundlage für die strategische Weiterentwicklung des KWKG, welches in der nächsten Le-gislaturperiode entschlossen angegangen werden muss (vgl. 2.3).\r\nVorschlag 1: Erstellung des verpflichtenden KWKG-Monitoringberichtes (ab Juni 2025).\r\n1.2 Bundesförderung effiziente Wärmenetze gesetzgeberisch absichern\r\nDie Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) fördert seit 2023 das Erstellen von Transformationsplä-nen, Betriebs- und Investitionskosten. Das Programm ist, für sich genommen, gut gestaltet, jedoch chro-nisch unterfinanziert (vgl. Urteil zum Klima- und Transformationsfonds), gesetzlich nicht abgesichert und läuft Mitte 2028 aus. Eine Verstetigung und Erhöhung der Förderung könnte – in Kombination mit attrakti-ven Förderkrediten (vgl. Kapitel 1.3) – eine bezahlbare leitungsgebundene Wärmeversorgung gewährleis-ten, sowohl in ländlichen als auch städtischen Wärmenetzgebieten. Folgende Alternativen wären zielfüh-rend:\r\nVorschlag 2A: Verstetigung und schrittweise Erhöhung der BEW-Förderung auf bis zu 3 Mrd. Euro p.a.\r\nVorschlag 2B: Überführung der BEW-Förderung in ein gesetzlich abgesichertes Wärmefördergesetz.\r\nVorschlag 2C: Eine Kombination aus haushalts- und umlagefinanzierter Förderung, um einen sicheren För-derrahmen für die Transformation der Fernwärme zu schaffen.\r\nVorschlag 3: Einnahmen aus CO2-Bepreisung (ETS/BEHG) anteilig zweckgebunden für Wärmewende ver-wenden.\r\n1.3 Solide Finanzierungsgrundlage für Nah- und Fernwärme schaffen\r\nFür die Umsetzung der Energie- und Wärmewende sind erhebliche Investitionen der Energiewirtschaft er-forderlich. Die Gleichzeitigkeit der Investitionen wie auch die Höhe der notwendigen Finanzmittel stellen eine enorme Herausforderung dar. Um den Wärmeausbau in dem für die Klimaziele notwendigen Umfang umsetzen zu können und gleichzeitig sozialverträgliche Preise zu erreichen, sind weitreichende Förderopti-onen auf Bundes- und Landesebene unverzichtbar. Dabei gilt es, mehrere Maßnahmen schnell zu imple-mentieren, um eine passgenaue Unterstützung zu gewährleisten und beim Umbau zu einer klimafreundli-chen Fernwärmeversorgung keine Zeit zu verlieren. Erfahrungen aus der Praxis zeigen zudem, dass es für eine solide Kalkulation inklusive eines fairen Wärmepreises für alle Anschlussnehmer mehrere Ankerkun-den mit einem erhöhten Wärmedarf braucht.\r\nVorschlag 4: Die Bundes- und Landesgesetzgeber prüfen die Implementierung attraktiver Finanzierungs-möglichkeiten über die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) oder über die Investitions- und Förderbank des Landes Niedersachsen (NBank). Zielführend sind Sonderprogramme mit Förderkrediten, deren Konditi-onen unter dem marktüblichen Zinssatz liegen, und Angebote, die eine langfristige Tilgung über mehrere Jahrzehnte (ca. 40 bis 50 Jahre) verlässlich und kostengünstig ermöglichen.\r\nVorschlag 5: Die Kommunen und das Land Niedersachsen mit ihren öffentlichen Liegenschaften sollten ver-mehrt das Signal senden, dass sie als Ankerkunden bereitstehen. Dies schafft in vielen Fällen eine solide Kalkulationsgrundlage, bei der sich Privatkunden für einen angemessenen Wärmepreis anschließen kön-nen.\r\n1.4 Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) – Richtlinie praxisgerecht auslegen\r\nIn den vergangenen Monaten hat das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) mehrere Ent-scheidungen zur Auslegung der BEW-Förderrichtlinie getroffen, die nicht praxisgerecht sind und die Umset-zung von Wärmewendeprojekten verzögern und gefährden, u.a.:\r\n-Bei vielen förderfähigen Wärmeerzeugungsanlagen werden die Erlöse der Wärmelieferung durch dasBAFA systematisch überschätzt. Dadurch schrumpft die “Wirtschaftlichkeitslücke”, die als Deckel für dieFördersumme fungiert. Die daraus resultierende Kürzung der Förderquote gefährdet die Umsetzung,z.B. von Tiefengeothermie-Projekten.\r\n-Bei Tiefengeothermie-Projekten werden wesentliche Bestandteile der Investitionskosten nicht als för-derfähig anerkannt, z.B. die Kosten der Bohrstromlieferung.\r\n-Bei Projekten mit Abwärme, die bspw. aus einer thermischen Abfallbehandlungsanlage stammt, wirddie Abwärme nicht als „unvermeidbar“ anerkannt und kann daher nicht im Rahmen einer BEW-Förde-rung genutzt werden. Dadurch geht ein großes Potenzial an Abwärme ungenutzt in die Luft, obwohl dieEinbindung einer Wärmepumpe technisch sehr gut möglich wäre. Im novellierten KWKG und im Wär-meplanungsgesetz ist dieser Sachverhalt bereits adressiert. Hier wurden die Worte „industrielle Ab-wärme“ durch „unvermeidbare Abwärme“ ersetzt. Für die BEW sollte es hier zu einer Angleichung kom-men.\r\n-Die Förderung von Power-to-Heat-Anlagen zur Nutzung von erneuerbarem Strom sollte in die BEW-För-derung mit aufgenommen werden, um einen Anreiz für Investitionen in die Dekarbonisierung der Spit-zenlast zu bieten.\r\nVorschlag 6: Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) erteilt dem BAFA die Anwei-sung, Förderrichtlinien sachgerecht auszulegen.\r\nDaneben muss ein Ziel sein, die Bearbeitungszeiträume deutlich zu verkürzen, da Bewilligungen derzeit oft weit über ein Jahr andauern. Auf dieser Grundlage können keine gesicherten Finanzierungskonzepte er-stellt werden, da Preise, Angebote und Verfügbarkeiten sich in diesen Zeiträumen stark verändern können.\r\nVorschlag 7: Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragsprozesses, um För-derzusagen in unter 3 Monaten zu erreichen.\r\n2.Mittelfristig (ab Herbst 2025 bis 2026)\r\n2.1 Novelle der AVBFernwärme-Verordnung\r\n2.1.1 Refinanzierbarkeit von Investitionen sicherstellen\r\nDer Umbau der Fernwärmeversorgung ist kapitalintensiv und erfordert Investitionen in Milliardenhöhe. An-gesichts der enormen Zukunftsaufgabe muss es gelingen, dass die Verordnung über Allgemeine Bedingun-gen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) ein Regelwerk bereitstellt, welches es den Ver-sorgern ermöglicht, Investitionen vorzunehmen und die Refinanzierung sicherzustellen.\r\n-Wärmeversorger sollten ihre Preise einseitig anpassen können, wenn nachweislich höhere Erzeugungs-kosten durch Netzausbau oder Dekarbonisierungsmaßnahmen entstehen – auch unabhängig von denVorgaben zur Preisänderungsklausel (siehe § 24a Entwurf AVBFernwärmeV, Juli 2024).\r\n-Bezüglich der Preisänderungsklauseln wäre zudem die Möglichkeit einer stärkeren Gewichtung des Kos-tenelements bis zu 70 Prozent und eine damit einhergehende geringere Gewichtung des Marktele-ments zielführend. Das spiegelt die erforderlichen Investitionen in die Wärmewende und damit die tat-sächliche Kostenstruktur der Wärmenetzbetreiber besser wider. Relevant ist das insbesondere in Net-zen, die bereits transformiert sind oder sich in der Transformation zu erneuerbaren Energien oder Ab-wärme befinden. Hier kann ein zu hoher Anteil des Marktelements (bspw. Wärmepreisindex), das sichbisher noch weitestgehend an fossilen Brennstoffen orientiert, zu negativen Auswirkungen für die Kun-den führen.\r\n2.1.2 Transparenz und Verständlichkeit durch Novelle steigern\r\nDie Themen Akzeptanz und Transparenz der Fernwärme sind Gradmesser des zukünftigen Erfolgs. Deshalb gilt es zu berücksichtigen, dass sich Fernwärmesysteme z.T. erheblich unterscheiden und eine Vergleichbar-keit komplex ist, weil unterschiedlichste Erzeugungsformen und Netzgrößen zum Einsatz kommen und jede Kommune individuelle Kosten veranschlagt. Folgende Ansätze könnten die Verständlichkeit und Nachvoll-ziehbarkeit erhöhen:\r\n-einheitliche Stichtage für Preisanpassungen\r\n- Reduzierung auf fünf Formelbestandteile\r\n- Einheitliche Benennung der Formelbestandteile und Einführung eines Glossars. Gegenwärtig werden bspw. Leistungs- und Grundpreis synonym genutzt, was die Verständlichkeit erschwert.\r\n- Konzentration auf zentrale, aktuelle Indizes, die nachvollziehbar und öffentlich zugänglich sind (z.B. Sta-tistisches Bundesamt, Destatis). Die Nutzung von Wärmepreisindizes sollte verpflichtend sein. Diese Indizes bilden zunehmend den erhöhten Einsatz von erneuerbaren Energien in Wärmenetzen ab.\r\nVorschlag 8: Der Verordnungsentwurf aus Juli 2024 war ausgewogen und setzte die richtigen Impulse. Die-ser könnte Grundlage für eine Novellierung darstellen (Beginn nach Sommerpause 2025) und die Interessen des Verbraucherschutzes sowie der Energiebranche gleichermaßen berücksichtigen.\r\n2.2 Novellierung der Wärmelieferverordnung im Zeitalter erneuerbarer Energien\r\nDie Novellierung der Wärmelieferverordnung (WärmeLV) ist ein wesentlicher Faktor, um die Bedingungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung voranzubringen. Eine Anpassung kann zu einer Förderung und Vereinfachung der Umstellung auf Fernwärmeversorgung in Mietwohngebäuden führen. Zudem bietet die Novellierung die Chance, Rechtssicherheit für Gebäudeeigentümer: innen zu schaffen, indem ein Anschluss an Fernwärmenetze ohne rechtliche Hürden ermöglicht wird.\r\n2.2.1 Kostenvergleich nach Wärmelieferverordnung auf erneuerbaren Energien ausrichten\r\nDie WärmeLV gilt für Gebäude, die von einer Zentralheizung auf eine neue Wärmelösung umgerüstet wer-den. Dafür werden die Verbräuche der zurückliegenden drei Jahre mit den spezifischen Kosten aus der letz-ten Abrechnung verwendet und mit den in diesem Zeitraum berechneten Kosten für Nah- und Fernwärme-kosten verglichen. Der Vergleich ist nicht korrekt, da die Investitionskosten bei den Nah- und Fernwärme-kosten enthalten sind, aber bei der vorhandenen Wärmeerzeugungsanlage nicht berücksichtigt werden.\r\nVermietende dürfen jedoch für die Erstvertragslaufzeit (i. d. R. 5 Jahre) die jährlichen Mehrkosten der Nah- und Fernwärme nicht umlegen, unabhängig von der Entwicklung der Gas- und Fernwärmepreise. In der ak-tuellen Form verhindert die Verordnung einen Wechsel auf eine klimafreundliche Wärmeversorgung mit-tels Fernwärme, die sich zunehmend aus erneuerbaren Energien und Abwärme zusammensetzt.\r\n2.2.2 Wärmeplanung ganzheitlich betrachten und Gesetze sinnvoll verknüpfen\r\nDie Wärmeplanung ist hoheitliche Aufgabe der Kommunen. Mit dem Instrument des Wärmeplanungsgeset-zes (WPG) definieren diese, mit welcher Technologie sie die Transformation zu einer klimaneutralen Wär-meversorgung 2045 sicherstellen wollen. Die kommunale Wärmeplanung ist die Richtschnur für den Weg zur Klimaneutralität und sollte auch als kosteneffizienteste Lösung betrachtet werden. Diese gilt es nun mit der WärmeLV sinnvoll zu verknüpfen und zu ergänzen:\r\n- In Gebieten, in denen es nach der kommunalen Wärmeplanung eine Empfehlung für Wärmenetzge-biete gibt, sollte beim Umstieg auf Fernwärme der Kostenvergleich nach Wärmelieferverordnung ent-fallen.\r\n-Wird eine andere Wärmelösung gewählt oder existiert noch keine kommunale Wärmeplanung, sosollte für den Vergleich eine Einschätzung für die Zukunft auf Basis von bundeseinheitlichen Annahmen(beispielsweise CO2-Kosten) berücksichtigt werden.\r\n-In die Gesamtbetrachtung der Kosten sollten ausschließlich aktuelle und tatsächliche Betriebs- und In-vestitionskosten einfließen, um eine tatsächliche Vergleichbarkeit für die kosteneffizienteste Lösungsicherzustellen.\r\nVorschlag 9: Der Verordnungsentwurf liegt im Verantwortungsbereich des Bundesministeriums der Justiz (BMJ). In der letzten Legislaturperiode sind aus dem Ministerium keine Impulse für eine Novellierung der WärmeLV ausgegangen. Zur Beschleunigung des Verfahrens sollte eine End-to-End-Verantwortung im fe-derführenden BMWK erfolgen, in dem auch weitere wärmerelevante Gesetzgebungsverfahren verantwor-tet werden.\r\nVorschlag 10: Zeitgleiche Bearbeitung der WärmeLV und der AVBFernwärmeV und Abstimmung beider Ver-ordnungen aufeinander (Beginn nach Sommerpause 2025, Fertigstellung Winter 2025/26).\r\nUm die Kosteneffizienz der einzelnen Wärmeplanungen gewährleisten zu können, hilft ein Blick über die kommunalen Grenzen hinaus. Eine Vielzahl an unterschiedlichen Wärmekonzepten, als Ergebnis aus den einzelnen Wärmeplanungen, darf keinen ineffektiven und teuren Ausbau paralleler Infrastrukturen auslö-sen (Biogas, Wasserstoff, Geothermie, etc.). Einzelne Wärmenetze können auch über kommunale Grenzen hinweg sinnvoll sein und sollten nicht aus dem Blick geraten.\r\nVorschlag 11: Die Landesregierung sollte eine Art „Overlay-Masterplan“ für den Wärmebereich koordinie-ren. Dies könnte bspw. aus der KEAN oder bundesweit über die dena mit dem KWW heraus gesteuert wer-den.\r\n2.3 Strategische Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (ab 2026)\r\nAuf Grundlage des KWKG-Monitoringberichts (vgl. 1.1) ist zu analysieren und zu diskutieren, ob und wie die Wärmeförderungsarchitektur zukunftssicher aufgestellt werden kann. Im Zentrum des neuen Gesetzes steht die kostengünstige Erreichung der Klimaneutralität 2045. Um die deutschen Klimaschutzziele sicher-zustellen, muss die KWK-Förderung mit einer Perspektive bis 2035 ausgestaltet sein.\r\nDas umlagefinanzierte KWKG bietet den Vorteil, den Bundeshaushalt nicht zu belasten. Insbesondere in Zei-ten, in denen der Bundeshaushalt unter erheblichem Druck steht und das Bereitstellen ausreichender För-dermittel nicht gesichert erscheint, schafft das KWKG damit Investitions- und Planungssicherheit. Je um-fangreicher die Förderung von erneuerbarer Wärme (und unvermeidbarer Abwärme) sowie der Ausbau der Wärmenetze und die Errichtung von Wärmespeichern über das KWKG organisiert wird, desto geringer fällt der Finanzierungs- und Fördermittelbedarf aus dem Bundeshaushalt aus.\r\nVorschlag 12: Weiterentwicklung des KWKG unter den klimapolitischen Zielvorgaben (ab 2026) mit Per-spektive bis 2035, u.a. Entfristung der Wärmenetzförderung.\r\n3. Langfristig Weiterentwicklung (ab 2027/28)\r\nMit der Diskussion um die Einführung eines Kapazitätsmarktes im Stromsektor (vgl. Kraftwerkssicherheits-gesetz, KWSG) könnten sich auch Perspektiven für KWK-Anlagen eröffnen. Denkbar ist eine mögliche Verla-gerung des Erzeugungsteils in einem Kapazitätsmechanismus (eigenes KWK-Segment mit stromunabhängi-ger Förderung) und eine in einem Gesetz verlässlich zusammengezogene Förderung von Infrastruktur (heute KWKG) und Erzeugung (BEW). Diese Debatte gilt es eng und konstruktiv zu begleiten.\r\nDarüber hinaus liegt spätestens Mitte 2028 in allen Kommunen Deutschlands eine kommunale Wärmepla-nung vor. Sicherlich ein geeigneter Zeitpunkt, die individuellen Fahrpläne nebeneinander zu legen und aus-zuwerten. Diese Auswertung bietet eine gute Grundlage, um neue Förderinstrumente für städtische und ländliche Räume zu diskutieren.\r\nVorschlag 13: Prüfung einer Überführung in ein eigenständiges Segment im Kapazitätsmechanismus und Evaluation der bundesweiten kommunalen Wärmepläne.\r\nAnsprechpartner:in für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de AlexandervonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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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":"RV0007250","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung Planungs- u. Genehmigungsverfahren für Erneuerbare Energien; Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 (RED III)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8a/8e/504415/Stellungnahme-Gutachten-SG2503260039.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Ausführlicher Teil Impulse zur Weiterentwicklung des gesetzlichen Rahmens für Windenergie an Land\r\nDie Windenergie ist eine tragende Säule der Energiewende. Etwa ein Drittel des deutschen Bruttostromver-brauchs stammt heute bereits aus der Windkraft. Sie spielt eine zentrale Rolle bei der Dekarbonisierung der Industrie und senkt durch ihre niedrigen Erzeugungskosten die Großhandelspreise für Strom. Deutschland stärkt damit seine Unabhängigkeit von fossilen Energiemärkten. Die Windenergie ist ein entscheidender Treiber für Wirtschaftswachstum und Beschäftigung, schafft - insbesondere in ländlich geprägten Regionen - Wohlstand durch lokale Wertschöpfung und Investitionen. Deutschland braucht deshalb einen geeigneten Ordnungsrahmen, um die Potenziale der Windenergie an Land weiter auszubauen.\r\n1. Kurzfristige Maßnahmen bis Ende 2025\r\n1.1. Umsetzung der europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III)\r\nDurch die europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III) können Genehmigungsverfahren für er-neuerbare Energien dauerhaft effizienter und schlanker gestaltet werden. Der Prüfaufwand auf Genehmi-gungsebene wird deutlich reduziert, ohne große Abstriche beim Natur- und Artenschutz. Um die Vorteile der RED III dauerhaft zu nutzen und einen Fadenriss in der Ausbaudynamik zu vermeiden, ist eine nationale Umsetzung von großer Bedeutung und Dringlichkeit. Die Vorgängerregelung läuft bereits Ende Juni 2025 aus. Ohne eine unmittelbare Anschlussregelung ist ein Rückfall in das alte, bürokratische Genehmigungs-recht die Folge, was auch die Genehmigungsbehörden vor große Herausforderungen stellt.\r\nVorschlag 1: Zeitnahe Umsetzung der RED III in nationales Recht (bis Ende Juni 2025).\r\n1.2. Klärung des Investitionsrahmens für Erneuerbarer-Energien-Anlagen\r\nDer Investitionsrahmen für erneuerbare Energien in Deutschland muss wegen europarechtlicher Vorgaben – einschließlich der EU-Anforderungen zum Abschöpfungsmechanismus („Claw-back“) – bis Ende 2026 refor-miert werden. Hierfür sollte sehr zeitnah eine Klärung angegangen werden. Der Mechanismus der gleitenden Marktprämie als Fördersystem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist wird dem inzwischen gewachse-nen Markt erneuerbarer Energien nicht mehr gerecht und bedarf einer Anpassung. Um die Versorgungssi-cherheit langfristig zu sichern und Systemkosten zu senken, sollte der neue Mechanismus Anreize zum markt- und systemdienlichen Anlagenbetrieb stärken. Zugleich sehen die EU-Vorgaben vor, dass bei überdurch-schnittlichen Gewinnen oder außergewöhnlich hohen Einspeiseerlösen aus Windenergieprojekten ein Claw-back-Mechanismus Anwendung findet, der eine anteilige Rückzahlung der Fördergelder vorsieht. Dies soll verhindern, dass Projekte durch überhöhte Subventionen Wettbewerbsvorteile erlangen und soll sicherstel-len, dass öffentliche Mittel effizient und marktorientiert eingesetzt werden.\r\nBei größeren Systemumstellungen im Investitionsrahmen ist allerdings ein angemessener und verlässlicher Übergangszeitraum elementar. Angesichts der langen Projektvorlaufzeiten und Projektlaufzeiten von Wind-projekten, müssen frühzeitig die Rahmenbedingungen für die Absicherung und Finanzierung des Ausbaus bekannt sein. Für den Übergangszeitraum zwischen 2027 und dem Beginn der 2030er Jahre ist es daher\r\nsinnvoll, vorerst einen Investitionsrahmen festzulegen, der sich nah am bestehenden Marktprämienmodell orientiert, also produktionsabhängige Zahlungen vorsieht.\r\nBei einer späteren Umstellung auf einen produktionsunabhängige Investitionsrahmen sollte ein grundsätzli-ches Maß an staatlicher Absicherung (z.B. durch Kapazitätszahlung) für neue Windparks an Land garantiert bleiben, damit Kapitalkosten nicht unnötig steigen und Projekte finanzierbar bleiben. Voraussetzung für einen grundlegenden Systemwechsel ist eine unbürokratische und nachvollziehbar kalkulierbare Ermittlung von Re-ferenzerträgen.\r\nDie Umstellung von der bisherigen produktionsabhängigen auf einen produktionsunabhängigen Investitions-rahmen kann dazu beitragen, Kosten zu senken, Überproduktion zu vermeiden und erneuerbare Energien besser in den Markt zu integrieren, ohne dass es zu unnötigen Eingriffen in den Netzbetrieb kommt. Langfris-tig ermöglicht das eine stabilere, nachhaltigere und flexiblere Energieversorgung.\r\nVorschlag 2: Überleitung des bestehenden Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in ein produktionsabhängi-ges Übergangssystem mit Claw-Back-Mechanismus sowie Vorbereitung der langfristigen Einführung einer produktionsunabhängigen Absicherung.\r\n1.3. Netzausbau weiter beschleunigen\r\nDie Energiewende kann nur gelingen, wenn die Erneuerbaren-Energien-Anlagen auch ohne Zeitverzug in das Netz integriert werden. Um einen zügigen Netzanschluss für Windenergie zu erreichen, ist die weitere Be-schleunigung des Netzausbaus notwendig. Insbesondere die Genehmigungsverfahren auf Hoch- und Höchst-spannungsebene sollten vereinfacht werden, um große Netzausbauprojekte zu fördern. Zusätzliche Heraus-forderungen stellen die langen Lieferzeiten (teilweise mehrere Jahre) einzelner Netzkomponenten (z.B. Um-spannwerke) sowie der Fachkräftemangel bzw. die fehlenden Dienstleister zur Durchführung der Projekte auf allen Spannungsebenen dar. Hierzu werden ebenfalls weitere (politische) Rahmenbedingungen benötigt, um diesen Kapazitätsengpässen entgegenzutreten.\r\nWeiterhin muss es das Ziel sein, Netzanschlussverfahren zu vereinfachen und zu standardisieren. Dafür braucht es eine netzbetreiberübergreifende Standardisierung des Gesamtverfahrens – insbesondere die bun-desweite Harmonisierung der Technischen Anschlussbedingungen (TAB), die Standardisierung der Geschäfts-prozesse von Netzbetreibern, die Standardisierung der Reservierungsmechanismen sowie die Standardisie-rung des Inbetriebnahmeverfahrens. Von übergreifend einheitlichen Prozessen profitieren sowohl die Pro-jektentwickler von Anlagen zur Erzeugung und Speicherung von erneuerbaren Energien als auch Netzbetrei-ber. Die Standardisierung und Entbürokratisierung wirken sich zudem positiv auf die Kosten des Energiesys-tems aus.\r\nVorschlag 3: Die neue Bundesregierung sollte den Netzausbau beschleunigen, Genehmigungsverfahren ver-einfachen, Netzanschlussverfahren standardisieren und Maßnahmen gegen Kapazitätsengpässe ergreifen, um eine zügige Integration erneuerbarer Energien ins Stromnetz sicherzustellen.\r\n1.4. Belange der Luftfahrt\r\nDie neue Bundesregierung sollte das Bundesimmissionsschutzgesetz dringend und kurzfristig so abändern, dass Belange der Luftfahrt ebenfalls bei Änderungsgenehmigungen abgefragt werden. Die aktuelle Rechtslage sieht das nicht vor. Das führt zu negativen Stellungnahmen seitens der Bundeswehr in Gebieten mit Höhen-beschränkungen aufgrund von Radaranlagen und damit zu abgelehnten Genehmigungsanträgen bzw. Vorbe-scheiden.\r\nVorschlag 4: Verpflichtende Beteiligung der Luftfahrtbehörden im Änderungsgenehmigungsverfahren.\r\n1.5. Strompreiszonen\r\nDerzeit wird über die Aufteilung der einheitlichen deutschen Strompreiszone diskutiert. Die Energiebranche erwartet dazu zeitnah eine Einschätzung der EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbe-hörden (ACER). Im Anschluss könnte die Diskussion über eine Aufteilung der deutschen Strompreiszone wei-ter Fahrt aufnehmen.\r\nDie Stabilität der Strompreiszonen ist entscheidend für die Investitionsbedingungen in erneuerbare Energien. Daher sollte die Bundesregierung an der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Strompreiszone festhalten. Eine Teilung der Gebotszone hätte hohe Systemumstellungskosten und würde eine erhebliche und dauerhafte Investitionsunsicherheit sowohl auf Erzeugungs- wie auf Nachfrageseite schaffen. Darüber hinaus schadet die Aufspaltung der Strompreiszonen dem Wirtschaftsstandort Deutschland und der heimischen Industrie, da durch steigende Strompreise Produkte weniger wettbewerbsfähig werden.\r\nVorschlag 5: Die neue Bundesregierung sollte sich für den Erhalt einer einheitlichen Strompreiszone starkma-chen und den Netzausbau zwischen Nord- und Süddeutschland weiter forcieren.\r\n2. Mittelfristige Maßnahmen\r\n2.1. Flächenbedarf\r\nGemäß dem Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) sind die Bundesländer verpflichtet, zunächst bis Ende 2025 1,4% der Landesfläche für den Ausbau der Windenergie bereitzustellen. Dieser Anteil muss bis Ende 2032 auf 2% steigen. Die Bundesländer und Kommunen arbeiten derzeit daran, die notwendigen Flä-chen für die Windenergie auszuweisen. Dieser laufende Prozess braucht stabile Rahmenbedingungen, um Planungsbehörden keinen Mehraufwand zu verursachen und um Projektentwicklern Investitionssicherheit zu geben.\r\nNeben den Standorten im Offenland können auch artenarme und intensiv genutzte Forststandorte für die Nutzung der Windenergie genutzt werden, auch als Beitrag zum ökologischen Waldumbau. Gerodete Flächen können durch Ausgleichs- und Kompensationsmaßnahmen, z.B. mit naturnahen Laub- und Mischwäldern und klimaresistenten Baumarten wieder aufgeforstet werden.\r\nVorschlag 6a: Beibehaltung der Flächenziele und der Steuerungslogik aus dem WindBG.\r\nVorschlag 6b: Nutzung von geeigneten Forststandorten zur Erreichung der Flächenziele.\r\n2.2. PPA-Markt stärken\r\nNach den aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes haben Anlagen-betreiber die Möglichkeit, zwischen verschiedenen Vermarktungsformen zu wechseln. Im Rahmen der Neu-gestaltung der Förderbedingungen für Erneuerbare sollten Wechselmöglichkeiten für Betreiber zwischen ge-fördertem und marktlichem Segment für erneuerbare Energien erhalten bleiben. Ohne mindestens einmalige Wechselmöglichkeit aus dem marktlichen in das geförderte Segment würde der aufkommende Markt für Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus Neuanlagen austrocknen und die Liquidität im Terminmarkt ein-schränken.\r\nIm aktuellen EEG gibt es Vorschriften für diese langfristigen Stromlieferverträge (PPAs) zwischen Betreibern von Erneuerbaren-Anlagen und Abnehmern (z.B. Industrieunternehmen), die eine räumliche Nähe zwischen der Erzeugungsanlage und dem Verbraucher fordern. Dies begrenzt die Standortwahl, erhöht die Kosten für Netzanschlüsse und erschwert den überregionalen Grünstromhandel. Das Kriterium der „unmittelbar räum-lichen Nähe“ im EEG stellt eine unnötige Hürde für den freien Handel mit Grünstrom dar. Seine Abschaffung könnte PPAs wirtschaftlicher machen, den Zugang der Industrie zu erneuerbaren Energien erleichtern und so den Markt für langfristige Grünstromverträge stärken.\r\nVorschlag 7: Verbesserung der Rahmenbedingung für PPAs durch Beibehaltung von Wechselmöglichkeiten und Abschaffung des Kriteriums der räumlichen Nähe.\r\n2.3. Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und Verbesserung der Akzeptanz\r\nIn den letzten Jahren sind sowohl auf Bundes- als auch auf Landesebene Schritte unternommen worden, um die Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen an Land zu vereinfachen und zu beschleunigen. Auch in Niedersachsen wurden 2024 im Rahmen der „Agenda für Bürokratieabbau“ entsprechende Maßnahmen ini-tiiert, darunter die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen. Dennoch besteht weiterhin Handlungsbedarf, da Genehmigungsprozesse häufig durch das Zusammenspiel aus bürokratischen Hürden, Naturschutzvorgaben und uneinheitlichen Regelungen verzögert werden. Die Rahmenbedingungen können u.a. mit Blick auf Digitalisierung, Entbürokratisierung und das Bundesimmissionsschutzgesetz verbes-sert werden:\r\n• Eine konsequente Digitalisierung und Entbürokratisierung hat das Potenzial, Verwaltungsabläufe effizien-ter zu gestalten. Die Bundesländer sollten offen sein für bundeseinheitliche Regelungen und vollständig digitale Antragsprozesse. Hierbei sollte die neue Bundesregierung im Dialog mit den Bundesländern un-terstützend einwirken. Eine Maßnahme in diesem Bereich sind auch praxisorientierte Anwendungsleitfä-den zu Bundesgesetzen, ebenso wie die Bereitstellung von modernen IT- und Softwarelösungen mit ein-heitlichen Schnittstellen.\r\n• Die neu geschaffenen Bundesregelungen der finanziellen Beteiligung von Kommunen an den erneuerba-ren Energien sollte beibehalten werden. Diese Beteiligung ist ein wichtiger Hebel, um die lokale Akzep-tanz zu erhöhen, den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen und wirtschaftliche Vorteile für Gemeinden zu schaffen. Um auch hier die Standardisierung voranzutreiben, sollte die neue Bundesregie-rung einen bundeseinheitlichen Rahmen für finanzielle Beteiligungsgesetze der Bundesländer vorgeben, der in Kombination mit einem Übergangszeitraum Planungssicherheit für bestehende Länderregelungen ermöglicht. Damit soll sichergestellt werden, dass die Länder vergleichbare und unbürokratische Rege-lungen, die die Kommunalabgabe maßvoll ergänzen, für die finanzielle Beteiligung von Kommunen und Bürgern treffen können.\r\n• Im Bereich des Natur- und Artenschutzes sollte es Ziel sein, das Prinzip des Populationsschutzes weiter konsequent auszubauen und Potenziale zur Standardisierung und Digitalisierung zu nutzen. Ersatzgelder in Artenhilfsprogramme sollten daher zielgerichtet und zeitnah in konkrete Projekte investiert werden. Standardisierungen zur Beurteilung von Gefährdungspotenzialen sollten zeitnah ins Bundesnaturschutz-gesetz (BNatSchG) aufgenommen werden.\r\nVorschlag 8a: Zur Beschleunigung der Windkraft-Genehmigungen sind weitere Entbürokratisierung und Digi-talisierung sowie ein einheitlicher Rahmen für die Kommunalbeteiligung nötig.\r\nVorschlag 8b: Das Bundesnaturschutzgesetzes sollte hinsichtlich einer stärkeren Standardisierung angepasst werden.\r\nAnsprechpartner für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de Alexander.vonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007250","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung Planungs- u. Genehmigungsverfahren für Erneuerbare Energien; Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 (RED III)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c0/68/504417/Stellungnahme-Gutachten-SG2504020030.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\nNiedersachsen ist Deutschlands führendes Energieland – mit Spitzenwerten bei Windstrom und Bioenergie, einer zentralen Rolle im Wasserstoffhochlauf und wichtiger Industrie-, Netz- und Hafeninfrastruktur. Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht und wettbewerbsfähig bleibt, ist es essenziell, dass die neue Bundesregierung Niedersachsen als strategische Kernregion der Energiewende begreift und die richtigen politischen Weichen stellt. Die folgenden operativen Handlungsempfehlungen zeigen auf, was dringend angepackt werden sollte.\r\n1. Finanzierung der Energiewende sichern – Stromkosten senken\r\nNach einer Studie des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sowie des Beratungsunternehmens Ernst & Young (EY) werden bis zum Jahr 2030 Investitionen in Höhe von rund 720 Milliarden Euro benötigt, um die Energiewende-Ziele zu erreichen. Diese Mittel sind dringend erforderlich, um den Aus- und Umbau der Energienetze, Speicher und Erzeugungskapazitäten zu realisieren. Private Investoren sind bereit, Kapital einzusetzen, doch bislang fehlt es noch an geeigneten Finanzierungsmechanismen und Planungssicherheit. Gleichzeitig müssen die Stromkosten für Verbraucher und Unternehmen gesenkt werden.\r\n• Attraktive Investitionsbedingungen schaffen: Zugang zu Hybrid- und Eigenkapital verbessern und staatliche Besicherungen für Infrastrukturprojekte ermöglichen.\r\n• Marktbasierte Finanzierungsinstrumente entwickeln, die risikoadäquate Renditen ermöglichen, um private Kapitalströme zu mobilisieren.\r\n• Senkung der Stromsteuer und weiterer Abgaben sowie Optimierung der Systemkosten, um den Strompreis für Haushalte und Unternehmen spürbar zu reduzieren und Anreize für beispielsweise E-Mobilität sowie Wärmepumpen zu setzen.\r\n2. Erneuerbare Energien brauchen verlässliche Rahmenbedingungen\r\nErneuerbare Energien sind das Rückgrat der Energiewende und entscheidend für eine unabhängige, sichere und bezahlbare Stromversorgung. Niedersachsen als führende Windstrom-Region kann eine zentrale Rolle spielen – doch dafür braucht es verlässliche Rahmenbedingungen.\r\n• ⁠Erneuerbare-Förderung reformieren: Die Förderung erneuerbarer Energien muss reformiert und schrittweise auf eine produktionsunabhängige Finanzierung umgestellt werden, um Preisspitzen und Netzengpässe zu minimieren.\r\n• Direktvermarktung und Power-Purchase-Agreements (PPA) ausbauen, um Unternehmen den Zugang zu Grünstrom zu erleichtern und eine marktorientierte Integration erneuerbarer Energien zu fördern.\r\n• Genehmigungen beschleunigen: Digitale Prozesse, standardisierte Verfahren und klare Regelungen im Natur- und Artenschutz sowie die Ausweisung von ausreichend Standorten für Windenenergie sind notwendig, um den Ausbau zu erleichtern.\r\n• Schnellstmögliche Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III), um Genehmigungsprozesse spürbar zu beschleunigen.\r\n2\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n3. Netzausbau und Strommarktdesign: Flexibilität erhöhen, Stabilität sichern\r\nNiedersachsen produziert 40 Prozent des deutschen Windstroms, doch fehlende Netzinfrastruktur und ein unzureichend angepasstes Strommarktdesign führen zu Abregelungen, hohen volkswirtschaftlichen Kosten und Risiken für die Versorgungssicherheit. Ein zukunftsfähiges Energiesystem erfordert marktgerechte Anreize sowie einen gezielten, systemdienlichen Netzausbau und die schnelle Umsetzung intelligenter Netze, um Flexibilität zu erhöhen, Netzengpässe zu vermeiden und stabile Strompreise zu sichern.\r\n• Smart-Meter-Rollout vereinfachen und beschleunigen sowie Datenverfügbarkeit verbessern, um netzstabilisierende Laststeuerung zu ermöglichen.\r\n• Netzausbau und Systemdienlichkeit priorisieren und Batteriespeicher, steuerbare Lasten sowie Wasserstoffproduktion gezielt integrieren, um Abregelungen zu vermeiden und Netzstabilität zu sichern.\r\n• Kombinierten Kapazitätsmechanismus einführen, um Investitionen in systemrelevante H2-ready-Kraftwerke, Speicher und flexible Lasten zu stärken und Netzengpässe zu reduzieren.\r\n• Eine durchgängige Digitalisierung steigert neben der Effizienz vor allem auch die Transparenz über den tatsächlichen Erneuerungs- und Ausbaubedarf der Netze, womit unnötige Investitionen vermieden werden können.\r\n• Einheitliche Strompreiszone erhalten, da eine Aufteilung vor allem niedersächsische Standorte zur Erzeugung erneuerbarer Energien benachteiligen und den Ausbau verlangsamen würde. Mittelfristig kommt es darauf an, dass die Branche ein Modell für mögliche EU-Vorgaben im Hinblick auf unterschiedliche Strompreiszonen entwickelt.\r\n4. Wasserstoffhochlauf beschleunigen – Niedersachsen als H2-Drehscheibe\r\nNiedersachsen verfügt über eine herausragende erneuerbare Erzeugungskapazität aus Windenergie sowohl an Land als auch offshore, eine günstige Küstenlage für Importe sowie eine zentrale Infrastruktur für den Transport in deutsche und europäische Industriezentren. Mit Projekten wie IPCEI-Elektrolyseuren, Speicherlösungen in Salzkavernen und dem Wasserstoff-Backbone schafft Niedersachsen die Basis für eine skalierbare und wettbewerbsfähige „grüne“ Wasserstoffwirtschaft.\r\n• Produktion von grünem Wasserstoff ermöglichen, z. B. durch Hinwirken bei der Europäischen Kommission für eine Anpassung der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt 2023/1184 nach Erneuerbarer-Energien-Richtlinie II (RED II).\r\n• Dauerhafte Netzentgeltbefreiung oder -reduktion für Elektrolyseure an netzentlastenden Standorten als Beitrag für eine systemeffiziente Wasserstoffproduktion\r\n• Kohärenter Finanzierungs- und Förderrahmen für Wasserstofferzeugung und -speicherung etablieren, um Planungs- und Investitionssicherheit zu schaffen.\r\n3\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n5. Wärmewende durch Förderung gezielt vorantreiben\r\nFern- und Nahwärmenetze sowie Wärmepumpen sind der Schlüssel für eine klimaneutrale Wärmeversorgung in städtischen und ländlichen Gebieten. Um beim Ausbau der Wärmeinfrastruktur langfristig voranzukommen, bedarf es verlässlicher Rahmenbedingungen und Investitionsanreize, statt neuer Regulierungsdebatten.\r\n• Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) verstetigen (Capex und Opex) und Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragprozesses\r\n• Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)\r\n• Weiterentwicklung der Wärmeförderung, z.B. über ein neues KWK-Segment im zukünftigen Kapazitätsmechanismus\r\n• Bessere Harmonisierung der einzelnen Gesetze im Wärmesektor, um Investitionshemmnisse abzubauen.\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein Versorgungskonzern im Bereich Strom, Erdgas, Telekommunikation und Informationstechnologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Registernummer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bun-destag und von der Bundesregierung beschlossenen Verhaltenskodex.\r\nKontakt\r\nEWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nww.ewe.com\r\nAnsprechpartner\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nAlexander von Essen\r\nalexander.vonessen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-04"}]},{"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015678","regulatoryProjectTitle":"Klärung des Investitionsrahmens für Erneuerbarer-Energien-Anlagen und Stärkung des PPA-Marktes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/02/39/504419/Stellungnahme-Gutachten-SG2503260057.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Ausführlicher Teil Impulse zur Weiterentwicklung des gesetzlichen Rahmens für Windenergie an Land\r\nDie Windenergie ist eine tragende Säule der Energiewende. Etwa ein Drittel des deutschen Bruttostromver-brauchs stammt heute bereits aus der Windkraft. Sie spielt eine zentrale Rolle bei der Dekarbonisierung der Industrie und senkt durch ihre niedrigen Erzeugungskosten die Großhandelspreise für Strom. Deutschland stärkt damit seine Unabhängigkeit von fossilen Energiemärkten. Die Windenergie ist ein entscheidender Treiber für Wirtschaftswachstum und Beschäftigung, schafft - insbesondere in ländlich geprägten Regionen - Wohlstand durch lokale Wertschöpfung und Investitionen. Deutschland braucht deshalb einen geeigneten Ordnungsrahmen, um die Potenziale der Windenergie an Land weiter auszubauen.\r\n1. Kurzfristige Maßnahmen bis Ende 2025\r\n1.1. Umsetzung der europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III)\r\nDurch die europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III) können Genehmigungsverfahren für er-neuerbare Energien dauerhaft effizienter und schlanker gestaltet werden. Der Prüfaufwand auf Genehmi-gungsebene wird deutlich reduziert, ohne große Abstriche beim Natur- und Artenschutz. Um die Vorteile der RED III dauerhaft zu nutzen und einen Fadenriss in der Ausbaudynamik zu vermeiden, ist eine nationale Umsetzung von großer Bedeutung und Dringlichkeit. Die Vorgängerregelung läuft bereits Ende Juni 2025 aus. Ohne eine unmittelbare Anschlussregelung ist ein Rückfall in das alte, bürokratische Genehmigungs-recht die Folge, was auch die Genehmigungsbehörden vor große Herausforderungen stellt.\r\nVorschlag 1: Zeitnahe Umsetzung der RED III in nationales Recht (bis Ende Juni 2025).\r\n1.2. Klärung des Investitionsrahmens für Erneuerbarer-Energien-Anlagen\r\nDer Investitionsrahmen für erneuerbare Energien in Deutschland muss wegen europarechtlicher Vorgaben – einschließlich der EU-Anforderungen zum Abschöpfungsmechanismus („Claw-back“) – bis Ende 2026 refor-miert werden. Hierfür sollte sehr zeitnah eine Klärung angegangen werden. Der Mechanismus der gleitenden Marktprämie als Fördersystem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist wird dem inzwischen gewachse-nen Markt erneuerbarer Energien nicht mehr gerecht und bedarf einer Anpassung. Um die Versorgungssi-cherheit langfristig zu sichern und Systemkosten zu senken, sollte der neue Mechanismus Anreize zum markt- und systemdienlichen Anlagenbetrieb stärken. Zugleich sehen die EU-Vorgaben vor, dass bei überdurch-schnittlichen Gewinnen oder außergewöhnlich hohen Einspeiseerlösen aus Windenergieprojekten ein Claw-back-Mechanismus Anwendung findet, der eine anteilige Rückzahlung der Fördergelder vorsieht. Dies soll verhindern, dass Projekte durch überhöhte Subventionen Wettbewerbsvorteile erlangen und soll sicherstel-len, dass öffentliche Mittel effizient und marktorientiert eingesetzt werden.\r\nBei größeren Systemumstellungen im Investitionsrahmen ist allerdings ein angemessener und verlässlicher Übergangszeitraum elementar. Angesichts der langen Projektvorlaufzeiten und Projektlaufzeiten von Wind-projekten, müssen frühzeitig die Rahmenbedingungen für die Absicherung und Finanzierung des Ausbaus bekannt sein. Für den Übergangszeitraum zwischen 2027 und dem Beginn der 2030er Jahre ist es daher\r\nsinnvoll, vorerst einen Investitionsrahmen festzulegen, der sich nah am bestehenden Marktprämienmodell orientiert, also produktionsabhängige Zahlungen vorsieht.\r\nBei einer späteren Umstellung auf einen produktionsunabhängige Investitionsrahmen sollte ein grundsätzli-ches Maß an staatlicher Absicherung (z.B. durch Kapazitätszahlung) für neue Windparks an Land garantiert bleiben, damit Kapitalkosten nicht unnötig steigen und Projekte finanzierbar bleiben. Voraussetzung für einen grundlegenden Systemwechsel ist eine unbürokratische und nachvollziehbar kalkulierbare Ermittlung von Re-ferenzerträgen.\r\nDie Umstellung von der bisherigen produktionsabhängigen auf einen produktionsunabhängigen Investitions-rahmen kann dazu beitragen, Kosten zu senken, Überproduktion zu vermeiden und erneuerbare Energien besser in den Markt zu integrieren, ohne dass es zu unnötigen Eingriffen in den Netzbetrieb kommt. Langfris-tig ermöglicht das eine stabilere, nachhaltigere und flexiblere Energieversorgung.\r\nVorschlag 2: Überleitung des bestehenden Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in ein produktionsabhängi-ges Übergangssystem mit Claw-Back-Mechanismus sowie Vorbereitung der langfristigen Einführung einer produktionsunabhängigen Absicherung.\r\n1.3. Netzausbau weiter beschleunigen\r\nDie Energiewende kann nur gelingen, wenn die Erneuerbaren-Energien-Anlagen auch ohne Zeitverzug in das Netz integriert werden. Um einen zügigen Netzanschluss für Windenergie zu erreichen, ist die weitere Be-schleunigung des Netzausbaus notwendig. Insbesondere die Genehmigungsverfahren auf Hoch- und Höchst-spannungsebene sollten vereinfacht werden, um große Netzausbauprojekte zu fördern. Zusätzliche Heraus-forderungen stellen die langen Lieferzeiten (teilweise mehrere Jahre) einzelner Netzkomponenten (z.B. Um-spannwerke) sowie der Fachkräftemangel bzw. die fehlenden Dienstleister zur Durchführung der Projekte auf allen Spannungsebenen dar. Hierzu werden ebenfalls weitere (politische) Rahmenbedingungen benötigt, um diesen Kapazitätsengpässen entgegenzutreten.\r\nWeiterhin muss es das Ziel sein, Netzanschlussverfahren zu vereinfachen und zu standardisieren. Dafür braucht es eine netzbetreiberübergreifende Standardisierung des Gesamtverfahrens – insbesondere die bun-desweite Harmonisierung der Technischen Anschlussbedingungen (TAB), die Standardisierung der Geschäfts-prozesse von Netzbetreibern, die Standardisierung der Reservierungsmechanismen sowie die Standardisie-rung des Inbetriebnahmeverfahrens. Von übergreifend einheitlichen Prozessen profitieren sowohl die Pro-jektentwickler von Anlagen zur Erzeugung und Speicherung von erneuerbaren Energien als auch Netzbetrei-ber. Die Standardisierung und Entbürokratisierung wirken sich zudem positiv auf die Kosten des Energiesys-tems aus.\r\nVorschlag 3: Die neue Bundesregierung sollte den Netzausbau beschleunigen, Genehmigungsverfahren ver-einfachen, Netzanschlussverfahren standardisieren und Maßnahmen gegen Kapazitätsengpässe ergreifen, um eine zügige Integration erneuerbarer Energien ins Stromnetz sicherzustellen.\r\n1.4. Belange der Luftfahrt\r\nDie neue Bundesregierung sollte das Bundesimmissionsschutzgesetz dringend und kurzfristig so abändern, dass Belange der Luftfahrt ebenfalls bei Änderungsgenehmigungen abgefragt werden. Die aktuelle Rechtslage sieht das nicht vor. Das führt zu negativen Stellungnahmen seitens der Bundeswehr in Gebieten mit Höhen-beschränkungen aufgrund von Radaranlagen und damit zu abgelehnten Genehmigungsanträgen bzw. Vorbe-scheiden.\r\nVorschlag 4: Verpflichtende Beteiligung der Luftfahrtbehörden im Änderungsgenehmigungsverfahren.\r\n1.5. Strompreiszonen\r\nDerzeit wird über die Aufteilung der einheitlichen deutschen Strompreiszone diskutiert. Die Energiebranche erwartet dazu zeitnah eine Einschätzung der EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbe-hörden (ACER). Im Anschluss könnte die Diskussion über eine Aufteilung der deutschen Strompreiszone wei-ter Fahrt aufnehmen.\r\nDie Stabilität der Strompreiszonen ist entscheidend für die Investitionsbedingungen in erneuerbare Energien. Daher sollte die Bundesregierung an der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Strompreiszone festhalten. Eine Teilung der Gebotszone hätte hohe Systemumstellungskosten und würde eine erhebliche und dauerhafte Investitionsunsicherheit sowohl auf Erzeugungs- wie auf Nachfrageseite schaffen. Darüber hinaus schadet die Aufspaltung der Strompreiszonen dem Wirtschaftsstandort Deutschland und der heimischen Industrie, da durch steigende Strompreise Produkte weniger wettbewerbsfähig werden.\r\nVorschlag 5: Die neue Bundesregierung sollte sich für den Erhalt einer einheitlichen Strompreiszone starkma-chen und den Netzausbau zwischen Nord- und Süddeutschland weiter forcieren.\r\n2. Mittelfristige Maßnahmen\r\n2.1. Flächenbedarf\r\nGemäß dem Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) sind die Bundesländer verpflichtet, zunächst bis Ende 2025 1,4% der Landesfläche für den Ausbau der Windenergie bereitzustellen. Dieser Anteil muss bis Ende 2032 auf 2% steigen. Die Bundesländer und Kommunen arbeiten derzeit daran, die notwendigen Flä-chen für die Windenergie auszuweisen. Dieser laufende Prozess braucht stabile Rahmenbedingungen, um Planungsbehörden keinen Mehraufwand zu verursachen und um Projektentwicklern Investitionssicherheit zu geben.\r\nNeben den Standorten im Offenland können auch artenarme und intensiv genutzte Forststandorte für die Nutzung der Windenergie genutzt werden, auch als Beitrag zum ökologischen Waldumbau. Gerodete Flächen können durch Ausgleichs- und Kompensationsmaßnahmen, z.B. mit naturnahen Laub- und Mischwäldern und klimaresistenten Baumarten wieder aufgeforstet werden.\r\nVorschlag 6a: Beibehaltung der Flächenziele und der Steuerungslogik aus dem WindBG.\r\nVorschlag 6b: Nutzung von geeigneten Forststandorten zur Erreichung der Flächenziele.\r\n2.2. PPA-Markt stärken\r\nNach den aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes haben Anlagen-betreiber die Möglichkeit, zwischen verschiedenen Vermarktungsformen zu wechseln. Im Rahmen der Neu-gestaltung der Förderbedingungen für Erneuerbare sollten Wechselmöglichkeiten für Betreiber zwischen ge-fördertem und marktlichem Segment für erneuerbare Energien erhalten bleiben. Ohne mindestens einmalige Wechselmöglichkeit aus dem marktlichen in das geförderte Segment würde der aufkommende Markt für Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus Neuanlagen austrocknen und die Liquidität im Terminmarkt ein-schränken.\r\nIm aktuellen EEG gibt es Vorschriften für diese langfristigen Stromlieferverträge (PPAs) zwischen Betreibern von Erneuerbaren-Anlagen und Abnehmern (z.B. Industrieunternehmen), die eine räumliche Nähe zwischen der Erzeugungsanlage und dem Verbraucher fordern. Dies begrenzt die Standortwahl, erhöht die Kosten für Netzanschlüsse und erschwert den überregionalen Grünstromhandel. Das Kriterium der „unmittelbar räum-lichen Nähe“ im EEG stellt eine unnötige Hürde für den freien Handel mit Grünstrom dar. Seine Abschaffung könnte PPAs wirtschaftlicher machen, den Zugang der Industrie zu erneuerbaren Energien erleichtern und so den Markt für langfristige Grünstromverträge stärken.\r\nVorschlag 7: Verbesserung der Rahmenbedingung für PPAs durch Beibehaltung von Wechselmöglichkeiten und Abschaffung des Kriteriums der räumlichen Nähe.\r\n2.3. Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und Verbesserung der Akzeptanz\r\nIn den letzten Jahren sind sowohl auf Bundes- als auch auf Landesebene Schritte unternommen worden, um die Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen an Land zu vereinfachen und zu beschleunigen. Auch in Niedersachsen wurden 2024 im Rahmen der „Agenda für Bürokratieabbau“ entsprechende Maßnahmen ini-tiiert, darunter die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen. Dennoch besteht weiterhin Handlungsbedarf, da Genehmigungsprozesse häufig durch das Zusammenspiel aus bürokratischen Hürden, Naturschutzvorgaben und uneinheitlichen Regelungen verzögert werden. Die Rahmenbedingungen können u.a. mit Blick auf Digitalisierung, Entbürokratisierung und das Bundesimmissionsschutzgesetz verbes-sert werden:\r\n• Eine konsequente Digitalisierung und Entbürokratisierung hat das Potenzial, Verwaltungsabläufe effizien-ter zu gestalten. Die Bundesländer sollten offen sein für bundeseinheitliche Regelungen und vollständig digitale Antragsprozesse. Hierbei sollte die neue Bundesregierung im Dialog mit den Bundesländern un-terstützend einwirken. Eine Maßnahme in diesem Bereich sind auch praxisorientierte Anwendungsleitfä-den zu Bundesgesetzen, ebenso wie die Bereitstellung von modernen IT- und Softwarelösungen mit ein-heitlichen Schnittstellen.\r\n• Die neu geschaffenen Bundesregelungen der finanziellen Beteiligung von Kommunen an den erneuerba-ren Energien sollte beibehalten werden. Diese Beteiligung ist ein wichtiger Hebel, um die lokale Akzep-tanz zu erhöhen, den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen und wirtschaftliche Vorteile für Gemeinden zu schaffen. Um auch hier die Standardisierung voranzutreiben, sollte die neue Bundesregie-rung einen bundeseinheitlichen Rahmen für finanzielle Beteiligungsgesetze der Bundesländer vorgeben, der in Kombination mit einem Übergangszeitraum Planungssicherheit für bestehende Länderregelungen ermöglicht. Damit soll sichergestellt werden, dass die Länder vergleichbare und unbürokratische Rege-lungen, die die Kommunalabgabe maßvoll ergänzen, für die finanzielle Beteiligung von Kommunen und Bürgern treffen können.\r\n• Im Bereich des Natur- und Artenschutzes sollte es Ziel sein, das Prinzip des Populationsschutzes weiter konsequent auszubauen und Potenziale zur Standardisierung und Digitalisierung zu nutzen. Ersatzgelder in Artenhilfsprogramme sollten daher zielgerichtet und zeitnah in konkrete Projekte investiert werden. Standardisierungen zur Beurteilung von Gefährdungspotenzialen sollten zeitnah ins Bundesnaturschutz-gesetz (BNatSchG) aufgenommen werden.\r\nVorschlag 8a: Zur Beschleunigung der Windkraft-Genehmigungen sind weitere Entbürokratisierung und Digi-talisierung sowie ein einheitlicher Rahmen für die Kommunalbeteiligung nötig.\r\nVorschlag 8b: Das Bundesnaturschutzgesetzes sollte hinsichtlich einer stärkeren Standardisierung angepasst werden.\r\nAnsprechpartner für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de Alexander.vonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015678","regulatoryProjectTitle":"Klärung des Investitionsrahmens für Erneuerbarer-Energien-Anlagen und Stärkung des PPA-Marktes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/04/7a/504421/Stellungnahme-Gutachten-SG2504020039.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\nNiedersachsen ist Deutschlands führendes Energieland – mit Spitzenwerten bei Windstrom und Bioenergie, einer zentralen Rolle im Wasserstoffhochlauf und wichtiger Industrie-, Netz- und Hafeninfrastruktur. Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht und wettbewerbsfähig bleibt, ist es essenziell, dass die neue Bundesregierung Niedersachsen als strategische Kernregion der Energiewende begreift und die richtigen politischen Weichen stellt. Die folgenden operativen Handlungsempfehlungen zeigen auf, was dringend angepackt werden sollte.\r\n1. Finanzierung der Energiewende sichern – Stromkosten senken\r\nNach einer Studie des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sowie des Beratungsunternehmens Ernst & Young (EY) werden bis zum Jahr 2030 Investitionen in Höhe von rund 720 Milliarden Euro benötigt, um die Energiewende-Ziele zu erreichen. Diese Mittel sind dringend erforderlich, um den Aus- und Umbau der Energienetze, Speicher und Erzeugungskapazitäten zu realisieren. Private Investoren sind bereit, Kapital einzusetzen, doch bislang fehlt es noch an geeigneten Finanzierungsmechanismen und Planungssicherheit. Gleichzeitig müssen die Stromkosten für Verbraucher und Unternehmen gesenkt werden.\r\n• Attraktive Investitionsbedingungen schaffen: Zugang zu Hybrid- und Eigenkapital verbessern und staatliche Besicherungen für Infrastrukturprojekte ermöglichen.\r\n• Marktbasierte Finanzierungsinstrumente entwickeln, die risikoadäquate Renditen ermöglichen, um private Kapitalströme zu mobilisieren.\r\n• Senkung der Stromsteuer und weiterer Abgaben sowie Optimierung der Systemkosten, um den Strompreis für Haushalte und Unternehmen spürbar zu reduzieren und Anreize für beispielsweise E-Mobilität sowie Wärmepumpen zu setzen.\r\n2. Erneuerbare Energien brauchen verlässliche Rahmenbedingungen\r\nErneuerbare Energien sind das Rückgrat der Energiewende und entscheidend für eine unabhängige, sichere und bezahlbare Stromversorgung. Niedersachsen als führende Windstrom-Region kann eine zentrale Rolle spielen – doch dafür braucht es verlässliche Rahmenbedingungen.\r\n• ⁠Erneuerbare-Förderung reformieren: Die Förderung erneuerbarer Energien muss reformiert und schrittweise auf eine produktionsunabhängige Finanzierung umgestellt werden, um Preisspitzen und Netzengpässe zu minimieren.\r\n• Direktvermarktung und Power-Purchase-Agreements (PPA) ausbauen, um Unternehmen den Zugang zu Grünstrom zu erleichtern und eine marktorientierte Integration erneuerbarer Energien zu fördern.\r\n• Genehmigungen beschleunigen: Digitale Prozesse, standardisierte Verfahren und klare Regelungen im Natur- und Artenschutz sowie die Ausweisung von ausreichend Standorten für Windenenergie sind notwendig, um den Ausbau zu erleichtern.\r\n• Schnellstmögliche Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III), um Genehmigungsprozesse spürbar zu beschleunigen.\r\n2\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n3. Netzausbau und Strommarktdesign: Flexibilität erhöhen, Stabilität sichern\r\nNiedersachsen produziert 40 Prozent des deutschen Windstroms, doch fehlende Netzinfrastruktur und ein unzureichend angepasstes Strommarktdesign führen zu Abregelungen, hohen volkswirtschaftlichen Kosten und Risiken für die Versorgungssicherheit. Ein zukunftsfähiges Energiesystem erfordert marktgerechte Anreize sowie einen gezielten, systemdienlichen Netzausbau und die schnelle Umsetzung intelligenter Netze, um Flexibilität zu erhöhen, Netzengpässe zu vermeiden und stabile Strompreise zu sichern.\r\n• Smart-Meter-Rollout vereinfachen und beschleunigen sowie Datenverfügbarkeit verbessern, um netzstabilisierende Laststeuerung zu ermöglichen.\r\n• Netzausbau und Systemdienlichkeit priorisieren und Batteriespeicher, steuerbare Lasten sowie Wasserstoffproduktion gezielt integrieren, um Abregelungen zu vermeiden und Netzstabilität zu sichern.\r\n• Kombinierten Kapazitätsmechanismus einführen, um Investitionen in systemrelevante H2-ready-Kraftwerke, Speicher und flexible Lasten zu stärken und Netzengpässe zu reduzieren.\r\n• Eine durchgängige Digitalisierung steigert neben der Effizienz vor allem auch die Transparenz über den tatsächlichen Erneuerungs- und Ausbaubedarf der Netze, womit unnötige Investitionen vermieden werden können.\r\n• Einheitliche Strompreiszone erhalten, da eine Aufteilung vor allem niedersächsische Standorte zur Erzeugung erneuerbarer Energien benachteiligen und den Ausbau verlangsamen würde. Mittelfristig kommt es darauf an, dass die Branche ein Modell für mögliche EU-Vorgaben im Hinblick auf unterschiedliche Strompreiszonen entwickelt.\r\n4. Wasserstoffhochlauf beschleunigen – Niedersachsen als H2-Drehscheibe\r\nNiedersachsen verfügt über eine herausragende erneuerbare Erzeugungskapazität aus Windenergie sowohl an Land als auch offshore, eine günstige Küstenlage für Importe sowie eine zentrale Infrastruktur für den Transport in deutsche und europäische Industriezentren. Mit Projekten wie IPCEI-Elektrolyseuren, Speicherlösungen in Salzkavernen und dem Wasserstoff-Backbone schafft Niedersachsen die Basis für eine skalierbare und wettbewerbsfähige „grüne“ Wasserstoffwirtschaft.\r\n• Produktion von grünem Wasserstoff ermöglichen, z. B. durch Hinwirken bei der Europäischen Kommission für eine Anpassung der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt 2023/1184 nach Erneuerbarer-Energien-Richtlinie II (RED II).\r\n• Dauerhafte Netzentgeltbefreiung oder -reduktion für Elektrolyseure an netzentlastenden Standorten als Beitrag für eine systemeffiziente Wasserstoffproduktion\r\n• Kohärenter Finanzierungs- und Förderrahmen für Wasserstofferzeugung und -speicherung etablieren, um Planungs- und Investitionssicherheit zu schaffen.\r\n3\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n5. Wärmewende durch Förderung gezielt vorantreiben\r\nFern- und Nahwärmenetze sowie Wärmepumpen sind der Schlüssel für eine klimaneutrale Wärmeversorgung in städtischen und ländlichen Gebieten. Um beim Ausbau der Wärmeinfrastruktur langfristig voranzukommen, bedarf es verlässlicher Rahmenbedingungen und Investitionsanreize, statt neuer Regulierungsdebatten.\r\n• Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) verstetigen (Capex und Opex) und Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragprozesses\r\n• Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)\r\n• Weiterentwicklung der Wärmeförderung, z.B. über ein neues KWK-Segment im zukünftigen Kapazitätsmechanismus\r\n• Bessere Harmonisierung der einzelnen Gesetze im Wärmesektor, um Investitionshemmnisse abzubauen.\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein Versorgungskonzern im Bereich Strom, Erdgas, Telekommunikation und Informationstechnologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Registernummer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bun-destag und von der Bundesregierung beschlossenen Verhaltenskodex.\r\nKontakt\r\nEWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nww.ewe.com\r\nAnsprechpartner\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nAlexander von Essen\r\nalexander.vonessen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015679","regulatoryProjectTitle":"Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b6/ed/504470/Stellungnahme-Gutachten-SG2504020044.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Ausführlicher Teil Impulse zur Weiterentwicklung des gesetzlichen Rahmens für Windenergie an Land\r\nDie Windenergie ist eine tragende Säule der Energiewende. Etwa ein Drittel des deutschen Bruttostromver-brauchs stammt heute bereits aus der Windkraft. Sie spielt eine zentrale Rolle bei der Dekarbonisierung der Industrie und senkt durch ihre niedrigen Erzeugungskosten die Großhandelspreise für Strom. Deutschland stärkt damit seine Unabhängigkeit von fossilen Energiemärkten. Die Windenergie ist ein entscheidender Treiber für Wirtschaftswachstum und Beschäftigung, schafft - insbesondere in ländlich geprägten Regionen - Wohlstand durch lokale Wertschöpfung und Investitionen. Deutschland braucht deshalb einen geeigneten Ordnungsrahmen, um die Potenziale der Windenergie an Land weiter auszubauen.\r\n1. Kurzfristige Maßnahmen bis Ende 2025\r\n1.1. Umsetzung der europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III)\r\nDurch die europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III) können Genehmigungsverfahren für er-neuerbare Energien dauerhaft effizienter und schlanker gestaltet werden. Der Prüfaufwand auf Genehmi-gungsebene wird deutlich reduziert, ohne große Abstriche beim Natur- und Artenschutz. Um die Vorteile der RED III dauerhaft zu nutzen und einen Fadenriss in der Ausbaudynamik zu vermeiden, ist eine nationale Umsetzung von großer Bedeutung und Dringlichkeit. Die Vorgängerregelung läuft bereits Ende Juni 2025 aus. Ohne eine unmittelbare Anschlussregelung ist ein Rückfall in das alte, bürokratische Genehmigungs-recht die Folge, was auch die Genehmigungsbehörden vor große Herausforderungen stellt.\r\nVorschlag 1: Zeitnahe Umsetzung der RED III in nationales Recht (bis Ende Juni 2025).\r\n1.2. Klärung des Investitionsrahmens für Erneuerbarer-Energien-Anlagen\r\nDer Investitionsrahmen für erneuerbare Energien in Deutschland muss wegen europarechtlicher Vorgaben – einschließlich der EU-Anforderungen zum Abschöpfungsmechanismus („Claw-back“) – bis Ende 2026 refor-miert werden. Hierfür sollte sehr zeitnah eine Klärung angegangen werden. Der Mechanismus der gleitenden Marktprämie als Fördersystem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist wird dem inzwischen gewachse-nen Markt erneuerbarer Energien nicht mehr gerecht und bedarf einer Anpassung. Um die Versorgungssi-cherheit langfristig zu sichern und Systemkosten zu senken, sollte der neue Mechanismus Anreize zum markt- und systemdienlichen Anlagenbetrieb stärken. Zugleich sehen die EU-Vorgaben vor, dass bei überdurch-schnittlichen Gewinnen oder außergewöhnlich hohen Einspeiseerlösen aus Windenergieprojekten ein Claw-back-Mechanismus Anwendung findet, der eine anteilige Rückzahlung der Fördergelder vorsieht. Dies soll verhindern, dass Projekte durch überhöhte Subventionen Wettbewerbsvorteile erlangen und soll sicherstel-len, dass öffentliche Mittel effizient und marktorientiert eingesetzt werden.\r\nBei größeren Systemumstellungen im Investitionsrahmen ist allerdings ein angemessener und verlässlicher Übergangszeitraum elementar. Angesichts der langen Projektvorlaufzeiten und Projektlaufzeiten von Wind-projekten, müssen frühzeitig die Rahmenbedingungen für die Absicherung und Finanzierung des Ausbaus bekannt sein. Für den Übergangszeitraum zwischen 2027 und dem Beginn der 2030er Jahre ist es daher\r\nsinnvoll, vorerst einen Investitionsrahmen festzulegen, der sich nah am bestehenden Marktprämienmodell orientiert, also produktionsabhängige Zahlungen vorsieht.\r\nBei einer späteren Umstellung auf einen produktionsunabhängige Investitionsrahmen sollte ein grundsätzli-ches Maß an staatlicher Absicherung (z.B. durch Kapazitätszahlung) für neue Windparks an Land garantiert bleiben, damit Kapitalkosten nicht unnötig steigen und Projekte finanzierbar bleiben. Voraussetzung für einen grundlegenden Systemwechsel ist eine unbürokratische und nachvollziehbar kalkulierbare Ermittlung von Re-ferenzerträgen.\r\nDie Umstellung von der bisherigen produktionsabhängigen auf einen produktionsunabhängigen Investitions-rahmen kann dazu beitragen, Kosten zu senken, Überproduktion zu vermeiden und erneuerbare Energien besser in den Markt zu integrieren, ohne dass es zu unnötigen Eingriffen in den Netzbetrieb kommt. Langfris-tig ermöglicht das eine stabilere, nachhaltigere und flexiblere Energieversorgung.\r\nVorschlag 2: Überleitung des bestehenden Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in ein produktionsabhängi-ges Übergangssystem mit Claw-Back-Mechanismus sowie Vorbereitung der langfristigen Einführung einer produktionsunabhängigen Absicherung.\r\n1.3. Netzausbau weiter beschleunigen\r\nDie Energiewende kann nur gelingen, wenn die Erneuerbaren-Energien-Anlagen auch ohne Zeitverzug in das Netz integriert werden. Um einen zügigen Netzanschluss für Windenergie zu erreichen, ist die weitere Be-schleunigung des Netzausbaus notwendig. Insbesondere die Genehmigungsverfahren auf Hoch- und Höchst-spannungsebene sollten vereinfacht werden, um große Netzausbauprojekte zu fördern. Zusätzliche Heraus-forderungen stellen die langen Lieferzeiten (teilweise mehrere Jahre) einzelner Netzkomponenten (z.B. Um-spannwerke) sowie der Fachkräftemangel bzw. die fehlenden Dienstleister zur Durchführung der Projekte auf allen Spannungsebenen dar. Hierzu werden ebenfalls weitere (politische) Rahmenbedingungen benötigt, um diesen Kapazitätsengpässen entgegenzutreten.\r\nWeiterhin muss es das Ziel sein, Netzanschlussverfahren zu vereinfachen und zu standardisieren. Dafür braucht es eine netzbetreiberübergreifende Standardisierung des Gesamtverfahrens – insbesondere die bun-desweite Harmonisierung der Technischen Anschlussbedingungen (TAB), die Standardisierung der Geschäfts-prozesse von Netzbetreibern, die Standardisierung der Reservierungsmechanismen sowie die Standardisie-rung des Inbetriebnahmeverfahrens. Von übergreifend einheitlichen Prozessen profitieren sowohl die Pro-jektentwickler von Anlagen zur Erzeugung und Speicherung von erneuerbaren Energien als auch Netzbetrei-ber. Die Standardisierung und Entbürokratisierung wirken sich zudem positiv auf die Kosten des Energiesys-tems aus.\r\nVorschlag 3: Die neue Bundesregierung sollte den Netzausbau beschleunigen, Genehmigungsverfahren ver-einfachen, Netzanschlussverfahren standardisieren und Maßnahmen gegen Kapazitätsengpässe ergreifen, um eine zügige Integration erneuerbarer Energien ins Stromnetz sicherzustellen.\r\n1.4. Belange der Luftfahrt\r\nDie neue Bundesregierung sollte das Bundesimmissionsschutzgesetz dringend und kurzfristig so abändern, dass Belange der Luftfahrt ebenfalls bei Änderungsgenehmigungen abgefragt werden. Die aktuelle Rechtslage sieht das nicht vor. Das führt zu negativen Stellungnahmen seitens der Bundeswehr in Gebieten mit Höhen-beschränkungen aufgrund von Radaranlagen und damit zu abgelehnten Genehmigungsanträgen bzw. Vorbe-scheiden.\r\nVorschlag 4: Verpflichtende Beteiligung der Luftfahrtbehörden im Änderungsgenehmigungsverfahren.\r\n1.5. Strompreiszonen\r\nDerzeit wird über die Aufteilung der einheitlichen deutschen Strompreiszone diskutiert. Die Energiebranche erwartet dazu zeitnah eine Einschätzung der EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbe-hörden (ACER). Im Anschluss könnte die Diskussion über eine Aufteilung der deutschen Strompreiszone wei-ter Fahrt aufnehmen.\r\nDie Stabilität der Strompreiszonen ist entscheidend für die Investitionsbedingungen in erneuerbare Energien. Daher sollte die Bundesregierung an der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Strompreiszone festhalten. Eine Teilung der Gebotszone hätte hohe Systemumstellungskosten und würde eine erhebliche und dauerhafte Investitionsunsicherheit sowohl auf Erzeugungs- wie auf Nachfrageseite schaffen. Darüber hinaus schadet die Aufspaltung der Strompreiszonen dem Wirtschaftsstandort Deutschland und der heimischen Industrie, da durch steigende Strompreise Produkte weniger wettbewerbsfähig werden.\r\nVorschlag 5: Die neue Bundesregierung sollte sich für den Erhalt einer einheitlichen Strompreiszone starkma-chen und den Netzausbau zwischen Nord- und Süddeutschland weiter forcieren.\r\n2. Mittelfristige Maßnahmen\r\n2.1. Flächenbedarf\r\nGemäß dem Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) sind die Bundesländer verpflichtet, zunächst bis Ende 2025 1,4% der Landesfläche für den Ausbau der Windenergie bereitzustellen. Dieser Anteil muss bis Ende 2032 auf 2% steigen. Die Bundesländer und Kommunen arbeiten derzeit daran, die notwendigen Flä-chen für die Windenergie auszuweisen. Dieser laufende Prozess braucht stabile Rahmenbedingungen, um Planungsbehörden keinen Mehraufwand zu verursachen und um Projektentwicklern Investitionssicherheit zu geben.\r\nNeben den Standorten im Offenland können auch artenarme und intensiv genutzte Forststandorte für die Nutzung der Windenergie genutzt werden, auch als Beitrag zum ökologischen Waldumbau. Gerodete Flächen können durch Ausgleichs- und Kompensationsmaßnahmen, z.B. mit naturnahen Laub- und Mischwäldern und klimaresistenten Baumarten wieder aufgeforstet werden.\r\nVorschlag 6a: Beibehaltung der Flächenziele und der Steuerungslogik aus dem WindBG.\r\nVorschlag 6b: Nutzung von geeigneten Forststandorten zur Erreichung der Flächenziele.\r\n2.2. PPA-Markt stärken\r\nNach den aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes haben Anlagen-betreiber die Möglichkeit, zwischen verschiedenen Vermarktungsformen zu wechseln. Im Rahmen der Neu-gestaltung der Förderbedingungen für Erneuerbare sollten Wechselmöglichkeiten für Betreiber zwischen ge-fördertem und marktlichem Segment für erneuerbare Energien erhalten bleiben. Ohne mindestens einmalige Wechselmöglichkeit aus dem marktlichen in das geförderte Segment würde der aufkommende Markt für Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus Neuanlagen austrocknen und die Liquidität im Terminmarkt ein-schränken.\r\nIm aktuellen EEG gibt es Vorschriften für diese langfristigen Stromlieferverträge (PPAs) zwischen Betreibern von Erneuerbaren-Anlagen und Abnehmern (z.B. Industrieunternehmen), die eine räumliche Nähe zwischen der Erzeugungsanlage und dem Verbraucher fordern. Dies begrenzt die Standortwahl, erhöht die Kosten für Netzanschlüsse und erschwert den überregionalen Grünstromhandel. Das Kriterium der „unmittelbar räum-lichen Nähe“ im EEG stellt eine unnötige Hürde für den freien Handel mit Grünstrom dar. Seine Abschaffung könnte PPAs wirtschaftlicher machen, den Zugang der Industrie zu erneuerbaren Energien erleichtern und so den Markt für langfristige Grünstromverträge stärken.\r\nVorschlag 7: Verbesserung der Rahmenbedingung für PPAs durch Beibehaltung von Wechselmöglichkeiten und Abschaffung des Kriteriums der räumlichen Nähe.\r\n2.3. Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und Verbesserung der Akzeptanz\r\nIn den letzten Jahren sind sowohl auf Bundes- als auch auf Landesebene Schritte unternommen worden, um die Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen an Land zu vereinfachen und zu beschleunigen. Auch in Niedersachsen wurden 2024 im Rahmen der „Agenda für Bürokratieabbau“ entsprechende Maßnahmen ini-tiiert, darunter die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen. Dennoch besteht weiterhin Handlungsbedarf, da Genehmigungsprozesse häufig durch das Zusammenspiel aus bürokratischen Hürden, Naturschutzvorgaben und uneinheitlichen Regelungen verzögert werden. Die Rahmenbedingungen können u.a. mit Blick auf Digitalisierung, Entbürokratisierung und das Bundesimmissionsschutzgesetz verbes-sert werden:\r\n• Eine konsequente Digitalisierung und Entbürokratisierung hat das Potenzial, Verwaltungsabläufe effizien-ter zu gestalten. Die Bundesländer sollten offen sein für bundeseinheitliche Regelungen und vollständig digitale Antragsprozesse. Hierbei sollte die neue Bundesregierung im Dialog mit den Bundesländern un-terstützend einwirken. Eine Maßnahme in diesem Bereich sind auch praxisorientierte Anwendungsleitfä-den zu Bundesgesetzen, ebenso wie die Bereitstellung von modernen IT- und Softwarelösungen mit ein-heitlichen Schnittstellen.\r\n• Die neu geschaffenen Bundesregelungen der finanziellen Beteiligung von Kommunen an den erneuerba-ren Energien sollte beibehalten werden. Diese Beteiligung ist ein wichtiger Hebel, um die lokale Akzep-tanz zu erhöhen, den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen und wirtschaftliche Vorteile für Gemeinden zu schaffen. Um auch hier die Standardisierung voranzutreiben, sollte die neue Bundesregie-rung einen bundeseinheitlichen Rahmen für finanzielle Beteiligungsgesetze der Bundesländer vorgeben, der in Kombination mit einem Übergangszeitraum Planungssicherheit für bestehende Länderregelungen ermöglicht. Damit soll sichergestellt werden, dass die Länder vergleichbare und unbürokratische Rege-lungen, die die Kommunalabgabe maßvoll ergänzen, für die finanzielle Beteiligung von Kommunen und Bürgern treffen können.\r\n• Im Bereich des Natur- und Artenschutzes sollte es Ziel sein, das Prinzip des Populationsschutzes weiter konsequent auszubauen und Potenziale zur Standardisierung und Digitalisierung zu nutzen. Ersatzgelder in Artenhilfsprogramme sollten daher zielgerichtet und zeitnah in konkrete Projekte investiert werden. Standardisierungen zur Beurteilung von Gefährdungspotenzialen sollten zeitnah ins Bundesnaturschutz-gesetz (BNatSchG) aufgenommen werden.\r\nVorschlag 8a: Zur Beschleunigung der Windkraft-Genehmigungen sind weitere Entbürokratisierung und Digi-talisierung sowie ein einheitlicher Rahmen für die Kommunalbeteiligung nötig.\r\nVorschlag 8b: Das Bundesnaturschutzgesetzes sollte hinsichtlich einer stärkeren Standardisierung angepasst werden.\r\nAnsprechpartner für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de Alexander.vonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015680","regulatoryProjectTitle":"Nutzung von geeigneten Flächen zur Erreichung der Wind-Flächenziele","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/58/74/504423/Stellungnahme-Gutachten-SG2503260074.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Umsetzung der europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III)\r\nDurch die europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III) können Genehmigungsverfahren für er-neuerbare Energien dauerhaft effizienter und schlanker gestaltet werden. Der Prüfaufwand auf Genehmi-gungsebene wird deutlich reduziert, ohne große Abstriche beim Natur- und Artenschutz. Um die Vorteile der RED III dauerhaft zu nutzen und einen Fadenriss in der Ausbaudynamik zu vermeiden, ist eine nationale Umsetzung von großer Bedeutung und Dringlichkeit. Die Vorgängerregelung läuft bereits Ende Juni 2025 aus. Ohne eine unmittelbare Anschlussregelung ist ein Rückfall in das alte, bürokratische Genehmigungs-recht die Folge, was auch die Genehmigungsbehörden vor große Herausforderungen stellt.\r\nVorschlag 1: Zeitnahe Umsetzung der RED III in nationales Recht (bis Ende Juni 2025).\r\n1.2. Klärung des Investitionsrahmens für Erneuerbarer-Energien-Anlagen\r\nDer Investitionsrahmen für erneuerbare Energien in Deutschland muss wegen europarechtlicher Vorgaben – einschließlich der EU-Anforderungen zum Abschöpfungsmechanismus („Claw-back“) – bis Ende 2026 refor-miert werden. Hierfür sollte sehr zeitnah eine Klärung angegangen werden. Der Mechanismus der gleitenden Marktprämie als Fördersystem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist wird dem inzwischen gewachse-nen Markt erneuerbarer Energien nicht mehr gerecht und bedarf einer Anpassung. Um die Versorgungssi-cherheit langfristig zu sichern und Systemkosten zu senken, sollte der neue Mechanismus Anreize zum markt- und systemdienlichen Anlagenbetrieb stärken. Zugleich sehen die EU-Vorgaben vor, dass bei überdurch-schnittlichen Gewinnen oder außergewöhnlich hohen Einspeiseerlösen aus Windenergieprojekten ein Claw-back-Mechanismus Anwendung findet, der eine anteilige Rückzahlung der Fördergelder vorsieht. Dies soll verhindern, dass Projekte durch überhöhte Subventionen Wettbewerbsvorteile erlangen und soll sicherstel-len, dass öffentliche Mittel effizient und marktorientiert eingesetzt werden.\r\nBei größeren Systemumstellungen im Investitionsrahmen ist allerdings ein angemessener und verlässlicher Übergangszeitraum elementar. Angesichts der langen Projektvorlaufzeiten und Projektlaufzeiten von Wind-projekten, müssen frühzeitig die Rahmenbedingungen für die Absicherung und Finanzierung des Ausbaus bekannt sein. Für den Übergangszeitraum zwischen 2027 und dem Beginn der 2030er Jahre ist es daher\r\nsinnvoll, vorerst einen Investitionsrahmen festzulegen, der sich nah am bestehenden Marktprämienmodell orientiert, also produktionsabhängige Zahlungen vorsieht.\r\nBei einer späteren Umstellung auf einen produktionsunabhängige Investitionsrahmen sollte ein grundsätzli-ches Maß an staatlicher Absicherung (z.B. durch Kapazitätszahlung) für neue Windparks an Land garantiert bleiben, damit Kapitalkosten nicht unnötig steigen und Projekte finanzierbar bleiben. Voraussetzung für einen grundlegenden Systemwechsel ist eine unbürokratische und nachvollziehbar kalkulierbare Ermittlung von Re-ferenzerträgen.\r\nDie Umstellung von der bisherigen produktionsabhängigen auf einen produktionsunabhängigen Investitions-rahmen kann dazu beitragen, Kosten zu senken, Überproduktion zu vermeiden und erneuerbare Energien besser in den Markt zu integrieren, ohne dass es zu unnötigen Eingriffen in den Netzbetrieb kommt. Langfris-tig ermöglicht das eine stabilere, nachhaltigere und flexiblere Energieversorgung.\r\nVorschlag 2: Überleitung des bestehenden Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in ein produktionsabhängi-ges Übergangssystem mit Claw-Back-Mechanismus sowie Vorbereitung der langfristigen Einführung einer produktionsunabhängigen Absicherung.\r\n1.3. Netzausbau weiter beschleunigen\r\nDie Energiewende kann nur gelingen, wenn die Erneuerbaren-Energien-Anlagen auch ohne Zeitverzug in das Netz integriert werden. Um einen zügigen Netzanschluss für Windenergie zu erreichen, ist die weitere Be-schleunigung des Netzausbaus notwendig. Insbesondere die Genehmigungsverfahren auf Hoch- und Höchst-spannungsebene sollten vereinfacht werden, um große Netzausbauprojekte zu fördern. Zusätzliche Heraus-forderungen stellen die langen Lieferzeiten (teilweise mehrere Jahre) einzelner Netzkomponenten (z.B. Um-spannwerke) sowie der Fachkräftemangel bzw. die fehlenden Dienstleister zur Durchführung der Projekte auf allen Spannungsebenen dar. Hierzu werden ebenfalls weitere (politische) Rahmenbedingungen benötigt, um diesen Kapazitätsengpässen entgegenzutreten.\r\nWeiterhin muss es das Ziel sein, Netzanschlussverfahren zu vereinfachen und zu standardisieren. Dafür braucht es eine netzbetreiberübergreifende Standardisierung des Gesamtverfahrens – insbesondere die bun-desweite Harmonisierung der Technischen Anschlussbedingungen (TAB), die Standardisierung der Geschäfts-prozesse von Netzbetreibern, die Standardisierung der Reservierungsmechanismen sowie die Standardisie-rung des Inbetriebnahmeverfahrens. Von übergreifend einheitlichen Prozessen profitieren sowohl die Pro-jektentwickler von Anlagen zur Erzeugung und Speicherung von erneuerbaren Energien als auch Netzbetrei-ber. Die Standardisierung und Entbürokratisierung wirken sich zudem positiv auf die Kosten des Energiesys-tems aus.\r\nVorschlag 3: Die neue Bundesregierung sollte den Netzausbau beschleunigen, Genehmigungsverfahren ver-einfachen, Netzanschlussverfahren standardisieren und Maßnahmen gegen Kapazitätsengpässe ergreifen, um eine zügige Integration erneuerbarer Energien ins Stromnetz sicherzustellen.\r\n1.4. Belange der Luftfahrt\r\nDie neue Bundesregierung sollte das Bundesimmissionsschutzgesetz dringend und kurzfristig so abändern, dass Belange der Luftfahrt ebenfalls bei Änderungsgenehmigungen abgefragt werden. Die aktuelle Rechtslage sieht das nicht vor. Das führt zu negativen Stellungnahmen seitens der Bundeswehr in Gebieten mit Höhen-beschränkungen aufgrund von Radaranlagen und damit zu abgelehnten Genehmigungsanträgen bzw. Vorbe-scheiden.\r\nVorschlag 4: Verpflichtende Beteiligung der Luftfahrtbehörden im Änderungsgenehmigungsverfahren.\r\n1.5. Strompreiszonen\r\nDerzeit wird über die Aufteilung der einheitlichen deutschen Strompreiszone diskutiert. Die Energiebranche erwartet dazu zeitnah eine Einschätzung der EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbe-hörden (ACER). Im Anschluss könnte die Diskussion über eine Aufteilung der deutschen Strompreiszone wei-ter Fahrt aufnehmen.\r\nDie Stabilität der Strompreiszonen ist entscheidend für die Investitionsbedingungen in erneuerbare Energien. Daher sollte die Bundesregierung an der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Strompreiszone festhalten. Eine Teilung der Gebotszone hätte hohe Systemumstellungskosten und würde eine erhebliche und dauerhafte Investitionsunsicherheit sowohl auf Erzeugungs- wie auf Nachfrageseite schaffen. Darüber hinaus schadet die Aufspaltung der Strompreiszonen dem Wirtschaftsstandort Deutschland und der heimischen Industrie, da durch steigende Strompreise Produkte weniger wettbewerbsfähig werden.\r\nVorschlag 5: Die neue Bundesregierung sollte sich für den Erhalt einer einheitlichen Strompreiszone starkma-chen und den Netzausbau zwischen Nord- und Süddeutschland weiter forcieren.\r\n2. Mittelfristige Maßnahmen\r\n2.1. Flächenbedarf\r\nGemäß dem Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) sind die Bundesländer verpflichtet, zunächst bis Ende 2025 1,4% der Landesfläche für den Ausbau der Windenergie bereitzustellen. Dieser Anteil muss bis Ende 2032 auf 2% steigen. Die Bundesländer und Kommunen arbeiten derzeit daran, die notwendigen Flä-chen für die Windenergie auszuweisen. Dieser laufende Prozess braucht stabile Rahmenbedingungen, um Planungsbehörden keinen Mehraufwand zu verursachen und um Projektentwicklern Investitionssicherheit zu geben.\r\nNeben den Standorten im Offenland können auch artenarme und intensiv genutzte Forststandorte für die Nutzung der Windenergie genutzt werden, auch als Beitrag zum ökologischen Waldumbau. Gerodete Flächen können durch Ausgleichs- und Kompensationsmaßnahmen, z.B. mit naturnahen Laub- und Mischwäldern und klimaresistenten Baumarten wieder aufgeforstet werden.\r\nVorschlag 6a: Beibehaltung der Flächenziele und der Steuerungslogik aus dem WindBG.\r\nVorschlag 6b: Nutzung von geeigneten Forststandorten zur Erreichung der Flächenziele.\r\n2.2. PPA-Markt stärken\r\nNach den aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes haben Anlagen-betreiber die Möglichkeit, zwischen verschiedenen Vermarktungsformen zu wechseln. Im Rahmen der Neu-gestaltung der Förderbedingungen für Erneuerbare sollten Wechselmöglichkeiten für Betreiber zwischen ge-fördertem und marktlichem Segment für erneuerbare Energien erhalten bleiben. Ohne mindestens einmalige Wechselmöglichkeit aus dem marktlichen in das geförderte Segment würde der aufkommende Markt für Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus Neuanlagen austrocknen und die Liquidität im Terminmarkt ein-schränken.\r\nIm aktuellen EEG gibt es Vorschriften für diese langfristigen Stromlieferverträge (PPAs) zwischen Betreibern von Erneuerbaren-Anlagen und Abnehmern (z.B. Industrieunternehmen), die eine räumliche Nähe zwischen der Erzeugungsanlage und dem Verbraucher fordern. Dies begrenzt die Standortwahl, erhöht die Kosten für Netzanschlüsse und erschwert den überregionalen Grünstromhandel. Das Kriterium der „unmittelbar räum-lichen Nähe“ im EEG stellt eine unnötige Hürde für den freien Handel mit Grünstrom dar. Seine Abschaffung könnte PPAs wirtschaftlicher machen, den Zugang der Industrie zu erneuerbaren Energien erleichtern und so den Markt für langfristige Grünstromverträge stärken.\r\nVorschlag 7: Verbesserung der Rahmenbedingung für PPAs durch Beibehaltung von Wechselmöglichkeiten und Abschaffung des Kriteriums der räumlichen Nähe.\r\n2.3. Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und Verbesserung der Akzeptanz\r\nIn den letzten Jahren sind sowohl auf Bundes- als auch auf Landesebene Schritte unternommen worden, um die Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen an Land zu vereinfachen und zu beschleunigen. Auch in Niedersachsen wurden 2024 im Rahmen der „Agenda für Bürokratieabbau“ entsprechende Maßnahmen ini-tiiert, darunter die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen. Dennoch besteht weiterhin Handlungsbedarf, da Genehmigungsprozesse häufig durch das Zusammenspiel aus bürokratischen Hürden, Naturschutzvorgaben und uneinheitlichen Regelungen verzögert werden. Die Rahmenbedingungen können u.a. mit Blick auf Digitalisierung, Entbürokratisierung und das Bundesimmissionsschutzgesetz verbes-sert werden:\r\n• Eine konsequente Digitalisierung und Entbürokratisierung hat das Potenzial, Verwaltungsabläufe effizien-ter zu gestalten. Die Bundesländer sollten offen sein für bundeseinheitliche Regelungen und vollständig digitale Antragsprozesse. Hierbei sollte die neue Bundesregierung im Dialog mit den Bundesländern un-terstützend einwirken. Eine Maßnahme in diesem Bereich sind auch praxisorientierte Anwendungsleitfä-den zu Bundesgesetzen, ebenso wie die Bereitstellung von modernen IT- und Softwarelösungen mit ein-heitlichen Schnittstellen.\r\n• Die neu geschaffenen Bundesregelungen der finanziellen Beteiligung von Kommunen an den erneuerba-ren Energien sollte beibehalten werden. Diese Beteiligung ist ein wichtiger Hebel, um die lokale Akzep-tanz zu erhöhen, den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen und wirtschaftliche Vorteile für Gemeinden zu schaffen. Um auch hier die Standardisierung voranzutreiben, sollte die neue Bundesregie-rung einen bundeseinheitlichen Rahmen für finanzielle Beteiligungsgesetze der Bundesländer vorgeben, der in Kombination mit einem Übergangszeitraum Planungssicherheit für bestehende Länderregelungen ermöglicht. Damit soll sichergestellt werden, dass die Länder vergleichbare und unbürokratische Rege-lungen, die die Kommunalabgabe maßvoll ergänzen, für die finanzielle Beteiligung von Kommunen und Bürgern treffen können.\r\n• Im Bereich des Natur- und Artenschutzes sollte es Ziel sein, das Prinzip des Populationsschutzes weiter konsequent auszubauen und Potenziale zur Standardisierung und Digitalisierung zu nutzen. Ersatzgelder in Artenhilfsprogramme sollten daher zielgerichtet und zeitnah in konkrete Projekte investiert werden. Standardisierungen zur Beurteilung von Gefährdungspotenzialen sollten zeitnah ins Bundesnaturschutz-gesetz (BNatSchG) aufgenommen werden.\r\nVorschlag 8a: Zur Beschleunigung der Windkraft-Genehmigungen sind weitere Entbürokratisierung und Digi-talisierung sowie ein einheitlicher Rahmen für die Kommunalbeteiligung nötig.\r\nVorschlag 8b: Das Bundesnaturschutzgesetzes sollte hinsichtlich einer stärkeren Standardisierung angepasst werden.\r\nAnsprechpartner für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de Alexander.vonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015681","regulatoryProjectTitle":"Stärkere Standardisierung im Bundesnaturschutzgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/61/15/504425/Stellungnahme-Gutachten-SG2503260075.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Ausführlicher Teil Impulse zur Weiterentwicklung des gesetzlichen Rahmens für Windenergie an Land\r\nDie Windenergie ist eine tragende Säule der Energiewende. Etwa ein Drittel des deutschen Bruttostromver-brauchs stammt heute bereits aus der Windkraft. Sie spielt eine zentrale Rolle bei der Dekarbonisierung der Industrie und senkt durch ihre niedrigen Erzeugungskosten die Großhandelspreise für Strom. Deutschland stärkt damit seine Unabhängigkeit von fossilen Energiemärkten. Die Windenergie ist ein entscheidender Treiber für Wirtschaftswachstum und Beschäftigung, schafft - insbesondere in ländlich geprägten Regionen - Wohlstand durch lokale Wertschöpfung und Investitionen. Deutschland braucht deshalb einen geeigneten Ordnungsrahmen, um die Potenziale der Windenergie an Land weiter auszubauen.\r\n1. Kurzfristige Maßnahmen bis Ende 2025\r\n1.1. Umsetzung der europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III)\r\nDurch die europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III) können Genehmigungsverfahren für er-neuerbare Energien dauerhaft effizienter und schlanker gestaltet werden. Der Prüfaufwand auf Genehmi-gungsebene wird deutlich reduziert, ohne große Abstriche beim Natur- und Artenschutz. Um die Vorteile der RED III dauerhaft zu nutzen und einen Fadenriss in der Ausbaudynamik zu vermeiden, ist eine nationale Umsetzung von großer Bedeutung und Dringlichkeit. Die Vorgängerregelung läuft bereits Ende Juni 2025 aus. Ohne eine unmittelbare Anschlussregelung ist ein Rückfall in das alte, bürokratische Genehmigungs-recht die Folge, was auch die Genehmigungsbehörden vor große Herausforderungen stellt.\r\nVorschlag 1: Zeitnahe Umsetzung der RED III in nationales Recht (bis Ende Juni 2025).\r\n1.2. Klärung des Investitionsrahmens für Erneuerbarer-Energien-Anlagen\r\nDer Investitionsrahmen für erneuerbare Energien in Deutschland muss wegen europarechtlicher Vorgaben – einschließlich der EU-Anforderungen zum Abschöpfungsmechanismus („Claw-back“) – bis Ende 2026 refor-miert werden. Hierfür sollte sehr zeitnah eine Klärung angegangen werden. Der Mechanismus der gleitenden Marktprämie als Fördersystem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist wird dem inzwischen gewachse-nen Markt erneuerbarer Energien nicht mehr gerecht und bedarf einer Anpassung. Um die Versorgungssi-cherheit langfristig zu sichern und Systemkosten zu senken, sollte der neue Mechanismus Anreize zum markt- und systemdienlichen Anlagenbetrieb stärken. Zugleich sehen die EU-Vorgaben vor, dass bei überdurch-schnittlichen Gewinnen oder außergewöhnlich hohen Einspeiseerlösen aus Windenergieprojekten ein Claw-back-Mechanismus Anwendung findet, der eine anteilige Rückzahlung der Fördergelder vorsieht. Dies soll verhindern, dass Projekte durch überhöhte Subventionen Wettbewerbsvorteile erlangen und soll sicherstel-len, dass öffentliche Mittel effizient und marktorientiert eingesetzt werden.\r\nBei größeren Systemumstellungen im Investitionsrahmen ist allerdings ein angemessener und verlässlicher Übergangszeitraum elementar. Angesichts der langen Projektvorlaufzeiten und Projektlaufzeiten von Wind-projekten, müssen frühzeitig die Rahmenbedingungen für die Absicherung und Finanzierung des Ausbaus bekannt sein. Für den Übergangszeitraum zwischen 2027 und dem Beginn der 2030er Jahre ist es daher\r\nsinnvoll, vorerst einen Investitionsrahmen festzulegen, der sich nah am bestehenden Marktprämienmodell orientiert, also produktionsabhängige Zahlungen vorsieht.\r\nBei einer späteren Umstellung auf einen produktionsunabhängige Investitionsrahmen sollte ein grundsätzli-ches Maß an staatlicher Absicherung (z.B. durch Kapazitätszahlung) für neue Windparks an Land garantiert bleiben, damit Kapitalkosten nicht unnötig steigen und Projekte finanzierbar bleiben. Voraussetzung für einen grundlegenden Systemwechsel ist eine unbürokratische und nachvollziehbar kalkulierbare Ermittlung von Re-ferenzerträgen.\r\nDie Umstellung von der bisherigen produktionsabhängigen auf einen produktionsunabhängigen Investitions-rahmen kann dazu beitragen, Kosten zu senken, Überproduktion zu vermeiden und erneuerbare Energien besser in den Markt zu integrieren, ohne dass es zu unnötigen Eingriffen in den Netzbetrieb kommt. Langfris-tig ermöglicht das eine stabilere, nachhaltigere und flexiblere Energieversorgung.\r\nVorschlag 2: Überleitung des bestehenden Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in ein produktionsabhängi-ges Übergangssystem mit Claw-Back-Mechanismus sowie Vorbereitung der langfristigen Einführung einer produktionsunabhängigen Absicherung.\r\n1.3. Netzausbau weiter beschleunigen\r\nDie Energiewende kann nur gelingen, wenn die Erneuerbaren-Energien-Anlagen auch ohne Zeitverzug in das Netz integriert werden. Um einen zügigen Netzanschluss für Windenergie zu erreichen, ist die weitere Be-schleunigung des Netzausbaus notwendig. Insbesondere die Genehmigungsverfahren auf Hoch- und Höchst-spannungsebene sollten vereinfacht werden, um große Netzausbauprojekte zu fördern. Zusätzliche Heraus-forderungen stellen die langen Lieferzeiten (teilweise mehrere Jahre) einzelner Netzkomponenten (z.B. Um-spannwerke) sowie der Fachkräftemangel bzw. die fehlenden Dienstleister zur Durchführung der Projekte auf allen Spannungsebenen dar. Hierzu werden ebenfalls weitere (politische) Rahmenbedingungen benötigt, um diesen Kapazitätsengpässen entgegenzutreten.\r\nWeiterhin muss es das Ziel sein, Netzanschlussverfahren zu vereinfachen und zu standardisieren. Dafür braucht es eine netzbetreiberübergreifende Standardisierung des Gesamtverfahrens – insbesondere die bun-desweite Harmonisierung der Technischen Anschlussbedingungen (TAB), die Standardisierung der Geschäfts-prozesse von Netzbetreibern, die Standardisierung der Reservierungsmechanismen sowie die Standardisie-rung des Inbetriebnahmeverfahrens. Von übergreifend einheitlichen Prozessen profitieren sowohl die Pro-jektentwickler von Anlagen zur Erzeugung und Speicherung von erneuerbaren Energien als auch Netzbetrei-ber. Die Standardisierung und Entbürokratisierung wirken sich zudem positiv auf die Kosten des Energiesys-tems aus.\r\nVorschlag 3: Die neue Bundesregierung sollte den Netzausbau beschleunigen, Genehmigungsverfahren ver-einfachen, Netzanschlussverfahren standardisieren und Maßnahmen gegen Kapazitätsengpässe ergreifen, um eine zügige Integration erneuerbarer Energien ins Stromnetz sicherzustellen.\r\n1.4. Belange der Luftfahrt\r\nDie neue Bundesregierung sollte das Bundesimmissionsschutzgesetz dringend und kurzfristig so abändern, dass Belange der Luftfahrt ebenfalls bei Änderungsgenehmigungen abgefragt werden. Die aktuelle Rechtslage sieht das nicht vor. Das führt zu negativen Stellungnahmen seitens der Bundeswehr in Gebieten mit Höhen-beschränkungen aufgrund von Radaranlagen und damit zu abgelehnten Genehmigungsanträgen bzw. Vorbe-scheiden.\r\nVorschlag 4: Verpflichtende Beteiligung der Luftfahrtbehörden im Änderungsgenehmigungsverfahren.\r\n1.5. Strompreiszonen\r\nDerzeit wird über die Aufteilung der einheitlichen deutschen Strompreiszone diskutiert. Die Energiebranche erwartet dazu zeitnah eine Einschätzung der EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbe-hörden (ACER). Im Anschluss könnte die Diskussion über eine Aufteilung der deutschen Strompreiszone wei-ter Fahrt aufnehmen.\r\nDie Stabilität der Strompreiszonen ist entscheidend für die Investitionsbedingungen in erneuerbare Energien. Daher sollte die Bundesregierung an der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Strompreiszone festhalten. Eine Teilung der Gebotszone hätte hohe Systemumstellungskosten und würde eine erhebliche und dauerhafte Investitionsunsicherheit sowohl auf Erzeugungs- wie auf Nachfrageseite schaffen. Darüber hinaus schadet die Aufspaltung der Strompreiszonen dem Wirtschaftsstandort Deutschland und der heimischen Industrie, da durch steigende Strompreise Produkte weniger wettbewerbsfähig werden.\r\nVorschlag 5: Die neue Bundesregierung sollte sich für den Erhalt einer einheitlichen Strompreiszone starkma-chen und den Netzausbau zwischen Nord- und Süddeutschland weiter forcieren.\r\n2. Mittelfristige Maßnahmen\r\n2.1. Flächenbedarf\r\nGemäß dem Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) sind die Bundesländer verpflichtet, zunächst bis Ende 2025 1,4% der Landesfläche für den Ausbau der Windenergie bereitzustellen. Dieser Anteil muss bis Ende 2032 auf 2% steigen. Die Bundesländer und Kommunen arbeiten derzeit daran, die notwendigen Flä-chen für die Windenergie auszuweisen. Dieser laufende Prozess braucht stabile Rahmenbedingungen, um Planungsbehörden keinen Mehraufwand zu verursachen und um Projektentwicklern Investitionssicherheit zu geben.\r\nNeben den Standorten im Offenland können auch artenarme und intensiv genutzte Forststandorte für die Nutzung der Windenergie genutzt werden, auch als Beitrag zum ökologischen Waldumbau. Gerodete Flächen können durch Ausgleichs- und Kompensationsmaßnahmen, z.B. mit naturnahen Laub- und Mischwäldern und klimaresistenten Baumarten wieder aufgeforstet werden.\r\nVorschlag 6a: Beibehaltung der Flächenziele und der Steuerungslogik aus dem WindBG.\r\nVorschlag 6b: Nutzung von geeigneten Forststandorten zur Erreichung der Flächenziele.\r\n2.2. PPA-Markt stärken\r\nNach den aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes haben Anlagen-betreiber die Möglichkeit, zwischen verschiedenen Vermarktungsformen zu wechseln. Im Rahmen der Neu-gestaltung der Förderbedingungen für Erneuerbare sollten Wechselmöglichkeiten für Betreiber zwischen ge-fördertem und marktlichem Segment für erneuerbare Energien erhalten bleiben. Ohne mindestens einmalige Wechselmöglichkeit aus dem marktlichen in das geförderte Segment würde der aufkommende Markt für Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus Neuanlagen austrocknen und die Liquidität im Terminmarkt ein-schränken.\r\nIm aktuellen EEG gibt es Vorschriften für diese langfristigen Stromlieferverträge (PPAs) zwischen Betreibern von Erneuerbaren-Anlagen und Abnehmern (z.B. Industrieunternehmen), die eine räumliche Nähe zwischen der Erzeugungsanlage und dem Verbraucher fordern. Dies begrenzt die Standortwahl, erhöht die Kosten für Netzanschlüsse und erschwert den überregionalen Grünstromhandel. Das Kriterium der „unmittelbar räum-lichen Nähe“ im EEG stellt eine unnötige Hürde für den freien Handel mit Grünstrom dar. Seine Abschaffung könnte PPAs wirtschaftlicher machen, den Zugang der Industrie zu erneuerbaren Energien erleichtern und so den Markt für langfristige Grünstromverträge stärken.\r\nVorschlag 7: Verbesserung der Rahmenbedingung für PPAs durch Beibehaltung von Wechselmöglichkeiten und Abschaffung des Kriteriums der räumlichen Nähe.\r\n2.3. Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und Verbesserung der Akzeptanz\r\nIn den letzten Jahren sind sowohl auf Bundes- als auch auf Landesebene Schritte unternommen worden, um die Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen an Land zu vereinfachen und zu beschleunigen. Auch in Niedersachsen wurden 2024 im Rahmen der „Agenda für Bürokratieabbau“ entsprechende Maßnahmen ini-tiiert, darunter die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen. Dennoch besteht weiterhin Handlungsbedarf, da Genehmigungsprozesse häufig durch das Zusammenspiel aus bürokratischen Hürden, Naturschutzvorgaben und uneinheitlichen Regelungen verzögert werden. Die Rahmenbedingungen können u.a. mit Blick auf Digitalisierung, Entbürokratisierung und das Bundesimmissionsschutzgesetz verbes-sert werden:\r\n• Eine konsequente Digitalisierung und Entbürokratisierung hat das Potenzial, Verwaltungsabläufe effizien-ter zu gestalten. Die Bundesländer sollten offen sein für bundeseinheitliche Regelungen und vollständig digitale Antragsprozesse. Hierbei sollte die neue Bundesregierung im Dialog mit den Bundesländern un-terstützend einwirken. Eine Maßnahme in diesem Bereich sind auch praxisorientierte Anwendungsleitfä-den zu Bundesgesetzen, ebenso wie die Bereitstellung von modernen IT- und Softwarelösungen mit ein-heitlichen Schnittstellen.\r\n• Die neu geschaffenen Bundesregelungen der finanziellen Beteiligung von Kommunen an den erneuerba-ren Energien sollte beibehalten werden. Diese Beteiligung ist ein wichtiger Hebel, um die lokale Akzep-tanz zu erhöhen, den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen und wirtschaftliche Vorteile für Gemeinden zu schaffen. Um auch hier die Standardisierung voranzutreiben, sollte die neue Bundesregie-rung einen bundeseinheitlichen Rahmen für finanzielle Beteiligungsgesetze der Bundesländer vorgeben, der in Kombination mit einem Übergangszeitraum Planungssicherheit für bestehende Länderregelungen ermöglicht. Damit soll sichergestellt werden, dass die Länder vergleichbare und unbürokratische Rege-lungen, die die Kommunalabgabe maßvoll ergänzen, für die finanzielle Beteiligung von Kommunen und Bürgern treffen können.\r\n• Im Bereich des Natur- und Artenschutzes sollte es Ziel sein, das Prinzip des Populationsschutzes weiter konsequent auszubauen und Potenziale zur Standardisierung und Digitalisierung zu nutzen. Ersatzgelder in Artenhilfsprogramme sollten daher zielgerichtet und zeitnah in konkrete Projekte investiert werden. Standardisierungen zur Beurteilung von Gefährdungspotenzialen sollten zeitnah ins Bundesnaturschutz-gesetz (BNatSchG) aufgenommen werden.\r\nVorschlag 8a: Zur Beschleunigung der Windkraft-Genehmigungen sind weitere Entbürokratisierung und Digi-talisierung sowie ein einheitlicher Rahmen für die Kommunalbeteiligung nötig.\r\nVorschlag 8b: Das Bundesnaturschutzgesetzes sollte hinsichtlich einer stärkeren Standardisierung angepasst werden.\r\nAnsprechpartner für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de Alexander.vonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015682","regulatoryProjectTitle":"Novellierung der Wärmelieferverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/60/ee/504427/Stellungnahme-Gutachten-SG2503270027.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wärmewende in NiedersachsenImpulse zur Weiterentwicklung des gesetzlichen Rahmens für den Ausbau der Nah- und Fernwärme\r\nFür das bundesweite Gelingen der Wärmewende müssen zahlreiche Gesetze und Verordnungen verlängert, novelliert und neu geschaffen werden. Dabei sollte zeitlich gestaffelt vorgegangen werden.\r\n1.Kurzfristige Maßnahmen bis Sommer 2025\r\n1.1 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz verlängern und Evaluierung schnellstmöglich beginnen\r\nDas Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) ist aktuell für den Ausbau der Nah- und Fernwärme das bei Weitem wirksamste Fördergesetz. Es hat nicht nur Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen im Fokus, son-dern auch Nah- und Fernwärmenetze, -speicher und Power-to-Heat-Anlagen, mit denen abgeregelter Strom ins Wärmesystem integriert werden kann.\r\nDas Gesetz war bis zur letzten Bundestagssitzungswoche im Januar in seiner Laufzeit auf die Inbetrieb-nahme von Anlagen bis Ende 2026 begrenzt. Da zwischen Planung, Beschluss und endgültiger Inbetrieb-nahme meist mehr als zwei Jahre nötig sind, bremste die zeitliche Begrenzung der Förderung bereits heute die Dynamik des Fernwärmeausbaus, da sie keine ausreichende Investitionssicherheit bot. Mit der jetzt be-schlossenen Verlängerung des KWKG bis 2030 wurde nun eine wichtige Maßnahme beschlossen, die wir sehr begrüßen.\r\nDie Verlängerung kann jedoch nur eine kurzfristige Übergangslösung darstellen. Die im Gesetz vorgesehene Evaluierung, die 2022 hätte erscheinen müssen, sollte schnellstmöglich umgesetzt werden. Der Monitoring-bericht dient als Grundlage für die strategische Weiterentwicklung des KWKG, welches in der nächsten Le-gislaturperiode entschlossen angegangen werden muss (vgl. 2.3).\r\nVorschlag 1: Erstellung des verpflichtenden KWKG-Monitoringberichtes (ab Juni 2025).\r\n1.2 Bundesförderung effiziente Wärmenetze gesetzgeberisch absichern\r\nDie Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) fördert seit 2023 das Erstellen von Transformationsplä-nen, Betriebs- und Investitionskosten. Das Programm ist, für sich genommen, gut gestaltet, jedoch chro-nisch unterfinanziert (vgl. Urteil zum Klima- und Transformationsfonds), gesetzlich nicht abgesichert und läuft Mitte 2028 aus. Eine Verstetigung und Erhöhung der Förderung könnte – in Kombination mit attrakti-ven Förderkrediten (vgl. Kapitel 1.3) – eine bezahlbare leitungsgebundene Wärmeversorgung gewährleis-ten, sowohl in ländlichen als auch städtischen Wärmenetzgebieten. Folgende Alternativen wären zielfüh-rend:\r\nVorschlag 2A: Verstetigung und schrittweise Erhöhung der BEW-Förderung auf bis zu 3 Mrd. Euro p.a.\r\nVorschlag 2B: Überführung der BEW-Förderung in ein gesetzlich abgesichertes Wärmefördergesetz.\r\nVorschlag 2C: Eine Kombination aus haushalts- und umlagefinanzierter Förderung, um einen sicheren För-derrahmen für die Transformation der Fernwärme zu schaffen.\r\nVorschlag 3: Einnahmen aus CO2-Bepreisung (ETS/BEHG) anteilig zweckgebunden für Wärmewende ver-wenden.\r\n1.3 Solide Finanzierungsgrundlage für Nah- und Fernwärme schaffen\r\nFür die Umsetzung der Energie- und Wärmewende sind erhebliche Investitionen der Energiewirtschaft er-forderlich. Die Gleichzeitigkeit der Investitionen wie auch die Höhe der notwendigen Finanzmittel stellen eine enorme Herausforderung dar. Um den Wärmeausbau in dem für die Klimaziele notwendigen Umfang umsetzen zu können und gleichzeitig sozialverträgliche Preise zu erreichen, sind weitreichende Förderopti-onen auf Bundes- und Landesebene unverzichtbar. Dabei gilt es, mehrere Maßnahmen schnell zu imple-mentieren, um eine passgenaue Unterstützung zu gewährleisten und beim Umbau zu einer klimafreundli-chen Fernwärmeversorgung keine Zeit zu verlieren. Erfahrungen aus der Praxis zeigen zudem, dass es für eine solide Kalkulation inklusive eines fairen Wärmepreises für alle Anschlussnehmer mehrere Ankerkun-den mit einem erhöhten Wärmedarf braucht.\r\nVorschlag 4: Die Bundes- und Landesgesetzgeber prüfen die Implementierung attraktiver Finanzierungs-möglichkeiten über die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) oder über die Investitions- und Förderbank des Landes Niedersachsen (NBank). Zielführend sind Sonderprogramme mit Förderkrediten, deren Konditi-onen unter dem marktüblichen Zinssatz liegen, und Angebote, die eine langfristige Tilgung über mehrere Jahrzehnte (ca. 40 bis 50 Jahre) verlässlich und kostengünstig ermöglichen.\r\nVorschlag 5: Die Kommunen und das Land Niedersachsen mit ihren öffentlichen Liegenschaften sollten ver-mehrt das Signal senden, dass sie als Ankerkunden bereitstehen. Dies schafft in vielen Fällen eine solide Kalkulationsgrundlage, bei der sich Privatkunden für einen angemessenen Wärmepreis anschließen kön-nen.\r\n1.4 Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) – Richtlinie praxisgerecht auslegen\r\nIn den vergangenen Monaten hat das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) mehrere Ent-scheidungen zur Auslegung der BEW-Förderrichtlinie getroffen, die nicht praxisgerecht sind und die Umset-zung von Wärmewendeprojekten verzögern und gefährden, u.a.:\r\n-Bei vielen förderfähigen Wärmeerzeugungsanlagen werden die Erlöse der Wärmelieferung durch dasBAFA systematisch überschätzt. Dadurch schrumpft die “Wirtschaftlichkeitslücke”, die als Deckel für dieFördersumme fungiert. Die daraus resultierende Kürzung der Förderquote gefährdet die Umsetzung,z.B. von Tiefengeothermie-Projekten.\r\n-Bei Tiefengeothermie-Projekten werden wesentliche Bestandteile der Investitionskosten nicht als för-derfähig anerkannt, z.B. die Kosten der Bohrstromlieferung.\r\n-Bei Projekten mit Abwärme, die bspw. aus einer thermischen Abfallbehandlungsanlage stammt, wirddie Abwärme nicht als „unvermeidbar“ anerkannt und kann daher nicht im Rahmen einer BEW-Förde-rung genutzt werden. Dadurch geht ein großes Potenzial an Abwärme ungenutzt in die Luft, obwohl dieEinbindung einer Wärmepumpe technisch sehr gut möglich wäre. Im novellierten KWKG und im Wär-meplanungsgesetz ist dieser Sachverhalt bereits adressiert. Hier wurden die Worte „industrielle Ab-wärme“ durch „unvermeidbare Abwärme“ ersetzt. Für die BEW sollte es hier zu einer Angleichung kom-men.\r\n-Die Förderung von Power-to-Heat-Anlagen zur Nutzung von erneuerbarem Strom sollte in die BEW-För-derung mit aufgenommen werden, um einen Anreiz für Investitionen in die Dekarbonisierung der Spit-zenlast zu bieten.\r\nVorschlag 6: Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) erteilt dem BAFA die Anwei-sung, Förderrichtlinien sachgerecht auszulegen.\r\nDaneben muss ein Ziel sein, die Bearbeitungszeiträume deutlich zu verkürzen, da Bewilligungen derzeit oft weit über ein Jahr andauern. Auf dieser Grundlage können keine gesicherten Finanzierungskonzepte er-stellt werden, da Preise, Angebote und Verfügbarkeiten sich in diesen Zeiträumen stark verändern können.\r\nVorschlag 7: Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragsprozesses, um För-derzusagen in unter 3 Monaten zu erreichen.\r\n2.Mittelfristig (ab Herbst 2025 bis 2026)\r\n2.1 Novelle der AVBFernwärme-Verordnung\r\n2.1.1 Refinanzierbarkeit von Investitionen sicherstellen\r\nDer Umbau der Fernwärmeversorgung ist kapitalintensiv und erfordert Investitionen in Milliardenhöhe. An-gesichts der enormen Zukunftsaufgabe muss es gelingen, dass die Verordnung über Allgemeine Bedingun-gen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) ein Regelwerk bereitstellt, welches es den Ver-sorgern ermöglicht, Investitionen vorzunehmen und die Refinanzierung sicherzustellen.\r\n-Wärmeversorger sollten ihre Preise einseitig anpassen können, wenn nachweislich höhere Erzeugungs-kosten durch Netzausbau oder Dekarbonisierungsmaßnahmen entstehen – auch unabhängig von denVorgaben zur Preisänderungsklausel (siehe § 24a Entwurf AVBFernwärmeV, Juli 2024).\r\n-Bezüglich der Preisänderungsklauseln wäre zudem die Möglichkeit einer stärkeren Gewichtung des Kos-tenelements bis zu 70 Prozent und eine damit einhergehende geringere Gewichtung des Marktele-ments zielführend. Das spiegelt die erforderlichen Investitionen in die Wärmewende und damit die tat-sächliche Kostenstruktur der Wärmenetzbetreiber besser wider. Relevant ist das insbesondere in Net-zen, die bereits transformiert sind oder sich in der Transformation zu erneuerbaren Energien oder Ab-wärme befinden. Hier kann ein zu hoher Anteil des Marktelements (bspw. Wärmepreisindex), das sichbisher noch weitestgehend an fossilen Brennstoffen orientiert, zu negativen Auswirkungen für die Kun-den führen.\r\n2.1.2 Transparenz und Verständlichkeit durch Novelle steigern\r\nDie Themen Akzeptanz und Transparenz der Fernwärme sind Gradmesser des zukünftigen Erfolgs. Deshalb gilt es zu berücksichtigen, dass sich Fernwärmesysteme z.T. erheblich unterscheiden und eine Vergleichbar-keit komplex ist, weil unterschiedlichste Erzeugungsformen und Netzgrößen zum Einsatz kommen und jede Kommune individuelle Kosten veranschlagt. Folgende Ansätze könnten die Verständlichkeit und Nachvoll-ziehbarkeit erhöhen:\r\n-einheitliche Stichtage für Preisanpassungen\r\n- Reduzierung auf fünf Formelbestandteile\r\n- Einheitliche Benennung der Formelbestandteile und Einführung eines Glossars. Gegenwärtig werden bspw. Leistungs- und Grundpreis synonym genutzt, was die Verständlichkeit erschwert.\r\n- Konzentration auf zentrale, aktuelle Indizes, die nachvollziehbar und öffentlich zugänglich sind (z.B. Sta-tistisches Bundesamt, Destatis). Die Nutzung von Wärmepreisindizes sollte verpflichtend sein. Diese Indizes bilden zunehmend den erhöhten Einsatz von erneuerbaren Energien in Wärmenetzen ab.\r\nVorschlag 8: Der Verordnungsentwurf aus Juli 2024 war ausgewogen und setzte die richtigen Impulse. Die-ser könnte Grundlage für eine Novellierung darstellen (Beginn nach Sommerpause 2025) und die Interessen des Verbraucherschutzes sowie der Energiebranche gleichermaßen berücksichtigen.\r\n2.2 Novellierung der Wärmelieferverordnung im Zeitalter erneuerbarer Energien\r\nDie Novellierung der Wärmelieferverordnung (WärmeLV) ist ein wesentlicher Faktor, um die Bedingungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung voranzubringen. Eine Anpassung kann zu einer Förderung und Vereinfachung der Umstellung auf Fernwärmeversorgung in Mietwohngebäuden führen. Zudem bietet die Novellierung die Chance, Rechtssicherheit für Gebäudeeigentümer: innen zu schaffen, indem ein Anschluss an Fernwärmenetze ohne rechtliche Hürden ermöglicht wird.\r\n2.2.1 Kostenvergleich nach Wärmelieferverordnung auf erneuerbaren Energien ausrichten\r\nDie WärmeLV gilt für Gebäude, die von einer Zentralheizung auf eine neue Wärmelösung umgerüstet wer-den. Dafür werden die Verbräuche der zurückliegenden drei Jahre mit den spezifischen Kosten aus der letz-ten Abrechnung verwendet und mit den in diesem Zeitraum berechneten Kosten für Nah- und Fernwärme-kosten verglichen. Der Vergleich ist nicht korrekt, da die Investitionskosten bei den Nah- und Fernwärme-kosten enthalten sind, aber bei der vorhandenen Wärmeerzeugungsanlage nicht berücksichtigt werden.\r\nVermietende dürfen jedoch für die Erstvertragslaufzeit (i. d. R. 5 Jahre) die jährlichen Mehrkosten der Nah- und Fernwärme nicht umlegen, unabhängig von der Entwicklung der Gas- und Fernwärmepreise. In der ak-tuellen Form verhindert die Verordnung einen Wechsel auf eine klimafreundliche Wärmeversorgung mit-tels Fernwärme, die sich zunehmend aus erneuerbaren Energien und Abwärme zusammensetzt.\r\n2.2.2 Wärmeplanung ganzheitlich betrachten und Gesetze sinnvoll verknüpfen\r\nDie Wärmeplanung ist hoheitliche Aufgabe der Kommunen. Mit dem Instrument des Wärmeplanungsgeset-zes (WPG) definieren diese, mit welcher Technologie sie die Transformation zu einer klimaneutralen Wär-meversorgung 2045 sicherstellen wollen. Die kommunale Wärmeplanung ist die Richtschnur für den Weg zur Klimaneutralität und sollte auch als kosteneffizienteste Lösung betrachtet werden. Diese gilt es nun mit der WärmeLV sinnvoll zu verknüpfen und zu ergänzen:\r\n- In Gebieten, in denen es nach der kommunalen Wärmeplanung eine Empfehlung für Wärmenetzge-biete gibt, sollte beim Umstieg auf Fernwärme der Kostenvergleich nach Wärmelieferverordnung ent-fallen.\r\n-Wird eine andere Wärmelösung gewählt oder existiert noch keine kommunale Wärmeplanung, sosollte für den Vergleich eine Einschätzung für die Zukunft auf Basis von bundeseinheitlichen Annahmen(beispielsweise CO2-Kosten) berücksichtigt werden.\r\n-In die Gesamtbetrachtung der Kosten sollten ausschließlich aktuelle und tatsächliche Betriebs- und In-vestitionskosten einfließen, um eine tatsächliche Vergleichbarkeit für die kosteneffizienteste Lösungsicherzustellen.\r\nVorschlag 9: Der Verordnungsentwurf liegt im Verantwortungsbereich des Bundesministeriums der Justiz (BMJ). In der letzten Legislaturperiode sind aus dem Ministerium keine Impulse für eine Novellierung der WärmeLV ausgegangen. Zur Beschleunigung des Verfahrens sollte eine End-to-End-Verantwortung im fe-derführenden BMWK erfolgen, in dem auch weitere wärmerelevante Gesetzgebungsverfahren verantwor-tet werden.\r\nVorschlag 10: Zeitgleiche Bearbeitung der WärmeLV und der AVBFernwärmeV und Abstimmung beider Ver-ordnungen aufeinander (Beginn nach Sommerpause 2025, Fertigstellung Winter 2025/26).\r\nUm die Kosteneffizienz der einzelnen Wärmeplanungen gewährleisten zu können, hilft ein Blick über die kommunalen Grenzen hinaus. Eine Vielzahl an unterschiedlichen Wärmekonzepten, als Ergebnis aus den einzelnen Wärmeplanungen, darf keinen ineffektiven und teuren Ausbau paralleler Infrastrukturen auslö-sen (Biogas, Wasserstoff, Geothermie, etc.). Einzelne Wärmenetze können auch über kommunale Grenzen hinweg sinnvoll sein und sollten nicht aus dem Blick geraten.\r\nVorschlag 11: Die Landesregierung sollte eine Art „Overlay-Masterplan“ für den Wärmebereich koordinie-ren. Dies könnte bspw. aus der KEAN oder bundesweit über die dena mit dem KWW heraus gesteuert wer-den.\r\n2.3 Strategische Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (ab 2026)\r\nAuf Grundlage des KWKG-Monitoringberichts (vgl. 1.1) ist zu analysieren und zu diskutieren, ob und wie die Wärmeförderungsarchitektur zukunftssicher aufgestellt werden kann. Im Zentrum des neuen Gesetzes steht die kostengünstige Erreichung der Klimaneutralität 2045. Um die deutschen Klimaschutzziele sicher-zustellen, muss die KWK-Förderung mit einer Perspektive bis 2035 ausgestaltet sein.\r\nDas umlagefinanzierte KWKG bietet den Vorteil, den Bundeshaushalt nicht zu belasten. Insbesondere in Zei-ten, in denen der Bundeshaushalt unter erheblichem Druck steht und das Bereitstellen ausreichender För-dermittel nicht gesichert erscheint, schafft das KWKG damit Investitions- und Planungssicherheit. Je um-fangreicher die Förderung von erneuerbarer Wärme (und unvermeidbarer Abwärme) sowie der Ausbau der Wärmenetze und die Errichtung von Wärmespeichern über das KWKG organisiert wird, desto geringer fällt der Finanzierungs- und Fördermittelbedarf aus dem Bundeshaushalt aus.\r\nVorschlag 12: Weiterentwicklung des KWKG unter den klimapolitischen Zielvorgaben (ab 2026) mit Per-spektive bis 2035, u.a. Entfristung der Wärmenetzförderung.\r\n3. Langfristig Weiterentwicklung (ab 2027/28)\r\nMit der Diskussion um die Einführung eines Kapazitätsmarktes im Stromsektor (vgl. Kraftwerkssicherheits-gesetz, KWSG) könnten sich auch Perspektiven für KWK-Anlagen eröffnen. Denkbar ist eine mögliche Verla-gerung des Erzeugungsteils in einem Kapazitätsmechanismus (eigenes KWK-Segment mit stromunabhängi-ger Förderung) und eine in einem Gesetz verlässlich zusammengezogene Förderung von Infrastruktur (heute KWKG) und Erzeugung (BEW). Diese Debatte gilt es eng und konstruktiv zu begleiten.\r\nDarüber hinaus liegt spätestens Mitte 2028 in allen Kommunen Deutschlands eine kommunale Wärmepla-nung vor. Sicherlich ein geeigneter Zeitpunkt, die individuellen Fahrpläne nebeneinander zu legen und aus-zuwerten. Diese Auswertung bietet eine gute Grundlage, um neue Förderinstrumente für städtische und ländliche Räume zu diskutieren.\r\nVorschlag 13: Prüfung einer Überführung in ein eigenständiges Segment im Kapazitätsmechanismus und Evaluation der bundesweiten kommunalen Wärmepläne.\r\nAnsprechpartner:in für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de AlexandervonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Dabei sollte zeitlich gestaffelt vorgegangen werden.\r\n1.Kurzfristige Maßnahmen bis Sommer 2025\r\n1.1 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz verlängern und Evaluierung schnellstmöglich beginnen\r\nDas Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) ist aktuell für den Ausbau der Nah- und Fernwärme das bei Weitem wirksamste Fördergesetz. Es hat nicht nur Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen im Fokus, son-dern auch Nah- und Fernwärmenetze, -speicher und Power-to-Heat-Anlagen, mit denen abgeregelter Strom ins Wärmesystem integriert werden kann.\r\nDas Gesetz war bis zur letzten Bundestagssitzungswoche im Januar in seiner Laufzeit auf die Inbetrieb-nahme von Anlagen bis Ende 2026 begrenzt. Da zwischen Planung, Beschluss und endgültiger Inbetrieb-nahme meist mehr als zwei Jahre nötig sind, bremste die zeitliche Begrenzung der Förderung bereits heute die Dynamik des Fernwärmeausbaus, da sie keine ausreichende Investitionssicherheit bot. Mit der jetzt be-schlossenen Verlängerung des KWKG bis 2030 wurde nun eine wichtige Maßnahme beschlossen, die wir sehr begrüßen.\r\nDie Verlängerung kann jedoch nur eine kurzfristige Übergangslösung darstellen. Die im Gesetz vorgesehene Evaluierung, die 2022 hätte erscheinen müssen, sollte schnellstmöglich umgesetzt werden. Der Monitoring-bericht dient als Grundlage für die strategische Weiterentwicklung des KWKG, welches in der nächsten Le-gislaturperiode entschlossen angegangen werden muss (vgl. 2.3).\r\nVorschlag 1: Erstellung des verpflichtenden KWKG-Monitoringberichtes (ab Juni 2025).\r\n1.2 Bundesförderung effiziente Wärmenetze gesetzgeberisch absichern\r\nDie Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) fördert seit 2023 das Erstellen von Transformationsplä-nen, Betriebs- und Investitionskosten. Das Programm ist, für sich genommen, gut gestaltet, jedoch chro-nisch unterfinanziert (vgl. Urteil zum Klima- und Transformationsfonds), gesetzlich nicht abgesichert und läuft Mitte 2028 aus. Eine Verstetigung und Erhöhung der Förderung könnte – in Kombination mit attrakti-ven Förderkrediten (vgl. Kapitel 1.3) – eine bezahlbare leitungsgebundene Wärmeversorgung gewährleis-ten, sowohl in ländlichen als auch städtischen Wärmenetzgebieten. Folgende Alternativen wären zielfüh-rend:\r\nVorschlag 2A: Verstetigung und schrittweise Erhöhung der BEW-Förderung auf bis zu 3 Mrd. Euro p.a.\r\nVorschlag 2B: Überführung der BEW-Förderung in ein gesetzlich abgesichertes Wärmefördergesetz.\r\nVorschlag 2C: Eine Kombination aus haushalts- und umlagefinanzierter Förderung, um einen sicheren För-derrahmen für die Transformation der Fernwärme zu schaffen.\r\nVorschlag 3: Einnahmen aus CO2-Bepreisung (ETS/BEHG) anteilig zweckgebunden für Wärmewende ver-wenden.\r\n1.3 Solide Finanzierungsgrundlage für Nah- und Fernwärme schaffen\r\nFür die Umsetzung der Energie- und Wärmewende sind erhebliche Investitionen der Energiewirtschaft er-forderlich. Die Gleichzeitigkeit der Investitionen wie auch die Höhe der notwendigen Finanzmittel stellen eine enorme Herausforderung dar. Um den Wärmeausbau in dem für die Klimaziele notwendigen Umfang umsetzen zu können und gleichzeitig sozialverträgliche Preise zu erreichen, sind weitreichende Förderopti-onen auf Bundes- und Landesebene unverzichtbar. Dabei gilt es, mehrere Maßnahmen schnell zu imple-mentieren, um eine passgenaue Unterstützung zu gewährleisten und beim Umbau zu einer klimafreundli-chen Fernwärmeversorgung keine Zeit zu verlieren. Erfahrungen aus der Praxis zeigen zudem, dass es für eine solide Kalkulation inklusive eines fairen Wärmepreises für alle Anschlussnehmer mehrere Ankerkun-den mit einem erhöhten Wärmedarf braucht.\r\nVorschlag 4: Die Bundes- und Landesgesetzgeber prüfen die Implementierung attraktiver Finanzierungs-möglichkeiten über die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) oder über die Investitions- und Förderbank des Landes Niedersachsen (NBank). Zielführend sind Sonderprogramme mit Förderkrediten, deren Konditi-onen unter dem marktüblichen Zinssatz liegen, und Angebote, die eine langfristige Tilgung über mehrere Jahrzehnte (ca. 40 bis 50 Jahre) verlässlich und kostengünstig ermöglichen.\r\nVorschlag 5: Die Kommunen und das Land Niedersachsen mit ihren öffentlichen Liegenschaften sollten ver-mehrt das Signal senden, dass sie als Ankerkunden bereitstehen. Dies schafft in vielen Fällen eine solide Kalkulationsgrundlage, bei der sich Privatkunden für einen angemessenen Wärmepreis anschließen kön-nen.\r\n1.4 Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) – Richtlinie praxisgerecht auslegen\r\nIn den vergangenen Monaten hat das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) mehrere Ent-scheidungen zur Auslegung der BEW-Förderrichtlinie getroffen, die nicht praxisgerecht sind und die Umset-zung von Wärmewendeprojekten verzögern und gefährden, u.a.:\r\n-Bei vielen förderfähigen Wärmeerzeugungsanlagen werden die Erlöse der Wärmelieferung durch dasBAFA systematisch überschätzt. Dadurch schrumpft die “Wirtschaftlichkeitslücke”, die als Deckel für dieFördersumme fungiert. Die daraus resultierende Kürzung der Förderquote gefährdet die Umsetzung,z.B. von Tiefengeothermie-Projekten.\r\n-Bei Tiefengeothermie-Projekten werden wesentliche Bestandteile der Investitionskosten nicht als för-derfähig anerkannt, z.B. die Kosten der Bohrstromlieferung.\r\n-Bei Projekten mit Abwärme, die bspw. aus einer thermischen Abfallbehandlungsanlage stammt, wirddie Abwärme nicht als „unvermeidbar“ anerkannt und kann daher nicht im Rahmen einer BEW-Förde-rung genutzt werden. Dadurch geht ein großes Potenzial an Abwärme ungenutzt in die Luft, obwohl dieEinbindung einer Wärmepumpe technisch sehr gut möglich wäre. Im novellierten KWKG und im Wär-meplanungsgesetz ist dieser Sachverhalt bereits adressiert. Hier wurden die Worte „industrielle Ab-wärme“ durch „unvermeidbare Abwärme“ ersetzt. Für die BEW sollte es hier zu einer Angleichung kom-men.\r\n-Die Förderung von Power-to-Heat-Anlagen zur Nutzung von erneuerbarem Strom sollte in die BEW-För-derung mit aufgenommen werden, um einen Anreiz für Investitionen in die Dekarbonisierung der Spit-zenlast zu bieten.\r\nVorschlag 6: Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) erteilt dem BAFA die Anwei-sung, Förderrichtlinien sachgerecht auszulegen.\r\nDaneben muss ein Ziel sein, die Bearbeitungszeiträume deutlich zu verkürzen, da Bewilligungen derzeit oft weit über ein Jahr andauern. Auf dieser Grundlage können keine gesicherten Finanzierungskonzepte er-stellt werden, da Preise, Angebote und Verfügbarkeiten sich in diesen Zeiträumen stark verändern können.\r\nVorschlag 7: Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragsprozesses, um För-derzusagen in unter 3 Monaten zu erreichen.\r\n2.Mittelfristig (ab Herbst 2025 bis 2026)\r\n2.1 Novelle der AVBFernwärme-Verordnung\r\n2.1.1 Refinanzierbarkeit von Investitionen sicherstellen\r\nDer Umbau der Fernwärmeversorgung ist kapitalintensiv und erfordert Investitionen in Milliardenhöhe. An-gesichts der enormen Zukunftsaufgabe muss es gelingen, dass die Verordnung über Allgemeine Bedingun-gen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) ein Regelwerk bereitstellt, welches es den Ver-sorgern ermöglicht, Investitionen vorzunehmen und die Refinanzierung sicherzustellen.\r\n-Wärmeversorger sollten ihre Preise einseitig anpassen können, wenn nachweislich höhere Erzeugungs-kosten durch Netzausbau oder Dekarbonisierungsmaßnahmen entstehen – auch unabhängig von denVorgaben zur Preisänderungsklausel (siehe § 24a Entwurf AVBFernwärmeV, Juli 2024).\r\n-Bezüglich der Preisänderungsklauseln wäre zudem die Möglichkeit einer stärkeren Gewichtung des Kos-tenelements bis zu 70 Prozent und eine damit einhergehende geringere Gewichtung des Marktele-ments zielführend. Das spiegelt die erforderlichen Investitionen in die Wärmewende und damit die tat-sächliche Kostenstruktur der Wärmenetzbetreiber besser wider. Relevant ist das insbesondere in Net-zen, die bereits transformiert sind oder sich in der Transformation zu erneuerbaren Energien oder Ab-wärme befinden. Hier kann ein zu hoher Anteil des Marktelements (bspw. Wärmepreisindex), das sichbisher noch weitestgehend an fossilen Brennstoffen orientiert, zu negativen Auswirkungen für die Kun-den führen.\r\n2.1.2 Transparenz und Verständlichkeit durch Novelle steigern\r\nDie Themen Akzeptanz und Transparenz der Fernwärme sind Gradmesser des zukünftigen Erfolgs. Deshalb gilt es zu berücksichtigen, dass sich Fernwärmesysteme z.T. erheblich unterscheiden und eine Vergleichbar-keit komplex ist, weil unterschiedlichste Erzeugungsformen und Netzgrößen zum Einsatz kommen und jede Kommune individuelle Kosten veranschlagt. Folgende Ansätze könnten die Verständlichkeit und Nachvoll-ziehbarkeit erhöhen:\r\n-einheitliche Stichtage für Preisanpassungen\r\n- Reduzierung auf fünf Formelbestandteile\r\n- Einheitliche Benennung der Formelbestandteile und Einführung eines Glossars. Gegenwärtig werden bspw. Leistungs- und Grundpreis synonym genutzt, was die Verständlichkeit erschwert.\r\n- Konzentration auf zentrale, aktuelle Indizes, die nachvollziehbar und öffentlich zugänglich sind (z.B. Sta-tistisches Bundesamt, Destatis). Die Nutzung von Wärmepreisindizes sollte verpflichtend sein. Diese Indizes bilden zunehmend den erhöhten Einsatz von erneuerbaren Energien in Wärmenetzen ab.\r\nVorschlag 8: Der Verordnungsentwurf aus Juli 2024 war ausgewogen und setzte die richtigen Impulse. Die-ser könnte Grundlage für eine Novellierung darstellen (Beginn nach Sommerpause 2025) und die Interessen des Verbraucherschutzes sowie der Energiebranche gleichermaßen berücksichtigen.\r\n2.2 Novellierung der Wärmelieferverordnung im Zeitalter erneuerbarer Energien\r\nDie Novellierung der Wärmelieferverordnung (WärmeLV) ist ein wesentlicher Faktor, um die Bedingungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung voranzubringen. Eine Anpassung kann zu einer Förderung und Vereinfachung der Umstellung auf Fernwärmeversorgung in Mietwohngebäuden führen. Zudem bietet die Novellierung die Chance, Rechtssicherheit für Gebäudeeigentümer: innen zu schaffen, indem ein Anschluss an Fernwärmenetze ohne rechtliche Hürden ermöglicht wird.\r\n2.2.1 Kostenvergleich nach Wärmelieferverordnung auf erneuerbaren Energien ausrichten\r\nDie WärmeLV gilt für Gebäude, die von einer Zentralheizung auf eine neue Wärmelösung umgerüstet wer-den. Dafür werden die Verbräuche der zurückliegenden drei Jahre mit den spezifischen Kosten aus der letz-ten Abrechnung verwendet und mit den in diesem Zeitraum berechneten Kosten für Nah- und Fernwärme-kosten verglichen. Der Vergleich ist nicht korrekt, da die Investitionskosten bei den Nah- und Fernwärme-kosten enthalten sind, aber bei der vorhandenen Wärmeerzeugungsanlage nicht berücksichtigt werden.\r\nVermietende dürfen jedoch für die Erstvertragslaufzeit (i. d. R. 5 Jahre) die jährlichen Mehrkosten der Nah- und Fernwärme nicht umlegen, unabhängig von der Entwicklung der Gas- und Fernwärmepreise. In der ak-tuellen Form verhindert die Verordnung einen Wechsel auf eine klimafreundliche Wärmeversorgung mit-tels Fernwärme, die sich zunehmend aus erneuerbaren Energien und Abwärme zusammensetzt.\r\n2.2.2 Wärmeplanung ganzheitlich betrachten und Gesetze sinnvoll verknüpfen\r\nDie Wärmeplanung ist hoheitliche Aufgabe der Kommunen. Mit dem Instrument des Wärmeplanungsgeset-zes (WPG) definieren diese, mit welcher Technologie sie die Transformation zu einer klimaneutralen Wär-meversorgung 2045 sicherstellen wollen. Die kommunale Wärmeplanung ist die Richtschnur für den Weg zur Klimaneutralität und sollte auch als kosteneffizienteste Lösung betrachtet werden. Diese gilt es nun mit der WärmeLV sinnvoll zu verknüpfen und zu ergänzen:\r\n- In Gebieten, in denen es nach der kommunalen Wärmeplanung eine Empfehlung für Wärmenetzge-biete gibt, sollte beim Umstieg auf Fernwärme der Kostenvergleich nach Wärmelieferverordnung ent-fallen.\r\n-Wird eine andere Wärmelösung gewählt oder existiert noch keine kommunale Wärmeplanung, sosollte für den Vergleich eine Einschätzung für die Zukunft auf Basis von bundeseinheitlichen Annahmen(beispielsweise CO2-Kosten) berücksichtigt werden.\r\n-In die Gesamtbetrachtung der Kosten sollten ausschließlich aktuelle und tatsächliche Betriebs- und In-vestitionskosten einfließen, um eine tatsächliche Vergleichbarkeit für die kosteneffizienteste Lösungsicherzustellen.\r\nVorschlag 9: Der Verordnungsentwurf liegt im Verantwortungsbereich des Bundesministeriums der Justiz (BMJ). In der letzten Legislaturperiode sind aus dem Ministerium keine Impulse für eine Novellierung der WärmeLV ausgegangen. Zur Beschleunigung des Verfahrens sollte eine End-to-End-Verantwortung im fe-derführenden BMWK erfolgen, in dem auch weitere wärmerelevante Gesetzgebungsverfahren verantwor-tet werden.\r\nVorschlag 10: Zeitgleiche Bearbeitung der WärmeLV und der AVBFernwärmeV und Abstimmung beider Ver-ordnungen aufeinander (Beginn nach Sommerpause 2025, Fertigstellung Winter 2025/26).\r\nUm die Kosteneffizienz der einzelnen Wärmeplanungen gewährleisten zu können, hilft ein Blick über die kommunalen Grenzen hinaus. Eine Vielzahl an unterschiedlichen Wärmekonzepten, als Ergebnis aus den einzelnen Wärmeplanungen, darf keinen ineffektiven und teuren Ausbau paralleler Infrastrukturen auslö-sen (Biogas, Wasserstoff, Geothermie, etc.). Einzelne Wärmenetze können auch über kommunale Grenzen hinweg sinnvoll sein und sollten nicht aus dem Blick geraten.\r\nVorschlag 11: Die Landesregierung sollte eine Art „Overlay-Masterplan“ für den Wärmebereich koordinie-ren. Dies könnte bspw. aus der KEAN oder bundesweit über die dena mit dem KWW heraus gesteuert wer-den.\r\n2.3 Strategische Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (ab 2026)\r\nAuf Grundlage des KWKG-Monitoringberichts (vgl. 1.1) ist zu analysieren und zu diskutieren, ob und wie die Wärmeförderungsarchitektur zukunftssicher aufgestellt werden kann. Im Zentrum des neuen Gesetzes steht die kostengünstige Erreichung der Klimaneutralität 2045. Um die deutschen Klimaschutzziele sicher-zustellen, muss die KWK-Förderung mit einer Perspektive bis 2035 ausgestaltet sein.\r\nDas umlagefinanzierte KWKG bietet den Vorteil, den Bundeshaushalt nicht zu belasten. Insbesondere in Zei-ten, in denen der Bundeshaushalt unter erheblichem Druck steht und das Bereitstellen ausreichender För-dermittel nicht gesichert erscheint, schafft das KWKG damit Investitions- und Planungssicherheit. 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Diese Auswertung bietet eine gute Grundlage, um neue Förderinstrumente für städtische und ländliche Räume zu diskutieren.\r\nVorschlag 13: Prüfung einer Überführung in ein eigenständiges Segment im Kapazitätsmechanismus und Evaluation der bundesweiten kommunalen Wärmepläne.\r\nAnsprechpartner:in für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de AlexandervonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht und wettbewerbsfähig bleibt, ist es essenziell, dass die neue Bundesregierung Niedersachsen als strategische Kernregion der Energiewende begreift und die richtigen politischen Weichen stellt. Die folgenden operativen Handlungsempfehlungen zeigen auf, was dringend angepackt werden sollte.\r\n1. Finanzierung der Energiewende sichern – Stromkosten senken\r\nNach einer Studie des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sowie des Beratungsunternehmens Ernst & Young (EY) werden bis zum Jahr 2030 Investitionen in Höhe von rund 720 Milliarden Euro benötigt, um die Energiewende-Ziele zu erreichen. Diese Mittel sind dringend erforderlich, um den Aus- und Umbau der Energienetze, Speicher und Erzeugungskapazitäten zu realisieren. Private Investoren sind bereit, Kapital einzusetzen, doch bislang fehlt es noch an geeigneten Finanzierungsmechanismen und Planungssicherheit. Gleichzeitig müssen die Stromkosten für Verbraucher und Unternehmen gesenkt werden.\r\n• Attraktive Investitionsbedingungen schaffen: Zugang zu Hybrid- und Eigenkapital verbessern und staatliche Besicherungen für Infrastrukturprojekte ermöglichen.\r\n• Marktbasierte Finanzierungsinstrumente entwickeln, die risikoadäquate Renditen ermöglichen, um private Kapitalströme zu mobilisieren.\r\n• Senkung der Stromsteuer und weiterer Abgaben sowie Optimierung der Systemkosten, um den Strompreis für Haushalte und Unternehmen spürbar zu reduzieren und Anreize für beispielsweise E-Mobilität sowie Wärmepumpen zu setzen.\r\n2. Erneuerbare Energien brauchen verlässliche Rahmenbedingungen\r\nErneuerbare Energien sind das Rückgrat der Energiewende und entscheidend für eine unabhängige, sichere und bezahlbare Stromversorgung. Niedersachsen als führende Windstrom-Region kann eine zentrale Rolle spielen – doch dafür braucht es verlässliche Rahmenbedingungen.\r\n• ⁠Erneuerbare-Förderung reformieren: Die Förderung erneuerbarer Energien muss reformiert und schrittweise auf eine produktionsunabhängige Finanzierung umgestellt werden, um Preisspitzen und Netzengpässe zu minimieren.\r\n• Direktvermarktung und Power-Purchase-Agreements (PPA) ausbauen, um Unternehmen den Zugang zu Grünstrom zu erleichtern und eine marktorientierte Integration erneuerbarer Energien zu fördern.\r\n• Genehmigungen beschleunigen: Digitale Prozesse, standardisierte Verfahren und klare Regelungen im Natur- und Artenschutz sowie die Ausweisung von ausreichend Standorten für Windenenergie sind notwendig, um den Ausbau zu erleichtern.\r\n• Schnellstmögliche Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III), um Genehmigungsprozesse spürbar zu beschleunigen.\r\n2\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n3. Netzausbau und Strommarktdesign: Flexibilität erhöhen, Stabilität sichern\r\nNiedersachsen produziert 40 Prozent des deutschen Windstroms, doch fehlende Netzinfrastruktur und ein unzureichend angepasstes Strommarktdesign führen zu Abregelungen, hohen volkswirtschaftlichen Kosten und Risiken für die Versorgungssicherheit. Ein zukunftsfähiges Energiesystem erfordert marktgerechte Anreize sowie einen gezielten, systemdienlichen Netzausbau und die schnelle Umsetzung intelligenter Netze, um Flexibilität zu erhöhen, Netzengpässe zu vermeiden und stabile Strompreise zu sichern.\r\n• Smart-Meter-Rollout vereinfachen und beschleunigen sowie Datenverfügbarkeit verbessern, um netzstabilisierende Laststeuerung zu ermöglichen.\r\n• Netzausbau und Systemdienlichkeit priorisieren und Batteriespeicher, steuerbare Lasten sowie Wasserstoffproduktion gezielt integrieren, um Abregelungen zu vermeiden und Netzstabilität zu sichern.\r\n• Kombinierten Kapazitätsmechanismus einführen, um Investitionen in systemrelevante H2-ready-Kraftwerke, Speicher und flexible Lasten zu stärken und Netzengpässe zu reduzieren.\r\n• Eine durchgängige Digitalisierung steigert neben der Effizienz vor allem auch die Transparenz über den tatsächlichen Erneuerungs- und Ausbaubedarf der Netze, womit unnötige Investitionen vermieden werden können.\r\n• Einheitliche Strompreiszone erhalten, da eine Aufteilung vor allem niedersächsische Standorte zur Erzeugung erneuerbarer Energien benachteiligen und den Ausbau verlangsamen würde. Mittelfristig kommt es darauf an, dass die Branche ein Modell für mögliche EU-Vorgaben im Hinblick auf unterschiedliche Strompreiszonen entwickelt.\r\n4. Wasserstoffhochlauf beschleunigen – Niedersachsen als H2-Drehscheibe\r\nNiedersachsen verfügt über eine herausragende erneuerbare Erzeugungskapazität aus Windenergie sowohl an Land als auch offshore, eine günstige Küstenlage für Importe sowie eine zentrale Infrastruktur für den Transport in deutsche und europäische Industriezentren. Mit Projekten wie IPCEI-Elektrolyseuren, Speicherlösungen in Salzkavernen und dem Wasserstoff-Backbone schafft Niedersachsen die Basis für eine skalierbare und wettbewerbsfähige „grüne“ Wasserstoffwirtschaft.\r\n• Produktion von grünem Wasserstoff ermöglichen, z. B. durch Hinwirken bei der Europäischen Kommission für eine Anpassung der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt 2023/1184 nach Erneuerbarer-Energien-Richtlinie II (RED II).\r\n• Dauerhafte Netzentgeltbefreiung oder -reduktion für Elektrolyseure an netzentlastenden Standorten als Beitrag für eine systemeffiziente Wasserstoffproduktion\r\n• Kohärenter Finanzierungs- und Förderrahmen für Wasserstofferzeugung und -speicherung etablieren, um Planungs- und Investitionssicherheit zu schaffen.\r\n3\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n5. Wärmewende durch Förderung gezielt vorantreiben\r\nFern- und Nahwärmenetze sowie Wärmepumpen sind der Schlüssel für eine klimaneutrale Wärmeversorgung in städtischen und ländlichen Gebieten. Um beim Ausbau der Wärmeinfrastruktur langfristig voranzukommen, bedarf es verlässlicher Rahmenbedingungen und Investitionsanreize, statt neuer Regulierungsdebatten.\r\n• Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) verstetigen (Capex und Opex) und Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragprozesses\r\n• Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)\r\n• Weiterentwicklung der Wärmeförderung, z.B. über ein neues KWK-Segment im zukünftigen Kapazitätsmechanismus\r\n• Bessere Harmonisierung der einzelnen Gesetze im Wärmesektor, um Investitionshemmnisse abzubauen.\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein Versorgungskonzern im Bereich Strom, Erdgas, Telekommunikation und Informationstechnologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Registernummer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bun-destag und von der Bundesregierung beschlossenen Verhaltenskodex.\r\nKontakt\r\nEWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nww.ewe.com\r\nAnsprechpartner\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nAlexander von Essen\r\nalexander.vonessen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015684","regulatoryProjectTitle":"Strategische Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d9/52/504433/Stellungnahme-Gutachten-SG2503270037.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wärmewende in NiedersachsenImpulse zur Weiterentwicklung des gesetzlichen Rahmens für den Ausbau der Nah- und Fernwärme\r\nFür das bundesweite Gelingen der Wärmewende müssen zahlreiche Gesetze und Verordnungen verlängert, novelliert und neu geschaffen werden. Dabei sollte zeitlich gestaffelt vorgegangen werden.\r\n1.Kurzfristige Maßnahmen bis Sommer 2025\r\n1.1 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz verlängern und Evaluierung schnellstmöglich beginnen\r\nDas Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) ist aktuell für den Ausbau der Nah- und Fernwärme das bei Weitem wirksamste Fördergesetz. Es hat nicht nur Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen im Fokus, son-dern auch Nah- und Fernwärmenetze, -speicher und Power-to-Heat-Anlagen, mit denen abgeregelter Strom ins Wärmesystem integriert werden kann.\r\nDas Gesetz war bis zur letzten Bundestagssitzungswoche im Januar in seiner Laufzeit auf die Inbetrieb-nahme von Anlagen bis Ende 2026 begrenzt. Da zwischen Planung, Beschluss und endgültiger Inbetrieb-nahme meist mehr als zwei Jahre nötig sind, bremste die zeitliche Begrenzung der Förderung bereits heute die Dynamik des Fernwärmeausbaus, da sie keine ausreichende Investitionssicherheit bot. Mit der jetzt be-schlossenen Verlängerung des KWKG bis 2030 wurde nun eine wichtige Maßnahme beschlossen, die wir sehr begrüßen.\r\nDie Verlängerung kann jedoch nur eine kurzfristige Übergangslösung darstellen. Die im Gesetz vorgesehene Evaluierung, die 2022 hätte erscheinen müssen, sollte schnellstmöglich umgesetzt werden. Der Monitoring-bericht dient als Grundlage für die strategische Weiterentwicklung des KWKG, welches in der nächsten Le-gislaturperiode entschlossen angegangen werden muss (vgl. 2.3).\r\nVorschlag 1: Erstellung des verpflichtenden KWKG-Monitoringberichtes (ab Juni 2025).\r\n1.2 Bundesförderung effiziente Wärmenetze gesetzgeberisch absichern\r\nDie Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) fördert seit 2023 das Erstellen von Transformationsplä-nen, Betriebs- und Investitionskosten. Das Programm ist, für sich genommen, gut gestaltet, jedoch chro-nisch unterfinanziert (vgl. Urteil zum Klima- und Transformationsfonds), gesetzlich nicht abgesichert und läuft Mitte 2028 aus. Eine Verstetigung und Erhöhung der Förderung könnte – in Kombination mit attrakti-ven Förderkrediten (vgl. Kapitel 1.3) – eine bezahlbare leitungsgebundene Wärmeversorgung gewährleis-ten, sowohl in ländlichen als auch städtischen Wärmenetzgebieten. Folgende Alternativen wären zielfüh-rend:\r\nVorschlag 2A: Verstetigung und schrittweise Erhöhung der BEW-Förderung auf bis zu 3 Mrd. Euro p.a.\r\nVorschlag 2B: Überführung der BEW-Förderung in ein gesetzlich abgesichertes Wärmefördergesetz.\r\nVorschlag 2C: Eine Kombination aus haushalts- und umlagefinanzierter Förderung, um einen sicheren För-derrahmen für die Transformation der Fernwärme zu schaffen.\r\nVorschlag 3: Einnahmen aus CO2-Bepreisung (ETS/BEHG) anteilig zweckgebunden für Wärmewende ver-wenden.\r\n1.3 Solide Finanzierungsgrundlage für Nah- und Fernwärme schaffen\r\nFür die Umsetzung der Energie- und Wärmewende sind erhebliche Investitionen der Energiewirtschaft er-forderlich. Die Gleichzeitigkeit der Investitionen wie auch die Höhe der notwendigen Finanzmittel stellen eine enorme Herausforderung dar. Um den Wärmeausbau in dem für die Klimaziele notwendigen Umfang umsetzen zu können und gleichzeitig sozialverträgliche Preise zu erreichen, sind weitreichende Förderopti-onen auf Bundes- und Landesebene unverzichtbar. Dabei gilt es, mehrere Maßnahmen schnell zu imple-mentieren, um eine passgenaue Unterstützung zu gewährleisten und beim Umbau zu einer klimafreundli-chen Fernwärmeversorgung keine Zeit zu verlieren. Erfahrungen aus der Praxis zeigen zudem, dass es für eine solide Kalkulation inklusive eines fairen Wärmepreises für alle Anschlussnehmer mehrere Ankerkun-den mit einem erhöhten Wärmedarf braucht.\r\nVorschlag 4: Die Bundes- und Landesgesetzgeber prüfen die Implementierung attraktiver Finanzierungs-möglichkeiten über die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) oder über die Investitions- und Förderbank des Landes Niedersachsen (NBank). Zielführend sind Sonderprogramme mit Förderkrediten, deren Konditi-onen unter dem marktüblichen Zinssatz liegen, und Angebote, die eine langfristige Tilgung über mehrere Jahrzehnte (ca. 40 bis 50 Jahre) verlässlich und kostengünstig ermöglichen.\r\nVorschlag 5: Die Kommunen und das Land Niedersachsen mit ihren öffentlichen Liegenschaften sollten ver-mehrt das Signal senden, dass sie als Ankerkunden bereitstehen. Dies schafft in vielen Fällen eine solide Kalkulationsgrundlage, bei der sich Privatkunden für einen angemessenen Wärmepreis anschließen kön-nen.\r\n1.4 Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) – Richtlinie praxisgerecht auslegen\r\nIn den vergangenen Monaten hat das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) mehrere Ent-scheidungen zur Auslegung der BEW-Förderrichtlinie getroffen, die nicht praxisgerecht sind und die Umset-zung von Wärmewendeprojekten verzögern und gefährden, u.a.:\r\n-Bei vielen förderfähigen Wärmeerzeugungsanlagen werden die Erlöse der Wärmelieferung durch dasBAFA systematisch überschätzt. Dadurch schrumpft die “Wirtschaftlichkeitslücke”, die als Deckel für dieFördersumme fungiert. Die daraus resultierende Kürzung der Förderquote gefährdet die Umsetzung,z.B. von Tiefengeothermie-Projekten.\r\n-Bei Tiefengeothermie-Projekten werden wesentliche Bestandteile der Investitionskosten nicht als för-derfähig anerkannt, z.B. die Kosten der Bohrstromlieferung.\r\n-Bei Projekten mit Abwärme, die bspw. aus einer thermischen Abfallbehandlungsanlage stammt, wirddie Abwärme nicht als „unvermeidbar“ anerkannt und kann daher nicht im Rahmen einer BEW-Förde-rung genutzt werden. Dadurch geht ein großes Potenzial an Abwärme ungenutzt in die Luft, obwohl dieEinbindung einer Wärmepumpe technisch sehr gut möglich wäre. Im novellierten KWKG und im Wär-meplanungsgesetz ist dieser Sachverhalt bereits adressiert. Hier wurden die Worte „industrielle Ab-wärme“ durch „unvermeidbare Abwärme“ ersetzt. Für die BEW sollte es hier zu einer Angleichung kom-men.\r\n-Die Förderung von Power-to-Heat-Anlagen zur Nutzung von erneuerbarem Strom sollte in die BEW-För-derung mit aufgenommen werden, um einen Anreiz für Investitionen in die Dekarbonisierung der Spit-zenlast zu bieten.\r\nVorschlag 6: Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) erteilt dem BAFA die Anwei-sung, Förderrichtlinien sachgerecht auszulegen.\r\nDaneben muss ein Ziel sein, die Bearbeitungszeiträume deutlich zu verkürzen, da Bewilligungen derzeit oft weit über ein Jahr andauern. Auf dieser Grundlage können keine gesicherten Finanzierungskonzepte er-stellt werden, da Preise, Angebote und Verfügbarkeiten sich in diesen Zeiträumen stark verändern können.\r\nVorschlag 7: Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragsprozesses, um För-derzusagen in unter 3 Monaten zu erreichen.\r\n2.Mittelfristig (ab Herbst 2025 bis 2026)\r\n2.1 Novelle der AVBFernwärme-Verordnung\r\n2.1.1 Refinanzierbarkeit von Investitionen sicherstellen\r\nDer Umbau der Fernwärmeversorgung ist kapitalintensiv und erfordert Investitionen in Milliardenhöhe. An-gesichts der enormen Zukunftsaufgabe muss es gelingen, dass die Verordnung über Allgemeine Bedingun-gen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) ein Regelwerk bereitstellt, welches es den Ver-sorgern ermöglicht, Investitionen vorzunehmen und die Refinanzierung sicherzustellen.\r\n-Wärmeversorger sollten ihre Preise einseitig anpassen können, wenn nachweislich höhere Erzeugungs-kosten durch Netzausbau oder Dekarbonisierungsmaßnahmen entstehen – auch unabhängig von denVorgaben zur Preisänderungsklausel (siehe § 24a Entwurf AVBFernwärmeV, Juli 2024).\r\n-Bezüglich der Preisänderungsklauseln wäre zudem die Möglichkeit einer stärkeren Gewichtung des Kos-tenelements bis zu 70 Prozent und eine damit einhergehende geringere Gewichtung des Marktele-ments zielführend. Das spiegelt die erforderlichen Investitionen in die Wärmewende und damit die tat-sächliche Kostenstruktur der Wärmenetzbetreiber besser wider. Relevant ist das insbesondere in Net-zen, die bereits transformiert sind oder sich in der Transformation zu erneuerbaren Energien oder Ab-wärme befinden. Hier kann ein zu hoher Anteil des Marktelements (bspw. Wärmepreisindex), das sichbisher noch weitestgehend an fossilen Brennstoffen orientiert, zu negativen Auswirkungen für die Kun-den führen.\r\n2.1.2 Transparenz und Verständlichkeit durch Novelle steigern\r\nDie Themen Akzeptanz und Transparenz der Fernwärme sind Gradmesser des zukünftigen Erfolgs. Deshalb gilt es zu berücksichtigen, dass sich Fernwärmesysteme z.T. erheblich unterscheiden und eine Vergleichbar-keit komplex ist, weil unterschiedlichste Erzeugungsformen und Netzgrößen zum Einsatz kommen und jede Kommune individuelle Kosten veranschlagt. Folgende Ansätze könnten die Verständlichkeit und Nachvoll-ziehbarkeit erhöhen:\r\n-einheitliche Stichtage für Preisanpassungen\r\n- Reduzierung auf fünf Formelbestandteile\r\n- Einheitliche Benennung der Formelbestandteile und Einführung eines Glossars. Gegenwärtig werden bspw. Leistungs- und Grundpreis synonym genutzt, was die Verständlichkeit erschwert.\r\n- Konzentration auf zentrale, aktuelle Indizes, die nachvollziehbar und öffentlich zugänglich sind (z.B. Sta-tistisches Bundesamt, Destatis). Die Nutzung von Wärmepreisindizes sollte verpflichtend sein. Diese Indizes bilden zunehmend den erhöhten Einsatz von erneuerbaren Energien in Wärmenetzen ab.\r\nVorschlag 8: Der Verordnungsentwurf aus Juli 2024 war ausgewogen und setzte die richtigen Impulse. Die-ser könnte Grundlage für eine Novellierung darstellen (Beginn nach Sommerpause 2025) und die Interessen des Verbraucherschutzes sowie der Energiebranche gleichermaßen berücksichtigen.\r\n2.2 Novellierung der Wärmelieferverordnung im Zeitalter erneuerbarer Energien\r\nDie Novellierung der Wärmelieferverordnung (WärmeLV) ist ein wesentlicher Faktor, um die Bedingungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung voranzubringen. Eine Anpassung kann zu einer Förderung und Vereinfachung der Umstellung auf Fernwärmeversorgung in Mietwohngebäuden führen. Zudem bietet die Novellierung die Chance, Rechtssicherheit für Gebäudeeigentümer: innen zu schaffen, indem ein Anschluss an Fernwärmenetze ohne rechtliche Hürden ermöglicht wird.\r\n2.2.1 Kostenvergleich nach Wärmelieferverordnung auf erneuerbaren Energien ausrichten\r\nDie WärmeLV gilt für Gebäude, die von einer Zentralheizung auf eine neue Wärmelösung umgerüstet wer-den. Dafür werden die Verbräuche der zurückliegenden drei Jahre mit den spezifischen Kosten aus der letz-ten Abrechnung verwendet und mit den in diesem Zeitraum berechneten Kosten für Nah- und Fernwärme-kosten verglichen. Der Vergleich ist nicht korrekt, da die Investitionskosten bei den Nah- und Fernwärme-kosten enthalten sind, aber bei der vorhandenen Wärmeerzeugungsanlage nicht berücksichtigt werden.\r\nVermietende dürfen jedoch für die Erstvertragslaufzeit (i. d. R. 5 Jahre) die jährlichen Mehrkosten der Nah- und Fernwärme nicht umlegen, unabhängig von der Entwicklung der Gas- und Fernwärmepreise. In der ak-tuellen Form verhindert die Verordnung einen Wechsel auf eine klimafreundliche Wärmeversorgung mit-tels Fernwärme, die sich zunehmend aus erneuerbaren Energien und Abwärme zusammensetzt.\r\n2.2.2 Wärmeplanung ganzheitlich betrachten und Gesetze sinnvoll verknüpfen\r\nDie Wärmeplanung ist hoheitliche Aufgabe der Kommunen. Mit dem Instrument des Wärmeplanungsgeset-zes (WPG) definieren diese, mit welcher Technologie sie die Transformation zu einer klimaneutralen Wär-meversorgung 2045 sicherstellen wollen. Die kommunale Wärmeplanung ist die Richtschnur für den Weg zur Klimaneutralität und sollte auch als kosteneffizienteste Lösung betrachtet werden. Diese gilt es nun mit der WärmeLV sinnvoll zu verknüpfen und zu ergänzen:\r\n- In Gebieten, in denen es nach der kommunalen Wärmeplanung eine Empfehlung für Wärmenetzge-biete gibt, sollte beim Umstieg auf Fernwärme der Kostenvergleich nach Wärmelieferverordnung ent-fallen.\r\n-Wird eine andere Wärmelösung gewählt oder existiert noch keine kommunale Wärmeplanung, sosollte für den Vergleich eine Einschätzung für die Zukunft auf Basis von bundeseinheitlichen Annahmen(beispielsweise CO2-Kosten) berücksichtigt werden.\r\n-In die Gesamtbetrachtung der Kosten sollten ausschließlich aktuelle und tatsächliche Betriebs- und In-vestitionskosten einfließen, um eine tatsächliche Vergleichbarkeit für die kosteneffizienteste Lösungsicherzustellen.\r\nVorschlag 9: Der Verordnungsentwurf liegt im Verantwortungsbereich des Bundesministeriums der Justiz (BMJ). In der letzten Legislaturperiode sind aus dem Ministerium keine Impulse für eine Novellierung der WärmeLV ausgegangen. Zur Beschleunigung des Verfahrens sollte eine End-to-End-Verantwortung im fe-derführenden BMWK erfolgen, in dem auch weitere wärmerelevante Gesetzgebungsverfahren verantwor-tet werden.\r\nVorschlag 10: Zeitgleiche Bearbeitung der WärmeLV und der AVBFernwärmeV und Abstimmung beider Ver-ordnungen aufeinander (Beginn nach Sommerpause 2025, Fertigstellung Winter 2025/26).\r\nUm die Kosteneffizienz der einzelnen Wärmeplanungen gewährleisten zu können, hilft ein Blick über die kommunalen Grenzen hinaus. Eine Vielzahl an unterschiedlichen Wärmekonzepten, als Ergebnis aus den einzelnen Wärmeplanungen, darf keinen ineffektiven und teuren Ausbau paralleler Infrastrukturen auslö-sen (Biogas, Wasserstoff, Geothermie, etc.). Einzelne Wärmenetze können auch über kommunale Grenzen hinweg sinnvoll sein und sollten nicht aus dem Blick geraten.\r\nVorschlag 11: Die Landesregierung sollte eine Art „Overlay-Masterplan“ für den Wärmebereich koordinie-ren. Dies könnte bspw. aus der KEAN oder bundesweit über die dena mit dem KWW heraus gesteuert wer-den.\r\n2.3 Strategische Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (ab 2026)\r\nAuf Grundlage des KWKG-Monitoringberichts (vgl. 1.1) ist zu analysieren und zu diskutieren, ob und wie die Wärmeförderungsarchitektur zukunftssicher aufgestellt werden kann. Im Zentrum des neuen Gesetzes steht die kostengünstige Erreichung der Klimaneutralität 2045. Um die deutschen Klimaschutzziele sicher-zustellen, muss die KWK-Förderung mit einer Perspektive bis 2035 ausgestaltet sein.\r\nDas umlagefinanzierte KWKG bietet den Vorteil, den Bundeshaushalt nicht zu belasten. Insbesondere in Zei-ten, in denen der Bundeshaushalt unter erheblichem Druck steht und das Bereitstellen ausreichender För-dermittel nicht gesichert erscheint, schafft das KWKG damit Investitions- und Planungssicherheit. Je um-fangreicher die Förderung von erneuerbarer Wärme (und unvermeidbarer Abwärme) sowie der Ausbau der Wärmenetze und die Errichtung von Wärmespeichern über das KWKG organisiert wird, desto geringer fällt der Finanzierungs- und Fördermittelbedarf aus dem Bundeshaushalt aus.\r\nVorschlag 12: Weiterentwicklung des KWKG unter den klimapolitischen Zielvorgaben (ab 2026) mit Per-spektive bis 2035, u.a. Entfristung der Wärmenetzförderung.\r\n3. Langfristig Weiterentwicklung (ab 2027/28)\r\nMit der Diskussion um die Einführung eines Kapazitätsmarktes im Stromsektor (vgl. Kraftwerkssicherheits-gesetz, KWSG) könnten sich auch Perspektiven für KWK-Anlagen eröffnen. Denkbar ist eine mögliche Verla-gerung des Erzeugungsteils in einem Kapazitätsmechanismus (eigenes KWK-Segment mit stromunabhängi-ger Förderung) und eine in einem Gesetz verlässlich zusammengezogene Förderung von Infrastruktur (heute KWKG) und Erzeugung (BEW). Diese Debatte gilt es eng und konstruktiv zu begleiten.\r\nDarüber hinaus liegt spätestens Mitte 2028 in allen Kommunen Deutschlands eine kommunale Wärmepla-nung vor. Sicherlich ein geeigneter Zeitpunkt, die individuellen Fahrpläne nebeneinander zu legen und aus-zuwerten. Diese Auswertung bietet eine gute Grundlage, um neue Förderinstrumente für städtische und ländliche Räume zu diskutieren.\r\nVorschlag 13: Prüfung einer Überführung in ein eigenständiges Segment im Kapazitätsmechanismus und Evaluation der bundesweiten kommunalen Wärmepläne.\r\nAnsprechpartner:in für Rückfragen\r\nenercity AG EWE AG\r\nLobbyregisternummer: R001981 Lobbyregisternummer: R001058\r\nLars Velser Alexander von Essen\r\nPublic Affairs Manager Konzernbeauftragter Landespolitik Niedersachsen\r\nLars.Velser@enercity.de AlexandervonEssen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht und wettbewerbsfähig bleibt, ist es essenziell, dass die neue Bundesregierung Niedersachsen als strategische Kernregion der Energiewende begreift und die richtigen politischen Weichen stellt. Die folgenden operativen Handlungsempfehlungen zeigen auf, was dringend angepackt werden sollte.\r\n1. Finanzierung der Energiewende sichern – Stromkosten senken\r\nNach einer Studie des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sowie des Beratungsunternehmens Ernst & Young (EY) werden bis zum Jahr 2030 Investitionen in Höhe von rund 720 Milliarden Euro benötigt, um die Energiewende-Ziele zu erreichen. Diese Mittel sind dringend erforderlich, um den Aus- und Umbau der Energienetze, Speicher und Erzeugungskapazitäten zu realisieren. Private Investoren sind bereit, Kapital einzusetzen, doch bislang fehlt es noch an geeigneten Finanzierungsmechanismen und Planungssicherheit. Gleichzeitig müssen die Stromkosten für Verbraucher und Unternehmen gesenkt werden.\r\n• Attraktive Investitionsbedingungen schaffen: Zugang zu Hybrid- und Eigenkapital verbessern und staatliche Besicherungen für Infrastrukturprojekte ermöglichen.\r\n• Marktbasierte Finanzierungsinstrumente entwickeln, die risikoadäquate Renditen ermöglichen, um private Kapitalströme zu mobilisieren.\r\n• Senkung der Stromsteuer und weiterer Abgaben sowie Optimierung der Systemkosten, um den Strompreis für Haushalte und Unternehmen spürbar zu reduzieren und Anreize für beispielsweise E-Mobilität sowie Wärmepumpen zu setzen.\r\n2. Erneuerbare Energien brauchen verlässliche Rahmenbedingungen\r\nErneuerbare Energien sind das Rückgrat der Energiewende und entscheidend für eine unabhängige, sichere und bezahlbare Stromversorgung. Niedersachsen als führende Windstrom-Region kann eine zentrale Rolle spielen – doch dafür braucht es verlässliche Rahmenbedingungen.\r\n• ⁠Erneuerbare-Förderung reformieren: Die Förderung erneuerbarer Energien muss reformiert und schrittweise auf eine produktionsunabhängige Finanzierung umgestellt werden, um Preisspitzen und Netzengpässe zu minimieren.\r\n• Direktvermarktung und Power-Purchase-Agreements (PPA) ausbauen, um Unternehmen den Zugang zu Grünstrom zu erleichtern und eine marktorientierte Integration erneuerbarer Energien zu fördern.\r\n• Genehmigungen beschleunigen: Digitale Prozesse, standardisierte Verfahren und klare Regelungen im Natur- und Artenschutz sowie die Ausweisung von ausreichend Standorten für Windenenergie sind notwendig, um den Ausbau zu erleichtern.\r\n• Schnellstmögliche Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III), um Genehmigungsprozesse spürbar zu beschleunigen.\r\n2\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n3. Netzausbau und Strommarktdesign: Flexibilität erhöhen, Stabilität sichern\r\nNiedersachsen produziert 40 Prozent des deutschen Windstroms, doch fehlende Netzinfrastruktur und ein unzureichend angepasstes Strommarktdesign führen zu Abregelungen, hohen volkswirtschaftlichen Kosten und Risiken für die Versorgungssicherheit. Ein zukunftsfähiges Energiesystem erfordert marktgerechte Anreize sowie einen gezielten, systemdienlichen Netzausbau und die schnelle Umsetzung intelligenter Netze, um Flexibilität zu erhöhen, Netzengpässe zu vermeiden und stabile Strompreise zu sichern.\r\n• Smart-Meter-Rollout vereinfachen und beschleunigen sowie Datenverfügbarkeit verbessern, um netzstabilisierende Laststeuerung zu ermöglichen.\r\n• Netzausbau und Systemdienlichkeit priorisieren und Batteriespeicher, steuerbare Lasten sowie Wasserstoffproduktion gezielt integrieren, um Abregelungen zu vermeiden und Netzstabilität zu sichern.\r\n• Kombinierten Kapazitätsmechanismus einführen, um Investitionen in systemrelevante H2-ready-Kraftwerke, Speicher und flexible Lasten zu stärken und Netzengpässe zu reduzieren.\r\n• Eine durchgängige Digitalisierung steigert neben der Effizienz vor allem auch die Transparenz über den tatsächlichen Erneuerungs- und Ausbaubedarf der Netze, womit unnötige Investitionen vermieden werden können.\r\n• Einheitliche Strompreiszone erhalten, da eine Aufteilung vor allem niedersächsische Standorte zur Erzeugung erneuerbarer Energien benachteiligen und den Ausbau verlangsamen würde. 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B. durch Hinwirken bei der Europäischen Kommission für eine Anpassung der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt 2023/1184 nach Erneuerbarer-Energien-Richtlinie II (RED II).\r\n• Dauerhafte Netzentgeltbefreiung oder -reduktion für Elektrolyseure an netzentlastenden Standorten als Beitrag für eine systemeffiziente Wasserstoffproduktion\r\n• Kohärenter Finanzierungs- und Förderrahmen für Wasserstofferzeugung und -speicherung etablieren, um Planungs- und Investitionssicherheit zu schaffen.\r\n3\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n5. Wärmewende durch Förderung gezielt vorantreiben\r\nFern- und Nahwärmenetze sowie Wärmepumpen sind der Schlüssel für eine klimaneutrale Wärmeversorgung in städtischen und ländlichen Gebieten. Um beim Ausbau der Wärmeinfrastruktur langfristig voranzukommen, bedarf es verlässlicher Rahmenbedingungen und Investitionsanreize, statt neuer Regulierungsdebatten.\r\n• Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) verstetigen (Capex und Opex) und Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragprozesses\r\n• Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)\r\n• Weiterentwicklung der Wärmeförderung, z.B. über ein neues KWK-Segment im zukünftigen Kapazitätsmechanismus\r\n• Bessere Harmonisierung der einzelnen Gesetze im Wärmesektor, um Investitionshemmnisse abzubauen.\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein Versorgungskonzern im Bereich Strom, Erdgas, Telekommunikation und Informationstechnologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Registernummer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bun-destag und von der Bundesregierung beschlossenen Verhaltenskodex.\r\nKontakt\r\nEWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nww.ewe.com\r\nAnsprechpartner\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nAlexander von Essen\r\nalexander.vonessen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015686","regulatoryProjectTitle":"Dauerhafte Netzentgeltbefreiung oder -reduktion für Elektrolyseure an netzentlastenden Standorten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cf/f0/504439/Stellungnahme-Gutachten-SG2504020041.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\nNiedersachsen ist Deutschlands führendes Energieland – mit Spitzenwerten bei Windstrom und Bioenergie, einer zentralen Rolle im Wasserstoffhochlauf und wichtiger Industrie-, Netz- und Hafeninfrastruktur. Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht und wettbewerbsfähig bleibt, ist es essenziell, dass die neue Bundesregierung Niedersachsen als strategische Kernregion der Energiewende begreift und die richtigen politischen Weichen stellt. Die folgenden operativen Handlungsempfehlungen zeigen auf, was dringend angepackt werden sollte.\r\n1. Finanzierung der Energiewende sichern – Stromkosten senken\r\nNach einer Studie des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sowie des Beratungsunternehmens Ernst & Young (EY) werden bis zum Jahr 2030 Investitionen in Höhe von rund 720 Milliarden Euro benötigt, um die Energiewende-Ziele zu erreichen. Diese Mittel sind dringend erforderlich, um den Aus- und Umbau der Energienetze, Speicher und Erzeugungskapazitäten zu realisieren. Private Investoren sind bereit, Kapital einzusetzen, doch bislang fehlt es noch an geeigneten Finanzierungsmechanismen und Planungssicherheit. Gleichzeitig müssen die Stromkosten für Verbraucher und Unternehmen gesenkt werden.\r\n• Attraktive Investitionsbedingungen schaffen: Zugang zu Hybrid- und Eigenkapital verbessern und staatliche Besicherungen für Infrastrukturprojekte ermöglichen.\r\n• Marktbasierte Finanzierungsinstrumente entwickeln, die risikoadäquate Renditen ermöglichen, um private Kapitalströme zu mobilisieren.\r\n• Senkung der Stromsteuer und weiterer Abgaben sowie Optimierung der Systemkosten, um den Strompreis für Haushalte und Unternehmen spürbar zu reduzieren und Anreize für beispielsweise E-Mobilität sowie Wärmepumpen zu setzen.\r\n2. Erneuerbare Energien brauchen verlässliche Rahmenbedingungen\r\nErneuerbare Energien sind das Rückgrat der Energiewende und entscheidend für eine unabhängige, sichere und bezahlbare Stromversorgung. Niedersachsen als führende Windstrom-Region kann eine zentrale Rolle spielen – doch dafür braucht es verlässliche Rahmenbedingungen.\r\n• ⁠Erneuerbare-Förderung reformieren: Die Förderung erneuerbarer Energien muss reformiert und schrittweise auf eine produktionsunabhängige Finanzierung umgestellt werden, um Preisspitzen und Netzengpässe zu minimieren.\r\n• Direktvermarktung und Power-Purchase-Agreements (PPA) ausbauen, um Unternehmen den Zugang zu Grünstrom zu erleichtern und eine marktorientierte Integration erneuerbarer Energien zu fördern.\r\n• Genehmigungen beschleunigen: Digitale Prozesse, standardisierte Verfahren und klare Regelungen im Natur- und Artenschutz sowie die Ausweisung von ausreichend Standorten für Windenenergie sind notwendig, um den Ausbau zu erleichtern.\r\n• Schnellstmögliche Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III), um Genehmigungsprozesse spürbar zu beschleunigen.\r\n2\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n3. Netzausbau und Strommarktdesign: Flexibilität erhöhen, Stabilität sichern\r\nNiedersachsen produziert 40 Prozent des deutschen Windstroms, doch fehlende Netzinfrastruktur und ein unzureichend angepasstes Strommarktdesign führen zu Abregelungen, hohen volkswirtschaftlichen Kosten und Risiken für die Versorgungssicherheit. Ein zukunftsfähiges Energiesystem erfordert marktgerechte Anreize sowie einen gezielten, systemdienlichen Netzausbau und die schnelle Umsetzung intelligenter Netze, um Flexibilität zu erhöhen, Netzengpässe zu vermeiden und stabile Strompreise zu sichern.\r\n• Smart-Meter-Rollout vereinfachen und beschleunigen sowie Datenverfügbarkeit verbessern, um netzstabilisierende Laststeuerung zu ermöglichen.\r\n• Netzausbau und Systemdienlichkeit priorisieren und Batteriespeicher, steuerbare Lasten sowie Wasserstoffproduktion gezielt integrieren, um Abregelungen zu vermeiden und Netzstabilität zu sichern.\r\n• Kombinierten Kapazitätsmechanismus einführen, um Investitionen in systemrelevante H2-ready-Kraftwerke, Speicher und flexible Lasten zu stärken und Netzengpässe zu reduzieren.\r\n• Eine durchgängige Digitalisierung steigert neben der Effizienz vor allem auch die Transparenz über den tatsächlichen Erneuerungs- und Ausbaubedarf der Netze, womit unnötige Investitionen vermieden werden können.\r\n• Einheitliche Strompreiszone erhalten, da eine Aufteilung vor allem niedersächsische Standorte zur Erzeugung erneuerbarer Energien benachteiligen und den Ausbau verlangsamen würde. Mittelfristig kommt es darauf an, dass die Branche ein Modell für mögliche EU-Vorgaben im Hinblick auf unterschiedliche Strompreiszonen entwickelt.\r\n4. Wasserstoffhochlauf beschleunigen – Niedersachsen als H2-Drehscheibe\r\nNiedersachsen verfügt über eine herausragende erneuerbare Erzeugungskapazität aus Windenergie sowohl an Land als auch offshore, eine günstige Küstenlage für Importe sowie eine zentrale Infrastruktur für den Transport in deutsche und europäische Industriezentren. Mit Projekten wie IPCEI-Elektrolyseuren, Speicherlösungen in Salzkavernen und dem Wasserstoff-Backbone schafft Niedersachsen die Basis für eine skalierbare und wettbewerbsfähige „grüne“ Wasserstoffwirtschaft.\r\n• Produktion von grünem Wasserstoff ermöglichen, z. B. durch Hinwirken bei der Europäischen Kommission für eine Anpassung der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt 2023/1184 nach Erneuerbarer-Energien-Richtlinie II (RED II).\r\n• Dauerhafte Netzentgeltbefreiung oder -reduktion für Elektrolyseure an netzentlastenden Standorten als Beitrag für eine systemeffiziente Wasserstoffproduktion\r\n• Kohärenter Finanzierungs- und Förderrahmen für Wasserstofferzeugung und -speicherung etablieren, um Planungs- und Investitionssicherheit zu schaffen.\r\n3\r\nHandlungsempfehlungen aus Niedersachsen für die 21. Legislaturperiode\r\nImpulse für eine erfolgreiche Energie- und Wärmewende\r\n5. Wärmewende durch Förderung gezielt vorantreiben\r\nFern- und Nahwärmenetze sowie Wärmepumpen sind der Schlüssel für eine klimaneutrale Wärmeversorgung in städtischen und ländlichen Gebieten. Um beim Ausbau der Wärmeinfrastruktur langfristig voranzukommen, bedarf es verlässlicher Rahmenbedingungen und Investitionsanreize, statt neuer Regulierungsdebatten.\r\n• Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) verstetigen (Capex und Opex) und Schaffung eines vereinfachten, standardisierten und digitalisierten Antragprozesses\r\n• Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)\r\n• Weiterentwicklung der Wärmeförderung, z.B. über ein neues KWK-Segment im zukünftigen Kapazitätsmechanismus\r\n• Bessere Harmonisierung der einzelnen Gesetze im Wärmesektor, um Investitionshemmnisse abzubauen.\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein Versorgungskonzern im Bereich Strom, Erdgas, Telekommunikation und Informationstechnologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Registernummer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bun-destag und von der Bundesregierung beschlossenen Verhaltenskodex.\r\nKontakt\r\nEWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nww.ewe.com\r\nAnsprechpartner\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nAlexander von Essen\r\nalexander.vonessen@ewe.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018113","regulatoryProjectTitle":"Initiative 2035: Hürden abbauen für Wasserstoffinvestitionen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/04/92/580091/Stellungnahme-Gutachten-SG2507080014.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":"Confidential\r\nInitiative 2035:\r\nHürden abbauen für Wasserstoffinvestitionen\r\nDie Entwicklung eines Marktes für grünen Wasserstoff kommt nur schleppend voran, dies gilt sowohl für die Europäische Union1 als auch für Deutschland2. Dafür gibt es mehrere Ursachen, doch ein wesentlicher Grund sind die hohen Produktionskosten von Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO) – grünem Wasserstoff. Kostentreiber sind die geltenden Strombezugskriterien, die für die Erzeugung des grünen Wasserstoffs einzuhalten sind.\r\nDie Definition des Strombezugs für RFNBO wurde nach langen Verzögerungen (ähnlich wie bei der Notifizierung der IPCEI-Fördergelder) in einem Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) im Februar 2023 festgelegt. Viele Unternehmen aus Industrie und Energiewirtschaft hatten damals Bedenken gegen die strikten Kriterien geäußert. Dennoch war die Erwartung, dass mit der Definition und der daraus resultierenden Planungssicherheit der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit grünen Projekten Fahrt aufnehmen würde.\r\nEs ist inzwischen aber evident, dass der Hochlauf noch nicht im gewünschten Umfang stattfindet. Bis Mitte 2028 ist ein Bericht zum Delegierten Rechtsakt seitens der EU-Kommission vorgesehen, worauf eine Anpassung der Kriterien folgen könnte. Dieser Zeitpunkt ist jedoch viel zu spät für eine Revision, die einen erfolgreichen und zügigen Wasserstoffhochlauf ermöglicht.3\r\nHelfen würde die Verschiebung der ab 2028 bzw. 2030 geltenden Strombezugskriterien für Additionalität und zur zeitlichen Korrelation auf das Jahr 2035. Für eine Verschiebung des Inkrafttretens der verschärften Kriterien müssten im Delegierten Rechtsakt selbst keine großen systematischen Veränderungen vorgenommen werden. Es sind lediglich die Jahreszahlen auszutauschen: zweimal 35!\r\nEine solche Vereinfachung ist im Sinne des Clean Industrial Deal der neuen EU-Kommission, fährt bestehende Überregulierung zurück, kann den Wirtschaftsstandort unbürokratisch stärken und zur Erreichung der Klimaschutzziele beitragen.\r\nEin erfolgreicher Wasserstoffmarkthochlauf, der Aufbau sauberer Technologien und die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrien im Sinne der Resilienz Europas und Deutschlands gehören zusammen.\r\nAdditionalität ab 2035\r\nNach aktueller Fassung des Delegierten Rechtsaktes darf der Strom für RFNBO ab 2028 nur noch aus neuen und ungeförderten Anlagen erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) bezogen werden. Diese Anlagen dürfen maximal 36 Monate vor dem für die Herstellung von RFNBO-konformem\r\n1 Europäischer Rechnungshof (2024): news-sr-2024-11 | European Court of Auditors\r\n2 Nationaler Wasserstoffrat (2024): Wasserstoffhochlauf in Gefahr – Sofortmaßnahmen dringend erforderlich bzw. in Deutschlands H2-Bilanz (2024), bereitgestellt durch e.on in Zusammenarbeit mit dem EWI.\r\n3 Ein hinderlicher regulatorischer Rahmen bis 2028 verzögert Investitionen oder lässt Projekte sogar scheitern, weil bspw. die Bankability fehlt, die benötigten PPAs nicht zustande kommen oder verbindliche Projektkalkulationen kaum möglich sind.\r\nConfidential\r\nWasserstoff notwendigen Elektrolyseur in Betrieb gegangen sein. Ursprünglich sollte damit der Ausbau von EE-Anlagen angereizt werden.\r\nDurch die aktuelle Ausgestaltung des Kriteriums der Additionalität werden die Wasserstoffgestehungskosten allerdings um 1-2 Euro/kg verteuert.4 Dies bedeutet rund 3-6 Mrd. Euro zusätzliche Produktionskosten bei einem Bedarf von 100 TWh im Jahr 2030 im Vergleich zum Strombezug aus erneuerbaren Bestandsanlagen. Jeder Euro zu viel schwächt die Wasserstoffnachfrage z.B. in Industriebranchen, die die höheren Produktionskosten nicht weiterreichen können.\r\nEE-Anlagen werden nur errichtet, wenn sie wirtschaftlich sinnvoll sind, unabhängig davon, ob der Strom an einen Elektrolyseur oder in den Strommarkt geliefert wird. Die Verpflichtung für Elektrolyseure bei Produktion von grünem Wasserstoff, Strom nur aus neuen EE-Anlagen zu beziehen, hat daher insgesamt keinen expansiven Effekt auf den Bau von EE-Anlagen, schränkt dafür aber die Bezugsoptionen der Wasserstoffproduzenten massiv ein.\r\nStündliche Korrelation ab 2035\r\nGegenwärtig muss der Strombezug eines Elektrolyseurs der Stromerzeugung des zugehörigen EE-Portfolios in einem Monat entsprechen. Ab 2030 sieht der Delegierte Rechtsakt vor, dass dies in jeder Stunde der Fall sein muss.\r\nDie aktuell geltende monatliche zeitliche Korrelation erlaubt es dem Elektrolyse-Betreiber, den Strombezug am Spotmarkt zu optimieren. Er kann seine Wasserstoffproduktion, in anlagenabhängigen Grenzen, an die Preissignale des Strommarktes anpassen. Die Preissignale wiederum sind ein geeigneter Indikator dafür, wie viel Strom EE-Anlagen in einer Gebotszone zu dem jeweiligen Zeitpunkt produzieren. Der Elektrolyseur läuft unter diesen Voraussetzungen also tendenziell in Zeiten mit hoher EE-Einspeisung. In Zeiten hoher Strompreise hingegen kann der Strom aus dem eigenen Bezugsportfolio wieder verkauft werden. Insgesamt dämpft die Möglichkeit zum bilanziellen Ausgleich von EE-Stromerzeugung aus kontrahierten Anlagen und EE-Stromverbrauch im Elektrolyseur über einen Monat die Strombezugskosten für den Elektrolyseur im Vergleich zur stündlichen Korrelation um rd. 1€/kg – ein weiterer Baustein zur Minderung der Förderlücke.5\r\nDies hat zudem zwei günstige Markteffekte: Bei Knappheit wird der Strompreis im Markt durch Mengen aus dem Bezugsportfolio des Elektrolyseurs gedämpft. Umgekehrt wird mittels des steigenden Strombedarfs durch Elektrolyseure in Stunden mit hohem EE-Angebot der Förderbedarf von EE-Anlagen reduziert, weil sehr geringe oder negative Strompreise weniger häufig auftreten.\r\nDarüber hinaus erlaubt die monatliche zeitliche Korrelation es Elektrolyseur-Betreibern, unvorhersehbare Abweichungen zwischen unzutreffender Wetterprognose und Lieferverpflichtung auszugleichen. Auf stündlicher Basis muss hingegen eine zusätzliche Speicherung einkalkuliert oder mehr Flexibilität vom Kunden verlangt werden. Beides verursacht höhere Kosten bei der grünen Wasserstofferzeugung.\r\n4 Für Deutschland belegt durch Frontier Economics (2021), S.25 Grünstromkriterien der RED II - Auswirkungen auf Kosten und Verfügbarkeit grünen Wasserstoffs in Deutschland - Kurzstudie für die RWE AG .\r\n5 In der Größenordnung für Deutschland belegt durch Frontier Economics (2021), S.32 und eigene Berechnungen der unterzeichnenden Unternehmen.\r\nConfidential\r\nJe kürzer die zeitliche Korrelation vorgeschrieben wird, desto komplexer ist eine Strombeschaffung, die eine Fahrweise des Elektrolyseurs mit Mindestlast gewährleistet. Denn dies verhindert ein verschleiß- und damit kostenintensives Ab- und Anfahren der Anlage.\r\nAuch für die Senkung der CO2-Emissionen ist eine monatliche Korrelation günstiger. Zwar kann ein Elektrolyseur durch monatliche Optimierung am Strommarkt in einigen Stunden Strom beziehen, der teilweise aus fossilen Kraftwerken stammt. Doch dafür ersetzt EE-Strom aus dem Bezugsportfolio des Elektrolyseur-Betreibers in hochpreisigen Stunden oftmals CO2-intensivere Elektrizität.6\r\nDaher wäre es sinnvoller, eine monatliche Korrelation beizubehalten. Um zumindest initiale Investitionen in den Wasserstoffhochlauf zu erleichtern, sollte eine engere stündliche Korrelation jedenfalls auf 2035 verschoben werden.\r\nKonkrete Anpassungsbedarfe\r\n-\r\nAdditionalität ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollten in Art. 11 die Jahreszahlen 2028 gegen 2035 ausgetauscht werden.\r\n-\r\nStündliche Korrelation ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollte in Art. 6, Abs. 1 die Angabe 2029 durch 2034 ausgetauscht werden. Zudem sollte in Abs. 2, Satz 1 die Jahreszahl 2030 durch 2035 ersetzt werden.\r\nFazit\r\nMit einer administrativ wenig aufwändigen Anpassung des Delegierten Rechtsaktes kann ein großer wirtschaftlicher Effekt erzielt und der Wasserstoffmarkthochlauf unkompliziert beschleunigt werden. Durch den Abbau der existierenden Überregulierung können die Wasserstoffgestehungskosten signifikant gesenkt werden – mit einem positiven Effekt für die ganze Wasserstoffwertschöpfungskette.\r\nEine Verlängerung der Kriterien bis 2035 ermöglicht mehr Zeit für ein gründliches Review, während der Rahmen für den Markthochlauf in den nächsten Jahren weiterhin gesetzt ist.\r\nDie hier aufgeführten Unternehmen sind auf verschiedenen Stufen entlang der Wasserstoffwertschöpfungskette aktiv und unterstützen diese Initiative.\r\n6 Dies belegen mehrere Studien: Ruhnau, O. & Schiele, J. (2023), S. 14 Flexible green hydrogen: The effect of relaxing simultaneity requirements on project design, economics, and power sector emissions - ScienceDirect; Consentec et al. (2023), S. i Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff.\r\nConfidential"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019999","regulatoryProjectTitle":"Änderung der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) zur Anpassung der Kostenverteilung beim Netzanschluss von Biogasanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/76/96/622915/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300125.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nHintergrund Bioenergie\r\nBiogas – Multitalent oder Auslaufmodell?\r\nBiogas kann ein Multitalent unter den erneuerbaren Energien sein, wenn es seine Stärken ausspie-len kann. Im Gegensatz zu fossilen Brennstoffen ist Biomasse eine nachwachsende Ressource und bei nachhaltiger Nutzung emissionsarm. Sie zählt damit zu den erneuerbaren Energien.\r\nDer Wirkungsgrad einer Biogasanlage mit Wärmeauskopplung kann bis zu 90 Prozent betragen. Rein stromgeführte Anlagen erreichen allerdings maximal einen Wirkungsgrad von 40 Prozent.1 Darüber hinaus lässt sich Biogas gut speichern und systemdienlich für die Stromversorgung nutzen.\r\nGleichzeitig stößt die Biomassenutzung in Deutschland aufgrund der Flächenverfügbarkeit schon jetzt an ihre natürliche Grenze. Die gesamte Anbaufläche für Energiepflanzen liegt in Deutschland aktuell bei rund 2,3 Mio. Hektar, was 20 Prozent der gesamten Ackerfläche entspricht. Die maximal nutzbare Fläche ist politisch stark umstritten (Tank/Teller Diskussion). Das hängt nicht zuletzt auch mit der Flächeneffizienz zusammen. Windenergie und Photovoltaik sind im Vergleich zu Bioenergie deutlich flächeneffizienter. Pro Hektar lassen sich nur sieben Haushalte mit Strom aus Bioenergie versorgen. Mit einer PV-Freiflächenanlage hingegen bis zu 230 Haushalte und mit Windkraftanlagen sogar bis zu 6.000 Haushalte pro Hektar. Selbst bei der Wärmeversorgung wird die Bioenergie (sie-ben Haushalte) von PV (170 Haushalte) und Windenergie (4.300 Haushalte) deutlich überholt.2\r\nVolkswirtschaftlich betrachtet ist ein weiterer Ausbau der Bioenergie deshalb nicht zu empfehlen. Gleichzeitig tragen bestehende Biogasanlagen zur Wärmeversorgung und durch ihre Flexibilität zur Stabilität der Stromversorgung bei. Aus dieser Perspektive betrachtet ist die Stromproduktion im-mer der Biomethanproduktion und -Einspeisung in das Erdgasnetz vorzuziehen.\r\nEinspeisung von Biomethan in das Gasnetz\r\nDie gesetzlichen Regelungen zum Netzanschluss von Biogasanlagen laufen mit der Gasnetzzu-gangsverordnung (GasNZV) Ende 2025 aus. Die aktuelle Regelung sieht grundsätzlich eine Kosten-aufteilung von 75 Prozent zu 25 Prozent zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreibervor. Dabei ist zwischen unterschiedlichen Szenarien zu unterscheiden:\r\nSituation Netzbetreiber übernimmt Anschlussnehmer (Biogasbetreiber) übernimmt Standardanschluss ≤ 1 km Leitung 75 % der Kosten 25 %, max. 250.000 € Leitungsabschnitt > 1 km und ≤ 10 km 75 % der Kosten 25 % (ohne pauschale Höchst-grenze) Leitungslänge > 10 km 75 % der ersten 10 km Mehrkosten oberhalb der 10 km Nachträgliche Anschlüsse innerhalb 10 Jahre anteilig nach “gleichzeitiger Anschlusssituation” zu viel gezahlte Beträge sind zu erstatten Betrieb & Verfügbarkeit 100 % –\r\n1 Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. Wärme\r\n2 Flächenvergleich - transforming economies\r\n2\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nHintergrund Bioenergie\r\nDurch das Auslaufen zahlreicher EEG-geförderter Anlagen in den kommenden Jahren stellt sich für viele Anlagenbetreiber die Frage nach einer wirtschaftlichen Weiternutzung. Dabei können sich viele Betreiber vorstellen, ihr produziertes Biogas gereinigt und aufbereitet als Biomethan in das Erdgasnetz einzuspeisen. Dabei sollten folgende Punkte berücksichtigt werden:\r\n•\r\nNeuinvestitionen in eine Infrastruktur, die absehbar keine Zukunft hat sind volkswirtschaft-lich ineffizient.\r\n•\r\nFachkräfte werden gebunden, die dringend für den Hochlauf von Wasserstoff und Wärme-netzen benötigt werden.\r\n•\r\nInvestitionsmittel können nur einmal verausgabt werden – entweder für den Ausbau von Wind, PV und Stromnetz oder für den Anschluss von Biogasanlagen.\r\n•\r\nDurch die Investitionen in Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen werden die Netzentgelte für Verbrauchende weiter steigen.\r\nSobald über eine Folgeregelung der GasNZV nachgedacht wird, muss zwingend über eine höhere Kostenbeteiligung der Anlagenbetreiber geredet werden, sofern es um den Anschluss an das Gas-netz geht. Nur so kann von vornherein sichergestellt werden, dass ausschließlich die volkswirtschaft-lich sinnvollen Projekte in die Umsetzung gehen und verfügbare Ressourcen optimal allokiert wer-den. Die Kosten für neue Gasinfrastruktur dürfen nicht über die Allgemeinheit sozialisiert werden. Der Gesetzgeber sollte daher einen konkreten Schwellenwert definieren, ab wann eine Biometha-neinspeisung wirtschaftlich ist. Nur wenn dieser Schwellenwert eingehalten wird, sollten Netzbe-treiber die Verpflichtung haben, einen Gasnetzzugang umsetzen zu müssen.\r\nFür eine durchschnittliche Anlage fallen, bei aktueller Kostenregelung gem. GasNZV, Kosten von 6-7 Mio. Euro für den VNB / die EWE NETZ an. Das beinhaltet neben Kosten für Anschluss, Aufberei-tung und Einspeisung auch Kosten in Verbindung mit der Rückspeisung in das HD-Netz. Die Rück-speisung ist vor allem im Sommer erforderlich, da im Sommer das lokale Angebot die Nachfrage übersteigt und nur über das HD-Netz abtransportiert werden kann.\r\nIm EWE-Netzgebiet existieren 934 Biogasanalagen, die bis 2031 aus der EEG-Verstromung fallen und in die Biomethan-Einspeisung wechseln könnten. Sollten alle Anlagen aus der Verstromung in die Biomethaneinspeisung wechseln, würde die produzierte und eingespeiste Menge an Biomethan etwa 25 Prozent des gesamten heutigen Erdgasbedarfes im EWE-Netzgebiet entsprechen.\r\nFür den Anschluss aller Anlagen würden Investitionskosten in Höhe von rund 6 Mrd. Euro anfallen, was sich negativ auf den deutlich notwendigeren Ausbau des Stromverteilnetzes auswirken würde. Soweit sich die Regelungen zu Gunsten der Biogasanlagenbetreiber verändern, beispielsweise über eine Streichung der aktuellen Deckelung des Selbstbehaltes oder eine Veränderung des Kostenauf-teilungsschlüssel 25/75 Prozent, würde das Investitionsvolumen noch größer ausfallen.\r\nGrüngasquote im Gebäudesektor\r\nZur Dekarbonisierung des Gebäudesektors will die Bundesregierung die im Koalitionsvertrag verein-barte Grüngasquote umsetzen. Eine allgemeine Quote für grüne Gase wird die Herausforderungen für Unternehmen wie für Haushalte jedoch deutlich verschärfen. Bereits jetzt sind Gastarife mit ei-nem Biogasanteil im Schnitt 30 Prozent teurer als Gastarife ohne Biogasanteil, wie eine Auswertung des Vergleichsportals Verivox ergeben hat. Demnach liegen die Heizkosten für ein Einfamilienhaus\r\n3\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nHintergrund Bioenergie\r\nAbbildung 1 Stromgestehungskosten für verschiedene Gasturbinenkraftwerke an Standor-ten in Deutschland im Jahr 2030 (Quelle: Kurzanalyse Stromgestehungskosten flexibler Kraftwerke, Fraunhofer ISE)\r\nmit Gasheizung und Biogasbeimischung pro Jahr rund 1.000 Euro höher als die Stromkosten für eine Wärmepumpe. Es ist davon auszugehen, dass bei steigender Nachfrage diese Schere weiter ausei-nander gehen wird.3 Weitere Punkte, die aus Sicht von EWE gegen die Einführung einer Quote spre-chen:\r\n•\r\nIneffiziente Klimawirkung im Gebäudebereich. Der Einsatz von Biomethan zur Raumwärme-erzeugung ist energetisch weniger effizient als etwa Wärmepumpen oder Fernwärme. Stu-dien zeigen, dass der Energieverbrauch pro Quadratmeter trotz hoher Investitionen in klas-sische Sanierungsmaßnahmen kaum gesunken ist. Biomethan würde hier also teuer sein, aber wenig bringen.\r\n•\r\nBiomethan ist ein knappes Gut. Die Menge, die nachhaltig produziert werden kann, reicht bei weitem nicht aus, um den gesamten Wärmebedarf im Gebäudesektor zu decken. Eine verpflichtende Quote könnte zu einem ineffizienten Einsatz führen, bei dem Biomethan dort eingesetzt wird, wo es gar nicht die größte Klimawirkung entfaltet. Gleichsam treibt es die Kosten für die Verbrauchenden deutlich in Höhe.\r\n•\r\nKonkurrenz zu anderen Sektoren. Biomethan wird auch in anderen Bereichen dringend be-nötigt – etwa in der Industrie oder im Schwerlastverkehr, wo Elektrifizierung schwieriger ist. Eine Quote im Gebäudesektor könnte diese Sektoren benachteiligen und die gesamtwirt-schaftliche Dekarbonisierung behindern.\r\nBioenergie vs. (H2-ready) Gaskraftwerke\r\nDas Fraunhofer ISE hat in einer Studie verschiedene Szenarien betrachtet und kommt dabei zu dem Ergebnis, dass neue Biogasanlagen die höchs-ten Stromgestehungskosten verursa-chen. Untersucht wurden dabei Bio-gasanlagen als Neubau sowie die Er-weiterung bestehender Anlangen, Gasturbinen betrieben mit Erdgas und Wasserstoff als Neubau sowie als um-gerüstete Anlage im Jahr 2035 auf Wasserstoff. Die neuen Anlagen wer-den in der Betrachtung jeweils im Jahr 2030 gebaut und entsprechend ihrer Lebensdauer betrieben.4\r\n3 Heizungen: Pflicht zur Biogas-Beimischun • Table.Briefings\r\n4 Kurzanalyse Stromgestehungskosten flexibler Kraftwerke - Fraunhofer ISE\r\n4\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nHintergrund Bioenergie\r\nStromgestehungskosten nach Kraftwerkstypen\r\nSchlussfolgerung\r\nBestehende, später auf Wasserstoff umgerüstete Erdgaskraftwerke sind mit Abstand am günstigs-ten, während neue Biogasanlagen die höchsten Stromgestehungskosten verursachen. Insgesamt wird deutlich, dass Wasserstoff in der Perspektive eine zentrale und wirtschaftliche Rolle in der Stromerzeugung übernehmen kann, insbesondere wenn er bestehende Erdgaskapazitäten ersetzt. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass Neubauten fossiler Gaskraftwerke nur eine Übergangslösung darstellen und Biogas vor allem in Nischen mit hoher Auslastung oder in der Kraft-Wärme-Kopp-lung sinnvoll ist.\r\nDie Zukunft der Bioenergie – Multitalent für Spezialgebiete\r\nBioenergie wird aufgrund der begrenzten Verfügbarkeit auch in Zukunft eine Nischenrolle spielen. Dabei spielt sie bei der Dekarbonisierung verschiedener Sektoren eine wichtige Rolle. Aus diesem Grund ist darauf zu achten, dass Bioenergie künftig dort eingesetzt wird, wo sie volkswirtschaftlich den größten Mehrwehrt bieten kann. Dabei darf es zu keinen Sektor-Konkurrenzen kommen. Für die Energieversorgung steht mit Wasserstoff eine grüne Technologie zur Verfügung, die größer skalierbar ist und dadurch für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit besser geeignet ist. Nichtsdestotrotz tragen bestehende Biogasanlagen mit ihrer Flexibilität zu einer sicheren Strom- und Wärmeversorgung bei. Dieses Potential gilt es auch in Zukunft zu erhalten. Deshalb sollte da-rauf geachtet werden, dass EEG-geförderte und ausgeförderte Biogasanlagen zukünftig weiterhin stromgeführt betrieben werden können.\r\nKraftwerkstyp Stromgestehungskosten [Cent/kWh]\r\nBestehende Gasturbine mit Umrüstung H2 in 2035\r\n12,9 – 19,2\r\nNeue Gasturbine mit Nutzung bis oder Umrüstung auf H2 ab 2045\r\n14,0 – 29,2\r\nNeue Gasturbine mit Umrüstung H2 in 2035\r\n14,3 – 32,5\r\nNeues Wasserstoffkraftwerk\r\n40,1 – 60,5\r\nBiogasanlage mit Kapazitätserweiterung\r\n29,9 – 64,0\r\nNeue Biogasanlage\r\n37,2 – 132,7\r\nTabelle 1 Eigene Darstellung in Anlehnung an Kurzanalyse Stromgestehungskosten von flexiblen Kraftwerken, Fraunhofer ISE\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein Versorgungskonzern im Bereich Strom, Erdgas, Telekommunikation und Informationstechnologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Registernummer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bun-destag und von der Bundesregierung beschlossenen Verhaltenskodex.\r\nKontakt\r\nEWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nww.ewe.com\r\nAnsprechpartner/ in\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nJustin Müller\r\nJustin.Mueller@ewe.de\r\nMarkus Hümpfer\r\nMarkus.Huempfer@ewe.de\r\n+49 162 298091"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020000","regulatoryProjectTitle":"Nicht-Einführung einer allgemeinen Grüngasquote im Gebäudesektor","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/84/54/622917/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300128.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nHintergrund Bioenergie\r\nBiogas – Multitalent oder Auslaufmodell?\r\nBiogas kann ein Multitalent unter den erneuerbaren Energien sein, wenn es seine Stärken ausspie-len kann. Im Gegensatz zu fossilen Brennstoffen ist Biomasse eine nachwachsende Ressource und bei nachhaltiger Nutzung emissionsarm. Sie zählt damit zu den erneuerbaren Energien.\r\nDer Wirkungsgrad einer Biogasanlage mit Wärmeauskopplung kann bis zu 90 Prozent betragen. Rein stromgeführte Anlagen erreichen allerdings maximal einen Wirkungsgrad von 40 Prozent.1 Darüber hinaus lässt sich Biogas gut speichern und systemdienlich für die Stromversorgung nutzen.\r\nGleichzeitig stößt die Biomassenutzung in Deutschland aufgrund der Flächenverfügbarkeit schon jetzt an ihre natürliche Grenze. Die gesamte Anbaufläche für Energiepflanzen liegt in Deutschland aktuell bei rund 2,3 Mio. Hektar, was 20 Prozent der gesamten Ackerfläche entspricht. Die maximal nutzbare Fläche ist politisch stark umstritten (Tank/Teller Diskussion). Das hängt nicht zuletzt auch mit der Flächeneffizienz zusammen. Windenergie und Photovoltaik sind im Vergleich zu Bioenergie deutlich flächeneffizienter. Pro Hektar lassen sich nur sieben Haushalte mit Strom aus Bioenergie versorgen. Mit einer PV-Freiflächenanlage hingegen bis zu 230 Haushalte und mit Windkraftanlagen sogar bis zu 6.000 Haushalte pro Hektar. Selbst bei der Wärmeversorgung wird die Bioenergie (sie-ben Haushalte) von PV (170 Haushalte) und Windenergie (4.300 Haushalte) deutlich überholt.2\r\nVolkswirtschaftlich betrachtet ist ein weiterer Ausbau der Bioenergie deshalb nicht zu empfehlen. Gleichzeitig tragen bestehende Biogasanlagen zur Wärmeversorgung und durch ihre Flexibilität zur Stabilität der Stromversorgung bei. Aus dieser Perspektive betrachtet ist die Stromproduktion im-mer der Biomethanproduktion und -Einspeisung in das Erdgasnetz vorzuziehen.\r\nEinspeisung von Biomethan in das Gasnetz\r\nDie gesetzlichen Regelungen zum Netzanschluss von Biogasanlagen laufen mit der Gasnetzzu-gangsverordnung (GasNZV) Ende 2025 aus. Die aktuelle Regelung sieht grundsätzlich eine Kosten-aufteilung von 75 Prozent zu 25 Prozent zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreibervor. Dabei ist zwischen unterschiedlichen Szenarien zu unterscheiden:\r\nSituation Netzbetreiber übernimmt Anschlussnehmer (Biogasbetreiber) übernimmt Standardanschluss ≤ 1 km Leitung 75 % der Kosten 25 %, max. 250.000 € Leitungsabschnitt > 1 km und ≤ 10 km 75 % der Kosten 25 % (ohne pauschale Höchst-grenze) Leitungslänge > 10 km 75 % der ersten 10 km Mehrkosten oberhalb der 10 km Nachträgliche Anschlüsse innerhalb 10 Jahre anteilig nach “gleichzeitiger Anschlusssituation” zu viel gezahlte Beträge sind zu erstatten Betrieb & Verfügbarkeit 100 % –\r\n1 Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. Wärme\r\n2 Flächenvergleich - transforming economies\r\n2\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nHintergrund Bioenergie\r\nDurch das Auslaufen zahlreicher EEG-geförderter Anlagen in den kommenden Jahren stellt sich für viele Anlagenbetreiber die Frage nach einer wirtschaftlichen Weiternutzung. Dabei können sich viele Betreiber vorstellen, ihr produziertes Biogas gereinigt und aufbereitet als Biomethan in das Erdgasnetz einzuspeisen. Dabei sollten folgende Punkte berücksichtigt werden:\r\n•\r\nNeuinvestitionen in eine Infrastruktur, die absehbar keine Zukunft hat sind volkswirtschaft-lich ineffizient.\r\n•\r\nFachkräfte werden gebunden, die dringend für den Hochlauf von Wasserstoff und Wärme-netzen benötigt werden.\r\n•\r\nInvestitionsmittel können nur einmal verausgabt werden – entweder für den Ausbau von Wind, PV und Stromnetz oder für den Anschluss von Biogasanlagen.\r\n•\r\nDurch die Investitionen in Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen werden die Netzentgelte für Verbrauchende weiter steigen.\r\nSobald über eine Folgeregelung der GasNZV nachgedacht wird, muss zwingend über eine höhere Kostenbeteiligung der Anlagenbetreiber geredet werden, sofern es um den Anschluss an das Gas-netz geht. Nur so kann von vornherein sichergestellt werden, dass ausschließlich die volkswirtschaft-lich sinnvollen Projekte in die Umsetzung gehen und verfügbare Ressourcen optimal allokiert wer-den. Die Kosten für neue Gasinfrastruktur dürfen nicht über die Allgemeinheit sozialisiert werden. Der Gesetzgeber sollte daher einen konkreten Schwellenwert definieren, ab wann eine Biometha-neinspeisung wirtschaftlich ist. Nur wenn dieser Schwellenwert eingehalten wird, sollten Netzbe-treiber die Verpflichtung haben, einen Gasnetzzugang umsetzen zu müssen.\r\nFür eine durchschnittliche Anlage fallen, bei aktueller Kostenregelung gem. GasNZV, Kosten von 6-7 Mio. Euro für den VNB / die EWE NETZ an. Das beinhaltet neben Kosten für Anschluss, Aufberei-tung und Einspeisung auch Kosten in Verbindung mit der Rückspeisung in das HD-Netz. Die Rück-speisung ist vor allem im Sommer erforderlich, da im Sommer das lokale Angebot die Nachfrage übersteigt und nur über das HD-Netz abtransportiert werden kann.\r\nIm EWE-Netzgebiet existieren 934 Biogasanalagen, die bis 2031 aus der EEG-Verstromung fallen und in die Biomethan-Einspeisung wechseln könnten. Sollten alle Anlagen aus der Verstromung in die Biomethaneinspeisung wechseln, würde die produzierte und eingespeiste Menge an Biomethan etwa 25 Prozent des gesamten heutigen Erdgasbedarfes im EWE-Netzgebiet entsprechen.\r\nFür den Anschluss aller Anlagen würden Investitionskosten in Höhe von rund 6 Mrd. Euro anfallen, was sich negativ auf den deutlich notwendigeren Ausbau des Stromverteilnetzes auswirken würde. Soweit sich die Regelungen zu Gunsten der Biogasanlagenbetreiber verändern, beispielsweise über eine Streichung der aktuellen Deckelung des Selbstbehaltes oder eine Veränderung des Kostenauf-teilungsschlüssel 25/75 Prozent, würde das Investitionsvolumen noch größer ausfallen.\r\nGrüngasquote im Gebäudesektor\r\nZur Dekarbonisierung des Gebäudesektors will die Bundesregierung die im Koalitionsvertrag verein-barte Grüngasquote umsetzen. Eine allgemeine Quote für grüne Gase wird die Herausforderungen für Unternehmen wie für Haushalte jedoch deutlich verschärfen. Bereits jetzt sind Gastarife mit ei-nem Biogasanteil im Schnitt 30 Prozent teurer als Gastarife ohne Biogasanteil, wie eine Auswertung des Vergleichsportals Verivox ergeben hat. Demnach liegen die Heizkosten für ein Einfamilienhaus\r\n3\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nHintergrund Bioenergie\r\nAbbildung 1 Stromgestehungskosten für verschiedene Gasturbinenkraftwerke an Standor-ten in Deutschland im Jahr 2030 (Quelle: Kurzanalyse Stromgestehungskosten flexibler Kraftwerke, Fraunhofer ISE)\r\nmit Gasheizung und Biogasbeimischung pro Jahr rund 1.000 Euro höher als die Stromkosten für eine Wärmepumpe. Es ist davon auszugehen, dass bei steigender Nachfrage diese Schere weiter ausei-nander gehen wird.3 Weitere Punkte, die aus Sicht von EWE gegen die Einführung einer Quote spre-chen:\r\n•\r\nIneffiziente Klimawirkung im Gebäudebereich. Der Einsatz von Biomethan zur Raumwärme-erzeugung ist energetisch weniger effizient als etwa Wärmepumpen oder Fernwärme. Stu-dien zeigen, dass der Energieverbrauch pro Quadratmeter trotz hoher Investitionen in klas-sische Sanierungsmaßnahmen kaum gesunken ist. Biomethan würde hier also teuer sein, aber wenig bringen.\r\n•\r\nBiomethan ist ein knappes Gut. Die Menge, die nachhaltig produziert werden kann, reicht bei weitem nicht aus, um den gesamten Wärmebedarf im Gebäudesektor zu decken. Eine verpflichtende Quote könnte zu einem ineffizienten Einsatz führen, bei dem Biomethan dort eingesetzt wird, wo es gar nicht die größte Klimawirkung entfaltet. Gleichsam treibt es die Kosten für die Verbrauchenden deutlich in Höhe.\r\n•\r\nKonkurrenz zu anderen Sektoren. Biomethan wird auch in anderen Bereichen dringend be-nötigt – etwa in der Industrie oder im Schwerlastverkehr, wo Elektrifizierung schwieriger ist. Eine Quote im Gebäudesektor könnte diese Sektoren benachteiligen und die gesamtwirt-schaftliche Dekarbonisierung behindern.\r\nBioenergie vs. (H2-ready) Gaskraftwerke\r\nDas Fraunhofer ISE hat in einer Studie verschiedene Szenarien betrachtet und kommt dabei zu dem Ergebnis, dass neue Biogasanlagen die höchs-ten Stromgestehungskosten verursa-chen. Untersucht wurden dabei Bio-gasanlagen als Neubau sowie die Er-weiterung bestehender Anlangen, Gasturbinen betrieben mit Erdgas und Wasserstoff als Neubau sowie als um-gerüstete Anlage im Jahr 2035 auf Wasserstoff. Die neuen Anlagen wer-den in der Betrachtung jeweils im Jahr 2030 gebaut und entsprechend ihrer Lebensdauer betrieben.4\r\n3 Heizungen: Pflicht zur Biogas-Beimischun • Table.Briefings\r\n4 Kurzanalyse Stromgestehungskosten flexibler Kraftwerke - Fraunhofer ISE\r\n4\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nHintergrund Bioenergie\r\nStromgestehungskosten nach Kraftwerkstypen\r\nSchlussfolgerung\r\nBestehende, später auf Wasserstoff umgerüstete Erdgaskraftwerke sind mit Abstand am günstigs-ten, während neue Biogasanlagen die höchsten Stromgestehungskosten verursachen. Insgesamt wird deutlich, dass Wasserstoff in der Perspektive eine zentrale und wirtschaftliche Rolle in der Stromerzeugung übernehmen kann, insbesondere wenn er bestehende Erdgaskapazitäten ersetzt. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass Neubauten fossiler Gaskraftwerke nur eine Übergangslösung darstellen und Biogas vor allem in Nischen mit hoher Auslastung oder in der Kraft-Wärme-Kopp-lung sinnvoll ist.\r\nDie Zukunft der Bioenergie – Multitalent für Spezialgebiete\r\nBioenergie wird aufgrund der begrenzten Verfügbarkeit auch in Zukunft eine Nischenrolle spielen. Dabei spielt sie bei der Dekarbonisierung verschiedener Sektoren eine wichtige Rolle. Aus diesem Grund ist darauf zu achten, dass Bioenergie künftig dort eingesetzt wird, wo sie volkswirtschaftlich den größten Mehrwehrt bieten kann. Dabei darf es zu keinen Sektor-Konkurrenzen kommen. Für die Energieversorgung steht mit Wasserstoff eine grüne Technologie zur Verfügung, die größer skalierbar ist und dadurch für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit besser geeignet ist. Nichtsdestotrotz tragen bestehende Biogasanlagen mit ihrer Flexibilität zu einer sicheren Strom- und Wärmeversorgung bei. Dieses Potential gilt es auch in Zukunft zu erhalten. Deshalb sollte da-rauf geachtet werden, dass EEG-geförderte und ausgeförderte Biogasanlagen zukünftig weiterhin stromgeführt betrieben werden können.\r\nKraftwerkstyp Stromgestehungskosten [Cent/kWh]\r\nBestehende Gasturbine mit Umrüstung H2 in 2035\r\n12,9 – 19,2\r\nNeue Gasturbine mit Nutzung bis oder Umrüstung auf H2 ab 2045\r\n14,0 – 29,2\r\nNeue Gasturbine mit Umrüstung H2 in 2035\r\n14,3 – 32,5\r\nNeues Wasserstoffkraftwerk\r\n40,1 – 60,5\r\nBiogasanlage mit Kapazitätserweiterung\r\n29,9 – 64,0\r\nNeue Biogasanlage\r\n37,2 – 132,7\r\nTabelle 1 Eigene Darstellung in Anlehnung an Kurzanalyse Stromgestehungskosten von flexiblen Kraftwerken, Fraunhofer ISE\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein Versorgungskonzern im Bereich Strom, Erdgas, Telekommunikation und Informationstechnologie. Die EWE AG ist registrierte Interessenvertreterin nach dem Lobbyregistergesetz (Registernummer R001058) und folgt dem vom Deutschen Bun-destag und von der Bundesregierung beschlossenen Verhaltenskodex.\r\nKontakt\r\nEWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nww.ewe.com\r\nAnsprechpartner/ in\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nJustin Müller\r\nJustin.Mueller@ewe.de\r\nMarkus Hümpfer\r\nMarkus.Huempfer@ewe.de\r\n+49 162 298091"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020001","regulatoryProjectTitle":"Änderung der nationalen Umsetzung des Delegierten Rechtsakts (EU) 2023/1184 zur Definition von RFNBO","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7b/c0/622919/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300134.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nRegulierungsrahmen für Wasserstoff\r\nHintergründe und Einordnung des europäischen Regulierungsrahmens für Wasserstoff:\r\nÜbersicht relevanter EU-Gesetzgebung (legislativ) für Wasserstoff:\r\nWasserstoff-Produzenten\r\nBeides\r\nWasserstoff-Abnehmer\r\n•\r\nWasserstoff- und Gaspa-ket\r\n•\r\nIndustrieemissionsrichtli-nie\r\n•\r\nStrommarktdesignreform\r\n•\r\nKritische Rohstoffe Akt\r\n•\r\nBeihilferahmen für Clean Industrial Deal (CISAF)\r\n•\r\nNet Zero Industry Act\r\n•\r\nErneuerbarenrichtlinie (RED)\r\n•\r\nEmissionshandelssystem (ETS)\r\n•\r\nEnergiesteuerrichtlinie\r\n•\r\nCarbon Border Adjust-ment Mechanism (CBAM)\r\n•\r\nPFAS Beschränkung\r\n•\r\nEnergieeffizienzrichtlinie\r\n•\r\nGebäuderichtlinie (EPBD)\r\n•\r\nFuelEU Maritime\r\n•\r\nReFuelEU Aviation\r\n•\r\nTEN-T\r\n•\r\nCO2-Standards für HDVs\r\n•\r\nCO2-Standards für LDVs\r\n•\r\nAlternative Kraftstoffe In-frastruktur Regulierung\r\nDelegierter Rechtsakt für RFNBO (aus Erneuerbarenrichtlinie RED):\r\n•\r\nDer Delegierte Rechtsakt für grünen Wasserstoff (EU) 2023/1184 sollte laut Erneuerbare-Energien-Richtlinie II (RED II) am 31. Dezember 2021 in Kraft treten. Nach einem intensiven Diskussionsprozess in der Erstellung hat sich dies bis Mitte 2023 hingezogen und konnte erst anschließend in nationales Recht umgesetzt werden. Des Weiteren wurde zeitgleich in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III) neu aufgenommen, dass bis zum 1. Juli 2028 ein Bericht (Review) zu den Strombezugskriterien für grünen Wasserstoff von der Europäischen Kommission vorgelegt werden muss. In diesem soll untersucht werden, ob etwa die Zusätz-lichkeit oder die stündliche Korrelation dazu führt, die politischen Ziele zum Wasserstoff-markthochlauf zu erreichen. Dazu hat die Europäische Kommission im Clean Industrial Deal eine Studie zur Bewertung der Kriterien des Delegierten Rechtsakts angekündigt. Diese Stu-die wird führend erstellt von ICF. Die Ergebnisse der Studie sollen in den für 2028 vorgese-henen Bericht einfließen.\r\n•\r\nDie beiden Strombezugskriterien erweisen sich schon jetzt als problematisch, da sie den Strombezug erheblich verteuern. In Kombination verteuern sie den Stromeinkauf um 88% nach EWE-interner Kalkulation. Die Strombezugskriterien Zusätzlichkeit und stündliche Kor-relation des Delegierten Rechtsakts (EU) 2023/1184 vermindern so die Wirtschaftlichkeit, ohne dadurch nennenswert auf die Ziele der Marktintegration erneuerbarer Energien oder auf die CO2-Einsparung einzuzahlen. Hierdurch entstehen Mehrkosten von 2,4 EUR/ kg Was-serstoff ohne Mehrwert für die Energiewende. Hinzu kommt, dass Mehremissionen an CO2 von 10 bis 20 Prozent entstehen, je nach Szenariorahmen. Das erhöht den Förderbedarf auf Nachfrageseite erheblich bzw. macht eine Umstellung der Industrie von fossiler Energie auf grünen Wasserstoff unattraktiv.\r\n•\r\nAußer Deutschland profitieren viele Mitgliedstaaten von Ausnahmen. Deshalb unterschei-den sich die Kriterien in Deutschland in der Realität stark von denen anderer EU-Staaten. Deutsche Wasserstoffproduzenten können grünen Wasserstoff absehbar nicht wettbe-werbsfähig produzieren. Deutschland muss sich daher über-proportional stark auf EU-Ebene für eine Änderung einsetzen. Zu den für Deutschland ungünstigen Ausnahmen zählt der Ent-fall der Zusätzlichkeit, wenn die Intensität der Treibhausgasemissionen im Strommix unter den Grenzwert von 18 mg/MJ fällt. Dies ist für EU-Mitgliedstaaten mit Atomstrom im Strom-mix schneller zu erreichen. Deshalb spielt das Kriterium Zusätzlichkeit beispielsweise in\r\n2\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nRegulierungsrahmen für Wasserstoff\r\nFrankreich oder Finnland vermutlich schon vor Gültigkeit 2030 keine Rolle mehr. Der Wegfall der Zusätzlichkeit und der stündlichen Korrelation betrifft Gebotszonen bei einem EE-Anteil von mehr als 90 Prozent im Strommix. Einige Gebotszonen, wie in Dänemark oder Schweden, werden dies voraussichtlich noch vor 2030 erreichen und müssen die Kriterien entsprechend nicht mehr erfüllen. So entsteht ein erhebliches Ungleichgewicht und ein erheblicher Wett-bewerbsnachteil für den Energie- und Wirtschaftsstandort Deutschland.\r\n•\r\nZahlreiche Analysen unterschiedlicher wissenschaftlicher Institutionen und Branchenver-bände fordern Lockerungen. Zuletzt wurde im Rat der Energieminister im März darüber dis-kutiert. Diverse Mitgliedsstaaten, darunter Tschechien, Ungarn, die Slowakei und Rumänien, haben einen Antrag zur Änderung der Strombezugskriterien eingebracht. Die Europäische Kommission hat diesen zur Kenntnis genommen. Der Druck soll seitens der betroffenen Mit-gliedsstaaten hochgehalten werden. Die neue Bundesregierung möchte in dem Kontext eine Wasserstoff-Allianz bilden, strukturell angelehnt an die Nuclear Alliance.\r\nDelegierter Rechtsakt für Low Carbon Fuels (aus Wasserstoff- und Gaspaket):\r\n•\r\nDie Europäische Kommission hat viele Monate an einem Delegierten Rechtsakt zur Messung der Treibhausgasemissionen von kohlenstoffarmem Wasserstoff gearbeitet. Ende 2024 fand hierzu die öffentliche Konsultation statt, an der sich auch zahlreiche niedersächsische Unter-nehmen beteiligt haben. Immer wieder gab es Veröffentlichungen und Leaks aus dem Ver-fahren, insbesondere aus der Abstimmung im Rat mit den nationalen Expertengruppen. Am 8. Juli wurde final der „Delegated Act defining low-carbon hydrogen and fuels“ veröffentlicht und liegt nun den anderen EU-Institutionen vor. Durch die Sommerpause haben Rat und Parlament statt zwei vier Monate Zeit, diesen zu diskutieren und abzustimmen. Die Mei-nungsbildung in den Institutionen läuft.\r\n•\r\nKohlenstoffarmer Wasserstoff muss mindestens 70 Prozent weniger Treibhausemissionen verursachen als fossile Alternativen. Bei Low Carbon Wasserstoff wird meist über sogenann-ten blauen Wasserstoff gesprochen, bei dem fossiles Erdgas aufgespalten und CO2 durch CCU/CCS gespeichert wird. In den Scope fällt jedoch auch die strom-basierte Wasserstoff-produktion durch Elektrolyse. Die Europäische Kommission schlägt vor, die CO2-Intensität des zur Wasserstoffproduktion genutzten Stroms als Kriterium für die Herstellung von koh-lenstoffarmem Wasserstoff heranzuziehen.\r\n•\r\nEs ist sehr positiv zu bewerten, dass elektrolytische Erzeugung in dem LCH-DA enthalten ist - Dies könnte ein wichtiger Baustein für den Betrieb von Elektrolyseuren in Deutschland wer-den. Wir erachten die Ausgestaltung der Vorgaben basierend auf der CO2-Intensität des Stromsystems für systemdienlich und sinnvoll. Dabei ist insbesondere die neue Option der durchschnittlichen stündlichen CO2-Intensität (Anhang A Abs. 6 (b)) zu begrüßen. Die in der Konsultation letztes Jahr vorgeschlagenen Optionen waren noch nicht praxistauglich: Wäh-rend der jährliche Zeitraum viel zu ungenau für den tatsächlichen Netzzustand ist, ist die marginale stündliche Berechnung schlichtweg aktuell nicht möglich.\r\n•\r\nEine pragmatische Anpassung der Förderlandschaft sollte nun diskutiert werden: Elektroly-tischer LCH sollte analog zu RFNBO bessergestellt sein gegenüber fossilem LCH mit CCS. Es sollte wohlwollend geprüft werden, ob elektrolytischer LCH auch als IPCEI-Erfüllungskrite-rium zugelassen werden kann.\r\n3\r\nHintergrundinformationen der EWE AG\r\nRegulierungsrahmen für Wasserstoff\r\nCarbon Border Adjustment Mechanism (CBAM):\r\n• Der CBAM (auf Deutsch „Mechanismus für den Ausgleich der Kohlenstoffemissionen an den\r\nGrenzen“) dient dazu, die bei der Produktion kohlenstoffintensiver Waren in der EU entstehenden\r\nKohlenstoffemissionen angemessen zu bepreisen. Er soll Anreize für saubere industrielle\r\nPraktiken außerhalb der EU schaffen und gleichzeitig die Klimaziele in der EU wahren.\r\nIndem sie dafür sorgt, dass die Preise für importierte Waren die ihnen inhärenten Kohlendioxidemissionen\r\nwiderspiegeln, will CBAM bei der Preisgestaltung für Kohlendioxid eine Parität\r\nzwischen importierten und inländisch produzierten Waren herstellen. So soll Carbon\r\nLeakage verhindert und die Wettbewerbsfähigkeit transformativer Geschäftsmodelle verbessert\r\nwerden.\r\n• Es gibt jedoch einige Probleme mit dem CBAM-Rahmenwerk für den Wasserstoffsektor:\r\n1. Obwohl absehbar ist, dass in den kommenden Jahren ein erheblicher Teil des bis 2030\r\nzu erwartenden erneuerbaren Wasserstoffs in Form von Wasserstoffträgern erzeugt\r\nwird, ist nur einer dieser Träger (Ammoniak) in CBAM enthalten, während andere (z. B.\r\nMethanol, E-Kerosin) nicht berücksichtigt werden, was sich negativ auf den europäischen\r\nMarkt auswirken könnte.\r\n2. Außerdem deckt CBAM nur eine begrenzte Anzahl von Vorprodukten (Schrauben, Bolzen)\r\nab, wodurch die in Europa ansässigen Hersteller von Elektrolyse- und Brennstoffzellensystemen\r\ngegenüber ihren internationalen Wettbewerbern benachteiligt werden\r\nkönnten.\r\nEWE AG\r\nEWE ist ein deutsches Versorgungsunternehmen für Strom, Erdgas, Telekommunikation\r\nund Informationstechnologie. Die EWE AG ist als Interessenvertreterin\r\nim EU-Transparenzregister unter der Kennnummer 237768853046-23 registriert\r\nund folgt dem dort vereinbarten Verhaltenskodex.\r\nKontakt EWE Aktiengesellschaft\r\nTirpitzstraße 39\r\nD-26122 Oldenburg\r\nww.ewe.com\r\nAbteilung Politische Angelegenheiten\r\nJustin Müller\r\njustin.mueller@ewe.de\r\nTjark Melchert\r\ntjark.melchert@ewe.de\r\n+49 (162) 9624720"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-20"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":true,"codeOfConductPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ad/56/638323/RZ_EWE_Verhaltenscodex_Broschuere_DT_Stand-250220.pdf"}}