{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.25/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.25.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-06-24T04:22:58.340+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R001118","registerEntryDetails":{"registerEntryId":52637,"legislation":"GL2024","version":18,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R001118/52637","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9c/a1/501594/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R001118-2025-03-31_16-11-27.pdf","validFromDate":"2025-03-31T16:11:27.000+02:00","validUntilDate":"2025-05-07T07:35:52.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2024-06-21T13:17:24.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-12-17T11:05:05.000+01:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-24T07:38:32.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-03-31T16:11:27.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":52637,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001118/52637","version":18,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-31T16:11:27.000+02:00","validUntilDate":"2025-05-07T07:35:52.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":48169,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001118/48169","version":17,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-01-02T10:11:15.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-31T16:11:27.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":48157,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001118/48157","version":16,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-17T11:05:05.000+01:00","validUntilDate":"2025-01-02T10:11:15.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Thüga Aktiengesellschaft","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_AG","de":"Aktiengesellschaft (AG)","en":"Stock company (AG)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+4989381970","emails":[{"email":"energiepolitik@thuega.de"},{"email":"markus.woerz@thuega.de"}],"websites":[{"website":"www.thuega.de"}]},"address":{"type":"NATIONAL","nationalAdditional1":"Thüga Aktiengesellschaft","street":"Nymphenburger Str.","streetNumber":"39","zipCode":"80335","city":"München","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":true,"capitalCityRepresentation":{"address":{"type":"NATIONAL","nationalAdditional1":"Thüga AG","street":"Invalidenstraße","streetNumber":"91","zipCode":"10115","city":"Berlin"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+4915153570935","email":"energiepolitik@thuega.de"}},"legalRepresentatives":[{"academicDegreeBefore":"Dr. ","lastName":"Alsheimer","firstName":"Constantin","function":"Vorsitzender des Vorstandes","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"academicDegreeBefore":"Dr. ","lastName":"Cord","firstName":"Matthias","function":"Stellvertretender Vorsitzender des Vorstandes","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"lastName":"Rethmann","firstName":"Anne","function":"Mitglied des Vorstandes","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Wörz","firstName":"Markus","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Hennig","firstName":"Eva ","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Burchartz","firstName":"Lena","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Linke","firstName":"Jan-David","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Bäumer","firstName":"Martin","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr. ","lastName":"Alsheimer","firstName":"Constantin","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr. ","lastName":"Cord","firstName":"Matthias","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Rethmann","firstName":"Anne","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Kaspar","firstName":"Martin","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Walz","firstName":"Annette","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"membershipsCount":31,"memberships":[{"membership":"Mitgliedschaften/Mitwirkung bei Verbänden, Vereinen, Plattformen und Initiativen innerhalb Deutschlands: Arbeitgebervereinigung Bayerischer Energieversorgungsunternehmen e.V. (AGV Bayern)"},{"membership":"Arbeitgebervereinigung energiewirtschaftliche Unternehmen e.V. (AVE)"},{"membership":"Bitcom Bundesverband Informationswirtschaft, Telekommunikation und neue Medien e.V."},{"membership":"BREKO Bundesverband Breitbandkommunikation e.V."},{"membership":"Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW)"},{"membership":"Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK (AGFW)"},{"membership":"Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e.V. (DWA)"},{"membership":"Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V. (DVGW)"},{"membership":"Deutsche Gesellschaft für Personalführung e.V."},{"membership":"Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. "},{"membership":"Forum Contracting e.V."},{"membership":"Forum für Zukunftsenergien e. 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Sie ist einer der Lotsen für das Gelingen der Energiewende - deutschlandweit und vor Ort.\r\n\r\nGemeinsam mit unseren rund 100 Partnerunternehmen gewährleisten wir seit mehr als 100 Jahren die Zukunft der kommunalen Energie- und Wasserwirtschaft. Nicht nur unsere dezentrale Struktur macht uns zum vielseitigen Wissensträger und Experten der Energiewende vor Ort, sondern auch intelligente Verknüpfung der Infrastrukturen, die bei uns zum Einsatz kommen. Diese Perspektive und Expertise wollen wir in die politische und öffentliche Debatte einbringen, dialog- und fortschrittsorientiert. Dabei stehen wir hinter den Klimazielen der Bundesregierung und der EU. Wir verfügen in weiten Teilen bereits heute über die notwendige kommunale Infrastruktur für eine klimaneutrale Energiewende. Diese gilt es zu bewahren, weiterzuentwickeln und richtig einzusetzen.\r\n\r\nDie politischen Ziele der Thüga AG orientieren sich an den Zielen und Anliegen der Kommunen und kommunalen Versorgungsunternehmen. 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Novelle des KWKG zur Anreizung des Einsatzes klimaschonender Brennstoffe und einer systemkompatiblen Fahrweise für KWK-Anlagen.","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_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003922","title":"Zukunftssichere Kraftwerksstrategie und stabiles Strommarktdesign","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Sicherstellung der Stromversorgungssicherheit durch Schaffung von Investitionsanreizen für steuerbare Kraftwerkskapazitäten. Einrichtung eines wettbewerblichen (dezentralen) Kapazitätsmarktes in der Stromversorgung. In diesem Zusammenhang auch Verlängerung und Novellierung Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003923","title":"Weiterentwicklung Messstellenbetriebsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Weiterentwicklung Messstellenbetriebsgesetz und daraus abgeleiteter Verodnung, um einen erfolgreichen Rollout moderner Messeinrichtungen und intelligenter Messsysteme zu ermöglichen. 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Schnelle Schaffung eines Wasserstoffnetzes in Deutschland - sowohl auf der Fernleitungsebene (Kernnetz) als auch auf der Verteilnetzebene. Transformation Gasnetzinfrastruktur in Richtung Wasserstoff als Beitrag zur Klimaneutralität und dem Gelingen der Energiewende ermöglichen (Umwidmung, Ergänzungsneubau, Stilllegung; Schaffung entsprechender regulatorischer Rahmenbedingungen bzw. Finanzierungsbedingungen für Fernleitungs- und Verteilnetze via EnWG und Festlegungen der BNetzA). Einalssungen zum BMW-Greenpaper Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze im Rahmen öff. Konsultation. Sinnvolle Überführung EU-Gaspaket in dt. Recht. Zudem Instrumente für schnelle H2-Marktdurchdringung - wie bspw. Grünngasquote - etablieren.","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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003925","title":"Systementwicklungsstrategie - pragmatisch und praxisnah","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der in Arbeit befindlichen Systementwicklungsstrategie (SES) kommt eine hohe Bedeutung zu im Hinblick auf die Energietransformation, die Wärmewende und der Netzentwicklungsplanung - auch wenn es kein Gesetzesvorhaben im engeren Sinne darstellt. Daher sollte diese auf realistischen Annahmen beruhen im Hinblick auf Strom-, Gas- und Wasserstoffverbrauchs- bzw. Bedarfsprognosen (Strom wird tendenziell über und Gas/H2 unterschätzt). SES sollte sich an kommunaler Wärmeplanung ausrichten. Verteilnetzbetreiber sollten in Arbeitsgruppen zur Erarbeitung des SES integriert werden. 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Rasche Umsetzung der in WPG und GEG angelegten BNetzA-Festlegungsermächtigung als Basis für die Erstellung von H2-Transformationsplänen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003927","title":"Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung (GWKHV) - Emissionen erfassen. 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Ausstellung, Anerkennung, Übertragung und Entwertung von Herkunftsnachweisen sollte möglichst unbürokratisch erfolgen, der unabgestimmte Parallelbetrieb mehrerer funktionsgleicher Datenbanken möglichst vermieden werden. Mit Blick auf Verbrauchertransparenz Nachbesserungsbedarf bei den an die Herkunftsnachweise gestellten Vorgaben. 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Transformation vorantreiben. Neben Netzumstellung Hochlauf grüner Gase vorantreiben. Rolle grüner Gase strukturell stärken und Nutzung von Biomethan ausweiten - Einspeisung ins Gasnetz. Verzicht auf Nutzungsvorrang Biogas bei Stromerzeugung. Anrechnung Biomehtan als klimafreundlicher Energieträger in allen Sektoren identisch ausgestalten. Anschlussregelungen modernisieren. Kleinstanlagen über Sammelleitungen bündeln. Ausweisung von Biomethan-Vorranggebieten. 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Die Berücksichtigung der Kosten für Treibhausgasemissionen in den einschlägigen Indizes muss für \r\ndie Fernwärmeversorgungsunternehmen nachvollziehbar sein und der Einfluss der Marktelements \r\nsollte überprüft werden.\r\n4. Längere Vertragslaufzeiten sollten auch für Contracting-Anlagen möglich sein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013772","title":"EnWG-Novelle (u.a. 2024)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung sowie Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der Marktstammdatenregisterverordnung (20. WP)","publicationDate":"2024-08-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240828-aenderung-energiewirtschaftsrecht-endkundenmaerkte.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20240828-aenderung-energiewirtschaftsgesetz-endkundenmaerkte-marktstammdatenregisterverordnung.html"}]},"description":"Viele Neuregelungen, insbesondere im Bereich „Netzanschluss“ bzw. „Netzzugang“, sollten auf ihre \r\nPraxistauglichkeit überprüft werden. Vieles ist heute durch die Digitalisierung technisch machbar, führt aber  letztlich zu Mehrkosten, die auf die Netzentgelte umgelegt werden und damit den Strompreis weiter erhöhen dürften.\r\nWir sehen daher folgenden Nachbesserungsbedarf:\r\n1. Überprüfung der im Referentenentwurf genannten Fristen auf ihre Umsetzbarkeit.\r\n2. Prüfung der erweiterten Datenbereitstellung auf ihre finanziellen Auswirkungen auf die Netzentgelte.\r\n3. Beschränkung der Regelungen im Bereich des „Energy Sharing“ auf das europarechtlich erforderliche Mindestmaß.\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_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013773","title":"Finanzierung und Kosteneffizienz der Energiewende gewährleisten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Energiewende erfordert Investitionen der Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. Kosteneffizienz sollte im Mittelpunkt stehen. Notwendig sind schlankere, vereinfachte Rahmenbedingungen, die auf marktwirtschaftliche Anreize setzen und langfristige Investitionssicherheit bieten. Wir benötigen langfristig verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen, um Investitionen und Finanzmittel anzureizen. Gleichzeitig müssen für Investitionen in die Transformation auch im internationalen Vergleich attraktive, marktgerechte Renditen ermöglicht werden, und zwar sowohl im regulierten als auch im unregulierten Bereich. Darüber hinaus sollte die Idee eines Energiewendefonds unter Rückgriff auf staatliche Ausfallgarantien weiterverfolgt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013774","title":"Stromnetze und -regulierung weiterentwickeln","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Stromnetze und -regulierung zukunftssicher weiterentwickeln. Es braucht einen Regulierungsrahmen, der grundsätzlich den massiven und vorausschauenden Ausbaubedarf anerkennt, unnötige Bürokratie \r\nvermeidet, eine international wettbewerbsfähige und langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt \r\nund steigende Betriebskosten berücksichtigt. Zugleich sollte den Netzbetreibern die Nutzung von Batteriespeichern und Elektrolyseuren als Betriebsmittel ermöglicht werden, um schneller erneuerbare Energie aufnehmen und das Netz besser aussteuern zu können.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":43,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0003921","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung und Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b5/0c/303625/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180021.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":"KWKG-Novelle jetzt!\r\nDas Gericht der Europäischen Union (EuG) hat am\r\n24. Januar 2024 festgestellt, dass die Förderung nach\r\ndem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG 2020)\r\nkeine staatliche Beihilfe darstellt. Das ist ein gutes Signal\r\nfür die Energiewende und kann dazu beitragen, die\r\nDekarbonisierung der Strom- und Wärmeversorgung\r\nzeitnah, kostengünstig und verlässlich umzusetzen.\r\nErgänzend zur Kraftwerksstrategie der Bundesregierung,\r\ndie langsam Gestalt annimmt, ist eine zügige Novellierung\r\ndes KWKG ein kluger Beitrag zur Sicherung der\r\nEnergieversorgung in Deutschland. Denn ein wesentlicher\r\nTeil der erforderlichen Kraftwerkskapazität kann durch\r\nKWK-Anlagen effizient bereitgestellt werden. Dies spart\r\nzusätzliche Mittel im Bundeshaushalt, die ansonsten zur\r\nFinanzierung reiner Stromerzeugungsanlagen aufgewendet\r\nwerden müssten. Dafür braucht die Kraft-Wärme-Kopplung\r\naber umgehend verlässliche Rahmenbedingungen.\r\nFünf gute Gründe für den Erhalt\r\nund den Ausbau der\r\nKraft-Wärme-Kopplung\r\n1. Reduktion der Treibhausgasemissionen\r\n• KWK-Anlagen können Wirkungsgrade von über\r\n90 Prozent erzielen und sorgen mit ihrer hohen\r\nBrennstoffausnutzung für eine signifikante Reduktion des\r\nEnergieverbrauchs. Das ist gerade in der Hochlaufphase\r\nmit einem knappen Angebot an klimaneutralen\r\nBrennstoffen wie Wasserstoff oder Biomethan sehr\r\nwichtig.\r\n• KWK-Anlagen werden zunehmend von fossilen\r\nBrennstoffen auf klimaneutrale Energieträger umgestellt.\r\n2. Steigerung der Versorgungssicherheit\r\n• Gerade wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht\r\nscheint, stellen auch KWK-Anlagen die Wärme- und\r\nStromversorgung sicher (Residuallast).\r\n• Die Korrelation zwischen Strom- und Wärmebedarf\r\nist hoch: 75 % der Strom-Residuallast fallen im\r\nWinterhalbjahr an, in dem naturgemäß auch der\r\nWärmebedarf am größten ist.\r\n• Durch die Installation von Speichern ist eine\r\nflexible Fahrweise der KWK-Anlagen möglich\r\n(Systemdienlichkeit). Moderne Effizienz-Technologien\r\nwie z. B. Großwärmepumpen oder Power to heat-\r\nAnlagen sowie Erneuerbare Energien wie Biomethan,\r\nWasserstoff oder Geothermie lassen sich in\r\nFernwärmeanlagen zukunftsfähig einbinden.\r\n• KWK-Anlagen werden i.d.R. in der Nähe der urbanen\r\nVerbrauchsschwerpunkte errichtet. Dadurch wird das\r\nStromnetz entlastet. Der Ausbaubedarf fällt im Vergleich\r\nzum Bau von Residualkraftwerken auf der grünen Wiese\r\ngeringer aus.\r\nWarum der Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung\r\nnotwendig, sinnvoll und machbar ist.\r\nPositionspapier\r\nTHÜGA Aktiengesellschaft\r\nFebruar 2024\r\nWir fordern daher:\r\n• eine kurzfristige Novellierung des Kraft-Wärme-\r\nKopplungs-Gesetzes (KWKG), auf jeden Fall noch\r\nin dieser Legislaturperiode,\r\n• eine zügige Verlängerung der KWKFörderung\r\nüber 2026 bis mindestens 2035 bei\r\npraxistauglicher Ausgestaltung sowie\r\n• eine Anreizung des Einsatzes von\r\nklimaschonenden Brennstoffen und einer\r\nsystemkompatiblen Fahrweise für KWK-Anlagen.\r\nDamit die Wärmewende gelingen kann, ist\r\neine Stärkung der Kraft-Wärme-Kopplung\r\nunverzichtbar. Mit dem vorgeschlagenen\r\nMaßnahmenpaket können der Investitionsstau\r\nbei KWK-Anlagen aufgelöst sowie neue\r\nInvestitionen in diese hocheffizienten und für\r\neine sichere Energieversorgung unverzichtbaren\r\nAnlagen angereizt werden. Der Bundeshaushalt\r\nbliebe dadurch von zusätzlichen Krediten\r\nverschont (Haushaltsneutralität).\r\nKWKG-Novelle jetzt! Seite 2 / 2\r\n• Würden hingegen KWK-Anlagen stillgelegt, würde\r\ndies zu einer zusätzlichen Belastung der Stromnetze,\r\nreduzierter Versorgungssicherheit und weiterem\r\nAusbaubedarf führen. Auch mit den EU-Vorgaben für\r\nkritische Infrastrukturanlagen wäre ein KWK-Rückbau\r\nwohl kaum vereinbar.\r\n• KWK-Anlagen nutzen das Gasnetz (künftig:\r\nWasserstoffnetz) zur Brennstoffversorgung. Dadurch\r\nwerden die Stromnetze entlastet und die Resilienz des\r\ngesamten Energieversorgungssystems erhöht.\r\n3. Verbesserung der Wirtschaftlichkeit\r\n• Geringerer Brennstoffeinsatz aufgrund hoher\r\nWirkungsgrade und vermiedener Stromnetzausbau\r\nführen zu einer Kosteneinsparung.\r\n• Dadurch werden Kunden im Haushaltssektor,\r\nGewerbebetriebe und Industriekunden entlastet.\r\n• Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen sind eines der\r\ngünstigsten Instrumente, um CO2-Emissionen zu\r\nreduzieren. Eine Stärkung der KWK führt insgesamt zu\r\neiner Reduktion der volkswirtschaftlichen Gesamtkosten\r\nder Energietransformation und verbessert die\r\nWettbewerbsfähigkeit unserer Wirtschaft.\r\n4. Regionale Verankerung\r\n• KWK-Anlagen decken in der Regel lokalen\r\nWärmebedarf und nutzen immer häufiger vorhandene\r\nAbwärmepotenziale. Aufgrund dieser lokalen Verbindung\r\ngenießen KWK-Anlagen regelmäßig eine gute Akzeptanz\r\nin der Bevölkerung.\r\n• Die Energiewende ist eine #VorOrtWende. Durch\r\ndie verstärkte Nutzung solcher lokal verankerten\r\nTechnologien kann die gesellschaftliche Akzeptanz der\r\nEnergiewende insgesamt gesteigert werden.\r\n5. Gesicherte Finanzierung\r\n• Die Finanzierung der KWK-Förderung wird durch\r\neine Umlage auf den Strompreis mit einem politisch\r\ndefinierbaren Deckel gesichert. Es entsteht keine\r\nzusätzliche Belastung des Bundeshaushaltes durch\r\nweitere Kredite, sodass dem Haushaltsurteil des\r\nBundesverfassungsgerichtes Rechnung getragen wird\r\n(Haushaltsneutralität des KWKG).\r\n• Die Belastung für Stromkunden durch die KWK-Umlage\r\nist tragbar: Für Haushalte und Gewerbe/Handel lag\r\ndiese in der Vergangenheit immer unter 1 ct/kWh;\r\nIndustriekunden konnten entlastende Sonderregelungen\r\nin Anspruch nehmen.\r\nHintergrund:\r\nBedeutung der Kraft-Wärme-Kopplung\r\n• KWK-Anlagen decken bereits heute etwa\r\n22 % der Netto-Stromerzeugung und 17 % der\r\nbenötigten Wärme in Deutschland (vgl. Studie\r\nfrontier economics, Das Potenzial der KWK\r\nfür die Transformation zur klimaneutralen\r\nEnergieversorgung, Bericht für Zukunft Gas e. V.,\r\nJuli 2022).\r\n• Aufgrund des stark steigenden Anteils der\r\n(volatilen) Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung\r\nund des steigenden Strombedarfs\r\naufgrund zunehmender Elektrifizierung\r\nerhöht sich auch der Bedarf an steuerbarer\r\nKraftwerkskapazität. Zur Abdeckung der\r\nResiduallast kann die KWK einen wichtigen\r\nBeitrag leisten – sowohl auf der Strom- als auch\r\nauf der Wärmeseite.\r\n• Thüga und ihre Partnerunternehmen engagieren\r\nsich schon lange im Bereich der kommunalen\r\nKraft-Wärme-Kopplung und haben hier viel\r\nErfahrung und Expertise. Betrachtet man nur\r\ndie größeren KWK-Anlagen innerhalb der\r\nThüga-Gruppe, so stellen diese in Summe bei\r\n14 Partnerunternehmen der Thüga rund 1,5 GW\r\nan gesicherter Leistung für die Stromversorgung\r\nbereit. Über ca. 1.800 km Fernwärme-Leitungen\r\nwerden so 8 TWh Wärme pro Jahr für die\r\nBeheizung von etwa 1,2 Mio. Wohnungen geliefert."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003921","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung und Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0d/a3/328174/Stellungnahme-Gutachten-SG2407010012.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":"KWKG-Novelle jetzt!\r\nDas Gericht der Europäischen Union (EuG) hat am\r\n24. 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Reduktion der Treibhausgasemissionen\r\n• KWK-Anlagen können Wirkungsgrade von über\r\n90 Prozent erzielen und sorgen mit ihrer hohen\r\nBrennstoffausnutzung für eine signifikante Reduktion des\r\nEnergieverbrauchs. Das ist gerade in der Hochlaufphase\r\nmit einem knappen Angebot an klimaneutralen\r\nBrennstoffen wie Wasserstoff oder Biomethan sehr\r\nwichtig.\r\n• KWK-Anlagen werden zunehmend von fossilen\r\nBrennstoffen auf klimaneutrale Energieträger umgestellt.\r\n2. Steigerung der Versorgungssicherheit\r\n• Gerade wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht\r\nscheint, stellen auch KWK-Anlagen die Wärme- und\r\nStromversorgung sicher (Residuallast).\r\n• Die Korrelation zwischen Strom- und Wärmebedarf\r\nist hoch: 75 % der Strom-Residuallast fallen im\r\nWinterhalbjahr an, in dem naturgemäß auch der\r\nWärmebedarf am größten ist.\r\n• Durch die Installation von Speichern ist eine\r\nflexible Fahrweise der KWK-Anlagen möglich\r\n(Systemdienlichkeit). 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Mit dem vorgeschlagenen\r\nMaßnahmenpaket können der Investitionsstau\r\nbei KWK-Anlagen aufgelöst sowie neue\r\nInvestitionen in diese hocheffizienten und für\r\neine sichere Energieversorgung unverzichtbaren\r\nAnlagen angereizt werden. Der Bundeshaushalt\r\nbliebe dadurch von zusätzlichen Krediten\r\nverschont (Haushaltsneutralität).\r\nKWKG-Novelle jetzt! Seite 2 / 2\r\n• Würden hingegen KWK-Anlagen stillgelegt, würde\r\ndies zu einer zusätzlichen Belastung der Stromnetze,\r\nreduzierter Versorgungssicherheit und weiterem\r\nAusbaubedarf führen. Auch mit den EU-Vorgaben für\r\nkritische Infrastrukturanlagen wäre ein KWK-Rückbau\r\nwohl kaum vereinbar.\r\n• KWK-Anlagen nutzen das Gasnetz (künftig:\r\nWasserstoffnetz) zur Brennstoffversorgung. Dadurch\r\nwerden die Stromnetze entlastet und die Resilienz des\r\ngesamten Energieversorgungssystems erhöht.\r\n3. 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Finanzierbar.\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte \r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der größte und \r\nherausforderndste Teil des Weges liegt aber noch vor uns. Aus \r\nunserer Sicht kann die Energiewende am besten unter dem \r\nLeitprinzip „mehr Markt wagen und Wettbewerb anreizen“ \r\nerfolgreich vollendet werden. Dabei setzt die Politik Leitplan ken, innerhalb derer sich Wettbewerber sowie Kundinnen und \r\nKunden möglichst frei bewegen können. Das Fundament für \r\ndiesen Markt sind solide und zukunftsorientierte Energieinfra strukturen in den Bereichen Strom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf in den nächsten zwei Dekaden ist \r\nenorm! Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen Hand lungsspielräume begrenzt. Daher setzen wir uns für eine \r\nkosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig verlässliche \r\nRahmenbedingungen, marktliche Steuerungsinstrumente, mehr \r\nTechnologieoffenheit, weniger Detailregelungen und weniger \r\nSubventionsbedarf. Darüber hinaus muss die Energiewende \r\nstärker als bisher in einem europäischen Kontext gedacht wer den. Der Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnen marktes und insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes \r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nGemeinsam mit ihren über 100 Partnerunter nehmen ist die Thüga treibende Kraft der Trans formation vor Ort. Mit verlässlichen Rahmenbe dingungen wollen wir als deutschlandweit größtes \r\nNetzwerk kommunaler Energieversorger die \r\nEnergiewende gestalten: Vielfältig. Versorgungs sicher. Finanzierbar.\r\nVielfalt ermöglichen und \r\nFortschritt sichern \r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an \r\nPraxiswissen und sollten vor Ort durch jeweils passgenaue Pla nung und Umsetzung konkretisiert werden. Einseitige Eingriffe \r\nund Vorgaben in den Wettbewerb der Energieträger, Technolo gien und Produktangebote lehnen wir daher ab.\r\nDie besten und kosteneffizientesten Lösungen entstehen im \r\nMarkt. Für den Energiemarkt bedeutet dies, dass der marktli che Ansatz mit echtem Wettbewerb in den Bereichen Erzeu gung, Handel und Vertrieb wieder gestärkt werden muss. Dazu \r\nmuss ein level-playing-field für alle Technologien geschaffen \r\nwerden, anstatt durch aufwendige, staatliche Detailregelungen \r\nwie Technologie- oder Produktvorgaben (Bsp. Dynamische \r\nPflichttarife) Einschränkungen herbeizuführen. Preise und \r\nderen Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der Sys temkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der Ent scheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig. Dort \r\nwo Wettbewerb bereits existiert, muss Politik keine Zusatz anforderungen ohne Mehrwert setzen (Bsp. 24-Stunden-Lie ferantenwechsel). Nur dort, wo Marktversagen droht oder aus \r\nder Struktur heraus kein Markt entstehen kann (Netze), sollte \r\nmit möglichst marktnahen Instrumenten eingegriffen werden. \r\nHier hat sich der europäische Emissionshandel als wirksame \r\nMaßnahme erwiesen und sollte daher für die Zukunft zum zen tralen Steuerungsinstrument gemacht und wie geplant um die \r\nBereiche Wärme und Verkehr erweitert werden. \r\nMehr europäischen Energiemarkt wagen, Preis wettbewerb anreizen, staatliche Eingriffe auf \r\nMarktversagen beschränken und Instrumente wie \r\nden europäischen Emissionshandel stärken, damit \r\nwir einfach und pragmatisch handeln und die \r\nEnergiewende meistern können.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss tech nologieoffen sein und den Kommunen mehr Entscheidungsfrei heit einräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeener giegesetzes (GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen \r\nAnsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenhei ten im Gebäudebestand und in der Wärmeversorgung berück sichtigt. Statt überbordender bürokratischer Hürden braucht \r\nes Vertrauen in die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure, die \r\npragmatische Lösungen für eine klimafreundliche Wärmever sorgung entwickeln und schnell umsetzen können. Einseitige \r\nEingriffe in den Wettbewerb und starre Vorgaben nach dem \r\n„One size fits all“-Prinzip sind kontraproduktiv, teuer und \r\nmachen im heterogenen Gebäudebestand wenig Sinn. \r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeener giegesetz braucht es bei der Wärmewende Tech nologieoffenheit und Vertrauen in die Kompetenz \r\nder Akteure vor Ort – Kommunen und Stadtwer ke. Entscheidungsfreiheit für die Kommunen und \r\nBürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung aller \r\nklimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nImpulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten Seite 2 /3\r\nVersorgungssicherheit als \r\nGarant für den Wirtschafts standort Deutschland\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die \r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig, \r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden. Zur \r\nAbsicherung fluktuierender Erzeugung werden steuerbare \r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter Wärmeerzeu gung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie dagewesenen \r\nDimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus müssen Mole küle in Form von Wasserstoff und Biomethan über die Gasnet ze zu den Kunden gelangen, da es kaum möglich sein wird, alle \r\nnotwendigen Energieanwendungen durch Elektronen abzu decken. Außerdem werden im Wärmebereich neue Nah- und \r\nFernwärmenetze benötigt. Nur so können wir die Wärmewen de in vertretbarer Zeit schaffen und das hohe Maß an Versor gungssicherheit und Resilienz in Deutschland aufrechterhalten. \r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen \r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so zur \r\nStabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen dann \r\nnicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können auch \r\nbei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt werden. Für \r\nlokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene \r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um die lokale Versor gungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig einen Beitrag \r\nzur Dekarbonisierung zu leisten. \r\nEine zügige Verlängerung des KWK-Gesetzes über \r\n2026 hinaus bis mindestens 2035 ist unerlässlich. \r\nDarüber hinaus ist eine Anpassung des KWKG \r\nnotwendig, um Anreize zum Einsatz von klima schonenden Brennstoffen sowie einer system kompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis \r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einem \r\ngeeigneten Kapazitätsmechanismus integriert \r\nwerden, der die Bereitstellung sicherer Leistung \r\nhonoriert. Vor diesem Hintergrund begrüßen und \r\nunterstützen wir die aktuellen Überlegungen zur \r\nEinführung eines kombinierten Kapazitätsmark tes, der auf zentrale und dezentrale Elemente \r\nsetzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungs ebenen dem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird \r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufge nommen bzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen \r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise. \r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und Genehmigungs verfahren liegt dies auch an einem nicht mehr passenden \r\nregulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert fast \r\nausschließlich auf Kostensenkung setzt. \r\nEs braucht einen Regulierungsrahmen, der grund sätzlich den massiven und vorausschauenden \r\nAusbaubedarf anerkennt, unnötige Bürokratie \r\nvermeidet, eine international wettbewerbsfähige \r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt \r\nund steigende Betriebskosten berücksichtigt. \r\nZugleich sollte den Netzbetreibern die Nutzung \r\nvon Batteriespeichern und Elektrolyseuren als \r\nBetriebsmittel ermöglicht werden, um schneller \r\nerneuerbare Energie aufnehmen und das Netz \r\nbesser aussteuern zu können. \r\nDer politische oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur \r\nmuss für die Transformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie \r\nden Ausbau von Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein \r\nsystemischer, systemdienlicher und integrierter Planungsansatz \r\naller Sparten hilft, um die Kosten für den Netzum- und -ausbau \r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkern netz gestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen für \r\ndie Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden. Mit Blick \r\nauf den gewünschten Ausbau der Wärmenetze benötigen alle \r\nAkteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der Bundes förderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke für \r\nihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und Bürgerinnen \r\nund Bürger für ihre Entscheidung über die für sie sinnvollste \r\nHeizungsart. \r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfor dert die zügige Umsetzung des EU-Gaspakets, \r\neine kohärente Regionalplanung und flexible \r\nAnschlussregelungen sowie die Finanzierung und \r\nden Aufbau einer krisensicheren Wasserstoff Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen. \r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem \r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden kön nen, um den schnellen Hochlauf zu befördern. Um \r\ndie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze \r\n(BEW) langfristig auszurichten und finanziell an gemessen auszustatten – werden mindestens drei \r\nMilliarden Euro pro Jahr benötigt.\r\nEnergiewende gestalten Seite 3 /3\r\nFinanzierbarkeit und \r\nKosteneffizienz gewährleisten \r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen \r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU \r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe von \r\n721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen Euro. \r\nAndere Studien gehen von noch größeren Beträgen aus. Allein \r\nfür die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf für \r\ndie kommunale Energiewende von bis zu 90 Milliarden Euro \r\nbis 2045 ermittelt. Notwendig werden diese Mittel vor allem \r\nfür den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus Erneuer baren und modernen Kraftwerken sowie der Netzinfrastruktu ren für Strom, H2 und Wärme. \r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten \r\nCO2\r\n-Vermeidungskosten, sollte bei der Energiewende im \r\nMittelpunkt stehen. Die Beantwortung der Frage „Wo ist der \r\nEuro am sinnvollsten investiert“, sollte dabei dem Markt obliegen. \r\nMit Blick auf die verschiedenen Infrastrukturen sollte es zu \r\neiner noch stärkeren integrierten Planung kommen, um Über kapazitäten zu vermeiden und die Systemkosten so gering wie \r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss \r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind \r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also rund \r\n16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele, um neue \r\nTransformationsprojekte effektiv und in der notwendigen Ge schwindigkeit umzusetzen. Der administrative Aufwand und die \r\nUmsetzung der Informationspflichten kosten die Energiewirt schaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld, das anderswo besser \r\neingesetzt wäre. \r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rah menbedingungen, die auf marktwirtschaftliche \r\nAnreize setzen und langfristige Investitionssicher heit bieten. Gleichzeitig müssen die Infrastruktu ren – noch stärker als bislang geschehen – sinnvoll \r\naufeinander abgestimmt werden, was integrierte \r\nPlanungsprozesse aller Sparten voraussetzt.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der \r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder \r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft leisten \r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare \r\nRahmenbedingungen einer allgemeinen Unsicherheit Vorschub. \r\nDies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber höhere \r\nRisikoaufschläge ansetzen. \r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen \r\nklar auf: Wir benötigen langfristig verlässliche \r\nregulatorische Rahmenbedingungen, um Investi tionen und Finanzmittel anzureizen. Gleichzeitig \r\nmüssen für Investitionen in die Transformation \r\nauch im internationalen Vergleich attraktive, \r\nmarktgerechte Renditen ermöglicht werden, und \r\nzwar sowohl im regulierten (vgl. oben) als auch \r\nim unregulierten Bereich. Die Konditionen sollten \r\nrisikoadjustiert vergleichbar sein. Darüber hinaus \r\nsollte die Idee eines Energiewendefonds unter \r\nRückgriff auf staatliche Ausfallgarantien weiter verfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finan ziellen Belastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft, \r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen, steigt, wenn die \r\nfinanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent und nach vollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche Ausgestaltung der \r\nEnergiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche Akzep tanz. \r\nBei ganzheitlicher Betrachtung sollte die Kosten effizienz das oberste Gebot bei der Umsetzung \r\nder Energiewende sein. Dies transparent und ver ständlich erklärt sowie flankiert durch die echte \r\nEntscheidungsfreiheit der Kundinnen und Kunden\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003921","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung und Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6b/0a/385664/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170029.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Politikbrief Dezember 2024\r\nSehr geehrte Damen und Herren, ich freue mich, Ihnen unseren Thüga-Politik brief zu übersenden. In diesem Format in formieren wir Sie in kompakter Form über aktuelle energiepolitische Debatten und die Positionen der Thüga. Wir befinden uns mitten in der Energie wende in Deutschland. Politische Hand lungsfähigkeit bleibt das Gebot der Stunde. Stillstand können wir uns bei der Transfor mation unseres Energiesystems nicht leis ten. Wir als Thüga haben in unserem Im pulspapier Vorschläge für die kommende Legislaturperiode gemacht. Wie groß der Diskussionsbedarf ist, hat un ser Parlamentarischer Abend am 12. No vember in Berlin gezeigt, bei dem es um die Finanzierung der Energiewende ging. Für die interessante Diskussion möchte ich mich bei allen Beteiligten herzlich bedanken. Ihr Dr. Constantin H. Alsheimer\r\nEnergiewende gestalten. Handlungsfähig bleiben. Die aktuelle politische Situation stellt eine Herausforderung für alle Beteiligten dar. Nicht nur die Politik muss sich auf die neue Situation einstellen. Auch die Wirtschaft braucht Orientierung in diesen stürmischen Zeiten. Damit die Energiewende weiterhin politisch gestaltet werden kann, braucht es eine handlungsfähige Regierung. Die Entscheidung für schnelle Neuwahlen ist der richtige Weg, um wieder Fahrt aufzunehmen und Klarheit zu schaffen. Die verbleibende Zeit in dieser Legislaturperiode sollte aber nicht ungenutzt ver streichen. Im Bereich der Energiepolitik stehen noch einige zentrale Vorhaben aus. Hier ist insbesondere die Verlängerung des Kraft-Wärme-Kopp lungsgesetzes (KWKG) zu nennen. Im Bundestag gibt es dafür eine frakti onsübergreifende Unterstützung. Diese sollte noch vor der Neuwahl für einen Gesetzesänderung genutzt werden!\r\nWelche weiteren Aspekte der Energiewende für die Thüga in der kommen den Legislaturperiode im Vordergrund stehen, haben wir in unserem neuen Impulspapier „Energiewende gestalten. Vielfältig. Versorgungssi cher. Finanzierbar.“ aufgeschlüsselt. Drei Punkte sind für Thüga dabei zent ral: Erstens muss der Energiemarkt gestärkt werden. Durch einen verbes serten europäischen Emissionshandel, einen technologieoffenen Ansatz und den Abbau regulatorischer Hemmnisse. Zweitens muss die Versorgungssi cherheit gewährleistet werden. Das Stromnetz muss in bisher nicht ge kannter Dimension ausgebaut werden, um den Bedarf zu decken. Aber auch im Wärmebereich sind mehr Nah- und Fernwärmenetze sowie ein verstärk ter Fokus auf den Umbau der Gas-/H2-Verteilnetze erforderlich. Um diesen massiven Ausbau für die Versorgungssicherheit zu bewältigen, bedarf es eines neuen regulatorischen Rahmens, der den Ausbaubedarf langfristig anerkennt und überflüssige Bürokratie vermeidet. Drittens muss auch die Finanzier barkeit sichergestellt werden. Kosteneffizienz muss bei der Umsetzung der Energiewende in einer ganzheitlichen Betrachtung oberste Priorität haben. Wie wichtig diese Themen derzeit sind, zeigte auch der Parlamentarische Abend der Thüga zur Finanzierung der Energiewende am 12. No vember mitten in Berlin. Zusammen mit Vertreterinnen und Vertretern aus Politik, Verwaltung, Ministerien und Verbänden haben wir die Zukunft der Energiewende diskutiert. Das Fazit: Es herrscht parteiübergreifende Einigkeit darüber, dass die Transformation dringend vorangetrieben werden muss. Al lerdings fehlt es am nötigen Pragmatismus und die Antwort auf die Frage nach dem „Wie“.\r\nAktuelle Positionen\r\nHerausgeber und Ansprechpartner\r\nMarkus Wörz | Leiter Stabsstelle Energiepolitik Deutschland | 089 38197-1201 | markus.woerz@thuega.de Eva Hennig | Leiterin Stabsstelle Energiepolitik Europa | 089 38197-1232 | eva.hennig@thuega.de\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003921","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung und Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/32/a3/501552/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310180.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":"2. MÜNCHNER ERKLÄRUNG\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte\r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der\r\ngrößte und herausforderndste Teil des Weges liegt aber\r\nnoch vor uns: Der Umbau unseres gesamten Versorgungssystems\r\nvon der Energieerzeugung, über den Aus- und\r\nUmbau der Netze, bis zur Flexibilisierung des Verbrauchs.\r\nAus unserer Sicht braucht die Energiewende jetzt\r\n— größeren Pragmatismus durch Vielfalt der Lösungen\r\nbei der Umsetzung vor Ort,\r\n— weniger bürokratische Vorgaben, größeren\r\nEntscheidungsspielraum und handhabbare Lösungen\r\nfür die Kommunen sowie\r\n— mehr Mut zu Markt und Wettbewerb, wo dieser\r\ndazu beiträgt, die Klimaziele zu erreichen.\r\nNotwendig sind klare Leitplanken, innerhalb derer Energieversorger,\r\nKommunen sowie Kundinnen und Kunden, die\r\nfür ihr jeweiliges Umfeld passende Lösung im Markt finden\r\nkönnen. Das Fundament für diesen Markt sind solide und\r\nzukunftsorientierte Energieinfrastrukturen in den Bereichen\r\nStrom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf für die Energiewende in den nächsten\r\nzwei Jahrzehnten ist enorm. Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen\r\nHandlungsspielräume begrenzt. Daher setzen\r\nwir uns für eine kosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig\r\nverlässliche Rahmenbedingungen, marktwirtschaftliche\r\nSteuerungsinstrumente, mehr Technologieoffenheit, weniger\r\nDetailregelungen und weniger Subventionsbedarf.\r\nDarüber hinaus muss die Energiewende stärker als bisher\r\nin einem europäischen Kontext gedacht werden.\r\nDer Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnenmarktes\r\nund insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes\r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nWir brauchen verlässliche, langfristige Rahmenbedingungen,\r\ndamit wir als Kommunen zusammen mit der\r\nThüga als dem größten Netzwerk kommunaler Energieversorgungsunternehmen\r\ndie Energiewende gestalten\r\nkönnen: Pragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nPragmatismus und marktlicher Wettbewerb\r\nermöglichen die Umsetzung\r\nUm nicht zu riskieren, dass Bürgerinnen und Bürger sowie\r\ndie Umsetzer der Energiewende vor Ort abgehängt werden\r\nund die Akzeptanz der Energiewende ins Wanken gerät,\r\nsollte bei der Energiewende pragmatisch vorgegangen\r\nwerden: Wir brauchen weniger bürokratische Vorgaben\r\nund mehr Freiraum für handhabbare Lösungen. Dazu geben\r\ndie Klimaziele die Richtung vor, aber das Schrittmaß muss\r\nvor Ort gefunden werden.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss technologieoffen\r\nsein und den Kommunen mehr Entscheidungsfreiheit\r\neinräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes\r\n(GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen An-\r\nHandlungsempfehlungen\r\nder Task Force Politische Willensbildung\r\ndes Beirats der Thüga Aktiengesellschaft\r\nEnergiewende gestalten:\r\nPragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenheiten im\r\nGebäudebestand und in der Wärmeversorgung berücksichtigt.\r\nStatt überbordender bürokratischer Hürden braucht es Vertrauen\r\nin die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure. Diese können pragmatische\r\nLösungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung\r\nentwickeln und schnell umsetzen. Einseitige Eingriffe in den\r\nWettbewerb und starre Vorgaben nach dem „One-size-fitsall“-\r\nPrinzip sind kontraproduktiv, teuer und machen im heterogenen\r\nGebäudebestand wenig Sinn.\r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeenergiegesetz\r\nbraucht es bei der Wärmewende Technologieoffenheit\r\nund Vertrauen in die Kompetenz der Kommunen\r\nund Stadtwerke vor Ort. Entscheidungsfreiheit für die\r\nKommunen und Bürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung\r\naller klimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nDer Bund sollte einen belastbaren gesetzlichen\r\nRahmen vorgeben, in dem dezentrale Besonderheiten\r\nberücksichtigt werden. Überregulierung muss abgebaut\r\nwerden. Die beste Lösung wird lokal gefunden.\r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an\r\nPraxiswissen und sollten vor Ort jeweils passgenau geplant\r\nund umgesetzt werden. Einseitige Vorgaben und Eingriffe in\r\nden Wettbewerb der Energieträger, Technologien und Produktangebote\r\nlehnen wir daher ab.\r\nUm die Diversität und Vorteile des Energiemarkts für die\r\nEnergiewende besser nutzen zu können, sollte der Wettbewerb\r\nin den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb wieder\r\ngestärkt werden. Anstelle von aufwendigen, staatlichen\r\nDetailregelungen wie Technologie- oder Produktvorgaben,\r\nbraucht es ein level-playing-field für alle Technologien. Preise\r\nund deren Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der\r\nSystemkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der\r\nEntscheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig.\r\nNur dort, wo Marktversagen droht oder aus der Struktur\r\nheraus kein Markt entstehen kann, wie beispielsweise bei\r\nden Energienetzen, sollte mit möglichst marktnahen Instrumenten\r\neingegriffen werden. Der europäische Emissionshandel\r\nhat sich hier als wirksame Maßnahme erwiesen. Deshalb\r\nsollte dieser auch in Zukunft das zentrale Steuerungsinstrument\r\nbleiben und wie geplant auf die Bereiche Wärme und\r\nVerkehr ausgeweitet werden.\r\nUm den Energiemarkt besser für die Ziele der Energiewende\r\nzu nutzen, sollten wir mehr europäischen Energiemarkt\r\nwagen, Preiswettbewerb anreizen, staatliche\r\nEingriffe auf Marktversagen beschränken und Instrumente\r\nwie den europäischen Emissionshandel stärken.\r\nVersorgungssicherheit und Resilienz\r\ndurch Vielfalt der Lösungen\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die\r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig,\r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden.\r\nUm die zukünftige Energieversorgung sicher und resilient zu\r\ngestalten, braucht es eine Vielfalt von Energielösungen und\r\nverlässliche Rahmenbedingungen für deren Betrieb. Zur Absicherung\r\nfluktuierender Erzeugung werden beispielsweise\r\nSpeicher sowie steuerbare und in das Energiesystem integrierte\r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter\r\nWärmeerzeugung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie\r\ndagewesenen Dimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus\r\nmüssen Moleküle in Form von Wasserstoff und Biomethan\r\nüber die Gasnetze zu den Kunden gelangen, da es kaum\r\nmöglich sein wird, alle notwendigen Energieanwendungen\r\ndurch Elektronen abzudecken. Außerdem werden im Wärmebereich\r\nneue Nah- und Fernwärmenetze benötigt. Nur\r\nso können wir die Wärmewende in einem überschaubaren\r\nZeitraum schaffen und das hohe Maß an Versorgungssicherheit\r\nund Resilienz für den Wirtschaftsstandort Deutschland\r\naufrechterhalten.\r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen\r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so\r\nzur Stabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen\r\ndann nicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können\r\nauch bei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt\r\nwerden. Für lokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene\r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um\r\ndie Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig\r\neinen Beitrag zur Dekarbonisierung zu leisten.\r\nErfreulicherweise hat jüngst eine pragmatische Verlängerung\r\ndes KWKG stattgefunden. Wünschenswert\r\nwäre, dass in der kommenden Legislaturperiode eine\r\numfangreichere Verlängerung und zugleich eine inhaltliche\r\nAnpassung des KWKG stattfindet, um Anreize zum\r\nEinsatz von klimaschonenden Brennstoffen sowie einer\r\nsystemkompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis\r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einen geeigneten\r\nKapazitätsmechanismus integriert werden, der\r\ndie Bereitstellung sicherer Leistung honoriert. Vor diesem\r\nHintergrund begrüßen und unterstützen wir die aktuellen\r\nÜberlegungen zur Einführung eines kombinierten\r\nKapazitätsmarktes, der auf zentrale und dezentrale\r\nElemente setzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungsebenen\r\ndem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird\r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufgenommen\r\nbzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen\r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise.\r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren liegt dies auch an einem nicht mehr\r\npassenden regulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert\r\nfast ausschließlich auf Kostensenkung setzt.\r\nDie zukünftige Stromversorgung braucht einen Regulierungsrahmen,\r\nder grundsätzlich den massiven und\r\nvorausschauenden Ausbaubedarf anerkennt, unnötige\r\nBürokratie vermeidet, eine international wettbewerbsfähige\r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt\r\nsowie steigende Betriebskosten berücksichtigt. Zugleich\r\nsollte den Netzbetreibern die Nutzung von Batteriespeichern\r\nund Elektrolyseuren als Betriebsmittel\r\nermöglicht werden, um schneller erneuerbare Energie\r\naufnehmen und das Netz besser aussteuern zu können.\r\nDer oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur sollte für die\r\nTransformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie den Ausbau\r\nvon Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein systemischer,\r\nsystemdienlicher und integrierter Planungsansatz aller\r\nSparten hilft, um die Kosten für den Netzumbau und -ausbau\r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkernnetz\r\ngestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen\r\nfür die Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden.\r\nMit Blick auf den angestrebten Ausbau der Wärmenetze benötigen\r\nalle Akteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke\r\nfür ihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und\r\nBürgerinnen und Bürger für ihre Entscheidung, welche Heizungsart\r\nfür sie am sinnvollsten ist.\r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfordert die\r\nzügige Umsetzung des EU-Gaspakets, eine kohärente\r\nRegionalplanung und flexible Anschlussregelungen sowie\r\ndie Finanzierung und den Aufbau einer krisensicheren\r\nWasserstoff-Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen.\r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem\r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden können, um\r\nden schnellen Hochlauf zu befördern. Um die Bundesförderung\r\nfür effiziente Wärmenetze (BEW) langfristig\r\nauszurichten und finanziell angemessen auszustatten,\r\nsind mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr bis in die\r\n2030er Jahre erforderlich.\r\nFinanzierbarkeit und Kosteneffizienz\r\ngewährleisten\r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen\r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU\r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe\r\nvon 721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen\r\nEuro. Andere Studien gehen von noch größeren Beträgen\r\naus. Allein für die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf\r\nfür die kommunale Energiewende von bis zu 90\r\nMilliarden Euro bis 2045 ermittelt. Diese Mittel werden vor\r\nallem für den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien und modernen Kraftwerken sowie\r\nder Netzinfrastruktur für Strom, H2 und Wärme benötigt.\r\nKommunen und kommunale Energieversorger sollten\r\nmit der Mammutaufgabe der Finanzierung der Energiewende\r\nnicht allein gelassen werden. Es braucht viele\r\nverschiedene, an die kommunalen Unternehmen adaptierbare\r\nAnsätze, um den kommunalen Energieversorgern\r\nin Deutschland die Finanzierung zu ermöglichen.\r\nSowohl auf Bundes- als auch auf europäischer Ebene\r\nsollte noch stärker als bisher darauf geachtet werden,\r\ndass die energiewirtschaftliche Rahmengesetzgebung\r\nzu der kommunal geprägten Versorgungsstruktur in\r\nDeutschland passt.\r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten\r\nCO2-Vermeidungskosten, sollte im Mittelpunkt der Energiewende\r\nstehen. Marktlicher Wettbewerb kann hier zur\r\nPreissenkung beitragen. Die verschiedenen Infrastrukturen\r\nsollten noch stärker integriert geplant werden, um Überkapazitäten\r\nzu vermeiden und die Systemkosten so gering wie\r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss\r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind\r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also\r\nrund 16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele,\r\num neue Transformationsprojekte effizient und in der notwendigen\r\nGeschwindigkeit umzusetzen. Der administrative\r\nAufwand und die Umsetzung der Informationspflichten kosten\r\ndie Energiewirtschaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld,\r\ndas anderswo besser investiert wäre.\r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rahmenbedingungen,\r\ndie auf marktwirtschaftliche Anreize setzen\r\nund langfristige Investitionssicherheit bieten. Gleichzeitig\r\nmüssen die Infrastrukturen – noch stärker als bislang\r\ngeschehen – sinnvoll aufeinander abgestimmt werden.\r\nDies setzt integrierte Planungsprozesse aller Sparten\r\nvoraus.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der\r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder\r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft tragen\r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare\r\nRahmenbedingungen zu einer allgemeinen Verunsicherung\r\nbei. Dies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber\r\nhöhere Risikoaufschläge ansetzen.\r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen klar auf:\r\nWir brauchen langfristig verlässliche regulatorische\r\nRahmenbedingungen, um Anreize für Investitionen und\r\nFinanzierungen zu setzen. Gleichzeitig müssen für Investitionen\r\nin die Transformation auch im internationalen\r\nVergleich attraktive, marktgerechte Renditen ermöglicht\r\nwerden, und zwar sowohl im regulierten Bereich\r\nder Energienetze als auch im unregulierten, marktlichen\r\nBereich. Die Konditionen sollten risikoadjustiert\r\nvergleichbar sein. Darüber hinaus sollte die Idee eines\r\nEnergiewendefonds unter Rückgriff auf staatliche Ausfallgarantien\r\nweiterverfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finanziellen\r\nBelastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft,\r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen,\r\nsteigt, wenn die finanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent\r\nund nachvollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche\r\nAusgestaltung der Energiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche\r\nAkzeptanz.\r\nBei der Umsetzung der Energiewende muss die Kosteneffizienz\r\nin einer ganzheitlichen Betrachtung oberstes\r\nGebot sein. Dies muss transparent und verständlich erklärt\r\nwerden und mit echter Entscheidungsfreiheit der\r\nKundinnen und Kunden einhergehen. Hier sehen wir\r\nPolitik und Unternehmen gleichermaßen in der Verantwortung.\r\nWir als Repräsentanten unserer Kommunen stehen Ihnen für den Austausch zu diesen Handlungsempfehlungen gerne\r\nzur Verfügung. Die Task Force Politische Willensbildung des Beirats der Thüga Aktiengesellschaft bündelt und formuliert\r\nkommunale politische Positionen und gibt energiepolitische Impulse in unterschiedlichen Handlungsfeldern. Vorsitzender\r\nder Task Force und des Thüga-Beirats ist Udo Glatthaar, Oberbürgermeister der Stadt Bad Mergentheim.\r\nÜber Thüga:\r\nDie Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) bildet den Kern des größten\r\nNetzwerks kommunaler Energie- und Wasserversorger in\r\nDeutschland. Mehr als 100 Unternehmen sind in der Thüga-Gruppe\r\nvernetzt. Die Expertinnen und Experten der Thüga bieten Beratung,\r\nteilen Best Practices, forcieren skalierbare Lösungen und\r\nfördern Kooperationen. Thüga bündelt die Herausforderungen\r\nund Interessen der Partnerunternehmen und macht sich für ihre\r\nAnliegen stark. Ziel ist es, die kommunale Energie- und Wasserversorgung\r\nsicher, nachhaltig und bezahlbar zu gestalten – Besser\r\ngemeinsam. Gemeinsam besser!\r\nDie Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten mit ihren\r\nMarken und Produkten den Markt vor Ort und sind Partner der\r\nKommunen bei der Energie- und Wärmewende. Im Jahr 2023\r\nerzielte die Thüga-Gruppe einen Umsatz von über 53 Milliarden\r\nEuro. Damit zählt sie deutschlandweit zu den drei umsatzstärksten\r\nEnergieversorgern. Mit rund 23.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern\r\nist die Thüga-Gruppe drittgrößte Arbeitgeberin unter\r\nden deutschen Energieversorgern. Die Thüga-Gruppe ist bundesweit\r\ndie Nummer 1 in der Wasserversorgung (1 Million Kunden),\r\ngehört zu den größten Wärmeversorgern in Deutschland (rund\r\n9000 GWh p.a.) und ist mit rund 9.300 Ladepunkten größte Betreiberin\r\nvon Ladeinfrastruktur für E-Mobilität. Darüber hinaus ist\r\ndie Thüga-Gruppe an Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit einer\r\nGesamtleistung von knapp 5 Gigawatt beteiligt – und gehört damit\r\nzu den führenden Ökostrom-Produzenten in Deutschland.\r\nDie Initiatoren der Task Force Politische Willensbildung des Thüga-Beirats:\r\nEric Ballerstedt\r\nBürgermeister der Stadt Lindenberg im Allgäu\r\nDr. Constantin H. Alsheimer\r\nVorsitzender des Vorstandes der Thüga\r\nAktiengesellschaft\r\nPeter Boch\r\nOberbürgermeister der Stadt Pforzheim\r\nMarkus Conrad\r\nBürgermeister der Verbandsgemeinde Wörrstadt\r\nAndreas Dittmann\r\nBürgermeister der Stadt Zerbst/Anhalt\r\nDaniel Friedl\r\nVorsitzender CDU-Fraktion im Rat\r\nder Hansestadt Stade\r\nAndreas Hein\r\nAufsichtsrat Stadtwerke Heide\r\nProf. Dr. Hans-Günter Henneke\r\nHauptgeschäfstführer Deutscher Landkreistag\r\nMarkus Ibert\r\nOberbürgermeister der Stadt Lahr\r\nMarkus Herrera Torrez\r\nOberbürgermeister der Großen\r\nKreisstadt Wertheim\r\nStefan Güntner\r\nOberbürgermeister der Stadt Kitzingen\r\nAdolf Kessel\r\nOberbürgermeister der Stadt Worms\r\nSteffen Jung\r\nBürgermeister der Stadt Alzey\r\nUdo Glatthaar\r\nOberbürgermeister der Großen Kreisstadt\r\nBad Mergentheim\r\nSteffen Zenner\r\nOberbürgermeister der Stadt Plauen\r\nManfred Wagner\r\nOberbürgermeister der Stadt Wetzlar\r\nMarkus Zwick\r\nOberbürgermeister der Stadt Pirmasens\r\nDr. Marold Wosnitza\r\nOberbürgermeister von Zweibrücken\r\nKlaus Wagner\r\nBürgermeister der Stadt Grünstadt\r\nSylvio Krause\r\nBürgermeister der Gemeinde Amtsberg\r\nDr. Thorsten Kornblum\r\nOberbürgermeister der Stadt Braunschweig\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer des Verbands\r\nkommunaler Unternehmen\r\nTobias Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Hassloch\r\nKlaus-Otto Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Uelitz\r\nThomas Nitzsche\r\nOberbürgermeister der Stadt Jena\r\nMarcus Schaile\r\nBürgermeister der Kreisstadt Germersheim\r\nMarco Steffens\r\nOberbürgermeister der Stadt Offenburg\r\nChristian Schweiger\r\nErster Bürgermeister der Stadt Kelheim"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003922","regulatoryProjectTitle":"Zukunftssichere Kraftwerksstrategie und stabiles Strommarktdesign","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/24/2d/385578/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170012.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Konsultation Strommarktdesign der Zukunft\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 6. September 2024\r\nVorbemerkung\r\nDie Gestaltung der Rahmenbedingungen für ein sicheres, bezahlbares und nachhaltiges Stromsystem \r\nist eine der zentralen Herausforderungen für das Gelingen der Energiewende. Von daher begrüßen \r\nwir, dass das BMWK sich dieser Aufgabe stellt und die Optionen in den unterschiedlichen Hand\u0002lungsfeldern im Prozess mithilfe der PKNS über einen längeren Zeitraum gründlich diskutiert und be\u0002leuchtet hat und nun eine öffentliche Konsultation anschließt. Angesichts der Breite der Themen \r\nund der Reichweite der zu treffenden Entscheidungen halten wir allerdings eine Konsultationsfrist \r\nvon gerade einmal 5 Wochen, mitten in der Ferienzeit im Sommer, für unangemessen kurz. Nachfol\u0002gend geben wir aufgrund der Kürze der Zeit eine Ersteinschätzung zu den aus unserer Sicht wichtigs\u0002ten Themen und Vorschlägen.\r\nEinleitung\r\nDas Optionenpapier adressiert zentrale Handlungsfelder für das künftige dekarbonisierte Stromsys\u0002tem, das von fluktuierenden erneuerbaren Energien geprägt ist. Der Ausgleich der hierdurch entste\u0002henden Mengen- und Preisschwankungen und damit der Sicherheit und Bezahlbarkeit der Stromver\u0002sorgung zu gewährleisten, wird zu einer großen Herausforderung, die Energieversorger, Netzbetrei\u0002ber, Kunden und Politik nur gemeinsam bewältigen können. Dabei spielen neben dem Ausbau der \r\nerneuerbaren Energien und der Netze insbesondere der Ausbau von steuerbaren Kraftwerkskapazi\u0002täten, die konsequente Nutzung von Flexibilitäten auf der Nachfrageseite sowie der vermehrte Ein\u0002satz von Speichern eine zentrale Rolle. Alle diese Komponenten müssen durch den zu definierenden \r\nOrdnungsrahmen weiterentwickelt werden und passgenau ineinandergreifen, damit Strom für Haus\u0002halte, Gewerbe und Industrie weiterhin zuverlässig und bezahlbar zur Verfügung steht.\r\nThüga begrüßt die europäische Einbettung und grundsätzliche wettbewerbliche Ausrichtung der \r\nVorschläge für das Strommarktdesign, z.B. die weitere Nutzung der Merit Order für die Steuerung \r\ndes Kraftwerkseinsatzes oder die Nutzung von unverzerrten Preissignalen, damit diese ihre Steue\u0002rungswirkung sowohl in Richtung der Stromverbraucher als auch der Stromerzeuger entfalten kön\u0002nen. Auch wenn Subventionen in der Transformationsphase des Stromsystems weiterhin teilweise \r\nnotwendig sein können, sollte das Marktdesign so ausgerichtet werden, dass Investitionen in Erzeu\u0002gungsanlagen, Netze oder Speicher perspektivisch auch ohne Förderung wirtschaftlich darstellbar \r\nsind.\r\nBesonderes Augenmerk sollte aus Thüga-Sicht auf die Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen -(KWK) ge\u0002richtet werden. Diese hocheffizienten Anlagen leisten bereits heute einen zentralen Beitrag sowohl \r\nzur Strom- als auch zur Wärmeversorgung in Deutschland und bieten ideale Voraussetzung zur De\u0002karbonisierung. Um den Weiterbetrieb bestehender Anlagen zu gewährleisten und Investitionen in \r\nneue KWK-Anlagen anzureizen, sollte – neben der kurzfristig realisierbaren Verlängerung der KWKG\u0002Förderung – das Design des zu schaffenden Kapazitätsmarktes so ausgestaltet werden, dass es auch \r\nvon KWK-Anlagen genutzt werden kann.\r\nKonsultation Strommarktdesign der Zukunft\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 6. September 2024\r\n2\r\nKap. 3.1 Investitionsrahmen für \r\n erneuerbare Energien\r\nDas BMWK stellt in diesem Kapitel vier alter\u0002native Modelle zur Diskussion:\r\na) gleitende Marktprämie mit \r\nRefinanzierungsbeitrag\r\nb) Produktionsabhängiger zweiseitiger \r\nDifferenzvertrag \r\n(ohne Marktwertkorridor)\r\nc) Produktionsunabhängiger zweiseitiger \r\nDifferenzvertrag\r\nd) Kapazitätszahlung mit produktionsun\u0002abhängigem Refinanzierungsbeitrag\r\n1. Teilen Sie die Einschätzung der Chancen \r\nund Herausforderungen der genannten \r\nOptionen?\r\nJa/Nein\r\n2. Wie bewerten Sie die Auswirkungen der \r\nverschiedenen Optionen und Ausgestal\u0002tungsvarianten auf effizienten Anlagen\u0002einsatz und systemdienliche Anlagenaus\u0002legung? Beachten Sie dabei auch folgende \r\nTeilaspekte:\r\n• Wie relevant sind aus Ihrer \r\nSicht Erlösunsicherheiten bei \r\nGebotsabgabe durch Progno\u0002seunsicherheit von Stunden \r\nmit Null- oder Negativpreisen \r\nje Option?\r\n• Wie schätzen Sie die Relevanz \r\nder Intraday-Verzerrungen \r\ndurch produktionsabhängige \r\nInstrumente ein?\r\n• Welche Auswirkungen hätte \r\neine Umsetzung der oben ge\u0002nannten Optionen auf die Ter\u0002minvermarktung von Strom \r\ndurch EE-Anlagen? Unterschei\u0002den sich die Auswirkungen zwi\u0002schen den Optionen? Erwarten \r\nSie Auswirkungen auf die Ter\u0002minvermarktung von Strom \r\ndurch die Beibehaltung und \r\nBreite eines etwaigen Markt\u0002wertkorridors?\r\nEine finale Bewertung der ver\u0002schiedenen Optionen ist erst dann \r\nmöglich, wenn diese konkret aus\u0002gestaltet sind. Grundsätzlich lässt \r\nsich folgendes anmerken:\r\n• Die Erlösunsicherheit bei Ge\u0002botsabgabe ist bei limitierten \r\nGeboten (Optionen 1 und 2) \r\nerheblich; in den produkti\u0002onsunabhängigen Varianten \r\n(Optionen 3 und 4) ist die Er\u0002lössicherheit in Null- Negativ\u0002preisszenarien besser gewähr\u0002leistet. \r\n• Intraday-Verzerrungen ergä\u0002ben sich nur bei sehr großen \r\nPreisunterschieden zwischen \r\nDayAhead-Auktions-Preisen \r\nund Intraday-Preisen. Solche \r\nSituationen dürften allerdings \r\nnicht sehr häufig vorkommen; \r\nwenn sie jedoch auftreten, \r\nkönnen die Preissignale im Int\u0002raday-Markt kurzzeitig deut\u0002lich verzerrt sein. \r\n• Nur der Ansatz mit Erlösspiel\u0002raum (Option 1) bietet Anreiz \r\nfür Terminvermarktung inner\u0002halb des Korridors (Cap-Floor). \r\nDie Terminvermarktung ist je\u0002doch komplex, da der Wert \r\nder Absicherung (Ziel der Ver\u0002marktung) bei Verlassen des \r\n3\r\nKorridors nicht garantiert ist \r\nund damit ein Risiko entste\u0002hen kann.\r\n3. Wie bewerten Sie die Auswirkungen der \r\nverschiedenen Optionen und deren Aus\u0002gestaltungsvarianten auf die Kapitalkos\u0002ten? Beachten Sie dabei auch folgende \r\nTeilaspekte: \r\n• Welche Kapitalkostenunterschiede \r\nerwarten Sie im Vergleich von ei\u0002nem Investitionsrahmen mit und \r\nohne einen Marktwertkorridor?\r\n• Welche Kapitalkosteneffekte er\u0002warten Sie durch Ausgestaltungs\u0002optionen, die einen effizienten An\u0002lageneinsatz und eine systemdien\u0002liche Anlagenauslegung verbes\u0002sern sollen (zum Beispiel durch \r\nlängere Referenzperioden, Bemes\u0002sung von Zahlungen an geschätz\u0002tem Produktionspotenzial oder Re\u0002ferenzanlagen, …)?\r\n4. Wie bewerten Sie die Auswirkungen der \r\nverschiedenen Optionen und deren Aus\u0002gestaltungsvarianten mit Blick auf ihre \r\ntechnische und administrative Umsetzbar\u0002keit und mögliche Systemumstellung? Be\u0002achten Sie dabei auch folgende Teilas\u0002pekte:\r\n• Wie groß schätzen Sie die Heraus\u0002forderungen und Chancen einer \r\nSystemumstellung?\r\n• Wie schätzen Sie die Umsetzbar\u0002keit eines Modells mit produkti\u0002onsunabhängigen Zahlungen auf \r\nBasis lokaler Windmessungen und \r\ndie Umsetzbarkeit eines Modells \r\nmit einem produktionsunabhängi\u0002gen Refinanzierungsbeitrag auf \r\nBasis von Wettermodellen ein?\r\nDie stärkere Berücksichtigung von Bio\u0002masseanlagen bei der Transformation \r\ndes Stromsystems ist richtig und wich\u0002tig. In vielen Kommunen trägt die \r\nenergetische Verwertung biogener \r\nFeststoffe unmittelbar zur Energieer\u0002zeugung bei. Biomasseanlagen kön\u0002nen sektorübergreifend zur Spit\u0002zenlastdeckung zum Einsatz kommen \r\nund so einen bedeutenden Beitrag für \r\neine krisensichere und klimafreundli\u0002che Strom- und Wärmeversorgung \r\nleisten.\r\nWährend eine systemdienliche Flexi\u0002bilisierung primär feststoffverwerten\u0002der Anlagen hierbei grundsätzlich zu \r\nbegrüßen ist, muss ein verstärkter \r\nRückgriff auf Biogasanlagen zur \r\nStromerzeugung immer auch den Ziel\u0002konflikt zur andernfalls denkbaren Ga\u0002seinspeisung in das Gasverteilnetz be\u0002rücksichtigen. Allein in Deutschland \r\nsind gegenwärtig rund 10.000 Biogas\u0002anlagen in Betrieb, von denen über 70 \r\nProzent für einen Anschluss an das \r\nGasverteilnetz geeignet sind und zeit\u0002nah mit der Einspeisung von Biome\u0002than beginnen könnten. Weitere 20 \r\nProzent wären über Sammelleitungen \r\nsinnvoll erschließbar.\r\nSchon jetzt wird die Aufbereitung von \r\nBiogas zu Biomethan und dessen Ein\u0002speisung in das Gasverteilnetz durch \r\neine vorrangige Nutzung von Biogas \r\nfür die Stromerzeugung erschwert. \r\nDie Stabilität der Stromversorgung \r\nsollte jedoch nicht durch eine Verstro\u0002mung von Biogas, sondern durch den \r\nBau und Betrieb flexibler Gas- und \r\nWasserstoffkraftwerke, den Ausbau \r\nder erneuerbaren Energien sowie eine \r\nstärkere Nutzung feststoffverwerten\u0002der Anlagen gewährleistet werden. In \r\nanderen Sektoren kann zu Biomethan \r\naufbereitetes Biogas hingegen einen \r\nentscheidenden und wertvolleren Bei\u0002trag zur Transformation leisten. Ge\u0002rade im Wärmemarkt ist Biomethan \r\nbis zu einer flächendeckenden \r\n4\r\nVerfügbarkeit von Wasserstoff als kli\u0002maneutrale Alternative zu Erdgas un\u0002verzichtbar. Um die Nutzung von Bio\u0002methan möglichst effizient auszuwei\u0002ten, sollten Anschlussregelungen da\u0002her flexibilisiert und Kleinstanlagen \r\nsinnvoll gebündelt werden. Das Aus\u0002maß der schlussendlichen Biomethan\u0002nutzung sollte dabei ausgehend von \r\nden vor Ort jeweils gegebenen Vo\u0002raussetzungen der Transformations\u0002planung den jeweiligen Netzbetrei\u0002bern überlassen bleiben.\r\n5. Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen \r\nzu diesem Handlungsfeld?\r\nDer Ausbau der erneuerbaren Energie \r\nbildet die Grundlage für das dekarbo\u0002nisierte Stromsystem der Zukunft. Zur \r\nErreichung der ambitionierten Aus\u0002bauziele ist es elementar, dass beste\u0002hende Hemmnisse beseitigt werden \r\nund ein sicherer Investitionsrahmen \r\nfür den Anlagenzubau geschaffen \r\nwird. Auch wenn Subventionen in der \r\nTransformationsphase des Stromsys\u0002tems weiterhin teilweise notwendig \r\nsein können, sollte das Marktdesign \r\nso ausgerichtet werden, dass Investiti\u0002onen in Erzeugungsanlagen, Netze \r\noder Speicher perspektivisch auch \r\nohne Förderung wirtschaftlich dar\u0002stellbar sind.\r\nUnabhängig von der konkreten Ausge\u0002staltung des künftigen EE-Förderre\u0002gimes muss der Ausbau von EE-Anla\u0002gen weiterhin zügig vorangetrieben \r\nwerden. Dafür ist es notwendig, mit \r\nklaren Vorgaben für Investitionssi\u0002cherheit zu sorgen. \r\nVor Einführung eines neuen Förderre\u0002gimes sollte potenziellen Investoren \r\ndurch eine längere Vorlauffrist von \r\nmindestens 2 Jahren ab Inkrafttreten \r\nder gesetzlichen Regelung die Mög\u0002lichkeit gegeben werden, sich hierauf \r\neinzustellen. Um keinen \r\nInvestitionsstau zu verursachen, sind \r\npraktikable Übergangsregelungen er\u0002forderlich. Ähnlich wie bei der Einfüh\u0002rung der EE-Ausschreibungen sollten \r\nNachbesserungen der gewählten Op\u0002tion schnell und unbürokratisch nach \r\nderen Einführung möglich sein. Auch \r\nkönnte eine einjährige Testphase für \r\neine bestimmte Anlagenart (z.B. PV\u0002Freiflächen-Anlagen) vorgeschaltet \r\nwerden. Erkenntnisse aus dieser \r\nPhase könnten dann bei der Umstel\u0002lung des Förderregimes für die übri\u0002gen Anlagen berücksichtigt werden, \r\ngenauso wie Erkenntnisse aus ande\u0002ren EU-Ländern.\r\nKap. 3.2 Investitionsrahmen für \r\n Steuerbare Kapazitäten\r\nDas BMWK stellt in diesem Kapitel vier alter\u0002native Handlungsoptionen zur Diskussion:\r\nOption 1: Kapazitätsabsicherungsmechanis-\r\n mus durch Spitzenpreishedging (KMS)\r\nOption 2: Dezentraler Kapazitätsmarkt (DKM)\r\nOption 3: Zentraler Kapazitätsmarkt (ZKM)\r\nOption 4: Kombinierter Kapazitätsmarkt\r\n (KKM) \r\n1. Wie schätzen Sie die Notwendigkeit der \r\nAnpassungs- und Anschlussfähigkeit des \r\nKapazitätsmechanismus für künftige Ent\u0002wicklungen ein?\r\nAufgrund der zu erwartenden Verände\u0002rungen im Laufe des Transformationspro\u0002zesses der Energiewirtschaft halten wir \r\ndie Anpassungs- und Anschlussfähigkeit \r\ndes zu wählenden Kapazitätsmechanis\u0002mus für sehr wichtig. Die Einbindung vie\u0002ler Akteure und Innovationen im Rahmen \r\ndes dezentralen Kapazitätsmarktes er\u0002höht die Anpassungs- und Anschlussfähig\u0002keit.\r\n5\r\n2. Wie bewerten Sie im ZKM die Herausfor\u0002derung, den Beitrag neuer Technologien \r\nund insbesondere flexibler Lasten ange\u0002messen zu berücksichtigen, sowie das Ri\u0002siko einer Überdimensionierung? \r\nGrundsätzlich eignet sich das ZKM auf\u0002grund seines „zentralistischen Charak\u0002ters“ nur sehr begrenzt, neue Technolo\u0002gien sowie flexible Lasten entsprechend \r\nzu berücksichtigen. Die Gefahr einer \r\nÜberdimensionierung besteht.\r\n3. Wie signifikant sind aus Ihrer Sicht die \r\nEffekte für Speicher und flexible Lasten \r\ndurch die europarechtlich geforderten \r\nRückzahlungen, die insbesondere im ZKM \r\nzum Tragen kommen?\r\n4. Wie bewerten Sie die Synthese aus ZKM \r\nund DKM im kombinierten KKM hinsicht\u0002lich der Chancen und Herausforderungen?\r\nNach unserer Einschätzung stellt ein \r\nwettbewerblich organisierter (dezentra\u0002ler) Kapazitätsmarkt die beste Option dar: \r\nEr ist technologieoffen sowie anschlussfä\u0002hig für künftige Entwicklungen und bietet \r\ndie besten Chancen, auch kleinteiligere \r\nFlexibilitätspotenziale sowohl auf der An\u0002bieter- als auch auf der Nachfragerseite \r\neinzubinden. Durch die dezentrale Ermitt\u0002lung des Kapazitätsbedarfs über die \r\nMarktteilnehmer verringert sich das Ri\u0002siko von Fehldispositionen, insbesondere \r\neiner „angstgetriebenen“ Überdimensio\u0002nierung. Da im dezentralen Kapazitäts\u0002markt von den Kapazitäts-Nutzern Zertifi\u0002kate gekauft werden müssen, werden die \r\nKapazitätskosten über die entstehenden \r\nErlöse gedeckt und verursachungsgerecht \r\nallokiert; das Instrument benötigt keine \r\nstaatliche Unterstützung oder anderwei\u0002tige Refinanzierung und bedarf daher \r\nauch keiner beihilferechtlichen Genehmi\u0002gung nach EU-Recht. Durch die Teilnah\u0002memöglichkeit für kleinere, dezentrale \r\nAnlagen und Flexibilitäten werden bei \r\ndiesem Modell auch die Resilienz des \r\nStromversorgungssystems insgesamt und \r\ndie Versorgungssicherheit im Fall von An\u0002griffen auf die Infrastruktur gestärkt. \r\nNetz- und Erzeugungsengpässe können \r\nbei der Ansiedlung von Erzeugungseinhei\u0002ten von vorherein berücksichtigt werden.\r\nEs wird allerdings einige Jahre dauern, bis \r\nnach Gestaltung und Implementierung ei\u0002nes dezentralen Kapazitätsmarktes be\u0002lastbare Impulse für Investitionen in steu\u0002erbare Kraftwerkskapazitäten ausgehen. \r\nVon daher halten wir es vor dem Hinter\u0002grund des dringenden Bedarfs an zusätzli\u0002cher steuerbarer Kraftwerkskapazität in \r\nden nächsten Jahren für sinnvoll, einen \r\nTeil dieser Kapazitäten kurzfristig durch \r\nAusschreibungen zu beschaffen (zentraler \r\nKapazitätsmarkt). Von daher erscheint \r\neine Kombination von dezentralem und \r\nzentralem Kapazitätsmarkt durchaus sinn\u0002voll. Besonderes Augenmerkt ist hierbei \r\njedoch darauf zu legen, wie diese Instru\u0002mente einerseits miteinander verzahnt, \r\nandererseits gegeneinander abgegrenzt \r\nwerden. Ziel sollte mittelfristig klar der \r\nwettbewerblich organisierte dezentrale \r\nKapazitätsmarkt sein; von daher darf der \r\nüber Ausschreibungen zu beschaffende \r\nTeil dieses Ziel nicht präjudizieren.\r\nDie im Optionen-Papier angedeutete Ab\u0002grenzung zwischen zentraler und dezent\u0002raler Komponente in einem kombinierten \r\nKapazitätsmarkt allein über das Merkmal \r\n„längerfristiger Finanzierungszeitraum“ \r\n(S. 73) halten wir für nicht zielführend. \r\nDie Teilnahme an Ausschreibungen im \r\nzentralen Kapazitätsmarkt sollte grund\u0002sätzlich für alle Anlagen möglich sein, die \r\ngesichert steuerbare Leistung erbringen. \r\nEin zeitlich gestaffeltes Zusammenwirken \r\nvon ZKM und DKM könnte die Vorteile \r\nbeider Mechanismen vielleicht am besten \r\nzur Wirkung kommen lassen: ZKM für die \r\nStartphase des Kapazitätsmarktes, paral\u0002lel Aufbau des DKM, ab eingeschwunge\u0002nem Zustand“: nur noch DKM; zusätzlich \r\nZKM als Back Up bei einem eventuellen \r\n„Versagen“ des DKM. Wichtig ist hierbei, \r\n6\r\ndass die beiden Modelle und deren Zu\u0002sammenwirken von Anfang an klar defi\u0002niert, verzahnt und implementiert wer\u0002den und dabei eine hohe Komplexität ver\u0002mieden wird. \r\nAus unsrer Sicht bietet ein KKM die \r\nChance, die Schwächen der beiden sepa\u0002raten Modelle zu kompensieren. Gleich\u0002wohl wird mit einem erheblichen admi\u0002nistrativen Aufwand zu rechnen sein. Zu\u0002dem muss berücksichtigt werden, dass \r\nder Hochlauf der flexiblen Lasten zu ei\u0002nem nennenswerten Umfang nur nach \r\nund nach erfolgen wird. \r\nPerspektivisch hält Thüga die Einführung \r\nvon regional differenzierten Zertifikaten \r\nund damit regional differenzierten Märk\u0002ten – wie im Optionenpapier erörtert (S. \r\n68) - für sinnvoll, um Neuinvestitionen in \r\nKapazitäten regional zu steuern und \r\nNetzengpässe berücksichtigen zu können.\r\n5. Wäre aus Ihrer Sicht auch eine Kombi\u0002nation aus ZKM und KMS denkbar?\r\n6. Haben Sie darüber hinaus Anmerkun\u0002gen zu diesem Handlungsfeld?\r\nVor dem Hintergrund stark steigender An\u0002teile volatiler erneuerbarer Energie im \r\nStromerzeugungsmix ist die Sicherstel\u0002lung der zur Systemstabilität notwendi\u0002gen steuerbaren Kraftwerkskapazitäten \r\nunabdingbar. Von daher begrüßt Thüga, \r\ndass die Bundesregierung hier jetzt vo\u0002ranschreitet und die Umsetzung des an\u0002gekündigten Kapazitätsmarktes angeht.\r\nUm die Systemstabilität im Strommarkt in \r\nHinblick den stark ansteigenden Anteil \r\nder erneuerbaren Energien gewährleisten \r\nzu können, halten wir die Implementie\u0002rung eines Kapazitätsmodells für unab\u0002dingbar. Allerdings wird die Umsetzung \r\nder beschriebenen Maßnahmen zu zu\u0002sätzlichen Kosten führen, die letztlich auf \r\nden Verbraucher umzulegen sind. Dies \r\nwird durch staatlich induzierte Umlagen \r\n(ZKM), durch eine Steigerung der Be\u0002schaffungskosten (DKM) oder durch eine \r\nKombination von beidem erfolgen (KKM). \r\nAus Vertriebssicht sollte bei der Ausge\u0002staltung des jeweiligen Modells insbeson\u0002dere auf die Dimensionen „Versorgungs\u0002sicherheit“ sowie „Kalkulierbarkeit und \r\nPlanbarkeit der Preise“ geachtet werden. \r\nFür Vertriebe ist es dabei wichtig, mittel\u0002bis langfristig insbesondere bei den SLP\u0002Kunden konstante Kostenbestandteile in \r\ndie Preisbildung einbeziehen zu können. \r\nUnsicherheiten bei Kostenbestandteilen \r\nführen zu Risikoaufschlägen und höheren \r\nPreisen für Endkunden. Insbesondere ist \r\ndarauf zu achten, dass eine Änderung der \r\nUmlagenhöhe kein Sonderkündigungs\u0002recht auf Seiten der Kunden auslöst, ins\u0002besondere im Bereich Haushalt und Klein\u0002gewerbe, sondern wie eine Änderung von \r\nSteuern und Abgaben behandelt wird. \r\n(Beispiel Umsatzsteuer-Anpassung).\r\nParallel zur Implementierung eines Kapa\u0002zitätsmarktes sowie zur Umsetzung der \r\nKraftwerksstrategie sollte auch das KWKG \r\nweiter genutzt werden. Hocheffiziente \r\nKWK-Anlagen leisten bereits heute einen \r\nzentralen Beitrag sowohl zur Strom- als \r\nauch zur Wärmeversorgung in Deutsch\u0002land und bieten ideale Voraussetzungen \r\nzur Dekarbonisierung. Um den Weiterbe\u0002trieb bestehender Anlagen zu gewährleis\u0002ten und Investitionen in neue KWK-Anla\u0002gen anzureizen, sollte – neben der kurz\u0002fristig realisierbaren Verlängerung der \r\nKWKG-Förderung – das Design des zu \r\nschaffenden Kapazitätsmarktes so ausge\u0002staltet werden, dass es auch von (kleine\u0002ren) KWK-Anlagen genutzt werden kann. \r\n7\r\nKap. 3.3 Lokale Signale\r\nDas BMWK stellt in diesem Kapitel drei Hand\u0002lungsoptionen vor, die auch kumulativ einge\u0002setzt werden können:\r\nOption 1: Zeitlich/regional differenzierte\r\n Netzentgelte\r\nOption 2: Regionale Steuerung in \r\n Förderprogrammen\r\nOption 3: Flexible Lasten im \r\n Engpassmanagement\r\n1. Welche Rolle sehen Sie für lokale Sig\u0002nale in der Zukunft?\r\nIm künftigen Strommarkt-Design sind \r\nlokale Signale notwendig, um bei Eng\u0002pass-Situationen in Netz und Erzeu\u0002gung gegensteuern zu können. Lokale \r\nSignale können sowohl für die Stan\u0002dortentscheidung einer Investition in \r\nErzeugungsanlagen, Speicher oder \r\nNetze eine wichtige Rolle spielen als \r\nauch bei der Steuerung des Einsatzes \r\nvon Anlagen. Lokale Signale können \r\nhier einen wichtigen Beitrag für den \r\nräumlichen Ausgleich von Stromange\u0002bot und Stromnachfrage sorgen.\r\nBei der Wahl des Instrumentes oder \r\nder Kombination aus Instrumenten \r\nsollte zunächst klar festgelegt wer\u0002den, welche Ziele damit verfolgt wer\u0002den. \r\nZiel 1: Heutige Engpässe im Übertra\u0002gungsnetz, im Verteilnetz oder an den \r\nKopplungsstellen ins Ausland physika\u0002lisch entlasten oder wirtschaftliche \r\nAnreize setzen, die diesen Engpässen \r\nentgegenwirken. \r\nZiel 2: Zukünftige Engpässe vermeiden \r\noder abmildern. \r\nZiel 3: Strategisches oder taktisches \r\nVerhalten der Marktteilnehmer (Er\u0002zeuger, Verbraucher) zu Lasten des \r\nGesamtsystem \r\nvermeiden/ausschließen. \r\nAuch „Nicht-Ziele“ sollten klar defi\u0002niert werden, z.B. deutschlandweit \r\nden Ausbau der Technologie XY för\u0002dern. Genauso müssen die Rahmen\u0002bedingungen klar sein: Ein Netzeng\u0002pass muss vorliegen, das Projekt muss \r\neinzahlen auf Wirtschaftlichkeit sowie \r\nNachhaltigkeit und die Bedingungen \r\nfür den gesamten Lebenszyklus müs\u0002sen klar sein (also auch für die Zeit \r\nnach der Beendigung des Netzengpas\u0002ses).\r\n2. Welche Vor- und Nachteile bestehen \r\nbei den vorgestellten Optionen für lo\u0002kale Signale?\r\nOption 1: \r\nZeitlich/regional differenzierte \r\nNetzentgelte\r\nVorteile:\r\nkeine eindeutigen und Modell-unab\u0002hängigen Vorteile erkennbar;\r\nNachteile:\r\nsehr komplexes Modell \r\na) Kann von kleinen und mittleren \r\nNetzbetreibern nicht umgesetzt wer\u0002den und stellt die IT vor große Heraus\u0002forderungen. Solange diese Punkte \r\nnicht gelöst sind, kann der Lieferant \r\nkein Produkt anbieten. \r\nb) Das Modell erfordert einen „intelli\u0002genten“ Nutzer. Kleinere Organisatio\u0002nen (kleine Betriebe, Wohnungsver\u0002waltungen, …) oder einzelne Haus\u0002halte können das Modell nicht (oder \r\nnur mit großer Unterstützung) bedie\u0002nen. \r\nEs ist fraglich, ab wann die steuerba\u0002ren Verbrauchseinrichtungen genü\u0002gend Volumen aufweisen, um mit sig\u0002nifikanter Menge das Redispatch zu \r\n8\r\nentlasten. Die Energiewirtschaft spürt \r\njetzt noch die Auswirkungen der \r\nPreisbremse; die komplexen Anforde\u0002rungen aus den neuen §§ 14a und 41a \r\nEnWG sind noch nicht gelöst. Die Ge\u0002schwindigkeit, mit der neue Anforde\u0002rungen definiert werden, muss drin\u0002gend reduziert und eine Überregulie\u0002rung vermieden werden.\r\nRegional differenzierte Netzentgelte \r\nkönnen zu neuen Lastspitzen im Ver\u0002teilnetz führen. Beispiel: Sollte der \r\nMassenmarkt auf lokale Signale rea\u0002gieren, so besteht die Möglichkeit, \r\ndass dadurch neue Stromspitzen und \r\nEngpässe entstehen können, welche \r\ndem Sinn und Zweck der lokalen Sig\u0002nale entgegenwirken.\r\nZeitliche und regional unterschiedli\u0002cher Netzentgelte erschweren einen \r\nbundesweiten Vertrieb erheblich. Ins\u0002besondere wird es schwierig, die von \r\nHaushaltskunden i.d.R. gewünschten \r\nmittel- bis langfristig konstanten \r\nPreise anbieten zu können. Bei Preis\u0002änderungen haben Privat- und Ge\u0002werbekunden zudem ein Sonderkün\u0002digungsrecht.\r\nOption 2: \r\nRegionale Steuerung \r\nin Förderprogrammen\r\nVorteile:\r\nrelativ einfache und kostengünstige \r\nMaßnahme;\r\nNachteile:\r\nWirkt sich nur auf die Investitionsent\u0002scheidung, d.h. auf die Zukunft aus. \r\nEinsatz und Betrieb der Anlage wer\u0002den davon nicht berührt. Alternativ \r\nkönnte eine regionale Steuerung über \r\ndie Einführung von Netzentgelten für \r\ndie Einspeisung von Neuanlagen erfol\u0002gen.\r\nOption 3: \r\nFlexible Lasten im \r\nEngpassmanagement\r\nVorteile:\r\n./.\r\nNachteile: \r\nArgumente vergleichbar mit Option 1. \r\nDie Einbindung der Verbraucher mit \r\nsteuerbaren Verbraucheinrichtungen \r\nerfordert Fachwissen. Die Verbrau\u0002cher sind in der Regel „Amateure“ im \r\nEnergiemarkt. Die Erwartung der Ver\u0002braucher an diese Maßnahme („das \r\nspart 40% der Energiekosten“) und \r\nder tatsächliche Effekt (Es ist im spezi\u0002fischen Jahr z.B. teurer geworden als \r\nim Jahr davor.) liegen oftmals weit \r\nauseinander und führen zur Ableh\u0002nung der Maßnahme. Die Einbindung \r\nvon „Amateuren“ sollte möglichst ein\u0002fach mit erwartbaren Effekten und Er\u0002gebnissen sein (z.B. Abregelung von X \r\nStunden am Tag an Y Tagen im Mo\u0002nat, dafür Z Euro Kompensation). \r\nGrundsätzlich muss gesagt werden, \r\ndass die Strombranche durch diese \r\nMaßnahme komplexer wird. Steue\u0002rungsmaßnahmen, die heute mit ein\u0002zelnen Erzeugern vereinbart und \r\ndurchgeführt werden, müssten mit \r\nsehr vielen Erzeugern vereinbart und \r\ndurchgeführt werden. Ohne Steue\u0002rungstechnik wird das nicht funktio\u0002nieren. Diese Technik und die dahin\u0002ter liegenden Systeme bilden ein \r\nkomplexes Netzwerk. Solche Netz\u0002werke sind anfällig für Fehler aber \r\nauch ein interessantes Ziel für Sabo\u0002teure. Diese Netzwerke müssen be\u0002trieben werden und das wird signifi\u0002kante Kosten haben. Diese Kosten \r\nwerden am Ende die Verbraucher tra\u0002gen müssen. Im Gesamtsystem Ener\u0002gie wird es zur Verlagerung der Kos\u0002ten und Erlöse kommen und es ist aus \r\nheutiger Sicht nicht eindeutig erkenn\u0002bar, dass die Teilnahme für den \r\n9\r\nHaushalt (mit steuerbarer Ver\u0002brauchseinrichtung) vorteilhaft sein \r\nwird (im Vergleich zur heutigen Situa\u0002tion).\r\n3. Welche Ansätze sehen Sie, um lokale \r\nSignale im Strommarkt zu etablieren \r\nund sowohl effizienten Einsatz/Ver\u0002brauch als auch räumlich systemdien\u0002liche Investitionen anzureizen?\r\nWie bereits beschrieben, müssen die \r\nZiele klar getrennt werden. Die Steue\u0002rung der Anlagen in der Betriebs\u0002phase muss von der Investitionsent\u0002scheidung entkoppelt werden. Für \r\nbeides gilt, dass es klare, einfache, \r\naber auch planbare und erwartbare \r\nErgebnisse aus den Maßnahmen ent\u0002stehen. Die Investitionsentscheidung \r\n(für eine Wärmepumpe, für ein Elekt\u0002rofahrzeug, für einen Elektrolyseur) \r\nhängt vom erwartbaren Gewinn und \r\nden alternativen Investitionen ab. Ein \r\nAnschaffungszuschuss (z.B. wie die \r\nUmweltprämie bei Elektrofahrzeugen) \r\nund eine Steuererleichterung in der \r\nBetriebsphase (z.B. wie die Kfz Steuer\u0002befreiung Elektrofahrzeuge) auf der \r\neinen Seite und eine Gegenfinanzie\u0002rung durch entsprechende Ver\u0002schlechterung der Bedingungen nicht \r\nerwünschter Technik (z.B. Abschaf\u0002fung Dieselprivileg). Wenn notwendig \r\nSchaffung von Vorranggebieten. Für \r\ndie Betriebsphase einfache Vorgaben, \r\nwann die Anlage unter welchen Be\u0002dingungen gesteuert werden darf \r\n(z.B. täglich in der Zeit von … bis ..), \r\nergänzt um eine einfache Kompensa\u0002tion des Betreibers für den Steue\u0002rungseingriff (z.B. X Euro/Monat).\r\n4. Welche Gefahren sehen Sie, wenn es \r\nnicht gelingt, passende lokale Signale \r\nim Strommarkt zu etablieren?\r\nDie Steuerungsmaßnahmen sollen \r\nden Netzausbau unterstützen. Grund\u0002sätzlich können die Engpässe strom\u0002physikalisch durch zusätzliche Anla\u0002gen und Hardware im Netz gelöst \r\nwerden. Werden die lokalen Signale \r\nnicht etabliert, muss der Netzausbau \r\nentsprechend verstärkt/beschleunigt \r\nwerden. Damit sind allerdings eine \r\nmassive Verzögerung bei der Umset\u0002zung der Energiewende und deutlich \r\nhöhere Kosten verbunden.\r\n5. Wie können lokale Preissignale mög\u0002lichst einfach ausgestaltet werden, \r\num neue Komplexität und etwaige \r\nUmsetzungsschwierigkeiten zu redu\u0002zieren?\r\nsiehe Frage 3.\r\n6. Haben Sie darüber hinaus Anmerkun\u0002gen zu diesem Handlungsfeld?\r\nIn Abbildung 17 werden Speicher zwar \r\ngenannt, aber nicht adressiert. \r\nAus Netzsicht ist allerdings ein markt\u0002dienlicher Einsatz von Speichern nicht \r\nzwingend systemdienlich.\r\nKap. 3.4 Flexibilität\r\n1. Stimmen Sie der Problembeschreibung \r\nund den Kernaussagen zu?\r\nNein\r\n2. Ist die Liste der Aktionsbereiche voll\u0002ständig und wie bewerten Sie die ein\u0002zelnen Aktionsbereiche?\r\nAktionsbereich 1: \r\nPreisreaktion ermöglichen – Weg frei \r\nmachen für dynamische und innova\u0002tive Tarifmodelle \r\n10\r\nEs ist ein weit verbreiteter Irrglaube, \r\ndass mit der Flexibilisierung die \r\nStromkosten sinken. Tatsächlich ist \r\nfolgendes richtig:\r\n• Der Strompreis ist heute für Haus\u0002halte nicht flexibel.\r\n• Auch zukünftig wird nur ein gerin\u0002ger Teil des Strompreises flexibel \r\nsein.\r\n• Relevante verschiebbare Lasten \r\nsind bei den meisten Haushalten \r\nnicht vorhanden (Waschmaschine \r\nund Co. bringen keine signifikan\u0002ten Lasten zusammen) und sind \r\nauch nicht voll flexibel.\r\n• Selbst wenn relevante Lasten vor\u0002handen wären (Wärmepumpe, \r\nElektrofahrzeug), können diese \r\nnicht immer voll flexibel gesteuert \r\nwerden.\r\n• Durch die Anschaffung eines \r\nElektrofahrzeugs steigt der Strom\u0002verbrauch und die Stromkosten \r\ndes Haushaltes werden deutlich \r\nsteigen.\r\n• Nur ein Teil der Bevölkerung (rd. \r\n16 Mio. EFH in Deutschland) hat \r\naufgrund der Wohnsituation über\u0002haupt technisch die Möglichkeit, \r\nüber die Anschaffung und Nut\u0002zung von steuerbaren Verbrauch\u0002einrichtungen selbst zu entschei\u0002den.\r\n• Flexibilisierung des Verbrauchs \r\nwird nicht zwangsläufig zu redu\u0002zierter Nachfrage führen, sondern \r\nim Gegenteil zu Zeiten von sehr \r\nniedrigen Strompreisen zu einer \r\nerhöhten Nachfrage (insgesamt) \r\nführen.\r\nEbenfalls sind die Auswirkung auf das \r\nGesamtsystem unklar.\r\nLastverschiebung kostet: Steuerungs\u0002hardware und Software beim Haus\u0002halt, neue Systeme auf Seiten der \r\nEnergiewirtschaft, es wird zu Portfo\u0002lio-Effekten kommen, die sich auf den \r\nEinkauf auswirken. Reststromlieferun\u0002gen müssen teuer und kurzfristig ein\u0002gekauft werden. Über das ganze Jahr \r\nbetrachtet ist nach wie vor zu wenig \r\nEE-Strom im System, d.h. jedwede \r\nOptimierung zu einzelnen Stunden \r\nkann nur eine Optimierung einzelner \r\nHH/Unternehmen zu Lasten anderer \r\nTeilnehmer sein. Wenn nicht alle Teil\u0002nehmer die „günstigen“ Stunden nut\u0002zen können, muss eine Auswahl der \r\nTeilnehmer getroffen werden („no \r\nfree lunch“).\r\nAktionsbereich 2: \r\nChancen einer neuen Netzent\u0002geltstruktur für Strommarkt und \r\nEnergiewende nutzen\r\nEgal wie das Modell ausgeprägt wird, \r\ngilt folgendes:\r\nDie Gesamtkosten für das Stromnetz \r\nin Deutschland werden steigen (im \r\nVergleich zu heute), da neue Systeme \r\nund Hardware angeschafft werden \r\nmüssen und die Mengeneffekte der \r\nsteuerbaren Verbrauchseinheiten die \r\nMengen im Redispatch nicht kompen\u0002sieren. Wenn diese zusätzlichen Kos\u0002ten auf alle Netznutzer gleich verteilt \r\nwürden, müsste jeder für das Netz et\u0002was mehr zahlen.\r\nWenn nun aber einige Netznutzer das \r\nPrivileg der Lastverschiebung nutzen \r\nkönnen und damit geringere Netzent\u0002gelte zahlen, müssen andere Netznut\u0002zer deren Kosten übernehmen. Es \r\nkommt zu einer Verschiebung zu Las\u0002ten der Netznutzer, die nicht an dem \r\nneuen System teilnehmen können. Da \r\nim Gesamtsystem immer alle Kosten \r\nauf alle Netznutzer verteilt werden, \r\nkann sich in dem System ein einzelner \r\nNetznutzer nur zu Lasten anderer \r\nNetznutzer optimieren.\r\nFlexibilisierung führt zu einer Ver\u0002schiebung der Nachfrage: Diejenigen, \r\n11\r\ndie die Last verschieben können, wer\u0002den aufgrund des günstigen Preises \r\nerhöhte Mengen nachfragen. Es be\u0002steht kein Impuls, die nachgefragten \r\nStrommengen zu reduzieren.\r\nRisiko: Verknüpfung Energiebranche \r\nmit Autobranche. Wenn nicht genü\u0002gend Elektrofahrzeuge in Deutschland \r\nverkauft werden, fehlt das entspre\u0002chende Steuerungspotenzial im Ener\u0002giemarkt. Risiken würden sich poten\u0002zieren. Erreicht der Automarkt seine \r\nZiele nicht (wovon aktuell ausgegan\u0002gen werden muss), wird es der Ener\u0002giemarkt auch nicht schaffen. Dieses \r\nRisiko der Abhängigkeit muss drin\u0002gend vermieden werden.\r\nAktionsbereich 3: \r\nIndustrielle Flexibilität ermöglichen, \r\nindividuelle Netzentgelte weiterent\u0002wickeln – industrielle Wettbewerbs\u0002fähigkeit bewahren\r\nBei der Ausgestaltung dieser Option \r\nsollte sichergestellt werden, dass die \r\nNetzdienlichkeit bzw. die Netzverträg\u0002lichkeit im Vordergrund steht und \r\nnicht die Subventionierung der In\u0002dustrie. Netzentgelte sollten kein In\u0002strument der Industriepolitik sein, \r\nsondern die systemische Kosteneffizi\u0002enz als Ziel haben.\r\nDie für Aktionsbereiche 1 und 2 ge\u0002nannten Punkte gelten analog für den \r\nAktionsbereich 3. \r\nIm internationalen Vergleich sind für \r\ndie Unternehmen nicht die fal\u0002sche/fehlende Flexibilisierung, son\u0002dern die hohen Abgaben und Umla\u0002gen ein relevanter Wettbewerbsfak\u0002tor. Ein Umbau des Anreizmechanis\u0002mus für die Flexibilisierung wird den \r\nNachteil der hohen Abgaben und Um\u0002lagen nicht kompensieren können. \r\nInsbesondere muss dafür gesorgt \r\nwerden, dass Industriekunden, die \r\nbisher von einem reduzierten Netz\u0002entgelt profitiert haben (§ 19 NEV\u0002Umlage), im Falle des Wegfalls eine \r\nentsprechende Kompensation erhal\u0002ten.\r\n3. Jenseits der Netzentgeltthemen, deren \r\nEinführung und Ausgestaltung in die \r\nZuständigkeit der unabhängigen Re\u0002gulierungsbehörde fallen:\r\nWelche konkreten Flexibilitätshemm\u0002nisse auf der Nachfrageseite sehen Sie \r\nund welche Lösungen?\r\nHemmnis: Fehlende Steuerungs- und \r\nKommunikationstechnik beim Haus\u0002halt/Unternehmen; fehlende Bereit\u0002schaft der Kunden, bei diesem Vorha\u0002ben mitzumachen.\r\nLösung: Erleichterung der Vorschrif\u0002ten und Automatisierung\r\nHemmnis: hohe Anforderungen Da\u0002tenschutz für Übertragung der Daten\r\nLösung: Ausnahmeregelung für Mess\u0002stellenbetreiber\r\nHemmnis: fehlende Handwerker für \r\nEinbau der Technik\r\nLösung: Lokal oder durch einzelne Ini\u0002tiativen nicht lösbar; auf Bundes\u0002ebene lösbar. Beschleunigung der Zu\u0002lassung ausländischer Arbeiter für den \r\nArbeitsmarkt, gezieltes Anwerben der \r\nrichtigen Qualifikationen im Ausland.\r\nHemmnis: fehlende Betreiber \r\nder Technik\r\nLösung: Subventionierung der Mess\u0002stellenbetreiber bzw. der Gateway\u0002Administratoren für einen definierten \r\nZeitraum (z.B. 10 Jahre), so dass sich \r\nwieder mehr Unternehmen in diesem \r\nBereich betätigen.\r\nHemmnis: keine signifikanten flexib\u0002len Mengen (Wärmepumpe und \r\nElektrofahrzeug setzen sich nicht oder \r\nnur sehr langsam durch)\r\nLösung: Die Pläne für den Strommarkt \r\nunabhängig von den Plänen für \r\n12\r\nWärmemarkt und Fahrzeugmarkt ma\u0002chen und einen „Plan B“ aufzeigen, \r\nfalls diese Märkte sich nicht wie ge\u0002plant entwickeln.\r\nHemmnis: überregulierter Strom\u0002markt, der mit der Umsetzung der Re\u0002gelungen vor sehr großen Herausfor\u0002derungen steht;\r\nLösung: Neue Regelungen mit Strom\u0002branche besprechen und mit genü\u0002gend Vorlauf zur Umsetzung bringen; \r\nkeine „Hauruck“-Aktionen, die nicht \r\numsetzbar sind oder wieder zurückge\u0002nommen werden müssen. \r\nHemmnis: fehlende Akzeptanz/feh\u0002lendes Wissen beim Haushalt/Ge\u0002werbe (komplexe Lösungen werden \r\nnicht verstanden);\r\nLösung: Anreize und Vorgaben mög\u0002lichst einfach konzipieren, damit sie \r\nfür den Haushalt planbar sind; keine \r\nLösungen, die ein Expertenwissen auf \r\nSeiten der Haushalte voraussetzen \r\n(auch das sinnvolle Bedienen einer \r\nApp setzt Wissen voraus, vgl. Teil\u0002nahme an der Aktienbörse).\r\nHemmnis: fehlendes Bewusstsein in \r\nder Bevölkerung für die Notwendig\u0002keit flexibler Nachfrage (Stromnetz ist \r\nstabil und hat keine spürbaren Aus\u0002fälle), sondern eher der Gedanke der \r\n„Unabhängigkeit“;\r\nLösung: Alle am Strommarkt beteilig\u0002ten Parteien (alle Verbraucher und Er\u0002zeuger) an den Kosten des Stromnet\u0002zes beteiligen. Finanzierung der Fix\u0002kosten im Netz über den Grundpreis \r\noder Anschlusspreis (je höher die An\u0002schlussleistung, desto höher der \r\nPreis), Finanzierung der Betriebskos\u0002ten über den Arbeitspreis oder Netz\u0002nutzungspreis. Jeder, der das Strom\u0002netz nutzt (ob Erzeuger oder Verbrau\u0002cher), muss es mitfinanzieren (keine \r\nEntsolidarisierung).\r\n4. Welche konkreten Handlungsoptionen \r\nsehen Sie in den einzelnen Handlungs\u0002feldern?\r\nsiehe Fragen 2 und 3\r\n5. Haben Sie darüber hinaus Anmerkun\u0002gen zu diesem Handlungsfeld?\r\nFlexibilitäten spielen in dem durch \r\nvolatile erneuerbare Energien gepräg\u0002ten Energiesystem eine zentrale Rolle: \r\nJe besser es gelingt, Flexibilitätspoten\u0002ziale auf der Angebots- sowie auf der \r\nNachfrageseite zu mobilisieren, um so \r\ngeringer fällt der notwendige Ausbau\u0002bedarf bei Erzeugungsanlagen und \r\nNetzen aus (solange am Ende nicht \r\ndie Kupferplatte wie bei § 14 a EnWG \r\nerwartet wird), wodurch das Gesamt\u0002system im Idealfall kostengünstiger \r\nwird und Strompreise entlastet wer\u0002den. Durch Flexibilitäten können \r\nStrombedarf und Stromangebot ein \r\nStück weit zeitlich entkoppelt werden. \r\nVon daher begrüßen wir die Initiative \r\ndes BMWK, dieses Themenfeld ge\u0002meinsam mit allen Stakeholdern zu \r\nvertiefen. Wichtig ist hierbei eine rea\u0002listische Abschätzung der Potenziale \r\nnach technischer und wirtschaftlicher \r\nMachbarkeit. Nach unserer Einschät\u0002zung wird das mögliche Potenzial in \r\nStudien und Szenarien signifikant \r\nüberschätzt.\r\nAnsprechpartner:\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Stabstelle Energiepolitik\r\nT: 089-38197-1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de\r\nBernhard Vogt\r\nT: 0151-6452 3746\r\nbernhard.vogt@thuega.d"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003922","regulatoryProjectTitle":"Zukunftssichere Kraftwerksstrategie und stabiles Strommarktdesign","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/43/66/385580/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170013.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":"Kraftwerkssicherheitsgesetz und die Ausschreibun\u0002gen für steuerbare Kapazitäten sowie wasserstofffä\u0002hige Gaskraftwerke und Langzeitspeicher für Strom\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 29. Oktober 2024\r\nWir begrüßen die Vorlage der Eckpunkte für ein Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) und haben \r\nuns gerne an der bis zum 23. Oktober 2024 laufenden Konsultation des Bundesministeriums für \r\nWirtschaft und Klimaschutz beteiligt. \r\nUnser Land steht vor der großen Herausforderung, die konventionelle Stromerzeugung aus Braun\u0002und Steinkohlekraftwerken schrittweise auf Null zu reduzieren und gleichzeitig innerhalb weniger \r\nJahre neue, flexible Kraftwerke aufzubauen. Der massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist \r\nrichtig und wichtig, um den absehbar steigenden Strombedarf zu decken. Zur Absicherung der \r\nfluktuierenden Erzeugung werden allerdings zwingend regelbare Kraftwerke benötigt, idealerweise \r\nmit gekoppelter Wärmeerzeugung.\r\nVor diesem Hintergrund haben wir zu den Inhalten des geplanten Kraftwerkssicherheitsgesetzes \r\nfolgende Anmerkungen:\r\n1. Für die Versorgungssicherheit in Deutschland sollten KWK-Anlagen in das KWSG und die \r\ndamit verbundenen Ausschreibungen einbezogen werden.\r\n2. Die Förderung sollte auf maximal 800 Vollbenutzungsstunden beschränkt werden.\r\n3. Ein 100% Wasserstoffbetrieb bei einer maximalen Verunreinigung von 2 Prozent ist \r\nproblematisch.\r\n4. Die Beschränkung neuer Kraftwerksstandorte auf eine räumliche Nähe von maximal 20 \r\nKilometern Entfernung zum Wasserstoff-Kernnetz sollte gestrichen werden.\r\n5. Die geografische Aufteilung des „netztechnischen Südens“ sollte überdacht und\r\ndifferenziert betrachten werden.\r\n1. Einbeziehung von KWK-Anlagen\r\nKraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) haben aufgrund des beihilferechtlichen Auslau\u0002fens der KWKG-Förderung Ende 2026 und vor dem Hintergrund längerer Projektrealisierungszei\u0002ten derzeit keine Investitionssicherheit. Leider werden im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsge\u0002setzes keine KWK-Kapazitäten adressiert, obwohl diese für die Sicherstellung der Strom- und \r\nWärmeerzeugung in Deutschland über das Jahr 2030 hinaus unerlässlich sind. Zudem fehlt im \r\nKWSG eine Grundlage für die Umrüstung von KWK-Anlagen auf Wasserstoff. Probleme werden \r\nsich auch für KWK-Anlagen ergeben, die sich derzeit im Bau befinden. Sollten für diese Anlagen \r\nkeine vergleichbaren Regelungen zur Betriebskostenförderung geschaffen werden, könnten sie \r\nnach der Umstellung auf Wasserstoff aus dem Markt gedrängt werden, obwohl sie einen Großteil \r\nder Anforderungen des KWSG erfüllen. \r\nKraftwerkssicherheitsgesetz und die Ausschreibun\u0002gen für steuerbare Kapazitäten sowie wasserstofffä\u0002hige Gaskraftwerke und Langzeitspeicher für Strom\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 29. Oktober 2024\r\n2\r\n2. Beschränkung auf 800 Vollbenutzungsstunden\r\nEine Förderung über 800 Vollbenutzungsstunden hinaus würde aus unserer Sicht zu einer Überför\u0002derung führen. In diesem Fall könnten die geförderten Kraftwerke auch zu weniger lukrativen Zei\u0002ten Strom liefern und damit andere Technologien wie z.B. KWK-Anlagen verdrängen. Dies würde \r\naus unserer Sicht den Wettbewerb verzerren und zu unerwünschten Markteffekten führen. Eine \r\nBegrenzung auf 800 Vollbenutzungsstunden stellt sicher, dass die Förderung zielgerichtet bleibt \r\nund keine Überförderung stattfindet, wodurch eine faire Marktteilnahme gewährleistet wird.\r\n3. Beschränkung auf hundertprozentigen Wasserstoffbetrieb und zwei Prozent Ver\u0002unreinigung\r\nDie Beschränkung auf 100% Wasserstoffbetrieb und die zusätzlich geltende 2%-Verunreinigungsre\u0002gel ist aus unserer Sicht problematisch. Verunreinigungen liegen nicht im Verantwortungsbereich \r\ndes Kraftwerksbetreibers, sondern des Verteilnetzbetreibers. Beim Anschluss an das Wasserstoff\u0002netz hat der Kraftwerksbetreiber keinen Einfluss auf den Grad der Verunreinigung, was für ihn ein \r\nunkalkulierbares Risiko darstellt. Zudem ist derzeit nicht ausreichend geklärt, was passiert, wenn \r\nzwar ein Anschluss an das Wasserstoffnetz besteht, aber nicht genügend Wasserstoff für den Be\u0002trieb des Kraftwerks zur Verfügung steht. Hier besteht deutlicher Klärungsbedarf, um rechtliche \r\nund technische Risiken zu minimieren.\r\n4. Beschränkung auf räumliche Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz\r\nEs sollte keine räumliche Nähe in Form einer maximalen Entfernung zum Wasserstoff-Kernnetz \r\ndefiniert werden. Eine derartige Begrenzung ist abzulehnen. Die individuellen Kosten für den An\u0002schluss an das Wasserstoff-Kernnetz sind vom Kraftwerksbetreiber zu tragen und bilden die Kal\u0002kulationsgrundlage für seinen Gebotswert. Wenn ein Kraftwerksbetreiber trotz höherer An\u0002schlusskosten ein wettbewerbsfähiges Gebot abgeben kann, sollte dies nicht durch eine willkürlich \r\nfestgelegte Entfernungsgrenze eingeschränkt werden.\r\n5. Geografische Aufteilung der Erzeugungsanlagen\r\nDie Einteilung des Bundesgebietes in den „netztechnischen Süden“ ist aus unserer Sicht differen\u0002ziert zu betrachten. Die Voraussetzungen in den einzelnen Regionen/Bundesländern sind sehr un\u0002terschiedlich und nicht alle Regionen im Süden haben die gleichen Herausforderungen in Bezug auf \r\nNetzstabilität oder erneuerbare Energien. Eine fundierte Analyse der regionalen Energiebedarfe \r\nund Infrastrukturen ist aus unserer Sicht vorab notwendig, um eine effektive Einteilung zu gewähr\u0002leisten. Systematische Netzanalysen, marktbasierte Anreize, die Integration von Energiespeichern \r\nund Flexibilitätsmechanismen könnten sicherstellen, dass der Kraftwerkszubau optimal auf die Be\u0002dürfnisse des Gesamtsystems abgestimmt ist.\r\nAnsprechpartner:\r\nMarkus Wörz Martin Bäumer Martin Santa Maria\r\nLeiter Stabstelle Energiepolitik Energiepolitik Erzeugung\r\nT: 089-38197-1201 T: 089 38197-1429 T: +49 170 833 6055\r\nmarkus.woerz@thuega.de martin.baeumer@thuega.de martin.santamaria@thuega.d"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003922","regulatoryProjectTitle":"Zukunftssichere Kraftwerksstrategie und stabiles Strommarktdesign","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/52/e8/385582/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170014.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":"Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Aus\u0002schreibungen für gesicherte Kraftwerksleistung\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 27. November 2024\r\nWir begrüßen die Vorlage des Entwurfs eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für gesicherte \r\nKraftwerksleistung, da nicht erst die Anfang November aufgetretene Stromlücke gezeigt hat, dass ein Zubau \r\nvon gesicherter Kraftwerksleistung in Deutschland dringend erforderlich ist. Wir bedauern, dass die \r\nStellungnahmefrist erneut nicht ausreichend bemessen ist, um eine sachgerechte Prüfung des \r\nGesetzentwurfs zu ermöglichen.\r\nWir konzentrieren uns daher auf die aus unserer Sicht wichtigsten Punkte, die wir zum Teil bereits in \r\nunserer Stellungnahme vom 29. Oktober 2024 angesprochen haben:\r\n1. Sicherer Rechtsrahmen für KWK-Anlagen fehlt\r\n2. Volkswirtschaftlich falscher Ausschluss von vorhandenen Standorten von Gaskraftwerken\r\n3. Entfernung zum Wasserstoffkernnetz überflüssig\r\n4. Wirkungsgradsteigerung von mindestens 15 Prozent zu restriktiv, Mindestinvestitionstiefe zu hoch\r\n1. Fehlender Rechtsrahmen für \r\nKWK-Anlagen\r\nDer jetzt im Gesetzesentwurf enthaltene Vor\u0002schlag bringt leider nur Sicherheit für laufende \r\nProjekte. Unsere Partnerunternehmen und wir \r\nbefürchten einen enormen Hochlauf von Geneh\u0002migungsanträgen, Bestellungen und Aufträgen bis \r\nEnde 2026, der in der Folge zu einer Überlastung \r\nund Verzögerung der Genehmigungsbehörden \r\nführen dürfte. Dies schafft leider keine Verläss\u0002lichkeit für Neubauprojekte. Vor diesem Hinter\u0002grund halten wir eine Verlängerung des KWKG \r\nbis 2035 für zielführend, mindestens jedoch bis \r\nEnde 2029.\r\n2. Ausschluss von vorhandenen \r\nStandorten von Gaskraftwerken\r\nWir halten es nach wie vor für volkswirtschaftlich \r\nfalsch, bestehende Gaskraftwerksstandorte durch \r\ndiesen Gesetzentwurf auszuschließen. Die für den \r\nKraftwerksbetrieb notwendige Infrastruktur ist \r\ndort in der Regel vorhanden und die benötigten \r\nFlächen sind bereits versiegelt. Ein Neubau auf \r\nder „grünen Wiese“ ist auch aus Sicht des Res\u0002sourcenschutzes nicht erforderlich.\r\n3. Entfernung zum Wasserstoff\u0002kernnetz\r\nWir begrüßen, dass der überarbeitete Referen\u0002tenentwurf in § 5 Absatz 1 nun auch Kraftwerks\u0002standorte zulässt, die weiter als 20 Kilometer \r\nvom Wasserstoff-Kernnetz entfernt sind. Dies \r\nwar eine Forderung aus unserer letzten Stellung\u0002nahme. Allerdings ist uns nach wie vor unklar, \r\nwarum mit der neuen Grenze von 50 Kilometern \r\nan einer aus unserer Sicht überflüssigen Vorgabe \r\nfestgehalten wird. Mit zunehmender Entfernung \r\nvom Wasserstoff-Kernnetz steigen die Kosten, \r\nwas schon aus natürlichen Gründen die Entfer\u0002nung zwischen Kraftwerksstandort und Kernnetz \r\nbegrenzt.\r\n4. Wirkungsgradsteigerung zu \r\nrestriktiv, Investitionstiefe zu \r\nhoch\r\nIm vorliegenden Entwurf wurde die geforderte \r\nWirkungsgradsteigerung in § 2 Nummer 44 von \r\n20 % auf 15 % reduziert. Wir halten dies aus \r\ntechnischen Gründen nach wie vor für zu restrik\u0002tiv und plädieren für eine ersatzlose Streichung. \r\nAuch die im Referentenentwurf in § 17 Absatz 2 \r\nNummer 1 geforderte Mindestinvestitionstiefe \r\nEntwurf eines Gesetzes zur Einführung von Aus\u0002schreibungen für gesicherte Kraftwerksleistung\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 27. November 2024\r\n2\r\nvon 70 Prozent sollte - analog zum KWKG - auf \r\n50 Prozent abgesenkt werden. Beide Restriktio\u0002nen erschweren die Nachrüstung bestehender \r\nKraftwerke und gefährden damit die Versor\u0002gungssicherheit in Deutschland.\r\nAnsprechpartner:\r\nMartin Bäumer\r\nReferent Energiepolitik\r\nT: 089-38197-1429\r\nmartin.baeumer@thuega.de\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Stabstelle Energiepolitik\r\nT: 089-38197-1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003922","regulatoryProjectTitle":"Zukunftssichere Kraftwerksstrategie und stabiles Strommarktdesign","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/95/ef/385666/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170022.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":"Impulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte \r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der größte und \r\nherausforderndste Teil des Weges liegt aber noch vor uns. Aus \r\nunserer Sicht kann die Energiewende am besten unter dem \r\nLeitprinzip „mehr Markt wagen und Wettbewerb anreizen“ \r\nerfolgreich vollendet werden. Dabei setzt die Politik Leitplan ken, innerhalb derer sich Wettbewerber sowie Kundinnen und \r\nKunden möglichst frei bewegen können. Das Fundament für \r\ndiesen Markt sind solide und zukunftsorientierte Energieinfra strukturen in den Bereichen Strom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf in den nächsten zwei Dekaden ist \r\nenorm! Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen Hand lungsspielräume begrenzt. Daher setzen wir uns für eine \r\nkosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig verlässliche \r\nRahmenbedingungen, marktliche Steuerungsinstrumente, mehr \r\nTechnologieoffenheit, weniger Detailregelungen und weniger \r\nSubventionsbedarf. Darüber hinaus muss die Energiewende \r\nstärker als bisher in einem europäischen Kontext gedacht wer den. Der Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnen marktes und insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes \r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nGemeinsam mit ihren über 100 Partnerunter nehmen ist die Thüga treibende Kraft der Trans formation vor Ort. Mit verlässlichen Rahmenbe dingungen wollen wir als deutschlandweit größtes \r\nNetzwerk kommunaler Energieversorger die \r\nEnergiewende gestalten: Vielfältig. Versorgungs sicher. Finanzierbar.\r\nVielfalt ermöglichen und \r\nFortschritt sichern \r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an \r\nPraxiswissen und sollten vor Ort durch jeweils passgenaue Pla nung und Umsetzung konkretisiert werden. Einseitige Eingriffe \r\nund Vorgaben in den Wettbewerb der Energieträger, Technolo gien und Produktangebote lehnen wir daher ab.\r\nDie besten und kosteneffizientesten Lösungen entstehen im \r\nMarkt. Für den Energiemarkt bedeutet dies, dass der marktli che Ansatz mit echtem Wettbewerb in den Bereichen Erzeu gung, Handel und Vertrieb wieder gestärkt werden muss. Dazu \r\nmuss ein level-playing-field für alle Technologien geschaffen \r\nwerden, anstatt durch aufwendige, staatliche Detailregelungen \r\nwie Technologie- oder Produktvorgaben (Bsp. Dynamische \r\nPflichttarife) Einschränkungen herbeizuführen. Preise und \r\nderen Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der Sys temkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der Ent scheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig. Dort \r\nwo Wettbewerb bereits existiert, muss Politik keine Zusatz anforderungen ohne Mehrwert setzen (Bsp. 24-Stunden-Lie ferantenwechsel). Nur dort, wo Marktversagen droht oder aus \r\nder Struktur heraus kein Markt entstehen kann (Netze), sollte \r\nmit möglichst marktnahen Instrumenten eingegriffen werden. \r\nHier hat sich der europäische Emissionshandel als wirksame \r\nMaßnahme erwiesen und sollte daher für die Zukunft zum zen tralen Steuerungsinstrument gemacht und wie geplant um die \r\nBereiche Wärme und Verkehr erweitert werden. \r\nMehr europäischen Energiemarkt wagen, Preis wettbewerb anreizen, staatliche Eingriffe auf \r\nMarktversagen beschränken und Instrumente wie \r\nden europäischen Emissionshandel stärken, damit \r\nwir einfach und pragmatisch handeln und die \r\nEnergiewende meistern können.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss tech nologieoffen sein und den Kommunen mehr Entscheidungsfrei heit einräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeener giegesetzes (GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen \r\nAnsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenhei ten im Gebäudebestand und in der Wärmeversorgung berück sichtigt. Statt überbordender bürokratischer Hürden braucht \r\nes Vertrauen in die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure, die \r\npragmatische Lösungen für eine klimafreundliche Wärmever sorgung entwickeln und schnell umsetzen können. Einseitige \r\nEingriffe in den Wettbewerb und starre Vorgaben nach dem \r\n„One size fits all“-Prinzip sind kontraproduktiv, teuer und \r\nmachen im heterogenen Gebäudebestand wenig Sinn. \r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeener giegesetz braucht es bei der Wärmewende Tech nologieoffenheit und Vertrauen in die Kompetenz \r\nder Akteure vor Ort – Kommunen und Stadtwer ke. Entscheidungsfreiheit für die Kommunen und \r\nBürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung aller \r\nklimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nImpulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten Seite 2 /3\r\nVersorgungssicherheit als \r\nGarant für den Wirtschafts standort Deutschland\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die \r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig, \r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden. Zur \r\nAbsicherung fluktuierender Erzeugung werden steuerbare \r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter Wärmeerzeu gung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie dagewesenen \r\nDimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus müssen Mole küle in Form von Wasserstoff und Biomethan über die Gasnet ze zu den Kunden gelangen, da es kaum möglich sein wird, alle \r\nnotwendigen Energieanwendungen durch Elektronen abzu decken. Außerdem werden im Wärmebereich neue Nah- und \r\nFernwärmenetze benötigt. Nur so können wir die Wärmewen de in vertretbarer Zeit schaffen und das hohe Maß an Versor gungssicherheit und Resilienz in Deutschland aufrechterhalten. \r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen \r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so zur \r\nStabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen dann \r\nnicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können auch \r\nbei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt werden. Für \r\nlokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene \r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um die lokale Versor gungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig einen Beitrag \r\nzur Dekarbonisierung zu leisten. \r\nEine zügige Verlängerung des KWK-Gesetzes über \r\n2026 hinaus bis mindestens 2035 ist unerlässlich. \r\nDarüber hinaus ist eine Anpassung des KWKG \r\nnotwendig, um Anreize zum Einsatz von klima schonenden Brennstoffen sowie einer system kompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis \r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einem \r\ngeeigneten Kapazitätsmechanismus integriert \r\nwerden, der die Bereitstellung sicherer Leistung \r\nhonoriert. Vor diesem Hintergrund begrüßen und \r\nunterstützen wir die aktuellen Überlegungen zur \r\nEinführung eines kombinierten Kapazitätsmark tes, der auf zentrale und dezentrale Elemente \r\nsetzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungs ebenen dem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird \r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufge nommen bzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen \r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise. \r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und Genehmigungs verfahren liegt dies auch an einem nicht mehr passenden \r\nregulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert fast \r\nausschließlich auf Kostensenkung setzt. \r\nEs braucht einen Regulierungsrahmen, der grund sätzlich den massiven und vorausschauenden \r\nAusbaubedarf anerkennt, unnötige Bürokratie \r\nvermeidet, eine international wettbewerbsfähige \r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt \r\nund steigende Betriebskosten berücksichtigt. \r\nZugleich sollte den Netzbetreibern die Nutzung \r\nvon Batteriespeichern und Elektrolyseuren als \r\nBetriebsmittel ermöglicht werden, um schneller \r\nerneuerbare Energie aufnehmen und das Netz \r\nbesser aussteuern zu können. \r\nDer politische oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur \r\nmuss für die Transformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie \r\nden Ausbau von Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein \r\nsystemischer, systemdienlicher und integrierter Planungsansatz \r\naller Sparten hilft, um die Kosten für den Netzum- und -ausbau \r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkern netz gestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen für \r\ndie Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden. Mit Blick \r\nauf den gewünschten Ausbau der Wärmenetze benötigen alle \r\nAkteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der Bundes förderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke für \r\nihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und Bürgerinnen \r\nund Bürger für ihre Entscheidung über die für sie sinnvollste \r\nHeizungsart. \r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfor dert die zügige Umsetzung des EU-Gaspakets, \r\neine kohärente Regionalplanung und flexible \r\nAnschlussregelungen sowie die Finanzierung und \r\nden Aufbau einer krisensicheren Wasserstoff Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen. \r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem \r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden kön nen, um den schnellen Hochlauf zu befördern. Um \r\ndie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze \r\n(BEW) langfristig auszurichten und finanziell an gemessen auszustatten – werden mindestens drei \r\nMilliarden Euro pro Jahr benötigt.\r\nEnergiewende gestalten Seite 3 /3\r\nFinanzierbarkeit und \r\nKosteneffizienz gewährleisten \r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen \r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU \r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe von \r\n721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen Euro. \r\nAndere Studien gehen von noch größeren Beträgen aus. Allein \r\nfür die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf für \r\ndie kommunale Energiewende von bis zu 90 Milliarden Euro \r\nbis 2045 ermittelt. Notwendig werden diese Mittel vor allem \r\nfür den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus Erneuer baren und modernen Kraftwerken sowie der Netzinfrastruktu ren für Strom, H2 und Wärme. \r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten \r\nCO2\r\n-Vermeidungskosten, sollte bei der Energiewende im \r\nMittelpunkt stehen. Die Beantwortung der Frage „Wo ist der \r\nEuro am sinnvollsten investiert“, sollte dabei dem Markt obliegen. \r\nMit Blick auf die verschiedenen Infrastrukturen sollte es zu \r\neiner noch stärkeren integrierten Planung kommen, um Über kapazitäten zu vermeiden und die Systemkosten so gering wie \r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss \r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind \r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also rund \r\n16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele, um neue \r\nTransformationsprojekte effektiv und in der notwendigen Ge schwindigkeit umzusetzen. Der administrative Aufwand und die \r\nUmsetzung der Informationspflichten kosten die Energiewirt schaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld, das anderswo besser \r\neingesetzt wäre. \r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rah menbedingungen, die auf marktwirtschaftliche \r\nAnreize setzen und langfristige Investitionssicher heit bieten. Gleichzeitig müssen die Infrastruktu ren – noch stärker als bislang geschehen – sinnvoll \r\naufeinander abgestimmt werden, was integrierte \r\nPlanungsprozesse aller Sparten voraussetzt.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der \r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder \r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft leisten \r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare \r\nRahmenbedingungen einer allgemeinen Unsicherheit Vorschub. \r\nDies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber höhere \r\nRisikoaufschläge ansetzen. \r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen \r\nklar auf: Wir benötigen langfristig verlässliche \r\nregulatorische Rahmenbedingungen, um Investi tionen und Finanzmittel anzureizen. Gleichzeitig \r\nmüssen für Investitionen in die Transformation \r\nauch im internationalen Vergleich attraktive, \r\nmarktgerechte Renditen ermöglicht werden, und \r\nzwar sowohl im regulierten (vgl. oben) als auch \r\nim unregulierten Bereich. Die Konditionen sollten \r\nrisikoadjustiert vergleichbar sein. Darüber hinaus \r\nsollte die Idee eines Energiewendefonds unter \r\nRückgriff auf staatliche Ausfallgarantien weiter verfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finan ziellen Belastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft, \r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen, steigt, wenn die \r\nfinanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent und nach vollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche Ausgestaltung der \r\nEnergiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche Akzep tanz. \r\nBei ganzheitlicher Betrachtung sollte die Kosten effizienz das oberste Gebot bei der Umsetzung \r\nder Energiewende sein. Dies transparent und ver ständlich erklärt sowie flankiert durch die echte \r\nEntscheidungsfreiheit der Kundinnen und Kunden\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003922","regulatoryProjectTitle":"Zukunftssichere Kraftwerksstrategie und stabiles Strommarktdesign","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c0/87/501554/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310181.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":"2. MÜNCHNER ERKLÄRUNG\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte\r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der\r\ngrößte und herausforderndste Teil des Weges liegt aber\r\nnoch vor uns: Der Umbau unseres gesamten Versorgungssystems\r\nvon der Energieerzeugung, über den Aus- und\r\nUmbau der Netze, bis zur Flexibilisierung des Verbrauchs.\r\nAus unserer Sicht braucht die Energiewende jetzt\r\n— größeren Pragmatismus durch Vielfalt der Lösungen\r\nbei der Umsetzung vor Ort,\r\n— weniger bürokratische Vorgaben, größeren\r\nEntscheidungsspielraum und handhabbare Lösungen\r\nfür die Kommunen sowie\r\n— mehr Mut zu Markt und Wettbewerb, wo dieser\r\ndazu beiträgt, die Klimaziele zu erreichen.\r\nNotwendig sind klare Leitplanken, innerhalb derer Energieversorger,\r\nKommunen sowie Kundinnen und Kunden, die\r\nfür ihr jeweiliges Umfeld passende Lösung im Markt finden\r\nkönnen. Das Fundament für diesen Markt sind solide und\r\nzukunftsorientierte Energieinfrastrukturen in den Bereichen\r\nStrom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf für die Energiewende in den nächsten\r\nzwei Jahrzehnten ist enorm. Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen\r\nHandlungsspielräume begrenzt. Daher setzen\r\nwir uns für eine kosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig\r\nverlässliche Rahmenbedingungen, marktwirtschaftliche\r\nSteuerungsinstrumente, mehr Technologieoffenheit, weniger\r\nDetailregelungen und weniger Subventionsbedarf.\r\nDarüber hinaus muss die Energiewende stärker als bisher\r\nin einem europäischen Kontext gedacht werden.\r\nDer Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnenmarktes\r\nund insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes\r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nWir brauchen verlässliche, langfristige Rahmenbedingungen,\r\ndamit wir als Kommunen zusammen mit der\r\nThüga als dem größten Netzwerk kommunaler Energieversorgungsunternehmen\r\ndie Energiewende gestalten\r\nkönnen: Pragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nPragmatismus und marktlicher Wettbewerb\r\nermöglichen die Umsetzung\r\nUm nicht zu riskieren, dass Bürgerinnen und Bürger sowie\r\ndie Umsetzer der Energiewende vor Ort abgehängt werden\r\nund die Akzeptanz der Energiewende ins Wanken gerät,\r\nsollte bei der Energiewende pragmatisch vorgegangen\r\nwerden: Wir brauchen weniger bürokratische Vorgaben\r\nund mehr Freiraum für handhabbare Lösungen. Dazu geben\r\ndie Klimaziele die Richtung vor, aber das Schrittmaß muss\r\nvor Ort gefunden werden.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss technologieoffen\r\nsein und den Kommunen mehr Entscheidungsfreiheit\r\neinräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes\r\n(GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen An-\r\nHandlungsempfehlungen\r\nder Task Force Politische Willensbildung\r\ndes Beirats der Thüga Aktiengesellschaft\r\nEnergiewende gestalten:\r\nPragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenheiten im\r\nGebäudebestand und in der Wärmeversorgung berücksichtigt.\r\nStatt überbordender bürokratischer Hürden braucht es Vertrauen\r\nin die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure. Diese können pragmatische\r\nLösungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung\r\nentwickeln und schnell umsetzen. Einseitige Eingriffe in den\r\nWettbewerb und starre Vorgaben nach dem „One-size-fitsall“-\r\nPrinzip sind kontraproduktiv, teuer und machen im heterogenen\r\nGebäudebestand wenig Sinn.\r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeenergiegesetz\r\nbraucht es bei der Wärmewende Technologieoffenheit\r\nund Vertrauen in die Kompetenz der Kommunen\r\nund Stadtwerke vor Ort. Entscheidungsfreiheit für die\r\nKommunen und Bürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung\r\naller klimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nDer Bund sollte einen belastbaren gesetzlichen\r\nRahmen vorgeben, in dem dezentrale Besonderheiten\r\nberücksichtigt werden. Überregulierung muss abgebaut\r\nwerden. Die beste Lösung wird lokal gefunden.\r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an\r\nPraxiswissen und sollten vor Ort jeweils passgenau geplant\r\nund umgesetzt werden. Einseitige Vorgaben und Eingriffe in\r\nden Wettbewerb der Energieträger, Technologien und Produktangebote\r\nlehnen wir daher ab.\r\nUm die Diversität und Vorteile des Energiemarkts für die\r\nEnergiewende besser nutzen zu können, sollte der Wettbewerb\r\nin den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb wieder\r\ngestärkt werden. Anstelle von aufwendigen, staatlichen\r\nDetailregelungen wie Technologie- oder Produktvorgaben,\r\nbraucht es ein level-playing-field für alle Technologien. Preise\r\nund deren Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der\r\nSystemkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der\r\nEntscheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig.\r\nNur dort, wo Marktversagen droht oder aus der Struktur\r\nheraus kein Markt entstehen kann, wie beispielsweise bei\r\nden Energienetzen, sollte mit möglichst marktnahen Instrumenten\r\neingegriffen werden. Der europäische Emissionshandel\r\nhat sich hier als wirksame Maßnahme erwiesen. Deshalb\r\nsollte dieser auch in Zukunft das zentrale Steuerungsinstrument\r\nbleiben und wie geplant auf die Bereiche Wärme und\r\nVerkehr ausgeweitet werden.\r\nUm den Energiemarkt besser für die Ziele der Energiewende\r\nzu nutzen, sollten wir mehr europäischen Energiemarkt\r\nwagen, Preiswettbewerb anreizen, staatliche\r\nEingriffe auf Marktversagen beschränken und Instrumente\r\nwie den europäischen Emissionshandel stärken.\r\nVersorgungssicherheit und Resilienz\r\ndurch Vielfalt der Lösungen\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die\r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig,\r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden.\r\nUm die zukünftige Energieversorgung sicher und resilient zu\r\ngestalten, braucht es eine Vielfalt von Energielösungen und\r\nverlässliche Rahmenbedingungen für deren Betrieb. Zur Absicherung\r\nfluktuierender Erzeugung werden beispielsweise\r\nSpeicher sowie steuerbare und in das Energiesystem integrierte\r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter\r\nWärmeerzeugung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie\r\ndagewesenen Dimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus\r\nmüssen Moleküle in Form von Wasserstoff und Biomethan\r\nüber die Gasnetze zu den Kunden gelangen, da es kaum\r\nmöglich sein wird, alle notwendigen Energieanwendungen\r\ndurch Elektronen abzudecken. Außerdem werden im Wärmebereich\r\nneue Nah- und Fernwärmenetze benötigt. Nur\r\nso können wir die Wärmewende in einem überschaubaren\r\nZeitraum schaffen und das hohe Maß an Versorgungssicherheit\r\nund Resilienz für den Wirtschaftsstandort Deutschland\r\naufrechterhalten.\r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen\r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so\r\nzur Stabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen\r\ndann nicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können\r\nauch bei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt\r\nwerden. Für lokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene\r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um\r\ndie Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig\r\neinen Beitrag zur Dekarbonisierung zu leisten.\r\nErfreulicherweise hat jüngst eine pragmatische Verlängerung\r\ndes KWKG stattgefunden. Wünschenswert\r\nwäre, dass in der kommenden Legislaturperiode eine\r\numfangreichere Verlängerung und zugleich eine inhaltliche\r\nAnpassung des KWKG stattfindet, um Anreize zum\r\nEinsatz von klimaschonenden Brennstoffen sowie einer\r\nsystemkompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis\r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einen geeigneten\r\nKapazitätsmechanismus integriert werden, der\r\ndie Bereitstellung sicherer Leistung honoriert. Vor diesem\r\nHintergrund begrüßen und unterstützen wir die aktuellen\r\nÜberlegungen zur Einführung eines kombinierten\r\nKapazitätsmarktes, der auf zentrale und dezentrale\r\nElemente setzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungsebenen\r\ndem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird\r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufgenommen\r\nbzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen\r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise.\r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren liegt dies auch an einem nicht mehr\r\npassenden regulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert\r\nfast ausschließlich auf Kostensenkung setzt.\r\nDie zukünftige Stromversorgung braucht einen Regulierungsrahmen,\r\nder grundsätzlich den massiven und\r\nvorausschauenden Ausbaubedarf anerkennt, unnötige\r\nBürokratie vermeidet, eine international wettbewerbsfähige\r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt\r\nsowie steigende Betriebskosten berücksichtigt. Zugleich\r\nsollte den Netzbetreibern die Nutzung von Batteriespeichern\r\nund Elektrolyseuren als Betriebsmittel\r\nermöglicht werden, um schneller erneuerbare Energie\r\naufnehmen und das Netz besser aussteuern zu können.\r\nDer oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur sollte für die\r\nTransformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie den Ausbau\r\nvon Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein systemischer,\r\nsystemdienlicher und integrierter Planungsansatz aller\r\nSparten hilft, um die Kosten für den Netzumbau und -ausbau\r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkernnetz\r\ngestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen\r\nfür die Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden.\r\nMit Blick auf den angestrebten Ausbau der Wärmenetze benötigen\r\nalle Akteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke\r\nfür ihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und\r\nBürgerinnen und Bürger für ihre Entscheidung, welche Heizungsart\r\nfür sie am sinnvollsten ist.\r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfordert die\r\nzügige Umsetzung des EU-Gaspakets, eine kohärente\r\nRegionalplanung und flexible Anschlussregelungen sowie\r\ndie Finanzierung und den Aufbau einer krisensicheren\r\nWasserstoff-Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen.\r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem\r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden können, um\r\nden schnellen Hochlauf zu befördern. Um die Bundesförderung\r\nfür effiziente Wärmenetze (BEW) langfristig\r\nauszurichten und finanziell angemessen auszustatten,\r\nsind mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr bis in die\r\n2030er Jahre erforderlich.\r\nFinanzierbarkeit und Kosteneffizienz\r\ngewährleisten\r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen\r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU\r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe\r\nvon 721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen\r\nEuro. Andere Studien gehen von noch größeren Beträgen\r\naus. Allein für die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf\r\nfür die kommunale Energiewende von bis zu 90\r\nMilliarden Euro bis 2045 ermittelt. Diese Mittel werden vor\r\nallem für den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien und modernen Kraftwerken sowie\r\nder Netzinfrastruktur für Strom, H2 und Wärme benötigt.\r\nKommunen und kommunale Energieversorger sollten\r\nmit der Mammutaufgabe der Finanzierung der Energiewende\r\nnicht allein gelassen werden. Es braucht viele\r\nverschiedene, an die kommunalen Unternehmen adaptierbare\r\nAnsätze, um den kommunalen Energieversorgern\r\nin Deutschland die Finanzierung zu ermöglichen.\r\nSowohl auf Bundes- als auch auf europäischer Ebene\r\nsollte noch stärker als bisher darauf geachtet werden,\r\ndass die energiewirtschaftliche Rahmengesetzgebung\r\nzu der kommunal geprägten Versorgungsstruktur in\r\nDeutschland passt.\r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten\r\nCO2-Vermeidungskosten, sollte im Mittelpunkt der Energiewende\r\nstehen. Marktlicher Wettbewerb kann hier zur\r\nPreissenkung beitragen. Die verschiedenen Infrastrukturen\r\nsollten noch stärker integriert geplant werden, um Überkapazitäten\r\nzu vermeiden und die Systemkosten so gering wie\r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss\r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind\r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also\r\nrund 16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele,\r\num neue Transformationsprojekte effizient und in der notwendigen\r\nGeschwindigkeit umzusetzen. Der administrative\r\nAufwand und die Umsetzung der Informationspflichten kosten\r\ndie Energiewirtschaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld,\r\ndas anderswo besser investiert wäre.\r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rahmenbedingungen,\r\ndie auf marktwirtschaftliche Anreize setzen\r\nund langfristige Investitionssicherheit bieten. Gleichzeitig\r\nmüssen die Infrastrukturen – noch stärker als bislang\r\ngeschehen – sinnvoll aufeinander abgestimmt werden.\r\nDies setzt integrierte Planungsprozesse aller Sparten\r\nvoraus.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der\r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder\r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft tragen\r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare\r\nRahmenbedingungen zu einer allgemeinen Verunsicherung\r\nbei. Dies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber\r\nhöhere Risikoaufschläge ansetzen.\r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen klar auf:\r\nWir brauchen langfristig verlässliche regulatorische\r\nRahmenbedingungen, um Anreize für Investitionen und\r\nFinanzierungen zu setzen. Gleichzeitig müssen für Investitionen\r\nin die Transformation auch im internationalen\r\nVergleich attraktive, marktgerechte Renditen ermöglicht\r\nwerden, und zwar sowohl im regulierten Bereich\r\nder Energienetze als auch im unregulierten, marktlichen\r\nBereich. Die Konditionen sollten risikoadjustiert\r\nvergleichbar sein. Darüber hinaus sollte die Idee eines\r\nEnergiewendefonds unter Rückgriff auf staatliche Ausfallgarantien\r\nweiterverfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finanziellen\r\nBelastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft,\r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen,\r\nsteigt, wenn die finanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent\r\nund nachvollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche\r\nAusgestaltung der Energiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche\r\nAkzeptanz.\r\nBei der Umsetzung der Energiewende muss die Kosteneffizienz\r\nin einer ganzheitlichen Betrachtung oberstes\r\nGebot sein. Dies muss transparent und verständlich erklärt\r\nwerden und mit echter Entscheidungsfreiheit der\r\nKundinnen und Kunden einhergehen. Hier sehen wir\r\nPolitik und Unternehmen gleichermaßen in der Verantwortung.\r\nWir als Repräsentanten unserer Kommunen stehen Ihnen für den Austausch zu diesen Handlungsempfehlungen gerne\r\nzur Verfügung. Die Task Force Politische Willensbildung des Beirats der Thüga Aktiengesellschaft bündelt und formuliert\r\nkommunale politische Positionen und gibt energiepolitische Impulse in unterschiedlichen Handlungsfeldern. Vorsitzender\r\nder Task Force und des Thüga-Beirats ist Udo Glatthaar, Oberbürgermeister der Stadt Bad Mergentheim.\r\nÜber Thüga:\r\nDie Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) bildet den Kern des größten\r\nNetzwerks kommunaler Energie- und Wasserversorger in\r\nDeutschland. Mehr als 100 Unternehmen sind in der Thüga-Gruppe\r\nvernetzt. Die Expertinnen und Experten der Thüga bieten Beratung,\r\nteilen Best Practices, forcieren skalierbare Lösungen und\r\nfördern Kooperationen. Thüga bündelt die Herausforderungen\r\nund Interessen der Partnerunternehmen und macht sich für ihre\r\nAnliegen stark. Ziel ist es, die kommunale Energie- und Wasserversorgung\r\nsicher, nachhaltig und bezahlbar zu gestalten – Besser\r\ngemeinsam. Gemeinsam besser!\r\nDie Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten mit ihren\r\nMarken und Produkten den Markt vor Ort und sind Partner der\r\nKommunen bei der Energie- und Wärmewende. Im Jahr 2023\r\nerzielte die Thüga-Gruppe einen Umsatz von über 53 Milliarden\r\nEuro. Damit zählt sie deutschlandweit zu den drei umsatzstärksten\r\nEnergieversorgern. Mit rund 23.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern\r\nist die Thüga-Gruppe drittgrößte Arbeitgeberin unter\r\nden deutschen Energieversorgern. Die Thüga-Gruppe ist bundesweit\r\ndie Nummer 1 in der Wasserversorgung (1 Million Kunden),\r\ngehört zu den größten Wärmeversorgern in Deutschland (rund\r\n9000 GWh p.a.) und ist mit rund 9.300 Ladepunkten größte Betreiberin\r\nvon Ladeinfrastruktur für E-Mobilität. Darüber hinaus ist\r\ndie Thüga-Gruppe an Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit einer\r\nGesamtleistung von knapp 5 Gigawatt beteiligt – und gehört damit\r\nzu den führenden Ökostrom-Produzenten in Deutschland.\r\nDie Initiatoren der Task Force Politische Willensbildung des Thüga-Beirats:\r\nEric Ballerstedt\r\nBürgermeister der Stadt Lindenberg im Allgäu\r\nDr. Constantin H. Alsheimer\r\nVorsitzender des Vorstandes der Thüga\r\nAktiengesellschaft\r\nPeter Boch\r\nOberbürgermeister der Stadt Pforzheim\r\nMarkus Conrad\r\nBürgermeister der Verbandsgemeinde Wörrstadt\r\nAndreas Dittmann\r\nBürgermeister der Stadt Zerbst/Anhalt\r\nDaniel Friedl\r\nVorsitzender CDU-Fraktion im Rat\r\nder Hansestadt Stade\r\nAndreas Hein\r\nAufsichtsrat Stadtwerke Heide\r\nProf. Dr. Hans-Günter Henneke\r\nHauptgeschäfstführer Deutscher Landkreistag\r\nMarkus Ibert\r\nOberbürgermeister der Stadt Lahr\r\nMarkus Herrera Torrez\r\nOberbürgermeister der Großen\r\nKreisstadt Wertheim\r\nStefan Güntner\r\nOberbürgermeister der Stadt Kitzingen\r\nAdolf Kessel\r\nOberbürgermeister der Stadt Worms\r\nSteffen Jung\r\nBürgermeister der Stadt Alzey\r\nUdo Glatthaar\r\nOberbürgermeister der Großen Kreisstadt\r\nBad Mergentheim\r\nSteffen Zenner\r\nOberbürgermeister der Stadt Plauen\r\nManfred Wagner\r\nOberbürgermeister der Stadt Wetzlar\r\nMarkus Zwick\r\nOberbürgermeister der Stadt Pirmasens\r\nDr. Marold Wosnitza\r\nOberbürgermeister von Zweibrücken\r\nKlaus Wagner\r\nBürgermeister der Stadt Grünstadt\r\nSylvio Krause\r\nBürgermeister der Gemeinde Amtsberg\r\nDr. Thorsten Kornblum\r\nOberbürgermeister der Stadt Braunschweig\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer des Verbands\r\nkommunaler Unternehmen\r\nTobias Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Hassloch\r\nKlaus-Otto Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Uelitz\r\nThomas Nitzsche\r\nOberbürgermeister der Stadt Jena\r\nMarcus Schaile\r\nBürgermeister der Kreisstadt Germersheim\r\nMarco Steffens\r\nOberbürgermeister der Stadt Offenburg\r\nChristian Schweiger\r\nErster Bürgermeister der Stadt Kelheim"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/09/9d/303627/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180036.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":"Appell an die Mitglieder des Deutschen Bundestags:\r\nFinanzierung für das Wasserstoff-Kernnetz jetzt sicherstellen!\r\nH2ercules: Der Startschuss für die Wasserstoffwirtschaft\r\nDie H2ercules-Initiative will zur Entstehung eines Wasserstoffmarktes in großem Umfang beitragen und\r\ndamit die Dekarbonisierung und Diversifizierung der deutschen Energieversorgung vorantreiben. Wir wollen\r\nden Aufbau eines H2-Ökosystems in Deutschland bestehend aus dem H2ercules-Netz (Teil des H2-\r\nKernnetzes), von diesem Netz abgehenden Anbindungsleitungen auf Verteilnetzebene sowie anzuschließenden\r\nindustriellen H2-Verbrauchern und H2-ready Gaskraftwerken, H2-Erzeugungsanlagen, H2-Speichern,\r\nermöglichen. Insgesamt haben sich dieser Initiative aktuell mehr als 30 Unternehmen aus der gesamten\r\nH2-Wertschöpfungskette angeschlossen.\r\nEine zwingende Voraussetzung für eine erfolgreiche Wasserstoffwirtschaft in Deutschland ist die Bereitstellung\r\neiner leistungsfähigen Infrastruktur als Bindeglied zwischen Wasserstofferzeugung bzw. -import\r\nund Verbrauchern. Hier verfolgt die Bundesregierung gemeinsam mit den Fernleitungsnetzbetreibern\r\n(FNB) mit dem H2-Kernnetz einen sehr begrüßenswerten Ansatz. Ein privatfinanziertes Netz, welches\r\nWasserstoff in ganz Deutschland transportiert.\r\nDas Netz steht, die Finanzierung muss folgen\r\nWir begrüßen, dass mit der Novellierung des EnWG zum H2-Kernnetz der Startschuss für ein erstes\r\ndeutschlandweites H2-Transportnetz gegeben wird. Dies ist ein wichtiges politisches Signal und ein bedeutender\r\nSchritt für den H2-Markthochlauf. Dringlich ist, dass hierfür adäquate und ausreichende Finanzierungsmöglichkeiten\r\ngeschaffen werden. Momentan werden diese im Bundestag diskutiert. Die aktuell\r\ngeplanten Vorgaben sind aus Sicht der H2ercules-Initiative nicht geeignet, um Investoren für das Kernnetz\r\nzu gewinnen.\r\nEin Hauptproblem liegt darin, dass das Risiko einer Investition in das H2-Kernnetz im Vergleich zu ähnlichen\r\nAnlagemöglichkeiten, wie beispielsweise dem Stromnetz, höher ist. Denn obwohl der Staat einen\r\nTeil der Investitionen über eine Risikoabsicherung garantiert, bleibt das Risiko eines Selbstbehalts und\r\ndes Restwertes des Netzes bei frühzeitiger, einseitiger Kündigung durch den Staat bestehen. Dies steht\r\nim Widerspruch zu den Erwartungen der Investoren, die in regulierten Netzen eine risikoarme Investitionsmöglichkeit\r\nsehen. Deshalb sollte der Deutsche Bundestag die folgenden Änderungen an der Gesetzesvorlage\r\numsetzen, um Investitionen in das H2-Kernnetz zu ermöglichen:\r\n1. Senkung des Selbstbehalts auf 15%: Der vorgeschlagene Selbstbehalt von 24 Prozent des\r\nSaldos des Amortisationskontos im Jahr 2055 ist zu hoch und hemmt Investitionsentscheidungen.\r\nEine Reduktion auf 15% schafft eine Balance zwischen Anreizen für Investitionen, fairer Risikoaufteilung\r\nund staatlichen Haushaltsinteressen. Eine tragbare Alternative wäre die Erhöhung\r\nder Abschmelzungsquote des Selbstbehalts von 0,5 auf 1,0% pro Jahr.\r\n2. Übertragungsrecht der FNB bei Kündigung durch den Staat: Der Bund kann ab 2038 den\r\nFinanzierungsmechanismus für das H2-Kernnetz kündigen. Die FNB müssten in diesem Fall den\r\nSelbstbehalt auf das Amortisationskonto an den Bund zahlen und auch den Wertverlust des H2-\r\nKernnetzes vollständig verbuchen. Eine Kündigung des Amortisationskontos durch den Staat\r\nsollte daher mit einem Andienungsrecht für die FNB an den Staat zum kalkulatorischen Rest verbunden\r\nwerden, um diese Hürde für Investitionen abzubauen.\r\n3. Ausschluss der gemeinschaftlichen Haftung der Kernnetzbetreiber für Insolvenzfälle: Die\r\ngeplante Regelung, wonach ein insolventer Netzbetreiber seinen Anteil am H2-Kernnetz zulasten\r\ndes Amortisationskontos abschreiben darf, würde den Saldo des Amortisationskontos ungerechtfertigt\r\nerhöhen. Diese Regelung stellt eine erhebliche Hürde für potenzielle Investoren dar und\r\nbelastet die verbleibenden Kernnetzbetreiber unverhältnismäßig für eine Situation, die sie nicht\r\nzu verantworten haben. Sonderabschreibung auf das Amortisationskonto im Insolvenzfall durch\r\nStreichung von §28r Abs. 3 Sätze 8 und 9 EnWG-E auszuschließen. Dabei darf die Verlässlichkeit\r\ndes gesamten H2-Kernnetzes, welches für die Energiewende zentral ist, nicht beeinträchtigt\r\nwerden.\r\n4. Langfristige Rechtssicherheit der Finanzierungsparameter: Die Finanzierung des H2-Kernnetzes\r\nund der Markthochlauf werden bis zum Jahr 2055 verschiedene Phasen durchlaufen. Um\r\ndas Risiko politischer Änderungen für die Finanzierung des H2-Kernnetz zu mindern, sollte eine\r\nrechtssichere Verankerung über die gesetzliche Grundlage hinaus sichergestellt werden. Hierzu\r\nwäre z.B. ein öffentlich-rechtlicher Vertrag geeignet, für dessen Abschluss eine Ermächtigungsgrundlage\r\nin der EnWG-Novelle nötig ist.\r\nNeben der Finanzierung des H2-Kernnetzes wird in der dritten Novelle des EnWG für die Zukunft auch\r\neine gemeinsame Netzplanung für Erdgas und Wasserstoff eingeführt. Sie soll die Weiterentwicklung der\r\nH2-Infrastruktur über das Kernnetz hinaus sicherstellen. In diesem zweiten Schritt müssen auch die Gasverteilnetze\r\nmitgedacht werden. Es ist daher in der EnWG-Novelle sicherzustellen, dass die Transformationspläne\r\nder Gasverteilnetzbetreiber im Szenariorahmen des Wasserstoff-Netzausbaus berücksichtigt\r\nwerden.\r\nEs steht viel auf dem Spiel. Wir appellieren an den Deutschen Bundestag, die Kapitalmarktfähigkeit des\r\nFinanzierungsmodells für das H2-Kernnetz und die Weiterentwicklung der H2-Infrastruktur sicherzustellen\r\nund somit einen entscheidenden Schritt in Richtung einer erfolgreichen Energiewende zu gehen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/79/2a/303629/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180074.pdf","pdfPageCount":17,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Netze nutzen. Transformation vorantreiben.\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze des Bundesministeriums\r\nfür Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK)\r\nSTELLUNGNAHME, THÜGA Aktiengesellschaft | 11. April 2024\r\ngreift (vgl. Kapitel I, II sowie III, 1). Ob und in welchem Umfang etwa die Transformation der Wärmeversor-\r\ngung auch auf klimafreundlichen Brennstoffen wie Wasserstoff oder Biomethan fußen wird, muss ausgehend\r\nvon den vor Ort jeweils gegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung individuell\r\ngeklärt werden. Ausführungen, die diesem Prozess vorweggreifen, untergraben die kommunale Planungsau-\r\ntonomie und können volkswirtschaftliche Schäden anrichten. Entgegen der im Green Paper getroffenen Aus-\r\nsage (vgl. Kapitel I) ist ein massenhafter Umstieg heutiger Gaskunden auf andere Formen der Wärmeversor-\r\ngung keineswegs gewiss. Auch ist die Umstellung der bestehenden Gasverteilernetze auf Wasserstoff, Bio-\r\nmethan oder andere erneuerbare Gase technisch zumeist ohne aufwändige Modifikationen möglich, sodass\r\nheutigen Gaskunden eine langfristig tragfähige Versorgungsperspektive geboten werden kann. Mit dem Gas-\r\nnetzgebietstransformationsplan (GTP) haben viele Verteilernetzbetreiber ambitionierte Etappenziele ins\r\nAuge gefasst und sich zu einer zügigen Umstellung ihrer Netze bekannt. Ein neuer Ordnungsrahmen muss\r\ndie hierfür erforderliche Rechts-, Planungs- und Investitionssicherheit schaffen. Die Gasverteilernetzbetrei-\r\nber müssen damit rechtlich und regulatorisch dazu befähigt werden, den in der Gasbinnenmarktrichtlinie,\r\ndem Wärmeplanungsgesetz sowie dem Gebäudeenergiegesetz zum Ausdruck gebrachten Anforderungen\r\nRechnung zu tragen und durch die Transformation ihrer Netze die Transformation in Richtung Klimaneutra-\r\nlität voranzutreiben.\r\nTransformation vorantreiben.\r\nDie Gasverteilernetze stehen für eine sektorübergreifend sichere Energieversorgung. Sie decken den Gasbe-\r\ndarf in Industrie, Verkehr und Wärmemarkt und versorgen rund 70.000 Kraftwerke, die für die Strom - und\r\nWärmeerzeugung unmittelbar relevant sind. Die Transformation der Gasverteilernetze ist somit von syste-\r\nmischer Bedeutung und beeinflusst die Energie- und Wärmewende insgesamt. Ein neuer Ordnungsrahmen\r\nsollte die Vielfalt der vorhandenen Transformationsoptionen unvoreingenommen abbilden und den Vertei-\r\nlernetzbetreiber folglich die erforderliche Flexibilität zugestehen. Die Thüga begrüßt, dass das Bundeswirt-\r\nschaftsministerium mit dem Green Paper eine grundlegende Flexibilisierung der Anschlussregelungen vorge-\r\nschlagen hat und flächendeckende Rückbauverpflichtungen vermeiden möchte (vgl. Kapitel III, 2-3). Gleich-\r\nzeitig wirft die Flexibilisierung der Anschlussregelungen rechtliche und regulatorische Folgefragen auf, die\r\nzeitnah – spätestens jedoch mit der Überführung der Gasbinnenmarktrichtlinie in nationales Recht – geklärt\r\nwerden müssen. Gleiches gilt für die Finanzierung der Netztransformation. Während sich das Green Paper\r\nsowie mehrere von der Bundesnetzagentur (BNetzA) vorgelegte Eckpunktepapiere vor allem auf die Rück-\r\nstellungsbildung zwecks Stilllegung oder aber eine verkürzte Abschreibung der Gasverteilernetze konzentrie-\r\nren, ist die Finanzierung von Umstellungs- und Neubaumaßnahmen noch weitgehend ungeklärt. Um anfäng-\r\nlich hohe Umstellungskosten abzufedern und prohibitive Netzentgelte zu vermeiden, wurde mit Blick auf das\r\nWasserstoff-Kernnetz eine intertemporale Allokation der Kosten vorgeschlagen, was grundsätzlich auch für\r\ndie Anschubfinanzierung der Verteilernetztransformation geeignet wäre. In jedem Fall sollten finanzielle Un-\r\ngewissheiten bei der Festlegung von Erlösobergrenzen, der Bestimmung von Netzentgelten sowie den grund-\r\nlegenden Abschreibungsmodalitäten rasch ausgeräumt werden. Schließlich sollte die mit dem Gasnetzge-\r\nbietstransformationsplan bereits erfolgte Transformationsplanung bei gesetzlichen und untergesetzlichen\r\nNormen stärker berücksichtigt werden. Um kostspieligen und klimaschädlichen Fehlplanungen vorzubeugen,\r\nmüssen die Transformationspläne der Verteilernetzbetreiber Eingang in den Szenariorahmen der gemeinsa-\r\nmen Netzentwicklungsplanung (NEP) finden und auch bei der Systementwicklungsstrategie (SES) sowie bei\r\nder kommunalen Wärmeplanung umfassend berücksichtigt werden. Nur so kann eine gemeinsame Gesamt-\r\nplanung geschaffen werden, die die Transformation in Richtung Klimaneutralität ganzheitlich vorantreibt.\r\nZu den im Green Paper aufgeworfenen Fragen im Rahmen der Konsultation, finden sich nachfolgend unsere\r\nAntworten.\r\nAnsprechpartner\r\nJan-David F. Linke\r\nReferent Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1420\r\njan-david.linke@thuega.de\r\nFlorian Leber\r\nReferent Regulierung\r\nT: +49 89 38197 1296\r\nflorian.leber@thuega.de\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de\r\nAntworten auf die Fragen im Rahmen der öffentlichen Konsultation\r\nAllgemeines zur Zukunft der Erdgasverteilernetze im Zeitalter der Dekarbonisierung\r\n1. Wie lassen sich der Aufbau zukunftsträchtiger Netze für Wasserstoff bzw. Wärme mit der Umwidmung\r\nbzw. ggf. Stilllegung von Erdgasverteilernetzen optimal verknüpfen, so dass die Transformationskosten für\r\nalle Beteiligten minimiert werden?\r\nRund 1,8 Mio. Industrie-, Gewerbe- und Mittelstandskunden sowie mehr als 21 Mio. private Haushalte be-\r\nziehen ihr Gas gegenwärtig über das Nieder-, Mittel- und Hochdrucknetz der Gasverteilernetzbetreiber. Auf\r\nüber 550.000 Leitungskilometern versorgt das Verteilernetz rund 99 Prozent aller Gaskunden, die gasbasierte\r\nStromerzeugung und einen Großteil der Fernwärmeerzeugung. Mit einem Wiederbeschaffungswert von gut\r\n270 Mrd. Euro ist es ein strategisches Asset der Energiewende, das es bei der Transformation in Richtung\r\nKlimaneutralität umfassend zu nutzen gilt. Ob und in welchem Umfang die Transformation der Wärmever-\r\nsorgung auch auf klimafreundlichen Brennstoffen wie Wasserstoff oder Biomethan fußen wird, muss ausge-\r\nhend von den vor Ort jeweils gegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung indivi-\r\nduell geklärt werden. Auch hier sollte das Subsidiaritätsprinzip gelten.\r\nEin neuer Ordnungsrahmen sollte die Vielfalt der vorhandenen Transformationsoptionen unvoreingenom-\r\nmen abbilden. Die Gasverteilernetzbetreiber müssen damit rechtlich und regulatorisch dazu befähigt wer-\r\nden, den in der Gasbinnenmarktrichtlinie, dem Wärmeplanungsgesetz sowie dem Gebäudeenergiegesetz\r\nzum Ausdruck gebrachten Anforderungen Rechnung zu tragen und durch die Transformation ihrer Netze die\r\nTransformation in Richtung Klimaneutralität voranzutreiben. Die Thüga begrüßt, dass das Bundeswirtschafts-\r\nministerium mit dem Green Paper eine grundlegende Flexibilisierung der Anschlussregelungen vorgeschla-\r\ngen hat und flächendeckende Rückbauverpflichtungen vermeiden möchte (vgl. Kapitel III, 2-3). Gleichzeitig\r\nwirft die Flexibilisierung der Anschlussregelungen rechtliche und regulatorische Folgefragen auf, die zeitnah\r\n– spätestens jedoch mit der Überführung der Gasbinnenmarktrichtlinie in nationales Recht – geklärt werden\r\nmüssen. Gleiches gilt für die Finanzierung der Netztransformation. Während sich das Green Paper s owie\r\nmehrere von der Bundesnetzagentur vorgelegte Eckpunktepapiere vor allem auf die Rückstellungsbildung\r\nzwecks Stilllegung oder aber eine verkürzte Abschreibung der Gasverteilernetze konzentrieren, ist die Finan-\r\nzierung von Umstellungs- und Neubaumaßnahmen noch weitgehend ungeklärt. Um anfänglich hohe Umstel-\r\nlungskosten abzufedern und prohibitive Netzentgelte zu vermeiden, wurde mit Blick auf das Wasserstoff-\r\nKernnetz eine intertemporale Allokation der Kosten vorgeschlagen, was grundsätzlich auch für die Ans chub-\r\nfinanzierung der Verteilernetztransformation geeignet wäre. In jedem Fall sollten finanzielle Ungewissheiten\r\nbei der Festlegung von Erlösobergrenzen, der Bestimmung von Netzentgelten sowie den grundlegenden Ab-\r\nschreibungsmodalitäten rasch ausgeräumt werden. Schließlich sollte die mit dem Gasnetzgebietstransfor-\r\nmationsplan bereits erfolgte Transformationsplanung bei gesetzlichen und untergesetzlichen Normen stär-\r\nker berücksichtigt werden. Dabei muss allen Beteiligten klar sein, dass die einmal durchgeführte Stilllegung\r\neines Gasnetzes kostspielig und unumkehrbar ist bzw. eine Wiederinbetriebnahme nur unter sehr hohen\r\nKosten möglich wäre. Um kostspieligen und klimaschädlichen Fehlplanungen vorzubeugen, müssen die\r\nTransformationspläne der Verteilernetzbetreiber Eingang in den Szenariorahmen der gemeinsamen Netzent-\r\nwicklungsplanung finden und auch bei Systementwicklungsstrategie sowie bei der kommunalen Wärmepla-\r\nnung umfassend berücksichtigt werden. Nur so kann eine gemeinsame Gesamtplanung geschaffen werden,\r\ndie die Transformation in Richtung Klimaneutralität ganzheitlich vorantreibt.\r\n2. Welche Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gasverteilernetzen wer-\r\nden von betroffenen Stakeholdern als nötig erachtet und gibt es über die oben skizzierten Optionen weitere\r\nThemen, die bei der Anpassung des Ordnungsrahmens berücksichtigt werden müssen? Hinsichtlich welcher\r\nder vorgeschlagenen Regelungen bestehen Bedenken?\r\nEin neuer Ordnungsrahmen sollte die Vielfalt der vorhandenen Transformationsoptionen , insbesondere den\r\nDreiklang aus Umstellung, Stilllegung und Ergänzungsneubau, unvoreingenommen abbilden und die schluss-\r\nendliche Transformationsentscheidung dem jeweiligen Netzbetreiber sowie der lokal planungsverantwortli-\r\nchen Stelle überlassen. Hierzu ist den Verteilernetzbetreibern die nötige Flexibilität zuzugestehen, die auch\r\ndie Möglichkeit umfasst, Kundenanschlüsse von Erdgas auf klimafreundliche Alternativen (allen voran Was-\r\nserstoff) umzustellen. Folglich muss dem Verteilernetzbetreiber ein „Transformationsrecht“ eingeräumt wer-\r\nden. Für die Gasverteilernetzbetreiber ist Rechtssicherheit zwingend erforderlich. Zugleich müssen die Um-\r\nstellkosten in der Netzentgeltsystematik abgebildet werden. Hierzu sind bestehende Regelungen (u. a. Was-\r\nserstoffNEV) entsprechend anzupassen. Ferner ist ein Finanzierungsrahmen für die Umstellung erforderlich,\r\nda analog zum Wasserstoff-Kernnetz die Risiken für die Verteilernetzbetreiber deutlich höher ausfallen als\r\nim jetzigen Gasnetz. Als Beispiel für ein solches Risiko sei hier etwa der Vorbehalt genannt, nach dem der\r\nVerteilernetzbetreiber u. U. schadenersatzpflichtig wird, wenn der Kunde am Ende keinen Wasserstoff be-\r\nziehen kann. Um die anfänglich hohen Umstellungskosten abzufedern und prohibitive Netzentgelte zu ver-\r\nmeiden, wurde mit Blick auf das Wasserstoff-Kernnetz eine intertemporale Allokation der Kosten vorgeschla-\r\ngen, was grundsätzlich auch für die Anschubfinanzierung der Verteilernetztransformation geeignet wäre. Aus\r\nSicht der Thüga wäre ein Amortisationskonto mit einem höheren Selbstbehalt als beim Kernnetz denkbar,\r\nsofern auch der Eigenkapitalzins höher ausfallen würde.\r\n3. Wie wird die Zukunft der Gasverteilernetze eingeschätzt? Überwiegen die Chancen oder wird es künftig\r\nvorrangig um Stilllegung und Rückbau gehen?\r\nRund 1,8 Mio. Industrie-, Gewerbe- und Mittelstandskunden sowie mehr als 21 Mio. private Haushalte be-\r\nziehen ihr Gas gegenwärtig über das Nieder-, Mittel- und Hochdrucknetz der Gasverteilernetzbetreiber. Auf\r\nüber 550.000 Leitungskilometern versorgt das Verteilernetz rund 99 Prozent aller Gaskunden, die gasbasierte\r\nStromerzeugung und einen Großteil der Fernwärmeerzeugung. Mit einem Wiederbeschaffungswert von gut\r\n270 Mrd. Euro ist es ein strategisches Asset der Energiewende, das es bei der Transformation in Richtung\r\nKlimaneutralität umfassend zu nutzen gilt. Hierzu ist politisch eine grundlegende Offenheit zur Rolle von\r\nWasserstoff in der Systementwicklungsstrategie, den Langfristszenarien sowie der kommunalen Wärmepla-\r\nnung erforderlich. Steht Wasserstoff als Transformationsoption nicht zur Verfügung, könnten mit dem dann\r\nerforderlichen Strom- und Wärmenetzausbau neue Engpässe entstehen, die eine Erreichung der Klimaneut-\r\nralität bis 2045 unwahrscheinlich machen. Neben den Regelungen zur Stilllegung sind daher insbesondere\r\nRegelungen zur Finanzierung der Wasserstoffumstellung zu schaffen. Die hierbei anfallenden Kosten sollten\r\nnicht allein von Gasverteilernetzbetreibern getragen werden.\r\nOb und in welchem Umfang die Transformation der Wärmeversorgung schlussendlich auch auf klimafreund-\r\nlichen Brennstoffen wie Wasserstoff oder Biomethan fußen wird, muss ausgehend von den vor Ort jeweils\r\ngegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung individuell geklärt werden . Grund-\r\nsätzlich nimmt die Thüga jedoch eine hohe Bereitschaft vieler Kommunen wahr, Wasserstoff bei der Wärme-\r\nplanung zu berücksichtigen. Entgegen der im Green Paper getroffenen Aussage ist ein massenhafter Umstieg\r\nheutiger Gaskunden auf andere Formen der Wärmeversorgung zudem keineswegs gewiss. Neben Kommu-\r\nnen und privaten Haushalten sind auch viele der über das Gasverteilernetz versorgten Industrie-, Gewerbe-\r\nund Mittelstandskunden auf eine klimafreundliche Gasversorgung angewiesen. In manchen Produktionspro-\r\nzessen können nur mit erneuerbaren Gasen klimafreundlich die benötigten hohen Temperaturen erzeugt\r\nwerden. Im industriellen Kontext ist darüber hinaus die stoffliche Nutzung von Methan und Wasserstoff oft-\r\nmals alternativlos. Als klimafreundliche Alternative zu konventionellen Energieträgern kann Wasserstoff in\r\nallen Industriebereichen Verwendung finden. In der Stahlindustrie wird Wasserstoff vor allem als Schutzgas\r\nbei der Weiterverarbeitung von kaltgewalztem Stahl eingesetzt. Künftig soll er auch für die Primärstahlher-\r\nstellung verwendet werden, Kohle als Energieträger verdrängen und so die CO2-Bilanz des erzeugten Stahls\r\num mehr als 95 Prozent verbessern. Auch in der chemischen und petrochemischen Industrie ist Wasserstoff\r\nfür eine Vielzahl von Produktionsprozessen unverzichtbar. In der Lebensmittelindustrie wird er z.B. zur Fett-\r\nhärtung verwendet. Entsprechend kam auch eine Umfrage der Initiative H2vorOrt im Deutschen Verein des\r\nGas- und Wasserfaches e.V. (DVGW) zu dem Schluss, dass rund 70 Prozent von etwa 2.000 befragten Indust-\r\nrieunternehmen fest mit einem zukünftigen Einsatz von Wasserstoff in ihrem Unternehmen planen:\r\nAbbildung 1: Befragte RLM-Kunden nach Größenklasse. Quelle: Gasnetzgebietstransformationsplan. Ergeb-\r\nnisbericht 2023 [© DVGW, H2vorOrt]\r\nDie Umfrage zeigt ebenfalls, dass 90 Prozent von rund 1.000 befragten Kommunen auf Wasserstoff und kli-\r\nmaneutrale Gase setzen oder einen Einsatz für möglich halten. Nur fünf Prozent sehen derzeit keinen zukünf-\r\ntigen Einsatz klimaneutraler Gase:\r\nAbbildung 2: Anteil der Kommunen, die langfristig auf klimaneutrale Gase setzen. Quelle: Gasnetzgebiets-\r\ntransformationsplan. Ergebnisbericht 2023 [© DVGW, H2vorOrt]\r\nFerner verweisen wir auf unsere Antwort zu Frage 1.\r\n4. Welche Rolle können Gasverteilernetze beim Wasserstoffnetzaufbau spielen? Welche Rahmenbedingun-\r\ngen sollten gelten, damit Chancen der Wasserstoff-Wirtschaft durch Gasverteilernetzbetreiber genutzt\r\nwerden können?\r\nRund 1,8 Mio. Industrie-, Gewerbe- und Mittelstandskunden sowie mehr als 21 Mio. private Haushalte be-\r\nziehen ihr Gas gegenwärtig über das Nieder-, Mittel- und Hochdrucknetz der Gasverteilernetzbetreiber. Auf\r\nüber 550.000 Leitungskilometern versorgt das Verteilernetz rund 99 Prozent aller Gaskunden, die gasbasierte\r\nStromerzeugung und einen Großteil der Fernwärmeerzeugung. Mit einem Wiederbeschaffungswert von gut\r\n270 Mrd. Euro ist es ein strategisches Asset der Energiewende, das es bei der Transformation in Richtung\r\nKlimaneutralität umfassend zu nutzen gilt. Um die eingangs genannten Kundengruppen krisensicher und kli-\r\nmafreundlich mit Wasserstoff zu versorgen und nicht zuletzt auch die Transformation der Wärmeversorgung\r\nin den Kommunen voranzutreiben, sind die Gasverteilernetze unverzichtbar. Sie verbinden Angebot und\r\nNachfrage, Erzeugung und Verbrauch und sichern mit ihrer Speicherkapazität zugleich sektorübergreifend\r\ndie Energieversorgung. Die Gasverteilernetze werden daher eine entscheidende Rolle beim Wasserstoffnetz-\r\nausbau spielen und das Rückgrat des Wasserstoff-Verteilernetzes bilden. Mit dem Gasnetzgebietstransfor-\r\nmationsplan haben viele Verteilernetzbetreiber ambitionierte Etappenziele ins Auge gefasst, ihren Netzum-\r\nbau mit den Kundenbedarfen synchronisiert und sich zu einer zügigen Umstellung ihrer Netze bekannt.\r\nZu den Rahmenbedingungen verweisen wir auf unsere Antwort zu Frage 2.\r\n5. Welcher Bedarf an Umstellungen auf Wasserstoff-Verteilernetze wird gesehen? Mit welchen Umstel-\r\nlungskosten ist zu rechnen? Welche Bedingungen müssen für einen wirtschaftlichen Betrieb von Wasser-\r\nstoff-Verteilernetzen erfüllt sein? Welche Geschäftsmodelle sind vorstellbar oder schon konkret geplant,\r\num Umstellung und Bau von Wasserstoff-Verteilernetzen in welchen Abnehmergruppen und Druckebenen\r\nwirtschaftlich rentabel zu machen? Welche Herausforderungen bestehen in der Transformationsphase?\r\nWelche zeitliche Dimension wird als realistisch angesehen bzw. ab welchem Zeitpunkt wird eine Umstel-\r\nlung attraktiv sein?\r\nWelcher Umstellungsbedarf auf Wasserstoff-Verteilernetze in Deutschland veranschlagt werden kann, hängt\r\nvon verschiedenen Grundannahmen ab. Wird der Einsatz von Wasserstoff etwa durch politische Vorgaben\r\nbeschränkt, fällt schon die grundsätzliche Wasserstoffnachfrage naturgemäß geringer aus. 2020 hat die Bun-\r\ndesregierung mit der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) erstmals eine ganzheitliche Strategie zu den\r\nZielen der nationalen Wasserstoffpolitik vorgestellt. 2023 wurde diese Strategie fortgeschrieben und der\r\ndeutsche Wasserstoffbedarf 2030 auf 95 bis 130 Terawattstunden beziffert. Kommt Wasserstoff, wie in ver-\r\nschiedenen Bundesgesetzen grundsätzlich vorgesehen, auch dezentral in der Gebäudewärme zum Einsatz,\r\nwird die Wasserstoffnachfrage vermutlich weiter steigen.\r\nDie Umstellungskosten folgen grundsätzlich den politisch mitgestalteten Rahmenbedingungen. Ausschlagge-\r\nbend dürften dabei neben dem rechtlichen und regulatorischen Rahmen auch allgemeinere Erwägungen zur\r\nVersorgungssicherheit, zu den sektorspezifischen Klimazielen sowie zur Wirtschaftlichkeit von Wasserstoff\r\nals Energieträger sein. Angebot und Nachfrage stehen hierbei in einem Wechselverhältnis und können durch\r\npolitische Maßnahmen situativ und strukturell beeinflusst werden. Jeder Kostenprognose haften daher ge-\r\nwisse Unsicherheiten an. In ihrer Studie zu Verfügbarkeit und Kostenvergleich von Wasserstoff haben füh-\r\nrende Experten von Frontier Economics eine lang- und mittelfristige Kostenentwicklung hin zu 70 Euro pro\r\nMegawattstunde Wasserstoff errechnet, was in etwa dem Haushaltskundenpreis für Erdgas im Jahr 2020\r\nentspricht. Neuere Prognosen, die sich dezidiert mit Wasserstoff in der Wärmeversorgung befassen, bezif-\r\nfern die Haushaltskundenpreise für Wasserstoff 2035 auf etwa 12 Cent pro Kilowattstunde. Damit lägen die\r\nKosten je Kilowattstunde unterhalb der 2022 von der Bundesregierung geschaffenen Gaspreisbremse. Wei-\r\ntere Kostenreduktionen sind nicht unwahrscheinlich: steigt der Reifegrad der zur Wasserstoffgewinnung ge-\r\nnutzten Technologien, sinken die Kosten auf Seite der Endkunden. Hier können sicherlich Parallelen zum\r\nAusbau der erneuerbaren Energien in den letzten 25 Jahren gezogen werden.\r\nDie Wirtschaftlichkeit des Betriebs von Wasserstoff-Verteilernetzen wird überdies auch davon abhängen, wie\r\nambitioniert die Kommune mit dem Energieträger Wasserstoff plant. Wenn etwa durch die Versorgung von\r\nIndustrie- und Gewerbekunden, lokalen Kraftwerken (auch Kraft-Wärme-Kopplung/KWK) sowie Quartieren\r\neine hinreichend große Nutzerbasis geschaffen wird, können hinsichtlich des Vertriebs von Wasserstoff so-\r\nwie der Netzkosten Kostensenkungen und Effizienzgewinne erzielt werden. Dieser Effekt verstärkt sich durch\r\nZusammenarbeit der Netzbetreiber (vgl. unsere Antwort zu Frage 6). Für eine entsprechend effiziente und\r\nsichere Planung ist es daher von zentraler Bedeutung, dass die planungsverantwortlichen Stellen eine voll-\r\nständige Wärmeplanung durchführen und die Option Wasserstoff nicht im verkürzten Verfahren von Vorne-\r\nherein ausschließen (vgl. hierzu unsere Empfehlung zur Überführung des Wärmeplanungsgesetzes in Landes-\r\nrecht). Andernfalls können keine Wasserstoffnetzausbaugebiete ausgewiesen werden. Dies hätte insbeson-\r\ndere mit Blick auf lokale Industrie- und Gewerbekunden schwerwiegende Folgen und könnte im schlechtes-\r\nten Fall Produktionsschließungen oder Abwanderungen nach sich ziehen. Insofern sollte die lokale und regi-\r\nonale Wasserstoffnetzplanung nicht rein aus der Sicht des häuslichen Wärmemarktes verstanden werden,\r\nsondern vielmehr auch als eine Industrieversorgungs- und Stromsicherungsstrategie.\r\nOb und in welchem Umfang die Transformation der Wärmeversorgung schlussendlich auch auf klimafreund-\r\nlichen Brennstoffen wie Wasserstoff oder Biomethan fußen wird, muss jedenfalls ausgehend von den vor Ort\r\njeweils gegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung individuell geklärt werden\r\n(siehe unsere Antworten auf die Fragen 1 und 3). Die Umstellung der bestehenden Gasverteilernetze auf\r\nWasserstoff, Biomethan oder andere erneuerbare Gase ist technisch grundsätzlich ohne aufwändige Modi-\r\nfikationen möglich, sodass heutigen Gaskunden eine langfristig tragfähige Versorgungsperspektive geboten\r\nwerden kann. So geht etwa eine aktuelle Studie des DVGW davon aus, dass die Umstellungskosten für das\r\ngesamte deutsche Gasverteilernetz eine zusätzliche Investitionssumme von 4 Mrd. Euro nicht überschreiten\r\nwerden. Die Zusammensetzung der Gesamtinvestitionskosten verdeutlicht, dass im Bereich der Rohrleitun-\r\ngen und Hausanschluss-Bauteile die höchsten Kosten im Rahmen der regulären Erneuerung zu erwarten sind.\r\nDie außerplanmäßige Erneuerung zur Erhöhung der H₂-Readiness macht hingegen nur einen geringen Anteil\r\nan den Gesamtinvestitionskosten aus (11 %). Dies unterstreicht, dass bereits ein Großteil der Assets der deut-\r\nschen Gasinfrastruktur für Wasserstoff geeignet sind. Anpassungsbedarf besteht insbesondere im Bereich\r\nder Messtechnik. Hervorzuheben ist, dass Teile der nicht für Wasserstoff geeigneten Assets bereits im Rah-\r\nmen der regulären Erneuerung ersetzt werden. Im Vergleich zur ausschließlich regulären Erneuerung des\r\nGasverteilernetzes (Benchmark) unter Berücksichtigung der bis zum Jahr 2045 rückläufigen Netzlängenent-\r\nwicklung und einem Rückgang der Anzahl an Hausanschlüssen ergeben sich für die Transformation Wasser-\r\nstoff-Mehrkosten in Höhe von 4 Mrd. Euro.\r\nAbbildung 3: Zusammensetzung der Gesamtinvestitionskosten bis 2045 inkl. außerplanmäßiger Erneuerun-\r\ngen zur Erhöhung der H₂-Readiness. Quelle: DBI (2024): H₂-ready und klimaneutral bis 2045. Kosten und Auf-\r\nwand für die H₂-Umrüstung der dt. Gasnetze. Update 2024.\r\nAbbildung 4: Im Vergleich zur ausschließlich regulären Erneuerung des Gasverteilernetzes (Benchmark) erge-\r\nben sich für die Transformation H₂-Mehrkosten in Höhe von 4 Mrd. €. Quelle: DBI (2024): H₂-ready und klima-\r\nneutral bis 2045. Kosten und Aufwand für die H₂-Umrüstung der dt. Gasnetze. Update 2024.\r\nVor Ort hängen die jeweils konkret anfallenden Umstellungskosten von den lokalen Gegebenheiten ab, ins-\r\nbesondere von Alter und Material der bestehenden Gasleitungen sowie der vorliegenden Dokumentation.\r\nSie liegen in jedem Fall weit unterhalb der Kosten des Neubaus einer Wasserstoffleitung. Die strengen An-\r\nforderungen hinsichtlich des Nachweises der Wasserstofftauglichkeit eines Netzes sollten daraufhin geprüft\r\nwerden, was sicherheitstechnisch wirklich notwendig ist, damit nicht möglicherweise unnötige Bürokratie-\r\nkosten die Wasserstoffumstellung künstlich verteuern.\r\n6. Welche Voraussetzungen müssen erfüllt sein, damit das Verknüpfen von über-regionalem Wasserstoff-\r\nTransportnetz und Wasserstoff-Verteilernetzen reibungslos funktioniert? Im Jahr 2032 soll das Wasser-\r\nstoff-Kernnetz errichtet sein: Für wann, in welchem Umfang und mit welcher Zielrichtung wird die Umstel-\r\nlung der Gasverteilernetze auf Wasserstoff erwartet? Welche logistischen Herausforderungen sehen Sie\r\ndabei?\r\nDer schnelle Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft erfordert zwingend eine leitungsgebundene Versorgungs-\r\ninfrastruktur. Dieser Umstand wurde politisch erkannt und vom Gesetzgeber durch eine Überarbeitung des\r\nEnergiewirtschaftsgesetzes adressiert. Parallel zum Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes soll nun mit der drit-\r\nten EnWG-Novelle die Grundlage für eine gemeinsame Netzentwicklungsplanung von Gas und Wasserstoff\r\ngeschaffen und der Ausbau der Wasserstoff-Infrastruktur verstetigt werden. Die Thüga begrüßt das hierin\r\nzum Ausdruck gebrachte Bewusstsein um die Wichtigkeit der Gasnetztransformation und teilt das Anliegen,\r\nden Ausbau der Wasserstoff-Infrastruktur durch ein reguläres Planungsverfahren zu regeln. Um ein harmo-\r\nnisches Ineinandergreifen der verschiedenen Netzebenen zu ermöglichen und dem von der Bundesregierung\r\nartikulierten Auftrag einer deutschlandweiten Wasserstoffversorgung nachzukommen, sollten die Transfor-\r\nmationspläne der Gasverteilernetzbetreiber bereits frühzeitig Eingang in die Netzentwicklungsplanung fin-\r\nden. Eine frühzeitige Berücksichtigung der Transformationspläne ist schon deshalb zwingend geboten, da\r\nauch auf europäischer Ebene die Beteiligung der Verteilernetzbetreiber an den jeweils national zu erarbei-\r\ntenden Netzentwicklungs-Szenarien vorgesehen ist (vgl. Art. 51 und 52 der Gas-Direktive) und nicht zuletzt\r\nauch zwei Bundesgesetze die Umstellung der Gasverteilernetze als wichtige Transformationsoption vorhal-\r\nten (vgl. etwa § 71 Gebäudeenergiegesetz sowie § 28 Wärmeplanungsgesetz).\r\nMit dem Gasnetzgebietstransformationsplan haben die Gasverteilernetze bereits vorgelegt und die Grund-\r\nlage für eine gelingende Energiewende geschaffen. Diesen Umstand gilt es zu nutzen. Um kostspieligen Fehl-\r\nplanungen vorzubeugen, sollten die Verteilernetzbetreiber zudem in alle relevanten Arbeitsgruppen zur Sys-\r\ntementwicklungsstrategie integriert werden. Nur so kann eine gemeinsame Netzentwicklungsplanung ge-\r\nwährleistet und die Systemtransformation ganzheitliche vorangetrieben werden. Des Weiteren verweisen\r\nwir auf unsere Antworten zu den Fragen 1-4, auf unsere Stellungnahme zum Entwurf des gemeinsamen An-\r\ntrags für das Wasserstoff-Kernnetz der Fernleitungsnetzbetreiber sowie auf unsere Stellungnahme zum Zwi-\r\nschenbericht der Systementwicklungsstrategie.\r\n7. Welche Voraussetzungen sind aus Sicht der Kommunen einerseits und der Verteilernetzbetreiber and-\r\nrerseits für einen langfristig wirtschaftlichen Wasserstoff-Verteilernetzbetrieb erforderlich?\r\nHierzu verweisen wir auf unsere Antwort zu Frage 5.\r\nWärmeplanung, Gebäudeenergiegesetz und Umsetzung des EU-Gas-/Wasserstoff-\r\nBinnenmarktpakets, Akteure und Verantwortlichkeiten, Zeitplan\r\n8. Von welchen verfügbaren Mengen und welchem Preisniveau ist bei der Umstellung von Gasnetzen auf\r\nBiomethan bzw. synthetisches Methan im Zeitverlauf auszugehen und in welchem Umfang kann damit\r\nErdgas in den Verteilernetzen substituiert werden?\r\nErneuerbare Gase – allen voran Biomethan und Wasserstoff – sind für das Gelingen der Energiewende un-\r\nverzichtbar und spielen bei der Transformation in Richtung Klimaneutralität eine zentrale Rolle. Ihr Hochlauf\r\nund die damit verbundene Umstellung der Gasinfrastruktur haben unlängst Eingang in die politische Debatte\r\ngefunden und sich in gleich mehreren Gesetzen niedergeschlagen. Mit der Einführung einer Grüngas -Quote\r\nsteht indes ein weiteres Vorhaben im Raum, das die Bedeutung erneuerbarer Gase stärken und die Umstel-\r\nlung der Gasinfrastruktur weiter beschleunigen könnte. Auf über 550.000 Leitungskilometern versorgt das\r\nGasverteilernetz rund 1,8 Mio. Industrie-, Gewerbe- und Mittelstandskunden, mehr als 21 Mio. private Haus-\r\nhalte sowie einen Großteil der gasbasierten Strom- und Fernwärmeerzeugung. Die Gasverteilernetzbetreiber\r\nhaben sich daher aktiv in den Transformationsprozess eingebracht und mit dem Gasnetzgebietstransforma-\r\ntionsplan ambitionierte Etappenziele zur Umstellung ihrer Netze formuliert. Um neben der Netzumstellung\r\nauch den Hochlauf erneuerbarer Gase voranzutreiben, muss zugleich aber auch die Rolle erneuerbarer Gase\r\nstrukturell gestärkt und insbesondere die Nutzung von Biomethan umfassend ausgeweitet werden.\r\nAllein in Deutschland sind gegenwärtig rund 10.000 Biogasanlagen in Betrieb. Über 70 Prozent dieser Anlagen\r\nsind technisch für den Anschluss an das Gasverteilernetz geeignet und könnten zeitnah mit der Einspeisung\r\nvon Biomethan beginnen. Die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan und dessen Einspeisung in das Gasver-\r\nteilernetz wird jedoch durch die vorrangige Nutzung von Biogas für die Stromerzeugung erschwert. Die Sta-\r\nbilität der Stromversorgung sollte aber nicht durch eine fortlaufende Verstromung von Biogas, sondern durch\r\nden Bau und Betrieb flexibler Gas- und Wasserstoffkraftwerke gewährleistet werden. In anderen Sektoren\r\nkann zu Biomethan aufbereitetes Biogas hingegen einen entscheidenden Beitrag zur Transformation leisten.\r\nGerade im Wärmemarkt ist Biomethan bis zur flächendeckenden Verfügbarkeit von Wasserstoff als klima-\r\nneutrale Alternative zu Erdgas unverzichtbar.\r\nPraxis und Potenzial stehen bei der Regulierung von Biomethan in einem Missverhältnis. Um den Hochlauf\r\nvon Biomethan weiter anzureizen, sollte die Refinanzierung der Anschlusskosten beschleunigt und die Ab-\r\nschreibungsdauer auf fünf Jahre verkürzt werden. Regulatorische Anpassungen sollten der finanziellen Leis-\r\ntungsfähigkeit der Netzbetreiber Rechnung tragen und den auch in anderen Energieinfrastrukturbereichen\r\nanfallenden Investitionsbedarf berücksichtigen. Der auf Netzbetreiberseite für den Ansch luss einer Anlage\r\ninsgesamt anfallende Aufwand sollte volkswirtschaftlich vertretbar und energiewirtschaftlich verhältnismä-\r\nßig sein. Betreiber von Anlagen, deren volks- und energiewirtschaftlicher Nutzen für gering erachtet werden\r\nkann, sollten mit bis zu 90 Prozent an Netzanschlusskosten beteiligt werden können (ggf. flankiert durch\r\nstaatliche Investitionszuschüsse). Die Modernisierung der Anschlussregelungen würde die Netzentgelte be-\r\ngrenzen, so die Kosten auf Endverbraucherseite eindämmen und der Netztransformation die nötige Flexibi-\r\nlität verleihen. Modernere Anschlussregelungen sind schon deshalb zwingend erforderlich, da sie energie-\r\nwirtschaftliche Handlungsspielräume sichern und der bevorstehenden Netztransformation größere Rechts-\r\nsicherheit verleihen würden. Vor diesem Hintergrund begrüßt die Thüga, dass das Bundeswirtschaftsminis-\r\nterium mit dem Green Paper eine grundlegende Flexibilisierung der Anschlussregelungen vorgeschlagen hat\r\n(vgl. Kapitel III, 2).\r\nUm die Nutzung von Biomethan möglichst kostengünstig auszuweiten, sollten kleinere, aber benachbarte\r\nBiogasanlagen ferner über Sammelleitungen zu sinnvollen Größen gebündelt und mit einer gemeinsamen\r\nAufbereitungsanlage ausgestattet werden (bspw. > 350m3/h). Die hierbei anfallenden Kosten sollten die An-\r\nlagenbetreiber übernehmen. Die Ausweisung von Biomethan-Vorranggebieten könnte Erzeugern, Netzbe-\r\ntreibern und Endkunden Planungssicherheit verschaffen, ohne dabei andernorts die Netzumstellung auf\r\nWasserstoff zu gefährden.\r\n9. Wie sollten Artikel 56 und Artikel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt werden, sodass die dort\r\nangelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur Stilllegung von Erdgasverteiler-\r\nnetzen sinnvoll mit Wärmeplänen und verbindlichen Fahrplänen nach § 71k GEG verzahnt sind?\r\nBei der Überführung der Artikel 56 und Artikel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie in deutsches Recht ist\r\ndarauf zu achten, dass die Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur Stilllegung von Erd-\r\ngasverteilernetzen integriert und von den existierenden Gasverteilernetzbetreibern durchgeführt werden.\r\nEine separate Planung ist nicht sinnvoll und schafft zusätzliche Bürokratie. Entsprechend sollte die Bundes-\r\nregierung von der in Artikel 57 genannten Möglichkeit einer integrierten Planung Gebrauch machen. Insbe-\r\nsondere ist darauf zu achten, dass diese neu geschaffenen Regelungen im Energiewirtschaftsgesetz sinnvoll\r\nmit den Regelungen nach § 71k Gebäudeenergiegesetz verzahnt werden. Hierbei gilt es nicht nur die Fristen\r\nzu harmonisieren, sondern den bürokratischen Aufwand für Gasverteilernetzbetreiber sowie für Genehmi-\r\ngungsprozesse so gering wie möglich zu halten. Im Idealfall erfolgt die Transformationsplanung der Gasver-\r\nteilernetze nach dem oben skizzierten Dreiklang (Umnutzung, Stilllegung, Wasserstoffnetz-Ergänzungsneu-\r\nbau) in einem klar definierten und in der Praxis auch umsetzbaren rechtlichen Prozess bzw. Leitfaden. Dies\r\nbedeutet etwa, dass die Regelungen zur Ausweisung von Wasserstoffnetzausbaugebieten nach dem Wärme-\r\nplanungsgesetz und Gebäudeenergiegesetz sauber mit den Plänen zur Entwicklung der Wasserstoffverteiler-\r\nnetze im Energiewirtschaftsgesetz und etwaigen Regelungen in weiteren Gesetzen oder Verordnungen syn-\r\nchronisiert werden. Im Idealfall sollte der Genehmigungsprozess in einem singulären Schritt erfolgen. Der\r\nBundesgesetzgeber und die Bundesnetzagentur sollten keine restriktiven Regelungen schaffen, die über das\r\nunionsrechtlich erforderliche Minimum hinausgehen. Andernfalls droht eine Verzögerung der Energiewende\r\nund ein Vertrauensverlust auf Energieversorger- und Endabnehmerseite\r\n10. Wie sollten Artikel 56 und Artikel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt werden, sodass die\r\ndort angelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur Stilllegung von Erdgasvertei-\r\nlernetzen sinnvoll mit dem Netzentwicklungsplan Gas und der Systementwicklungsstrategie verzahnt sind?\r\nBei der Überführung der Artikel 56 und Artikel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie in das Energiewirtschafts-\r\ngesetz ist darauf zu achten, dass die geforderten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und\r\nzur Stilllegung von Erdgasverteilernetzen eng mit dem Prozess zur integrierten Netzentwicklungsplanung ver-\r\nzahnt werden. Am einfachsten lässt sich dies umsetzen, indem die Verteilernetzplanungen zwingend im Sze-\r\nnariorahmen für die Netzentwicklungsplanung zu berücksichtigen sind. Hierfür verweisen wir auf unsere\r\nEmpfehlung zur Dritten Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes. Auch die in Artikel 56 und Artikel 57 der EU-\r\nGasbinnenmarktrichtlinie enthaltene Möglichkeit zur Durchführung von Regionalnetzplanungen sollte sich in\r\nbundesgesetzlichen Regelungen wiederfinden.\r\nFerner verweisen wir auf unsere Antworten zu den Fragen 6 und 9.\r\nAnschlussverpflichtungen/Stilllegungspläne\r\n11. Ab welchem Jahr (2030, 2035, 2040, …?) ist damit zu rechnen, dass es vermehrt zu Anschlussverweige-\r\nrungen und Anschlusskündigungen in Gasverteilernetzen kommen könnte?\r\nOb und in welchem Umfang die Transformation der Wärmeversorgung schlussendlich auch auf klimafreund-\r\nlichen Brennstoffen wie Wasserstoff oder Biomethan fußen wird, muss ausgehend von den vor Ort jeweils\r\ngegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung individuell geklärt werden. Derzeit\r\nsind bei den Thüga-Gasnetzbetreibern jedoch keine Tendenzen erkennbar, dass Kunden ihre Netzanschlüsse\r\nin absehbarer Zeit kündigen wollen. Daher ist die Frage nach Anschlusskündigungen aktuell nicht belastbar\r\nzu beantworten.\r\nAnschlussverweigerungen durch den Netzbetreiber machen nur Sinn, wenn verschiedene Voraussetzungen\r\nzutreffen. Sofern eine Kundennachfrage nach Gas in dem Gebiet vorliegt, besteht unter dem aktuellen Ord-\r\nnungsrahmen für Gasnetzbetreiber keine Möglichkeit zur Stilllegung des Gasnetzes bzw. zur Kündigung von\r\nKunden. Eine Stilllegung bzw. Kündigung von Kunden kann für den Gasnetzbetreiber sinnvoll sein, wenn ein-\r\nzelne oder mehrere der folgenden Voraussetzungen gegeben sind, darunter:\r\n- Ein Anschluss- und Benutzungszwang der Fernwärme ist im Gasnetzgebiet vorhanden;\r\n- Eine hohe bis sehr hohe Wechselrate zur Fernwärme ist realistisch;\r\n- Es besteht langfristig keine Gasnachfrage von Kunden (z. B. aufgrund von Temperaturanforderungen\r\nder Kunden):\r\n- Erneuerbare Gase stehen perspektivisch vor Ort nicht zur Verfügung;\r\n- Der Gasabsatz wird langfristig im Versorgungsgebiet drastisch sinken bzw. die Netzentgelte werden\r\nunverhältnismäßig steigen;\r\n- Vorhandene Pläne sehen keinen Weiterbetrieb des Gasnetzes vor (z. B. Kommunaler Wärmeplan,\r\nGasnetzgebietstransformationsplan);\r\n- Investitionen in das Gasnetz sind kurz- und mittelfristig (z.B. innerhalb der nächsten 5 Jahre) notwen-\r\ndig (z. B. Erneuerungsbedarf besteht);\r\n- Der wirtschaftliche Betrieb des Gasnetzbetriebs ist nicht gegeben, d. h. es kann keine angemessene\r\nRendite auf das im Gasnetz gebundene Kapital erwirtschaftet werden.\r\n- Die Kosten der Stilllegung sind zumutbar und werden mit angemessener Rendite regulatorisch aner-\r\nkannt;\r\n- Die Akzeptanz für das Gasnetz ist seitens der Stakeholder nicht gegeben.\r\n12. Welchen zeitlichen Vorlaufs/Verfahrens bedürfen Anschlusskündigungen, um insbesondere den Netz-\r\nanschlusskunden und Lieferanten eine angemessene Vorbereitungszeit zu geben?\r\nAnschlusskündigungen sollten erst dann erfolgen, wenn eine gesicherte alternative Energieversorgung ge-\r\nwährleistet werden kann. Zeitlich hat dies mit ausreichend Vorlauf zu erfolgen, da gewerbliche und private\r\nAnlagenbesitzer ihre Anlagen umstellen müssen. Für den Lieferanten besteht durch eine Anschlusskündigung\r\ndas Risiko einer ungeplanten Long-Position. Für Privatkunden sollte deshalb ein Vorlauf mindestens drei\r\nJahre umfassen. Es kann damit auch vermieden werden, dass unter Berücksichtigung der Kampagnenphase\r\nfür Privatkunden noch Lieferverträge abgeschlossen werden, die in die Phase der Anschlusskündigung hin-\r\neinreichen. Für Industriekunden (produzierendes Gewerbe) sollte ein Vorlauf mindestens fünf Jahre umfas-\r\nsen, da mehrjährige Lieferverträge mit deutlichem zeitlichem Vorlauf abgeschlossen werden und Industrie-\r\nkunden ihre Produktionsprozesse umplanen und umbauen müssen.\r\n13. Was ist ein realistischer Zeitraum für einen Stilllegungspfad im Rahmen eines Stilllegungsplans? Von\r\nwelchen Faktoren hängt die Länge eines Stilllegungspfades ab?\r\nEin realistischer Zeitplan für die Transformation des Gasnetzes, ebenso wie für etwaige Stilllegungen wird im\r\nRahmen der jeweiligen Gasnetzgebietstransformationspläne entwickelt werden. Ein konkreter Zeitraum lässt\r\nsich nicht nennen, da jedes Netz individuell zu betrachten ist. Ein Stilllegungspfad wird sicherlich über meh-\r\nrere Jahre vorgetragen werden müssen. Die Transformation eines Netzes auf Wasserstoff muss dabei in ver-\r\nschiedenen Abschnitten erfolgen. Hierzu wird das Netz in Umstellzonen eingeteilt, die dann in kurzen Zeit-\r\nabschnitten (Tagen-Wochen) jeweils umgestellt werden.\r\n14. In einigen Fällen müssen bei einer Stilllegung oder der Kündigung des Gasnetz-anschlusses bestehende\r\nGasversorgungsverträge beendet werden. Sind für diese Fälle gesonderte Regelungen für eine Kündigung\r\ndieser Verträge erforderlich oder reichen die, ggf. nach dem Zivilrecht, bestehenden rechtlichen Möglich-\r\nkeiten aus? Welche Vorlaufzeiten sind für die Vertragsbeendigungen notwendig? Welche Mindestvertrags-\r\nlaufzeiten und Kündigungsfristen sind gebräuchlich in Gasversorgungsverträgen?\r\nIm Massenkundenbereich sind die Grundlaufzeiten der Gaslieferungsverträge AGB-rechtlich auf 24 Monate\r\nbeschränkt. Eine ordentliche Kündigung ist dann frühestens zum Ablauf der Grundlaufzeit möglich. Nach Ab-\r\nlauf dieser Grundlaufzeit verlängert sich der Vertrag auf unbestimmte Zeit und kann binnen Monatsfrist ge-\r\nkündigt werden. In Altverträgen (Vertragsschluss vor dem 1.3.2022) findet man noch Vertragsverlängerun-\r\ngen von zwölf Monaten nach Ablauf der Grundlaufzeit vor. Eine ordentliche Kündigung ist in diesem F all nur\r\nzum Ablauf des jeweiligen Verlängerungszeitraums möglich. In der Regel enthalten Gaslieferungsverträge\r\nkeine Klauseln, die es ermöglichen würden, sich bei Kündigung des Netzanschlussvertrags, durch außeror-\r\ndentliche Kündigung vom Vertrag zu lösen. Es verbleibt damit im Grundsatz bei der ordentlichen Kündigungs-\r\nmöglichkeit, die jedoch abhängig von der vereinbarten Vertragslaufzeit ist. Der Lieferant dürfte jedoch die\r\nMöglichkeit haben, sich auf sein Leistungsverweigerungsrecht nach § 275 Abs. 1 BGB zu berufen, da es ihm\r\nunmöglich ist, den Kunden weiter zu beliefern. Für den Kunden entfällt im Gegenzug die Zahlungspflicht (§\r\n326 Abs. 1 BGB). Diese gesetzlichen Rahmenbedingungen haben jedoch den erheblichen Nachteil, dass der\r\nKunde ggf. Schadensersatzansprüche wegen Unmöglichkeit geltend machen kann. Daher wäre – um Streitig-\r\nkeiten zu minimieren – eine klare gesetzliche Regelung (z.B. in § 41 EnWG) für diesen Fall zu befürworten. In\r\nBetracht käme die Einräumung eines Sonderkündigungsrechts des Lieferanten.\r\nIm Individualkundenbereich ist eine Aussage zu den typischen Vertragslaufzeiten nicht möglich. Diese rei-\r\nchen von einem Jahr bis zu mehreren Jahren. Längere Vertragslaufzeiten werden angesichts der Ukraine-\r\nKrise und des aktuellen Marktpreisniveaus wieder vermehrt von den Kunden nachgefragt. In unseren Mus-\r\nter-AGBs findet sich eine Klausel, die eine Befreiung von der Leistungspflicht vorsieht, soweit mit dem zu-\r\nständigen Netzbetreiber kein wirksamer Netzanschlussvertrag/Netzanschlussnutzungsvertrag abgeschlos-\r\nsen ist. Allerdings besteht auch hier die Gefahr der Geltendmachung von Schadenersatzansprüchen der Kun-\r\nden, die im Individualkundenbereich entsprechend hoch ausfallen könnten. Der Wegfall der Lieferpflicht\r\nsollte daher auch im Individualkundenbereich gesetzlich geregelt werden.\r\n15. Wie könnte aus Ihrer Sicht eine Konsultation/Information der betroffenen Netznutzer und anderer Be-\r\ntroffener im Vorfeld einer Stilllegung, Anschlussverweigerung und/oder Sonderkündigung aussehen?\r\nEs sollten allgemeine gesetzliche Rahmenbedingungen definiert werden, die den Verteilernetzbetreiber zur\r\nStilllegung oder Anschlussverweigerung berechtigen. Grundsätzlich muss dabei sichergestellt werden, dass\r\ndie Information allen Lieferanten verfügbar und zugänglich ist. Notwendig ist darüber hinaus, dass neben\r\nden Gasnetzbetreibern auch die betroffenen Netznutzer und andere Betroffene bei der kommunalen Wär-\r\nmeplanung einbezogen werden. Insbesondere die Bedürfnisse von Industrie und Gewerbe müssen in Erfah-\r\nrung gebracht und zukünftige Versorgungsalternativen transparent kommuniziert werden. Es ist darzustel-\r\nlen, wie genau die Energie- bzw. Wärmeversorgung sowie die im industriellen Kontext oftmals unverzicht-\r\nbare thermische oder aber stoffliche Gasnutzung auch ohne einen Gasnetzanschluss sichergestellt werden\r\nund eine technische Umrüstung erfolgen kann.\r\n16. Ist ein Rückbau einzelner Netzanschlüsse – beispielsweise aus Sicherheitsgründen – erforderlich oder\r\nreicht in der Regel die Trennung bzw. Stilllegung des Anschlusses? Müsste der Anschluss bei einer Trennung\r\nbzw. Stilllegung weiterhin regelmäßig gewartet werden? Mit welchen Kosten wäre jeweils (Rückbau vs.\r\nTrennung/Stilllegung) zu rechnen?\r\nIn der Regel reicht die Stilllegung bzw. Trennung eines Netzanschlusses ohne technischen Rückbau des An-\r\nschlusses aus. Die Stilllegung bzw. Trennung beinhaltet die dauerhafte Unterbrechung des Netzanschlusses\r\nim Gebäude des Gebäudeeigentümers. Die Netzanschlussleitung wird physisch an der Hauseinführung ent-\r\nweder im Haus-Innenbereich oder im Außenbereich getrennt und sicher verschlossen, Messeinrichtungen\r\nund Anlagenteile im Eigentum des Netzbetreibers werden ausgebaut. Die Netzanschlussleitung wird nicht\r\nentfernt. Eine regelmäßige Wartung des Anschlusses wird in der Regel als nicht erforderlich erachtet, gleich-\r\nwohl ist ein Abgleich mit dem technischen Regelwerk und ggf. eine differenzierte Weiterentwicklung diesbe-\r\nzüglich notwendig.\r\nDie Höhe der Kosten von Rückbau bzw. Stilllegung sind schwer einzuschätzen und werden sich angesichts\r\nder konkreten örtlichen Gegebenheiten auch unterscheiden. Allgemein werden die Kosten der Stilllegung\r\njedoch deutlich unter den Kosten eines Rückbaus liegen. Insbesondere fallen bei einem Rückbau die Kosten\r\nfür den Tiefbau ins Gewicht. So sprechen insbesondere auch die hohen Kosten und die erforderlichen Bau-\r\naktivitäten für eine Stilllegung und gegen einen Rückbau. Um die Dimensionen der Mehrkosten für einen\r\nRückbau zu verdeutlichen, kann folgende sehr vereinfachte Rechnung angestellt werden: Unter der Prämisse,\r\ndass der Rück- bzw. Ausbau von Anschluss- sowie Versorgungsleitungen Kosten in Höhe von etwa 300 Euro\r\nje Meter verursacht, entstehen für einen Netzbetreiber mit 1.000 Leitungskilometern Rückbau-Mehrkosten\r\nin Höhe von 300 Mio. Euro.\r\n17. Wie sollten Stilllegungen von Netzanschlüssen zukünftig finanziert werden?\r\nDie Kosten für die Stilllegung von Netzanschlüssen sollte, soweit sie vom Netzbetreiber zu tragen sind, regu-\r\nlatorisch im Rahmen der Netzentgeltsystematik vollständig anerkannt werden. Aufgrund der Heterogenität\r\nder Voraussetzungen in den einzelnen Netzgebieten dürfen sie nicht in den Effizienzvergleich eingehen. Zu\r\nüberlegen wäre hierbei, sowohl die Kosten für Stilllegungen als auch Rückbau von Gasnetzinfrastruktur als\r\ndauerhaft nicht beeinflussbare Kosten anzuerkennen.\r\nUm nicht die verbleibenden Netznutzer mit den zu erwartenden hohen Kosten ungerechtfertigt zu belasten,\r\nsollte der Grundsatz der verursachungsgerechten Kostenzuordnung aus § 9 Abs. 1 NDAV nicht nur für die\r\nHerstellung des Netzanschlusses, sondern auch für die Stilllegung des Netzanschlusses herangezogen wer-\r\nden, sodass dem Netzbetreiber ein (anteiliger) Kostenerstattungsanspruch gegenüber dem Anschlussnehmer\r\nerwächst.\r\n18. Wie ließe sich dabei eine Ungleichbehandlung der Anschlussnehmer vermeiden?\r\nUm eine Ungleichbehandlung der Anschlussnehmer zu vermeiden, sind klare gesetzliche Rahmenbedingun-\r\ngen sowie bundeseinheitliche Festlegungen durch die Bundesnetzagentur erforderlich.\r\n19. Bedarf es hier besonderer Regelungen für Einspeiser von Biomethan, insbesondere, wie können Ziel-\r\nkonflikte gelöst werden?\r\nGrundsätzlich ist zu vermeiden, dass sich erneuerbare Gase gegenseitig blockieren. Dies wäre etwa dann der\r\nFall, wenn ein Gasverteilernetz mit 10 Prozent Biomethan auf 100 Prozent Wasserstoff umgestellt werden\r\nsoll, da das Mischgas (etwa 90 Prozent Wasserstoff und 10 Prozent Biomethan) von konventionellen Endge-\r\nräten in der Regel nicht genutzt werden kann. D.h. derzeit einspeisende Biogasanlagen oder aber anhängige\r\nBiogaseinspeisebegehren könnten eine vollständige Umstellung der Gasnetze auf Wasserstoff verhindern,\r\nwenn die Biogaseinspeiser auf einer Einspeisung beharren. Es sollten also Leitplanken geschaffen werden,\r\nwann netzplanerisch und wirtschaftlich eine Biogaseinspeisung sinnvoll ist und sich in den Kontext der Trans-\r\nformation des Gasnetzes einfügt.\r\nFerner verweisen wir auf unsere Antwort zu Frage 8.\r\n20. Wann sollte ein Gasnetz schon vor dem Jahr 2045 stillgelegt werden, um unverhältnismäßige Kosten\r\nzu vermeiden?\r\nHierzu wird auf die Antworten zu den Fragen 1-5 sowie 11-14 verwiesen.\r\n21. Welche Übergangsfristen könnten die Netznutzer benötigen, um sich auf einen Verzicht auf den Netz-\r\nanschluss einzustellen?\r\nHierzu wird auf die Antworten zu den Fragen 12 und 15 verwiesen.\r\nRückbauverpflichtungen\r\n22. Haben die betroffenen Kommunen ein Interesse daran, nicht mehr genutzte Gasverteilernetze zurück-\r\nbauen zu lassen? Welche Gründe sprechen für, welche gegen einen Rückbau? Mit welchen Kosten muss bei\r\neinem Rückbau gerechnet werden? Wer könnte diese tragen?\r\nZunächst stellt sich für Kommunen die Frage, ob sie – nach bisheriger Rechtslage – überhaupt einen Anspruch\r\nauf Rückbau haben. Dies ist, wie in Kapitel III, 3 des Green Papers dargestellt, von verschiedenen Aspekten\r\nabhängig, insbesondere von konzessionsvertraglichen Regelungen. Auch wenn ein Anspruch durchsetzbar\r\nwäre, könnte darauf aus unterschiedlichen Gründen verzichtet werden, etwa unter dem Aspekt der Beein-\r\nträchtigung für die Bürger, aus Nachhaltigkeitsgründen, unter ökonomischen Gesichtspunkten etc. Für den\r\nGasnetzbetreiber ist im Vorhinein allerdings nicht absehbar, wie die Kommune jeweils agiert. Der Rückbau\r\nder Netzanlagen führt jedoch generell zu einer größtenteils unnötigen Belastung der Bürger, da Straßen auf-\r\ngegraben werden müssen. Dies dürfte auch nicht im Interesse der Kommunen sein, nachdem diese Straßen-\r\naufbrüche zum Wohle der Bürger und zum Erhalt der Straßen vermeiden wollen. Neben der tatsächlichen\r\nBelastung im Rahmen der Baumaßnahmen führt der Rückbau auch zu erheblichen Kosten. In den meisten\r\nFällen wird von den Leitungen keine Gefahr oder Beeinträchtigung ausgehen, so dass ein Rückbau außer\r\nVerhältnis zu den Kosten und den damit einhergehenden Beeinträchtigungen steht. Auf jeden Fall ist daher\r\nein anlassloser Rückbau zu vermeiden. Zu bedenken ist auch, dass die Gasnetzanlagen eventuell auch einer\r\nalternativen Nutzung zugeführt werden können.\r\nIn bereits abgeschlossenen Konzessionsverträgen sind in den meisten Fällen Regelungen zum Umgang mit\r\nstillgelegten Leitungen enthalten, die im Hinblick auf Rückbauverpflichtungen sehr unterschiedlich ausgestal-\r\ntet sind. Mit der Schaffung einer gesetzlichen Neuregelung sollte vermieden werden, dass bestehende kon-\r\nzessionsvertragliche Regelungen angepasst werden müssen. Hier erscheint es sinnvoller, dass eine Neurege-\r\nlung auch bestehende konzessionsvertragliche Regelungen umfasst, etwa indem der Netzbetreiber den\r\nRückbau aus Gründen der Unzumutbarkeit ablehnen kann.\r\nIn den Fällen, in welchen ein Rückbau unumgänglich wird, sollten die Rückbaukosten verursachungsgerecht\r\nund angemessen verteilt werden. Damit diese nicht zu unzumutbaren Härten für die am Gasnetz verbleiben-\r\nden Kunden führen, sollte auch über zu den Netzentgelten alternative Finanzierungsmodelle wie z.B. einen\r\nstaatlichen Fonds nachgedacht werden. Eine solche Finanzierung würde den Anforderungen der Energie-\r\nwende als gesamtgesellschaftlicher Aufgabe besser Rechnung tragen als die bestehende Netzentgeltsyste-\r\nmatik, die ungerechtfertigt alleine die Gasnetzkunden belastet.\r\n23. Wie bzw. durch wen können zwingend erforderliche Rückbauverpflichtungen identifiziert werden und\r\nwie wird ein genereller Verzicht auf Rückbauverpflichtungen bewertet?\r\nDie Thüga begrüßt, dass das Bundeswirtschaftsministerium flächendeckende Rückbauverpflichtungen mög-\r\nlichst vermeiden will (vgl. Kapitel III, 2-3 des Green Papers). Sofern die aktuelle Rechtslage gesetzlich verän-\r\ndert werden soll, um „unnötigen“ Rückbau zu vermeiden, was wir ausdrücklich befürworten, müsste gesetz-\r\nlich klar definiert werden, für welche stillgelegten Leitungen eine Duldungspflicht besteht bzw. wo umge-\r\nkehrt ein Rückbau als „zwingend erforderlich“ gefordert werden kann. Da es sich um eine Modifikation der\r\nallgemeinen Regelung in § 1004 BGB bzw. einen Eingriff in vertragliche Regelungen und damit zugleich, je-\r\ndenfalls im Falle betroffener Privateigentümer, um Grundrechtseingriffe handelt (Art. 14 GG, Art. 2 Abs. 1\r\nGG u.a.), bedarf es in jedem Falle einer gesetzlichen Regelung. Systematisch sinnvoll erscheint es, eine gene-\r\nrelle Duldungspflicht stillgelegter Leitungen gesetzlich festzuschreiben als Ausformung des § 1004 Abs. 2 BGB\r\nund die Entfernung als allenfalls in Sonderfällen gerechtfertigte Ausnahme von diesem Grundsatz zu definie-\r\nren. Da eine bundesweit einheitliche Definition nicht alle Situationen vor Ort abbilden kann, sollte allerdings\r\nauch in diesem Falle es den Eigentümern überlassen bleiben, ob sie tatsächlich den Rückbauanspruch geltend\r\nmachen wollen. Dabei kann die Geltendmachung eines Beseitigungsanspruchs seitens der Eigentümer zum\r\nTeil auch unangemessen sein. Vor allem in den Fällen, wenn die Nutzung des Grundstücks durch den Verbleib\r\nder Leitungen nicht beeinträchtigt ist, sei es aufgrund der Lage, oder der Verlegungstiefe der Leitungen auf\r\ndem Grundstück.\r\nDie rechtliche Basis für die Verlegung von Leitungen auf Privatgrund reicht u.a. von Gestattungsverträgen,\r\nüber grundbuchrechtlich gesicherte Dienstbarkeiten bis zu gesetzlichen Duldungspflichten nach § 12 NDAV.\r\nEine grundlegende gesetzliche Neuregelung zum Verbleib der Leitungen sollte daher alle möglichen Fälle\r\nabdecken. In den Fällen, in welchen ein Rückbau gerechtfertigt sein kann, sollte auch eine Regelung für eine\r\nangemessene Verteilung der Rückbaukosten geschaffen werden.\r\n24. Wäre ein Eintrittsrecht der Kommune in das Eigentum ungenutzter Netze ein wirksames Instrument,\r\num adäquat über deren spätere Nachnutzung, etwa die Verlegung von Datenübertragungsleitungen, zu\r\nentscheiden?\r\nGrundsätzlich wäre ein Erwerbsrecht denkbar. Zu regeln wäre dann auch eine angemessene Entschädigung\r\ndes Netzbetreibers.\r\nFerner verweisen wir auf unsere Antworten zu den Fragen 30 und 31.\r\nInvestitionsverpflichtungen\r\n25. Wie hoch wird der Anteil der Investitionen eingeschätzt, die über die energiewirtschaftsrechtlich be-\r\ndarfsgerechten und sicherheitstechnisch notwendigen Investitionen hinausgehen? Um welche Art von In-\r\nvestitionen handelt es sich?\r\nEs muss in jedem Falle zunächst gesetzlich definiert werden, in welchem Umfang Netzinvestitionen künftig\r\nüberhaupt noch als energiewirtschaftlich „notwendig“ angesehen werden. Der richtige Platz hinsichtlich des\r\nVerteilernetzes ist § 11 EnWG. Die dort bislang vorgesehene und kundenseitig vorgegebene „Bedarfsgerech-\r\ntigkeit“ kann im Kontext von Stilllegungsplänen künftig nicht allein ausschlaggebend sein.\r\nDie Verteilernetzbetreiber bewirtschaften Ihre Netze entsprechend der gesetzlichen Vorgaben und der Mög-\r\nlichkeiten des Regulierungsregimes. Die Investitionen sind auch unternehmerische Entscheidungen, die vor\r\ndem Hintergrund der dynamischen Änderungen des Umfelds angepasst werden. Darüber hinaus sind die In-\r\nvestitionen auch von Tätigkeiten der Kommune oder von den Gewerken Wasser, Strom, Fernwärme abhän-\r\ngig. Gasnetzbetreiber müssen beispielsweise Ihre Leitungen umlegen oder erneuern, wenn andere Bautätig-\r\nkeiten in der Straße oder die damit einhergehenden zusätzlichen mechanischen Belastungen dies erfordern.\r\nDie damit einhergehenden Investitionen durch diese Tätigkeiten sind zum Teil erheblich.\r\nTeilweise bestehen Investitionsverpflichtungen für den Netzbetreiber aus Konzessionsverträgen (die in man-\r\nchen Fällen sogar pauschale Investitionsbudgets vorsehen, sich also nicht an sicherheitstechnischem oder\r\nenergiewirtschaftlichem Bedarf ausrichten).\r\n26. Besteht ein Bedarf, die Befreiung von Investitionsverpflichtungen gesetzlich zu regulieren oder halten\r\nSie die Systematik der Anreizregulierung, d. h. die Refinanzierung effizienter Investitionen zur Erfüllung der\r\nindividuellen Versorgungsaufgabe des Gasverteilernetzes, diesbezüglich für ausreichend?\r\nAuch in diesem Kontext gilt, dass gesetzlich klar geregelt sein muss, welche Investitionen künftig nicht mehr\r\nnotwendig sind. In bestehenden Gaskonzessionsverträgen finden sich oft Zusagen im Hinblick auf Investitio-\r\nnen in Gasnetze. Es ist daher durchaus sinnvoll, dass gesetzlich klar geregelt wird, dass die konzessionsver-\r\ntraglichen Investitionszusagen verweigert werden können, wenn diese über die sicherheitstechnischen und\r\nbedarfsgerechten Investitionen hinausgehen (was einer Befreiung von Erweiterungsinvestitionen, nicht aber\r\nvon Ersatzinvestitionen entspräche).\r\nFerner wird auf unsere Antwort zu Frage 25 verwiesen.\r\n27. Gibt es (ausreichende) Kriterien, um notwendige von „überschießenden“ Investitionen abzugrenzen?\r\nHarte Mindestkriterien ergeben sich aus § 49 EnWG i.V.m. technischen Verbandsregelwerken. Allerdings rei-\r\nchen diese alleine nicht aus, um künftige Stilllegungs- und Transformationsziele abzubilden.\r\nKonzessionsverträge\r\n28. In welchem Umfang ist damit zu rechnen, dass Konzessionsverträge auslaufen, z. B. bis zu den Jahren\r\n2030, 2035, 2040 etc.?\r\nKonzessionsverträge laufen bis zu 20 Jahren, wobei viele abgeschlossenen Verträge auch kürzere Laufzeiten\r\nenthalten. Zudem enthalten Konzessionsverträge meist auch Kündigungsrechte. Demnach werden die Kon-\r\nzessionsverträge nach unserer Einschätzung sukzessive enden.\r\n29. Würden sich Stakeholder unter den derzeitigen Rahmenbedingungen weiterhin auf neu zu vergebende\r\nKonzessionen für Gasverteilernetze bewerben? Gibt es ein flächendeckendes Problem, dass es bei auslau-\r\nfenden Konzessionsverträgen an Bewerbungen auf die Nachfolge mangelt? Wäre eine Zusammenlegung\r\nvon Netzgebieten ein gangbarer Weg, um den Netzbetrieb interessanter zu machen? Was wäre dabei zu\r\nbeachten?\r\nDie Verteilernetzbetreiber fühlen sich ihren langjährigen Konzessionskommunen verpflichtet; auch weil die\r\nKommunen häufig deren Anteilseigener sind. Es besteht folglich eine hohe Motivation, den Netzbetrieb fort-\r\nzusetzen, wobei ein wirtschaftlicher Netzbetrieb weiterhin gewährleistet sein muss. Es muss jedoch zuneh-\r\nmend damit gerechnet werden, dass der Wettbewerb um Gaskonzessionen sukzessive abnimmt. Zum Teil\r\nführt dies jetzt schon dazu, dass Kommunen sich aktiv um einen Neukonzessionär bemühen müssen. Nach\r\nunserer Einschätzung hängt das fehlende Interesse nicht an der Größe des Konzessionsgebietes. Der Grund\r\nliegt vielmehr in der zunehmenden Unsicherheit im Hinblick auf den Betrieb von Gasverteilernetzen, insbe-\r\nsondere die Unklarheiten im Hinblick auf etwaige Rückbauverpflichtungen und die aktuell nicht abschätzba-\r\nren wirtschaftlichen Belastungen.\r\nHinsichtlich des Vorschlags einer Zusammenlegung von Netzgebieten ist zu beachten, dass benachbarte\r\nNetzgebiete nicht selten durch unterschiedliche Konzessionäre mit unterschiedlichen Vertragslaufzeiten „be-\r\nsetzt“ sind. Nach unserer Einschätzung würde dies allerdings in den meisten Fällen auch nicht zu einer grö-\r\nßeren Attraktivität der Netzgebiete führen, da die beschriebenen Risiken verbleiben. Eine größere Attrakti-\r\nvität könnte vielmehr herbeigeführt werden durch einen belastbaren und praktisch umsetzbaren gesetzli-\r\nchen Transformationsrahmen, außerdem durch bessere wirtschaftliche Rahmenbedingungen, bspw. eine hö-\r\nhere Eigenkapital-Verzinsung und einen Wegfall des Effizienzvergleichs.\r\n30. Halten Sie die oben skizzierten Lösungsmöglichkeiten für sinnvoll oder welche andere Lösung würden\r\nSie präferieren? Bitte legen Sie hierfür die Gründe dar.\r\nDas Hauptproblem liegt unserer Einschätzung nach darin, dass die Gasnetze auch weiterhin wirtschaftlich\r\nbetrieben werden können, sowie die Kosten und Risiken im Rahmen des Netzbetriebs angemessen verteilt\r\nwerden müssen (vgl. auch die Antworten zu Fragen 22 ff.) Dies führt zu Planungssicherheit und erhält wei-\r\nterhin die Attraktivität der Gasnetze.\r\nFerner wird auf unsere Antworten zu den Fragen 29 und 31 verwiesen.\r\n31. Zur Vermeidung von Versorgungsengpässen kann bei fehlenden Bewerbern auf Neukonzessionen die\r\nVerpflichtung des letzten Konzessionärs zum Weiterbetrieb des Netzes erforderlich sein. Für welche pau-\r\nschale Dauer wäre eine solche Verpflichtung zum Weiterbetrieb sinnvoll?\r\nNeue Konzessionsverpflichtungen, wie sie im Green Paper vorgeschlagen werden (vgl. Kapitel III, 4-5), wür-\r\nden teils hohe Folgekosten nach sich ziehen, neue eigentumsrechtliche Fragen aufwerfen und den Transfor-\r\nmationsspielraum der Verteilernetzbetreiber erheblich einengen. Bei einer solchen Verpflichtung würde es\r\nsich schließlich um einen Grundrechtseingriff handeln (Art. 14, Art. 12 GG). Dieser muss gerechtfertigt, ins-\r\nbesondere verhältnismäßig sein. Eine Weiterbetriebsverpflichtung ist nicht ohne Entschädigungszahlungen\r\numzusetzen.\r\nSowohl hinsichtlich der Dauer der dargestellten Weiterbetriebspflicht als auch der dafür erforderlichen Ent-\r\nschädigung muss sichergestellt sein, dass ein zwangsweise angeordneter weiterer Netzbetrieb zu wirtschaft-\r\nlich angemessenen Bedingungen erfolgen kann. Um diese zu bestimmen, wäre es denkbar, die “Wirtschaft-\r\nlichkeitslücke” auszuschreiben (ähnlich den bekannten Mechanismen bei Erneuerbaren Energien oder Kraft-\r\nwerkskapazitäten).\r\nDie ins Spiel gebrachte Weiterbetriebspflicht müsste jedenfalls durch zwei Enddaten begrenzt sein, und zwar\r\nden Stilllegungszeitpunkt des Netzes, längstens aber zehn Jahre, um den Netzbetreiber keinen unkalkulier-\r\nbaren Risiken auszusetzen. Ziel sollte es dabei immer sein, den Netzbetrieb weiterhin wirtschaftlich zu ge-\r\nwährleisten. Hierzu gilt es die gesetzlichen Rahmenbedingungen zu schaffen, so dass die Gasnetzkonzessio-\r\nnen auch künftig attraktiv bleiben.\r\n32. Wie soll mit Fällen umgegangen wird, in denen ein Gebäudeeigentümer sich für eine Heizungsanlage,\r\ndie mit Wasserstoff, Biomethan oder (partiell) mit fossilem Gas betrieben wird, entscheidet in der An-\r\nnahme, dass das Gasnetz weiterbetrieben oder transformiert wird und im Nachhinein die Stilllegung des\r\nGasnetzes beschlossen wird?\r\nGrundsätzlich können nicht alle Lebensrisiken vollständig durch gesetzliche Vorgaben abgefedert werden.\r\nVöllig überraschende Stilllegungen „im Nachhinein“ gibt es bei ausreichende n Vorankündigungsfristen nicht.\r\nHierzu verweisen wir auf unsere Antwort zu Frage 12.\r\nSonstiges\r\n33. In welchem Maße beabsichtigen die Kommunen, in Gebieten mit bestehenden Erdgasverteilernetzen\r\ndiese als Wasserstoffvorranggebiete auszuweisen?\r\nOb und in welchem Umfang die Transformation der Wärmeversorgung schlussendlich auch auf klimafreund-\r\nlichen Brennstoffen wie Wasserstoff oder Biomethan fußen wird, muss ausgehend von den vor Ort jeweils\r\ngegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung individuell geklärt werden. Schon\r\nheute konstatieren können wir, dass die Gasverteilnetzbetreiber der Thüga-Gruppe in Gesprächen mit Kom-\r\nmunen in letzter Zeit sehr positive Rückmeldungen hinsichtlich der künftigen Nutzung von Wasserstoff in den\r\nGasverteilnetzen erhalten haben"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a7/4d/328176/Stellungnahme-Gutachten-SG2407010013.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":"Stellungnahme zum Entwurf des gemeinsamen Antrags für\r\ndas Wasserstoff-Kernnetz der Fernleitungsnetzbetreiber\r\nSTELLUNGNAHME, THÜGA Aktiengesellschaft | 07. Dezember 2023\r\nMit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) hat der Gesetzgeber die Grundlage für den Aufbau\r\neines ausbaufähigen Wasserstoff-Kernnetzes geschaffen. Parallel wurden die Fernleitungsnetzbetreiber damit\r\nbeauftragt, einen Planungsentwurf des Wasserstoff-Kernnetzes einschließlich geeigneter Leitungen von\r\nweiteren potenziellen Wasserstoffnetzbetreibern zu erarbeiten. Mit dem Entwurf eines gemeinsamen Antrags\r\nfür das Wasserstoff-Kernnetz (Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V., Entwurfsstand 15.\r\nNovember 2023) haben die Fernleitungsnetzbetreiber einen entsprechenden Vorschlag vorgelegt, zu dem\r\ndie Thüga nun Stellung nimmt.\r\n1. Regionale Ausgewogenheit sichern – Verbrauchszentren berücksichtigen\r\nDie Thüga begrüßt, dass die Fernleitungsnetzbetreiber im Einklang mit den politischen Vorgaben eine möglichst\r\nflächendeckende Versorgung mit Wasserstoff sicherstellen wollen. Der schnelle Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft\r\nin Deutschland erfordert zwingend eine flächendeckende leitungsgebundene Versorgungsinfrastruktur.\r\nDieser Umstand wurde auch politisch erkannt und von der Bundesregierung durch das Gebot der\r\nregionalen Ausgewogenheit zu einem Kriterium der Festlegung des Wasserstoff-Kernnetz-Szenarios erhoben.\r\nBereits in der Stellungnahme vom 28. Juli 2023 zum Planungsstand des Wasserstoff-Kernnetzes der\r\nFernleitungsnetzbetreiber hat die Thüga jedoch auf gravierende Defizite bei der regionalen Ausgewogenheit\r\nder Wasserstoff-Kernnetz-Planung hingewiesen und deren räumliche Ausdehnung auf bislang unterrepräsentierte\r\nRegionen gefordert. Gerade die Region Chemnitz/Südwestsachsen, Südbaden sowie der Raum zwischen\r\nStuttgart und München bilden relevante Verbrauchsschwerpunkte, die im Planungsentwurf für das\r\nWasserstoff-Kernnetz der Fernleitungsnetzbetreiber nicht oder aber nur rudimentär berücksichtigt wurden.\r\nDie hierdurch hervorgerufene Verunsicherung könnte sektorübergreifend teils erhebliche Folgen nach sich\r\nziehen und die Transformation in den betroffenen Regionen empfindlich verlangsamen oder gänzlich verhindern.\r\nIn der Region Chemnitz/Südwestsachsen wäre insbesondere die dort stark mittelständisch geprägte\r\nIndustrie betroffen. Weit über 10.000 Gewerbe- und Industriebetriebe setzen derzeit auf\r\neine sichere Versorgung mit Erdgas. Exemplarisch sei auf die Automobilzulieferer in der Region\r\nverwiesen: Diese bilden einen Industrie-Cluster mit zehntausenden Arbeitsplätzen und komplexen\r\nProduktions- und Wertschöpfungsketten. Hochtemperaturprozesse spielen dabei eine zentrale Rolle in\r\nvielen Produktionsschritten – so insbesondere bei der Metallverarbeitung. Eine Elektrifizierung der entsprechenden\r\nProzesse ist häufig nicht möglich. Zugleich aber sehen sich Automobilhersteller wie Zulieferer zunehmend\r\nder Herausforderung ausgesetzt, den CO2-Fussabdruck ihrer Produkte schnellstmöglich auf null zu senken.\r\nDas Mittel der Wahl dafür ist grüner Wasserstoff. Steht dieser Anfang der 2030er Jahre nicht zur Verfügung,\r\ndroht die Abwanderung von Produktion und der Verlust von Arbeitsplätzen. Für die Region Chemnitz/\r\nSüdwestsachsen ist für 2032/2033 von einem Wasserstoff-Gesamtbedarf in Höhe von ca. 1 Terawattstunde\r\nund für 2035 von ca. 3,5 Terawattstunden pro Jahr auszugehen. Auch mit Blick auf Südbaden müssen\r\nMängel bei der regionalen Ausgewogenheit konstatiert werden. Das für das Kernnetz bislang nicht berücksichtigte\r\nPipeline-Projekt „H2@Hochrhein“ von Grenzach bis Waldshut erfüllt die aufgestellten Kriterien und\r\nwürde den weiteren Ausbau einer regionalen Wasserstoffinfrastruktur mit Anbindung an den European Hydrogen\r\nBackbone Richtung Süden/Südwesten merklich beschleunigen. Mit der Industriekooperation für das\r\nStellungnahme zum Entwurf des gemeinsamen Antrags für\r\ndas Wasserstoff-Kernnetz der Fernleitungsnetzbetreiber\r\nSTELLUNGNAHME, THÜGA Aktiengesellschaft | 07. Dezember 2023\r\nH2-Cluster SüdWest wollen die regional aktiven Projektpartner badenova, Bosch, Evonik und RWE einen großindustriellen\r\nMaßstab in der Produktion und Anwendung grünen Wasserstoffs setzen. Diesen benötigt beispielsweise\r\nEvonik als Ankerkunde zwingend auch zur stofflichen Nutzung. Das Ziel der Klimaneutralität führt\r\nbei Industrieunternehmen jetzt zu Standortentscheidungen. Mit ihrer Förderung entscheidet die Politik deshalb\r\nüber die Zukunft der auf Wasserstoff angewiesenen Industrie in Südbaden. Ähnlich betroffen ist auch der\r\nRaum zwischen Stuttgart und München. Hier befindet sich das Zentrum des Mittelstandes in Deutschland.\r\nUnzählige Branchen, etwa die Automobilindustrie, der Maschinenbau, die Lebensmittelindustrie sowie Stahlproduktion,\r\nhaben hier ihre Produktionsstandorte und Firmenzentralen – allesamt energieintensive Industriezweige.\r\nWird hier keine zeitnahe Versorgung mit klimaneutralen Gasen sichergestellt, wird dies durch Abwanderung\r\ndieser Firmen zu einem herausragenden Wohlstandsverlust in der gesamten Region führen, der seinesgleichen\r\nsucht.\r\nDie Thüga fordert daher, die Anbindung der genannten Regionen an das Wasserstoff-Kernnetz sicherzustellen\r\noder aber in Abstimmung mit potenziell betroffenen Verteilnetzbetreibern weitere Leitungsmeldungen\r\nin die Modellierung der zu berücksichtigenden Leitungsmeldungen aufzunehmen (vgl. Kapitel 5.4/Anlage 2\r\ndes Planungsentwurfes). Dem Grundsatz der regionalen Ausgewogenheit sowie dem Ziel eines möglichst\r\nharmonischen Ineinandergreifens der verschiedenen Netzebenen muss darüber hinaus auch bei der weiteren\r\nWasserstoff-Netzplanung (sog. Stufe 2/Gemeinsame Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff)\r\nRechnung getragen werden.\r\n2. Planungsstufen abstimmen – Planungsprozesse harmonisieren\r\nRund 1,8 Mio. Gewerbe- und Mittelstandskunden und mehr als 20 Mio. private Haushalte beziehen ihr Erdgas\r\ngegenwärtig über das Nieder-, Mittel- und Hochdrucknetz der Gasverteilnetzbetreiber. Auf über 550.000 Leitungskilometern\r\nversorgt das Gasverteilnetz rund 99 Prozent aller Erdgaskunden, die gasbasierte Stromerzeugung\r\nund einen Großteil der Fernwärmeerzeugung. Mit einem Wiederbeschaffungswert von mehr als 270\r\nMrd. EUR ist das Gasverteilnetz ein strategisches Asset der Energiewende, das es beim Aufbau eines Wasserstoffnetzes\r\numfassend zu nutzen gilt. Mit dem Gasnetzgebietstransformationsplan (GTP) haben die Gasverteilnetzbetreiber\r\nambitionierte Etappenziele ins Auge gefasst und sich zu einer zügigen Transformation ihrer\r\nNetze hin zu Wasserstoff bekannt. Die Thüga begrüßt daher, dass die Fernleitungsnetzbetreiber bei ihrem\r\nPlanungsentwurf für das Wasserstoff-Kernnetz auch Leitungsmeldungen von weiteren potenziellen Wasserstoffnetzbetreibern\r\nentgegengenommen und hierbei insbesondere den Betreibern von Gasverteilnetzen die\r\nGelegenheit zur Stellungnahme eingeräumt haben. Dass trotz der hohen Transformationsbereitschaft der\r\nGasverteilnetzbetreiber nur eine vergleichsweise geringe Zahl an Leitungsmeldungen eingegangen ist, lässt\r\nsich einerseits auf die unverhältnismäßig kurze Rückmeldefrist (12. Juli bis 28. Juli 2023) sowie andererseits\r\nauf rechtliche und regulatorische Unsicherheiten zurückführen. Um ein harmonisches Ineinandergreifen der\r\nverschiedenen Netzebenen zu ermöglichen und dem von der Bundesregierung artikulierten Auftrag einer\r\ndeutschlandweiten Wasserstoffversorgung nachzukommen, sieht die Thüga erheblichen Nachbesserungsbedarf\r\nbei den bestehenden oder aber angedachten Planungs-, Koordinierungs- und Abstimmungsprozessen.\r\nUnverhältnismäßig kurze Rückmeldefristen, unklare Planungskriterien sowie hohe Verbindlichkeitshürden,\r\nwie sie bei den Leitungsmeldungen für das Wasserstoff-Kernnetz zu beobachten waren, erschweren eine\r\nübergreifende Netztransformation und hemmen den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Aus Sicht der\r\nThüga müssen daher sowohl die unterschiedlichen Stufen der Wasserstoff-Netzplanung (Wasserstoff-Kernnetz\r\nund gemeinsame Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff) als auch die hierbei relevanten Planungs-,\r\nKoordinierungs- und Abstimmungsprozesse aufeinander abgestimmt und miteinander harmonisiert\r\nwerden.\r\n2.1. Planungsstufen abstimmen\r\nIm Anschluss an die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes zum Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes hat die\r\nBundesregierung eine weitere Überarbeitung des Energiewirtschaftsgesetzes in Aussicht gestellt, mit der die\r\ngemeinsame Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff und damit die zweite Stufe der WasserstoffNetzentwicklung\r\ngeregelt werden soll (Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes).\r\nDie zweite Stufe der Wasserstoff-Netzplanung hat vereinzelt auch Eingang in den Planungsentwurf\r\nfür das Wasserstoff-Kernnetz gefunden, wobei sich die Fernleitungsnetzbetreiber zu der Berücksichtigung\r\nbislang unbeachteter Wasserstoffbedarfe – auch und gerade auf Gasverteilnetzebene – bekennen. Die Thüga\r\nbegrüßt das hierin zum Ausdruck gebrachte Bewusstsein um bislang unbeachtete Wasserstoffbedarfe, die\r\ndurch eine ganzheitliche Netztransformation möglichst zeitnah zu decken sind. Hierzu müssen aus Sicht der\r\nThüga die verschiedenen Planungsstufen rechtlich und regulatorisch aufeinander abgestimmt werden. Sowohl\r\nmit Blick auf das Wasserstoff-Kernnetz als auch mit Blick auf die gemeinsame Netzentwicklungsplanung\r\nGas und Wasserstoff sind teils erhebliche Anpassungen nötig. Um die eingangs genannten Kundengruppen\r\nkrisensicher und klimafreundlich mit Wasserstoff zu versorgen und nicht zuletzt auch die Transformation der\r\nWärmeversorgung in den Kommunen voranzutreiben, muss der Zugang der Gasverteilnetzbetreiber zum\r\nWasserstoff-Kernnetz jederzeit gewährleistet sein. Das Zugangsgebot der Gasverteilnetzbetreiber steht auch\r\nim Einklang mit verschiedenen Bundesgesetzen (Gebäudeenergiegesetz/GEG, Wärmeplanungsgesetz/WPG)\r\nund ist schon deshalb zwingend erforderlich, da das Gasverteilnetz mit seinen Speicherkapazitäten sektorübergreifend\r\ndie Energie- und Wärmeversorgung sichert. Betreiber des Wasserstoff-Kernnetzes sollten ihre\r\nwettbewerblichen Vorteile keinesfalls für eine diskriminierende Selektion potenzieller Netzkunden oder ein\r\nAusgreifen in die Versorgungsgebiete von Nicht-Kernnetzbetreibern missbrauchen können. Bei der Wasserstoff-\r\nNetzplanung sollte grundlegend darauf geachtet werden, dass die bewährte Zuständigkeits- und Aufgabenverteilung\r\nzwischen den Fernleitungs- und den Verteilnetzbetreibern beibehalten wird. In Übereinstimmung\r\nmit der Stellungnahme des Verbandes kommunaler Unternehmen e.V. zum Entwurf eines Dritten\r\nGesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes fordert die Thüga zudem die finanzielle Gleichbehandlung\r\nvon Kernnetz- und Nicht-Kernnetzbetreibern. Bestehende Unklarheiten zur Finanzierung der Wasserstoff-\r\nNetztransformation müssen hierbei zeitnah ausgeräumt und Verfahren zur Festlegung von Erlösobergrenzen\r\nund Netzentgelten rasch festgelegt werden. Auch mit Blick auf die zweite Stufe der Wasserstoff-\r\nNetzentwicklung muss eine solide, den Risiken angepasste Finanzierungsgrundlage geschaffen werden. Regulatorische\r\nFragen, insbesondere zur Berücksichtigung des Gasnetzgebietstransformationsplans bei der\r\nkommunalen Wärmeplanung sowie zur Umnutzung, Stilllegung und zum Ergänzungsneubau von Leitungsabschnitten\r\nsind hierbei rechtssicher zu klären. Spätestens mit der gemeinsamen Netzentwicklungsplanung Gas\r\nund Wasserstoff sollten zudem die dem Wasserstoff-Kernnetz zugrunde gelegten Planungskriterien reformiert\r\nwerden. Transformations- und Wärmepläne sollten bei der Wasserstoff-Netzplanung zwingend berücksichtigt,\r\ndie verschiedenen Planungsprozesse zügig miteinander harmonisiert werden.\r\n2.2. Planungsprozesse harmonisieren\r\nMit dem Entwurf des gemeinsamen Antrags für das Wasserstoff-Kernnetz haben die Fernleitungsnetzbetreiber\r\neine Top-Down-Modellierung der ersten Wasserstoff-Fernleitungsnetze vorgelegt. Die Bundesregierung\r\nhat indes klargestellt, dass das Wasserstoff-Kernnetz als Auftakt für eine auch reguläre Netzentwicklungsplanung\r\nGas und Wasserstoff (Stufe 2) zu verstehen sei. Um diesem Ansinnen nachzukommen, sollte die Top-\r\nDown-Planung auf Fernleitungsebene strukturell mit der Bottom-up-Planung der Verteilnetzebene harmonisiert\r\nwerden. Analog zur Kooperationsvereinbarung der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) fordert die\r\nThüga daher die Einführung einer Kooperationspflicht zwischen Fernleitungs- und Verteilnetzbetreibern. Die\r\nGasnetzgebietstransformationspläne der Verteilnetzbetreiber müssen hierzu als gleichberechtigtes Äquivalent\r\nzu den Netzentwicklungsplänen der Fernleitungsnetzbetreiber gesetzlich verankert werden. Der auf Seiten\r\nder Fernleitungsnetzbetreiber bei Leitungsmeldungen eingeräumte Ermessensspielraum sollte sich auf\r\nden im Gasnetzgebietstransformationsplan verzeichneten Prozess stützen. Die Verteilnetzbetreiber verpflichten\r\nsich zugleich, über den Gasnetzgebietstransformationsplan die verschiedenen Wasserstoffbedarfe\r\nzu ermitteln und hierbei insbesondere auch infrage kommende Industriekunden zu berücksichtigen. Die ermittelten\r\nBedarfe sind sowohl von relevanten Akteuren vor Ort (Erzeuger, Abnehmer, Kommunen) als auch\r\nim weiteren Planungsprozess der Fernleitungs- und Verteilnetzbetreiber zu berücksichtigen. Auf Grundlage\r\nder ihnen vorliegenden Gasnetzgebietstransformationspläne sowie der hiermit erfassten Bedarfe sollten die\r\nFernleitungsnetzbetreiber einen Vorschlag für eine harmonisierte Regionaltransformation vorlegen, der im\r\nweiteren Netzentwicklungsplanungsprozess als Grundlage dient. Nach Rücksprache mit den Verteilnetzbetreibern\r\nsollten die Fernleitungsnetzbetreiber abschließend konsentierte Regionalpläne erarbeiten, die den\r\nWasserstoffhochlauf in den jeweiligen Regionen transparent regeln und Planungssicherheit schaffen. Die\r\nÜberführung der verschiedenen Einzelplanungen in eine harmonisierte Regionalplanung ist nicht zuletzt auch\r\ndeshalb geboten, da mit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) und dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) zwei\r\nzentrale Bundesgesetze auf einer regionalen Netztransformation aufbauen und auch die flächendeckende\r\nVersorgung mit Wasserstoff als Transformationsoption vorhalten. Zudem betont der Entwurf eines Dritten\r\nGesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes die hohe Bedeutung regionaler Transformations- und\r\nWärmepläne bei der weiteren Wasserstoff-Netzplanung.\r\n3. Rechtsrahmen schaffen – Regulierungslücken schließen\r\nGleich zu Beginn ihres Planungsentwurfs für das Wasserstoff-Kernnetz weisen die Fernleitungsnetzbetreiber\r\nauf verschiedene rechtliche und regulatorische Unsicherheiten hin, die die weitere Wasserstoff-Netzplanung\r\nteils erheblich erschweren. Die Thüga teilt diese Ausführungen und sieht auch auf Gasverteilnetzebene einen\r\nzurzeit defizitären Rechtsrahmen sowie gegenwärtig bedeutsame Regulierungslücken. Neben den bereits genannten\r\nrechtlichen und regulatorischen Aspekten (z.B. zum Planungsprozess sowie zur Finanzierung der\r\nWasserstoff-Netztransformation) muss eine Transformationsregulierung der Gasverteilnetze nicht nur die\r\nUmnutzung bestehender Leitungen, sondern auch die Stilllegung vereinzelter Leitungsabschnitte oder aber\r\nden partiellen Ergänzungsneubau umfassen. Zudem müssen auch der beschleunigte Anschluss von Biomethan-\r\nund Wasserstoffeinspeiseanlagen sowie die Umstellung von Gas- auf Wasserstoffanwendungen rechtssicher\r\ngeregelt werden. Sollten sich die Anschlussbedingungen an die vorgelagerten Netze ändern, muss aus\r\nSicht der Thüga zudem jederzeit gewährleistet sein, dass die hierdurch entstehenden Kosten in der Regulierung\r\nabgebildet werden können. Bei der Adaption des Kernnetz-Prozesses auf die Verteilnetzebene sind die\r\nhier geltenden Besonderheiten zu berücksichtigen, etwa in Bezug auf Planfeststellungsverfahren oder die\r\nDimensionierung einzelner Leitungen. Die Beteiligung eines Verteilnetzbetreibers am Wasserstoff-Kernnetz\r\ndarf nicht zur Folge haben, im Wasserstoffregime neu klassifiziert und fortan als Transportnetzbetreiber geführt\r\nzu werden. Um den Verteilnetzbetreibern die nötige Rechts- und Planungssicherheit zu verschaffen,\r\nsollten die klassifikatorischen Auswirkungen einer Beteiligung an der Wasserstoff-Netzplanung daher dringend\r\nklargestellt werden. Bereits im April 2023 hat die Thüga die wichtigsten Aspekte einer adäquaten Transformationsregulierung\r\nin einem Positionspapier zusammengetragen. Die hierin verzeichneten Vorschläge\r\nund Forderungen sollten Eingang in die rechtlichen und regulatorischen Prozesse der Wasserstoff-Netzplanung\r\nfinden.\r\nAnsprechpartner:\r\nJan-David F. Linke\r\nReferent Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1420\r\njan-david.linke@thuega.de\r\nPatrick Kunkel\r\nLeiter Regulierung\r\nT: +49 89 38197 1295\r\npatrick.kunkel@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/02/a4/328178/Stellungnahme-Gutachten-SG2407010014.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Eckpunktepapier\r\nzu den Abschreibungsmodalitäten für die Gas-\r\nnetztransformation\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 27.03.2024\r\nI.\r\nVorwort\r\nDie Transformation der Gasnetze, hin zu klimaneutralen Alternativen, ist eine zentrale Komponente zur Erreichung der Klimaneutralität bis spätestens zum Jahr 2045. Dabei ist hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit und Umsetzbarkeit der Transformation von entscheidender Bedeutung, wie die Kosten der Gasnetzinfra-struktur künftig abgeschrieben und verteilt werden.\r\nIn dieser Stellungnahme werden wir die im Eckpunktepapier vorgeschlagenen Ansätze der Abschreibungs-modalitäten für die Gasnetztransformation bewerten und punktuelle Verbesserungsvorschläge zu den adressierten Modellen einbringen – wohlgleich wir die von der Bundesnetzagentur im Eckpunktepapier vor-geschlagenen Abschreibungsmodalitäten und eingeräumten Optionen für Netzbetreiber grundsätzlich be-grüßen. Denn diese kommen den unterschiedlichen Bedarfen der Netzbetreiber hinsichtlich der zuneh-mend heterogeneren Gasnetzinfrastruktur entgegen.\r\nAuch wenn die Bundesnetzagentur hierfür nicht verantwortlich ist, möchten wir an dieser Stelle darauf hin-weisen, dass eine Diskussion über die Einzelfrage der Nutzungsdauerverkürzung auf der Grundlage eines von der Bundesregierung im Dialog mit der Branche entwickelten belastbaren Gesamt-Transformationsrah-mens aus unserer Sicht das bessere Vorgehen gewesen wäre.\r\nII.\r\nGrundlegende Bewertung des Rahmens\r\nWir befürworten, dass den Netzbetreibern die benötigte Flexibilität eingeräumt wird, ihre Abschreibungs-modalitäten auf die individuellen Gegebenheiten innerhalb Ihres Netzes situativ anzuwenden und mehr stra-tegischer Freiraum und Verantwortung hinsichtlich wirtschaftlicher Fragestellungen eingeräumt wird. Auch im Hinblick auf einen verlässlichen Regulierungsrahmen trägt die Sicherstellung der Refinanzierung der Kapi-talkosten, für die Gasnetzinfrastruktur bis spätestens zum Jahr 2045, zum Vertrauen der Netzbetreiber und Investoren in das Regulierungsregime bei – ein wichtiger Aspekt in Zeiten dieser Ungewissheit, insbeson-dere wenn es darum geht Investoren langfristige Planungssicherheit zu bieten und Investitions- und Finan-zierungspläne besser steuern zu können.\r\nDarüber hinaus möchten wir anmerken, dass mit den genannten Modellvorschlägen nicht hinreichend si-chergestellt werden kann, dass sich Kapitalkostenanfall und Absatzmengenentwicklung ähnlich entwickeln. Eine eingeschränkte Voraussehbarkeit und Steuerbarkeit der Entwicklung der künftigen Kapitalkosten in Bezug auf die künftig vorhandene Abnehmerzahl, ergibt sich allein schon aus der unterschiedlichen Aus-übung der Wahlmöglichkeiten der Abschreibungsmodalitäten. Eine Refinanzierung der Gasnetzinfrastruk-tur muss daher auch dann für Netzbetreiber sichergestellt sein, wenn sich untragbare Verzerrungen aus Kosten- und Mengenentwicklungen in den künftigen Netzkosten niederschlagen.\r\nFerner sind Investitionsentscheidungen zu einem bestimmten Teil fremdbestimmt. Ein ganzheitlicher Rück-zug obliegt daher nicht immer im Einflussbereich des Netzbetreibers. Auch hierfür sollte sichergestellt wer-den, dass in den festgelegten Abschreibungsmodalitäten die Refinanzierung der Gasnetzinfrastruktur spä-testens vor dem Jahr 2045 sicherstellt werden kann.\r\nEckpunktepapier\r\nzu den Abschreibungsmodalitäten für die Gas-netztransformation\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 27.03.2024\r\n2\r\nIII.\r\nBewertung der Modellvarianten im Allgemeinen\r\nGrundsätzlich begrüßen wir die Möglichkeit, dass im Eckpunktepapier eine Auswahlmöglichkeit zwischen der linearen und degressiven Abschreibungsmethode eingeräumt wird. Dennoch gilt zu berücksichtigen, dass insbesondere bei der degressiven Option steuerrechtliche- und handelsrechtliche Fragestel-lungen bestehen, die im Wesentlichen auf die Bewertungsunterschiede zurückzuführen sind. Obendrein können im Rahmen einer praktischen Umsetzung noch weitere Fragestellungen aufkommen, die bislang nicht erfasst wurden. Eine umfassende und abschließende Bewertung kann auch in Kürze der Zeit daher nicht vorgenommen werden. Die Einräumung einer degressiven Option ist daher grundsätzlich zu begrü-ßen, allerdings sollten im Rahmen des weiteren Festlegungsverfahrens insbesondere bei dieser Abschrei-bungsoption, potenzielle Auswirkungen auf handels- und steuerrechtliche Aspekte adressiert und bewertet werden – im Sinne einer ganzheitlichen Betrachtung.\r\nIV.\r\nÜbergreifende Aspekte zur Ausgestaltung der Modelle\r\nWas die konkrete Ausgestaltung im Eckpunktepapier hinsichtlich der linearen Abschreibungsmodalitäten (im Wahlmodell und Korridormodell) und der degressiven Abschreibungsmodalität (im Wahlmodel) be-trifft, sehen wir in jedem der beiden Modelle punktuellen Anpassungsbedarf.\r\nInsbesondere im Hinblick auf die Detailtiefe und Praktikabilität besteht hinsichtlich der vorgeschlagenen anlagenscharfen Zuweisung der Abschreibungsmodalitäten je Zugangsjahr Vereinfachungsbedarf. Dies sollte den Netzbetreibern zwar mehr Flexibilität einräumen. Dem zu begrüßendem Grundgedanken der Flexibilität könnte jedoch auf einfachere Weise Rechnung getragen werden.\r\nIn Anlehnung an das Eckpunktepapier schlagen wir daher ein angepasstes Wahlmodell vor, mit einer vereinfachten degressiven Abschreibungsoption sowie einer linearen Wahlmöglichkeit an Nutzungsdauern innerhalb einer Bandbreite. Wir halten eine anlagenspezifische Nutzungsdauerzuordnung je Anschaffungs-jahr für nicht praktikabel und schlagen vor, die unterschiedlichen Abschreibungsmodalitäten anlagengrup-pengebündelt über ID’s abzubilden.\r\nWas den erstmaligen Umsetzungszeitpunkt angeht, muss dem Netzbetreiber die Möglichkeit einge-räumt werden diesen im Jahr 2025 oder zu einem beliebigen späteren Jahr zu wählen, ohne dass dabei Nachteile im Sinne eines Zeitverzugs hinsichtlich der Abbildung der Kapitalkosten im Erlöspfad entstehen. Diese Flexibilität ist notwendig, da die weitere Nutzung des Netzes bzw. einzelner Netzteile derzeit noch nicht abschließend geklärt werden kann und Netzbetreiber diese Entscheidung nicht über das Knie brechen sollten, sondern möglichst sachgerecht treffen sollten.\r\nV.\r\nAlternativer Modellvorschlag Thüga: Angepasstes Wahlmodell\r\nAnknüpfend an die Modellvorschläge im Eckpunktepapier schlägt Thüga folgende Justierungen vor, um die Abschreibungsmodalitäten auf die notwendige Detailtiefe für das erforderliche Maß an Flexibilität zu redu-zieren. Thüga schlägt daher ein angepasstes Wahlmodell vor, dass die Vorteile aus dem Korridormo-dell mit einer degressiven Abschreibungsoption verknüpft. Somit werden die beiden BNetzA-Modell-vorschläge kombiniert wenngleich auch mit punktuellen Anpassungen:\r\n•\r\nDer Netzbetreiber hat die Wahl für bestimmte Netzteile die lineare oder die degressive Ab-schreibungsmethode zu wählen.\r\n•\r\nEine anlagenscharfe Zuweisung der Abschreibungsmodalitäten je Zugangsjahr lehnen wir auf Grund der hohen Komplexität (Vielzahl an Einzelkonstellationen) und aus Praktikabilitätsgründen in beiden Abschreibungsmethoden ab. Wir befürworten stattdessen eine anlagengruppenscharfe Be-trachtung in beiden Abschreibungsmethoden, allerdings unter Berücksichtigung der Aggregierung in einer homogenen Gruppe (siehe folgender Bullet-Point) nach Netz-ID. Eine anlagengutscharfe\r\n3\r\nZuweisung\r\nwürde eine weitere starke Zunahme der Bürokratisierung in der Datenerhebung und Prüfung verursachen und die Transparenz und Nachvollziehbarkeit mindern.\r\n•\r\nStatt einer anlagenscharfen Betrachtung sollte eine bestimmte Abschreibungsmodalität einer homo-genen Gruppe – z.B. Netzstrang – zugewiesen werden, dem wiederum eine Vielzahl an Anlagen an-lagenscharf zugeordnet sind. Somit werden die verschiedenen Abschreibungsmodalitäten nicht anlagenscharf, sondern homogenen Gruppen zugewiesen. Eine Differenzierung könnte beispiels-weise über ID`s erfolgen (Das grundsätzliche Vorgehen kennen wir bereits aus den Netz-ID`s, das Anwendung findet, wenn im Netzgebiet unterschiedliche Nutzungsdauern bestehen und ein Ab-grenzungskriterium erforderlich ist).\r\n•\r\nWir möchten klarstellen, dass systemseitig beziehungsweise buchhalterisch weiterhin anlagenscharf erfasst wird, gemäß dem Einzelbewertungsgrundsatz. Die Einzelanlagen, die einer bestimmten Abschreibungsmodalität unterliegen sollen, werden lediglich als homogene Gruppe betrachtet. Der Netzbetreiber wählt für diese homogene Gruppe eine sachgerechte Aschreibungsmodalität und ordnet diese über eine ID (sozusagen über eine Abschreibungs-ID) der definierten homoge-nen Gruppe zu. Eine nutzungsgerechte Zuweisung für die verschiedenen Netzstränge könnte wie folgt vom Netzbetreiber definiert werden – Die Beispiele sind unabhängig von den Modellvorschlä-gen und dienen primär zur Veranschaulichung:\r\no\r\nDer Netzbetreiber könnte beispielsweise eine ID für den Standardfall definieren, z.B. wählt er hierfür die Abschreibungsmodalität linear GasNEV untere Bandbreite und weist hierfür die ID-1 zu.\r\no\r\nfür die Abschreibungsmodalität, z.B. linear GasNEV mit Anwendung KANU weist er beispiels-weise die ID-2 zu.\r\no\r\nfür Netzteile, die eine schnelle Abschreibung bedürfen, könnte eine degressive Abschreibung über ID-3 abgebildet werden.\r\no\r\nFür den Fall einer Festlegung auf das Korridormodell könnten die Anlagengruppen der Gas-NEV mit individuellen Nutzungsdauern innerhalb des Korridors über eine ID-4 definiert werden und weitere Konstellationen im Korridormodell (z.B. linear 10%) über weitere ID´s abgebildet werden.\r\n•\r\nUngeachtet dieser Beispiele sollten die festzulegenden Abschreibungsmodalitäten auch handels-rechtlich abbildbar und steuerrechtlich vertretbar sein.\r\n•\r\nDarüber hinaus halten wir es – auch im Sinne der möglichst realen Abbildung der Energiewende - für zwingend erforderlich, dem Netzbetreiber die Flexibilität einzuräumen, ein vom Jahr 2045 ab-weichendes Nutzungsdauerende festlegen zu können, d.h. früher als 2045 (z.B. bis zum Jahr 2035) sowie über das Jahr 2045 hinaus. Für den Fall des Jahres 2035 würden die verbleibende kal-kulatorische Nutzungsdauer sich als Differenz zwischen 2035 und dem Aktivierungsjahr ergeben (Vergleiche KANU-Systematik)\r\n•\r\nIm Kontext unseres ID-Modellvorschlags lehnen wir nebst der anlagenscharfen Betrachtung (siehe Wahlmodell) eine Anpassung der Abschreibungsmodalitäten nach Zugangsjahr ab; stattdessen sollten innerhalb der homogenen Gruppe (über ID definiert) die Abschreibungsmodalitäten gleich-bleiben. Mit Abschreibungsmodalität ist die gewählte Abschreibungssystematik gemeint, z.B. linear nach GasNEV, linear nach KANU oder degressiv. Für die Anlagengruppen, für die eine bestimmte Abschreibungsmodalität hinterlegt ist, können die Nutzungsdauern abweichen, für den Fall, dass ein vorzeitiges Nutzungsdauerende, z.B. 2035, gewählt wird. Hierbei würde die verbleibende kalkulato-rische Nutzungsdauer sich als Differenz zwischen dem Jahr 2035 und dem Aktivierungsjahr ergeben (Vergleiche aktuelle KANU-Systematik).\r\n•\r\nWenn sich beispielsweise aufgrund neuer Erkenntnisse abzeichnet, dass sich für bestimmte Netz-stränge anderweitige Nutzungsmöglichkeiten ergeben und eine Abweichung vom Stetigkeitsprin-zip gerechtfertigt ist (z.B. Erkenntnisse aus der kommunale Wärmeplanung), könnte die\r\n4\r\nAbschreibungsmodalität beispielsweise\r\nmittels bekannter Umstellungsjahrsystematik auf die aktuellen Gegebenheiten angepasst werden.\r\n•\r\nIn allen Varianten sollte eine Refinanzierung bis zum Jahr 2045 sichergestellt werden, insbeson-dere, da ein Teil der Gasnetzinvestitionen weiterhin fremdbestimmt ist (Vergleiche z.B. Biogasan-schlussbegehren). Für Biogasanlagen müssen die Regelungen der Festlegung im Übrigen ebenfalls gelten.\r\nVI.\r\nIm Einzelnen: Modellvorschlag Thüga –Wahloption l:\r\nlineare Abschreibung auf Basis des Korridormodells\r\nHinsichtlich der linearen Abschreibungsmöglichkeit begrüßt Thüga grundsätzlich das Korridormodell, da es den Netzbetreibern mehr Flexibilität einräumt als die lineare Variante im Wahlmodell. Der Vorzug für die-ses Modell ergibt sich im Wesentlichen aus der Möglichkeit eines vorzeitigen Nutzungsdauerendes vor 2045: So könnten – bei Wahl der linearen Abschreibung (10 Prozent) – bereits die Investitionen des Jahres 2025 im Jahr 2035 vollständig abgeschrieben sein. Für die Investitionen der Jahre 2026 fortfolgend liegt die vollständige Abschreibung jedoch in den Jahren 2036 fortfolgend. Es wäre daher zu begrüßen, wenn das kal-kulatorische Nutzungsdauerende 2045 flexibilisiert würde, um der Harmonisierung mit den abwei-chenden Klimazielen mancher Kommunen oder Länder (z.B. Klimaneutralität im Jahr 2035 oder 2040) bes-ser Rechnung zu tragen. Eine Wahlmöglichkeit sollte daher für Jahre vor 2045 und für Jahre nach 2045 (z.B. weitere Nutzung Wasserstoffnetz) ermöglicht werden. Im Kontext unseres ID-Modellvorschlags sollte das flexible Nutzungsdauerende dann für alle Anlagen innerhalb einer ID vom Netzbetreiber gewählt werden können und einheitlich gelten. Diese Abschreibungsoption sollte auf Neuanlagen und auf Bestandsanla-gen Anwendung finden können.\r\nAuch begrüßen wir den vorgeschlagenen maximalen Abschreibungsbetrag, der einer kalkulatorische Nut-zungsdauer von 10 Jahren linear entspricht. So könnten in den ersten Jahren auch mit dieser Abschrei-bungsmethode höhere Abschreibungsbeträge generiert werden, und ähnliche Effekte im Vergleich zur de-gressiven Option erzielen lassen, was die Verteilung der Kapitalkosten auf eine noch höher vorhandene Kundenanzahl im Gasnetz angeht.\r\nFerner bitten wir um Konkretisierung, ob das Eckpunktepapier im Korridormodell hinsichtlich des „mini-malen Abschreibungsbetrags“ die untere Bandbreite und/oder die obere Bandbreite der GasNEV-Nutzungsdauern adressiert.\r\nAuch gibt es Klärungsbedarf, was den „maximalen Abschreibungswert“ angeht, da es in der GasNEV Nutzungsdauern gibt, deren kalkulatorische Nutzungsdauer unterhalb der adressierten 10 Jahre liegen und den im Festlegungsentwurf maximalen Abschreibungsbetrag nach bestehender Regelung überschreiten wür-den. Die bestehenden kalkulatorischen Nutzungsdauern < 10 Jahre (vergleiche z.B. EDV-Anlagen oder Fahrzeuge) sollten daher weiterhin Anwendung finden.\r\nVII.\r\nIm Einzelnen: Modellvorschlag Thüga – Wahloption 2:\r\nDegressive Abschreibung auf Basis des Wahlmodells\r\nNeben der Wahloption 1 sollte den Netzbetreibern auch die Möglichkeit eingeräumt werden die Gasnet-zinfrastruktur degressiv abzuschreiben. In diesem Abschreibungsverfahren lehnen wir eine anlagenscharfe Betrachtung je Zugangsjahr ebenfalls aus den bereits in Ziffer V aufgeführten Gründen ab. Ferner begrüßen wir die Aggregation auf Anlagengruppenebene mit Ergänzung des ID-Vorschlags (Kapitel V), als Abgren-zungskriterium für die zugewiesenen Abschreibungsmodalitäten.\r\nHinsichtlich des vorgeschlagenen Abschreibungssatzes möchten wir anmerken, dass die vorgeschlagenen 15 Prozent unseres Erachtens sehr hoch angesetzt sind und unsere dahingehenden Bedenken platzieren. Die hohen Abschreibungsbeträge, insbesondere in den ersten Abschreibungsjahren, würden starke\r\n5\r\nBewertungsunterschiede zwischen kalkulatorischer und handelsrechtlicher Abschreibung nach sich ziehen. Auch wenn dabei hohe Gewinnen aus Bewertungsunterschieden generiert würden, möchten wir anmerken, dass diese Gewinne nicht bei allen Netzbetreibern ohne weiteres zur Refinanzierung genutzt werden kön-nen; Je nach Gesellschafterstruktur würden diese insbesondere bei Unternehmen mit kommunaler Veran-kerung überwiegend zunächst ausgeschüttet werden. Diese Beteiligungserträge würden dann noch versteu-ert werden und könnten erst mittels Gremienbeschluss für Refinanzierungszwecke wieder zum Netzbetrei-ber zurückgeführt werden. Dies würde insbesondere kleinere Netzbetreiber, die überwiegend kommunal verankert sind, hinsichtlich der Investitionstätigkeit in die Energiewende gegenüber größeren Netzbetrei-bern, die frei in der Entscheidung der Mittelverwendung sind, benachteiligen. Daher sollte im Rahmen des Konsultationsverfahrens bewertet werden, inwieweit sich die degressive Variante auch handelsrechtlich ab-bilden lässt, sodass Netzbetreiber die Möglichkeit einer Harmonisierung der Abschreibungsmodalitäten er-möglicht wird. Die handelsrechtlichen Abschreibungen können nämlich unabhängig von der Gesellschaf-terstruktur als Innenfinanzierungsinstrument genutzt werden.\r\n6\r\nVIII.\r\nFragen der BNetzA zu den Modellen und zur Umsetzung:\r\nWahlmodell – Frage 1:\r\nWird die in dem angedachten System angelegte Flexibilität als ausreichend betrachtet?\r\nNein, die angedachte Flexibilität ist nicht ausreichend, da der Netzbetreiber lediglich zwischen einem Nut-zungsdauerende 2045 oder dem Nutzungsdauerende gem. Anlage 1 zur GasNEV wählen kann. Die Option der degressiven Abschreibung ändert hieran nichts, da degressive Abschreibungen in Handels- und Steuer-recht nicht üblich sind und deswegen - auch abhängig von ihrer gesellschaftsrechtlichen Struktur- viele Netzbetreiber hiervon keinen Gebrauch machen werden, um nicht die aus degressiven kalkulatorischen Ab-schreibungen resultierenden erheblichen Abschreibungsmehrgewinne an ihre Anteilseigner abführen bzw. versteuern zu müssen. Es ist daher unbedingt erforderlich, auch Nutzungsdauerverkürzungen zuzulassen, die ein Nutzungsdauerende in anderen Jahren als 2045 zulassen. Dies soll sowohl zu früheren als auch zu späteren Zeitpunkten (wie in KANU 1.0) bis maximal zum Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer gem. Anlage 1 zur GasNEV ermöglicht werden. Als frühestes mögliches Nutzungsdauerende könnte – wie im Korridormodell – das Jahr 2035 festgelegt werden.\r\nÜber die netzwirtschaftlichen Gesichtspunkte hinaus ist flexibles Nutzungsdauerende eine geeignete Lö-sung, um den Dekarbonisierungspfad möglichst sachgerecht abbilden zu können.\r\nUnabhängig von Wahl- oder Korridormodell ist darüber hinaus Flexibilität der Netzbetreiber hinsichtlich des Zeitpunktes der erstmaligen Festlegung auf ein Abschreibungsmodell unbedingt erforderlich. Diese muss in jedem Jahr ab 2025 erfolgen können, ohne dass daraus Nachteile im Sinne eines Zeitverzugs bei der Abbildung der Kapitalkosten im Erlöspfad gegenüber einer erstmaligen Festlegung im Basisjahr 2025 entste-hen. Diese Flexibilität ist notwendig, da die weitere Nutzung des Netzes bzw. einzelner Netzteile derzeit noch ungewiss ist, so dass Netzbetreiber bei dieser Entscheidung nicht unnötigem Zeitdruck ausgesetzt sein sollten, der eine möglichst sachgerechte Entscheidung erschwert.\r\nWahlmodell – Frage 2:\r\nIst der gewählte Prozentsatz der degressiven Abschreibung in Höhe von 15% aus Ihrer Sicht sachgerecht? Schla-gen Sie ggf. einen alternativen Prozentsatz vor und begründen dessen Höhe.\r\nDer Prozentsatz von 15 % scheint uns sehr hoch gewählt. Dennoch sollte dem Netzbetreiber, hinsichtlich einer sachgerechten Abbildung der Kosten in Bezug auf die Kundenentwicklung, die Flexibilität einer von ihm wählbaren Bandbreite des Prozentsatzes eingeräumt werden. Die Bandbreite sollte bei 8 % beginnen sollte und für die 15 % nur als absolute Obergrenze denkbar erscheinen. Bei einem degressiven Abschrei-bungssatz von 15 % würden sich die Anfang 2025 vorhandenen Restbuchwerte innerhalb von fünf Jahren (Ende 2029) mehr als halbieren. Bei einzelnen Netzbetreibern – dies ist abhängig vom Zugangsjahr ihrer Anlagen – könnten die Netzentgelte im ersten Jahr um bis zu 50 % steigen, was die Netznutzer, insbeson-dere den gewerblichen Mittelstand, wirtschaftlich überfordern könnte. Um die Wärmewende in Deutsch-land kraftvoll und ohne zu starke Widerstände vorantreiben zu können, sollte die Überforderung einzelner Bevölkerungsgruppen aus unserer Sicht vermieden werden. Die vorgeschlagenen 8 % scheinen uns als un-tere Begrenzung sinnvoll, da degressive Abschreibungssätze unter 8 % die gewünschten Effekte nicht erzie-len können.\r\nWahlmodell – Frage 3:\r\nwelchem Datenumfang ist zu rechnen, wenn eine anlagengutscharfe Betrachtung auf Grundlage des handelsrecht-lichen Anlagenspiegels aus der Anlagenbuchhaltung abgefragt wird? Mit vielen Anlagengütern ist Ihrem Fall schät-zungsweise zu rechnen?\r\nIn der Thüga-Gruppe ist die Zahl der Anlagengüter bei den einzelnen Unternehmen sehr unterschiedlich. Es gibt darunter Gasnetzbetreiber, die mehr als 100.000 Anlagengüter besitzen.\r\n7\r\nÜber die gestellte Frage hinaus möchten wir darauf hinweisen, dass in bestimmten Fällen eine Übertragung des handelsrechtlichen Anlagenspiegels zum Zwecke, die kalkulatorischen Abschreibungsmodalitäten für die einzelnen Anlagengüter abzubilden, nicht ohne weiteres möglich ist.\r\nWahlmodell – Frage 4:\r\nWie bewerten Sie die angedachte Detailtiefe angesichts der hierfür erforderlichen Datenerhebung durch die Regu-lierungsbehörde?\r\nEine anlagenscharfe Betrachtung und Zuweisung von Abschreibungsmodalitäten würde die Detailtiefe sehr stark erhöhen und umfangreiche ERP-seitige Anpassungen der einzelnen Datensätze erfordern. Die Detail-tiefe würde auch den Umfang der Datenerhebung erheblich vergrößern. Teilweise ist mit bis zu 100.000 Datensätzen oder mehr zu rechnen. Eine anlagenscharfe Betrachtung lehnen wir daher aus Gründen der Praktikabilität ab. Die erforderliche Flexibilität lässt sich einfacher mit Gruppierungen abbilden, denen ID´s als Abgrenzungskriterium für die gewählte Abschreibungsmodalität zugeordnet werden können.\r\nWahlmodell – Frage 5:\r\nWelche Anlagen oder Anlagengruppen der Anlage 1 zur GasNEV sollten von der Regelung ausgenommen wer-den?\r\nWir halten die in KANU 1.0 getroffene Regelung, die Verwaltungsgebäude auszunehmen, auch für diese Festlegung für sachgerecht. Später, gegebenenfalls im Zuge der Wasserstoff-Regulierung, neu hinzukom-mende Anlagengruppen sind ebenfalls auszunehmen.\r\nWahlmodell – Frage 6:\r\nWie bewerten Sie eine Ausnahme für Fernleitungsnetzbetreiber und ggf. Gasverteilernetzbetreiber im Hinblick auf Leitungen, die auf Wasserstoff umgestellt werden können oder sollen?\r\nAls Verbund von Verteilnetzbetreibern halten wir diese Frage zumindest für die Verteilnetze als verfrüht gestellt, da die Ausgestaltung des Regulierungsrahmens für das Wasserstoff-Verteilnetz bislang noch nicht einmal in Grundzügen steht.\r\nGenerell kann konstatiert werden, dass ein Großteil der Erdgasinfrastruktur auf den Transport von Was-serstoff umgestellt werden kann. zur Frage, welcher Teil der Erdgasinfrastruktur langfristig auf Wasserstoff umgestellt wird, besteht aber noch hohe Unsicherheit, da dies wesentlich durch exogene Vorgaben gesteu-ert wird.\r\nZur Vermeidung von Stranded-Investments sollte daher – jedenfalls den Verteilnetzbetreibern, zu deren Situation wir hier Stellung nehmen – die Entscheidung über die Nutzungsdauer/Abschreibungsmethodik überlassen werden und auch spätere Anpassungen möglich bleiben. Da Netzbetreiber kein wirtschaftliches Interesse daran haben, Anlagen, die über 2045 hinaus genutzt werden können, mit entgangener Eigenkapi-talverzinsung vorzeitig abzuschreiben, sind keine Ausnahmeregelungen notwendig.\r\nWahlmodell – Frage 7:\r\nWelche Erkenntnisse, Datenquellen oder Analysen könnten genutzt werden, um die Wahl eines Abschreibungs-modells fachlich zu begründen?\r\nZu dieser Frage schließen wir uns der Stellungnahme des bdew an und haben darüber hinaus keine Ergän-zungen.\r\n8\r\nKorridormodell – Frage 8:\r\nIst der gewählte Abschreibungssatz für die obere Grenze der Abschreibungsspanne in Höhe von 10% (= 10 JAHRE kalk. ND) aus ihrer Sicht sachgerecht? Schlagen Sie ggf. einen alternativen Prozentsatz vor und begründen Sie diesen.\r\nDer maximale Abschreibungswert wird als sachgerecht erachtet, da er den Netzbetreibern einen flexib-len Spielraum ermöglicht. Bei den Anlagen der GasNEV, deren kalkulatorische Nutzungsdauer unterhalb des vorgeschlagenen maximalen Werts (Restnutzungsdauer von 10 Jahren linear) liegen, vergleiche z.B. EDV-Anlagen oder Fahrzeuge, sollten daher weiterhin die niedrigeren Nutzungsdauerbandbreiten der Gas-NEV Anwendung finden.\r\nZusätzlich sollte die minimale Restnutzungsdauer von 10 Jahren derart flexibilisiert werden, dass den ab-weichenden Klimazielen mancher Kommunen oder Länder (z.B. Klimaneutralität im Jahr 2035 oder 2040) Rechnung getragen werden kann. Es soll dadurch sichergestellt werden, dass Anlagen, die beispielsweise im Jahr 2028 angeschafft werden, bis zu einer möglichen Außerbetriebnahme, zum 01.01.2035 vollständig abge-schrieben werden können.\r\nKorridormodell – Frage 9:\r\nErgeben sich aus Ihrer Sicht aus diesem Modell durch die Übernahme des initialen Abschreibungskorridors Probleme bei Netzübergängen, weil die anteiligen zu übertragenden Restwerte festgelegt werden müssten?\r\nDie Möglichkeit künftig höhere kalkulatorische Abschreibungen zu generieren, linear wie degressiv, bewirkt ein schnelleres Absinken der kalkulatorischen Restbuchwerte. Da der Wert der kalkulatorischen Restbuch-werte maßgeblich zur Ermittlung eines Kauf- bzw. Verkaufspreises beiträgt, hat deren Höhe Einfluss auf den vertraglich festzulegenden Preis. Da Netzübergänge eher selten stattfinden, würden wir dieser Frage keine maßgebliche Bedeutung für die Wahl des Abschreibungsmodells einräumen wollen.\r\nSoweit die Idee, Sachanlagen wie von uns vorgeschlagen zu Nutzungsdauer-ID´s zusammenzufassen, aufge-griffen wird, müsste auch das Erhebungsschema der Regulierungsbehörden zur Anzeige der Netzübergänge nach § 26 ARegV nur geringfügig angepasst werden.\r\nUmsetzung – Frage 10:\r\nWie bewerten Sie eine Wirkung der Regelung bereits zum Jahr 2025?\r\nEine Wirkung bereits zum Jahr 2025 sehen wir positiv, da dadurch ermöglicht wird, die durch die erhöhten Abschreibungen steigende Erlösobergrenze auf möglichst viele Netznutzer zu verteilen.\r\nNegativ sehen wir allerdings, dass die Frage der Verkürzung der Nutzungsdauern der Gasnetze aufgrund des sehr verspätet begonnenen Dialogs der Bundesregierung mit der Branche zum Gesamtrahmen für die Transformation der Gasnetze nunmehr hier als Einzelfrage gelöst wird. Vorzugswürdig wäre gewesen, diese im Gesamtkontext der Transformationsregelungen betrachten zu können.\r\nUmsetzung – Frage 11:\r\nWie bewerten Sie die aufgezeigten Möglichkeiten zur Anpassung der Kapitalkosten von Bestandsanlagen und Neuinvestitionen?\r\nDie aufgezeigten Möglichkeiten erscheinen uns grundsätzlich sachgerecht. Im Weiteren zu klären ist die Wirkung von Effizienzvorgaben, Produktivitätsvorgaben und Inflationsausgleich auf das Transformationsele-ment.\r\nAus dem Eckpunktepapier geht bislang nicht klar hervor, dass die Abänderung der EOG über das Transfor-mationselement wegen Anpassung des Kapitalkostenabschlags jährlich erfolgen kann. Dies ist unbedingt not-wendig, um die erforderliche Flexibilität bei den Netzbetreibern, sachgerechte Nutzungsdauern und damit verbunden sachgerechte Auswirkungen auf die Netzentgelte sicherzustellen. Was den erstmaligen Umset-zungszeitpunkt angeht, muss dem Netzbetreiber also die Möglichkeit eingeräumt werden, diesen 2025\r\n9\r\noder zu einem beliebigen späteren Jahr zu wählen, ohne dass dabei Nachteile im Sinne eines Zeitverzugs hinsichtlich der Abbildung der Kapitalkosten im Erlöspfad entstehen.\r\nFür die konkrete Umsetzung der Anpassung, wäre es zu Vermeidung von Missverständnissen hilfreich, wenn die Regulierungsbehörden entsprechende Berechnungsschemata für die Anpassung des Kapitalkosten-abzugs bereitstellen. Hier könnte unseres Erachtens auf die bereits vorhandenen Rechenlogiken zur Ermitt-lung des Kapitalkostenabzugs im Rahmen der Bescheide zur Festlegung der Erlösobergrenze zurückgegriffen werden.\r\nUmsetzung – Frage 12:\r\nWie bewerten Sie die Ausgestaltung als Antragsverfahren oder als Anzeigeverfahren?\r\nWir halten ein Anzeigeverfahren für vorzugswürdig, da es den bürokratischen Aufwand begrenzt. Hierbei könnte auch ein Schwellenwert als Aufgriffsgrenze definiert werden.\r\nUmsetzung – Frage 13:\r\nSoll bei einem Antragsverfahren eine Abänderung der Kapitalkosten der Bestandsanlagen für alle verbleibenden Jahre der Regulierungsperiode erfolgen oder sollen jährlich Anträge für das Folgejahr gestellt werden müssen?\r\nSoweit keine externen Einflüsse einer Änderung der Kapitalkosten entgegenstehen, ist nicht davon auszuge-hen, dass die Netzbetreiber ihre Parameter für die kalkulatorische Abschreibung regelmäßig bzw. in kurzen Zeitabständen wiederholt anpassen. Vor diesem Hintergrund sollte die Anpassung der Abschreibungspara-meter grundsätzlich immer für die gesamte Restnutzungsdauer der vorhandenen Anlagen erfolgen.\r\nFalls dennoch Anpassungen notwendig sind, sollten diese von den Netzbetreibern bei Bedarf beantragt oder angezeigt werden können, jedoch nicht prophylaktisch jedes Jahr eine neue Meldung notwendig wird. Soll-ten dennoch Anpassungen in der Abschreibungssystematik notwendig werden, können diese beantragt oder angezeigt werden und haben dann Gültigkeit für die verbleibende kalkulatorische Restnutzungsdauer der Anlagen. Somit wird ermöglicht, dass nicht jährlich pauschal angezeigt oder beantragt werden muss, son-dern die Flexibilität gewahrt bleibt, dass im Falle von Anpassungen diese unabhängig vom Basisjahr angezeigt oder beantragt werden können. Durch diese Vereinfachung können die Kapitalkosten ohne Zeitverzug wei-terhin korrekt im Erlöspfad abgebildet werden.\r\nAnsprechpartner:\r\nPatrick Kunkel Yvonne Hartmann\r\nLeiter Regulierung Regulierung\r\nT: 089/38197-1295 T: 089/38197-1751\r\npatrick.kunkel@thuega.de yvonne.hartmann@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3b/b3/328180/Stellungnahme-Gutachten-SG2407010015.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":"Wasserstofffahrpläne sinnvoll eintakten.\r\nAuf Arbeiten der VNB am GTP aufbauen.\r\nStellungnahme zur informellen Konsultation der BNetzA, THÜGA Aktiengesellschaft | 22. April\r\n2024\r\nDie Thüga begrüßt das Engagement der Bundesnetzagentur, mit Eckpunkten und Fragestellungen zu den\r\nWasserstofffahrplänen nach §71k GEG die Branche frühzeitig in die Erstellung der Grundsätze für die\r\nFahrpläne einzubeziehen und einen ausführlichen, ergebnisoffenen Diskussions- und Erörterungsprozess einzuleiten.\r\nViele Gasverteilnetzbetreiber (VNB) erstellen in Kooperation mit ihren Kunden bereits Pläne für die\r\nTransformation der Gasversorgung in Richtung Wasserstoff. Die Thüga arbeitet zusammen mit 47 VNB sowie\r\ndem DVGW und dem VKU in der Initiative H2vorOrt daran, mit dem Gasnetzgebietstransformations-plan\r\n(GTP) deutschlandweit die netzbetreiberseitige Planungsgrundlage zu schaffen, so dass nach Ausgestaltung\r\ndes notwendigen Ordnungsrahmens für Transformation und Stilllegung, die deutschen VNB zeitnah eine\r\ninvestitionsfähige Planung für die Erreichung der Klimaneutralität in ihren Netzen erreichen. 2023 wurden\r\nbereits 415 000 km des rund 550 000 km großen Verteilnetzes in Deutschland in der GTP-Planung erfasst.\r\nAus diesem Grund ist es für uns von großem Interesse, dass die Grundsätze, nach denen die Fahrpläne gemäß\r\n§71k GEG erstellt werden sollen, frühzeitig bekannt sind. Die Arbeiten am GTP bieten eine gute Grundlage\r\nsowohl für die Erstellung der Fahrpläne als auch für die kommunale Wärmeplanung und sollten als solche\r\nanerkannt und fortgesetzt werden. Einige der in den Eckpunkten genannten Prämissen verhindern jedoch\r\ndie parallele Arbeit an Wärmeplänen und Fahrplänen durch zeitliche Beschränkungen. Des weiteren wird die\r\nErstellung der Fahrpläne durch unsachgemäße Verantwortungszuteilung von Wirtschaftlichkeitsannahmen\r\nan den VNB erheblich erschwert. Insgesamt sollten die Anforderungen an die Erstellung der Fahrpläne\r\nrealistisch umsetzbar sein, keinen unnötigen bürokratischen Aufwand erzeugen und vergleichbar sein mit\r\nden Anforderungen an die Transformationspläne für Wärmenetze. Zudem weißt die Thüga darauf hin, dass\r\nviele regulatorische Rahmenbedingungen für die Transformation der Gasnetze weiterhin unklar sind. Diese\r\nmüssen vorliegen, damit die VNB Fahrpläne belastbar gestalten können. Im Folgenden bezieht die Thüga\r\nStellung zu den Eckpunkten sowie zu einigen der im Dokument aufgestellten Fragen.\r\nSynchronisierung der Fahrpläne mit\r\nder kommunalen Wärmeplanung und\r\ndem Netzentwicklungsplan praxisnah\r\ngestalten\r\nUnter dem Abschnitt Allgemeines erfolgt die\r\nFeststellung, dass die Erstellung eines Fahrplans\r\nerst dann „erfolgen“ kann, wenn in mindestens\r\neinem Teilgebiet der kommunalen Wärmeplanung\r\n(KWP) ein Wasserstoffnetzausbaugebiet\r\nqua Entscheidung der planungsverantwortlichen\r\nStelle (§26 WPG) ausgewiesen wurde. Da diese\r\nEntscheidung erst am Ende des Prozesses der\r\nWärmeplanung erfolgt, kann damit gerechnet\r\nwerden, dass sie erst zum Zeitpunkt der gesetzlich\r\nvorgesehenen Frist 2026 bzw. 2028 (vgl. §4\r\nWPG, Abs. 2, 1. und 2.) vorliegen. Aus dem Gesetz\r\nfolgt keine zeitliche Reihenfolge, auch ist die\r\nAusweisung nicht Voraussetzung, um einen Fahrplan\r\nbereits einvernehmlich zu beschließen. Eine\r\nöffentlich-rechtliche Vereinbarung hierzu kann\r\netwa auch unter der aufschiebenden Bedingung\r\ngeschlossen werden, dass eine Ausweisung erfolgen\r\nwird. Beide Tatbestände sind kumultativ aber\r\nVoraussetzung dafür, dass Eigentümer sich auf\r\ndie Erfüllungsoption nach § 71k GEG berufen können.\r\nDaher kann aus unserer Sicht selbstverständlich\r\nbereits vor dem Vorliegen der Ausweisung\r\nund parallel zur KWP mit den Arbeiten am\r\nFahrplan begonnen werden. Dies ist auch notwendig,\r\ndamit solche realistischerweise bis zum\r\n30.6.2028 vorliegen werden. Für die KWP\r\nWasserstofffahrpläne sinnvoll eintakten.\r\nAuf Arbeiten der VNB am GTP aufbauen.\r\nStellungnahme zur informellen Konsultation der BNetzA, THÜGA Aktiengesellschaft | 22. April\r\n2024\r\nwiederum ist es wertvoll, wenn die Möglichkeiten\r\nfür die Versorgung von Teil(ausbau)gebieten mit\r\nH2 bereits frühzeitig umfänglich geprüft wurden.\r\nZu diesen Arbeiten gehört auch der Gasnetzgebietstransformationsplan\r\n(GTP), der aktuell in\r\niterativer Weise von vielen VNB in Kooperation\r\nmit ihren Kunden erstellt wird. Im GTP wird bereits\r\nheute schon die technische Eignung des bestehenden\r\nNetzes überprüft und der Wasserstoffbedarf\r\nim Netzgebiet analysiert. Die Ausweisung\r\nvon Wasserstoffnetzausbaugebieten und die darauf\r\nbasierende Erstellung der verbindlichen\r\nFahrpläne und deren Genehmigung durch die\r\nBNetzA ist gesetzlich im Anwendungsbereich auf\r\nden Wärmesektor begrenzt (s. GEG §2 Anwendungsbereich).\r\nBei der Erstellung eines Transformationsplans\r\nwerden VNB allerdings nicht nur die\r\nunmittelbar dem GEG unterfallenden Kunden berücksichtigen,\r\nsondern alle Kunden am Gasnetz,\r\ninsbesondere die zahlreichen Industrie- und Gewerbekunden,\r\ndie oftmals Treiber der Transformation\r\nsein werden. Die Eckpunkte lassen im Unklaren,\r\nwelche Regelungen für Wasserstoffbedarfe\r\nfür Gewerbe- und Industriekunden in Gebieten\r\ngelten sollen, in denen kein Wasserstoffnetzgebiet\r\nausgewiesen ist. Die Versorgung von\r\nIndustriekunden muss aus unserer Sicht unabhängig\r\nvon geplanten Wasserstoffnetzausbaugebieten\r\nmöglich sein. Hier besteht allerdings eine\r\ngewisse Unschärfe, die es zu klären gilt. Dabei ist\r\ninsbesondere ein Abgleich mit weiteren gesetzlichen\r\nRegelungen durchzuführen (Art 56/57 EUGasBMRL).\r\nUm eine praxisnahe Ausgestaltung der Fahrpläne\r\nzu erreichen, sollte eine Synchronisierung der\r\nFahrpläne mit anderen, teilweise übergeordneten\r\nPlanungen und deren Revisionszyklen erfolgen.\r\nDazu zählt der Prozess des Netzentwicklungsplans\r\n(NEP), der Prozess der Kernnetzerstellung\r\nund die KWP, die Evaluierungen über bestimmte\r\nPerioden hinweg unterliegen. Da die\r\nKWP einen rollierenden Prozess darstellt, sollte\r\nauch mit der Fortschreibung des Wärmeplans die\r\nMöglichkeit bestehen, beispielsweise in Prüfgebieten\r\nneue Wasserstoffnetzausbaugebiete auszuweisen\r\noder bestehende zu erweitern, und dafür\r\nFahrpläne zu erstellen bzw. zu ergänzen. Daher\r\nist der Eckpunkt 4 in Abschnitt Anforderungen\r\nanzupassen. So können beispielsweise im\r\nZeitverlauf auch neue Elektrolyseprojekte die\r\nVersorgung von Gebieten mit H2 sinnvoll machen\r\n(vgl. Nachweise/ Einzureichende Dokumente\r\n7)b.). Ähnliches gilt für Annahmen über die Versorgung\r\nmit H2 über vorgelagerte Netzebenen,\r\ndie aus dem H2-NEP stammen (vgl. Nachweise/\r\nEinzureichende Dokumente 7)a.). Diese Annahmen\r\nsollten entsprechend der Aktualisierungen\r\ndes H2-NEP angepasst werden können.\r\nZur praxisnahen Gestaltung der Arbeiten am\r\nFahrplan gehört auch, dass hinsichtlich der genauen\r\nArbeitsaufteilung zwischen planungsverantwortlicher\r\nStelle und VNB keine praxisfernen,\r\neinschränkenden Vorgaben gemacht werden (Abschnitt\r\nAnforderungen, 1)). Gesetzlich vorgesehen\r\nist, dass der Fahrplan einvernehmlich beschlossen\r\nund veröffentlicht ist (§71k, Abs. 1, 2.).\r\nDie Möglichkeit einer Teilplanung durch den\r\nVNB auszuschließen ist auch vor dem Hintergrund\r\nbegrenzter (Personal-)Ressourcen bei planungsverantwortlicher\r\nStelle und VNB nicht\r\nsinnvoll.\r\nIn der Praxis werden VNB für ihr gesamtes Netzgebiet\r\nuntersuchen, wo die Versorgung mit H2\r\nmöglich und wirtschaftlich ist und entsprechend\r\nfür diese Gebiete Fahrpläne entwickeln, die nicht\r\nzwingend mit den Gemeindegrenzen übereinstimmen,\r\nd.h. ein Fahrplan kann mehrere Teilgebiete\r\nund damit auch Gemeindegebiete umfassen.\r\nDie Vorgabe mindestens eines Fahrplans je\r\nplanungsverantwortliche Stelle, die ein Wasserstoffnetzausbaugebiet\r\nausweist, halten wir daher\r\nebenfalls für praxisfern. Überdies würde\r\ndiese Vorgabe zusätzlichen, unnötigen Aufwand\r\nauf Seiten der VNB und der BNetzA hervorrufen.\r\n(Abschnitt Anforderungen, 2)).\r\nDie in Abschnitt Anforderungen und 3) beschriebene\r\nMöglichkeit, dass ein Fahrplan nur teilweise\r\ngenehmigungsfähig ist, ist aus unserer Sicht unklar\r\nformuliert. Sollte gemeint sein, dass nur Teile\r\neines Fahrplans genehmigt und andere abgelehnt\r\nwerden können, so sollte dem VNB in diesem Fall\r\ndie Möglichkeit gegeben werden, den Fahrplan\r\nim Nachgang anzupassen. Der Hintergrund ist,\r\ndass der Fahrplan die Versorgung mit H2 umfassend\r\ndarstellt. Wenn nur Teile darauf genehmigt\r\nwerden, kann dies Auswirkungen auf die gesamte\r\nVersorgungslage haben.\r\nAuf Interesse der VNB an wirtschaftlichen\r\nBetrieb bauen\r\nIm Abschnitt Wirtschaftliche Überprüfung werden\r\naus unserer Sicht einige Eckpunkte beschrieben,\r\ndie, sollten Sie sich in Festlegungen manifestieren,\r\ndie Erstellung von Fahrplänen und damit\r\ndie verbindliche Festlegung von H2-Versorgungsgebieten\r\nin der Praxis verhindern werden.\r\nGrundsätzlich stellt sich auch hier die Frage, wie\r\nmit Veränderungen in übergeordneten Planungen\r\nund Rechtsetzungen umgegangen wird. Was\r\npassiert beispielsweise, wenn Annahmen zum\r\nwirtschaftlichen Betrieb sich im Zeitverlauf ohne\r\neigenes Verschulden des VNB nicht verifizieren?\r\nUnklar bleibt aus unserer Sicht auch, was unter\r\neinem wirtschaftlichen Betrieb der Infrastruktur\r\nverstanden wird (1). Über welchen Zeitraum wird\r\nvon einem wirtschaftlichen Betrieb ausgegangen?\r\nVergleichsweise wird bei dem H2-Kernnetz mit einem\r\nAusgleich des Amortisationskontos bis 2055\r\ngerechnet.\r\nZunächst ist festzuhalten, dass der wirtschaftliche\r\nBetrieb eines H2-Netzes mit Finanzierung\r\nüber Netzentgelte im ureigenen Interesse des\r\nVNB ist. Aktuell fehlen allerdings regulatorische\r\nRahmenbedingungen für die Transformation von\r\nGasnetzen auf H2-Netze jenseits des Kernnetzes.\r\nSollte an dem in Allgemeines unter Punkt 2) formulierten\r\nVerbot festgehalten werden, den Fahrplan\r\nauf Annahmen über einen zukünftig erwarteten\r\nRechts- und Regulierungsrahmen zu begründen,\r\nwürde aktuell die Prüfung der Wirtschaftlichkeit\r\naufgrund der fehlenden Rahmenbedingungen\r\ndaher mit hoher Wahrscheinlichkeit\r\nnegativ ausfallen.\r\nDamit wird deutlich: Die Wirtschaftlichkeit der\r\nUmstellung und des Betriebs der H2-Netzinfrastruktur\r\nist unmittelbar abhängig von der Ausgestaltung\r\nder Netzentgeltregimes, der Anerkennung\r\nder Netzumstellkosten, usw. und somit\r\nvom Ordnungsrahmen. Ohne diesen Rahmen\r\nkann der Nachweis nicht sachgemäß dem VNB\r\nangelastet werden.\r\nGemäß (1)b.) soll der Nachweis der Wirtschaftlichkeit\r\neine Darstellung enthalten, wer die Kosten\r\nfür die Umrüstung und den Austausch von\r\nVerbrauchsgeräten bei Kunden tragen soll. Dies\r\nergibt sich aus der gesetzlichen Anforderung in\r\n§71k Abs. 1 2.b), die bereits an dieser Stelle aus\r\nunserer Sicht unsachgemäß adressiert ist. Die\r\nVerbrauchsgeräte befinden sich im Eigentum des\r\nKunden und sind nicht Gegenstand von Entscheidungen\r\ndes VNB. Eine solche Regelung führt\r\ndazu, dass die planungsverantwortliche Stelle\r\nund damit ggf. jede einzelne Kommune je nach\r\nkommunalem Haushalt unterschiedliche Entscheidungen\r\nüber die Kostentragung treffen wird.\r\nWir halten es für sinnvoller, die Frage der Kostentragung\r\nmit einer einheitlichen, bundesgesetzlichen\r\nRegelung zu adressieren.\r\nEine Darstellung über die ausreichende Erzeugung\r\nund Speicherung von H2 gemäß (1)c.) ist\r\nebenfalls nicht sachgerecht bei der Marktrolle\r\nVNB adressiert. Es ist davon auszugehen, dass\r\nauch der beteiligten planungsverantwortlichen\r\nStelle diese Informationen nicht vorliegen. Zu Bedingungen,\r\ndie für Benutzer bezahlbar sein werden,\r\nkann ebenso wenig eine verbindliche Aussage\r\ngetroffen werden. Zu einem Gegenstand\r\nvon Zukunftsspekulationen, die stark von Import,\r\nübergeordneten Infrastrukturen, Angebot und\r\nNachfrage sowie einem ordnungspolitischen Rahmen\r\nabhängen, der noch nicht absehbar ist, kann\r\nweder Kommune noch VNB verbindliche Aussagen\r\ntreffen. Darüber hinaus liegt die Preisbildung\r\nfür H2 nicht in der Hand der Marktrolle VNB. Planungssicherheit\r\nist für alle Akteure wichtig, aber\r\neine Verbindlichkeit der Planung in diesem Zusammenhang\r\neinseitig den VNB und den Kommunen\r\nanzulasten, ist unsachgemäß.\r\nDen in Eckpunkten 2) und 3) beschriebenen Kostenvergleich\r\nder H2-Versorgung mit mindestens\r\nzwei weiteren Energieträgern, die von unabhängiger\r\nStelle geprüft werden soll, lehnen wir ab.\r\nEin wirtschaftlicher Vergleich der Wärmeversorgungsoptionen\r\nsollte in Abwägung zur Ausweisung\r\nvon Versorgungsgebieten im Rahmen der\r\nKWP durch die planungsverantwortliche Stelle erfolgen.\r\nAuch an dieser Stelle halten wir die einseitige\r\nVerpflichtung der Gas-VNB für wirtschaftliche\r\nErwägungen anderer Energieträger als Gas für\r\nunsachgemäß und entspricht unserer Einschätzung\r\nnach nicht dem gesetzlich Geforderten.\r\nDiese einseitige Verbindlichkeitsverpflichtung findet\r\nsich auch unter Nachweise/ Einzureichende\r\nDokumente 7)b. wieder, in der die Vorlage konkreter\r\nElektrolyseprojekte oder die Verbindung\r\nzu H2-Versorgung durch vorgelagerten NB verlangt\r\nwird. Hier sind VNB in ihrer eigenen verbindlichen\r\nPlanung auch von verbindlichen Zusagen\r\nanderer Marktrollen abhängig.\r\nDie in 3) aufgeführte Bestätigung des Investitionsplans\r\ndurch eine unabhängige Stelle wie einen\r\nWirtschaftsprüfer lehnen wir ebenfalls ab.\r\nDer durch eine solche Prüfung eines jeden Teilnetzgebietes\r\nentstehende Zeit- und\r\nKostenaufwand kann allen Seiten erspart werden.\r\nStattdessen sollten aus unserer Sicht genaue Kriterien\r\ndurch die Bundesnetzagentur erstellt werden,\r\ndie Transparenz und Vergleichbarkeit der\r\nWirtschaftlichkeitsuntersuchungen der VNB für\r\ndie Prüfung durch die BNetzA erlauben. Auch\r\nhier sei erwähnt, dass VNB im eigenen Interesse\r\nnur dann die unternehmerische Entscheidung\r\ntreffen, einen Fahrplan bei der BNetzA zur Prüfung\r\nvorzulegen, wenn die Netzbetreiber davon\r\nausgehen, dass Sie das Netz auch wirtschaftlich\r\nbetreiben können.\r\nWeitere Punkte, die nicht in Einflussgebiet des\r\nVNB liegen, diesem in den Eckpunkten aus unserer\r\nSicht aber einseitig zugeschrieben werden,\r\nbetreffen ebenfalls die Frage c) unter Nachweise/\r\nEinzureichende Dokumente.\r\nDie technische und wirtschaftliche Umstellung\r\nder Versorgungsinfrastruktur sind Aufgaben der\r\nVNB. Die konkrete Erreichung von Klimaschutzzielen\r\nkann nicht Aufgabe des Gas-Infrastrukturbetreibers\r\nalleine sein. Die Umstellung auf H2\r\nordnet sich in die Bemühungen für eine klimaneutrale\r\nWärmeversorgung der KWP ein und\r\nhängt von zahlreichen weiteren ordnungspolitischen\r\nVorgaben für die Reduktion von fossilen\r\nund den Hochlauf klimaneutraler Gase ab. Beispielsweise\r\nkann eine Quotenregelung mit einer\r\nVerpflichtung zu ansteigenden Anteilen klimaneutraler\r\nGase an der Versorgung dazu ein weiteres\r\nwichtiges Instrument sein.\r\nZu der Frage d) nach Nachweisen über die Ertüchtigung\r\nder Leitungsinfrastruktur und der angeschlossen\r\nVerbrauchsanlagen ist festzuhalten,\r\ndass im Rahmen des GTP Nachweise zur Ertüchtigung\r\nder Netzinfrastruktur geführt werden. Zu\r\nden Verbrauchsanlagen wird mit den größten\r\nRLM-Kunden (GTP 2024: TOP 30 Kunden) gesprochen,\r\nsodass im Zuge des GTP die großen Industriebetriebe,\r\nKraftwerke, etc. vorinformiert sind.\r\nZu der Frage e) unter Nachweise/ Einzureichende\r\nDokumente nach Strategien zur Gewährleistung\r\nund Nachweis der Versorgungssicherheit während\r\nUmstellprozess ist festzuhalten, dass die\r\nVersorgungssicherheit der Kunden für Netzbetreiber\r\nhöchstes Gebot ist, auch gerade in Transformationsphasen.\r\nZur technischen Umstellung von\r\nNetzabschnitten werden im GTP 2024 bereits\r\nVorplanungen durchgeführt. Das Netzgebiet wird\r\nin sog. Umstellbezirke eingeteilt werden, die so\r\ngroß sind, dass die Zeitspanne der Nicht-\r\nVersorgung während des Umstellprozesses für\r\nden Kunden vertretbar ist.\r\nAnsprechpartner:\r\nLena Burchartz\r\nEnergiepolitik /Büro Berlin\r\nT: 0151 53570935\r\nLena.burchartz@thuega.de\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Stabstelle Energiepolitik\r\nT: 089-38197-1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/28/1b/385668/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170023.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":"Impulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte \r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der größte und \r\nherausforderndste Teil des Weges liegt aber noch vor uns. Aus \r\nunserer Sicht kann die Energiewende am besten unter dem \r\nLeitprinzip „mehr Markt wagen und Wettbewerb anreizen“ \r\nerfolgreich vollendet werden. Dabei setzt die Politik Leitplan ken, innerhalb derer sich Wettbewerber sowie Kundinnen und \r\nKunden möglichst frei bewegen können. Das Fundament für \r\ndiesen Markt sind solide und zukunftsorientierte Energieinfra strukturen in den Bereichen Strom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf in den nächsten zwei Dekaden ist \r\nenorm! Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen Hand lungsspielräume begrenzt. Daher setzen wir uns für eine \r\nkosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig verlässliche \r\nRahmenbedingungen, marktliche Steuerungsinstrumente, mehr \r\nTechnologieoffenheit, weniger Detailregelungen und weniger \r\nSubventionsbedarf. Darüber hinaus muss die Energiewende \r\nstärker als bisher in einem europäischen Kontext gedacht wer den. Der Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnen marktes und insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes \r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nGemeinsam mit ihren über 100 Partnerunter nehmen ist die Thüga treibende Kraft der Trans formation vor Ort. Mit verlässlichen Rahmenbe dingungen wollen wir als deutschlandweit größtes \r\nNetzwerk kommunaler Energieversorger die \r\nEnergiewende gestalten: Vielfältig. Versorgungs sicher. Finanzierbar.\r\nVielfalt ermöglichen und \r\nFortschritt sichern \r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an \r\nPraxiswissen und sollten vor Ort durch jeweils passgenaue Pla nung und Umsetzung konkretisiert werden. Einseitige Eingriffe \r\nund Vorgaben in den Wettbewerb der Energieträger, Technolo gien und Produktangebote lehnen wir daher ab.\r\nDie besten und kosteneffizientesten Lösungen entstehen im \r\nMarkt. Für den Energiemarkt bedeutet dies, dass der marktli che Ansatz mit echtem Wettbewerb in den Bereichen Erzeu gung, Handel und Vertrieb wieder gestärkt werden muss. Dazu \r\nmuss ein level-playing-field für alle Technologien geschaffen \r\nwerden, anstatt durch aufwendige, staatliche Detailregelungen \r\nwie Technologie- oder Produktvorgaben (Bsp. Dynamische \r\nPflichttarife) Einschränkungen herbeizuführen. Preise und \r\nderen Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der Sys temkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der Ent scheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig. Dort \r\nwo Wettbewerb bereits existiert, muss Politik keine Zusatz anforderungen ohne Mehrwert setzen (Bsp. 24-Stunden-Lie ferantenwechsel). Nur dort, wo Marktversagen droht oder aus \r\nder Struktur heraus kein Markt entstehen kann (Netze), sollte \r\nmit möglichst marktnahen Instrumenten eingegriffen werden. \r\nHier hat sich der europäische Emissionshandel als wirksame \r\nMaßnahme erwiesen und sollte daher für die Zukunft zum zen tralen Steuerungsinstrument gemacht und wie geplant um die \r\nBereiche Wärme und Verkehr erweitert werden. \r\nMehr europäischen Energiemarkt wagen, Preis wettbewerb anreizen, staatliche Eingriffe auf \r\nMarktversagen beschränken und Instrumente wie \r\nden europäischen Emissionshandel stärken, damit \r\nwir einfach und pragmatisch handeln und die \r\nEnergiewende meistern können.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss tech nologieoffen sein und den Kommunen mehr Entscheidungsfrei heit einräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeener giegesetzes (GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen \r\nAnsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenhei ten im Gebäudebestand und in der Wärmeversorgung berück sichtigt. Statt überbordender bürokratischer Hürden braucht \r\nes Vertrauen in die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure, die \r\npragmatische Lösungen für eine klimafreundliche Wärmever sorgung entwickeln und schnell umsetzen können. Einseitige \r\nEingriffe in den Wettbewerb und starre Vorgaben nach dem \r\n„One size fits all“-Prinzip sind kontraproduktiv, teuer und \r\nmachen im heterogenen Gebäudebestand wenig Sinn. \r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeener giegesetz braucht es bei der Wärmewende Tech nologieoffenheit und Vertrauen in die Kompetenz \r\nder Akteure vor Ort – Kommunen und Stadtwer ke. Entscheidungsfreiheit für die Kommunen und \r\nBürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung aller \r\nklimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nImpulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten Seite 2 /3\r\nVersorgungssicherheit als \r\nGarant für den Wirtschafts standort Deutschland\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die \r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig, \r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden. Zur \r\nAbsicherung fluktuierender Erzeugung werden steuerbare \r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter Wärmeerzeu gung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie dagewesenen \r\nDimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus müssen Mole küle in Form von Wasserstoff und Biomethan über die Gasnet ze zu den Kunden gelangen, da es kaum möglich sein wird, alle \r\nnotwendigen Energieanwendungen durch Elektronen abzu decken. Außerdem werden im Wärmebereich neue Nah- und \r\nFernwärmenetze benötigt. Nur so können wir die Wärmewen de in vertretbarer Zeit schaffen und das hohe Maß an Versor gungssicherheit und Resilienz in Deutschland aufrechterhalten. \r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen \r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so zur \r\nStabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen dann \r\nnicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können auch \r\nbei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt werden. Für \r\nlokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene \r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um die lokale Versor gungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig einen Beitrag \r\nzur Dekarbonisierung zu leisten. \r\nEine zügige Verlängerung des KWK-Gesetzes über \r\n2026 hinaus bis mindestens 2035 ist unerlässlich. \r\nDarüber hinaus ist eine Anpassung des KWKG \r\nnotwendig, um Anreize zum Einsatz von klima schonenden Brennstoffen sowie einer system kompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis \r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einem \r\ngeeigneten Kapazitätsmechanismus integriert \r\nwerden, der die Bereitstellung sicherer Leistung \r\nhonoriert. Vor diesem Hintergrund begrüßen und \r\nunterstützen wir die aktuellen Überlegungen zur \r\nEinführung eines kombinierten Kapazitätsmark tes, der auf zentrale und dezentrale Elemente \r\nsetzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungs ebenen dem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird \r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufge nommen bzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen \r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise. \r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und Genehmigungs verfahren liegt dies auch an einem nicht mehr passenden \r\nregulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert fast \r\nausschließlich auf Kostensenkung setzt. \r\nEs braucht einen Regulierungsrahmen, der grund sätzlich den massiven und vorausschauenden \r\nAusbaubedarf anerkennt, unnötige Bürokratie \r\nvermeidet, eine international wettbewerbsfähige \r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt \r\nund steigende Betriebskosten berücksichtigt. \r\nZugleich sollte den Netzbetreibern die Nutzung \r\nvon Batteriespeichern und Elektrolyseuren als \r\nBetriebsmittel ermöglicht werden, um schneller \r\nerneuerbare Energie aufnehmen und das Netz \r\nbesser aussteuern zu können. \r\nDer politische oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur \r\nmuss für die Transformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie \r\nden Ausbau von Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein \r\nsystemischer, systemdienlicher und integrierter Planungsansatz \r\naller Sparten hilft, um die Kosten für den Netzum- und -ausbau \r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkern netz gestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen für \r\ndie Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden. Mit Blick \r\nauf den gewünschten Ausbau der Wärmenetze benötigen alle \r\nAkteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der Bundes förderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke für \r\nihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und Bürgerinnen \r\nund Bürger für ihre Entscheidung über die für sie sinnvollste \r\nHeizungsart. \r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfor dert die zügige Umsetzung des EU-Gaspakets, \r\neine kohärente Regionalplanung und flexible \r\nAnschlussregelungen sowie die Finanzierung und \r\nden Aufbau einer krisensicheren Wasserstoff Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen. \r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem \r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden kön nen, um den schnellen Hochlauf zu befördern. Um \r\ndie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze \r\n(BEW) langfristig auszurichten und finanziell an gemessen auszustatten – werden mindestens drei \r\nMilliarden Euro pro Jahr benötigt.\r\nEnergiewende gestalten Seite 3 /3\r\nFinanzierbarkeit und \r\nKosteneffizienz gewährleisten \r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen \r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU \r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe von \r\n721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen Euro. \r\nAndere Studien gehen von noch größeren Beträgen aus. Allein \r\nfür die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf für \r\ndie kommunale Energiewende von bis zu 90 Milliarden Euro \r\nbis 2045 ermittelt. Notwendig werden diese Mittel vor allem \r\nfür den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus Erneuer baren und modernen Kraftwerken sowie der Netzinfrastruktu ren für Strom, H2 und Wärme. \r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten \r\nCO2\r\n-Vermeidungskosten, sollte bei der Energiewende im \r\nMittelpunkt stehen. Die Beantwortung der Frage „Wo ist der \r\nEuro am sinnvollsten investiert“, sollte dabei dem Markt obliegen. \r\nMit Blick auf die verschiedenen Infrastrukturen sollte es zu \r\neiner noch stärkeren integrierten Planung kommen, um Über kapazitäten zu vermeiden und die Systemkosten so gering wie \r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss \r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind \r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also rund \r\n16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele, um neue \r\nTransformationsprojekte effektiv und in der notwendigen Ge schwindigkeit umzusetzen. Der administrative Aufwand und die \r\nUmsetzung der Informationspflichten kosten die Energiewirt schaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld, das anderswo besser \r\neingesetzt wäre. \r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rah menbedingungen, die auf marktwirtschaftliche \r\nAnreize setzen und langfristige Investitionssicher heit bieten. Gleichzeitig müssen die Infrastruktu ren – noch stärker als bislang geschehen – sinnvoll \r\naufeinander abgestimmt werden, was integrierte \r\nPlanungsprozesse aller Sparten voraussetzt.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der \r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder \r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft leisten \r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare \r\nRahmenbedingungen einer allgemeinen Unsicherheit Vorschub. \r\nDies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber höhere \r\nRisikoaufschläge ansetzen. \r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen \r\nklar auf: Wir benötigen langfristig verlässliche \r\nregulatorische Rahmenbedingungen, um Investi tionen und Finanzmittel anzureizen. Gleichzeitig \r\nmüssen für Investitionen in die Transformation \r\nauch im internationalen Vergleich attraktive, \r\nmarktgerechte Renditen ermöglicht werden, und \r\nzwar sowohl im regulierten (vgl. oben) als auch \r\nim unregulierten Bereich. Die Konditionen sollten \r\nrisikoadjustiert vergleichbar sein. Darüber hinaus \r\nsollte die Idee eines Energiewendefonds unter \r\nRückgriff auf staatliche Ausfallgarantien weiter verfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finan ziellen Belastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft, \r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen, steigt, wenn die \r\nfinanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent und nach vollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche Ausgestaltung der \r\nEnergiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche Akzep tanz. \r\nBei ganzheitlicher Betrachtung sollte die Kosten effizienz das oberste Gebot bei der Umsetzung \r\nder Energiewende sein. Dies transparent und ver ständlich erklärt sowie flankiert durch die echte \r\nEntscheidungsfreiheit der Kundinnen und Kunden\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e7/57/501556/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310082.pdf","pdfPageCount":33,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Gasförmige Energieträger spielen dabei eine Schlüsselrolle,\r\nmüssen jedoch schrittweise defossilisiert werden. Die Einführung einer verbindlichen und\r\nsektorübergreifenden Grüngasquote1 als Treibhausgas(THG)-Minderungsquote soll\r\nsicherstellen, dass fossile Gase durch klimafreundliche Alternativen wie Wasserstoff und\r\nBiomethan ersetzt werden.\r\nDie Gas- und Wasserstoffwirtschaft e.V. hat Frontier Economics beauftragt, ein Konzept für\r\neine Grüngasquote zu entwickeln, die ab 2025/26 den Anteil klimafreundlicher Gase wie\r\nWasserstoff und Wasserstoff-Derivate sowie Biomethan stetig steigert und damit die CO₂-\r\nEmissionen im deutschen Gasmarkt nachhaltig reduziert. Unser Quotenvorschlag basiert auf\r\nden Prinzipien eines effektiven Beitrags zur Klimaneutralität und fairen Wettbewerbs zwischen\r\nGrüngasen, der Sicherung bezahlbarer Gasversorgung sowie der Anknüpfung an EUNachhaltigkeitsvorgaben,\r\num die Energiewende kosteneffizient und zielgerichtet zu gestalten.\r\nTabelle 1 fasst die Kernelemente zusammen.\r\nTabelle 1 Kernelemente des Grüngas-Quotenvorschlags im Überblick\r\nAusgestaltungsvorschlag\r\nAllgemein\r\nDie Teilnahme an der Grüngasquote ist verpflichtend für Inverkehrbringer, meist\r\nGaslieferanten, mit einem geographischen Fokus auf Deutschland und möglicher\r\nspäterer EU-Erweiterung. Die Quote basiert auf der THG-Minderung und ist\r\nhandelbar, mit uneingeschränktem Banking und begrenztem Borrowing (30 % für\r\ndie Dauer von einem Jahr). Bei Nichterfüllung wird eine Pönale von 600 €/tCO₂\r\nerhoben und die Quote ist kumulativ sowie sektorübergreifend angelegt.\r\nHerkunft\r\nZulässige Grüngase umfassen alle erneuerbaren und dekarbonisierten Gase, inkl.\r\nWasserstoff-Derivaten, die den nationalen und EU-Nachhaltigkeitskriterien (z. B.\r\nEU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie, kurz „RED III“, und Gasbinnenmarktrichtlinie)\r\nentsprechen. Die Herkunft ist global, sofern die Anforderungen an\r\nMassenbilanzierung und Zertifizierung entsprechend den EU-Vorgaben\r\neingehalten werden. In der Anfangsphase können optional Multiplikatoren für\r\ngrünen Wasserstoff und seine Derivate angerechnet werden.\r\nVerwendung\r\nDie Beimischung von Grüngasen zu fossilen Gasen ist im Rahmen der technischen\r\nGrenzwerte zulässig.2 ETS 1-Anlagen sind in der Anfangsphase vorübergehend\r\nvon der Quote ausgenommen. Die Zertifizierung und Nachverfolgung erfolgen über\r\nein Massenbilanzierungssystem und alle Lieferwege werden einbezogen.\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n1 Der Einfachheit halber wird hier der Begriff „Grüngas“ auch für dekarbonisierte Gase verwendet.\r\n2 Mit Blick auf Biomethan und synthetisches Methan ist eine Beimischung in das Erdgasnetz voraussichtlich\r\nunproblematisch. Für Wasserstoff hingegen ist dies aus technischer Sicht nur mit Einschränkungen möglich.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 4\r\nDer von uns vorgeschlagene Quotenpfad (Abbildung 1) sieht einen ambitionierten – aber durch Abgleich mit bestehenden Potenzialabschätzungen realistischen – Hochlauf von Grüngasen bis zum Jahr 2045 vor. Als Startwert setzen wir den heutigen Anteil von Grüngasen am Gasverbrauch an, der Zielwert umfasst im Einklang mit den aktuellen Klimaschutzzielen der Bundesregierung eine Quote von 100% Grüngasen im Jahr 2045. Der S-Kurvenverlauf legt den Fokus des Hochlaufs auf die mittlere Frist (2030-2040). Dies schafft eine Balance von effektiven Anreizen (und sichert damit die politische Akzeptanz) und realistischen Zielen, da kurzfristig das Grüngas-Angebot begrenzt ist und langfristig der Ersatz der letzten fossilen Gase (z. B. die stoffliche Nutzung von Erdgas in der chemischen Industrie) ökonomisch voraussichtlich teuer ist („hard-to-abate“).\r\nAbbildung 1 Vorgeschlagener Quotenpfad\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nDie GG\r\n-Quote verpflichtet die Gaswirtschaft schrittweise dazu, einen wachsenden Anteil der Gasnachfrage durch klimafreundliche Gase zu decken, was Investitionen in Produktion, Infrastruktur und Verbrauchsanpassungen erfordert. Um die damit verbundenen Risiken abzumildern, sind Sicherungsmechanismen wie regelmäßige Evaluierungen und Force-Majeure-Regeln vorgesehen, die marktbedingte oder unvorhersehbare Störungen adressieren, ohne die Klimaziele zu gefährden.\r\nUnser Vorschlag zum\r\nUmsetzungsprozess der GG-Quote (Abbildung 2) minimiert den bürokratischen Aufwand, indem bestehende Institutionen und Prüfprozesse genutzt werden. Der Prozess umfasst die Überwachung der Nachhaltigkeitskriterien entlang der gesamten Lieferkette, die Nachverfolgung über etablierte Datenbanken wie die Unionsdatenbank für Biokraftstoffe (UDB) und die nationale Biomassedatenbank Nabisy sowie den Handel überschüssiger Quoten auf Sekundärmärkten. Letzteres erhöht die Effizienz und Flexibilität der Quotenumsetzung.\r\n2%2%2%3%5%7%10%14%20%28%38%50%61%72%81%88%92%95%97%99%100%0%20%40%60%80%100%QuotenhöheFinal\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 5\r\nAbbildung 2 Umsetzungsprozess der GG-Quote\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: [1] https://www.ble.de/SharedDocs/Downloads/DE/Klima-Energie/Nachhaltige-Biomasseherstellung/Anerkennung_de.pdf?__blob=publicationFile&v=1, [2] https://nabisy.ble.de/app/start, [3] https://wikis.ec.europa.eu/display/UDBBIS/Union+Database+for+Biofuels+-+Public+wiki.\r\nDer Vorschlag zur Grüngasquote sieht mehrere Implementierungsphasen vor, um bis 2045 die Klimaneutralität des Gassektors zu erreichen. Nach einer Vorbereitungsphase (2025–2026) folgen eine temporäre Ausnahmephase für ETS 1-Anlagen, die Einführung einer sektorübergreifenden Quote und langfristig eine mögliche Ausweitung der Quote auf EU-Ebene.\r\nImport/ Produktion ErdgasGasförmige Energie in kWhPoSmit THG-Fußabdruck des GGLieferant (Inverkehrbringer)Gaskunde(alle Sektoren)Überwachungs-instanz Quote (Zoll)Nachweisinstanz GG (Nabisy[2]/UDB[3])Inverkehrbringer sind quotenverpflichtet(Pönale bei Untererfüllung)Erzeugung und TransportEnergieversorgungAbwicklung des QuotennachweiseAbwicklung des Energieflusses13251Lieferant bezieht physisch gasförmige Energie (Mischung aus konventionellen und grünen Gasen)2Lieferant erhält im Umfang der bezogenen GG-Mengen Nachhaltigkeitsnachweise (PoS) bei der Nachweisinstanz3Lieferant verkauft physisch gasförmige Energie an Endkunden5Lieferant ermittelt bis zu einem Stichtag die nötige THG-Minderung in tCO2 zur Erfüllung der GG-Quote und weist gegenüber der Überwachungsinstanz die Erfüllung nach (bzw. betreibt Banking/Borrowing)ETS 1-Kunden in Anfangsphase ausgenommenImport/ Produktion GGAnerkannte[1]Zertifizierungsstellen2MassenbilanzierungSekundärhandel Quotenerfüllung44Lieferant kann GG-Quotenerfüllung über Sekundärmarkt handeln\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 6\r\n1 Ziele der Grüngasquote und Ausgestaltungsprinzipien\r\nDeutschland hat sich Klimaneutralität bis zum Jahr 2045 zum Ziel\r\ngesetzt und dies im Bundes-Klimaschutzgesetz verankert, um die Folgen des Klimawandels zu begrenzen. Gasförmige Energieträger, heute v.a. als fossiles Erdgas bereitgestellt, spielen für die deutsche Energieversorgung eine wichtige Rolle.3\r\nDamit die\r\nKlimaschutzziele zuverlässig erreicht werden können und gasförmige Energieträger langfristig eine Perspektive im Energiemix haben, muss der Anteil von fossilen Gasen sukzessive reduziert und durch klimafreundliche Gase („Grüngase“) ersetzt werden. Um dies zu erreichen hat die Gas- und Wasserstoffwirtschaft e.V. Frontier Economics Ltd. beauftragt, eine Grüngasquote („GG-Quote“) mit folgenden Eckpunkten zu konzeptionieren:\r\n■\r\nBis 2025/26 soll eine verbindliche GG-Quote etabliert werden, die ab 2027 greift, um den Anteil von Grüngasen am deutschen Gasmarkt schrittweise bis auf 100% im Jahr 2045 zu erhöhen.\r\n■\r\nMarktakteure, die fossile Gase in verschiedenen Formen (z. B. Pipelinegas oder LNG) vertreiben, sollen verpflichtet werden, einen steigenden Anteil CO₂-reduzierender Gase wie Wasserstoff, dessen Derivate sowie Biomethan einzusetzen.\r\n■\r\nDie GG-Quote soll so dazu beitragen, die jährlichen CO₂-Emissionen zu reduzieren, indem Erdgas durch nachhaltige Alternativen ersetzt wird.\r\nIm Folgenden stellen wir die\r\nAusgestaltungsprinzipien (Abschnitt 1.1), auf denen unser Quotenvorschlag basiert, das Grundkonzept der GG-Quote (Abschnitt 1.2) und die Struktur der Studie (Abschnitt 1.3) vor.\r\n1.1 Ausgestaltungsprinzipien\r\nBei der Ausgestaltung des Quotenvorschlags berücksichtigen wir fünf Kriterien:\r\nEffektivität/Zielerreichung, Kosteneffizienz, Verteilungseffekte, Umsetzbarkeit und Akzeptanz. Daraus leiten wir die folgenden Ausgestaltungsprinzipien (Abbildung 3) ab, auf die Grundlage für unser Grüngasquotenkonzept bilden:\r\n■\r\nEffektiver Beitrag der Gaswirtschaft zum Klimaneutralitätsziel – Die Gaswirtschaft spielt potentiell eine entscheidende Rolle, um die deutschen und europäischen Klimaziele zu erreichen, da Gase die Resilienz der Energiewende erhöhen und Elektrifizierungspfade komplementieren können. Grüngase wie Wasserstoff, synthetisches Methan und Biomethan bieten dabei Möglichkeiten, fossile Brennstoffe zu ersetzen und die CO₂-Emissionen signifikant zu reduzieren.4 Die effektive Nutzung von\r\n3 Erdgas stellte lauf Energiebilanz im Jahr 2022 fast 24 % der in Deutschland genutzten Primärenergie zur Verfügung, siehe https://ag-energiebilanzen.de/daten-und-fakten/bilanzen-1990-bis-2030/?wpv-jahresbereich-bilanz=2021-2030.\r\n4 https://www.frontier-economics.com/media/25cd1ei4/frontier-economics-ensuring-resilience-in-the-european-energy-transition.pdf\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 7\r\nGrüngasen kann somit\r\n– insbesondere aufgrund der bestehenden Gasinfrastruktur – zu insgesamt niedrigeren Kosten der Energiewende führen.\r\n■\r\n„Level-Playing-Field“ für Grüngase, d. h. fairer Wettbewerb zwischen Defossilisierungsoptionen – Ein fairer Wettbewerb zwischen verschiedenen Defossilisierungsoptionen gewährleistet, dass technologische Innovationen und marktwirtschaftliche Effizienz gefördert werden. Dies erfordert klare regulatorische Rahmenbedingungen, die allen Optionen gleiche Chancen einräumen und gleichzeitig die langfristige Versorgungssicherheit stärken.\r\n■\r\nErhalt bezahlbarer Gasversorgung sowie Investierbarkeit in die Gasinfrastruktur – Eine bezahlbare Gasversorgung ist ein entscheidender Faktor für die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft und zur Entlastung der Verbraucher. Gleichzeitig muss die Investitionsfähigkeit in Gasinfrastrukturen gewährleistet werden. Verlässliche und geeignete Rahmenbedingungen für Investitionen sind notwendig, um bestehende Netzwerke nachhaltig anzupassen und sie zukunftsfähig für ein klimaneutrales Energiesystem zu gestalten. Dies ist insbesondere relevant vor dem Hintergrund des Wertes der bestehenden Gasinfrastruktur sowie der Rolle, welche die Nutzung dieser Infrastruktur für eine kostengünstige Energiewende spielen kann.5\r\n■\r\nAnknüpfung an bestehende Nachhaltigkeitssysteme und sonstige relevante EU-Vorgaben – Die EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie (englisch: Renewable Energy Directive, aktuelle Fassung kurz „RED III“6), die Gasbinnenmarktrichtlinie7 und delegierte Rechtsakte sowie die nationale Umsetzung in Gesetze und Verordnungen bilden den rechtlichen und strukturellen Rahmen für die Förderung erneuerbarer Energien in der EU. Damit wird eine konsistente, zielgerichtete und europäisch anschlussfähige Umsetzung der GG-Quote gewährleistet.\r\nAuf Grundlage dieser Ausgestaltungsprinzipien legen wir die zentralen Parameter der von uns\r\nvorgeschlagenen GG-Quote fest.\r\n5 Siehe z. B. Frontier Economics im Auftrag der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber (2017): Der Wert der Gasinfrastruktur für die Energiewende in Deutschland: https://www.vng.de/sites/default/files/2021-03/fnb-_gas_frontier_economics_gasinfrastruktur_fuer_die_energiewende.pdf\r\n6 Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Dezember 2018, zuletzt geändert im Juni 2024, siehe https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/HTML/?uri=CELEX:02018L2001-20240716.\r\n7 Richtlinie (EU) 2024/1788 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/HTML/?uri=OJ:L_202401788\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 8\r\nAbbildung 3 Übersicht der Bewertungskriterien und Ausgestaltungsprinzipien\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n1.2 Grundkonzept Grüngasquote\r\nDie in dieser Studie vorgeschlagene\r\nGG-Quote verpflichtet die Inverkehrbringer von Gasen, einen gesetzlich vorgegebenen Anteil („Quote“) fossiler Gase durch klimaneutrale Gase bzw. eine äquivalente Menge klimafreundlicher Gase zu ersetzen.8 Die Quote entspricht somit einer prozentualen THG-Minderung aller in Verkehr gebrachten Gase. Im Einklang mit den langfristigen Klimaschutzzielen steigt die Quote im Zeitverlauf an.\r\nUm die Quote zu erreichen, können Verpflichtete entweder direkt ihre in Verkehr gebrachten\r\nGase durch Grüngase ersetzen oder auf Handelsprodukte zugreifen. Auf diesem Sekundärmarkt können Verpflichtete, die ihre Quote übererfüllt haben, diese zusätzlichen Mengen mit anderen Verpflichteten handeln, die z. B. ihre Quote nicht über eigene Grüngasmengen erfüllen. Um für Quotenverpflichtete Flexibilität und Optimierungsspielraum zu schaffen und insbesondere kurzfristige (z. B. witterungsbedingte) Mengenrisiken abzufedern, können Quoten im gewissen Umfang in der Folgeperiode erfüllt („Borrowing“) oder eine Überüberfüllung auf die nächste Periode übertragen werden („Banking“).\r\nDie Einhaltung der Quoten muss regelmäßig überprüft werden. Hierzu ist durch\r\nQuotenverpflichtete zu einem Stichtag nachzuweisen, dass die Quotenverpflichtung für die vorangegangene Periode (in der Regel ein Kalenderjahr) mit zulässigen Grüngasen (unter Berücksichtigung von Handel, Banking und Borrowing) erfüllt wurde. Andernfalls muss eine Strafzahlung (Pönale) erhoben werden.\r\n8 Eine Quote von 10 % bedeutet bspw., dass der Verpflichtete entweder 10% der Gasmenge durch klimaneutrale Gase (100% THG-Minderung im Vergleich zu fossilen Gasen) oder 20% der Gasmenge durch klimafreundliche Gase mit 50% THG-Minderung bereitstellt.\r\nUmsetzbarkeit Ist das Instrument mit vertretbarem Aufwand umsetzbar (auch für Effizienz relevant)? Ist das Instrument mit bereits implementierten Instrumenten (und Prozessen) kompatibel?VerteilungseffekteKosteneffizienzStatisch: Erreicht das Instrument die vorgegebenen Ziele zu minimalen gesamtwirtschaftlichen Kosten? Dynamisch: Beanreizt das Instrument zukünftige Kostensenkungspotentiale und Innovationen? Ist das Instrument zukunftsfähig?Effektivität / ZielerreichungIn welchem Umfang trägt das Instrument zur CO2-Reduktion bei?Ist das Instrument geeignet, den Hochlauf von Grüngasen zu erreichen?Wie sicher kann Zielerreichung (Klimaneutralität) gewährleistet werden?BewertungskriterienAkzeptanzWie ist die Akzeptanz in der Politik/Branche? Sind rechtliche Bedenken durch die EU KOM zu erwarten? [nur indikativ aus ökonomischer Sicht]Umverteilungseffekte im Vergleich zum Status quo:Welche Akteure sind die Profiteure der Maßnahme? Welche Akteure müssen für die Kosten aufkommen?AusgestaltungsprinzipienEffektiver Beitrag zum Klimaneutralitätsziel der Gaswirtschaft Erhalt bezahlbarer Gasversorgung / „Investability“ in GasinfrastrukturAnknüpfung an bestehende Nachhaltigkeits-systeme (RED III) und sonstige relevante EU-VorgabenLevel PlayingField für GG –d.h. fairer Wettbewerb zwischen Dekarbonisierungs-Optionen\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 9\r\nIm Detail bestehen für ein solches Grüngasquotendesign eine Vielzahl von\r\nAusgestaltungsmöglichkeiten, die in dieser Studie diskutiert und für die Empfehlungen abgeleitet werden.\r\n1.3 Struktur der Studie\r\nDie weitere Studie ist in folgende Abschnitte untergliedert:\r\n■\r\nZunächst erarbeiten wir Vorschläge zu den zentralen Ausgestaltungsparametern, wie bspw. den Quotenverpflichteten, den zulässigen Grüngasen und den Sektoren (Abschnitt 2).\r\n■\r\nBasierend auf diesem Ausgestaltungsvorschlag leiten wir einen Vorschlag zur Höhe des Quotenpfades über die Zeit und der Quotenformel (Abschnitt 3) her.\r\n■\r\nIn Abschnitt 4 stellen wir die Grundzüge zur Umsetzung der GG-Quote vor, d. h. die Ausgestaltung der Prozesse und Implementierungsphasen.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 10\r\n2 Zentrale Ausgestaltungsparameter\r\nTabelle\r\n2 fasst die zentralen Ausgestaltungsparameter der von uns vorgeschlagenen GG-Quote zusammen. Im Folgenden stellen wir die zugrundeliegenden Überlegungen auf Basis der Ausgestaltungsprinzipien (Abschnitt 1.1) ausführlich dar.\r\n2.1 Grundausrichtung der Quote als Garantielösung\r\nDie GG\r\n-Quote soll sicherstellen, dass die Gasversorgung langfristig klimaneutral wird (siehe Abschnitt 1). Die Quote sollte daher als „Garantielösung“ für eine langfristig klimaneutrale Gaswirtschaft konzipiert werden, die den notwendigen Rahmen für die notwendigen langfristigen Investitionen in Produktionskapazitäten, Speicher- und Transportinfrastruktur sowie Umstellungen bei Verbrauchsanlagen schafft.\r\nEine GG\r\n-Quote wirkt am effektivsten als Garantielösung, wenn die Quote über Sektoren hinweg („sektorübergreifend“) und kumulativ ausgestaltet wird:\r\n■\r\nSektorübergreifende Quote – Sektorübergreifend bedeutet, dass die Quotenziele über alle Sektoren hinweg gilt und keine sektorspezifische Unterquoten festgelegt werden.9 Eine sektorübergreifende Quote ermöglicht es den Verpflichteten, Emissionen dort zu reduzieren, wo dies am kostengünstigsten möglich ist. Somit werden die volkswirtschaftlichen Kosten für den Klimaschutz, die in der Regel an Verbraucher weitergegeben werden, minimiert und Gas bleibt als Energieträger möglichst bezahlbar. Ein solcher Ansatz ist zudem praktikabler, da sektorspezifische Quoten eine detaillierte Regulierung und Überwachung jedes einzelnen Sektors erfordern. Ein sektorspezifischer Ansatz würde zudem zu einem höheren administrativen Aufwand für Nachweis und Überprüfung führen.\r\nZudem könnte eine sektorspezifische Quote die langfristige Defossilisierung des Gassektors weniger effektiv verfolgen, da eine sektorspezifische Quote – im Gegensatz zu einer sektorübergreifenden Quote – nicht den gesamten Gassektor im Blick hätte und somit nicht in gleichem Maße zum Erreichen übergreifender Klimaneutralitätsziele beitragen könnte. Dennoch können einzelne Sektoren bei Bedarf vom Geltungsbereich der Quote ausgenommen werden. Eine genauere Diskussion hierzu erfolgt in Abschnitt 2.4.\r\n9 Dies bedeutet nicht, dass der Grüngashochlauf in allen Sektoren gleich schnell ist. In Sektoren mit kostengünstigen Defossilisierungspotenzialen werden fossile Gase schneller durch Grüngase ersetzt und andere Sektoren langsamer. Durch das 100%-Ziel im Jahr 2045 wird die vollständige Klimaneutralität erreicht.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 11\r\nTabelle 2 Vorschlag GG-Quote im Überblick\r\nParameter Ausgestaltungsvorschlag\r\nAllgemeine Merkmale\r\nTeilnahmebedingungen Verpflichtende Teilnahme an der Quote\r\nQuotenverpflichtete\r\nInverkehrbringer (angelehnt an die Definition im\r\nEnergiesteuergesetz)\r\nGeographischer\r\nGeltungsbereich\r\nBeschränkt auf Deutschland, später mögliche\r\nErweiterung auf EU\r\nBezugsgröße der Quote\r\nTHG-Minderungsquote, mit Gasverbrauch als\r\nBezugsgröße\r\nHandelbarkeit\r\nHandelbarkeit vorgesehen (inkl. Dritte) – sichergestellt\r\nüber Nachweise und Quotenübertrag\r\nBanking Banking uneingeschränkt zulässig\r\nBorrowing\r\nBorrowing begrenzt zulässig (Menge: max. 30% der\r\nVerpflichtung, Dauer: max. 1 Jahr, d.h. auf Folgeperiode)\r\nPönale\r\n600 €/tCO2 (angelehnt an THG-Minderungsquote für\r\nKraftstoffe), keine Nacherfüllungsverpflichtung\r\nSektorale Reichweite /\r\nAdditiv vs. kumulativ\r\nKumulative und sektorübergreifende Quote\r\nHerkunft\r\nZulässige Grüngase\r\nSämtliche erneuerbare und dekarbonisierte Gase (inkl.\r\nH2-Derivaten)10\r\nNachhaltigkeitskriterien\r\nIm Einklang mit nationalen / EU-Nachhaltigkeitskriterien\r\n(EU-Erneuerbaren-Richtlinie, Gasbinnenmarktrichtlinie\r\nund delegierte Rechtsakte, BImSchG, etc.), bspw.\r\nMindest-THG-Einsparquoten\r\nUrsprungsland Keine Begrenzung der erlaubten Ursprungsländer.\r\nMultiplikatoren bei\r\nAnrechnung\r\nOptional: In der Anfangsphase können Multiplikatoren für\r\ndie Anrechnung von grünem Wasserstoff und seinen\r\nDerivaten angesetzt werden.\r\nVerwendung\r\nBeimischung zu fossilen\r\nGasen\r\nBeimischung von Grüngasen zu fossilen Gasen\r\nzulässig11\r\nAusgenommene\r\nSektoren\r\nETS 1-Anlagen in der Anfangsphase von der\r\nQuotenberechnung ausgenommen (bis zum Betrieb von\r\nH2-ready Kraftwerken mit Wasserstoff12)\r\nZertifizierungs-/\r\nNachverfolgungssystem\r\nDie Erfüllung wird mittels Massenbilanzierung\r\nsichergestellt.\r\nLieferwege Alle Lieferwege und Gasverbräuche sind inbegriffen.\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n10 Hierbei sind die jeweils geltenden DVGW-Regeln zu berücksichtigen.\r\n11 Bei einer Beimischung müssen technische Grenzwerte berücksichtigt werden. Mit Blick auf Biomethan und synthetisches\r\nMethan ist eine Beimischung in das Erdgasnetz voraussichtlich unproblematisch. Für Wasserstoff hingegen ist dies aus\r\ntechnischer Sicht nur mit Einschränkungen möglich.\r\n12 Dies bedeutet, dass die im ETS 1 verbrauchten Gasmengen nicht im Nenner der Quote berücksichtigt werden.\r\nAngesichts der aktuellen Pläne und unter Annahme der Kraftwerksstrategie scheint 2035 ein realistisches Datum für die\r\nEinbeziehung der ETS 1-Anlagen in die GG-Quote (abhängig von den gesetzgeberischen Rahmenbedingungen).\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 12\r\n■\r\nKumulative Quote – Die Quote sollte kumulativ ausgestaltet werden, sodass alle Grüngasmengen angerechnet werden, unabhängig davon, ob sie bereits über andere Förderinstrumente direkt oder indirekt beanreizt wurden (bspw. THG-Minderungsquote). Hierfür spricht insbesondere die bessere Umsetzbarkeit im Gegensatz zu einer additiven Quote13, für welche ein aufwendiges Tracking-System eingeführt werden müsste, um sicherzustellen, dass Quotengase nicht anderweitig angerechnet werden. Die kumulative Ausgestaltung der Quote reduziert somit im Vergleich zu einer additiven Quote aufgrund der sonst komplexen Interaktion mit anderen Instrumenten die Umsetzungskosten.\r\nZudem stellt die kumulative Ausgestaltung der Quote sicher, dass das Ziel von 100% Grüngasen und somit die langfristige Klimaneutralität des Gassektors erreicht wird. Aus heutiger Sicht ist nicht bekannt, welche Grüngase zukünftig über welche Instrumente (wie CO2-Handel, GEG-Vorgaben usw.) in den Markt kommen. Dadurch ist es auch nicht möglich die Quote für den „Restmarkt“, welche durch eine additive Quote zu adressieren wäre, a priori zu bestimmen.\r\nEin sektorübergreifendes kumulatives GG\r\n-Quotenmodell bietet somit insgesamt wesentliche Vorteile gegenüber einer sektorspezifischen additiven Ausgestaltung der Quote:\r\n■\r\nEffektiver Beitrag zum Klimaneutralitätsziel – Durch die Ausgestaltung als sektorübergreifende und kumulative Quote kann die Quote so definiert werden, dass die Gaswirtschaft durch eine Quotenhöhe von 100 % zum langfristigen Ziel der Klimaneutralität beiträgt, während gleichzeitig eine Übersteuerung der Quote vermieden wird.14 Eine sektorspezifische additive Quote kann als inkrementelle Quote zwar ebenfalls zusätzliche Grüngase (über die bestehenden Klimaschutzinstrumente hinaus) beanreizen, das langfristige Erreichen der Klimaneutralität des Gassektors (d. h. 100% Grüngase) hinge jedoch maßgeblich auch von der Zielerreichung anderer Instrumente ab (z.B. des EU ETS). Somit kann sowohl eine Untererfüllung als auch eine Übererfüllung nicht ausgeschlossen werden.\r\n■\r\nErhalt bezahlbarer Gasversorgung und Investierbarkeit – Die sektorübergreifende kumulative GG-Quote stellt sicher, dass die Gaswirtschaft insgesamt die anvisierten Klimaziele erfüllt und die Erfüllung dieses Ziel kostenminimal erreicht werden kann, indem Grüngase zuerst in den Sektoren zur Anwendung kommen, in denen die Kosten am geringsten sind. Somit trägt eine sektorübergreifende Quote entscheidend zum Erhalt bezahlbarer Gasversorgung bei und bietet so durch die Sicherung eines nachhaltigen Geschäftsmodells langfristige Perspektiven für die Gasbranche.\r\n■\r\nAnknüpfung an bestehende Nachhaltigkeitssysteme und EU-Vorgaben – Die sektorübergreifende kumulative GG-Quote ist für Verpflichtete mit vertretbarem Aufwand umsetzbar, da nur der Gesamtabsatz an Gas relevant ist und keine scharfe Abgrenzung\r\n13 Bei einer additiven Quote wird die Quotenerfüllung zu anderen Instrumenten klar abgegrenzt, d. h. Grüngase, welche für die GG-Quote angerechnet werden, dürfen nicht durch andere Instrumente gefördert sein oder gegen andere Verpflichtungen angerechnet werden.\r\n14 Eine Übersteuerung der Quote läge vor, wenn diese – zusammen mit anderen Instrumenten – zu einer gesamten GG-Quote von über 100 Prozent führt.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 13\r\ngegenüber anderen Instrumenten notwendig ist. Mit Blick auf die Anknüpfung an\r\nbestehende Nachhaltigkeitssysteme ist die sektorspezifische additive GG-Quote ungeeignet, da ihre Umsetzung aufgrund der Abgrenzung der genutzten Gase zu anderen Instrumenten deutlich komplexer wäre und insbesondere hohe Tracking-Anforderungen mit sich brächte. Bspw. müsste beim Einsatz von Grüngasen im ETS-Sektor nachgewiesen werden, dass diese nicht allein aufgrund der CO2-Bepreisung in den Markt gebracht wurden. Zudem müsste die Parametrierung sehr granular und präzise sein, um den gewünschten Effekt zu erreichen.\r\n2.2 Allgemeine Ausgestaltungsmerkmale\r\nIm Folgenden begründen wir zentrale allgemeine Ausgestaltungsmerkmale, die den\r\ngrundlegenden Rahmen für die Konzeption des Quotenvorschlags legen.\r\n■\r\nDie Teilnahme an der Quote ist verpflichtend – Für die effektive Umsetzung der Quote und das Erreichen der Klimaneutralität des Gassektors ist eine verpflichtete Teilnahme nötig. Eine alternative freiwillige Teilnahme würde hingegen nicht das Erreichen der gesetzten Ziele gewährleisten, der politischen Akzeptanz schaden und so die Wirksamkeit der Quote unterminieren.\r\n■\r\nInverkehrbringer eignen sich am besten als Quotenverpflichtete – Das Anknüpfen an die Funktion des „Inverkehrbringers“ aus dem Energiesteuergesetz15 ermöglicht zum einen eine rechtssichere Definition des Quotenverpflichteten: über die Steuerpflicht ist der Adressat der GG-Quote eindeutig geregelt und eine Doppelbelastung wird verhindert. Zum anderen minimiert das den zusätzlichen bürokratischen Aufwand, da Inverkehrbringer die für die Quotenbestimmung relevanten Informationen (insb. die abgesetzte Gasmenge) bereits für die Steueranmeldung erfassen und melden müssen.\r\n■\r\nDer geographische Geltungsbereich der Quote ist zunächst auf Deutschland beschränkt – Die Quote leistet so einen wirksamen Beitrag zur Erreichung der in Deutschland gesetzten Klimaziele, indem sie die vollständige Defossilisierung des Gassektors als Ziel verfolgt. Eine spätere Ausweitung des Geltungsraums auf die Europäische Union ist im Rahmen des vorgeschlagenen Modells für die GG-Quote als Option möglich und wäre im Sinne eines europäischen Level-Playing-Fields wünschenswert. Dafür setzen wir mit unserem Vorschlag an den europäischen Nachhaltigkeitskriterien für Grüngase an.\r\n■\r\nDie Quote wird als Treibhausgas-Minderungsquote (bezogen auf den gesamten Gasverbrauch) definiert – Ein zentrales Ausgestaltungsprinzip der Quote ist ein gesicherter, effektiver Beitrag zum Klimaschutz bzw. zur Defossilisierung des Gassektors. Mit Blick auf dieses Ziel ist die Ausgestaltung als THG-Minderungsquote zielführender als eine rein „energetische Quote“16, welche anhand der in Verkehr gebrachten (Grüngas-) Mengen definiert wäre. Weiter sollten sämtliche Gasverbräuche inkludiert werden (d. h.\r\n15 §8 EnergieStG allgemein sowie §38 EnergieStG für Erdgas.\r\n16 Eine „energetische Quote“ zielt im Gegensatz zur THG-Minderungsquote auf die in Verkehr gebrachten (energetischen) Mengen an Grüngasen ab und berücksichtigt dabei nicht den Beitrag der genutzten Grüngase zur Defossilisierung.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 14\r\nErdgas, biologisches und synthetisches Methan, Wasserstoff(\r\n-Derivate)), um eine möglichst weite Geltung der Quote und ein Level-Playing-Field verschiedener Energieträger sicherzustellen.\r\n■\r\nDie Handelbarkeit der Quote sollte über Nachweise und Quotenübertrag ermöglicht werden – Für die effiziente Umsetzung der Quote muss diese handelbar sein. Die Handelbarkeit der Quote ermöglicht es, dass die Erfüllung dort im Gassektor erfolgt, wo sie am kostengünstigsten ist. Dies gilt sowohl mit Blick auf die Beschaffung der Grüngase als auch deren Verwendung. Daraus folgt, dass die Quote, neben der physischen Erfüllung, auch bilanziell (bspw. durch einen Quotenübertrag, wie bei der THG-Minderungsquote für Kraftstoffe oder den Nachweis über „Quoten-Zertifikaten“) erfüllt werden kann.\r\n■\r\nBanking (uneingeschränkt) und Borrowing (eingeschränkt) zulässig – Banking bedeutet, dass Quotenverpflichte eine Überfüllung ihrer Quote heute in späteren Perioden gegen ihre Ziele anrechnen können. Borrowing ermöglicht die nachträgliche Erfüllung einer Verpflichtung ohne Pönale. Beide Instrumente erhöhen die Effizienz und Stabilität der GG-Quote und sind wichtige Risikomanagementinstrumente für Quotenverpflichtete.\r\nOhne Banking und Borrowing können die Preise für die Grüngasquotenerfüllung im Zeitverlauf stark schwanken:\r\n□\r\nIm Falle einer sektorweiten Übererfüllung in einer Periode würden die Quotenpreise ohne Banking stark (ggf. sogar auf null) fallen. Ein gutes Beispiel dafür ist der europäische Emissionshandel (EU ETS). Gegen Ende der 2. Handelsperiode (2008–2012) gab es in Folge der Wirtschaftskrise 2008/09 einen Überschuss an Emissionszertifikaten. Da Unternehmen die überschüssigen Zertifikate nicht in die 3. Handelsperiode (2013–2020) übernehmen konnten, kam es zu einem Überangebot, das die Preise für CO₂-Zertifikate unter 5 €/t CO₂ einbrechen ließ.\r\n□\r\nUmgekehrt können die Quotenpreise stark steigen (bis in die Nähe der Pönale, siehe unten), wenn es marktweit zu einer kurzfristigen (z.B. witterungsbedingten) Knappheiten von Grüngasen kommt. Ein Beispiel hierfür ist die THG-Minderungsquote für Kraftstoffe: Im Jahr 2022 stieg der Preis für THG-Zertifikate zeitweise auf über 400 €/t CO₂ (und lag damit nahe an der Pönale von 600 €/t CO₂).17 Diese Entwicklung wurde durch eine erhöhte Nachfrage nach CO₂-Zertifikaten infolge der Verschärfung der Quotenziele begünstigt. Das steigende Angebot an Ladestromzertifikaten und der Betrugsskandal um Emissionsreduktionszertifikate (sogenannter „UERs“) aus China führten zu einem starken Preisverfall auf unter 100 €/ t CO₂ im Jahr 2024.18\r\nBanking und Borrowing verstetigen die Preise für die Grüngasquotenerfüllung. Dies senkt das Preisrisiko für die Verpflichteten und schafft einen stabileren Rahmen für\r\n17 https://www.emobility.energy/thg/thg-quote-preisentwicklung.\r\n18 https://www.now-gmbh.de/wp-content/uploads/2024/09/NOW-Factsheet_THG-Quotenhandel.pdf\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 15\r\nInvestitionsrahmen in die Grüngasproduktion, die für die Finanzierbarkeit möglichst stabile Zahlungsströme benötigt.\r\nDies ist für den Gassektor besonders relevant, da die temperaturabhängige Gasnachfrage zwischen Jahren stark schwanken kann.19 Zudem weist die Gasnachfrage eine starke Saisonalität auf,20 sodass die gesamte Gasnachfrage eines Jahres frühestens erst Ende Dezember absehbar (bei nur jährlich gemessenen Standardlastprofilkunden u.U. sogar noch deutlich später, wenn die Verbrauchszähler abgelesen wurden) und somit nicht langfristig planbar ist.\r\nDamit langfristig die Effektivität (mit Blick auf den Beitrag zur Defossilisierung des Gassektors) sowie die Glaubwürdigkeit der GG-Quote gewährleistet werden, sollte das erlaubte Borrowing sowohl in der Menge (bspw. auf 30%) als auch in der Dauer (max. 1 Jahr, d. h. auf die Folgeperiode) begrenzt werden.\r\n■\r\nHohe Pönale (600 €/tCO2) schafft starke Anreize zur Quotenerfüllung – Die Pönale soll sicherstellen, dass die Verpflichteten einen Anreiz haben, die Quote zu erfüllen. Das bedeutet, dass die Pönale höher sein sollte als der Preisaufschlag für Grüngase im Vergleich zu fossilen Gasen. Unser Vorschlag sieht eine relativ hohe Pönale in Höhe von 600 €/tCO2 vor, angelehnt an die Pönale für die THG-Minderungsquote im Kraftstoffsektor (siehe §37c Abs. 2 BImSchG). Dies entspricht in etwa einem Preisaufschlag für klimaneutrale Grüngase von ca. 120 €/MWh, was deutlich über den aktuell am Markt gehandelten Aufschlägen für Grüngase (wie klimaneutrales Biomethan) liegt.21\r\nBei Nichterfüllung und Zahlung der Pönale ist keine Nacherfüllungsverpflichtung vorgesehen. Dies soll verhindern, dass Verpflichtete bei physischer Knappheit von Grüngasen nicht zusätzlich durch überschießende Preise unverhältnismäßig belastet werden.\r\n■\r\nDie Grüngasquote wird kumulativ und sektorübergreifend definiert – Der Vorschlag sieht vor, dass die Quote über Sektoren hinweg definiert wird. Zugleich ist die Quote kumulativ definiert, d.h. die zur Erfüllung der Quotenverpflichtung verwendeten Grüngase dürfen auch durch andere Instrumente gefördert sein (siehe Abschnitt 2.1). Durch diese Ausgestaltung kann die Quote so definiert werden, dass das langfristige Ziel der Klimaneutralität der Gaswirtschaft durch eine Quotenhöhe von 100 % erreicht wird. Gleichzeitig wird durch den kumulativen Ansatz eine Übersteuerung der Quote vermieden, welche bei einer additiven Ausgestaltung der Quote zu einer de facto Quotenerfüllung von über 100 % führen könnte. Zudem reduziert die kumulative Ausgestaltung der Quote im Vergleich zu einer additiven Quote, bei welcher Quotengase\r\n19 So fiel bspw. der deutschlandweite Gasverbrauch von 2021 (1029 TWh) auf 2022 (850 TWh) um rund 17 %, siehe https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/a_Gasversorgung_2024/start.html.\r\n20 Rund 30% der Gasnachfrage von Haushalten, in denen Gas überwiegend zu Heizzwecken eingesetzt wird, fällt auf die Monate November und Dezember, siehe https://www.smard.de/page/home/topic-article/211814/214592.\r\n21 123 €/MWh = 600 €/tCO2 * 0,2 tCO2/MWh. Ende 2024 lag der kurzfristige Preis für klimaneutrales Biomethan bei 120 €/MWh, während der Erdgas im Marktgebiet THE bei rund 40-50 €/MWh lag (Datenquelle: Energate). Der Preisaufschlag für Grüngas lag somit in der Größenordnung von 70-80 €/MWh und damit deutlich unter der Pönale von 123 €/MWh.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 16\r\nnicht anderweitig angerechnet werden dürfen, aufgrund der sonst komplexen Interaktion\r\nmit anderen Instrumenten (mit diversen Arbitragemöglichkeiten) die Umsetzungskosten.\r\n2.3 Herkunftsseite\r\nIm Folgenden betrachten wir Ausgestaltungsaspekte,\r\nwelche die Herkunft der für die Quotenerfüllung genutzten Gase betreffen:\r\n■\r\nSämtliche erneuerbare und dekarbonisierte Gase (inkl. H2-Derivaten) für die Erfüllung der Quote zulässig – Ein zentrales Ausgestaltungsprinzip ist es, ein „Level-Playing-Field“ für unterschiedliche klimafreundliche Gase zu gewährleisten, die zur Defossilisierung des Gassektors beitragen können. Dies umfasst, neben erneuerbaren („grünen“) Gasen, auch kohlenstoffarme („low-carbon“) Gase sowie insbesondere auch Wasserstoff-Derivate, darunter synthetisches Methan. Einzige Voraussetzung ist, dass bestehende Nachhaltigkeitskriterien, insbesondere aus der RED III, der Gasbinnenmarktrichtlinie und delegierten Rechtsakten (z. B. für kohlenstoffarme Gase und strombasierte Grüngase („RFNBOs“)), eingehalten werden und dies durch anerkannte Nachhaltigkeitsnachweise dokumentiert wird.\r\nDies bedeutet beispielsweise, dass strombasierte Grüngase nur dann als Quotenerfüllungsoption zulässig sind, wenn sie eine THG-Einsparung von mindestens 70% (gegenüber dem fossilen Emissionsreferenzwert) erreichen.22 Für dekarbonisierte („blaue“) Gase gelten ebenfalls die Anforderungen aus der EU-Regulierung.23 Ein breites Spektrum an Erfüllungsoptionen ermöglicht es den Verpflichteten, die Quote zu möglichst geringen Kosten zu erfüllen und damit Gas bezahlbar zu halten. Zudem wird die Erreichbarkeit der Quotenziele verbessert: Quotenverpflichtete können (im Rahmen technischer Restriktionen) auf andere Grüngase ausweichen, wenn die geplante Erfüllungsoption temporär nicht in der erwarteten Menge zur Verfügung steht, bspw. in Folge eines geringen Ertrags an Biomasse.\r\n■\r\nGrüngase sollten unabhängig von ihrem Ursprungsland anerkannt werden – Eine Begrenzung der Herkunftsländer für Grüngase, welche die Nachhaltigkeitsanforderungen nachweislich erfüllen, ist weder ökonomisch noch mit Blick auf die angestrebte Defossilisierung des Gassektors sinnvoll. Eine Begrenzung des geografischen Ursprungs würde die Kosteneffizienz der Quotenerfüllung reduzieren, da potenziell günstigere Erfüllungsoptionen aus Drittländern so von Vornherein ausgeschlossen würden. Dies gilt insbesondere für Deutschland als Nettoimporteur von Energie und Gasen. Eine regionale Begrenzung auf einheimische Grüngase widerspräche zudem den EU-Binnenmarktregeln und der RED III, die prinzipiell weltweite Importe zulässt, wenn sie die\r\n22 Für Biogas/Biomethan, das in neuen Anlagen (ab dem 1. Januar 2021) eingesetzt wird, gilt ebenso wie für RFNBOs, dass die THG-Minderung im Vergleich zu fossilen Brennstoffen mindestens 70% beträgt. Für ältere Anlagen hingegen ist eine THG-Minderung von 60% als Mindestwert festgesetzt. Für Biomethan, welches aus Abfallstoffen oder Reststoffen hergestellt wird, gelten laut den Übergangsvorschriften in der RED III spezielle Nachhaltigkeitskriterien.\r\n23 Siehe Richtlinie (EU) 2024/1788 sowie die antizipierte Methodik der Berechnung der THG-Minderung von „low-carbon fuels“.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 17\r\nEU\r\n-Nachhaltigkeitskriterien erfüllen.24 Es sind zudem geeignete Maßnahmen zur Betrugsprävention zu ergreifen.\r\n■\r\nOptional: In der Anfangsphase können Multiplikatoren für die Anrechnung von grünem Wasserstoff und dessen Derivate angesetzt werden – Im Einklang mit der technologieoffenen Ausgestaltung sieht unser Vorschlag der GG-Quote keine Subquoten für bestimmte Grüngase vor. Möglich wäre jedoch die optionale Ergänzung von Multiplikatoren für einzelne Technologien, z. B. grünen Wasserstoff und seine Derivate (darunter synthetisches Methan), welche insbesondere in der Anfangsphase genutzt werden können, um Technologien im Markthochlauf einen stärkeren Hebel in der Quotenerfüllung zu verleihen und so die Erfüllung der in den 2030er Jahren stark steigenden Quote vorzubereiten.25\r\nBeispielsweise könnten erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (grüner Wasserstoff und seine Derivate, wie synthetisches Methan) mit dem Faktor 3 auf die THG-Minderungsquote für Kraftstoffe angerechnet werden.26 Die Geltung solcher Multiplikatoren sollte auf die Anfangsphase beschränkt sein, da sonst langfristig die Klimaneutralität des Gassektors und ein Level-Playing-Field für Grüngase nicht erreicht würden.\r\n2.4 Verwendungsseite\r\nAbschließend betrachten wir Aspekte, welche die Verwendung von Grüngasen betreffen:\r\n■\r\nBeimischung zu fossilen Gasen zulässig – Für die Erfüllung der Quotenverpflichtung sollte auch eine Beimischung von Grüngasen zu fossilen Gasen möglich sein.27 Diese Regelung ist ökonomisch sinnvoll, da sie die bestehende Erdgasinfrastruktur nutzt und die Effizienz der Quotenerfüllung steigert. Ein Ausschluss der Beimischung von Grüngasen würde die Erfüllung insbesondere in der Anfangsphase erschweren, da separate Infrastrukturen noch fehlen. Die daraus entstehenden Zusatzkosten würden das Erreichen der Quoten verteuern und die Effizienz senken.\r\n24 Derzeit erlauben die EU-Vorgaben den Import von Biomethan über das Gasnetz aus dem als einheitlicher Massenbilanzraum anerkannten EU-Gasnetz. Zukünftig könnte dies auf andere Nachbarländer ausgeweitet werden, wenn ein Kooperationsabkommen zwischen der EU-Kommission und dem betreffenden Land geschlossen wird, in dem das Gasnetz als separater Massenbilanzraum und das Nachhaltigkeitssystem als mit den EU-Rechtsvorschriften übereinstimmend anerkannt werden. Auch Gasnetze, die nicht mit dem EU-Netz verbunden sind, könnten als separates Massenbilanzsystem anerkannt werden, was den Import von Bio-LNG per Schiff ermöglichen würde. Für Drittländer ohne Kooperationsabkommen ist der Import von vor Ort aufbereitetem Bio-LNG möglich.\r\n25 Für die Beanreizung des Hochlaufs einzelner Technologien sind Quotenmodelle in der Regel nicht geeignet, da Quotenpreise (d.h. die Zahlungsbereitschaft für ein grünes Produkt) stark schwanken können. Hieraus leitet sich für Neuinvestitionen ein hohes Liquiditäts- und Marktrisiko ab. Für den Hochlauf einzelner Technologien sind daher Preissteuerungsinstrumente (wie z. B. Prämien oder Differenzverträge bzw. CfDs) besser geeignet.\r\n26 Siehe §3 der 37. BImSchV.\r\n27 Bei einer Beimischung müssen technische Grenzwerte berücksichtigt werden. Mit Blick auf Biomethan und synthetisches Methan ist eine Beimischung in das Erdgasnetz voraussichtlich unproblematisch. Für Wasserstoff hingegen ist dies aus technischer Sicht nur mit Einschränkungen möglich.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 18\r\nDie Nachhaltigkeitseigenschaften sowohl für zertifizierte dekarbonisierte als auch erneuerbare Gase in Gasgemischen werden über ein RED-III-kompatibles Massenbilanzierungssystem nachverfolgt (siehe Details unten).\r\n■\r\nETS 1-Anlagen werden in der Anfangsphase von der Quote ausgenommen – Das vorgeschlagene Konzept zur Einführung einer GG-Quote sieht für eine Übergangsphase vor, dass ETS 1-Sektoren (Strom-/Wärmeerzeugung und Industrie) von der Quote ausgenommen sind. Eine sofortige Einbeziehung könnte den ETS 1-Sektors überfrachten und die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie gefährden. Die GG-Quote würde zudem die Stromerzeugungskosten für Gaskraftwerke, die dem ETS 1 unterliegen, erhöhen und könnte damit zu einem Anstieg des Strompreises führen, was die Politik in jüngster Vergangenheit mit Maßnahmen wie der Abschaffung der EEG-Umlage und der Strompreisbremse zu vermeiden versuchte.28 Die entsprechenden Nachweise, welche Mengen an ETS-1-Sektoren geliefert werden, müssen von den Inverkehrbringern bereitgestellt werden.29\r\nUm die Investitionsanreize zu sichern und die Effizienz der GG-Quote zu gewährleisten, empfehlen wir, einen klaren Auslöser für die Einbeziehung von ETS 1-Anlagen in den Geltungsbereich der Quote festzulegen. Als solchen schlagen wir die den Betrieb der in der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung vorgesehen „H2-ready“ Kraftwerken mit Wasserstoff vor. Angesichts der aktuellen Pläne und unter Annahme der Kraftwerksstrategie scheint 2035 ein realistisches Datum für die Einbeziehung der ETS 1-Anlagen in die GG-Quote. Dies ist jedoch abhängig von den gesetzgeberischen Rahmenbedingungen.\r\n■\r\nDie Quotenverpflichtung kann auch bilanziell erfüllt werden (Massenbilanzierung) – Eine rein physische Erfüllung, d.h. die Belieferung aller Kunden mit einem bestimmten Grüngasanteil, welcher der Quote entspricht, ist konzeptionell zwar möglich, aber unpraktikabel. Daher sollte die Erfüllung bilanziell erfolgen, d.h. die Quote muss nur im Durchschnitt über alle Gaslieferungen erfüllt sein. Für die Nachverfolgung der Nachhaltigkeitskriterien und der Quotenerfüllung schlagen wir die Massenbilanzierung vor. Hierbei sind die Nachhaltigkeitsnachweise („Proof of Sustainability“, PoS) an das physische Produkt gekoppelt und werden entlang der gesamten Lieferkette weitergeben (d. h. die Nachhaltigkeitsnachweise können nicht, wie etwa Herkunftsnachweise beim Book & Claim System, getrennt gehandelt werden). Grundsätzlich erschwert die Kopplung des Nachweises an das physische Produkt die Handelbarkeit und verringert damit die Kosteneffizienz der Quotenerfüllung.30 Die Massenbilanzierung orientiert sich\r\n28 Das sogenannte Merit-Order-System im Strommarkt bedeutet, dass Kraftwerken basierend auf ihren variablen Stromerzeugungskosten (Grenzkosten) eingesetzt werden: Zuerst werden die Kraftwerke mit den geringen Grenzkosten (z. B. erneuerbare Energien) genutzt, danach teurere wie Kohle- und Gaskraftwerke. Preissetzende Gaskraftwerke kommen häufig zum Einsatz, wenn die Nachfrage hoch ist, da sie im Vergleich zu anderen Erzeugungstechnologien höhere Grenzkosten haben; ihr Preis bestimmt dann den Marktpreis für alle eingespeisten Strommengen (einheitlicher Markträumungspreis). Daher können steigende Gasbezugskosten aufgrund der GG-Quotenverpflichtung zu höheren Strompreisen in diesen Marktsituationen führen.\r\n29 Der Aufwand ist aufgrund der begrenzten Anzahl an Abnehmern aus dem ETS-1-Sektor voraussichtlich überschaubar.\r\n30 Durch erschwerte Handelbarkeit fallen zusätzliche Transaktionskosten für den Quotenhandel an und/oder gewisse Kostenoptimierungspotenziale bei der Erfüllung durch Handel werden nicht realisiert.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 19\r\ndirekt an den\r\nEU-Vorgaben (Art. 30 (1) RED III) und stärkt die Glaubwürdigkeit sowie die Anschlussfähigkeit des Quotensystems.\r\n■\r\nAlle Verbräuche (auch zur stofflichen Nutzung) sowie sämtliche Lieferwege zum Endverbraucher werden für die Quote berücksichtigt – Aufgrund der Anknüpfung an die Energiesteuer und der daraus hervorgehenden, rechtlich abgesicherten Definition der Inverkehrbringer, werden sämtliche Lieferwege zum Endverbraucher berücksichtigt. Zudem werden alle Gasverbräuche (auch die zur stofflichen Nutzung) für die GG-Quote inkludiert.\r\nZwar reduziert die Ausweitung auf alle Lieferwege unter Umständen die Praktikabilität und erhöht die Umsetzungskosten der Quote, doch gleichzeitig würde eine Beschränkung der Quote auf bestimmte Lieferwege, wie leitungsgebundene Gaslieferungen über das Erdgasnetz, einen Anreiz setzen, auf andere Lieferwege auszuweichen, welche nicht der Quote unterliegen. Somit schadet eine Beschränkung der Lieferwege unter Umständen dem Ziel des effektiven Beitrags der Quote zur Defossilisierung des Gassektors.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 20\r\n3 Quotenpfad und -formel\r\nIn diesem Kapitel stellen wir den vorgeschlagenen\r\nQuotenpfad (Abschnitt 3.1) vor und leiten die zur Berechnung der Quotenverpflichtung bzw. -erfüllung genutzten Formeln (Abschnitt 3.2) her.\r\nDer von uns vorgeschlagene Quotenpfad sieht einen ambitionierten, aber angesichts der\r\nGrüngaspotenziale (Abschnitt 3.3) realistischen Hochlauf von Grüngasen bis 2045 vor. Für den Quotenverlauf schlagen wir eine S-Kurve vor, welche eine Balance zwischen effektiven Anreizen, politischer Akzeptanz und realistischen Zielen schafft. Als Startwert setzen wir den heutigen Anteil von Grüngasen am Gasverbrauch an, der Zielwert beträgt im Einklang mit den aktuellen Klimaschutzzielen der Bundesregierung eine Quote von 100% Grüngasen im Jahr 2045.\r\nDie GG\r\n-Quote verpflichtet die Gaswirtschaft schrittweise dazu, einen wachsenden Anteil der Gasnachfrage durch klimafreundliche Gase zu decken, was Investitionen in Produktion, Infrastruktur und Verbrauchsanpassungen erfordert. Um die damit verbundenen Risiken abzumildern, sind Sicherungsmechanismen wie regelmäßige Evaluierungen und Force-Majeure-Regeln vorgesehen, die marktbedingte oder unvorhersehbare Störungen adressieren, ohne die Klimaziele zu gefährden (Abschnitt 3.4).\r\n3.1 Quotenpfad\r\nAbbildung\r\n4 stellt den vorgeschlagenen S-kurvigen Quotenpfad dar. Ökonomisch ist die S-Kurve für die Ausgestaltung der GG-Quote sinnvoll, da sie den Fokus des Hochlaufs auf der mittleren Frist (2030-2040) legt. Auf diese Weise werden bereits kurzfristig Anreize gesetzt, um längerfristige Investitionen zu tätigen, ohne aber das Erfüllungsrisiko in der kurzen Frist zu strapazieren, welches zu enormen Erfüllungskosten führen würde. Da die vorgeschlagene GG-Quote Banking uneingeschränkt ermöglicht, können die Verpflichteten zudem bereits kurzfristig mehr Grüngase als für die Quotenerfüllung in Verkehr bringen, um so dem mittelfristig stärkeren Hochlauf zuvorzukommen. Hierdurch werden auch kurzfristige bereits Investitionsanreize in GG-Infrastrukturen ausgelöst.\r\nGleichzeitig verhindert der S\r\n-Kurvenverlauf, dass der Ausbau der Infrastrukturen für Grüngase komplett auf die lange Frist verschoben wird, da ein wesentlicher Teil des Grüngashochlaufs bereits in der mittleren Frist geschehen muss. Neben der Sicherstellung der effektiven Anreize wird somit auch die politische Akzeptanz der Quote gesichert.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 21\r\nAbbildung 4 Vorgeschlagener Quotenpfad\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nDem vorgeschlagenen Quotenpfad liegt zudem ein Abgleich mit den voraussichtlichen\r\nGrüngaspotenzialen zugrunde (siehe Abschnitt 3.3). Über diesen Abgleich lässt sich der vorgeschlagene Quotenpfad quantitativ plausibilisieren:\r\n■\r\nKurzfristig ist das Grüngas-Angebot begrenzt – Für den kurzfristigen Hochlauf des Angebots an Grüngasen ist insbesondere Biomethan notwendig, ein entscheidender Hebel dafür ist die Umrüstung weiterer Anlagen von Biogas auf Biomethan. Mit Blick auf Wasserstoff sind hingegen in der kurzen Frist nur begrenzte Mengen zu erwarten, welche sich aus einzelnen (kleineren) Projekten, welche bereits in der Planung sind, ergeben. Größere (Infrastruktur-) Projekte, insbesondere zum Import von grünem bzw. blauem Wasserstoff, sind in der kurzen Frist und ohne den Aufbau einer signifikanten Importinfrastruktur jedoch nicht realistisch. Wasserstoff-Derivate, wie synthetisches Methan, können hingegen die bestehende LNG-Import- sowie Erdgas-Verteilungsinfrastruktur nutzen, weshalb ihre Lieferverfügbarkeit nicht von dem Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur abhängig ist.\r\n■\r\nMittelfristig muss der Ausbau von Produktionskapazitäten und Infrastruktur (insbesondere Transport und Speicherung) für Grüngase deutlich Fahrt aufnehmen, um die Klimaziele langfristig zu erreichen – Für grünen Wasserstoff ist die Realisierung großer Elektrolyse-Projekte sowie die Schaffung von Import-Kapazitäten essenziell. Ein deutlicher Anstieg der verfügbaren Grüngase ist möglich, wenn der Aufbau und Anschluss an das europäische Wasserstoffnetze gelingen. Verschiedene Projekte,\r\n2%2%2%3%5%7%10%14%20%28%38%50%61%72%81%88%92%95%97%99%100%0%20%40%60%80%100%QuotenhöheFinal\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 22\r\nbeispielsweise zum Aufbau von Import\r\n-Terminals für grünen Ammoniak in Hamburg bzw. Brunsbüttel31, zeigen, dass der Infrastrukturausbau mittelfristig an Fahrt aufnehmen wird.\r\n■\r\nLangfristig sollte der Anstieg der Quote aus ökonomischer Sicht abflachen, da der Ersatz der letzten „hard-to-abate“ fossilen Gase (z.B. die stoffliche Nutzung von Erdgas als Kohlenstoffquelle in der chemischen Industrie) ökonomisch voraussichtlich teuer ist. Dies betrifft insbesondere Regionen, welche nicht an das Wasserstoffkernnetz angeschlossen sind bzw. Endanwendungen mit besonders hohen Umrüstungskosten von Erdgas auf Wasserstoff.\r\n3.2 Quotenformel\r\nDie GG-Quote wird als THG-Minderungsquote ausgestaltet (siehe Abschnitt 2.2). Abbildung 5 fasst die für die Quote relevanten Formeln zusammen:\r\n■\r\nDie Verpflichtung der Quotenverpflichteten (in Tonnen CO2) leitet sich aus der Quotenhöhe im Jahr t sowie dem Absatz an Gasen, multipliziert mit der CO2-Intensität für fossiles Erdgas (0,24 tCO2/MWh, inkl. vorgelagerter Emissionen32) ab. Ferner werden die im Vorjahr „geliehenen“ CO2-Einsparungen (Borrowing) auf die Verpflichtung addiert.\r\n■\r\nDie von Quotenverpflichteten eingebrachten Grüngas-Nachweise (in Tonnen CO2) ergeben sich aus dem Absatz der für die Quote zulässigen Grüngase und der dazugehörigen CO2-Einsparung (festgelegt in der RED III bzw. in der Gasbinnenmarktrichtlinie) ggü. dem fossilen Richtwert. Zusätzlich werden die im Vorjahr „zu viel“ eingebrachten CO2-Einsparungen (Banking) sowie per „Quotenhandel“ von anderen Verpflichteten erworbenen Mengen auf die Grüngas-Nachweise addiert.\r\n■\r\nAus der Differenz zwischen der Verpflichtung in der Periode t (inkl. etwaigem Borrowing aus der Periode t-1) (1) und den in der Periode t eingebrachten Grüngas-Nachweisen (inkl. etwaigem Banking aus der Periode t-1) (2) ergibt sich die Summe an Banking (wenn Differenz > 0) bzw. Borrowing (wenn Differenz < 0) in der Periode t.\r\nQuotenverpflichtete verfehlen ihre Verpflichtung im Jahr t, wenn die Verpflichtung (bei\r\nBerücksichtigung des etwaigen Borrowing bzw. Banking aus der Vorperiode t-1) um mehr als die erlaubten 30% Borrowing verfehlt wird. In dem Fall wird eine Pönale in Höhe der Verfehlung im Jahr t (in tCO2) * 600 €/tCO2 fällig (siehe Textbox für ein Rechenbeispiel).\r\n31 Siehe: https://www.hafen-hamburg.de/de/presse/news/erstes-terminal-fuer-gruenen-ammoniak-kommt-nach-hamburg/ bzw. https://www.rwe.com/presse/rwe-ag/2022-03-18-import-von-gruener-energie-rwe-errichtet-ammoniak-terminal-in-brunsbuettel/\r\n32 Siehe Delegierte Verordnung (EU) 2023/1185 der Kommission vom 10. Februar 2023, Anhang 1, Abschnitt B (https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/HTML/?uri=CELEX:32023R1185#anx_1): der Wert beträgt für Erdgas 66,0 g CO2/MJ (Heizwert), was 0,2376 t CO2/MWh (Heizwert) entspricht. Die RED III gibt ebenfalls Referenzwerte an, die jedoch nicht direkt an einen bestimmten fossilen Energieträger (wie Erdgas) anknüpfen, sondern dem Verwendungszweck (Wärmeerzeugung, Verkehrsanwendungen und Stromerzeugung). Das Vorgehen in der RED III ist für die GG-Quote unpraktikabel, da dann die Verwendung für GG-Moleküle getrackt werden müssten, und passt nicht zur Zielsetzung der GG-Quote, die im langfristigen Ersatz fossiler Gase besteht.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 23\r\nAbbildung 5 Berechnung der Quotenverpflichtung sowie -erfüllung\r\nQuelle: Frontier Economics\r\n3.3 Grüngaspotenziale\r\nUm den Hochlauf der Quote zu plausibilisieren, haben wir die für die Erfüllung der Quotenverpflichtung benötigten Grüngasmengen mit erwarteten GG-Potenzialen abgeglichen, um die GG-Quote einem „Stresstest“ zu unterziehen.\r\nHierzu ist zunächst die zukünftige gesamte Nachfrage nach Gasen zu berücksichtigen, welche im Nenner der Quote steht und somit die Höhe der zur Erfüllung der Quote benötigten Grüngase beeinflusst. Für unsere Abschätzungen haben wir auf Basis des Netzentwicklungsplans der europäischen Ferngasnetzbetreiber (TYNDP 2024, Szenario Distributed Energy) einen nahezu konstanten Verlauf der Gasnachfrage bis 2045 angenommen. Dies stellt in diesem Sinne eine konservative Annahme dar, da andere Studien, bspw. die BWMK-Langfristszenarien33, teils deutliche Rückgänge der Gasnachfrage prognostizieren (was zu geringen Mengen an benötigten Grüngasen zur Erfüllung der Quote führt).\r\n33 https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Schlaglichter-der-Wirtschaftspolitik/2024/04/05-neue-langfristszenarien-fuer-die-energiewende.html\r\nVerpflichtung eines Quotenverpflichteten im Jahr t (i = verwendete Gase, j = zulässige Gase für Quotenerfüllung):Herkunft der GG-Nachweise:+ Verwendung der GG-Nachweise:(wenn >0)Mit:(schließtabgesetzte GG mit ein)[t CO2/MWh(Heizwert)]:Treibhausgasemissionen: gutgeschriebene GG-Nachweise in Jahrt : untererfüllte Menge GG-Nachweise in Jahr t\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 24\r\nFür die Plausibilisierung der benötigten GG-Mengen in einem solchen „Stresstest“-Szenario haben wir für die angebotsseitigen Mengen mit dem TYNDP 2024 Global Ambition Szenario ein optimistisches Szenario gewählt, um die „Potenziale“ für Grüngase näherungsweise darzustellen.34\r\nDer Vergleich zeigt, dass die Angebotsmengen für Wasserstoff, Biomethan und synthetisches Methan ausreichen, um die für die Quotenerfüllung (unter den genannten Annahmen) benötigten GG-Mengen zu erfüllen. Beispielsweise sieht die Modellierung des TYNDP 2024 für die Stichjahre 2030 und 2040 angebotsseitig GG-Mengen in Höhe von 164 TWh (2030) bzw. 787 TWh (2040) vor. Dies übersteigt in beiden Stichjahren die bei angenommenem nahezu konstanten zukünftigen Gasbedarf für die Quotenerfüllung benötigten GG-Mengen von 39 TWh (2030) bzw. 766 TWh (2040). Der Vergleich mit den Potenzialmengen aus einer 2022 durchgeführten Studie von Frontier Economics im Auftrag des DVGW35 bestätigt dies.36\r\n34 Eine Bottom-Up Modellierung der technischen GG-Potenziale (d. h. auf Basis von Wetter- und Standortprofilen sowie Importkapazitäten) ist für diese Studie nicht erfolgt.\r\n35 Siehe hier: https://www.dvgw.de/medien/dvgw/forschung/berichte/g202116-1-dvgw-verfuegbarkeit-kostenvergleich-h2.pdf\r\n36 Mit Blick auf die kurze Frist (insbesondere 2030) haben wir die Angebotsmengen aus dem TYNDP 2024 zudem mit denen aus Projektdatenbanken gegengeprüft. Das von der Bundesregierung für 2030 gesetzte 10-GW-Ziel bei einem angenommenem Wirkungsgrad der Elektrolyse von 69% und 4.000 Volllaststunden zu einer Angebotsmenge von 28 TWh Wasserstoff. Die in 2030 für Biomethan im TYNDP 2024 Global Ambition Szenario ausgewiesenen Mengen sind vergleichsweise konservativ – so schätzt der BDEW, dass bis 2030 in Deutschland jährlich 100 TWh Biomethan ins Gasnetz eingespeist werden könnten. Zudem unterschätzt das TYNDP-Szenario auch die kurzfristigen Potenziale für synthetisches Methan: laut einer Studie der European Biogas Association (2024) lag die Produktionskapazität in Deutschland bereits 2023 68 GWh/a und könnte bis 2030 weiter steigen auf ca. 100 GWh/a. In Europa dürfte die Produktionskapazität demnach im gleichen Zeitraum von knapp 500 GWh/a auf über 2,5 TWh/a steigen.\r\nRechenbeispiel zur Quotenerfüllung\r\nBei einer Quote von 20% und einem Gasgesamtabsatz (fossil und erneuerbar) von 10 TWh im Jahr, muss der Quotenverpflichtete eine THG-Minderung in Höhe von 20% * 10.000.000 MWh * 0,2376 tCO2/MWh = 475.200 tCO2 nachweisen. Bei einer Reduktion der CO2-Intensität der eingebrachten Grüngase ggü. der fossilen Benchmark um bspw. 90% bedeutet dies, dass ca. 2,2 TWh Grüngase in Verkehr zu bringen sind, um die Quote zu erfüllen.\r\nBringt der Quotenverpflichtete jedoch nur 1 TWh Grüngase in Verkehr (bei wiederum angenommener Reduktion der CO2-Intensität um 90%) führt dies zu einer Untererfüllung der Quote von 261.360 tCO2 (475.200 tCO2 – 0,2376 tCO2/MWh * 1.000.000 MWh * 90%). Nach Abzug des erlaubten Borrowing von 30% (d. h. 30% * 475.200 tCO2 = 142.560 tCO2) verbleibt eine Untererfüllung von 118.800 tCO2, auf welche der Quotenverpflichtete eine Pönale von 600 €/tCO2 zahlen muss, sodass eine Gesamtzahlung von rund 71 Mio. € resultiert.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 25\r\n3.4 Evaluierungszeitpunkte und Force Majeure-Regelung\r\nDie GG\r\n-Quote legt der Gaswirtschaft eine im Zeitverlauf steigende und langfristige Verpflichtung zur Deckung der Gasnachfrage durch klimafreundliche Gase auf, die nur durch eine Ausweitung der Produktionskapazität für Grüngase, einen weitreichenden Um- und Ausbau der Infrastruktur (bspw. H2-Kernnetz, Wasserstoffspeicher und Importterminals) und Umstellungen auf Seiten der Gasverbraucher (wie eine Umstellung von Industrieprozessen von Erdgas auf Wasserstoff) möglich ist.\r\nDiese weitgehende Transformation des gesamten Gassektors, in Kombination mit hohen,\r\nanreizkompatiblen Pönalen bei Zielverfehlung, bedeutet ein hohes Risiko für die Gaswirtschaft: Eine branchenweite Verfehlung der GG-Quote von 1 %-Punkt (z.B. eine Erreichung der GG-Quote von 9 % anstatt der vorgeschriebenen 10 %), würde eine Pönale für die Branche von rund 1,1 Mrd. € bedeuten.37\r\nSolche materiellen, langfristigen Risiken der physischen Verfügbarkeit eines Energieträgers\r\n(wie Biomethan und grünem Wasserstoff) können nicht bzw. nur bedingt durch die Quotenverpflichteten beeinflusst oder mitigiert werden.38 Daher müssen in dem Design der GG-Quote Sicherungsmechanismen etabliert werden, die sowohl kurz- als auch langfristige Marktschocks mit entsprechenden Maßnahmen adressieren, ohne jedoch Umgehungstatbestände zu ermöglichen oder die mit der Quote verfolgten Ziele aufzuweichen (Abbildung 6):\r\n■\r\nRegelmäßige Evaluierung (mind. alle 5 Jahre), ob der zukünftige Quotenpfad angemessen ist und zur Infrastrukturentwicklung und der physischen Verfügbarkeit von Grüngasen passt. In Gesetzen mit Verpflichtungssystemen, wie dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) oder zugehörigen Verordnungen, werden in der Regel vorab Zeitpunkte festgelegt, in denen die gesetzlichen Vorgaben überprüft werden und an denen die Bundesregierung ermächtigt werden kann, Anpassungen vorzunehmen. Dies soll sicherstellen, dass die Maßnahmen mit den Klimazielen und den technologischen Entwicklungen übereinstimmen. Stellt die Bundesregierung beispielsweise fest, dass die strukturellen Voraussetzungen (wie der geplante Aufbau der Importinfrastruktur) nicht zum zukünftigen Quotenverlauf passen, sollte die zukünftige Quote nachjustiert oder zeitweise auf dem aktuellen Niveau eingefroren werden.\r\n■\r\nForce Majeure-Regeln treten in Kraft, falls es zu unvorhersehbaren, unvermeidbaren Ereignissen kommt, die die aktuelle Quotenerfüllung verhindern. Force Majeure-Regeln\r\n37 Bei einer Gasnachfrage von rund 800 TWh entspricht die 1 %-Punkt-Verfehlung einer fehlenden Grüngasmenge von 8 TWh (= 8 Mio. MWh). Die Pönale von 600 €/tCO2 entspricht bei einer CO2-Intensitivtät von 0,2376 tCO2/MWh rund 140 €/MWh. Die Gesamtpönale beträgt somit rund 140 €/MWh * 8 Mio. MWh = 1,12 Mrd. €.\r\n38 Inverkehrbringer können bspw. nicht eine eigene Importinfrastruktur aufbauen (bzw. dürfen dies aufgrund von Entflechtungsvorschriften im Fall regulierter Pipelines nicht). Prinzipiell können Inverkehrbringer sich gegen langfristige Marktrisiken durch Hedging absichern, bspw. durch den Handel von Derivaten wie Futures/Forwards. Dies funktioniert für etablierte Energieträger (wie Strom und Gas), für die langfristige Standardprodukte liquide gehandelt werden. Dies ist jedoch für Grüngase nicht oder nur sehr eingeschränkt der Fall.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 26\r\ngreifen nur dann, wenn höhere Gewalt vorliegt,\r\nwelche die Quotenerfüllung verhindert. Dies könnte bspw. der Ausfall einer kritischen Grüngas-Importinfrastruktur oder ein Krisenfall in einem wichtigen Herkunftsland sein. In diesem Fall könnte durch den Gesetz-/Verordnungsgeber passende Maßnahmen ergriffen werden, wie bspw. ein temporäres Absenken der Pönale oder das Ausweiten des erlaubten Borrowing.\r\nDiese Regeln sind insbesondere deshalb notwendig, da wir in unserem Konzept einen\r\nlangfristigen und ambitionierten Quotenanstieg vorschlagen, der durch eine hohe Pönale abgesichert ist, um langfristig eine Umstellung auf 100% klimaneutrale Gase sicherzustellen. Hieraus ergeben sich jedoch bei kurzfristigen Disruptionen zusätzliche Risikopositionen für die Inverkehrbringer. Da zusätzliche Risiken immer auch mit Kosten zu deren Absicherung verbunden sind sollen die oben genannten Maßnahmen sicherstellen, dass für die Zielerreichung „unnötige“ Risikokosten möglichst vermieden werden.\r\nAbbildung 6 Definition von Evaluierungszeitpunkten\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nAmbitionierter Quotenverlauf mit EvaluierungsmöglichkeitenDefinition von Evaluierungsmöglichkeiten im UmsetzungskonzeptEvaluierungspunkte werden definiert, um technische / physikalische Unmöglichkeiten zu vermeiden. Bsp.:Die von der Bundesregierung anvisierten 10 GW Elektrolyse werden bis 2030 nicht realisiertPipelineanschluss erfolgt nicht (zeitgerecht)…Effekt der Evaluierung: Quote wird eingefroren / Anstieg verlangsamt (in Abhängigkeit von der physikalischen Realität)Zusätzlich: ad-hoc Eingriffe bei Force Majeure –Staatlicher Eingriff muss zum Auslöser des Engpasses passen, bspw. kurzfristiger Ausfall einer kritischen GG-Importinfrastruktur kann durch temporäres Absenken der Pönale oder Ausweiten von Borrowingadressiert werden;längerfristige Markt-Schocks müssen über Haltepunkte aufgegriffen werden0%20%40%60%80%100%20252030203520402045QuotenhöheDrei Haltepunkte, an denen Status geprüft wird.Drei Drei Review-Punkte, an denen Status geprüft wird.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 27\r\n4 Umsetzung der Grüngasquote\r\nUnser Vorschlag zum\r\nUmsetzungsprozess (Abschnitt 4.1) der GG-Quote verfolgt das Ziel, den zusätzlichen bürokratischen Aufwand zu minimieren, indem möglichst weitgehend bestehende Institutionen und Prüfprozesse genutzt werden. Der Prozess umfasst die Überwachung der Nachhaltigkeitskriterien entlang der gesamten Lieferkette, die Nachverfolgung über etablierte Datenbanken wie Nabisy und den Handel überschüssiger Quoten auf Sekundärmärkten, was die Effizienz und Flexibilität der Quotenumsetzung erhöht.\r\nDer Vorschlag zur\r\nGG-Quote sieht mehrere Implementierungsphasen (Abschnitt 4.2) vor, um bis zum Jahr 2045 die vollständige Defossilisierung des Gassektors zu erreichen. Nach einer Vorbereitungsphase (2025–2026) folgen eine temporäre Ausnahmephase für ETS 1-Anlagen, die Einführung einer sektorübergreifenden Quote und langfristig eine mögliche Ausweitung der Quote auf EU-Ebene.\r\n4.1 Prozess-Design\r\nUnser Vorschlag zum Umsetzungsprozess (\r\nAbbildung 7) zielt darauf ab, dass die GG-Quote mit möglichst geringem zusätzlichen bürokratischen Aufwand verbunden ist und die Quotenerfüllung zuverlässig geprüft wird. Aus diesem Grund stellen wir, soweit möglich, auf bereits etablierte Institutionen und Prüfprozesse ab.\r\nAbbildung 7 Vorgeschlagenes Prozess-Design im Überblick\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: [1] https://www.ble.de/SharedDocs/Downloads/DE/Klima-Energie/Nachhaltige-Biomasseherstellung/Anerkennung_de.pdf?__blob=publicationFile&v=1, [2] https://nabisy.ble.de/app/start, [3] https://wikis.ec.europa.eu/display/UDBBIS/Union+Database+for+Biofuels+-+Public+wiki.\r\nImport/ Produktion ErdgasGasförmige Energie in kWhPoSmit THG-Fußabdruck des GGLieferant (Inverkehrbringer)Gaskunde(alle Sektoren)Überwachungs-instanz Quote (Zoll)Nachweisinstanz GG (Nabisy[2]/UDB[3])Inverkehrbringer sind quotenverpflichtet(Pönale bei Untererfüllung)Erzeugung und TransportEnergieversorgungAbwicklung des QuotennachweiseAbwicklung des Energieflusses13251Lieferant bezieht physisch gasförmige Energie (Mischung aus konventionellen und grünen Gasen)2Lieferant erhält im Umfang der bezogenen GG-Mengen Nachhaltigkeitsnachweise (PoS) bei der Nachweisinstanz3Lieferant verkauft physisch gasförmige Energie an Endkunden5Lieferant ermittelt bis zu einem Stichtag die nötige THG-Minderung in tCO2 zur Erfüllung der GG-Quote und weist gegenüber der Überwachungsinstanz die Erfüllung nach (bzw. betreibt Banking/Borrowing)ETS 1-Kunden in Anfangsphase ausgenommenImport/ Produktion GGAnerkannte[1]Zertifizierungsstellen2MassenbilanzierungSekundärhandel Quotenerfüllung44Lieferant kann GG-Quotenerfüllung über Sekundärmarkt handeln\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 28\r\n■\r\nSchritt 1: Erzeugung, Transport und Verkauf an Lieferant – Grüngase und fossile Gase werden im Inland produziert oder importiert. Eine anerkannte Zertifizierungsstelle39 prüft, ob die Hersteller der Grüngase die europäischen und nationalen Nachhaltigkeitskriterien (siehe Abschnitt 2.3) einhalten. Die hergestellten Grüngase werden über verschiedene Lieferwege (wie Pipelines und Tanker) weiter transportiert und ggf. vor der finalen Verwendung zwischengespeichert. Dabei werden die Grüngase bspw. bei der Einspeisung in das Gaspipelinenetz mit fossilen Gasen gemischt („blending“).\r\n■\r\nSchritt 2: Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien über Massenbilanzierungs-system – Entlang der gesamten Lieferkette (Produktion, Speicherung und Transport) wird die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien nachverfolgt. Art. 30 (1) der RED III fordert hierfür ein Massenbilanzierungssystem.40 Die Nachhaltigkeitsnachweise („Proof of Sustainability“, PoS) sind an das physische Produkt gekoppelt und werden entlang der gesamten Lieferkette weitergegeben (d. h. die Nachhaltigkeitsnachweise können nicht, wie etwa Herkunftsnachweise, separat gehandelt werden).\r\nIn Deutschland ist die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) als zentrale Behörde für die Überwachung und Verwaltung von Nachhaltigkeitsnachweisen für flüssige und gasförmige Biomasse zuständig. Die BLE verwaltet die Nabisy-Datenbank41, in der Nachhaltigkeitsnachweise erstellt, überprüft und umgeschrieben werden. Zudem wurde auf EU-Ebene eine Unionsdatenbank (UDB42) eingerichtet, die die Rückverfolgung flüssiger und gasförmiger erneuerbarer Brennstoffe und wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe ermöglicht. Es besteht somit bereits heute eine umfassende Nachverfolgungsinfrastruktur für Grüngase, die für die Umsetzung der GG-Quote genutzt werden kann.43\r\n■\r\nSchritt 3: Belieferung von Endkunden und physische Erfüllung der Quote – Grüne und fossile Gase werden von den quotenverpflichteten Lieferanten44 in der Regel als\r\n39 Liste nach § 42 Biokraft-NachV bzw. BioSt-NachV anerkannter Zertifizierungsstellen: https://www.ble.de/SharedDocs/Downloads/DE/Klima-Energie/Nachhaltige-Biomasseherstellung/Anerkennung_de.pdf?__blob=publicationFile&v=1\r\n40 Die Massenbilanz ist im Wesentlichen eine Datenbank, in der physische Liefermengen über die Zeit hinweg erfasst werden. Jeder Verarbeitungsschritt (bspw. Mischungen oder Entnahme) muss dokumentiert werden. Bei Mischungen müssen Angaben zu den Nachhaltigkeitseigenschaften, den THG-Einsparungen sowie der jeweiligen Liefermenge klar zugeordnet bleiben. Die Summe der Lieferungen, die einem Gemisch entnommen werden, muss den gleichen Nachhaltigkeitseigenschaften und Mengen entsprechen wie die Summe der hinzugefügten Lieferungen. Werden Mengen an einen anderen Wirtschaftsteilnehmer weitergegeben, müssen auch die Informationen zu Nachhaltigkeit und THG-Emissionen mit übertragen werden. Wirtschaftsteilnehmer müssen sicherstellen, dass die Massenbilanz vollständig, transparent und überprüfbar ist. Außerdem müssen die Daten vor unbeabsichtigten Änderungen oder Verlusten geschützt werden. Siehe https://www.umweltbundesamt.at/fileadmin/site/publikationen/rep0851.pdf, S. 51.\r\n41 https://nabisy.ble.de/app/start\r\n42 https://wikis.ec.europa.eu/display/UDBBIS/Union+Database+for+Biofuels+%28UDB%29+-+About\r\n43 Für eine reibungslose Abwicklung der Quote ist ein einheitlicher Bilanzierungsrahmen und Datenaustausch erforderlich, siehe https://www.dena.de/biogaspartner/infocenter/workshop-nachweisfuehrung/.\r\n44 Bei Erdgas entsteht die Energiesteuer in der Regel bei den Lieferanten (letzte Handelsstufe) als Inverkehrbringer, siehe BEHG Entwurf vom 05.11.2019 (Drucksache 19/14746).\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 29\r\nMischung an Endkunden verkauft, über die Gasverteilinfrastruktur transportiert und\r\nverbraucht. Lieferanten erhalten von den vorgelagerten Produzenten / Händlern die Nachhaltigkeitsnachweise für die von ihnen in Verkehr gebrachten Grüngase. Dies wird in der Nabisy-Datenbank und/oder der UDB hinterlegt.45\r\n■\r\nSchritt 4: Sekundärmarkt / Quotenhandel – Falls ein quotenverpflichteter Lieferant die Quoten nicht selbst vollständig physisch erfüllen kann, besteht die Möglichkeit, diese im Sekundärmarkt auszugleichen. Dies ermöglicht eine effektive und effiziente Umsetzung der Quotenverpflichtung. Unternehmen mit niedrigeren Kosten für THG-Minderungen können Quotenüberschüsse generieren und diese an Unternehmen mit höheren Vermeidungskosten verkaufen, wodurch die Gesamtkosten der Emissionsreduktion gesenkt werden. Analog zu der THG-Minderungsquote im Verkehr ist gesetzlich zu regeln, dass Dritte am Handel teilnehmen können.46 Die Handelbarkeit sorgt zudem dafür, dass die THG-Minderung der Gaswirtschaft auch dann erreicht werden kann, wenn einzelne Unternehmen ihre Verpflichtungen nicht physisch erfüllen können.\r\nFür den Sekundärmarkt bestehen zwei mögliche Organisationsformen (entsprechende gesetzliche Regelungen vorausgesetzt):\r\n□\r\nBilateraler Quotenübertrag – Lieferanten können überschüssige Quoten an andere Quotenverpflichtete übertragen. Hierbei wird nur die Erfüllung der Verpflichtung, nicht aber die Verpflichtung selbst, auf einen Dritten übertragen (d. h. bei einem Ausfall des Quotenverkäufers bleibt der Quotenkäufer für die letztendliche Erfüllung verantwortlich). Broker und Aggregatoren können dabei unterstützen, Käufer und Verkäufer zusammenbringen, und somit den Quotenhandel erleichtern. Dies entspricht der Organisation bei der THG-Minderungsquote für Kraftstoffe.47\r\n□\r\nHandelsplattform – Alternativ zum bilateralen Modell kann der Quotenhandel über multilaterale Handelsplattformen (ähnlich zum CO₂-Zertifikatehandel an der Energiebörse EEX) abgewickelt werden. Hier kommen mehrere Käufer und Verkäufer auf einem zentralen Handelsplatz zusammen und handeln standardisierte Produkte (bspw. 1 Tonne CO2 Quotenerfüllung im Jahr t, t+1, usw.). Die grundlegenden Unterschiede zum bilateralen Quotenhandel bestehen in der Produktstandardisierung, der Preistransparenz und der Anonymität von Käufer und Verkäufer (da die Plattform die Abwicklung übernimmt).\r\n45 Details zur Ausgestaltung der Schnittstelle zwischen Nabisy und UDB sind noch auszugestalten.\r\n46 Bei der THG-Minderungsquote für Kraftstoff gibt es bspw. extra Verträge für Nicht-Quotenverpflichtete, welche die Teilnahme Dritter an der Quote ermöglichen, siehe: https://www.zoll.de/DE/Fachthemen/Steuern/Verbrauchsteuern/Treibhausgasquote-THG-Quote/Quotenverpflichtung/Erfuellung-Quotenverpflichtung/Erfuellung-Nichterfuellung-Uebertragung-Quotenverpflichtung/erfuellung-nichterfuellung-uebertragung-quotenverpflicht\r\n47 https://www.zoll.de/DE/Fachthemen/Steuern/Verbrauchsteuern/Treibhausgasquote-THG-Quote/Quotenverpflichtung/Erfuellung-Quotenverpflichtung/Erfuellung-Nichterfuellung-Uebertragung-Quotenverpflichtung/erfuellung-nichterfuellung-uebertragung-quotenverpflichtung_node.html\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 30\r\nEine multilaterale Handelsplattform hat wesentliche Vorteile gegenüber dem bilateralen Quotenübertrag: Transaktionskosten werden i. d. R. gesenkt (insbesondere angesichts der hohen Anzahl an Quotenverpflichteten im Gassektor) und eine langfristige Absicherung gegen Preisrisiken wird aufgrund der Produktstandardisierung erleichtert. Zudem ermöglichen Handelsplattformen den Eintritt reiner Händler, was die Liquidität des Quotenhandels steigert. Plattformlösungen setzen jedoch entsprechende regulatorische Anpassungen voraus (ggf. auch eine Entkopplung der zertifizierten Nachhaltigkeit des Grüngases vom physischen Produkt, nachdem die Lieferung nach Deutschland unter Einhaltung der bestehenden Nachhaltigkeitsbestimmungen lückenlos nachgewiesen wurde) und die detaillierte Umsetzung muss noch genauer untersucht werden.\r\n■\r\nSchritt 5: Nachweis und Überprüfung der Quotenerfüllung – Gaslieferanten (als Inverkehrbringer im Sinne des EnergieStG) müssen als Quotenverpflichtete bis zum 31. Juli des Folgejahres48 nachweisen, dass sie die gesetzlich festgelegte GG-Quote im vorangegangenen Kalenderjahr erfüllt haben. Dies geschieht durch die Vorlage der Nachhaltigkeitsnachweise und die Berechnung der erzielten THG-Minderungen (in Prozent, bezogen auf die in Verkehr gebrachten Gasmengen). Die Überwachungsinstanz, bspw. der Zoll (bereits für die Abwicklung der THG-Minderungsquote für Kraftstoff zuständig), kontrolliert die Nachweise und prüft, ob alle Anforderungen eingehalten wurden\r\nWurde die Quote nicht erfüllt (unter Berücksichtigung von Banking und Borrowing, siehe Abschnitt 3.2) und liegt kein Härtefall vor (siehe Force Majeure-Regel in Abschnitt 3.4), dann wird eine Pönale in Höhe von 600 €/tCO2 erhoben.\r\n4.2 Implementierungsphasen\r\nDer Vorschlag zur\r\nGG-Quote sieht mehrere Implementierungsphasen vor, um das übergeordnete Ziel der vollständigen Defossilisierung des Gassektors bis 2045 durch den Einsatz von Grüngasen zu erreichen (siehe Abbildung 8).\r\n■\r\nVorbereitung: Gesetzliche Umsetzung (voraussichtlich 2025-2026) – In der Vorbereitungsphase wird die gesetzliche Grundlage für die Umsetzung der neuen Regelungen geschaffen. Dies umfasst die Ausarbeitung und Verabschiedung der notwendigen Gesetze und Verordnungen, die die Rahmenbedingungen für die folgenden Phasen festlegen. Ziel ist es, bis Ende 2026 alle rechtlichen Voraussetzungen zu erfüllen, um einen reibungslosen Start der GG-Quote im Jahr 2027 zu ermöglichen.\r\n■\r\nPhase 1 (voraussichtlich ab 2027): Temporäre Ausnahmephase ETS 1-Anlagen – In der ersten Phase wird eine temporäre Ausnahme für ETS 1-Anlagen gewährt. Der Auslöser für die Inkludierung der ETS-1-Anlagen ist der Betrieb von „hydrogen ready“ Kraftwerken mit Wasserstoff. Angesichts der aktuellen Pläne und unter Annahme der\r\n48 Angelehnt an die Fristen im § 7 BEHG. Zu diesem Stichtag müssen Inverkehrbringer, die dem nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen unterliegen, der zuständigen Behörde (UBA) die Brennstoffemissionen berichten.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 31\r\nKraftwerksstrategie scheint das Jahr 2035 ein realistisches Datum für die Einbeziehung\r\nder ETS 1-Anlagen in die GG-Quote. Der exakte Zeitpunkt ist abhängig von den gesetzgeberischen Rahmenbedingungen.\r\n■\r\nPhase 2: Sektorübergreifende Quote – In Phase 2 wird eine volle, sektorübergreifende Quote eingeführt, die auch die ETS 1-Anlagen umfasst. Diese Phase markiert den Übergang zu einem umfassenden System, das alle relevanten Sektoren einbezieht.\r\n■\r\nPerspektivisch Phase 3: Ausweiten der Quote auf die EU möglich – Neben dem Ausweiten der Quote auf sämtliche Sektoren ist mittel- bis langfristig auch eine Ausweitung der Quote die Europäische Union als optionale Erweiterung möglich. Diese Phase ist optional und hängt von den Fortschritten und der Akzeptanz der GG-Quote ab.\r\nAbbildung 8 Implemtierungsphasen der GG-Quote\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Der exakte Zeitpunkt der Einbeziehung der ETS I-Anlagen ist abhängig von den gesetzgeberischen Rahmenbedingungen.\r\nPhase 1: Temporäre Ausnahmephase ETS 1 Phase 2: sektorübergreifende GG-QuoteOptionalPhase 3: Ausweiten der Quote auf EUVorbereitung: Gesetzliche Umsetzung101216213145721171882884185516827998989761,0111,0321,0431,0491,05502004006008001,0001,2001,4001,600TWhUntergrenze (-30% Borrowing)Banking / Borrowing (+/- 30%)Benötigte GG-Mengen zur Quotenerfüllung2025-2026„Auslöser“Einbeziehung ETS I: frühestens mit Betriebvon „H2-ready“KraftwerkenmitWasserstoffVoraussichtlichab 2035: volle, sektorübergreifende Quote (inkl. ETS 1)Ab 203x mögliche Erweiterung der Quote auf die EUQuotenziel:100% Dekarbonisierung in 2045.\r\nKONZEPTION EINER GRÜNGASQUOTE\r\nfrontier economics | Vertraulich 32\r\nWWW.FRONTIER-ECONOMICS.COM"},"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":"Dr. Kristin Spiekermann, Dr. Peter Rosin und Jana Michaelis*\r\nRechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\nfür Erdgasverteilernetzbetreiber\r\nDer Beitrag analysiert die Bedeutung der Vorgaben des EUGaspakets\r\nfür die Ausgestaltung des nationalen Rechtsrahmens\r\nfür „H2-Ready“-Investitionen in Erdgasverteilernetze sowie für\r\nden Umgang mit Investitionen in Wasserstoffnetze. Es wird\r\nherausgearbeitet, dass das EU-Gaspaket einer übergangsweisen\r\nregulatorischen Behandlung von „H2-Ready“-Kosten als „effiziente“\r\nErdgasverteilernetzkosten nicht entgegensteht und hinsichtlich\r\nder Kosten für Wasserstoffneubauinvestitionen die\r\nImplementierung einer Methodik eines (zulässigen) Finanztransfers\r\nim nationalen Rechtsrahmen vorsieht.\r\nInhaltsverzeichnis\r\nI. Sachverhalt und Hintergrund 2\r\nII. Gegenstand der Untersuchung 3\r\nIII. Rechtliche Würdigung 3\r\n1. Nationale regulatorische Vorgaben hinsichtlich des\r\nUmgangs mit Investitionen in „H2-Ready“- und\r\nNeubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungen\r\nde lege lata 4\r\na) Regulatorischer Rechtsrahmen\r\nErdgas(verteiler)netze 4\r\nb) Bedeutung der §§ 28j bis 28p EnWG für\r\nWasserstoffverteilernetzbetreiber 5\r\nc) Gesetzliche Vorgaben für die Entgelte für\r\nden Zugang zu Wasserstoffnetzen 6\r\nd) WasserstoffNEV 7\r\ne) Festlegungen der Bundesnetzagentur 8\r\naa) WANDA-Festlegung 8\r\nbb) WasABi- und WaKandA-Festlegung 10\r\nf ) Zusammenfassende Darstellung der für\r\ndiese Untersuchung besonders relevanten\r\nregulatorischen Vorgaben de lege lata 10\r\naa) Allgemeine Regelungen im EnWG 10\r\nbb) Regelungen mit Bedeutung nur\r\nfür „H2-Ready“-Maßnahmen 11\r\ncc) Regelungen mit Bedeutung nur\r\nfür neue Wasserstoffleitungen 11\r\n2. Regulatorische Vorgaben des EU-Gaspakets\r\nhinsichtlich des Umgangs mit Kosten\r\naus „H2-Ready“-Investitionen 12\r\na) Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 zum\r\nUmgang mit „H2-Ready“-Investitionen und\r\ndaraus resultierenden „H2-Ready“-Kosten 12\r\naa) Normen der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 mit\r\nunmittelbarem Bezug zur Entgeltregulierung 12\r\nbb) Weitere relevante Vorgaben der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 13\r\ncc) Maßgeblichkeit der Erwägungsgründe 14\r\ndd) Zwischenergebnis 15\r\nb) Abgleich mit den Vorgaben der\r\nVorgängerrichtlinien hinsichtlich der\r\nEntgeltregulierung und deren Umsetzung im\r\nbislang geltenden nationalen Rechtsrahmen 15\r\naa) Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG 15\r\nbb) Erdgasrichtlinie 2009/73/EG 16\r\ncc) Umsetzung der Richtlinien 2003/55/EG und\r\n2009/73/EG im deutschen Recht und hieraus\r\nabgeleiteter Effizienzmaßstab auf nationaler\r\nEbene 16\r\ndd) Zwischenergebnis 17\r\nc) Transformationseffizienz als materieller\r\nMaßstab des Prinzips der Kostenorientierung\r\nim nationalen Recht 17\r\naa) Erste Stufe: Feststellung und Prüfung\r\nder von den Netzbetreibern tatsächlich\r\ngeltend gemachten Kosten 17\r\nbb) Zweite Stufe: Methoden, mit denen\r\ndie Bundesnetzagentur den effizienten\r\nKostenansatz „verproben“ könnte 18\r\ncc) Zwischenergebnis 18\r\nd) Gasverordnung (EU) 2024/1789 19\r\naa) Art. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 19\r\nbb) Weitere Vorgaben der Gasverordnung (EU)\r\n2024/1789 19\r\nBeilage 1/2025\r\n22. Jahrgang S.1-28\r\nFebruar 2025\r\nN&R\r\n* Der Beitrag geht auf ein Gutachten zurück, das die Verfasser für die\r\nThüga AG und einige Unternehmen der Thüga-Gruppe erstellt haben.\r\ne) Zwischenergebnis 20\r\n3. Umsetzung des neuen regulatorischen Effizienzmaßstabs\r\nfür „H2-Ready“-Investitionen 20\r\n4. Regulatorische Vorgaben des EU-Gaspakets\r\nhinsichtlich des Umgangs mit Kosten aus\r\nNeubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungen 20\r\na) Abbildung von Kosten für\r\nWasserstoffneubaumaßnahmen über das\r\nbestehende Wasserstoffregulierungsregime 21\r\nb) Abbildung von Kosten für Wasserstoffneubaumaßnahmen\r\nüber das Erdgasregulierungsregime 22\r\naa) Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 22\r\naaa) Normen der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 mit unmittelbarem Bezug zur\r\nErdgasentgeltregulierung 23\r\nbbb) Weitere relevante Vorgaben der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 23\r\nccc) Zwischenfazit 23\r\nbb) Zulässigkeit einer Behandlung der\r\nKosten als effiziente Erdgasnetzkosten\r\nanalog „H2-Ready“-Kosten 23\r\ncc) Vorliegen eines Finanztransfers\r\nnach Art. 5 Abs. 1 und 2 der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 24\r\ndd) Zulässigkeit der Genehmigung\r\neines gesonderten Entgelts nach\r\nArt. 5 Abs. 4 und Abs. 5 Nr.1 der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 24\r\nc) Ergebnis 26\r\nIV. Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse 26\r\nI. Sachverhalt und Hintergrund\r\nErdgas nimmt im heutigen Energiesystem insbesondere für die\r\nBereitstellung von Raum- und Prozesswärme eine zentrale Rolle\r\nein. So machte Erdgas im Jahr 2021 rund 27% des Primärenergiebedarfs\r\naus. Dabei sind in Deutschland für die Verteilung\r\nvon Gas mehr als 700 Verteilernetzbetreiber zuständig. Sie\r\nbetreiben ein Netz mit insgesamt etwa 511000 km Leitungslänge,\r\nwobei etwa die Hälfte der Gasnetze kleiner ist als 250 km.1\r\nDer deutsche Gesetzgeber hat in § 3 Abs. 2 S.1 des KSG2 das\r\nnationale Klimaschutzziel vorgegeben, bis zum Jahr 2045 die\r\nTreibhausgasemissionen so weit zu mindern, dass Netto-Treibhausgasneutralität\r\nerreicht wird. Netto-Treibhausgasneutralität\r\nist dabei in § 2 Nr. 9 KSG als das Gleichgewicht zwischen den\r\nanthropogenen Emissionen aus Quellen und dem Abbau solcher\r\nGase durch Senken definiert. Mit Blick auf dieses politisch\r\nvorgegebene Ziel, bis 2045 Netto-Treibhausgasneutralität zu\r\nerreichen, wird allgemein eine grundlegende Transformation des\r\nGassystems für nötig erachtet.\r\nEs dürfte feststehen, dass die Transformation von Erdgasverteilernetzen\r\nzu H2- bzw. Wasserstoffverteilernetzen eine absehbare\r\nund realistische Zukunftsperspektive darstellen wird, jedenfalls\r\nfür Teile des Erdgasverteilernetzes. Erforderlich ist dies allein\r\nschon deshalb, weil ein Großteil der deutschen Industriestandorte\r\nzu weit entfernt vom genehmigten Wasserstoffkernnetz liegt\r\n(für ca. 78% der Industriestandorte, die künftig Wasserstoff in\r\nihrer Produktion benötigen, beträgt die Entfernung zum Kernnetz\r\n1 km oder mehr) und daher eine Weiterverteilung über\r\nVerteilernetze benötigt. Hinzu kommt, dass die aktuellen gesetzlichen\r\nVorgaben zur Wärmeplanung, jedenfalls soweit sie\r\nauf die Ausweisung eines Gebiets als Wasserstoffnetzausbaugebiet\r\nnach § 71 Abs. 8 S. 3 oder nach § 71k Abs. 1 Nr.1 GEG3\r\nausgerichtet sind (vgl. §§ 26, 27 WPG4), eine Transformation von\r\nErdgasverteilernetzen voraussetzen.\r\nWährend also eine jedenfalls teilweise Transformation der Erdgasverteilernetze\r\nin Wasserstoffnetze aus rechtlichen und tatsächlichen\r\nGründen als sehr wahrscheinlich anzusehen ist und\r\ndie betroffenen Erdgasverteilernetzbetreiber bereits dementsprechende\r\nÜberlegungen anstellen, gibt es in Deutschland derzeit\r\nkeinen umfassenden, speziellen regulatorischen Rechtsrahmen\r\nfür diese Transformation der Erdgasverteilernetze.\r\nZwar hat der deutsche Gesetzgeber sehr frühzeitig eine sog.\r\nÜbergangsregulierung für Wasserstoffnetze in das EnWG aufgenommen.\r\n5 Die in Abschnitt 3b des EnWG enthaltenen Vorschriften,\r\ndie mit dem Titel „Regulierung von Wasserstoffnetzen“\r\nüberschrieben sind, wurden im Jahr 2024 durch weitere Regelungen\r\nergänzt, die auf das Wasserstoffkernnetz fokussiert\r\nsind. Auch hat der Verordnungsgeber eine Rechtsverordnung\r\nimplementiert, welche die Grundlagen zur Ermittlung der Netzkosten\r\nund Grundsätze der Bestimmung der Entgelte für den\r\nZugang zu Wasserstoffnetzen regelt.6 All diese Vorschriften\r\ngelten aber nur für diejenigen Wasserstoffnetzbetreiber, die der\r\nRegulierung unterfallen, weil sie eine sog. „Opt-in“-Erklärung\r\nabgegeben haben. Derartige Erklärungen sind, soweit bekannt,\r\nbislang nicht abgegeben worden, so dass den bestehenden\r\nregulatorischen Wasserstoffregelungen jedenfalls für Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\nderzeit keine praktische Relevanz\r\nzukommt.\r\nHinzu kommt, dass der EuGH in seiner Entscheidung vom\r\n2. September 20217 der Bundesnetzagentur eine größere Unabhängigkeit\r\nvon gesetzgeberischen Vorgaben zugesprochen\r\nhat. Das hatte zur Folge, dass Ende 2023 in das EnWG neue\r\nRegelungen zur Gewährleistung der Unabhängigkeit der Bundesnetzagentur\r\neingefügt wurden.8 Auf dieser neuen rechtlichen\r\nGrundlage ist die Bundesnetzagentur jetzt auch im Wasserstoffbereich\r\ntätig. Schließlich ist das EU-Gaspaket am 4. August 2024\r\nin Kraft getreten.9 Es besteht aus der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n178810 sowie der Gasverordnung (EU) 2024/178911. Ausweislich\r\nArt. 94 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 ist die Richtlinie bis\r\nzum 5. August 2026 durch die Mitgliedstaaten in nationales\r\nRecht umzusetzen. Demgegenüber ist die Gasverordnung (EU)\r\n2024/1789 ab ihrem Geltungsbeginn12 in allen ihren Teilen\r\nverbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat (vgl.\r\n2 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n1 Vgl. hierzu Herrndorff u. a., Ein neuer Ordnungsrahmen für Erdgasverteilnetze,\r\n2023, S. 17.\r\n2 Bundes-Klimaschutzgesetz v. 12.12.2019, BGBl. 2019 I, 2513; zuletzt\r\ngeändert durch Art. 1 des Gesetzes v. 15.7.2024, BGBl. 2024 I Nr. 235.\r\n3 Gebäudeenergiegesetz v. 8.8.2020, BGBl. 2020 I, 1728; zuletzt geändert\r\ndurch Art. 1 des Gesetzes v. 16.10.2023, BGBl. 2023 I Nr. 280.\r\n4 Wärmeplanungsgesetz v. 20.12.2023, BGBl. 2023 I Nr. 394.\r\n5 Gesetz zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung\r\nreiner Wasserstoffnetze im Energiewirtschaftsrecht v. 27.7.2021,\r\nBGBl. 2021 I, 3026.\r\n6 Verordnung über die Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen\r\n(Wasserstoffnetzentgeltverordnung – WasserstoffNEV) v.\r\n23.11.2021, BGBl 2021 I, 4955.\r\n7 EuGH, N&R 2021, 297 = ECLI:EU:C:2021:662 (Urt. v. 2.9.2021 – Rs.\r\nC-718/18).\r\n8 Art. 1 des Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an\r\nunionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher\r\nVorschriften v. 22.12.2023, BGBl. 2023 I Nr. 405.\r\n9 Die Veröffentlichung erfolgte am 15.7.2024 im Amtsblatt der EU, vgl.\r\nABl. EU L 2024/1789 sowie ABl. EU L 2024/1788. Die Gasverordnung (EU)\r\n2024/1789 und die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 sind jeweils am 20. Tag\r\nnach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt in Kraft getreten, vgl. Art. 96\r\nS. 1 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 und Art. 89 Abs. 1 S. 1 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789.\r\n10 Richtlinie (EU) 2024/1788 v. 13.6.2024 über gemeinsame Vorschriften für\r\ndie Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff, zur\r\nÄnderung der Richtlinie (EU) 2023/1791 und zur Aufhebung der Richtlinie\r\n2009/73/EG.\r\n11 Verordnung (EU) 2024/1789 v. 13.6.2024 über die Binnenmärkte für\r\nerneuerbares Gas, Erdgas sowie Wasserstoff, zur Änderung der Verordnungen\r\n(EU) Nr. 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 und (EU)\r\n2022/869 sowie des Beschlusses (EU) 2017/684 und zur Aufhebung der\r\nVerordnung (EG) Nr. 715/2009 (Neufassung).\r\n12 Gemäß Art. 89 Abs. 1 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 gilt diese seit\r\ndem 5.2.2025. Art. 89 Abs. 2 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 sieht\r\ndabei einen abweichenden Geltungsbeginn bereits zum 1.1.2025 bzw.\r\n4.8.2024 für bestimmte, ausdrücklich aufgeführte Artikel der Verordnung\r\nvor.\r\nArt. 89 der Gasverordnung [EU] 2024/1789). Die Vorschriften\r\ndes Gaspakets, also sowohl die Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nals auch die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788, enthalten eine\r\nVielzahl von Regelungen, die den Wasserstoffsektor betreffen\r\nund entweder unmittelbar (Gasverordnung [EU] 2024/1789)\r\ngelten oder aber in deutsches Recht umgesetzt werden müssen.\r\nZusammenfassend kann man mithin festhalten, dass es in\r\nDeutschland zwar bereits zahlreiche regulatorische Vorgaben\r\nfür den Wasserstoffsektor gibt. Diese sind aber auf das Wasserstoffkernnetz\r\nfokussiert und stehen zudem in einem Spannungsfeld\r\nmit neuen EU-Vorgaben und einer gesteigerten Unabhängigkeit\r\nder Bundesnetzagentur. Dies führt dazu, dass die Erdgaswie\r\nauch die Wasserstoffverteilernetzbetreiber, die einen ganz\r\nerheblichen Teil der Investitionskosten für den politisch gewünschten\r\nWasserstoffhochlauf werden schultern müssen, in\r\neinem ganz besonderen Maße regulatorischen Unsicherheiten\r\nausgesetzt sind. Denn es ist unklar, wie der nationale Rechtsrahmen\r\nfür sie zukünftig aussehen wird. Regulatorische Unsicherheiten\r\nsind aber ein bedeutsames Hindernis für Kapitalgeber,\r\num in den Wasserstoffsektor zu investieren und so zu einer\r\nBeschleunigung des Wasserstoffhochlaufs beizutragen.\r\nVor diesem Hintergrund erscheint es zwingend notwendig, den\r\nbestehenden regulatorischen Rechtsrahmen für Investitionen in\r\nErdgas- und Wasserstoffverteilernetze aufzuarbeiten und mit\r\nden neuen Vorgaben des EU-Rechts sowie den aktuellen Überlegungen\r\nder Bundesnetzagentur zur regulatorischen Ausgestaltung\r\ndes Wasserstoffsektors abzugleichen. Dabei geht es primär\r\ndarum, die Vorgaben des EU-Rechts herauszuarbeiten und auf\r\ndieser Basis Grundzüge und Vorschläge für einen rechtlichen\r\nRahmen für eine zukünftige Transformationsregulierung für\r\nErdgasverteilernetze zur Gewährleistung von Rechtssicherheit\r\nfür Investitionen in Wasserstoffverteilernetze zu erarbeiten.\r\nDabei muss man sich allerdings vor Augen führen, dass es zwei\r\nArten von Investitionen in Wasserstoffverteilernetze gibt bzw.\r\ngeben wird, die sich von ihrem Ansatzpunkt grundlegend\r\nunterscheiden und deshalb weitgehend getrennt zu untersuchen\r\nsind: Es liegt zum einen auf der Hand, dass es Neubaumaßnahmen\r\nvon Wasserstoffleitungen geben wird. Hiermit ist die\r\nErrichtung von neuen Wasserstoffleitungen gemeint, die beispielsweise\r\neinen Elektrolyseur mit einem Industriekunden verbinden,\r\nohne dass für diese Belieferung Teile einer (früheren)\r\nErdgasleitungsinfrastruktur genutzt werden. Es geht hierbei also\r\num die Errichtung einer Wasserstoffinfrastruktur „auf der grünen\r\nWiese“ ohne Verwendung bestehender Erdgasinfrastruktur.\r\nZum anderen gibt es aber auch sog. „H2-Ready“-Investitionen.\r\nHierbei handelt es sich um Investitionen in die bestehende\r\nErdgasinfrastruktur. Konkret bezeichnen „H2-Ready“-Investitionen\r\nErsatzinvestitionen sowie Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen\r\nin das bestehende Erdgasverteilernetz, die\r\nbereits auch im Hinblick auf eine zukünftige Nutzung der\r\nbetreffenden Erdgasinfrastruktur für Wasserstoff getätigt werden.\r\nEin Beispiel für eine derartige „H2-Ready“-Investition ist\r\nz. B. der Ersatz einer Verdichterstation (auch Kompressorstation),\r\nder so erfolgt, dass die neue Verdichterstation von vorneherein\r\nso ausgelegt wird, dass sie ohne größeren Zusatzaufwand nach\r\nUmstellung der entsprechenden Leitung auch für Wasserstoff\r\ngenutzt werden kann. Kennzeichnend für eine derartige „H2-\r\nReady“-Investition wird regelmäßig sein, dass die Investition in\r\ndas bestehende Erdgasverteilernetz aufgrund ihrer dualen Geeignetheit\r\nteurer sein wird, als wenn die betreffende Investition\r\nausschließlich auf die weitere Verwendung für Erdgas ausgerichtet\r\nwäre, sie aber im gleichen Moment eine gestufte Investition,\r\nbestehend aus der heutigen Investition in die reine\r\nErdgasverteilernetzinfrastruktur und der künftigen für die Transformation\r\nnotwendigen Investition bei Umstellung der Erdgasverteilernetzinfrastruktur\r\nauf Wasserstoffverteilernetzinfrastruktur,\r\nentbehrlich macht.\r\nDie im Nachfolgenden verwendete Begrifflichkeit der „H2-Ready“-\r\nKosten bezieht sich auf die Zusatz- oder Differenzkosten, die\r\ngerade dadurch verursacht werden, dass die Investition in die\r\nErdgasinfrastruktur in einer Art und Weise erfolgt, welche die\r\nzukünftige Nutzung des betreffenden Wirtschaftsguts auch für\r\nWasserstoff ermöglicht.\r\nDie Dringlichkeit einer rechtssicheren Lösung kann in diesem\r\nZusammenhang mit einem aktuellen Beispiel aus der Praxis\r\nverdeutlicht werden. Im Zuge der Errichtung des Wasserstoffkernnetzes\r\nkönnten durch die Fernleitungsnetzbetreiber bereits\r\nkonkrete Netzanbindungspunkte für spätere Wasserstoffverteilernetze\r\n(sog. Abgriffstationen) miterrichtet werden. Dies hätte\r\ngegenüber einem späteren Bau erst im Zuge der Realisierung des\r\nentsprechenden Wasserstoffverteilernetzstrangs diverse Synergieeffekte,\r\nwodurch unter gewissen Umständen große Kostenersparnisse\r\nrealisiert werden könnten. Weitere Vorteile des\r\nsofortigen Baus der Abgriffstationen dürften insbesondere Planungssicherheit\r\nund Zeitgewinne sein, welche eine frühere\r\nReduktion von Kohlendioxidemissionen ermöglichen. Diese\r\nökonomischen und ökologischen Vorteile können nach den\r\ngegebenen Informationen indes nicht realisiert werden, weil\r\ndie betroffenen Erdgasverteilernetzbetreiber die rechtliche Situation\r\nwegen der bislang fehlenden Umsetzung des EU-Gaspakets\r\nin nationales Recht so einschätzen, dass die Kosten weder\r\nüber die Wasserstoffregulierung noch über die Erdgasnetzregulierung\r\nüber Netzentgelte erlöst werden können. Um hier\r\nKlarheit zu erlangen, sei es zwingend erforderlich, schnellstens\r\neine Regulierung auch für das Wasserstoffverteilernetz zu\r\nschaffen, und es wäre für den Wasserstoffhochlauf mehr als\r\nsinnvoll, die Kosten für die Abgriffstation ins Erdgasnetz wälzen\r\nzu können.\r\nII. Gegenstand der Untersuchung\r\nVor dem soeben (unter I.) skizzierten Sachverhalt und Hintergrund\r\nsind Gegenstand der Untersuchung Überlegungen zu\r\neinem möglichen rechtlichen Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\nfür Erdgasverteilernetze zur Gewährleistung von\r\nRechtssicherheit für Wasserstoffinvestitionen. Im Einzelnen\r\nwerden dabei insbesondere die folgenden drei Themenkomplexe\r\nin den Blick genommen:\r\n1. Da ein möglichst schneller Wasserstoffhochlauf politisch\r\ngewollt ist, bezieht sich die Analyse in einem ersten Schritt\r\nauf die Frage, welche regulatorischen Vorgaben hinsichtlich\r\ndes Umgangs mit Investitionen in „H2-Ready“-Maßnahmen\r\nund Neubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungen de lege\r\nlata in Deutschland derzeit bereits bestehen.\r\n2. In einem zweiten Schritt wird herausgearbeitet, welche Vorgaben\r\ndas EU-Gaspaket (Gasverordnung [EU] 2024/1789 und\r\nGasrichtlinie [EU] 2024/1788) hinsichtlich des Umgangs mit\r\n„H2-Ready“-Investitionen vorsieht.\r\n3. In einem weiteren Schritt erfolgt eine Prüfung, welche Vorgaben\r\ndas EU-Gaspaket in Bezug auf die Refinanzierung von\r\nKosten für Investitionen in Wasserstoffneubaumaßnahmen\r\nenthält.\r\nIII. Rechtliche Würdigung\r\nZur Beantwortung der im Rahmen des Untersuchungsgegenstands\r\nformulierten Fragen ist es zunächst erforderlich, die\r\nnationalen regulatorischen Vorgaben hinsichtlich des Umgangs\r\nmit „H2-Ready“-Investitionen in das vorhandene Erdgasverteilernetz\r\nund Neubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungen de\r\nlege lata im Sinne einer Bestandsaufnahme herauszuarbeiten.\r\nDenn nur so wird sichergestellt, dass der aktuelle Normenbestand\r\nbei Überlegungen de lege ferenda hinreichend berücksichtigt\r\nwird (dazu sogleich, unter 1.).\r\nIn einem nächsten Schritt werden die regulatorischen Vorgaben\r\ndes EU-Gaspakets im Hinblick auf Investitionen in „H2-Ready“-\r\nMaßnahmen herausgearbeitet und daraufhin analysiert, ob diese\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 3\r\nVorgaben einer Anerkennung von Kosten für „H2-Ready“-Maßnahmen\r\nentgegenstehen bzw. welche Konsequenzen sich aus\r\ndem EU-Gaspaket im Hinblick auf die Ausgestaltung des nationalen\r\nRegulierungsrahmens für „H2-Ready“-Investitionen ergeben.\r\nEin Schwerpunkt der Prüfung wird darauf liegen, inwieweit\r\ndiese im EU-Gaspaket enthaltenen Vorgaben von Relevanz\r\nfür die Ausgestaltung eines nationalen Regulierungsregimes\r\nsind, wonach u. a. die Kosten für „H2-Ready“-Investitionen13 in\r\neiner – wie auch immer definierten und konkret ausgestalteten –\r\nÜbergangsphase über das Erdgasregulierungsregime „abgebildet“\r\nwerden können. Insbesondere wird es eines Abgleichs der\r\nVorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 mit den die Netzentgeltbildung\r\nbetreffenden Vorgaben der Vorgängerrichtlinien\r\nbedürfen, um zu prüfen, ob der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nAnhaltspunkte für einen modifizierten und im Sinne der Begründung\r\neiner Zulässigkeit der Abbildung von „H2-Ready“-\r\nKosten über das Erdgasregulierungssystem stehenden Regelungsinhalt\r\nzu entnehmen sind. Im Ergebnis ist festzustellen,\r\ndass die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 einen Transformationseffizienzmaßstab\r\nvorgibt, der ins nationale Recht umzusetzen ist.\r\nInfolgedessen kann festgehalten werden, dass ein nationales\r\nRegulierungsregime, dem zufolge es nicht per se ausgeschlossen\r\nist, „effiziente“ „H2-Ready“-Kosten für einen Übergangszeitraum\r\nbis zur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze auf\r\nWasserstoff regulatorisch als „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten\r\nbehandeln zu können, mit den Vorgaben des Gaspakets,\r\nund damit insbesondere mit den Vorgaben der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789, im Einklang stünde (unten, unter 2.).\r\nIm Anschluss daran wird untersucht, ob und, wenn ja, inwieweit\r\nder EU-Rechtsrahmen auch eine Abbildung von Kosten aus\r\nNeubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungen über das Erdgasregulierungsregime\r\nzulässt. Dabei ist in den Blick zu nehmen,\r\nwelchen Regulierungsrahmen das vorhandene nationale Recht\r\nund das EU-Gaspaket für die Refinanzierung von Kosten für\r\nInvestitionen in Wasserstoffneubaumaßnahmen enthalten (unten,\r\nunter 3.).\r\n1. Nationale regulatorische Vorgaben hinsichtlich des\r\nUmgangs mit Investitionen in „H2-Ready“- und Neubaumaßnahmen\r\nvon Wasserstoffleitungen de lege lata\r\nJegliche Überlegungen betreffend die Ausgestaltung eines zukünftigen\r\nrechtlichen Rahmens für eine Transformationsregulierung\r\nzur Gewährleistung von Rechtssicherheit für „H2-Ready“-\r\nInvestitionen in das vorhandene Erdgasverteilernetz und\r\nInvestitionen in Neubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungen\r\nmüssen zunächst auf dem Bestand an bereits vorhandenen\r\nregulatorischen Normen für den Wasserstoffsektor aufsetzen.\r\nDenn anderenfalls besteht die Gefahr, dass diese Normen bei\r\netwaigen Überlegungen zur Umsetzung des Gaspakets in nationales\r\nRecht durch den Gesetzgeber bzw. die Bundesnetzagentur\r\nnicht hinreichend berücksichtigt werden.\r\nIn diesem Sinne sind zunächst die vorhandenen Vorgaben für die\r\nregulatorische Behandlung von Kosten der Erdgas(verteiler)netze\r\nvon Bedeutung (sogleich, unter a)).\r\nEine Bestandsaufnahme des geltenden Rechtsrahmens ist ferner\r\nauch deshalb von besonderer Bedeutung, weil Deutschland\r\nbereits im Jahre 2021 regulatorische Vorgaben für den Wasserstoffsektor\r\nimplementiert und eine sog. Übergangsregulierung\r\nim EnWG geschaffen hat, die dann im Jahr 2024 durch weitere\r\ngesetzliche Regelungen ergänzt wurde. De facto gab es in\r\nDeutschland also bereits vor Inkrafttreten des Gaspakets eine\r\ndurchaus umfassende Regulierung für Wasserstoffnetze im\r\nEnWG. So enthalten die §§ 28j bis 28p EnWG Regelungen, die\r\nmit „Regulierung von Wasserstoffnetzen“ überschrieben sind.\r\nDiesen Regelungen kommt – eine weiter steigende – Bedeutung\r\nauch für Wasserstoffverteilernetzbetreiber zu (unten, unter b)).\r\nInsbesondere gibt es auf gesetzlicher Ebene auch Vorgaben für\r\ndie Entgelte für den Netzzugang. Es liegt auf der Hand, dass\r\ndiesen Regelungen schon a priori Bedeutung jedenfalls für\r\nInvestitionen in Neubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungen\r\nzukommen sollte (unten, unter c)). Gleiches gilt damit selbstredend\r\nauch für die von der Bundesregierung am 23. November\r\n2021 erlassene WasserstoffNEV (unten, unter d)). Von besonderer\r\nBedeutung und Aktualität ist schließlich die auf der Grundlage\r\ndes § 28o Abs. 3 S.1 EnWG von der Großen Beschlusskammer\r\nEnergie der Bundesnetzagentur am 6. Juni 2024 erlassene „Festlegung\r\nbetreffend Bestimmungen zur Bildung der für den\r\nZugang zum Wasserstoff-Kernnetz zu erhebenden Netzentgelte\r\nund zur Errichtung eines für eine gewisse Dauer wirksamen\r\nAmortisationsmechanismus“ (WANDA) (unten, unter e)).\r\nSchließlich werden die für weitere Überlegungen betreffend\r\neinen (zukünftigen) rechtlichen Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\nbesonders relevanten regulatorischen Vorgaben\r\nde lege lata aus Gründen der besseren Übersichtlichkeit für die\r\nweitere Bearbeitung noch einmal zusammenfassend dargestellt\r\n(unten, unter f )).\r\na) Regulatorischer Rechtsrahmen Erdgas(verteiler)netze\r\nDer nationale Gesetzgeber hat in den §§ 21, 21a EnWG das\r\nEntgeltregulierungsregime für Energieversorgungsnetze ausgestaltet\r\nund materielle Maßstäbe für die Entgeltbestimmung\r\nnormiert.\r\n§ 21 Abs. 2 S.1 EnWG gibt demnach vor, dass die Entgelte auf\r\nder Grundlage der Kosten einer Betriebsführung gebildet werden,\r\ndie denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung\r\nvon Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer\r\nangemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung\r\ndes eingesetzten Kapitals. Im Hinblick auf den Grundsatz\r\nder Kostenorientierung regelt § 21 Abs. 2 S. 3 EnWG, dass –\r\nsoweit die Entgelte kostenorientiert gebildet werden – Kosten\r\nund Kostenbestandteile, die sich ihrem Umfang nach im Wettbewerb\r\nnicht einstellen würden, nicht berücksichtigt werden\r\ndürfen. Diese Regelung wird in der Literatur aufgrund des\r\nMaßstabs der Wettbewerbsanalogie als eine Präzisierung des\r\nEffizienzkostenbegriffs verstanden.14\r\nIm Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens und nach Erlass des\r\nEnWG 2005 wurde kontrovers diskutiert, wie der Effizienzkostenmaßstab\r\nin § 21 Abs. 2 S.1 EnWG zu definieren und mit\r\nwelchem normativen Maßstab dieser gleichzusetzen ist.15\r\nSchlussendlich wurde der Kostenmaßstab des effizienten und\r\nstrukturell vergleichbaren Netzbetreibers unter Berücksichtigung\r\nvon Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung in\r\n§ 21 Abs. 2 EnWG normiert. Das in § 21 Abs. 2 S.1 EnWG\r\nnormierte Effizienzkriterium („Kosten einer Betriebsführung,\r\ndie denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren\r\n4 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n13 „H2-Ready“-Investitionen bezeichnen, wie oben, unter I., bereits erläutert,\r\nim Rahmen dieser Untersuchung Investitionen (Ersatzinvestitionen sowie\r\nErweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen) in das bestehende\r\nErdgasverteilernetz, die über die Notwendigkeit für das Erdgasverteilernetz\r\ndergestalt hinausgehen, dass dieses technisch darauf vorbereitet\r\nwird, mit möglichst geringem Umstellungsaufwand künftig für die\r\nVerteilung von (reinem) Wasserstoff genutzt werden zu können. Die im\r\nNachfolgenden verwendete Begrifflichkeit „‚H2-Ready‘-Kosten“ bezieht\r\nsich auf die Zusatz- oder Differenzkosten, die gerade dadurch entstehen,\r\ndass die Investition in die Erdgasinfrastruktur in einer Art und Weise\r\nerfolgt, welche die zukünftige Nutzung des betreffenden Wirtschaftsguts\r\nauch für Wasserstoff ermöglicht.\r\n14 Groebel, in: Bourwieg/Hellermann/Hermes, EnWG, 4. A., 2023, § 21 Rn. 8.\r\n15 Die Regierungsentwürfe zum EnWG 2005 sahen noch den Kostenmaßstab\r\ndes § 12 Abs. 2 der Bundestarifordnung Elektrizität (BTOElt) („energiewirtschaftlich\r\nrationelle Betriebsführung“) und den Kalkulationsansatz\r\nder Nettosubstanzerhaltung vor. Nachdem der Bundesrat den Kostenmaßstab\r\nder energiewirtschaftlich rationellen Betriebsführung abgelehnt\r\nhatte, empfahl der Bundestagsausschuss für Wirtschaft und Arbeit nach\r\neingehenden Diskussionen die Streichung von „energiewirtschaftlich\r\nrationell“ und dafür die Aufnahme einer „wettbewerbsfähigen und\r\nrisikoangepassten Verzinsung“ in den Wortlaut der Norm. Erst nach\r\nAnrufung des Vermittlungsausschusses wurde auf die Normierung eines\r\nkonkreten Kalkulationsprinzips verzichtet und es wurde der Kostenmaßstab\r\ndes effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers unter\r\nBerücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung\r\nnormiert. Vgl. zum Gesetzgebungsverfahren die Darstellung von Säcker/\r\nMeinzenbach, in: Berliner Kommentar zum Energierecht, Bd. 1, 4. A.,\r\n2019, § 21 EnWG Rn. 21 ff.\r\nNetzbetreibers entsprechen“) ist nach der Auffassung der Bundesnetzagentur\r\ndahingehend zu verstehen, dass im Rahmen der\r\nEntgeltregulierung nur die Kosten berücksichtigungsfähig sind,\r\ndie für die Erbringung der Leistung erforderlich sind.16 Entsprechend\r\ndem Ziel des EU- und nationalen Gesetzgebers der\r\nErrichtung eines wettbewerblichen Markts hat dementsprechend\r\nauch der BGH entschieden, dass damit der „fiktive Wettbewerbsmarkt“\r\nden Maßstab für eine effiziente Betriebsführung bildet,\r\nwobei dieser ein Markt sei, auf dem Wettbewerber diejenigen\r\nLeistungen anbieten, die eine sichere Versorgung der Verbraucher\r\nmit Energie gewährleisten.17\r\nDabei wird für die Beurteilung der Erforderlichkeit der Leistungserbringung\r\nauf dem (fiktiven) Wettbewerbsmarkt einer\r\nsicheren Energieversorgung auf den Zeitpunkt der Genehmigung\r\nder Entgelte abgestellt. Maßgeblich sind nach der Bundesnetzagentur\r\ndamit die zum Genehmigungszeitpunkt relevanten\r\nKosten und der Umstand, dass diese in diesem Moment für die\r\nLeistungserbringung erforderlich sind.18\r\nDurch diese zeitliche Begrenzung der Erforderlichkeitsbetrachtung\r\neinerseits und die Betrachtung des (fiktiven) Wettbewerbsmarkts\r\neiner (lediglich) sicheren Energieversorgung andererseits\r\nwird der Effizienzmaßstab mithin derzeit dahingehend verstanden,\r\ndass im Rahmen der Erforderlichkeitsprüfung insbesondere\r\nzukünftige (Netz-) Entwicklungen und damit einhergehende\r\nInvestitionserfordernisse im Hinblick auf die Herstellung von\r\nKlimaneutralität, die eine Transformation insbesondere der Erdgasnetzinfrastruktur\r\nerfordern, normativ außer Betracht bleiben.\r\nZwar gibt § 21 Abs. 2 S. 5 EnWG im Einklang mit den gesetzgeberischen\r\nZielen in § 1 Abs. 2 Nr.1 EnWG vor, dass bei der\r\nBildung von Entgelten auch Kosten eines vorausschauenden\r\nNetzausbaus zur Verfolgung des Zwecks und der Ziele des § 1\r\nEnWG zu berücksichtigen sind. Kosten der Transformation\r\nvorhandener Infrastrukturen dürften davon jedoch jedenfalls\r\nnach dem Wortlaut nicht umfasst sein. Der Aspekt der Klimaneutralität\r\nfindet damit im EnWG im Rahmen der Regulierung\r\nlediglich als Zweckbestimmung über die in § 1 Abs.1 EnWG\r\nerwähnte Treibhausgasneutralität Berücksichtigung. Schon bei\r\nder speziellen Erwähnung derjenigen Ziele der Regulierung in\r\n§ 1 Abs. 2 EnWG findet der Aspekt der Treibhausgasneutralität\r\nkeine explizite Erwähnung mehr. Zumindest aber muss die\r\nRegulierung nach § 1 Abs. 2 S.1 EnWG auch die Sicherung\r\neiner langfristigen sowie „gesamtwirtschaftlich optimierten“\r\nEnergieversorgung im Blick haben, wobei Wasserstoff durch\r\n§ 1 Abs.1 EnWG als gleichberechtigter Energieträger nunmehr\r\nim Gesetz aufgenommen ist.\r\nb) Bedeutung der §§ 28j bis 28p EnWG\r\nfür Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\nNach § 28j Abs. 1 S.1 EnWG sind auf Errichtung, Betrieb und\r\nÄnderung von Wasserstoffnetzen die Teile 5, 7 und 8, die §§ 113a\r\nbis 113c EnWG19 sowie, sofern der Betreiber\r\n• einen Teil des Wasserstoffkernnetzes nach § 28q EnWG\r\nbetreibt,\r\n• eine Wasserstoffinfrastruktur betreibt, die gemäß § 15d Abs. 3\r\nS.1 EnWG bestätigt wurde, oder\r\n• eine wirksame Erklärung nach § 28j Abs. 3 EnWG gegenüber\r\nder Bundesnetzagentur abgegeben hat,\r\ndie §§ 28k bis 28o EnWG anzuwenden. Im Übrigen ist das EnWG\r\nnur anzuwenden, sofern dies ausdrücklich bestimmt ist (§ 28j\r\nAbs.1 S. 2 EnWG).\r\nSchon aus § 28j Abs.1 S.1 EnWG ergibt sich, dass die Regulierung\r\ndabei jedoch zunächst auf das sog. Kernnetz fokussiert ist.\r\nDas Wasserstoffkernnetz soll gemäß § 28q Abs. 1 S. 3 EnWG\r\nvorwiegend der Ermöglichung eines überregionalen Transports\r\nvon Wasserstoff dienen. Schon hieraus folgt, dass das Wasserstoffkernnetz\r\nüberwiegend aus Wasserstofftransportnetzen\r\nbesteht. Denn Wasserstofftransport ist in § 3 Nr. 39c EnWG als\r\nder Transport von Wasserstoff durch ein überregionales\r\nHochdruckleitungsnetz, mit Ausnahme von vorgelagerten\r\nRohrleitungsnetzen, definiert, um die Versorgung von Kunden\r\nzu ermöglichen. Auch die im EnWG vorgegebenen Ziele des\r\nWasserstoffkernnetzes betonen die Transportfunktion. Denn Ziel\r\nder zeitnahen Schaffung eines Wasserstoffkernnetzes ist es nach\r\n§ 28q Abs.1 S. 2 EnWG, die zukünftigen wesentlichen Wasserstoffproduktionsstätten\r\nund die potenziellen Importpunkte mit\r\nden zukünftigen wesentlichen Wasserstoffverbrauchspunkten\r\nund Wasserstoffspeichern zu verbinden. Auch die Bundesnetzagentur\r\nvertritt dementsprechend zu Recht die Ansicht, dass\r\nangesichts dieser Ziele und der Anforderungen an die eingebrachten\r\nLeitungen (hohe Druckstufe, Durchmesser mindestens\r\nDN200) Leitungen des Wasserstoffkernnetzes mit hoher\r\nWahrscheinlichkeit als „Wasserstofftransportnetz“ zu betrachten\r\nseien.20 Betreiber von Wasserstofftransportnetzen sind nach § 3\r\nNr.10d EnWG natürliche oder juristische Personen, die Leitungen\r\nzum Wasserstofftransport betreiben.\r\nVon diesen Wasserstofftransportnetzbetreibern zu unterscheiden\r\nsind die Betreiber von Wasserstoffnetzen, welche die Aufgabe\r\nder Verteilung von Wasserstoff wahrnehmen und insoweit\r\nverantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls\r\nden Ausbau des Wasserstoffnetzes (vgl. § 3 Nr.10b\r\nund 39a EnWG). Auch für diese Wasserstoffverteilernetzbetreiber,\r\nauf die sich diese Untersuchung bezieht, können die\r\naktuellen gesetzlichen Regelungen des EnWG (teils jedenfalls\r\nderzeit theoretisch) in drei Fällen Bedeutung erlangen:\r\nSo ist zunächst aufgrund der Genehmigung des Kernnetzes vom\r\n22. Oktober 202421 davon auszugehen, dass auch Wasserstoffverteilernetze\r\nTeil des Kernnetzes sein werden und unter diesem\r\nGesichtspunkt bereits nach § 28q Abs.1 S.1 EnWG der Regulierung\r\nunterfallen. Dies wird z. B. durch § 28q Abs. 2 S. 4 EnWG\r\nausdrücklich bestätigt. Danach können Dritte, die keine Fernleitungsnetzbetreiber\r\nsind, bzw. deren Wasserstoffinfrastruktureinrichtungen\r\nTeil des Wasserstoffkernnetzes werden (1. Fall).22\r\nZudem bestimmt § 28j Abs.1 S.1 EnWG, dass auch der Betreiber\r\neiner Wasserstoffinfrastruktur, die gemäß § 15d Abs. 3 S.1 EnWG\r\nbestätigt wurde, den §§ 28k bis 28o EnWG unterfällt. Nach § 15d\r\nAbs. 3 S.1 EnWG soll die Regulierungsbehörde den Netzentwicklungsplan\r\nGas und Wasserstoff mit Wirkung für die Fernleitungsnetzbetreiber\r\nund die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen\r\nspätestens bis zum Ablauf des 30. Juni eines jeden\r\ngeraden Kalenderjahres, erstmals bis zum Ablauf des 30. Juni\r\n2026, bestätigen. Betroffene Netzbetreiber sind dabei auch Betreiber\r\nvon Wasserstoffnetzen, die kein Transportnetz darstellen,\r\nund Betreiber von sonstigen Leitungsinfrastrukturen, die auf\r\nWasserstoffleitungen umgestellt werden können (§ 15b Abs.1\r\nS. 3 EnWG). Zudem schlagen die Betreiber von Fernleitungsnetzen\r\nund die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen im\r\nZusammenhang mit der auf dem bestätigten Szenariorahmen\r\nerfolgenden Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff\r\nnach § 15c Abs. 3 S.1 und 2 EnWG für jede im Netzentwicklungsplan\r\nenthaltene Maßnahme ein Unternehmen vor, das\r\nfür die Durchführung der Maßnahme ganz oder teilweise verantwortlich\r\nist. Die durch die Bestätigung nach § 15d Abs. 3 EnWG\r\nbestimmten Unternehmen sind zur Umsetzung der Maßnahmen\r\nverpflichtet. Dies gilt allerdings nur für solche Unternehmen, die\r\nder Regulierung unterfallen oder die erklärt haben, dass sie zur\r\nUmsetzung der Maßnahme bereit sind (§ 15 Abs. 3 S. 7 EnWG).\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 5\r\n16 Vgl. dazu Groebel (Fn. 14), § 21 Rn. 67.\r\n17 BGH, Beschl. v. 14.8.2008 – Az. KVR 36/07, Rn. 56 – Stadtwerke Trier.\r\n18 Vgl. Groebel (Fn. 14), § 21 Rn. 67.\r\n19 Die genannten Regelungen sind für die hier zu untersuchende Thematik\r\nvon untergeordneter Bedeutung.\r\n20 Bundesnetzagentur, FAQ „Sind alle Wasserstoff-Kernnetzbetreiber Transportnetzbetreiber?“\r\nv. 22.7.2024.\r\n21 Bundesnetzagentur, Genehmigung v. 22.10.2024 – Az. 4.13.01/10#1.\r\n22 Die Bundesnetzagentur weist in ihren FAQ (Fn. 20) ausdrücklich auch auf\r\nFolgendes hin: „Die endgültige Zuordnung einer Leitung zur Transportbzw.\r\nVerteilernetzebene und die sich daraus ergebenden Rechtsfolgen der\r\nZertifizierung und Entflechtung sind jedoch von der Umsetzung der\r\nGas-Richtlinie in nationales Recht abhängig. Daraus ergibt sich, dass die\r\nTeilnahme am Wasserstoff-Kernnetz nicht zwingend mit einer Einstufung\r\nals Transportnetzbetreiber einhergeht.“\r\nMithin wird sich vermutlich im Zusammenhang mit dem komplexen\r\nRegelungsgeflecht um den Szenariorahmen und den\r\nNetzentwicklungsplan eine Tendenz von Wasserstoffverteilernetzbetreibern\r\nergeben, „der Regulierung zu unterfallen“, um\r\nMaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan enthalten sind, umzusetzen\r\nzu können (2. Fall).\r\nDies wiederum gelingt am einfachsten, wenn eine Erklärung\r\nnach § 28j Abs. 3 EnWG abgegeben wird (3. Fall). Danach\r\nkönnen Betreiber von Wasserstoffnetzen, die weder einen Teil\r\ndes Wasserstoffkernnetzes nach § 28q EnWG noch eine Infrastruktur,\r\ndie nach § 15d Abs. 3 S.1 EnWG bestätigt wurde,\r\nbetreiben, gegenüber der Bundesnetzagentur schriftlich oder in\r\nelektronischer Form erklären, dass ihre Wasserstoffnetze der\r\nRegulierung nach diesem Teil unterfallen sollen (§ 28j Abs. 3 S.1\r\nEnWG). Die Erklärung wird allerdings erst wirksam, wenn nach\r\n§ 28p EnWG entweder erstmals eine positive Prüfung der\r\nBedarfsgerechtigkeit vorliegt oder die Bedarfsgerechtigkeit als\r\ngegeben anzusehen ist (§ 28j Abs. 3 S. 2 EnWG). Die Erklärung ist\r\nunwiderruflich und gilt ab dem Zeitpunkt der Wirksamkeit\r\nunbefristet für alle Wasserstoffnetze des erklärenden Betreibers\r\n(§ 28j Abs. 3 S. 3 EnWG).\r\nc) Gesetzliche Vorgaben für die Entgelte für\r\nden Zugang zu Wasserstoffnetzen\r\nGesetzliche Vorgaben für die Entgelte für den Netzzugang zu den\r\nWasserstoffnetzen sind in § 28o EnWG enthalten. Nach § 28o\r\nAbs.1 S.1 EnWG ist § 21 EnWG nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5\r\ndes § 28o EnWG für die Entgelte für den Netzzugang zu\r\nWasserstoffnetzen anzuwenden. Nach § 21 Abs.1 EnWG müssen\r\nEntgelte für den Netzzugang angemessen, diskriminierungsfrei,\r\ntransparent und dürfen nicht ungünstiger sein, als sie von den\r\nBetreibern der Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen\r\nfür Leistungen innerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber\r\nverbundenen oder assoziierten Unternehmen angewendet und\r\ntatsächlich oder kalkulatorisch in Rechnung gestellt werden\r\n(„Extern wie intern“-Grundsatz).\r\nWeitere relevante Vorgaben sind in § 21 Abs. 2 EnWG enthalten,\r\nauf den § 28o EnWG ebenfalls verweist. Die Entgelte werden\r\nnach § 21 Abs. 2 S.1 EnWG auf der Grundlage der Kosten einer\r\nBetriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell\r\nvergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung\r\nvon Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung\r\nund einer angemessenen wettbewerbsfähigen und\r\nrisikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet.\r\nGemäß § 21 Abs. 2 S. 3 EnWG dürfen im Rahmen einer kostenorientierten\r\nEntgeltbildung Kosten und Kostenbestandteile, die\r\nsich ihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellen würden,\r\nnicht berücksichtigt werden (Prinzip des sog. „Als-ob-Wettbewerbs“).\r\nAuch hier ist von Bedeutung, dass § 21 Abs. 2 S. 5\r\nEnWG überdies vorgibt, dass bei der Bildung von Entgelten auch\r\nKosten eines vorausschauenden Netzausbaus zur Verfolgung des\r\nZwecks und der Ziele des § 1 EnWG zu berücksichtigen sind.\r\n§ 28o Abs.1 S. 2 EnWG bestimmt darüber hinaus, dass die\r\nAnreizregulierung nach § 21a EnWG sowie die Genehmigung\r\nvon Entgelten nach § 23a EnWG auf Betreiber von Wasserstoffnetzen\r\nnicht anzuwenden sind. Ihre Kosten werden nach § 28o\r\nAbs.1 S. 3 EnWG vielmehr jährlich anhand der zu erwartenden\r\nKosten für das folgende Kalenderjahr sowie der Differenz\r\nzwischen den erzielten Erlösen und den tatsächlichen Kosten\r\naus Vorjahren ermittelt und über Entgelte erlöst. Demnach sieht\r\n§ 28o EnWG die Bildung von prognosebasierten Entgelten mit\r\neinem sich in den Folgejahren anschließenden Ausgleich von\r\nDifferenzen zwischen Kosten und Erlösen vor. Ferner sieht § 28o\r\nAbs.1 S. 5 EnWG eine Festlegung oder Genehmigung dieser\r\nKosten durch die Bundesnetzagentur vor. Da nach § 28o Abs.1\r\nS. 2 EnWG die Entgeltgenehmigung nach § 23a EnWG nicht\r\nanzuwenden ist, wird es sich bei dieser Festlegung bzw.\r\nGenehmigung nicht um die Aufhebung eines präventiven Verbots\r\nmit Erlaubnisvorbehalt handeln, sondern eher um einen\r\nbehördlichen Akt, der auch eine Ex-post-Kontrolle ermöglicht.\r\nSchließlich ist noch darauf hinzuweisen, dass nach § 28o Abs.1\r\nS. 4 EnWG Kosten nur insoweit geltend gemacht werden dürfen,\r\nals\r\n• eine positive Bedarfsprüfung nach § 28p EnWG oder\r\n• eine Genehmigung des Kernnetzes nach § 28q Abs. 8 EnWG\r\noder\r\n• ein Entwurf eines Wasserstoffkernnetzes durch die Bundesnetzagentur\r\nnach § 28q Abs. 3 EnWG oder\r\n• eine Bestätigung nach § 15d Abs. 3 EnWG\r\nvorliegt. Eine Anwendung der Wasserstoffentgeltregelungen des\r\nEnWG setzt mithin voraus, dass auf einen Wasserstoffnetzbetreiber\r\ndie regulatorischen Vorschriften anwendbar sind. Dies\r\nwiederum setzt die Erklärung des Betreibers eines Wasserstoffnetzes\r\nnach § 28j Abs. 3 EnWG in Verbindung mit einer Bedarfsprüfung\r\nnach § 28p EnWG oder aber ein Engagement des\r\nWasserstoffnetzbetreibers im Zusammenhang mit dem Wasserstoffkernnetz\r\nvoraus.23\r\nWichtig ist darüber hinaus, dass die Bundesregierung nach § 28o\r\nAbs. 2 EnWG ermächtigt ist, durch Rechtsverordnung mit Zustimmung\r\ndes Bundesrates die Bedingungen und Methoden zur\r\nErmittlung der Kosten und Entgelte nach § 28o Abs. 1 EnWG\r\nnäher auszugestalten. Von dieser Ermächtigungsgrundlage hat\r\ndie Bundesregierung durch den Erlass der WasserstoffNEV24 am\r\n23. November 2021 Gebrauch gemacht.\r\nDie Bundesnetzagentur wiederum kann nach § 28o Abs. 3 S.1\r\nEnWG durch Festlegung oder Genehmigung nach § 29 Abs.1\r\nEnWG Regelungen zu allen in Abs. 2 genannten Bereichen\r\ntreffen. Diese Regelungen und Entscheidungen können von\r\nRechtsverordnungen nach Abs. 2 abweichen oder diese ergänzen\r\n(§ 28o Abs. 3 S. 2 EnWG). Diese sog. Regelungs- und Abweichungskompetenz\r\nder Bundesnetzagentur ist der Entscheidung\r\ndes EuGH vom 2. September 2021 geschuldet.\r\nWeitere für Wasserstoffinvestitionen interessante Aussagen finden\r\nsich darüber hinaus im Zusammenhang mit dem Wasserstoffkernnetz\r\nin § 28q EnWG. Diese Aussagen sind auch für\r\n(zukünftige) Wasserstoffverteilernetzbetreiber von Interesse,\r\nweil diese zum einen durchaus zum Teil des Kernnetzes werden\r\nkönnen. Zum anderen erscheint es sehr unwahrscheinlich, dass\r\ndie für das Kernnetz vom Gesetzgeber bereits implementierten\r\nPrinzipien jedenfalls zu einem gewissen Teil nicht auch Geltung\r\nfür das Wasserstoffverteilernetz erlangen werden; dies wäre\r\nschon mit Art. 3 GG nur schwer vereinbar. So ist bedeutsam, dass\r\nnach § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG die Antragsteller des Kernnetzes\r\nmit dem Antrag anzugeben haben, zu welchem Zeitpunkt die im\r\nbeantragten Wasserstoffkernnetz enthaltenen Wasserstoffnetzinfrastrukturen\r\nin Betrieb genommen werden sollen, welche\r\nInvestitions- und Betriebskosten die jeweilige Wasserstoffnetzinfrastruktur\r\nvoraussichtlich verursacht und inwiefern es sich\r\nhierbei jeweils im Vergleich zu möglichen Alternativen um die\r\nlangfristig kosten- und zeiteffizienteste Lösung handelt. Mithin\r\nstatuiert bereits § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG ausdrücklich den\r\nGrundsatz, dass die langfristig kosten- und zeiteffizienteste\r\nLösung zu präferieren ist; denn ansonsten müsste diese Alternative\r\nnicht gesondert vom Antragsteller hervorgehoben werden.\r\nDieser sinnvolle Grundsatz wird auch auf Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\nübertragen werden müssen – ganz egal, ob\r\nderen Netze Bestandteil des Kernnetzes sein werden oder nicht.\r\nDenn nur dieser Ansatz entspricht dem Prinzip einer effizienten\r\nRegulierung. Anders gewendet: Nur bei einer langfristigen\r\nBetrachtungsweise kann – gerade wenn es um die Transformation\r\neines Sektors (Erdgas) geht – sinnvoll beurteilt werden,\r\nwelche Maßnahme die preiswerteste und sinnvollste („kosteneffizienteste“)\r\nMaßnahme ist. Der Aspekt der Zeiteffizienz ist\r\n6 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n23 Siehe insoweit auch § 28p Abs. 1 S. 1 EnWG, der die Bedarfsprüfungen für\r\neinzelne Wasserstoffnetzinfrastrukturen anordnet, die weder Teil des\r\nWasserstoffkernnetzes nach § 28q EnWG sind noch gemäß § 15d Abs. 3\r\nS. 1 EnWG bestätigt wurden.\r\n24 Siehe Fn. 6.\r\nebenfalls von Bedeutung und zu Recht in § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG\r\nebenfalls hervorgehoben. Allerdings wird dieser Aspekt möglicherweise\r\nauf der Zeitachse in den Hintergrund treten. Denn je\r\nmehr Maßnahmen realisiert sind, desto geringer wird möglicherweise\r\ndie Bedeutung der Zeiteffizienz, weil es dann vielleicht\r\nnicht mehr ganz so dringend sein wird, weitere Maßnahmen zu\r\nrealisieren.\r\nDer Ansatz, dass die langfristig kosten- und zeiteffizienteste\r\nLösung zu realisieren ist, kommt auch in § 28q Abs. 2 S. 4 EnWG\r\nzum Ausdruck, wonach die Möglichkeit der Umstellung von\r\nvorhandenen Leitungsinfrastrukturen vorrangig zu prüfen und\r\ndarzulegen ist. Hierfür kann der Antrag zum Wasserstoffkernnetz\r\nzusätzliche Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes\r\nin einem geringen Umfang beinhalten. Auch in dieser\r\nRegelung kommt zum Ausdruck, dass der Gesetzgeber zu Recht\r\nden Grundsatz aufstellt, dass regelmäßig die Umstellung einer\r\nvorhandenen Leitungsinfrastruktur die langfristig kosten- und\r\nzeiteffizienteste Lösung darstellen wird; denn diese Umstellungsmöglichkeit\r\nist „vorrangig“. Der Gesetzgeber hat sinnvollerweise\r\nebenfalls zum Ausdruck gebracht, dass auch zusätzliche Maßnahmen\r\nzum Ausbau des bestehenden Erdgasnetzes jedenfalls in\r\neinem geringen Umfang die langfristig kosten- und zeiteffizienteste\r\nLösung werden darstellen können.25 Denn es liegt auf der\r\nHand, dass es wirtschaftlich (langfristig) sinnvoll und damit\r\nkosteneffizient sein kann, z. B. einen Verdichter, der ersetzt\r\nwerden muss, gleich durch einen Verdichter zu ersetzen, der auch\r\nwasserstofftauglich ist, wenn der entsprechende Leitungsabschnitt\r\nlangfristig als Wasserstoffnetz vorgesehen ist. Auch\r\ndieser, für das Wasserstoffkernnetz vom Gesetzgeber ausdrücklich\r\nformulierte Grundsatz wird für Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\nebenfalls gelten müssen. Er wird letztlich auch in § 28q\r\nAbs. 2 S. 5 EnWG noch einmal betont, wenn es heißt, dass die zu\r\nbeantragenden Projekte, wo dies möglich und wirtschaftlich\r\nsinnvoll ist und sofern es dem Ziel nach § 28q Abs.1 S. 2 EnWG\r\ndient, auf Basis vorhandener Leitungsinfrastrukturen zu realisieren\r\nsind. Dies beinhaltet eine verpflichtende Vorgabe für\r\ngenehmigungsfähige Teile des Wasserstoffkernnetzes (vgl. § 28q\r\nAbs. 4 EnWG).\r\nRelevante Regelungen jedenfalls für die Finanzierung des Kernnetzes\r\nsind zudem im Zusammenhang mit dem Amortisationskonto\r\nin § 28r EnWG zu finden. So stellt § 28r Abs.1 S.1 EnWG\r\nauch für Errichtung und Betrieb des Kernnetzes klar, dass die\r\nFinanzierung des Kernnetzes über die von den Netznutzern für\r\nden Zugang zum Wasserstoffkernnetz zu zahlenden kostenorientierten\r\nEntgelte erfolgt. Aus S. 4 ergibt sich zudem das Prinzip\r\neines bundeseinheitlichen Netzentgelts („Briefmarke“) auf der\r\nGrundlage der aggregierten Netzkosten aller Wasserstoffkernnetzbetreiber.\r\nAls Netzkosten können dabei auch Vorlaufkosten\r\nberücksichtigt werden, die vor dem 1. Januar 2025 entstanden\r\nsind (vgl. § 28r Abs.1 S. 6 EnWG). Von Interesse ist noch, dass\r\ndie gesetzliche Regelung zur kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung\r\nnach § 28r Abs.1 S. 7 EnWG 6,69% vor Steuern beträgt.\r\nDie übrigen Regelungen des § 28r und § 28s EnWG beziehen sich\r\nim Wesentlichen auf die detaillierte Ausgestaltung des intertemporalen\r\nKostenallokationsmechanismus i. S. v. Art. 5 Abs. 3\r\nder Gasverordnung (EU) 2024/1789.\r\nd) WasserstoffNEV\r\nZuvor wurde bereits ausgeführt, dass die Bundesregierung von\r\nihrer Ermächtigung nach § 28o Abs. 2 EnWG Gebrauch gemacht\r\nund die WasserstoffNEV erlassen hat. Diese regelt für Betreiber\r\nvon Wasserstoffnetzen, die nach § 28j Abs. 3 EnWG der Regulierung\r\nunterfallen, die Grundlagen zur Ermittlung der\r\nNetzkosten und Grundsätze der Bestimmung der Entgelte für\r\nden Zugang zu Wasserstoffnetzen (Netzentgelte) (vgl. § 1\r\nWasserstoffNEV).\r\nDie WasserstoffNEV ist der Struktur und den Regelungen der\r\nStromNEV bzw. GasNEV angenähert, weicht in einer Reihe von\r\nPunkten aber auch von deren Regelungsgehalt ab. Nach § 6 Abs.1\r\nWasserstoffNEV sind bilanzielle und kalkulatorische Kosten für\r\ndie Wasserstoffnetzinfrastruktur nur insoweit anzusetzen, als sie\r\nden Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nBetreibers eines Wasserstoffnetzes entsprechen. Insoweit enthält\r\ndie WasserstoffNEV – wie in § 4 Abs.1 StromNEV/GasNEV – einen\r\nEffizienzmaßstab. Auch nach der WasserstoffNEV ist zur\r\nBestimmung der Ist-Kosten eines Geschäftsjahrs eine kalkulatorische\r\nRechnung zu erstellen, ausgehend von einer auf den Betrieb\r\nvon Wasserstoffnetzen beschränkten Gewinn- und Verlustrechnung\r\ndes letzten abgeschlossenen Geschäftsjahrs (§ 6 Abs. 2 S.1\r\nWasserstoffNEV). Allerdings sind letztlich prognosebasierte Kosten\r\nheranzuziehen, denn § 6 Abs.1 S. 2 WasserstoffNEV bestimmt\r\nim Einklang mit § 28o Abs.1 S. 3 EnWG, dass zur Bestimmung der\r\nzu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr eine bestmögliche\r\nAbschätzung vorzunehmen ist.\r\nDer deshalb erforderliche Plan-Ist-Kosten-Abgleich ist in § 14\r\nWasserstoffNEV geregelt. Nach § 14 Abs. 1 S.1 WasserstoffNEV\r\nist der Betreiber eines Wasserstoffnetzes verpflichtet, nach\r\nAbschluss des Kalenderjahrs (Kalkulationsperiode) die Differenz\r\nzwischen den in dieser Kalkulationsperiode aus Netzentgelten\r\nerzielten Erlösen (Nr. 1) und den für diese Kalkulationsperiode\r\ngenehmigten Netzkosten (Nr. 2) zu ermitteln. Die ermittelte und\r\nverzinste Differenz des letzten abgeschlossenen Kalenderjahrs\r\nwird annuitätisch über bis zu zehn Kalenderjahre, die auf die\r\njeweilige Kalkulationsperiode folgen, durch Zu- und Abschläge\r\nauf die Netzkosten verteilt (§ 14 Abs. 1 S. 6 WasserstoffNEV).\r\nDer Betreiber eines Wasserstoffnetzes ermittelt jährlich zum\r\n30. September nach den §§ 6 bis 13 WasserstoffNEV die für das\r\nfolgende Kalenderjahr zu erwartenden Kosten des Wasserstoffnetzbetriebs\r\nund übermittelt diese einschließlich der zugrundeliegenden\r\nKalkulationsgrundlage an die Bundesnetzagentur\r\n(§ 14 Abs. 2 S.1 WasserstoffNEV). Die Bundesnetzagentur prüft\r\ndie für das folgende Kalenderjahr zu erwartenden Kosten des\r\nWasserstoffbetriebs und entscheidet binnen drei Monaten über\r\ndie Genehmigung dieser Kosten (§ 14 Abs. 2 S. 3 Wasserstoff-\r\nNEV). Der Betreiber eines Wasserstoffnetzes ermittelt ebenfalls\r\njährlich zum 30. September nach den §§ 6 bis 13 Wasserstoff-\r\nNEV die im vorangegangenen Kalenderjahr tatsächlich entstandenen\r\nanerkennungsfähigen Kosten und übermittelt diese an\r\ndie Bundesnetzagentur. Die Bundesnetzagentur prüft die für das\r\nvorangegangene Kalenderjahr tatsächlich entstandenen anerkennungsfähigen\r\nKosten des Wasserstoffnetzbetriebs und entscheidet\r\nbinnen 15 Monaten über die Genehmigung dieser\r\nKosten (§ 14 Abs. 3 S. 3 WasserstoffNEV).\r\n§ 8 WasserstoffNEV enthält Vorgaben zur kalkulatorischen Abschreibung.\r\nNach § 8 Abs. 3 WasserstoffNEV sind die kalkulatorischen\r\nAbschreibungen der Anlagegüter ausgehend von den\r\njeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten\r\nzu ermitteln. Zudem ist die lineare Abschreibungsmethode, also\r\ndie gleichmäßige Verteilung der Anschaffungs- und Herstellungskosten\r\neines Anlageguts auf die Jahre seiner betriebsgewöhnlichen\r\nNutzung, vorgegeben. Dabei kann nach § 8 Abs. 4\r\nS.1 WasserstoffNEV für das jeweilige Investitionsprojekt eine\r\nspezifische Nutzungsdauer angesetzt werden. Diese Regelung ist\r\nnach § 8 Abs. 4 S. 2 WasserstoffNEV insbesondere anzuwenden\r\nfür durch die öffentliche Hand oder die Europäische Kommission\r\ngeförderte Projekte zum Aufbau von Wasserstoffnetzen, bei\r\ndenen die im Rahmen der Förderung jeweils zugrunde gelegte\r\nNutzungsdauer angesetzt werden kann. Veränderungen der\r\nursprünglichen Abschreibungsdauer während der Nutzung sind\r\nnach § 8 Abs. 5 S. 3 WasserstoffNEV zulässig, wobei sicherzustellen\r\nist, dass keine Erhöhung der Kalkulationsgrundlage\r\nerfolgt. Der jeweilige Restwert des Wirtschaftsguts zum Zeitpunkt\r\nder Abschreibungsdauerumstellung bildet die Grundlage\r\nder weiteren Abschreibung (S. 4). Der neue Abschreibungsbetrag\r\nergibt sich aus der Verteilung des Restwerts auf die Restabschreibungsdauer\r\n(vgl. § 8 Abs. 5 S. 5 WasserstoffNEV). § 8\r\nAbs. 5 S. 6 WasserstoffNEV bestimmt sodann, dass S. 4 und 5\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 7\r\n25 Siehe auch die ähnliche Formulierung in § 113b S. 2 Hs. 2 EnWG in Bezug\r\nauf Ausbaumaßnahmen des Erdgasnetzes, die im Netzentwicklungsplan\r\n(NEP) abgebildet sind.\r\nentsprechend anzuwenden sind, wenn eine Anlage, die bisher der\r\nErdgasversorgung diente, i. S. v. § 13 WasserstoffNEV auf reinen\r\nWasserstoffbetrieb umgestellt wird.\r\nSonderregelungen gibt es für Anlagen des Erdgasversorgungsnetzes,\r\ndie erstmalig vor dem 1. Januar 2006 aktiviert wurden\r\n(Altanlagen) und nunmehr ausschließlich dem Wasserstoffnetzbetrieb\r\ndienen. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen\r\nbei auf ausschließlichen Wasserstofftransport umgestellten\r\nAltanlagen des Gasversorgungsnetzes sieht § 9 Abs.1\r\nWasserstoffNEV vor, dass bei der Ermittlung der kalkulatorischen\r\nAbschreibungen nach § 8 WasserstoffNEV die in § 9\r\nAbs. 2 bis 5 WasserstoffNEV näher geregelten Grundsätze ergänzend\r\nanzuwenden sind. Aus diesen ergänzend anzuwendenden\r\nGrundsätzen ergibt sich, dass für Altanlagen, die ausschließlich\r\ndem Wasserstoffnetzbetrieb dienen – in Fortführung der\r\nRegelungen in der GasNEV für Altanlagen – die Methode der\r\nNettosubstanzerhaltung anzuwenden ist. Die Abs. 3 bis 5 regeln\r\nEinzelheiten der Tagesneuwertberechnung und geben die anzuwendenden\r\nIndexreihen für die Ermittlung der Tagesneuwerte\r\nvor.\r\nVon Interesse ist im Zusammenhang mit diesen Sonderregelungen\r\nin § 9 WasserstoffNEV noch, dass § 9 Abs. 6 WasserstoffNEV\r\nebenfalls die Möglichkeit von zusätzlichen Investitionen\r\nin Gasaltanlagen vorsieht, um diese Altanlagen technisch\r\nfür das Wasserstoffnetz nutzbar zu machen. In diesem Fall gilt\r\nfür die Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen ausschließlich\r\n§ 8 WasserstoffNEV.\r\nDie Regelungen zur kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung in\r\n§ 10 Abs.1 und 2 Wasserstoff NEV sind stark an die Vorgaben\r\nder GasNEV angelehnt. Bei der Ermittlung des betriebsnotwendigen\r\nEigenkapitals in Abs.1 wird zwischen den betriebsnotwendigen\r\nAltanlagen (umgestellte Gasanlagen) und den betriebsnotwendigen\r\nAnlagen eines Wasserstoffnetzes unterschieden.\r\nDer auf das betriebsnotwendige Eigenkapital eines Betreibers\r\nvon Wasserstoffnetzen anzuwendende Eigenkapitalzinssatz\r\nbeträgt 9% vor Steuern (§ 10 Abs. 4 S.1 WasserstoffNEV).\r\nAbweichend davon beträgt der auf Altanlagen entfallende Anteil\r\nam betriebsnotwendigen Eigenkapital anzuwendende Eigenkapitalzinssatz\r\n7,73% vor Steuern. Die Zinssätze sind bis zum\r\n31. Dezember 2027 anzuwenden (§ 10 Abs. 4 S. 3 Wasserstoff-\r\nNEV). § 10 Abs. 5 WasserstoffNEV schließlich beinhaltet\r\nVorgaben zur Bestimmung des Zinssatzes für das sog. „Eigenkapital\r\nII“ (EK II).\r\nFür die Umstellung bestehender Gasnetzinfrastruktur auf reinen\r\nWasserstofftransport bestimmt § 13 S.1 WasserstoffNEV, dass ab\r\ndem Zeitpunkt, in dem Anlagen, die bisher der Gasversorgung\r\ndienten, in einem Wasserstoffnetz betrieben werden, sie bezogen\r\nauf die Kosten und die Entgelte für den Netzzugang zu Anlagen\r\ndes Wasserstoffnetzes werden. Die kalkulatorische Bewertung\r\ndieser Anlagen erfolgt dann nach den §§ 8 und 9 WasserstoffNEV.\r\ne) Festlegungen der Bundesnetzagentur\r\naa) WANDA-Festlegung\r\nAuf der Grundlage des § 28o Abs. 3 S.1 EnWG hat die Große\r\nBeschlusskammer Energie der Bundesnetzagentur am 6. Juni\r\n2024 einen Beschluss hinsichtlich der „Festlegung von Bestimmungen\r\nzur Bildung der für den Zugang zum Wasserstoff-Kernnetz\r\nzu erhebenden Netzentgelte und zur Errichtung eines für eine\r\ngewisse Dauer wirksamenAmortisationsmechanismus“ (WANDA)\r\nerlassen.26 Die Ermächtigungsgrundlage in § 28o Abs. 3 EnWG\r\nermächtigt nach S. 2 die Bundesnetzagentur auch dazu, von\r\nRechtsverordnungen abweichende oder diese ergänzende Regelungen\r\nzu treffen. Zudem ist die WANDA-Festlegung auf § 28r\r\nAbs.1 S. 2 EnWG gestützt. Danach hat die Bundesnetzagentur\r\nnach Maßgabe des EnWG und unter Berücksichtigung eines im\r\nAuftrag des Bundes erstellten Gutachtens zur Validierung der\r\nTragfähigkeit des Modells zur Finanzierung des Kernnetzes einen\r\nintertemporalen Kostenallokationsmechanismus vorzugeben, der\r\neine Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes bis zum Ablauf des\r\n31. Dezember 2055 ermöglicht.\r\nVon Interesse für die hier in Rede stehende Thematik sind in der\r\nWANDA-Festlegung, die grundlegende Bestimmungen für die\r\nEntgeltmethodik im Wasserstoffkernnetz nach § 28q EnWG\r\ntrifft, die Ausführungen zum Regelungsgegenstand und zum\r\nAnwendungsbereich der Festlegung. Darin heißt es:\r\n„Kein Regelungsgegenstand sind hingegen Wasserstoffnetze,\r\ndie nicht Bestandteil des Kernnetzes sind – und zwar\r\nauch dann nicht, wenn sie von einem Netzbetreiber\r\nbetrieben werden, der zugleich Kernnetzbetreiber ist (und\r\nin diesem Fall eine buchhalterische Trennung zwischen\r\nbeiden Wasserstoffnetzen nach § 28r Abs. 8 EnWG vornehmen\r\nmuss). Daraus folgt, dass auch in der ursprünglichen\r\nGenehmigung des Kernnetzes noch nicht vorgesehene\r\nspätere Ergänzungen des Kernnetzes nicht unter die\r\nBestimmungen dieses Beschlusses fallen, da sie nach der\r\ngesetzlichen Konzeption nicht mehr dessen Bestandteil\r\nwerden können. Über die Regulierung der außerhalb des\r\nKernnetzes stehenden und wenigstens in Teilen sich an\r\ndieses anschließenden Netze, die in der politischen Debatte\r\nsog. ‚2. Stufe‘, wurden bisher noch keine abschließenden\r\nEntscheidungen getroffen, weshalb die Beschlusskammer\r\nsich vorerst auf eine zügige Etablierung der derzeit besonders\r\neilbedürftigen Regelungen für das Kernnetz konzentriert.\r\nEs besteht auch noch kein akuter Regelungsbedarf,\r\nda für sonstige Wasserstoffnetze jedenfalls de lege\r\nlata nach § 28j EnWG nur eine freiwillige Regulierung\r\nvorgesehen ist und für jene Netzbetreiber, die von dieser\r\nMöglichkeit Gebrauch machen, mit der WasserstoffNEV\r\ngrundsätzlich ein vollständiger Ordnungsrahmen für die\r\nEntgeltbildung vorhanden ist.\r\nDie Beschlusskammer hat in der Konsultation wahrgenommen,\r\ndass auch hinsichtlich der übrigen Netze bereits\r\nein hohes Bedürfnis nach Klarheit im Markt besteht. Sie\r\nwird sich dieses Themas zu gegebener Zeit annehmen,\r\nvoraussichtlich nach der Umsetzung des europäischen\r\nGasdekarbonisierungspakets durch den Gesetzgeber. Es\r\nwaren viele Stimmen zu vernehmen, die im Wesentlichen\r\neine Übertragung des mit diesem Beschluss festgelegten\r\nSystems auf alle Wasserstoffnetze wünschten. Dazu kann\r\nbisher lediglich gesagt werden, dass Teile der vorliegenden\r\nFestlegung sich möglicherweise für eine analoge Anwendung\r\nfür andere Netze eignen mögen. Bereits jetzt zeichnet\r\nsich allerdings ab, dass zumindest ein Einbezug anderer\r\nNetze in den Anwendungsbereich der einheitlichen Briefmarke\r\nbzw. des Hochlaufentgelts voraussichtlich nicht\r\nmöglich sein dürfte. Das intertemporale Kostenallokationskonto\r\nnach dieser Festlegung ist eng verknüpft mit\r\ndem Fördermechanismus des Bundes nach §§ 28r f. EnWG\r\nund dessen sog. ‚zahlendem‘ Amortisationskonto. Dieses\r\naber ist nach dem Willen des Gesetzgebers klar auf den\r\nAufbau des Kernnetzes begrenzt. Die Beschlusskammer ist\r\nnicht befugt, diese umfassende staatliche Absicherung auf\r\nandere Sachverhalte auszudehnen. Das intertemporale\r\nKostenallokationskonto ist wiederum eng mit dem einheitlichen\r\nHochlaufentgelt und dem Ausgleichsmechanismus\r\nzwischen den Kernnetzbetreibern verknüpft, die\r\nsomit ebenfalls nicht ohne Rückwirkung auf das Fördersystem\r\nauf weitere Netzbetreiber ausgedehnt werden\r\nkönnen.\r\nSoweit sie in der Konsultation gar zur Vorlage eines\r\n‚Finanzierungskonzepts‘ für die übrigen Wasserstoffnetze\r\naufgefordert wurde, muss die Beschlusskammer darauf\r\nhinweisen, dass sie keine Finanzierungskonzepte festlegen\r\nkann, sondern nur Entgeltmethoden. Bestandteil einer\r\nsolchen Entgeltmethode kann auch – wie in diesem\r\nBeschluss geschehen – eine intertemporale Verschiebung\r\n8 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n26 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1.\r\nvon Kosten bzw. Entgelten sein, wenn dies einem gelingendem\r\nHochlauf dienlich ist. Soweit jedoch mit einem\r\nFinanzierungskonzept auch ein Ausgleich der dadurch\r\nentstehenden Liquiditätslücken aus öffentlichen Mitteln\r\nverbunden wird, vermag darüber nicht die Beschlusskammer\r\nzu befinden, sondern allein der Gesetzgeber.“27\r\nHieraus ergeben sich zumindest erste Anhaltspunkte, welche\r\ngrundsätzliche Herangehensweise die Bundesnetzagentur hinsichtlich\r\nder festzulegenden Entgeltmethodik für Wasserstoffnetzbetreiber,\r\nderen Netze nicht Teil des Kernnetzes sind („Netze\r\nder 2. Stufe“), als denkbar ansieht:\r\n• Zunächst sieht die Bundesnetzagentur insoweit keinen akuten\r\nRegelungsbedarf, da für sonstige Wasserstoffnetze jedenfalls\r\nde lege lata nach § 28j EnWG nur eine freiwillige Regulierung\r\nvorgesehen und für jene Netzbetreiber, die von dieser Möglichkeit\r\nGebrauch machen, mit der WasserstoffNEV grundsätzlich\r\nein vollständiger Ordnungsrahmen für die Entgeltbildung\r\nvorhanden sei.\r\n• Die Bundesnetzagentur ist der Ansicht, dass Teile der WANDA-\r\nFestlegung sich möglicherweise für eine analoge Anwendung\r\nfür Netze der 2. Stufe eignen könnten.\r\n• Die Bundesnetzagentur meint weiter, dass ein Einbezug\r\nanderer Netze in den Anwendungsbereich der einheitlichen\r\nBriefmarke bzw. des Hochlaufentgelts voraussichtlich nicht\r\nmöglich sein dürfte. Das intertemporale Kostenallokationskonto\r\nnach der WANDA-Festlegung sei eng verknüpft mit\r\ndem Fördermechanismus des Bundes nach §§ 28r f. EnWG\r\nund dessen sog. „zahlendem“ Amortisationskonto. Dieses\r\naber sei nach dem Willen des Gesetzgebers klar auf den\r\nAufbau des Kernnetzes begrenzt. Die Beschlusskammer wäre\r\nnicht befugt, diese umfassende staatliche Absicherung auf\r\nandere Sachverhalte auszudehnen. Das intertemporale Kostenallokationskonto\r\nsei zudem wiederum eng mit dem einheitlichen\r\nHochlaufentgelt und dem Ausgleichsmechanismus\r\nzwischen den Kernnetzbetreibern verknüpft, die somit ebenfalls\r\nnicht ohne Rückwirkung auf das Fördersystem auf\r\nweitere Netzbetreiber ausgedehnt werden können.\r\n• Schließlich führt die Bundesnetzagentur aus, dass sie für\r\nNetze der 2. Stufe durchaus eine intertemporale Verschiebung\r\nvon Kosten bzw. Entgelten festlegen könne, da dies Bestandteil\r\neiner Entgeltmethode wäre, wenn das einem gelingendem\r\nHochlauf dienlich ist. Sie könne jedoch keinen Ausgleich der\r\ndadurch entstehenden Liquiditätslücken aus öffentlichen\r\nMitteln festlegen; dies könne nur der Gesetzgeber.\r\nHält man diese Aussagen der Bundesnetzagentur für zutreffend,\r\nso könnten die folgenden weiteren Inhalte der WANDA-Festlegung\r\nnoch von Interesse für die Netzbetreiber der 2. Stufe\r\nsein:28\r\n• Bezugspunkt eines Netzentgelts ist nach der WANDA-Festlegung\r\nim Wasserstoffkernnetz stets die Bereitstellung von\r\nEin- und Ausspeisekapazitäten in einem „Entry-Exit“-System.\r\nDies entspreche, so die Bundesnetzagentur, Art. 3 lit. c\r\nder Gasverordnung (EU) 2024/1789, der ebenfalls an Tarife\r\nanknüpfe, die an Ein- und Ausspeisepunkten eines Wasserstoffnetzes\r\nerhoben würden. Es wird also nicht die tatsächliche\r\nNutzung des Netzes für die Durchführung physischer\r\nTransporte (Nominierung) bepreist, sondern bereits die Buchung\r\neiner Möglichkeit zur Durchführung eines Transports\r\nunabhängig von ihrer tatsächlichen Nutzung. Zur Begründung\r\nführt die Bundesnetzagentur u. a. an, dass die Kosten des\r\nNetzes zu einem Großteil durch die bloße Bereithaltung der\r\nbenötigten Infrastruktur verursacht und unabhängig davon\r\nanfallen würden, ob diese von den Netzkunden auch tatsächlich\r\nin Anspruch genommen wird.29\r\n• Separate Entgelte für mit dem Transport verbundene Systemdienstleistungen\r\nwie insbesondere Messung, Messstellenbetrieb\r\nund Abrechnung sind in der WANDA-Festlegung nicht\r\nvorgesehen. Die diesbezüglichen Kosten werden mit dem\r\nNetzentgelt abgegolten.30\r\n• Das Netzentgelt wird in Euro pro Kilowattstunde pro Jahresbenutzungsstunden\r\n(Euro/kWh/h/a) berechnet.31\r\n• Das Netzentgelt gilt stets für eine nicht unterbrechbare\r\nJahreskapazität, die als Standardprodukt betrachtet wird.\r\nDie Bundesnetzagentur hat am 15. Januar 2025 ein Verfahren\r\nzur Ergänzung der WANDA-Festlegung eingeleitet, mit der\r\ndas mit der WANDA-Festlegung eingeführte Entgeltsystem\r\nweiter ausdifferenziert und an die zukünftige Regulierung des\r\nNetzzugangs angepasst werden soll. Inhalt dieser Ergänzungsfestlegung\r\nkönnen z. B. Multiplikatoren für unterjährige\r\nProdukte, besondere Regelungen für unterbrechbare Produkte,\r\ndie Behandlung von Zuordnungsauflagen, aber auch\r\nRabatte für Buchungspunkte an Wasserstoffspeichern oder\r\nRegasifizierungsanlagen für verflüssigen Wasserstoff sowie\r\nggf. vollkommen neuartige, aus der als Vorbild dienenden\r\nGasnetzregulierung noch nicht bekannte Fallgestaltungen\r\nsein. Ggf. könnte in diesem Zuge auch der grundsätzliche\r\nAnknüpfungspunkt der Entgeltregelungen noch verändert\r\nwerden.32\r\n• Die Beschlusskammer weist darauf hin, dass Art. 3 lit. c der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 nur Tarife an Ein- und\r\nAusspeisepunkten anspricht. Eine Berechnung von Netzentgelten\r\nauf der Grundlage von Vertragspfaden werde demgegenüber\r\nvon Art.17 Abs. 1 UAbs. 4 S. 3 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 ausdrücklich ausgeschlossen.33\r\n• Die Beschlusskammer weist darauf hin, dass in materieller\r\nHinsicht für die Auswahl einer sachgerechten Entgeltmethode\r\nin erster Linie Art.17 Abs.1 i. V. m. Art. 7 Abs. 8 UAbs.1 S.1\r\nder Gasverordnung (EU) 2024/1789 maßgeblich sei.34\r\n• Art. 5 Abs. 3 S.1 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 gestattet\r\nnach Auffassung der Bundesnetzagentur ausdrücklich eine\r\nzeitlich gestreckte Vereinnahmung der initialen Kosten des\r\nWasserstoffnetzes zur Beteiligung zukünftiger Netznutzer.\r\nDoch auch unabhängig von dieser Norm entspricht sie nach\r\nÜberzeugung der Beschlusskammer einer kostenorientierten\r\nund verursachungsgerechten Entgeltbildung i. S. v. Art. 17\r\nAbs.1 S.1 der Gasverordnung (EU) 2024/1789.35\r\n• Die Bundesnetzagentur weist darauf hin, dass § 8 Abs. 4\r\nWasserstoffNEV keinerlei Vorgaben für die Wahl der kalkulatorischen\r\nNutzungsdauer für aktivierte Anlagegüter in\r\nWasserstoffnetzen enthält. Die Beschlusskammer hat sich\r\nentschieden, ähnlich wie in den etablierten regulierten Netzsektoren\r\nStrom und Gas eine Standardisierung vorzugeben. In\r\nErmangelung besserer Erkenntniswerte greift sie dabei in\r\neinem ersten Schritt auf die bewährten und im Hinblick auf\r\ndie Auswahl der relevanten Anlagenkategorien auch für das\r\nWasserstoffnetz passenden Vorgaben der GasNEV zurück. Es\r\nerscheint ihr jedoch grundsätzlich plausibel, dass die unmittelbar\r\nmit Wasserstoff in Berührung kommenden Anlagen\r\neine kürzere technische Nutzungsdauer haben werden, als\r\ndies bei vergleichbaren Anlagenklassen in den Gasnetzen der\r\nFall ist. Während dem Problem der Wasserstoffversprödung\r\nweitgehend durch die Verwendung geeigneter Materialien\r\nentgegengewirkt werden kann, sei zu vermuten, dass es\r\ninsbesondere bei Armaturen, Verdichteranlagen und ähnlichen\r\nAnlagen mit beweglichen Teilen aufgrund der geringeren\r\nMolekülgröße des Wasserstoffs eher zu einer nachlassenden\r\nDichtigkeit kommt, als es den Erfahrungswerten\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 9\r\n27 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 24 ff.;\r\nHervorhebungen hinzugefügt.\r\n28 Die nachfolgende Auflistung beschränkt sich auf eine unvollständige\r\nAuswahl an Punkten.\r\n29 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 28.\r\n30 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 31.\r\n31 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 32.\r\n32 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 33.\r\n33 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 35.\r\n34 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 32.\r\n35 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 63.\r\naus dem Erdgasnetzbetrieb entspreche. Die Beschlusskammer\r\nerlaubt deshalb für alle Anlagenkategorien mit Ausnahme der\r\nallgemeinen Anlagen eine Verkürzung der Nutzungsdauern\r\nauf 35 Jahre, soweit diese nicht ohnehin bereits niedriger\r\nliegen.36\r\n• Soweit Anlagen aus dem Erdgasnetz umgewidmet werden,\r\ngelten die Nutzungsdauern nach der WANDA-Festlegung erst\r\nab dem Zeitpunkt der Umwidmung. Sie sind im Wege eines\r\nnachträglichen Nutzungsdauerwechsels umzusetzen.37\r\n• Vorlaufkosten können – soweit betriebsnotwendig – im\r\nRahmen der jeweils ersten Kostengenehmigung auch für alle\r\nvorherigen Kalenderjahre geltend gemacht werden. Dies\r\nbetrifft namentlich alle Kosten aus Kalenderjahren vor dem\r\nJahr 2025, deren Beantragung vor Inkrafttreten des WANDABeschlusses\r\nansonsten überhaupt nicht möglich wäre.38\r\n• Werden noch nicht abgeschriebene Anlagegüter wirtschaftlich\r\nnicht mehr benötigt – wie es insbesondere bei einer\r\nBetriebseinstellung der Fall ist – und lassen sie sich auch nicht\r\nauf sonstige Weise verwerten, entspreche es – so die Bundesnetzagentur\r\n– allgemeinen betriebswirtschaftlichen\r\nGrundsätzen, die wertlos gewordenen Güter im Wege einer\r\nSonderabschreibung aus der Bilanz zu eliminieren. Es erscheine\r\nder Kammer klar ersichtlich, dass diese Abschreibung\r\nin den Netzkosten zu berücksichtigen sei. Soweit die Bundesnetzagentur\r\nin den Sektoren Strom und Gas häufig Kürzungen\r\nbei derartigen Abschreibungen vornehme, begründe\r\nsich dies aus dem Budgetprinzip der Anreizregulierung, das\r\nauch für bereits abgeschriebene Anlagen für eine gewisse\r\nZeitspanne weiterhin Abschreibungen und eine Verzinsung\r\ngewähre. In der WasserstoffNEV gebe es keine vergleichbaren\r\nkompensatorischen Effekte.39\r\nbb) WasABi- und WaKandA-Festlegung\r\nDie Beschlusskammer 7 hat darüber hinaus am 3. Juli 2024 auf\r\nder Grundlage von § 28n Abs. 5 Nr.1 i. V. m. § 29 Abs. 1 EnWG\r\nweitere Festlegungsverfahren in Sachen „Wasserstoffausgleichsund\r\nBilanzierungsgrundsätze“ (WasABi) und in Sachen „Wasserstoff\r\nKapazitäten Grundmodell und Abwicklung des Netzzugangs“\r\n(WaKandA) eingeleitet.40 Die eingeleiteten Festlegungsverfahren\r\nrichten sich an Betreiber von Wasserstoffnetzen i. S. d.\r\n§ 3 Nr.10b EnWG. Betreiber von Wasserstoffnetzen sind danach\r\nnatürliche oder juristische Personen, welche die Aufgabe des\r\nTransports oder der Verteilung von Wasserstoff wahrnehmen\r\nund verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie\r\nerforderlichenfalls den Ausbau des Wasserstoffnetzes. Allerdings\r\nrichten sich die Festlegungsverfahren nur an solche Betreiber\r\nvon Wasserstoffnetzen, auf welche die Vorschriften der §§ 28k\r\nbis 28o EnWG Anwendung finden (vgl. § 28j Abs.1 EnWG).41\r\nDies bedeutet, dass die Festlegungsverfahren zwar auch die\r\nWasserstoffverteilernetzbetreiber betreffen; dies aber nur dann,\r\nwenn ein Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\n• einen Teil des Wasserstoffkernnetzes nach § 28q betreibt,\r\n• eine Wasserstoffinfrastruktur betreibt, die gemäß § 15d Abs. 3\r\nS.1 EnWG bestätigt wurde, oder\r\n• eine wirksame Erklärung nach § 28j Abs. 3 EnWG gegenüber\r\nder Bundesnetzagentur abgegeben hat.\r\nAnders gewendet: Die Festlegungsverfahren betreffen nur solche\r\nWasserstoffverteilernetzbetreiber, für welche die regulatorischen\r\nVorschriften gelten. Dies wiederum werden in erster Linie\r\ndiejenigen Wasserstoffverteilernetzbetreiber sein, die eine Erklärung\r\nnach § 28j Abs. 3 EnWG gegenüber der Bundesnetzagentur\r\n(zukünftig) abgeben werden.\r\nMit den beiden Festlegungsverfahren soll der Zugang zu den\r\nWasserstoffnetzen in Deutschland auf Basis der gesetzlichen\r\nVorgaben des EU- und nationalen Rechts näher ausgestaltet\r\nund konkretisiert werden.42 Die Bundesnetzagentur betont in\r\ndem Einleitungsbeschluss, dass sie frühzeitig Klarheit über\r\ndie Bedingungen des Zugangs zu den Wasserstoffnetzen in\r\nDeutschland schaffen will. Die Festlegung konkretisierender\r\nZugangsbedingungen soll zu mehr Transparenz führen und\r\neinen Beitrag leisten, um Investitionsentscheidungen zu erleichtern.\r\n43 Die Beschlusskammer strebe daher an, einheitliche Regelungen\r\nüber die Abwicklung des Zugangs zu Wasserstoff, d. h.\r\ninsbesondere über die Erfassung und Bilanzierung der ein- und\r\nausgespeisten Wasserstoffmengen sowie über wesentliche Fragen\r\neines kapazitätsbasierten Netzzugangsmodells, clusterübergreifend\r\neinzuführen. Dabei geht die Bundesnetzagentur von\r\nBeginn an von einem deutschlandweiten Marktgebiet aus, um\r\nspätere Marktgebietszusammenlegungen wie im Erdgas zu vermeiden.\r\n44\r\nIm Detail betrifft das WasABi-Festlegungsverfahren die wesentlichen\r\nEckpunkte des zukünftigen Grundmodells der Wasserstoffbilanzierung\r\nund seiner operativen Abwicklung. Im Einzelnen\r\ngeht es um die Implementierung von Bilanzkreisen und\r\nBilanzkreisverantwortlichen, Einführung eines finanziellen Anreizsystems,\r\nDatenbereitstellung, Datenverarbeitung und -kommunikation\r\n(Errichtung eines „Data Hub“), Allokationsverfahren,\r\nAusgleichs- und Regelenergie und Einrichtung eines virtuellen\r\nHandelspunkts (VHP).\r\nDer Einleitungsbeschluss zur WaKandA-Festlegung betrifft Optionen\r\nzur Ausgestaltung eines Grundmodells zur Abwicklung\r\ndes Netzzugangs im Bereich Kapazitäten. Er enthält Aussagen\r\nzur möglichen Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte, zu Produktlaufzeit\r\nund Buchungshorizont, eine etwaige Reservierungsquote,\r\ndie Implementierung einer Kapazitätsvermarktungsplattform,\r\nden Zuweisungsmechanismus (Zuweisung über Auktion\r\noder Windhundprinzip [„first come, first served“]), die Nominierung\r\nvon Kapazität und den Umgang mit Bestandsverträgen.\r\nf ) Zusammenfassende Darstellung der für diese Untersuchung\r\nbesonders relevanten regulatorischen Vorgaben de lege lata\r\nNachfolgend werden die oben (unter a) bis e)) herausgearbeiteten\r\nAspekte, die im geltenden Rechtsrahmen für zukünftige Investitionen\r\nin „H2-Ready“-Maßnahmen und neue Wasserstoffleitungen\r\nvon besonderer Bedeutung sein können, zusammenfassend\r\ndargestellt. Diese beziehen sich naturgemäß in erster\r\nLinie auf die Entgeltbildung, da es im Zusammenhang mit\r\ninvestiven Maßnahmen immer primär um die Refinanzierbarkeit\r\nund die Attraktivität der Investition geht; die insoweit maßgeblichen\r\nParameter ergeben sich aber aus der Entgeltregulierung.\r\naa) Allgemeine Regelungen im EnWG\r\n• Nach § 21 Abs. 1 EnWG müssen Entgelte für den Netzzugang\r\nangemessen, diskriminierungsfrei und transparent sein sowie\r\ndem Grundsatz „extern wie intern“ entsprechen.\r\n• Die Entgelte werden nach § 21 Abs. 2 S.1 EnWG auf der\r\nGrundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines\r\neffizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen\r\nmüssen (vgl. auch § 6 Abs.1 WasserstoffNEV), unter\r\nBerücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung\r\nund einer angemessenen, wettbewerbsfähigen\r\nund risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals\r\ngebildet. Gemäß § 21 Abs. 2 S. 3 EnWG dürfen im Rahmen\r\n10 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n36 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 108.\r\n37 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 109.\r\n38 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 124.\r\n39 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 132.\r\n40 Bundesnetzagentur, Vfg. v. 3.7.2024 – Az. BK7-24-01-014 und BK7-\r\n24-01-015 – Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung\r\ndes Zugangs zu Wasserstoffnetzen.\r\n41 So ausdrücklich Bundesnetzagentur, Vfg. v. 3.7.2024 – Az. BK7-\r\n24-01-014 und BK7-24-01-015, S. 1 – Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren\r\nzur Ausgestaltung des Zugangs zu Wasserstoffnetzen.\r\n42 Bundesnetzagentur, Vfg. v. 3.7.2024 – Az. BK7-24-01-014 und BK7-\r\n24-01-015, S. 2 – Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung\r\ndes Zugangs zu Wasserstoffnetzen.\r\n43 Bundesnetzagentur, Vfg. v. 3.7.2024 – Az. BK7-24-01-014 und BK7-\r\n24-01-015, S. 4 – Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung\r\ndes Zugangs zu Wasserstoffnetzen.\r\n44 Bundesnetzagentur, Vfg. v. 3.7.2024 – Az. BK7-24-01-014 und BK7-\r\n24-01-015, S. 5 – Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung\r\ndes Zugangs zu Wasserstoffnetzen.\r\neiner kostenorientierten Entgeltbildung Kosten und Kostenbestandteile,\r\ndie sich ihrem Umfang nach im Wettbewerb\r\nnicht einstellen würden, nicht berücksichtigt werden (Prinzip\r\ndes sog. „Als-ob-Wettbewerbs“).\r\n• Aufgrund der zeitlichen Begrenzung der Erforderlichkeitsbetrachtung\r\neinerseits und der Betrachtung des (fiktiven)\r\nWettbewerbsmarkts einer (lediglich) sicheren Energieversorgung\r\nandererseits besteht aktuell jedenfalls eine Rechtsunsicherheit\r\nin der Weise, dass der Effizienzmaßstab in den\r\ngenannten Regelungen im Rahmen der Erforderlichkeitsprüfung\r\ninsbesondere zukünftige (Netz-) Entwicklungen und\r\ndamit einhergehende Investitionserfordernisse im Hinblick\r\nauf die Herstellung von Klimaneutralität, die eine Transformation\r\ninsbesondere der Erdgasnetzinfrastruktur erfordert,\r\nnormativ außer Betracht lässt. Dementsprechend kann aufgrund\r\ndes vorhandenen Rechtsrahmens nicht ohne Risiken\r\ndavon ausgegangen werden, dass Kosten für „H2-Ready“-\r\nInvestitionen über das Erdgasregulierungsregime refinanziert\r\nwerden können.\r\n• Die betreffenden Vorgaben gelten über § 28o Abs.1 S.1\r\nEnWG auch für Betreiber von Wasserstoffnetzen.\r\n• § 28o Abs.1 S. 2 EnWG bestimmt darüber hinaus, dass die\r\nAnreizregulierung nach § 21a EnWG sowie die Genehmigung\r\nvon Entgelten nach § 23a EnWG auf Betreiber von Wasserstoffnetzen\r\nnicht anzuwenden sind.\r\n• Die Kosten werden nach § 28o Abs.1 S. 3 EnWG jährlich\r\nanhand der zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr\r\nsowie der Differenz zwischen den erzielten Erlösen\r\nund den tatsächlichen Kosten aus Vorjahren ermittelt und\r\nüber Entgelte erlöst. Dementsprechend ist auch nach § 6\r\nAbs.1 S. 2 WasserstoffNEV zur Bestimmung der zu erwartenden\r\nKosten für das folgende Kalenderjahr eine bestmögliche\r\nAbschätzung vorzunehmen.\r\n• § 28o Abs.1 S. 5 EnWG sieht eine Festlegung oder Genehmigung\r\nder Kosten durch die Bundesnetzagentur vor.\r\nFestzuhalten ist als Zwischenergebnis zunächst, dass in Bezug\r\nauf Erdgas- und Wasserstoffentgelte nach dem EnWG allgemeine\r\n(und bekannte) Prinzipien wie Angemessenheit, Diskriminierungsfreiheit\r\nund Transparenz sowie der Grundsatz „extern\r\nwie intern“ gelten. Die Entgelte werden auf der Grundlage der\r\nKosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und\r\nstrukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen\r\n(vgl. § 21 Abs. 2 S.1 EnWG und § 6 Abs.1 WasserstoffNEV),\r\nunter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung\r\nund einer angemessenen, wettbewerbsfähigen\r\nund risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals\r\ngebildet. Grundlage sind die erwartenden Kosten für das folgende\r\nKalenderjahr; es erfolgt ein Ausgleich der Differenzen zu\r\nden tatsächlichen Kosten.\r\nbb) Regelungen mit Bedeutung nur für „H2-Ready“-Maßnahmen\r\n• Gemäß § 28q Abs. 2 S. 4 EnWG ist die Möglichkeit der\r\nUmstellung von vorhandenen Leitungsinfrastrukturen vorrangig\r\nzu prüfen und darzulegen. Hierfür kann der Antrag\r\nzum Wasserstoffkernnetz zusätzliche Ausbaumaßnahmen des\r\nbestehenden Erdgasnetzes in einem geringen Umfang beinhalten.\r\n• Nach § 28q Abs. 2 S. 5 EnWG sind die zu beantragenden\r\nProjekte, wo dies möglich und wirtschaftlich sinnvoll ist und\r\nsofern es dem Ziel nach § 28q Abs.1 S. 2 EnWG dient, auf\r\nBasis vorhandener Leitungsinfrastrukturen zu realisieren.\r\n• Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen bei\r\nAnlagen des Gasversorgungsnetzes, die erstmalig vor dem\r\n1. Januar 2006 aktiviert wurden (Altanlagen) und nunmehr\r\nausschließlich dem Wasserstoffnetzbetrieb dienen, sieht § 9\r\nAbs.1 WasserstoffNEV vor, dass bei der Ermittlung der\r\nkalkulatorischen Abschreibungen nach § 8 WasserstoffNEV\r\ndie in § 9 Abs. 2 bis 5 WasserstoffNEV näher geregelten\r\nGrundsätze (u. a. Methode der Nettosubstanzerhaltung) ergänzend\r\nanzuwenden sind.\r\n• Von Interesse ist im Zusammenhang mit diesen Sonderregelungen\r\nin § 9 WasserstoffNEV noch, dass § 9 Abs. 6 WasserstoffNEV\r\nebenfalls die Möglichkeit von zusätzlichen Investitionen\r\nin Gasaltanlagen vorsieht, um diese Altanlagen\r\ntechnisch für das Wasserstoffnetz nutzbar zu machen.\r\n• Für die Umstellung bestehender Gasnetzinfrastruktur auf\r\nreinen Wasserstofftransport bestimmt § 13 S.1 Wasserstoff-\r\nNEV, dass ab dem Zeitpunkt, in dem Anlagen, die bisher der\r\nGasversorgung dienten, in einem Wasserstoffnetz betrieben\r\nwerden, sie bezogen auf die Kosten und die Entgelte für den\r\nNetzzugang zu Anlagen des Wasserstoffnetzes werden. Die\r\nkalkulatorische Bewertung dieser Anlagen erfolgt dann nach\r\nden §§ 8 und 9 WasserstoffNEV.\r\n• Soweit Anlagen aus dem Erdgasnetz umgewidmet werden,\r\ngelten die Nutzungsdauern nach der WANDA-Festlegung erst\r\nab dem Zeitpunkt der Umwidmung. Sie sind im Wege eines\r\nnachträglichen Nutzungsdauerwechsels umzusetzen.45\r\nFestzuhalten ist in Bezug auf „H2-Ready“-Maßnahmen als\r\nZwischenergebnis nach alldem, dass der geltende Rechtsrahmen\r\njedenfalls bezogen auf das Wasserstoffkernnetz den Grundsatz\r\nvorgibt, dass vorhandene Leitungsinfrastrukturen wie das bestehende\r\nErdgasnetz vorrangig als Grundlage für das Wasserstoffkernnetz\r\ndienen sollen. Hierfür kann der Antrag zum\r\nWasserstoffkernnetz zusätzliche Ausbaumaßnahmen des bestehenden\r\nErdgasnetzes in einem geringen Umfang beinhalten. § 9\r\nAbs. 6 WasserstoffNEV, der für alle Wasserstoffnetzbetreiber gilt,\r\nauf welche die regulatorischen Vorschriften anwendbar sind,\r\nsieht zudem die Möglichkeit von zusätzlichen Investitionen in\r\nGasaltanlagen vor, um diese Altanlagen technisch für das\r\nWasserstoffnetz nutzbar zu machen. Hieran anknüpfend sehen\r\ndie WasserstoffNEV und die WANDA-Festlegung diverse spezielle\r\nRegelungen für die Abschreibung von umgewidmeten\r\nErdgasleitungen vor.\r\ncc) Regelungen mit Bedeutung nur für neue Wasserstoffleitungen\r\n• Nach § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG haben die Antragsteller des\r\nKernnetzes mit dem Antrag u. a. anzugeben, welche Investitions-\r\nund Betriebskosten die jeweilige Wasserstoffnetzinfrastruktur\r\nvoraussichtlich verursacht und inwiefern es sich\r\nhierbei jeweils im Vergleich zu möglichen Alternativen um\r\ndie langfristig kosten- und zeiteffizienteste Lösung handelt.\r\n• Die Finanzierung des Kernnetzes erfolgt über die von den\r\nNetznutzern für den Zugang zum Wasserstoffkernnetz zu\r\nzahlenden kostenorientierten Entgelte (§ 28r Abs. 1 S. 1\r\nEnWG). Nach § 28r Abs.1 S. 4 EnWG gilt das Prinzip eines\r\nbundeseinheitlichen Netzentgelts („Briefmarke“) auf der\r\nGrundlage der aggregierten Netzkosten aller Wasserstoffkernnetzbetreiber.\r\nAls Netzkosten können dabei auch Vorlaufkosten\r\nberücksichtigt werden, die vor dem 1. Januar 2025\r\nentstanden sind (vgl. § 28r Abs. 1 S. 6 EnWG).\r\n• Die Bundesnetzagentur sieht keinen akuten Regelungsbedarf\r\nfür Wasserstoffnetze der 2. Stufe, da für diese nach § 28j\r\nEnWG nur eine freiwillige Regulierung vorgesehen und mit\r\nder WasserstoffNEV grundsätzlich ein vollständiger Ordnungsrahmen\r\nfür die Entgeltbildung vorhanden sei.\r\n• Die Bundesnetzagentur ist der Ansicht, dass Teile der WANDA-\r\nFestlegung sich möglicherweise für eine analoge Anwendung\r\nauf Netze der 2. Stufe eignen könnten.\r\n• Die Bundesnetzagentur meint weiter, dass ein Einbezug\r\nanderer Netze in den Anwendungsbereich der einheitlichen\r\nBriefmarke bzw. des Hochlaufentgelts voraussichtlich nicht\r\nmöglich sein dürfte. Das intertemporale Kostenallokationskonto\r\nsei eng mit dem einheitlichen Hochlaufentgelt und dem\r\nAusgleichsmechanismus zwischen den Kernnetzbetreibern\r\nverknüpft, die somit ebenfalls nicht ohne Rückwirkung auf\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 11\r\n45 Bundesnetzagentur, Beschl. v. 6.6.2024 – Az. GBK-24-01-2#1, Rn. 109.\r\ndas Fördersystem auf weitere Netzbetreiber ausgedehnt werden\r\nkönnen.\r\n• Die Bundesnetzagentur meint, dass sie für Netze der 2. Stufe\r\ndurchaus eine intertemporale Verschiebung von Kosten bzw.\r\nEntgelten festlegen könne, da dies Bestandteil einer Entgeltmethode\r\nwäre, wenn das einem gelingendem Hochlauf\r\ndienlich ist. Sie könne jedoch keinen Ausgleich der dadurch\r\nentstehenden Liquiditätslücken aus öffentlichen Mitteln festlegen;\r\ndies könne nur der Gesetzgeber.\r\n• Bezugspunkt eines Netzentgelts ist nach der WANDA-Festlegung\r\nim Wasserstoffkernnetz stets die Bereitstellung von\r\nEin- und Ausspeisekapazitäten in einem „Entry-Exit“-System.\r\n• Separate Entgelte für mit dem Transport verbundene Systemdienstleistungen\r\nwie insbesondere Messung, Messstellenbetrieb\r\nund Abrechnung sind in der WANDA-Festlegung nicht\r\nvorgesehen.\r\n• Das Netzentgelt wird in Euro/kWh/h/a berechnet.\r\n• Vorlaufkosten können – soweit betriebsnotwendig – im\r\nRahmen der jeweils ersten Kostengenehmigung auch für alle\r\nvorherigen Kalenderjahre geltend gemacht werden. Dies\r\nbetrifft namentlich alle Kosten aus Kalenderjahren vor dem\r\nJahr 2025, deren Beantragung vor Inkrafttreten des WANDABeschlusses\r\nansonsten überhaupt nicht möglich wäre.\r\nFestzuhalten ist in Bezug auf Investitionen in neue Wasserstoffleitungen\r\nfür Wasserstoffverteilernetze als Zwischenergebnis\r\nnach alldem, dass mit der WasserstoffNEV grundsätzlich ein\r\nvollständiger Ordnungsrahmen für die Entgeltbildung vorhanden\r\nist. Dieser ist für Wasserstoffverteilernetzbetreiber jedenfalls\r\nnach Abgabe einer „Opt-in“-Erklärung gemäß § 28j Abs. 3\r\nEnWG anwendbar. Dieser Rechtsrahmen könnte nach Auffassung\r\nder Bundesnetzagentur jedenfalls teilweise zukünftig durch\r\neine analoge Anwendung von Vorgaben aus der WANDA-Festlegung\r\nergänzt bzw. modifiziert werden. Ein Einbezug anderer\r\nNetze in den Anwendungsbereich der einheitlichen Briefmarke\r\nbzw. des Hochlaufentgelts dürfte nach Ansicht der Bundesnetzagentur\r\nvoraussichtlich nicht möglich sein. Die Bundesnetzagentur\r\nmeint zudem, dass sie eine intertemporale Verschiebung\r\nvon Kosten bzw. Entgelten durchaus festlegen könne, da dies\r\nBestandteil einer Entgeltmethode wäre, wenn das einem gelingendem\r\nHochlauf dienlich ist. Sie könne jedoch keinen Ausgleich\r\nder dadurch entstehenden Liquiditätslücken aus öffentlichen\r\nMitteln festlegen; dies könne nur der Gesetzgeber. Im\r\nZusammenhang mit dem Kernnetz gilt generell der Grundsatz,\r\ndass nach § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG die langfristig kosten- und\r\nzeiteffizienteste Lösung vorzugswürdig ist.\r\n2. Regulatorische Vorgaben des EU-Gaspakets hinsichtlich\r\ndes Umgangs mit Kosten aus „H2-Ready“-Investitionen\r\nNachdem (unter 1.) die derzeit auf nationaler Ebene bestehenden\r\nNormen mit Relevanz für „H2-Ready“-Investitionen und für den\r\nNeubau von Wasserstoffleitungen herausgearbeitet worden sind,\r\nwird nachfolgend das EU-Gaspaket zunächst im Hinblick darauf\r\nin den Blick genommen, welche Vorgaben in Bezug auf Investitionen\r\nin „H2-Ready“-Maßnahmen darin enthalten sind. Dabei\r\nwird insbesondere ein Fokus auf die Prüfung gelegt, inwieweit\r\ndiese Vorgaben von Relevanz für die Ausgestaltung eines\r\nnationalen Regulierungsregimes sind, wonach u. a. die Kosten\r\nfür „H2-Ready“-Investitionen46 in einer – wie auch immer\r\ndefinierten und konkret ausgestalteten – Übergangsphase über\r\ndas Erdgasregulierungsregime „abgebildet“ werden können. Die\r\ndemnach erforderliche Prüfung des durch das Gaspaket vorgegebenen\r\nRechtsrahmens für „H2-Ready“-Investitionen erfolgt\r\nzunächst anhand der Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\n(sogleich, unter a)). Das Ergebnis dieser Analyse wird sodann an\r\nden die Netzentgeltbildung betreffenden Vorgaben der Vorgängerrichtlinien\r\n„gespiegelt“. Ziel dieses Abgleichs ist es, zu\r\nprüfen, ob sich aus den Vorgängerrichtlinien im Abgleich mit der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 Anhaltspunkte dafür ergeben, dass\r\nder Regelungsinhalt durch die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\ninsoweit modifiziert wurde und eine Abbildung von „H2-Ready“-\r\nKosten über das Erdgasregulierungssystem erlaubt (unten, unter\r\nb)). Sofern dies der Fall ist, wird in einem weiteren Schritt\r\nuntersucht, welche konkreten Auswirkungen, vor allem welche\r\nGestaltungsspielräume sich daraus für die Umsetzung der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 in nationales Recht ergeben (unten,\r\nunter c)). Es zeigt sich im Ergebnis, dass die Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788 aufgrund des Transformationseffizienzmaßstabs ein\r\nnationales Regulierungsregime erfordert, auf dessen Grundlage\r\nes nicht per se ausgeschlossen ist, „effiziente“ „H2-Ready“-Kosten\r\nfür einen Übergangszeitraum bis zur endgültigen Umstellung\r\nder Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff regulatorisch als „effiziente“\r\nErdgasverteilernetzkosten behandeln zu können. Dabei\r\nist sodann in einem letzten Schritt zu untersuchen, ob diesem\r\nErgebnis Vorschriften der Gasverordnung (EU) 2024/1789, insbesondere\r\nArt. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789, möglicherweise\r\nentgegenstehen (unten, unter d)).\r\na) Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nzum Umgang mit „H2-Ready“-Investitionen und\r\ndaraus resultierenden „H2-Ready“-Kosten\r\nDie konkrete regulatorische Anerkennungsfähigkeit von (Investitions-)\r\nKosten in einem Regulierungsregime folgt aus der\r\nnormativ vorgegebenen Ausgestaltung des Netzzugangs, konkret\r\ndes Netzzugangsentgeltregimes. Ob und in welcher Weise\r\nKosten für „H2-Ready“-Maßnahmen über das durch die Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 vorgegebene Erdgasregulierungsregime\r\n„abgebildet“ werden können, erfordert daher zunächst eine\r\ninitiale Bestandsaufnahme der in der Richtlinie enthaltenen\r\nRegelungen für die Netzentgeltbildung. Bei der Analyse der in\r\nder Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 enthaltenen Vorschriften mit\r\nRelevanz für die Netzentgeltbildung und die hier in Rede\r\nstehende Thematik der Abbildung von „H2-Ready“-Kosten über\r\ndie Erdgasregulierung ist zwischen Normen der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 mit unmittelbarem Bezug zur Entgeltregulierung\r\n(sogleich, unter aa)) und sonstigen Vorgaben in der\r\nRichtlinie, denen Relevanz für diese Thematik zukommt (unten,\r\nunter bb)), zu unterscheiden. Dabei sind die betreffenden Bestimmungen,\r\nauch wenn sie sich partiell nur in den Erwägungsgründen\r\nder Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 befinden, bei der\r\nAuslegung der im Einzelnen einschlägigen Regelungen der\r\nRichtlinie zwingend zu berücksichtigen (unten, unter cc)).\r\naa) Normen der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 mit\r\nunmittelbarem Bezug zur Entgeltregulierung\r\nArt. 31 Abs.1 S.1 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 verpflichtet\r\ndie Mitgliedstaaten zur Einführung eines Systems für den\r\nZugang Dritter u. a. zum Erdgasfernleitungs- und Erdgasverteilernetz\r\nauf der Grundlage veröffentlichter Entgelte, wobei diese\r\nZugangsregelungen für alle Kunden, einschließlich Versorgungsunternehmen,\r\ngelten und nach objektiven Kriterien und\r\nohne Diskriminierung zwischen den Nutzern des Netzes angewandt\r\nwerden sollen. Ferner sind die Mitgliedstaaten nach S. 2\r\nverpflichtet, sicherzustellen, dass diese Entgelte oder die Methoden\r\nzu ihrer Berechnung gemäß Art. 78 der Richtlinie von\r\neiner Regulierungsbehörde vor dem Inkrafttreten genehmigt\r\nwerden und dass die Entgelte und – soweit nur die Methoden\r\neiner Genehmigung unterliegen – die Methoden vor ihrem\r\nInkrafttreten veröffentlicht werden. Die Regelung entspricht –\r\n12 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n46 „‚H2-Ready‘-Investitionen“ bezeichnen, wie oben, unter I., bereits erläutert,\r\nim Rahmen dieser Untersuchung Investitionen (Ersatzinvestitionen\r\nsowie Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen) in das bestehende\r\nErdgasverteilernetz, die über die Notwendigkeit für das Erdgasverteilernetz\r\ndergestalt hinausgehen, dass dieses technisch darauf vorbereitet\r\nwird, mit möglichst geringem Umstellungsaufwand künftig für\r\ndie Verteilung von (reinem) Wasserstoff genutzt werden zu können. Die\r\nim Nachfolgenden verwendete Begrifflichkeit „‚H2-Ready‘-Kosten“ bezieht\r\nsich auf die Zusatz- oder Differenzkosten, die gerade dadurch\r\nentstehen, dass die Investition in die Erdgasinfrastruktur in einer Art und\r\nWeise erfolgt, welche die zukünftige Nutzung des betreffenden Wirtschaftsguts\r\nauch für Wasserstoff ermöglicht.\r\nvon einigen sprachlichen Änderungen abgesehen – im Wesentlichen\r\ndem Wortlaut des Art. 32 Abs.1 der Erdgasrichtlinie 2009/\r\n73/EG, die gemäß Art. 95 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 mit\r\nWirkung vom 4. August 2024 aufgehoben ist.\r\nNach Art. 44 Abs. 2 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 hat sich\r\nzudem jeder Verteilernetzbetreiber jeglicher Diskriminierung\r\nvon Netzbenutzern oder Kategorien von Netzbenutzern, insbesondere\r\nzugunsten der mit ihm verbundenen Unternehmen, zu\r\nenthalten.\r\nGemäß Art. 75 Abs. 4 S. 2 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 darf\r\nes unbeschadet des Art. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nkeine Quersubventionierung zwischen den Erdgasbenutzern und\r\nden Nutzern des Wasserstoffnetzes geben. Dieser Rechtsgedanke\r\nfindet sich auch in Art. 78 Abs. 1 lit.m der Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788. Danach sorgt die nationale Regulierungsbehörde\r\ndafür, dass Quersubventionen zwischen den Tätigkeiten in den\r\nBereichen Fernleitung, Verteilung, Wasserstofftransport, Erdgas-\r\nund Wasserstoffspeicherung, Terminals für verflüssigtes\r\nErdgas („Liquefied Natural Gas“, LNG) und Wasserstoff sowie\r\nVersorgung mit Erdgas und Wasserstoff verhindert werden,\r\nunbeschadet des Art. 5 Abs. 2 der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789.\r\nHingewiesen sei ferner auf Art. 78 Abs. 3 lit. d der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788. Danach hat die Regulierungsbehörde zu gewährleisten,\r\ndass die von unabhängigen Netzbetreibern oder\r\nunabhängigen Wasserstoffnetzbetreibern erhobenen Netzzugangsentgelte\r\nein Entgelt für den bzw. die Netzeigentümer\r\nenthalten, das für die Nutzung der Netzbetriebsmittel und mit\r\nBlick auf etwaige neue Investitionen in das Netz angemessen ist,\r\nsofern diese wirtschaftlich und effizient getätigt werden.\r\nGemäß Art. 78 Abs. 7 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 obliegt es\r\nder Regulierungsbehörde zudem, mit ausreichendem Vorlauf vor\r\nderen Inkrafttreten die Bedingungen für den Anschluss an die\r\nnationalen Erdgasnetze und den Zugang zu diesen, einschließlich\r\nFernleitung- und Verteilungsentgelten, festzulegen oder zu\r\ngenehmigen, wobei die Entgelte oder Methoden so gestaltet\r\nwerden, dass die notwendigen Investitionen in die Netze so\r\nvorgenommen werden können, dass die Lebensfähigkeit der\r\nNetze gewährleistet ist.\r\nSchließlich ist noch auf Erwägungsgrund 119 hinzuweisen, der\r\nwie folgt lautet:\r\n„Die Regulierungsbehörden sollten die Möglichkeit haben,\r\ndie Entgelte oder die Berechnungsmethoden auf der\r\nGrundlage eines Vorschlags des Fernleitungsnetzbetreibers,\r\ndes Verteilnetzbetreibers oder des Betreibers einer\r\nFlüssiggas-Anlage oder auf der Grundlage eines zwischen\r\ndiesen Betreibern und den Netzbenutzern abgestimmten\r\nVorschlags festzusetzen oder zu genehmigen. Dabei sollten\r\ndie Regulierungsbehörden sicherstellen, dass die Entgelte\r\nfür die Fernleitung und Verteilung nichtdiskriminierend\r\nund kostenorientiert sind und die langfristig durch Nachfragesteuerung\r\nvermiedenen Netzgrenzkosten berücksichtigen.“\r\nAls Zwischenfazit kann man also zunächst festhalten, dass die\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 sehr wenige Vorgaben für die\r\nNetzentgeltregulierung enthält. Erdgasnetzentgelte bzw. die\r\nMethoden zu deren Bildung müssen\r\n• von der Regulierungsbehörde genehmigt und veröffentlicht\r\nwerden,\r\n• nach objektiven Kriterien gebildet werden,\r\n• kostenorientiert und diskriminierungsfrei sein,\r\n• angemessen im Hinblick auf wirtschaftliche und effiziente\r\nneue Investitionen sein,\r\n• die Lebensfähigkeit der Netze gewährleisten,\r\n• die langfristig durch Nachfragesteuerung vermiedenen Netzgrenzkosten\r\nberücksichtigen und\r\n• dürfen unbeschadet des Art. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 keine Quersubventionierung zwischen den Erdgasbenutzern\r\nund den Nutzern des Wasserstoffnetzes erlauben.\r\nMit Blick auf die Unzulässigkeit von Quersubventionen zwischen\r\nden Erdgasbenutzern und den Nutzern des Wasserstoffnetzes\r\nsind natürlich auch die Entflechtungsbestimmungen in Art. 75\r\nAbs. 3 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 von grundsätzlicher\r\nBedeutung. Die Norm enthält Vorgaben zur Entflechtung der\r\nRechnungslegung, nach welchen Erdgas- und Wasserstoffunternehmen\r\nihre Jahresabschlüsse erstellen und diese gemäß den\r\nnationalen Rechtsvorschriften über die Jahresabschlüsse von\r\nGesellschaften überprüfen lassen. Abs. 3 der Regelung lautet\r\nwörtlich wie folgt:\r\n„Zur Vermeidung von Diskriminierungen, Quersubventionen\r\nund Wettbewerbsverzerrungen führen Unternehmen\r\nin ihrer internen Rechnungslegung getrennte Konten für\r\njede ihrer Tätigkeiten in den Bereichen Fernleitung, Verteilung,\r\nLNG, Wasserstoffterminals, Speicherung von Erdgas\r\nund Wasserstoff sowie Wasserstofftransport47 in derselben\r\nWeise, wie sie dies tun müssten, wenn die betreffenden\r\nTätigkeiten von separaten Unternehmen ausgeführt\r\nwürden. Die Betriebsmittel der Unternehmen werden den\r\nbetreffenden Konten und regulierten Anlagevermögen\r\ngetrennt nach Erdgas, Strom oder Wasserstoff zugeordnet\r\nund diese Zuordnung wird transparent gemacht. Die\r\nUnternehmen führen auch Konten für andere, nicht mit\r\nden Bereichen Fernleitung, Verteilung, LNG, Wasserstoffterminals,\r\nSpeicherung von Erdgas oder Wasserstoff oder\r\nWasserstofftransport zusammenhängende Tätigkeiten,\r\nwobei diese Konten konsolidiert sein können. Einnahmen\r\naus dem Eigentum am Fernleitungs-, Verteiler- oder\r\nWasserstoffnetz weisen sie in den Konten gesondert aus.\r\nGegebenenfalls führen die Unternehmen konsolidierte\r\nKonten für ihre anderen Tätigkeiten außerhalb des Erdgasbereichs\r\nund außerhalb des Wasserstoffbereichs. Die\r\ninterne Rechnungslegung schließt für jede Tätigkeit eine\r\nBilanz sowie eine Gewinn- und Verlustrechnung ein.“48\r\nZiel der buchhalterischen Entflechtungsvorgaben ist damit wie\r\nseit jeher die Vermeidung von Diskriminierungen, Quersubventionen\r\nund Wettbewerbsverzerrungen. Hierzu werden die Unternehmen\r\nwie schon nach den Vorgängerrichtlinien verpflichtet,\r\naktivitätsbezogen getrennte Konten für ihre Tätigkeiten in\r\nden Bereichen Fernleitung, Verteilung, LNG, Wasserstoffterminals,\r\nSpeicherung von Erdgas und Wasserstoff sowie Wasserstofftransport\r\nzu führen. Neu ist die Verpflichtung zur nach\r\nErdgas, Strom und Wasserstoff getrennten Zuordnung der Betriebsmittel\r\nder Unternehmen zu den betreffenden Konten und\r\nregulierten Anlagevermögen.\r\nbb) Weitere relevante Vorgaben der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nFraglich ist, ob sich aus der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 weitere\r\nVorgaben ergeben, die von Relevanz für eine nationale Regelung\r\n– normativ auf Gesetzesebene oder durch Festlegung der\r\nBundesnetzagentur – betreffend „H2-Ready“-Kosten im Rahmen\r\ndes Erdgasregulierungsregimes sein könnten.\r\nVon Interesse ist zunächst insoweit Art.1 der Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788, der Gegenstand und Anwendungsbereich der Richtlinie\r\nund damit ihre Zielsetzungen regelt. Abs. 2 betont dabei in\r\nBezug auf den Erdgasmarkt, dass die Regelungen der Richtlinie\r\nder Schaffung eines integrierten, wettbewerbsfähigen und transparenten\r\nMarkts für Erdgas in der Union dienen. Der somit seit\r\nLiberalisierung des Erdgasmarkts zentrale Wettbewerbsgedanke\r\nund die Zielsetzung eines effizienten Funktionierens der Märkte\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 13\r\n47 Angemerkt sei, dass der in Art. 75 Abs. 3 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nerwähnte Wasserstofftransport auch die Verteilung von Wasserstoff\r\nerfasst (vgl. Art. 2 Nr. 22 der Gasrichtlinie [EU] 2024/1788).\r\n48 Hervorhebungen hinzugefügt.\r\nwerden demnach mit der neuen Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nnicht aufgegeben.\r\nAllerdings zeigt sich schon aufgrund der Verortung im unmittelbar\r\ndavor stehenden ersten Absatz von Art. 1, dass diese Zielsetzung\r\ndurch ein weiteres Ziel flankiert und sogar überlagert wird.\r\nIn Art.1 Abs. 1 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 heißt es:\r\n„Mit dieser Richtlinie wird ein gemeinsamer Rahmen für\r\ndie Dekarbonisierung der Märkte für Erdgas und Wasserstoff\r\ngeschaffen, um zur Erreichung der Klima- und\r\nEnergieziele der Union beizutragen.“\r\nHier wird also – auch unter systematischen Gesichtspunkten\r\n(Abs.1 vor Abs. 2 ff.) – das Ziel der Erreichung der Klima- und\r\nEnergieziele der Union in den Vordergrund gestellt.\r\nDiese Rangfolge wird durch Erwägungsgrund 6 der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 bestätigt, in welchem es wie folgt lautet:\r\n„Diese Richtlinie ergänzt andere einschlägige politische\r\nund legislative Instrumente der Union, insbesondere diejenigen,\r\ndie gemäß der Mitteilung der Kommission vom\r\n11. Dezember 2019 mit dem Titel ‚Der europäische Grüne\r\nDeal‘ vorgeschlagen wurden, . . . die darauf abzielen,\r\nAnreize für die Dekarbonisierung der Wirtschaft der Union\r\nzu schaffen und sicherzustellen, dass die Wirtschaft der\r\nUnion gemäß Verordnung (EU) 2021/1119 bis 2050 auf\r\ndem Weg zu einer klimaneutralen Europäischen Union\r\nbleibt. Das Hauptziel dieser Richtlinie besteht darin, einen\r\nsolchen Übergang zur Klimaneutralität zu ermöglichen\r\nund zu erleichtern, indem der Aufbau eines Wasserstoffmarkts\r\nund eines effizienten Erdgasmarkts sichergestellt\r\nwird.“\r\nHauptziel der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 ist demnach ausdrücklich\r\ndie Ermöglichung und die Erleichterung des Übergangs\r\nzur Klimaneutralität. Der Aufbau eines Wasserstoffmarkts\r\nund ein effizienter Erdgasmarkt sind sicherzustellen, dies aber\r\nnicht als Selbstzweck, sondern im ausdrücklichen Interesse der\r\nErmöglichung und Erleichterung der Erreichung des insoweit\r\nvorrangigen Hauptziels der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788. In\r\nFortführung dieses Gedankens lautet es in Art.1 Abs. 3 der\r\nRichtlinie, dass mit dieser „gemeinsame Vorschriften für ... den\r\nÜbergang des Erdgassystems zu einem integrierten und hocheffizienten\r\nauf erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas\r\nberuhenden System festgelegt“ werden.\r\nDie Richtlinie bringt damit ein klares Verständnis des EU-Gesetzgebers\r\ndergestalt zum Ausdruck, dass die Erreichung der unionalen\r\nKlimaschutzziele und die Ermöglichung und Erleichterung\r\ndes Übergangs zur Klimaneutralität Hauptziel der Richtlinie sind,\r\nder Aufbau eines Wasserstoffmarkts und eines effizienten Erdgasmarkts\r\ndemgegenüber nur Mittel zur Erreichung dieses\r\nZwecks sind.\r\nErwägungsgrund 6 erschöpft sich zudem nicht in der Formulierung\r\ndes Hauptanliegens der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788. In\r\nBezug genommen wird mit den Ausführungen in Erwägungsgrund\r\n6 zusätzlich das im „Grünen Deal“ der Europäischen\r\nKommission und den auf dessen Basis erlassenen Verordnungen\r\nund Richtlinien zum Ausdruck kommende Erfordernis der\r\nSchaffung von Anreizen für die Dekarbonisierung der Wirtschaft.\r\nWenn auch nur in Form eines an dieser Stelle abstrakten\r\nGrundsatzes, so wird hier das Anliegen des EU-Gesetzgebers\r\ndeutlich, dass sich die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 in ein\r\nGesamtkonzept einbettet, wie es durch den „Grünen Deal“ im\r\nAusgangspunkt vorgegeben ist, und das Gelingen des Übergangs\r\nzur Klimaneutralität Elemente zulässt und geradezu erfordert,\r\ndie es den Akteuren erleichtern, notwendige Investitionen zu\r\ntätigen und die damit eine Anreizwirkung schaffen.\r\nDementsprechend regelt Art. 78 Abs. 9 der Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788, dass die nationalen Regulierungsbehörden bei der\r\nFestsetzung oder Genehmigung der Entgelte oder Methoden\r\nsicherzustellen haben, dass für die Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber\r\nangemessene Anreize geschaffen werden, sowohl\r\nkurzfristig als auch langfristig die Effizienz zu steigern, die\r\nMarktintegration und die Versorgungssicherheit zu fördern und\r\nentsprechende Forschungsarbeiten zu unterstützen.\r\nOhne dass es einen Widerspruch zu dem Vorgesagten begründen\r\nwürde, zeigt sich bei Analyse der einzelnen Bestimmungen\r\nim Weiteren, dass es zentrales Anliegen der Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788 ist, einen kosteneffizienten Übergang zu gewährleisten.\r\nAusdruck dessen sind die Vorgaben für eine alle\r\nEnergieträger umfassende kohärente Planung.49 Insoweit lautet\r\nes weiter, dass zur Sicherstellung einer kosteneffizienten Einführung\r\nder Infrastruktur und um verlorene Vermögenswerte zu\r\nvermeiden, bei der Netzplanung auch die zunehmenden Verflechtungen\r\nzwischen Erdgas und Strom sowie Wasserstoff und,\r\nsofern zutreffend, Fernwärme berücksichtigt werden sollen.50\r\nDaran anschließend wird auch in Bezug auf den von den\r\nInfrastrukturbetreibern auszuarbeitenden Netzentwicklungsplan\r\ndeutlich, dass die verantwortlichen Akteure dem Grundsatz\r\n„Energieeffizienz an erster Stelle“ und den Grundsätzen der\r\nSystemeffizienz verpflichtet sind, die in einer Empfehlung der\r\nKommission vom 28. September 202151 festgelegt wurden.52\r\nDabei ist dem EU-Gesetzgeber augenscheinlich bewusst, dass die\r\nUmwidmung vorhandener Erdgasinfrastruktur einen substantiellen\r\nBeitrag zur Systemeffizienz leisten kann. Dies zeigt sich\r\ndaran, dass ausweislich der Transparenzanforderungen im Zuge\r\nder Erstellung der Netzentwicklungspläne nach Art. 55 Abs. 2 der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 sichergestellt werden soll, dass\r\nErdgasinfrastrukturen, wenn sie nicht ungenutzt gelassen oder\r\nabgebaut werden sollen, für andere Zwecke, wie z. B. den\r\nWasserstofftransport, zur Verfügung gestellt werden können.\r\nInsofern formuliert die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 in Erwägungsgrund\r\n130 S. 2 ausdrücklich Folgendes:\r\n„Das Ziel der höheren Transparenz in Bezug auf die\r\nInfrastruktur trägt der Tatsache Rechnung, dass umgewidmete\r\nInfrastruktur vergleichsweise billiger ist als neu\r\nerrichtete Infrastruktur und somit einen kosteneffizienten\r\nÜbergang ermöglichen dürfte.“\r\nDem Erwägungsgrund sind damit zwei Aussagen zu entnehmen.\r\nZum einen wird darin, was in Art.1 Abs. 3 der Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788 bereits verankert ist, klargestellt, dass das Interesse\r\ndes EU-Gesetzgebers auf einen kosteneffizienten Übergang\r\ngerichtet ist. Zum anderen lässt sich dem Erwägungsgrund\r\nein Grundverständnis entnehmen, dass umgewidmete Infrastruktur\r\nvergleichsweise billiger ist als der Neubau von Infrastrukturen.\r\nZusammen mit dem übergeordneten Ziel der Ermöglichung und\r\nErleichterung des Übergangs zur Klimaneutralität begründet dies\r\neinen weiteren substantiellen Anhaltspunkt dafür, dass der\r\nmaßgebliche Effizienzmaßstab im Sinne der Gewährleistung\r\neines effizienten Übergangs zu verstehen ist.\r\nDafür spricht schließlich auch, dass Art. 55 Abs.1 UAbs. 3 der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 für die Netzentwicklungspläne der\r\nFernleitungsnetzbetreiber und der Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber\r\nund Art. 57 Abs. 1 der Richtlinie für die Netzentwicklungspläne\r\nder Verteilernetzbetreiber und der Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\nden Mitgliedstaaten aufgeben, die Zusammenarbeit\r\nder Erdgas- und der Wasserstoffnetzbetreiber im\r\nInteresse einer energieträgerübergreifenden Systemeffizienz –\r\netwa zu Umwidmungszwecken – sicherzustellen.\r\ncc) Maßgeblichkeit der Erwägungsgründe\r\nDa sich die vorstehenden Ansatzpunkte der Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788 nicht – zumindest nicht ausnahmslos – unmittelbar\r\nauf die Netzzugangsbestimmungen in Art. 31 der Richtlinie\r\n14 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n49 Vgl. Erwägungsgrund 125 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788.\r\n50 Ebenda.\r\n51 Empfehlung (EU) 2021/1749 zum Thema „Energieeffizienz an erster\r\nStelle: von den Grundsätzen zur Praxis“ – Leitlinien und Beispiele zur\r\nUmsetzung bei der Entscheidungsfindung im Energiesektor und darüber\r\nhinaus, ABl. EU L 2021, 350.\r\n52 Vgl. Erwägungsgrund 127 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788.\r\nbeziehen, sondern sich vielmehr teils aus deren Erwägungsgründen\r\nergeben, stellt sich die Frage, welcher Stellenwert und\r\nwelche Rechtsverbindlichkeit den Erwägungsgründen zukommen.\r\nMit anderen Worten ist die Frage zu klären, inwieweit die\r\nErwägungsgründe vom nationalen Gesetzgeber bei der Umsetzung\r\nder Richtlinienvorgaben herangezogen werden können\r\nbzw. u. U. auch herangezogen werden müssen.\r\nKonkret bezieht sich diese Frage im vorliegenden Kontext\r\ndarauf, ob aus unionsrechtlicher Sicht im Zuge der Umsetzung\r\nder Netzzugangsvorschriften der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\ndurch den nationalen Gesetzgeber der aus den Erwägungsgründen,\r\nvor allem Erwägungsgrund 130 der Richtlinie, folgende\r\nGedanke der Transformations- bzw. der Systemeffizienz in die\r\nnationalen Vorgaben für die Entgelte für den Netzzugang\r\nimplementiert werden darf.\r\nGemäß Art. 288 Abs. 3 AEUV sind Richtlinien für jeden Mitgliedstaat,\r\nan den sie gerichtet sind, hinsichtlich des zu erreichenden\r\nZiels verbindlich; jedoch ist den innerstaatlichen\r\nStellen die Wahl der Form und Mittel überlassen. Richtlinien\r\nbedürfen daher grundsätzlich der Umsetzung in nationales\r\nRecht.53 Richtlinienumsetzung bedeutet dabei vollständige Erreichung\r\ndes Richtlinienziels, nicht nur formelle wörtliche\r\nÜbernahme, sondern gleichermaßen Verwirklichung des gesamten\r\nRichtlinienprogramms auch in der Verwaltungspraxis.54\r\nDer EuGH hat sich bereits in mehreren Entscheidungen zur\r\nrechtlichen Qualität von Erwägungsgründen von Unionsrechtsakten\r\ngeäußert.55 Danach komme den Erwägungsgründen keine\r\nrechtliche Bindungswirkung zu. Wörtlich führte der EuGH in\r\nseiner Entscheidung vom 19. Juni 2014 zur rechtlichen Bedeutung\r\nder Erwägungsgründe aus:56\r\n„... so ist darauf hinzuweisen, dass die Begründungserwägungen\r\neines Gemeinschaftsrechtsakts rechtlich nicht\r\nverbindlich sind und weder herangezogen werden können,\r\num von den Bestimmungen des betreffenden Rechtsakts\r\nabzuweichen, noch, um diese Bestimmungen in einem\r\nSinne auszulegen, der ihrem Wortlaut offensichtlich widerspricht\r\n...“.\r\nAus der Rechtsprechung des EuGH ergeben sich demnach zwei\r\nKriterien für die Beurteilung der Frage, ob Erwägungsgründe bei\r\nder Umsetzung einer Richtlinie durch den nationalen Gesetzgeber\r\nherangezogen werden dürfen:\r\n• Zum einen darf es durch die Heranziehung der Erwägungsgründe\r\nnicht dazu kommen, dass von den Vorgaben der\r\nRichtlinie abgewichen wird.\r\n• Zum anderen darf eine Aussage in den Erwägungsgründen\r\nnicht zur Begründung eines Auslegungsergebnisses herangezogen\r\nwerden, das dem Wortlaut einer Bestimmung widerspricht.\r\nMit der Rechtsprechung des EuGH ist daher der Maßstab für die\r\nZulässigkeit einer Heranziehung der Erwägungsgründe im Rahmen\r\nder Umsetzung und richtlinienkonformen Auslegung durch\r\nden nationalen Gesetzgeber klar umrissen. Entscheidend ist, dass\r\ndie Auslegung nicht im Widerspruch zu den normativen Vorgaben\r\nder Richtlinie steht.\r\nZulässig ist es zudem, die Erwägungsgründe im Rahmen der\r\nteleologischen Auslegung bei der Ermittlung von Sinn und\r\nZweck einer Vorschrift des Sekundärrechts heranzuziehen. Denn\r\ndie Erwägungsgründe sind zwingender Bestandteil des Rechtsakts\r\n(vgl. Art. 296 Abs. 2 AEUV) und geben „in geraffter Form“\r\nAufschluss über die Zielorientierung und die Hintergründe des\r\nRechtssetzungsvorhabens.57\r\nFestzuhalten bleibt demnach, dass nach der Rechtsprechung des\r\nEuGH die Erwägungsgründe zwar nicht als rechtlich verbindlich\r\nzu betrachten sind. Dementsprechend gibt es keine Verpflichtung\r\nfür den nationalen Gesetzgeber, diese bei der richtlinienkonformen\r\nUmsetzung zwingend umzusetzen. Maßgeblich bei der\r\nUmsetzung der Richtlinie bleibt also in erster Linie der normative\r\nTeil des EU-Rechtsakts. Dem steht allerdings sowohl nach der\r\nEuGH-Rechtsprechung als auch nach der Literatur nicht entgegen,\r\nden Sinn und Zweck einer Vorschrift des Sekundärrechts\r\nanhand der Erwägungsgründe zu ermitteln und diesen im\r\nRahmen der richtlinienkonformen Umsetzung zu berücksichtigen,\r\nsofern dieses Auslegungsergebnis nicht im Widerspruch zu\r\nden Vorgaben der Richtlinie oder aber deren Wortlaut steht.\r\ndd) Zwischenergebnis\r\nAls Zwischenergebnis ist nach alldem festzuhalten, dass der\r\nEU-Gesetzgeber mit der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 maßgeblich\r\ndie Ermöglichung und die Erleichterung des Übergangs zur\r\nKlimaneutralität als Hauptziel der Union bezweckt, insoweit eine\r\nenergieträgerübergreifende Transformations- bzw. Systemeffizienz\r\nnormiert und zugleich die Schaffung von Anreizen für\r\nUnternehmen zur Dekarbonisierung fordert. Dabei ist den Vorgaben\r\nder Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 die Erkenntnis des\r\nEU-Gesetzgebers zu entnehmen, dass umgewidmete Infrastruktur\r\nvergleichsweise billiger ist und im Interesse eines kosteneffizienten\r\nÜbergangs gegenüber neu errichteter Infrastruktur\r\nvorzugswürdig ist.\r\nb) Abgleich mit den Vorgaben der Vorgängerrichtlinien\r\nhinsichtlich der Entgeltregulierung und deren Umsetzung\r\nim bislang geltenden nationalen Rechtsrahmen\r\nDas vorstehend herausgearbeitete Zwischenergebnis ist in einem\r\nnächsten Schritt sodann an den Vorgaben der Vorgängerrichtlinien\r\nzu spiegeln mit dem Ziel, herauszufinden, ob sich aus\r\nInhalten und Hintergründen der Vorgängerrichtlinien im Abgleich\r\nmit der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 Anhaltspunkte für\r\neinen modifizierten und im Sinne der Begründung einer Zulässigkeit\r\nder Abbildung von „H2-Ready“-Kosten über das Erdgasregulierungssystem\r\nstehenden Regelungsinhalt durch die\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 ergeben.\r\naa) Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG\r\nDie Vorgängerrichtlinie 2003/55/EG, auf der die bis Ende 2023\r\nim EnWG normierte Entgeltregulierungssystematik fußte, bestimmte\r\nin Art. 25 Abs. 2 lit. a S. 1, dass zumindest die Methoden\r\nzur Berechnung oder Festlegung der Bedingungen für den\r\n„Anschluss an und den Zugang zu den nationalen Netzen,\r\neinschließlich der Tarife für die Übertragung und die Verteilung“,\r\ndurch die nationale Regulierungsbehörde festzulegen oder zu\r\ngenehmigen sind. Die materiell-rechtlichen Maßstäbe für die\r\nBestimmung der Netzentgelte waren dabei nicht an zentraler\r\nStelle in der Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG geregelt,\r\nsondern ergaben sich vielmehr aus den Erwägungsgründen.\r\nLediglich Art. 25 Abs. 4 der Richtlinie normierte die Befugnis für\r\nRegulierungsbehörden, u. a. Bedingungen und Netzentgelte zu\r\nändern, um sicherzustellen, dass diese „angemessen“ sind.\r\nDarüber hinaus enthielten die Erwägungsgründe der Erdgasbinnenmarktrichtlinie\r\n2003/55/EG materielle Maßstäbe für die\r\nEntgeltbildung. So war in Erwägungsgrund 22 der Richtlinie\r\nvorgegeben, dass (weitere) Maßnahmen ergriffen werden sollten,\r\num sicherzustellen, dass die Tarife für den Zugang zu Fernleitungen\r\ntransparent und nichtdiskriminierend sind. Erwägungsgrund\r\n16 der Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG sah eine\r\nVerpflichtung der nationalen Regulierungsbehörden vor,\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 15\r\n53 Vgl. hierzu insbesondere die Ausführungen von Nettesheim, in: Grabitz/\r\nHilf/Nettesheim, Das Recht der Europäischen Union, Loseblattsammlung,\r\nStand: 65. Ergänzungslieferung (8/2018), Art. 288 AEUV Rn. 119 ff.\r\n54 EuGH, Slg. 2002, I-6325, 6358 f. = ECLI:EU:C:2002:435, Rn. 26 ff.\r\n(Urt. 11.7.2002 – Rs. C-62/00) – Marks & Spencer.\r\n55 EuGH, ECLI:EU:C:2014:2013, Rn. 31, 32 (Urt. v. 19.6.2014 – Rs. C-345/13)\r\n(zur Gemeinschaftsgeschmacksmusterverordnung [EG] Nr. 6/2002) unter\r\nHinweis auf vorherige Rechtsprechung; ECLI:EU:C:2005:716, Rn. 32 (Urt.\r\nv. 24.11.2005 – Rs. C-136/04) – Deutsches Milch-Kontor; Slg. 1998,\r\nI-7477, 7515 = ECLI:EU:C:1998:554, Rn. 54 (Urt. v. 19.11.1998 – Rs.\r\nC-162/97) – Nilsson u. a.; Slg. 1998, I-7685, 7708 = ECLI:EU:C:1998:566,\r\nRn. 30 (Urt. v. 25.11.1998 – Rs. C-308/97) –Manfredi.\r\n56 EuGH, ECLI:EU:C:2014:2013, Rn. 31 (Urt. v. 19.6.2014 – Rs. C-345/13).\r\n57 Vgl. Wegener, in: Calliess/Ruffert, EUV/AEUV, 6. A., 2022, Art. 19 EUV\r\nRn. 32; Bleckmann, RIW 1987, 929, 932; zu den Erwägungsgründen des\r\nEUV beispielsweise Terhechte, in: Grabitz/Hilf/Nettesheim (Fn. 53), Präambel\r\nEUV Rn. 15 ff.; Heintschel von Heinegg, in: Vedder/Heintschel von\r\nHeinegg, Europäisches Unionsrecht, 2. A., 2018, Präambel Rn. 3 ff.\r\nsicherzustellen, dass die Tarife für die Fernleitung und Verteilung\r\nnichtdiskriminierend und kostenorientiert sind.\r\nIm Hinblick auf die Notwendigkeit angemessener Entgelte ist der\r\nGrundsatz der Kostenorientierung der wichtigste, unionsrechtlich\r\nvorgegebene, materiell-rechtliche Maßstab.58 Hiermit war\r\nallerdings nicht ein Vollkostenansatz in dem Sinne gemeint, dass\r\nüber die Entgeltbildung eine Erstattung sämtlicher angefallener,\r\nsubjektiver (und damit ggf. ineffizienter) Kosten des Netzbetreibers\r\nmöglich sein sollte.59 Zwar wurde der Begriff der Kostenorientierung\r\nanders als in der damals für den Telekommunikationssektor\r\ngeltenden Zugangsrichtlinie 2002/19/EG60 nicht\r\nweitergehend präzisiert als „Kosten der effizienten Leistungsbereitstellung“.\r\n61 Allerdings wäre ein hiervon abweichendes\r\nVerständnis im Sinne eines Vollkostenansatzes mit dem auch\r\nder Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG zugrundeliegenden\r\nWettbewerbsgedanken nicht vereinbar gewesen.62 Dies deshalb,\r\nweil maßgebliches Ziel der damaligen Richtlinie die\r\nBeschleunigung der Liberalisierung und die Schaffung wettbewerblicher\r\nMärkte war. So kam in Art. 3 Abs.1 der Erdgasbinnenmarktrichtlinie\r\n2003/55/EG das wesentliche Ziel zum\r\nAusdruck, wonach die Mitgliedstaaten dafür Sorge zu tragen\r\nhatten, dass Erdgasunternehmen im Hinblick auf die Errichtung\r\neines wettbewerbsorientierten, sicheren und unter ökologischen\r\nAspekten nachhaltigen Erdgasmarkts betrieben werden konnten.\r\nAuf einen nicht als Vollkostenansatz, sondern vielmehr im Sinne\r\neines Effizienzkostenansatzes zu verstehenden Begriff der Kostenorientierung\r\ndeutete auch die Formulierung in Art. 25 Abs. 2\r\nlit. a S. 2 der Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG hin, in\r\nder es heißt, dass die Regulierungsbehörden die Zugangsentgelte\r\nin einer Art und Weise gestalten sollen, „dass die notwendigen\r\nInvestitionen in die Netze so vorgenommen werden können, dass\r\ndie Lebensfähigkeit der Netze gewährleistet ist“. Könnten sämtliche\r\ntatsächlichen Kosten des Netzbetreibers geltend gemacht\r\nwerden, bedürfte es einer derartigen Sicherungsklausel nicht.63\r\nDem trägt schließlich auch der Wortlaut Rechnung, der eben\r\n„nur“ auf eine Orientierung an den Kosten des Netzbetreibers\r\nabstellt und nicht eine vollständige Kostenerstattung vorgibt.\r\nDemzufolge ist als Zwischenergebnis festzuhalten, dass die mit\r\nder Erdgasbinnenmarktrichtline 2003/55/EG normierte Vorgabe\r\nder Kostenorientierung dahingehend zu verstehen war, dass\r\nhiermit ein Effizienzkostenmaßstab implementiert werden sollte,\r\nder dem maßgeblichen Ziel der damaligen Beschleunigungsrichtlinien,\r\nnämlich der Beschleunigung der Liberalisierung und\r\ndes Wettbewerbs, Rechnung tragen sollte.\r\nbb) Erdgasrichtlinie 2009/73/EG\r\nDieses Verständnis wurde auch in der Folgerichtlinie 2009/\r\n73/EG beibehalten. Mit der Erdgasrichtlinie 2009/73/EG wurde\r\nim Nachgang zu den Beschleunigungsrichtlinien des Jahres 2003\r\ninsbesondere das Entflechtungsregime durch Einführung der\r\neigentumsrechtlichen Entflechtung, des sog. „Ownership-Unbundling“,\r\nauf Ebene der Fernleitungs- und Übertragungsnetzbetreiber\r\nverschärft. Hintergrund und Ziel der Erdgasrichtlinie\r\n2009/73/EG (wie auch der parallel ergangenen Richtlinie\r\n2009/72/EG für den Elektrizitätssektor) war es insbesondere,\r\nden Erdgasbinnenmarkt zu vollenden. So war die Europäische\r\nKommission im Nachgang zu einer Sektoruntersuchung im Jahre\r\n2007 zu der Erkenntnis gelangt, dass „der durch die derzeit\r\nbestehenden Vorschriften und Maßnahmen vorgegebene Rahmen\r\nnicht ausreicht, um das Ziel eines gut funktionierenden\r\nBinnenmarktes zu verwirklichen“ (vgl. insoweit Erwägungsgrund\r\n5 der Erdgasrichtlinie 2009/73/EG). Dies wollte die\r\nEuropäische Kommission insbesondere durch eine Verschärfung\r\ndes Entflechtungsregimes sicherstellen.\r\nAbweichende Vorgaben in Bezug auf das Entgeltregulierungsregime\r\nfolgten aus der Erdgasrichtlinie 2009/73/EG nicht. So gab\r\nauch Art. 32 Abs.1 der Erdgasrichtlinie 2009/73/EG (weiterhin)\r\nvor, dass die Mitgliedstaaten die Einführung eines Systems für\r\nden Zugang Dritter zum Fernleitungs- und Verteilernetz auf der\r\nGrundlage veröffentlichter Tarife gewährleisten und sicherstellen,\r\ndass die Tarife oder die Methoden zu ihrer Berechnung von\r\nder Regulierungsbehörde vor deren Inkrafttreten genehmigt\r\nwerden und dass die Tarife und – soweit nur die Methoden\r\neiner Genehmigung unterliegen – die Methoden vor ihrem\r\nInkrafttreten veröffentlicht werden. Hinsichtlich der materiellen\r\nMaßstäbe für die Ermittlung der Tarife bzw. der zugrundeliegenden\r\nMethoden sah der damalige Erwägungsgrund 32 –\r\ninsoweit gleichlautend mit Erwägungsgrund 22 der Erdgasbinnenmarktrichtlinie\r\n2003/55/EG – vor, dass die nationalen Regulierungsbehörden\r\nsicherstellen sollten, dass die Tarife für die\r\nFernleitung und Verteilung nichtdiskriminierend und kostenorientiert\r\nsind.\r\nIn Umsetzung der Richtlinie erfolgte dementsprechend keine\r\nAbkehr oder Modifizierung des auf nationaler Ebene im EnWG\r\nimplementierten Entgeltregulierungsregimes. Insbesondere blieb\r\nes im Einklang mit der neuen Erdgasrichtlinie 2009/73/EG dabei,\r\ndass gemäß § 21 Abs.1 EnWG die Bedingungen und Entgelte für\r\nden Netzzugang weiterhin angemessen, diskriminierungsfrei,\r\ntransparent und nicht ungünstiger sein dürfen, als sie von den\r\nBetreibern der Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen\r\nfür Leistungen innerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber\r\nverbundenen oder assoziierten Unternehmen angewendet und\r\ntatsächlich oder kalkulatorisch in Rechnung gestellt werden.\r\nDeutlicher als in der Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG\r\nnormierte Art. 41 Abs. 8 der Erdgasrichtlinie 2009/73/EG allerdings\r\nnunmehr, dass die Regulierungsbehörde bei der Festsetzung\r\noder Genehmigung der Tarife oder Methoden und der\r\nAusgleichsleistungen sicherstellt, dass für die Fernleitungs- und\r\nVerteilerbetreiber angemessene Anreize geschaffen werden, sowohl\r\nkurzfristig als auch langfristig die Effizienz zu steigern.\r\nDiese nunmehr im Richtlinientext selbst normierte Forderung\r\nnach Anreizen zur Effizienzsteigerung bildete die Grundlage für\r\ndie im deutschen Recht umgesetzte Anreizregulierung, die ab\r\n2009 Anwendung fand.\r\nDamit ist auch hinsichtlich der Erdgasbinnenmarktrichtline\r\n2003/55/EG festzuhalten, dass die auch hierin normierte Vorgabe\r\nder Kostenorientierung (weiterhin) dahingehend zu verstehen\r\nwar, dass ein Effizienzkostenmaßstab implementiert\r\nwerden sollte, der dem Ziel des Wettbewerbs Rechnung tragen\r\nsollte.\r\ncc) Umsetzung der Richtlinien 2003/55/EG\r\nund 2009/73/EG im deutschen Recht und hieraus\r\nabgeleiteter Effizienzmaßstab auf nationaler Ebene\r\nIn diesem Sinne hat der nationale Gesetzgeber in den §§ 21, 21a\r\nEnWG das Entgeltregulierungsregime ausgestaltet und materielle\r\nMaßstäbe für die Entgeltbestimmung normiert.64\r\nAufgrund der in den Regelungen enthaltenen zeitlichen Begrenzung\r\nder Erforderlichkeitsbetrachtung einerseits und der\r\nBetrachtung des (fiktiven) Wettbewerbsmarkts einer (lediglich)\r\nsicheren Energieversorgung andererseits wird – von den insoweit\r\nbeschränkten Hinweisen in § 21 Abs. 2 S. 5 und § 1 Abs. 2 S.1\r\nNr.1 EnWG auf die „Kosten eines vorausschauenden Netzausbaus“\r\nabgesehen – der Effizienzmaßstab mithin derzeit dahingehend\r\nverstanden, dass im Rahmen der Erforderlichkeitsprüfung\r\ninsbesondere zukünftige (Netz-) Entwicklungen und damit\r\n16 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n58 Säcker/Meinzenbach (Fn. 15), § 21 EnWG Rn. 9.\r\n59 So die zutreffende und weitgehend übereinstimmende Auffassung in der\r\nLiteratur, vgl. nur Säcker/Meinzenbach (Fn. 15), § 21 EnWG Rn. 10.\r\n60 Siehe Art. 13 Abs. 3 S. 2 der Zugangsrichtlinie 2002/19/EG.\r\n61 Allerdings enthielt Art. 3 Abs. 1 der Fernleitungszugangsverordnung (EG)\r\nNr. 1775/2005 die Vorgabe, dass die von den Regulierungsbehörden\r\ngenehmigten Tarife oder Methoden zu ihrer Berechnung, welche die\r\nFernleitungsnetzbetreiber anwenden, sowie die veröffentlichten Tarife\r\nu. a. die Ist-Kosten widerspiegeln müssen, soweit diese Kosten denen eines\r\n„effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers“ entsprechen.\r\nInsofern war der Kostenmaßstab im Hinblick auf den grenzüberschreitenden\r\nNetzzugang präzisiert.\r\n62 Kühling, N&R 2004, 12, 13; Säcker/Meinzenbach (Fn. 15), § 21 EnWG\r\nRn. 11.\r\n63 Kühling, N&R 2004, 12, 13.\r\n64 Vgl. hierzu die vorstehenden Ausführungen oben, unter 1. a).\r\neinhergehende Investitionserfordernisse im Hinblick auf die\r\nHerstellung von Klimaneutralität, die eine Transformation insbesondere\r\nder Erdgasnetzinfrastruktur erfordert, normativ außer\r\nBetracht bleiben.\r\ndd) Zwischenergebnis\r\nDemzufolge ist als Zwischenergebnis festzuhalten, dass mit den\r\nVorgaben der Kostenorientierung, die in den Vorgängerrichtlinien\r\nzur Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 normiert waren, ein\r\nEffizienzkostenmaßstab implementiert werden sollte, der dem\r\nmaßgeblichen Ziel der damaligen Beschleunigungsrichtlinien,\r\nnämlich der Beschleunigung der Liberalisierung und des Wettbewerbs,\r\nRechnung tragen sollte. In diesem Sinne hat der\r\nnationale Gesetzgeber die Vorgaben der Vorgängerrichtlinien\r\nin das aktuell geltende nationale Recht umgesetzt.\r\nDurch die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 wird der Maßstab der\r\nKostenorientierung insoweit modifiziert, als diese zusätzlich zu\r\ndiesem Maßstab eine Beurteilung der Effizienz von Kosten unter\r\nBerücksichtigung von deren Beitrag für eine Transformationsbzw.\r\neine Systemeffizienz für die Mitgliedstaaten im Zuge der\r\nUmsetzung der Richtlinie vorgibt. Ein insoweit modifizierter\r\nTransformationseffizienzmaßstab würde es damit im Ergebnis\r\nnicht ausschließen, „effiziente“ „H2-Ready“-Kosten für einen\r\nÜbergangszeitraum bis zur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze\r\nauf Wasserstoff regulatorisch als „effiziente“\r\nErdgasverteilernetzkosten behandeln zu können.\r\nc) Transformationseffizienz als materieller Maßstab des\r\nPrinzips der Kostenorientierung im nationalen Recht\r\nWie zuvor herausgearbeitet, gibt die Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 – insoweit abweichend zu den Vorgängerrichtlinien – das\r\nZiel der Transformations- und Systemeffizienz im Hinblick auf\r\nden Übergang zu einem klimaneutralen Energiesystem vor.\r\nDurch diese Zielvorgabe wird ein Maßstab implementiert, der\r\nvom bislang angewandten, primär am Wettbewerbsgedanken\r\norientierten Effizienzkostenmaßstab abweicht bzw. diesen modifiziert.\r\nInsoweit kommen dem nationalen Gesetzgeber bei der\r\nUmsetzung der Richtlinienvorgaben entsprechende Spielräume\r\nzu. Dabei liegt es nahe, dass die Transformationseffizienz im\r\nRahmen der Entgeltregulierung bei der Auslegung des Kriteriums\r\nder Kostenorientierung eine entscheidende Rolle spielen\r\nsollte.\r\nDa der Kostenermittlung nach § 21 Abs. 2 EnWG ein zweistufiger\r\nAnsatz zugrunde liegt, kann der nationale Gesetzgeber in einem\r\nersten Schritt die geltend gemachten Kosten anhand eines\r\ninitialen Kostenabgleichs überprüfen, dessen Ergebnis auf der\r\ngleichen Stufe unter Heranziehung von näher zu definierenden\r\nWesentlichkeitsmerkmalen im Einzelfall zu validieren ist (sogleich,\r\nunter aa)). In einem zweiten Schritt dürfte dies sodann\r\nanhand einer Vergleichsbetrachtung mit strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibern zu verproben sein (unten, unter bb)).\r\naa) Erste Stufe: Feststellung und Prüfung der von den\r\nNetzbetreibern tatsächlich geltend gemachten Kosten\r\nDie Feststellung und Prüfung der von den Netzbetreibern\r\ntatsächlich geltend gemachten Kosten stellt auf einer ersten\r\nStufe den Ausgangspunkt dar.65 Auf dieser Stufe ist der durch die\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 modifizierte Effizienzkostenmaßstab\r\ndergestalt anzuwenden, dass die Kosten im Hinblick auf ihre\r\nErforderlichkeit nicht nur im Zeitpunkt ihrer Genehmigung zu\r\nbetrachten sind, sondern dem Ziel und dem Auftrag der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 entsprechend auch im Hinblick auf\r\neine zukünftige, effiziente Transformation hin zu untersuchen\r\nsind. So verursacht eine Investition in die Erdgasinfrastruktur,\r\ndie heute vorzunehmen ist, zwar geringere Kosten, wenn sie\r\nallein im Hinblick auf die im Genehmigungszeitpunkt relevante\r\nErforderlichkeit für die Leistungsbereitstellung (= sichere Nutzung\r\nder Erdgasnetzinfrastruktur) vorgenommen wird, gegenüber\r\nder Situation, in der die Investition (auch) im Hinblick auf\r\ndie zukünftige Erforderlichkeit für die Leistungsbereitstellung\r\n(= effiziente Transformation der Erdgasnetzinfrastruktur), also\r\n(zusätzlich) als „H2-Ready“-Investition, vorgenommen wird.\r\nAllerdings wird nach dem bisher angewandten Effizienzkostenmaßstab\r\nnicht der Umstand in den Blick genommen, dass bei\r\neiner absehbaren Umstellung von Erdgasinfrastruktur auf Wasserstoff\r\nggf. nur wenige Jahre später wiederum hierfür notwendige\r\nInvestitionen erforderlich werden, deren Kosten dann\r\nggf. bereits für sich genommen, jedenfalls aber zusammen mit\r\nden zuvor aufgewendeten Kosten für die rein erdgasbezogene\r\nInvestition höher wären als die Kosten der (damaligen) „H2-\r\nReady“-Investition. Damit würde sich letztlich eine (zunächst)\r\nvermeintliche Kosteneffizienz im Hinblick auf die Erdgasverteilernetzinfrastruktur\r\nauf der Zeitachse in eine „intertemporale\r\nIneffizienz“ der in eine Wasserstoffverteilernetzinfrastruktur\r\ntransformierten Erdgasverteilernetzinfrastruktur zulasten der\r\nNetznutzer auswirken. Dies stünde dem Ziel und den Vorgaben\r\nder Gasrichtlinie (EU) 2024/1788, die eine Transformations- und\r\nSystemeffizienz normieren, entgegen.\r\nDem durch die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 modifizierten\r\nMaßstab kann auf nationaler Ebene dadurch Rechnung getragen\r\nwerden, dass die Prüfung der Effizienz von Kosten auf der ersten\r\nStufe im Wege eines „Kostenabgleichs“ erfolgt.\r\nIm Rahmen dieses Kostenabgleichs wären folgende Investitionskosten\r\nzu unterscheiden:\r\n1. die Kosten der allein für die Erdgasverteilernetzinfrastruktur\r\n(und damit nach bisherigem Maßstab kosteneffizienten) notwendigen\r\nInvestitionen (nachfolgend: „reine Erdgasverteilernetzinvestition“),\r\n2. spätere, prognostizierte Kosten der für die Transformation\r\nnotwendigen Investitionen bei Umstellung der Erdgasverteilernetzinfrastruktur\r\nauf Wasserstoff, wie diese ohne vorangegangene\r\n„H2-Ready“-Investition erforderlich würden\r\n(nachfolgend: „Wasserstoffumstellungsinvestition“),\r\n3. die zusätzlichen „H2-Ready“-Kosten, die dadurch entstehen,\r\ndass die Investition in die Erdgasverteilernetzinfrastruktur in\r\neiner Art und Weise erfolgt, welche die zukünftige Nutzung\r\ndes betreffenden Wirtschaftsguts auch für Wasserstoff ermöglicht\r\n(„‚H2-Ready‘-Investition“, vgl. bereits die Definition\r\nunter I.).\r\nIm Rahmen eines Kostenabgleichs wird die Summe der Investitionskosten\r\naus den Ziff. 1 und 2, d. h. die Summe der Kosten\r\nzur Realisierung der Wasserstoffumstellung in zwei Schritten,\r\nder Summe der Investitionskosten aus den Ziff. 1 und 3, d. h. der\r\nSumme der Kosten zur Realisierung der Wasserstoffumstellung\r\nin einem Schritt, gegenübergestellt.\r\nDas wird durch nachfolgende Grafik veranschaulicht:\r\nAbbildung 1: Kostenabgleich zur Ermittlung transformationseffizienter\r\nInvestitionen im Erdgasverteilernetz\r\nWenn die Summe aus Ziff. 1 und 3 geringer ist als die Summe aus\r\nZiff. 1 und 2, d. h. wenn die Kosten der reinen Erdgasverteilernetzinvestition\r\nsowie die Kosten der Wasserstoffumstellungsinvestition\r\ndie Kosten der reinen Erdgasverteilernetzinvestition\r\neinschließlich „H2-Ready“-Kosten übersteigt (Szenario 1), zeigt\r\nsich, dass nach dem Transformationseffizienzmaßstab der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 die „H2-Ready“-Kosten als effizient\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 17\r\n65 Vgl. insoweit auch Säcker/Meinzenbach (Fn. 15), § 21 EnWG Rn. 147.\r\neingestuft werden dürften. Gleiches dürfte für den Fall gelten,\r\ndass die Kosten auf der linken und der rechten Seite der\r\nAbbildung 1 gleich hoch sind; denn dann könnte man die\r\nKosten der „H2-Ready“-Investition jedenfalls nicht als ineffizient\r\nbezeichnen (Szenario 2).\r\nAnders wäre dies, wenn die Summe aus Ziff. 1 und 3 größer wäre\r\nals die Summe aus Ziff. 1 und 2, d. h. wenn die Kosten der reinen\r\nErdgasverteilernetzinvestition addiert mit den Kosten der Wasserstoffumstellungsinvestition\r\ngeringer wären als die Kosten der\r\nreinen Erdgasverteilernetzinvestition addiert mit den „H2-Ready“-\r\nKosten (Szenario 3). In diesem Fall dürften auch nach dem\r\nTransformationseffizienzmaßstab der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 die „H2-Ready“-Kosten initial zunächst wohl nicht als\r\neffizient einzustufen sein.\r\nHierbei dürfte allerdings zu beachten sein, dass es sich bei diesem\r\nKostenabgleich um eine erste Näherung im Sinne einer initialen\r\nBeurteilung der Transformationseffizienz handelt („initialer\r\nKostenabgleich“). Der Bundesnetzagentur dürften im Rahmen\r\ndes ihr zustehenden Ermessens insoweit Spielräume zuzugestehen\r\nsein, weitergehende Kriterien für die Beurteilung der\r\nEffizienz heranzuziehen. So wäre insbesondere im vorstehenden\r\nSzenario 3, aber möglicherweise auch im Szenario 2 in Betracht\r\nzu ziehen, zusätzlich ein „Wesentlichkeitskriterium“ einzubeziehen\r\nund zwar dergestalt, dass die Gesamtkosten der reinen\r\nErdgasverteilernetzinvestition und der „H2-Ready“-Investition\r\nnach Ziff. 1 und 3, wenn sie die Summe der Kosten aus den Ziff. 1\r\nund 2 nur um eine näher zu definierende Wesentlichkeitsschwelle,\r\nz. B. 10 %, übersteigen, gleichwohl als effizient eingeordnet\r\nwerden könnten. Für eine solche Wesentlichkeitsbetrachtung\r\nspricht, dass – wie herausgearbeitet – die Transformationseffizienz\r\nnach der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 als deren\r\nHauptziel zu betrachten ist. Damit liegt es nahe, dass zusätzlich\r\nzu einem reinen Kostenabgleich nach vorstehender Abbildung 1\r\nweitere Kriterien in die Bewertung von „H2-Ready“-Investitionen\r\nals effizient einzubeziehen sind.\r\nMögliche Kriterien in diesem Sinne sind der Aspekt der Nachhaltigkeit\r\nbzw. der Ressourcenschonung. Eine reine Erdgasverteilernetzinvestition,\r\nvon der schon jetzt feststeht, dass deren\r\nNutzung aufgrund der erforderlichen Umstellung auf Wasserstoff\r\nin beispielsweise fünf oder zehn Jahren weit hinter den\r\nnormalen Lebenszyklen von vergleichbaren Anlagenteilen zurückbleibt,\r\ndürfte nicht nachhaltig sein, weil im Zweifel neuwertige\r\nAnlagenteile frühzeitig ausgebaut werden müssten und\r\nschlimmstenfalls keiner ressourcenschonenden weiteren Verwertung\r\nzugeführt werden können. Vielmehr würden – sofern der\r\nErdgasverteilernetzbetreiber insofern von einer Verkürzung der\r\nAbschreibungsdauern Gebrauch macht – die Erdgasverteilernetznutzer\r\nin einem hohen Maße mit diesen Kosten belastet,\r\nobwohl absehbar ist, dass das in Rede stehende Wirtschaftsgut in\r\nZukunft nicht weiter verwendet werden würde.\r\nAls weiteres Kriterium kommt die aktuelle und künftige Verfügbarkeit\r\nvon Fachkräften hinzu. Angesichts der sich auch weiter\r\nabzeichnenden personellen Knappheiten, die sich vor allem auch\r\nauf die Ausführung der zur Transformation erforderlichen Fachkräfteleistungen\r\nauswirken, ist es im Sinne einer Schonung von\r\nRessourcen sinnvoller, Kosten für Leistungen von Fachkräften nur\r\neinmal statt zweimal in Anspruch zu nehmen. Vor allem aber ist in\r\ndie Betrachtung das Risiko einzubeziehen, dass sich aufgrund des\r\nFachkräftemangels eine für die Zukunft angestrebte Wasserstoffinvestition\r\nverzögern könnte und (auch) aus diesem Grunde\r\nTransformationsziele verfehlt werden könnten.\r\nGleichfalls dürfte im Rahmen des rein zahlenmäßigen, initialen\r\nKostenabgleichs jedoch auch dem Umstand Rechnung zu tragen\r\nsein, dass Investitionskosten der Zukunft aufgrund von Inflation\r\nusw. regelmäßig höher sein werden, als wenn die Investition\r\nheute vorgenommen würde.\r\nOb die Einbeziehung dieser Kriterien im Wege eines Automatismus\r\nund einer damit starr vorgegebenen Wesentlichkeitsschwelle\r\noder aber im Wege einer Einzelfallbetrachtung erfolgen\r\nsollte, bliebe zu diskutieren. Normativ dürfte dies dem Ausgestaltungsermessen\r\nder Bundesnetzagentur unterfallen.\r\nbb) Zweite Stufe: Methoden, mit denen die Bundesnetzagentur\r\nden effizienten Kostenansatz „verproben“ könnte\r\nVon dem auf der ersten Stufe anzulegenden Effizienzkostenmaßstab\r\nzu unterscheiden sind die in einer zweiten Stufe anzuwendenden\r\nMethoden, mit denen die Bundesnetzagentur den effizienten\r\nKostenansatz „verproben“ könnte.\r\nInsoweit gibt die in § 21 Abs. 2 S.1 EnWG angelegte Bezugnahme\r\nauf den „strukturell vergleichbaren Netzbetreiber“ einen\r\nAnhaltspunkt, dass in einem zweiten Schritt eine Überprüfung\r\nder Kosten anhand von Vergleichsunternehmen zu erfolgen\r\nhaben dürfte. Die im Ergebnis von Stufe 1 zunächst als effizient\r\neingestuften Kosten dürften auf der zweiten Stufe einer Vergleichsbetrachtung\r\nstandhalten müssen und einer – ggf. erforderlichen\r\n– Korrektur auf ein „effizientes Maß“ zugänglich sein.\r\nDies entspräche jedenfalls dem im derzeit gültigen Erdgasregulierungsregime\r\nangelegten System und dürfte im Ausgangspunkt\r\nauch unter Anwendung des nach der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 modifizierten Effizienzmaßstabs gelten. Im bisherigen\r\nSystem der Anreizregulierung für (Strom- und) Gasverteilernetzbetreiber\r\nerfolgt dies im Wege eines methodisch aufwändigen\r\nund anspruchsvollen Effizienzvergleichs, bei dem ökonometrische\r\nund statistische Vergleichsanalysen zur Anwendung\r\ngelangen. Fraglich ist, inwieweit ein derartiger methodisch\r\n„strenger“ Effizienzvergleich nach dem bisherigen Vorbild in\r\neinem hochlaufenden Markt sinnvoll uneingeschränkt zur Anwendung\r\nkommen kann. So müsste insoweit berücksichtigt\r\nwerden, dass eine Vergleichsbetrachtung in einem hochlaufenden\r\nMarkt per se mit erheblichen Unsicherheiten behaftet ist,\r\nweil der Wasserstoffhochlauf mit einem Rücklauf des Erdgasmarkts\r\neinhergeht und sich diese gegenläufige Entwicklung in\r\nden Erdgasverteilernetzen sehr unterschiedlich auswirken wird,\r\nmithin die Versorgungsaufgaben der betrachteten Unternehmen\r\näußerst heterogen sein dürften. Sinnvolle Ergebnisse lassen sich\r\njedoch mit den derzeit zur Anwendung kommenden „Benchmarking“-\r\nMethoden nur erzielen, wenn die Vergleichbarkeit der\r\nin die Betrachtung einbezogenen Unternehmen sichergestellt ist.\r\nEs dürften dabei insbesondere nicht Erdgasverteilernetzbetreiber,\r\nderen Erdgasinfrastruktur absehbar vollständig stillgelegt\r\nwerden wird, mit Erdgasverteilernetzbetreibern verglichen werden,\r\ndie Teile ihrer Erdgasverteilernetzinfrastruktur umstellen\r\nwerden.\r\nIn Bezug auf die hier in Rede stehende Frage der Betrachtung\r\n„strukturell vergleichbarer Netzbetreiber“ wird es entscheidend\r\ndarauf ankommen, sachgerechte Kriterien für die Vergleichbarkeit\r\nzu definieren, die (weitgehend) auf exogenen Umständen\r\nberuhen. Inwieweit dies praktisch möglich ist, bedürfte einer\r\nvertieften Prüfung durch die Regulierungsbehörde und ist nicht\r\nGegenstand dieser Untersuchung. Jedenfalls zu berücksichtigen\r\nsein dürften jedoch die sich aus der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nergebenden Grundsätze „Umstellung vor Neubau“ sowie Konsistenz\r\nmit der kommunalen Wärmeplanung.\r\ncc) Zwischenergebnis\r\nDamit ist festzuhalten, dass es ein wie dargestellt modifizierter\r\nTransformationseffizienzmaßstab im Ergebnis nahelegt, „effiziente“\r\n„H2-Ready“-Kosten für einen Übergangszeitraum bis zur\r\nendgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff\r\nregulatorisch als „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten\r\nbehandeln zu können. Dabei müsste auf nationaler Ebene nicht\r\nvon dem auch bisher angewandten zweistufigen Vorgehen\r\nabgerückt werden. Vielmehr wären innerhalb der bestehenden\r\nSystematik die materiellen Maßstäbe (im Hinblick auf das\r\nEffizienzkriterium) neu bzw. abweichend vom bisherigen Vorgehen\r\nzu definieren. In diesem Zusammenhang sei angemerkt,\r\ndass der nationale Gesetzgeber aufgrund der notwendig zu\r\ngewährleistenden Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden\r\n(Art. 76 Abs. 4 der Gasrichtlinie [EU] 2024/1788) insoweit keine\r\nweitreichenden normativen Vorgaben machen kann; die\r\n18 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\nkonkrete Ausgestaltung der Umsetzung obliegt der Bundesnetzagentur.\r\nd) Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nWie dargestellt lässt die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 im Ergebnis\r\nder Begutachtung aufgrund des Transformationseffizienzmaßstabs\r\nein nationales Regulierungsregime zu, wonach es nicht\r\nper se ausgeschlossen ist, „effiziente“ „H2-Ready“-Kosten für\r\neinen Übergangszeitraum bis zur endgültigen Umstellung der\r\nErdgasverteilernetze auf Wasserstoff regulatorisch als „effiziente“\r\nErdgasverteilernetzkosten behandeln zu können. Fraglich ist,\r\nob diesem Ergebnis insbesondere Art. 5 der – unmittelbar im\r\nnationalen Recht anwendbaren – Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 (sogleich, unter aa)) oder sonstige Vorschriften der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 (unten, unter bb)) entgegenstehen.\r\naa) Art. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nFraglich ist, ob die regulatorische Einordnung von effizienten\r\n„H2-Ready“-Kosten als Kosten des Erdgasverteilernetzes einen\r\nunzulässigen „Finanztransfer“ i. S. v. Art. 5 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 darstellt, der nur – was sodann zu prüfen wäre –\r\nunter den engen Voraussetzungen von Art. 5 Abs. 4 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 zulässig wäre. Dies wäre dann der Fall,\r\nwenn die „H2-Ready“-Kosten regulatorisch dem Wasserstoffanlagevermögen\r\nzuzuordnen wären, mit dem „regulierte Dienstleistungen“\r\nim Bereich Wasserstoff erbracht würden.\r\nNach Art. 5 Abs. 1 S.1 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 hat\r\nein Fernleitungs- oder Verteilernetzbetreiber oder ein Wasserstoffnetzbetreiber\r\ndie Vorschriften für die Entflechtung der\r\nRechnungslegung gemäß Art. 75 der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 und Art. 56 der Elektrizitätsrichtlinie (EU) 2019/944 einzuhalten\r\nund sein reguliertes Anlagevermögen nach Erdgas,\r\nWasserstoff oder Strom zu trennen, wenn dieser Betreiber\r\nregulierte Dienstleistungen erbringt. Die Zielsetzung dieser\r\nTrennung des Anlagevermögens wird in Art. 5 Abs.1 S. 2 der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 normiert. So soll zum einen\r\nsichergestellt werden, dass Erlöse, die durch die Erbringung\r\nbestimmter regulierter Dienstleistungen erzielt wurden, nur\r\ngenutzt werden können, um die Kapital- und Betriebskosten\r\nzu decken, die mit Vermögenswerten verbunden sind, die Teil des\r\nregulierten Anlagevermögens sind, mit dem die regulierten\r\nDienstleistungen erbracht wurden. Zum anderen soll sichergestellt\r\nwerden, dass, wenn Vermögenswerte auf ein anderes\r\nreguliertes Anlagevermögen übertragen werden, ihr Wert ermittelt\r\nwird, und zwar auf der Grundlage einer Prüfung und\r\nGenehmigung durch die Regulierungsbehörde und auf eine\r\nsolche Weise, dass keine Quersubventionen erfolgen.\r\nDarüber hinaus gibt Art. 5 Abs. 2 der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 vor, dass ein Mitgliedstaat keine Finanztransfers zwischen\r\nden gemäß Abs. 1 getrennten regulierten Dienstleistungen gestattet,\r\nwobei hiervon Ausnahmen nach Maßgabe von Art. 5\r\nAbs. 4 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 zulässig sind.\r\nZu prüfen ist, ob diese Vorgabe einem nationalen, nach der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 zulässigen Regulierungsregime\r\nentgegenstünde, wonach effiziente „H2-Ready“-Kosten regulatorisch\r\nals Kosten des Erdgasverteilernetzes anzuerkennen sind,\r\nbzw. ob auch in diesem Fall eine Trennung des Anlagevermögens\r\nim Hinblick auf das „‚H2-Ready‘-Anlagevermögen“ vorzunehmen\r\nund damit einhergehend ein Verbot von Finanztransfers zu\r\nbeachten wäre.\r\nDer Begriff „reguliertes Anlagevermögen“ wird in Art. 2 Nr.1 der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 definiert. Hiernach ist reguliertes\r\nAnlagevermögen „das Netzanlagevermögen eines Fernleitungsnetzbetreibers,\r\nVerteilernetzbetreibers, Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers\r\noder Wasserstoffverteilernetzbetreibers, das\r\ndie für die Erbringung regulierter Netzdienstleistungen genutzten\r\nNetzbetriebsmittel umfasst, die bei der Berechnung der\r\nnetzbezogenen Dienstleistungserlöse berücksichtigt werden“.\r\nDie Definition stellt damit maßgeblich auf die genutzten Netzbetriebsmittel\r\nab, die bei der Ermittlung der netzbezogenen\r\nDienstleistungserlöse berücksichtigt werden, mithin auf die\r\nBetriebsmittel (bzw. deren Kosten), die in die Berechnung der\r\nNetzentgelte eingestellt werden.\r\nWie oben (unter a) und c)) ausgeführt, ist es nach der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 infolge des dort normierten Transformationseffizienzmaßstabs\r\nzulässig, Kosten von „H2-Ready“-Investitionen\r\nregulatorisch als effiziente Kosten des Erdgasverteilernetzes\r\nzu berücksichtigen, um eine effiziente Transformation zu\r\ngewährleisten. Sofern „H2-Ready“-Kosten demnach zulässigerweise\r\nals Kosten der im Erdgasverteilernetz genutzten Betriebsmittel\r\neinzuordnen sind, werden diese folglich auch bei der\r\nBerechnung der Netzentgelte berücksichtigt. Demzufolge sind\r\n„H2-Ready“-Kosten in diesem Fall dem regulierten Anlagevermögen\r\nder Sparte „Erdgas“ zuzuordnen, so dass per se schon kein\r\nFinanztransfer zwischen der regulierten Dienstleistung „Erdgasverteilung“\r\nund der regulierten Dienstleistung „Wasserstoffverteilung“\r\nstattfindet.\r\nDamit bleibt festzuhalten, dass Art. 5 Abs.1 und 2 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 einer regulatorischen Einordnung von\r\neffizienten „H2-Ready“-Kosten als Kosten des Erdgasverteilernetzes\r\nnicht entgegenstehen bzw. dies keinen nach Art. 5 Abs. 2\r\nder Gasverordnung (EU) 2024/1789 unzulässigen Finanztransfer\r\ndarstellen würde.\r\nbb) Weitere Vorgaben der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nDas oben formulierte Ergebnis, wonach effiziente „H2-Ready“-\r\nKosten jedenfalls für eine Übergangsphase als Kosten des Erdgasverteilernetzes\r\nanzusehen sind, steht auch nicht im Widerspruch\r\nzu sonstigen Vorgaben der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789. Im Gegenteil, so heißt es beispielsweise in Erwägungsgrund\r\n4 der Verordnung ausdrücklich:\r\n„Das wichtigste Ziel der vorliegenden Verordnung besteht\r\ndarin, diesen Übergang zur Klimaneutralität zu ermöglichen\r\nund zu erleichtern, indem für den Ausbau eines\r\nWasserstoffmarkts und eines effizienten Erdgasmarkts\r\ngesorgt wird.“\r\nDanach ist es das wichtigste Ziel der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 (im Einklang mit der Gasrichtlinie [EU] 2024/1788), den\r\nÜbergang zur Klimaneutralität zu ermöglichen und zu erleichtern.\r\nGerade dies wird aber offensichtlich gefördert, wenn\r\n„H2-Ready“-Kosten in dem oben herausgearbeiteten Umfang\r\nanerkannt werden. In eine ähnliche Richtung weist Erwägungsgrund\r\n5:\r\n„Diese Verordnung zielt darauf ab, die Nutzung von\r\nerneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas und Wasserstoff\r\nim Energiesystem zu erleichtern, um die Abkehr\r\nvon fossilem Gas zu ermöglichen, und die Voraussetzungen\r\ndafür zu schaffen, dass erneuerbares Gas und kohlenstoffarmes\r\nGas sowie Wasserstoff bei der Verwirklichung\r\nder Klimaziele der Union für 2030 und der Klimaneutralität\r\nbis 2050 einen wichtigen Beitrag leisten können.\r\nEin weiteres Ziel der vorliegenden Verordnung besteht\r\ndarin, einen Regulierungsrahmen zu schaffen, der allen\r\nMarktteilnehmern die Möglichkeit sowie Anreize dafür\r\nbietet, eine Abkehr von fossilem Gas zu vollziehen und\r\nihre Tätigkeiten entsprechend zu planen, um Lock-in-\r\nEffekte zu vermeiden, sowie für eine schrittweise und\r\nrechtzeitige Abkehr von der Nutzung fossiler Gase zu\r\nsorgen, insbesondere in allen relevanten Industriesektoren\r\nund bei der Wärmeversorgung.“\r\nHier wird sogar betont, dass der regulatorische Rahmen Anreize\r\ndafür bieten muss, eine Abkehr von fossilem Gas zu vollziehen\r\nund Tätigkeiten entsprechend zu planen, um Einsperrungs- bzw.\r\n„Lock-in“-Effekte zu vermeiden. Auch dies spricht dafür, die\r\nangesprochenen „H2-Ready“-Kosten im Rahmen der Erdgasregulierung\r\nanzuerkennen. Denn dadurch wird die Abkehr von\r\nfossilem Gas beschleunigt.\r\nAuch Erwägungsgrund 9 der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nsteht diesem Ergebnis nicht entgegen. Hiernach müssen die\r\nKriterien für die Festlegung der Netzentgelte für den Netzzugang\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 19\r\nangegeben werden, um sicherzustellen, dass sie dem Grundsatz\r\nder Nichtdiskriminierung und den Erfordernissen eines ordnungsgemäß\r\nfunktionierenden Binnenmarkts vollständig entsprechen,\r\ndie erforderliche Netzintegrität in vollem Umfang\r\nberücksichtigen und die Ist-Kosten widerspiegeln, soweit diese\r\nKosten denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers entsprechen, transparent sind und gleichzeitig die\r\nangemessene Investitionsrendite umfassen, und die Integration\r\nvon erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas ermöglichen.\r\nSoweit Erwägungsgrund 9 auf die Kosten eines „effizienten und\r\nstrukturell vergleichbaren Netzbetreibers“ abstellt, ist festzuhalten,\r\ndass dies jedenfalls nicht gegen die Berücksichtigung des\r\nMaßstabs der Transformationseffizienz spricht. Vielmehr gibt es\r\nhierzu gar keine Aussage in diesem Erwägungsgrund.\r\nSelbst wenn man die Anerkennung von „H2-Ready“-Kosten im\r\nRahmen der Erdgasregulierung als Quersubvention ansehen\r\nwürde, so bringt die Gasverordnung (EU) 2024/1789 in Erwägungsgrund\r\n10 zum Ausdruck, dass dies unter bestimmten\r\nVoraussetzungen zulässig und sogar gewünscht sein könnte,\r\num die Dekarbonisierungsziele der Union zu erreichen:\r\n„Im Allgemeinen ist es am effizientesten, Infrastrukturen\r\nüber Erlöse zu finanzieren, die bei den Nutzern der\r\njeweiligen Infrastruktur erzielt werden, und Quersubventionen\r\nzu vermeiden. Darüber hinaus wären Quersubventionen\r\nbei regulierten Vermögenswerten nicht mit dem\r\nallgemeinen Grundsatz kostenorientierter Netzentgelte\r\nvereinbar. In Ausnahmesituationen könnten Quersubventionen\r\njedoch zu gesellschaftlichen Vorteilen führen, insbesondere\r\nin den frühen Phasen der Netzentwicklung, in\r\ndenen im Vergleich zur technischen Kapazität nur wenig\r\nKapazität gebucht wird und bedeutende Unsicherheit\r\nhinsichtlich des Zeitpunkts herrscht, zu dem sich die\r\nKapazitätsnachfrage einstellen wird. Quersubventionen\r\nkönnten daher dazu beitragen, für angemessene und\r\nvorhersehbare Netzentgelte für die ersten Netznutzer zu\r\nsorgen und die Risiken von Investitionen von Netzbetreibern\r\nzu verringern, wodurch sie zu einem Investitionsklima\r\nbeitragen könnten, das die Dekarbonisierungsziele der\r\nUnion unterstützt.“\r\nDiese gesellschaftlichen Vorteile sind hier unter mehreren Gesichtspunkten\r\ngegeben. So führt die regulatorische Anerkennung\r\nvon „H2-Ready“-Investitionen in dem hier vorgeschlagenen\r\nUmfang volkswirtschaftlich betrachtet gerade zu geringeren\r\nKosten. Zudem werden die Wasserstoffentgelte für die ersten\r\nNetznutzer dadurch geringer ausfallen und die Investitionsrisiken\r\nvon Netzbetreibern verringert. Schließlich werden die\r\nDekarbonisierungsziele der Union unterstützt.\r\nAbschließend ist noch auf Art.17 der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 einzugehen. Danach müssen die von den Regulierungsbehörden\r\ngemäß Art. 78 Abs. 7 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\ngenehmigten Netzentgelte oder Methoden zu ihrer Berechnung,\r\nwelche die Fernleitungsnetzbetreiber anwenden, sowie die gemäß\r\nArt. 31 Abs. 1 der genannten Richtlinie veröffentlichten\r\nNetzentgelte transparent sein, der Notwendigkeit der Netzintegrität\r\nund deren Verbesserung Rechnung tragen und die Ist-\r\nKosten widerspiegeln, soweit diese Kosten denen eines effizienten\r\nund strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen,\r\ntransparent sind und gleichzeitig eine angemessene Investitionsrendite\r\numfassen. Diese Norm betrifft zum einen nur Fernleitungsnetzbetreiber;\r\nzum anderen wird die hier vertretene Auslegung\r\ndes Maßstabs einer Transformationseffizienz durch diese\r\nFormulierung nicht berührt.\r\ne) Zwischenergebnis\r\nFestzuhalten ist nach alldem, dass das Gaspaket insbesondere\r\nabweichend von den früheren Gasrichtlinien der EU einen Transformationseffizienzmaßstab\r\nvorsieht, der es im Ergebnis nicht per\r\nse ausschließen würde, „effiziente“ „H2-Ready“-Kosten für einen\r\nÜbergangszeitraum bis zur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze\r\nauf Wasserstoff regulatorisch als „effiziente“\r\nErdgasverteilernetzkosten behandeln zu können. Ein solcher neuer\r\nEffizienzmaßstab könnte – um dem Richtlinienauftrag der Umsetzung\r\ndieses modifizierten Effizienzmaßstabs nachzukommen –\r\nin das nationale Recht implementiert werden.\r\n3. Umsetzung des neuen regulatorischen Effizienzmaßstabs\r\nfür „H2-Ready“-Investitionen\r\nMit Blick auf „H2-Ready“-Maßnahmen wurde herausgearbeitet,\r\ndass der veränderte Effizienzmaßstab die wohl wichtigste Neuerung\r\nist. Insoweit stellt sich vor dem Hintergrund der durchgeführten\r\nBestandsaufnahme die Frage, welche Modifikationen\r\ndes bestehenden nationalen Rechtsrahmens durchgeführt werden\r\nmüssten, um diesen Maßstab normativ zu verankern.\r\nIm Rahmen der Untersuchung wurde herausgearbeitet, dass nach\r\n§ 21 Abs.1 EnWG die Entgelte für den Netzzugang angemessen,\r\ndiskriminierungsfrei und transparent sein sowie dem Grundsatz\r\n„extern wie intern“ entsprechen müssen. Die Entgelte werden nach\r\n§ 21 Abs. 2 S.1 EnWG auf der Grundlage der Kosten einer\r\nBetriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung\r\nvon Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung\r\nund einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepasstenVerzinsung\r\ndes eingesetzten Kapitals gebildet.Gemäß § 21\r\nAbs. 2 S. 3 EnWG dürfen im Rahmen einer kostenorientierten\r\nEntgeltbildung Kosten und Kostenbestandteile, die sich ihrem\r\nUmfang nach im Wettbewerb nicht einstellen würden, nicht\r\nberücksichtigt werden (Prinzip des sog. „Als-ob-Wettbewerbs“).\r\nDiese Regelungen des EnWG im Hinblick auf die Entgeltbildung\r\nmüssten zur Umsetzung des in der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nvorgegebenen Transformationseffizienzmaßstabs nicht vollständig\r\ngestrichen oder ersetzt werden. Dies gilt umso mehr, als die\r\nVorgaben des EnWG für Elektrizitäts- und Erdgasnetzbetreiber\r\n(und über § 28o EnWG für Wasserstoffnetzbetreiber) gleichermaßen\r\ngelten.\r\nVielmehr dürfte es auch unter Anlegung eines modifizierten\r\nEffizienzkostenmaßstabs grundsätzlich dabei bleiben, dass – im\r\nEinklang mit dem Wortlaut der unionsrechtlichen Vorgaben –\r\nallgemein (nur) die Kosten des „effizienten und strukturell\r\nvergleichbaren Netzbetreibers“ berücksichtigungsfähig sind. Dabei\r\ngilt es allerdings, im nationalen Rechtsrahmen sicherzustellen,\r\ndass an das Kriterium des „effizienten und strukturell\r\nvergleichbaren Netzbetreibers“ im Erdgasverteilernetzbereich\r\nzukünftig ein insbesondere vom Elektrizitätsverteilernetzbereich\r\nabweichender materieller Maßstab anzulegen ist. Dies sollte im\r\nnationalen Recht normativ verankert werden, wobei zugleich\r\nsicherzustellen ist, dass die Unabhängigkeit der Bundesnetzagentur\r\nhierdurch nicht unzulässig eingeschränkt wird. Insoweit\r\nkönnte beispielsweise in § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG ergänzt werden,\r\ndass bei der Bildung von Entgelten der Erdgasverteilernetzbetreiber\r\ndas Erfordernis einer effizienten Transformation der\r\nErdgasverteilernetzinfrastruktur hin zu einer Wasserstoffnetzinfrastruktur\r\nberücksichtigt werden soll. Darüber hinaus könnte\r\nauch im Katalog des § 1 Abs. 2 EnWG die Transformationseffizienz\r\nals Zielbestimmung explizit genannt werden.\r\n4. Regulatorische Vorgaben des EU-Gaspakets\r\nhinsichtlich des Umgangs mit Kosten aus\r\nNeubaumaßnahmen von Wasserstoffleitungen\r\nFraglich ist weiter, ob und, wenn ja, inwieweit der EU-Rechtsrahmen\r\nauch eine Abbildung von Kosten aus Neubaumaßnahmen\r\nvon Wasserstoffleitungen über das Erdgasregulierungsregime\r\nzulässt. Dabei ist in den Blick zu nehmen, welchen\r\nRegulierungsrahmen das vorhandene nationale Recht und das\r\nEU-Gaspaket für die Refinanzierung von Kosten für Investitionen\r\nin Wasserstoffneubaumaßnahmen enthalten.\r\nWie oben (unter 1.) dargestellt, sieht das bestehende nationale\r\nRegulierungsregime jedenfalls in Bezug auf das Wasserstoffkernnetz,\r\naber auch in Bezug auf die Wasserstoffverteilernetzebene,\r\n20 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\nmit den einschlägigen Regelungen desEnWG, der WasserstoffNEV\r\nund den Festlegungen der Bundesnetzagentur einen initialen\r\nregulatorischen Rahmen vor. Dieser Rahmen bezieht sich im\r\nGrundsatz auf ein System, in dem eine Refinanzierung über die\r\nErhebung von Entgelten von Netznutzern erfolgt (so ausdrücklich\r\n§ 28r Abs.1 S.1 EnWG) bzw., sofern dies wie beim Kernnetz\r\ninsbesondere während der Errichtungsphase wegen des Fehlens\r\nvon Netznutzern noch nicht möglich ist, über die Einführung eines\r\nintertemporalen Kostenallokationsmechanismus und (Zuschuss-)\r\nZahlungen einer kontoführenden Stelle, die letztlich durch eine\r\nGarantie des Bundes abgesichert sind.\r\nAuf Verteilernetzebene ist ebenfalls davon auszugehen, dass es\r\nzu Beginn der Errichtung von Wasserstoffverteilernetzen zwar\r\nerhebliche Kosten geben wird, im Zeitpunkt der Vornahme der\r\nInvestition – und damit bei Entstehung der Kosten – jedoch noch\r\nkeine Wasserstoffkunden bzw. Netznutzer physisch an das noch\r\nin der Errichtung begriffene Netz angeschlossen sind. Folglich\r\nkönnen Entgelte, die zur Finanzierung der (Errichtungs-) Kosten\r\nvon Wasserstoffneubaumaßnahmen beitragen, tatsächlich noch\r\nnicht vereinnahmt werden. Auch wenn ab einem bestimmten\r\nZeitpunkt erste Wasserstoffnetzkunden nach und nach an das\r\nneu errichtete Wasserstoffnetz angeschlossen werden, dürfte es\r\nfür einen bestimmten Zeitraum (noch) nicht möglich sein, von\r\ndiesen wenigen Kunden ein die tatsächlichen Errichtungskosten\r\numfassendes und zugleich für die Finanzierung tragfähiges\r\nNetzentgelt zu erheben.\r\nFraglich ist vor diesem Hintergrund, wie Kosten für Wasserstoffneubaumaßnahmen\r\nin der zuvor skizzierten Fallkonstellation\r\nregulatorisch abgebildet bzw. „refinanziert“ werden können.\r\nHierfür kann zunächst der bestehende Wasserstoffregulierungsrahmen\r\nerste Anhaltspunkte geben. Der Fokus wird aber wie bei\r\nden „H2-Ready“-Maßnahmen auf die Prüfung zu legen sein, ob\r\nund, wenn ja, inwieweit Kosten für Wasserstoffneubauinvestitionen66\r\n– ggf. nur in einer Übergangsphase – bis zu dem\r\nZeitpunkt, zu dem diese Kosten in Entgelte für Wasserstoffnetzkunden\r\neingestellt werden können, über das Erdgasregulierungsregime\r\nabgebildet werden können.\r\nDarüber hinaus ist auch auf der Wasserstoffverteilernetzebene\r\njedenfalls grundsätzlich die Implementierung eines intertemporalen\r\nKostenallokationsmechanismus denkbar – und wäre rechtlich\r\nauch zulässig (vgl. Art. 5 Abs. 3 der Gasverordnung [EU]\r\n2024/1789). Allerdings erscheint eine Übertragung des für das\r\nKernnetz implementierten Finanzierungsmechanismus aus § 28r\r\nund § 28s EnWG auf die kommunal geprägte Verteilernetzebene\r\nschon aus praktischen Gründen wegen der großen Anzahl an\r\nGasverteilernetzbetreibern nur mit großem Aufwand möglich.\r\nIm Übrigen werden kommunale Entscheidungsträger einem sog.\r\nSelbstbehalt, wie er im Bereich des Kernnetzes auf nationaler\r\nEbene vorgesehen ist (vgl. § 28s Abs. 3 EnWG),67 angesichts der\r\nSituation kommunaler Haushalte vermutlich kaum zustimmen\r\nkönnen. Ein intertemporaler Kostenallokationsmechanismus\r\nmüsste vor diesem Hintergrund wohl ohne Selbstbehalt ausgestaltet\r\nwerden und wäre auch dann mit Schwierigkeiten in der\r\npraktischen Umsetzung verbunden. Vor diesem Hintergrund\r\ndürfte die Finanzierung über andere Optionen zwangsläufig in\r\nden Vordergrund treten müssen.\r\nFür die nachstehende Prüfung bedeutet dies Folgendes:\r\nDa sich Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen, wie oben\r\n(unter 1.) herausgearbeitet, in Bezug auf Wasserstoffneubaumaßnahmen\r\n– ungeachtet der Frage einer durch den nationalen\r\nGesetzgeber und die Bundesnetzagentur ggf. vorzunehmenden\r\nÜbertragung des für das Wasserstoffkernnetz bereits weitgehend\r\nvorgegebenen Regulierungsregimes auf die Wasserstoffverteilernetzebene68\r\n– nach § 28j Abs. 3 EnWG schon heute durch\r\nErklärung eines „Opt-in“69 den Vorgaben der WasserstoffNEV\r\nunterwerfen könnten, soll in einem ersten Schritt untersucht\r\nwerden, welche Mechanismen das EnWG und die Wasserstoff-\r\nNEV für die Situation vorsehen, dass Kosten für die Errichtung\r\neines Wasserstoffverteilernetzes anfallen, aber noch keine\r\nphysisch an das Wasserstoffnetz angeschlossenen Netznutzer\r\nvorhanden sind, auf die diese Kosten umgelegt werden können\r\n(sogleich, unter a)).\r\nSelbst wenn Kosten von Wasserstoffneubaumaßnahmen für\r\neinen bestimmten Zeitraum über das Wasserstoffregulierungsregime\r\nnach den vorhandenen Regelungen für Wasserstoffnetze\r\nabgebildet werden können, so wird ein daraus resultierendes\r\nWasserstoffnetzentgelt für zukünftige Wasserstoffkunden in\r\nvielen Fällen absehbar so hoch sein, dass es für diese Kunden\r\nals nicht tragfähig zu betrachten sein dürfte. Für diese Fälle ist in\r\neinem zweiten Schritt der Frage nachzugehen, welche alternativen\r\nRefinanzierungsmöglichkeiten den Netzbetreibern zur\r\nVerfügung stehen. Zu prüfen wäre auch hier eine (zumindest\r\nübergangsweise) Abbildung von Investitionskosten über das\r\nErdgasregulierungsregime (unten, unter b)).\r\na) Abbildung von Kosten für Wasserstoffneubaumaßnahmen\r\nüber das bestehende Wasserstoffregulierungsregime\r\nAusgangspunkt für die Frage, wie mit Kosten für die Errichtung\r\nvon Wasserstoffneubaumaßnahmen umzugehen ist, solange\r\nnoch keine physisch an das Netz angeschlossenen Netznutzer\r\nvorhanden sind, die diese Kosten über die Zahlung von Entgelten\r\nfinanzieren können, ist § 28o Abs. 1 S. 3 EnWG.70 Kosten werden\r\nnach § 28o Abs.1 S. 3 EnWG jährlich anhand der zu erwartenden\r\nKosten für das folgende Kalenderjahr sowie der Differenz\r\nzwischen den erzielten Erlösen und den tatsächlichen Kosten\r\naus Vorjahren ermittelt und über Entgelte erlöst. Demnach sieht\r\n§ 28o EnWG die Bildung von prognosebasierten Entgelten mit\r\neinem sich in den Folgejahren anschließenden Ausgleich von\r\nDifferenzen zwischen Kosten und Erlösen vor. Ferner sieht § 28o\r\nAbs.1 S. 5 EnWG eine Festlegung oder Genehmigung dieser\r\nKosten durch die Bundesnetzagentur vor.\r\n§ 6 Abs. 1 S. 2 WasserstoffNEV bestimmt im Einklang mit § 28o\r\nAbs.1 S. 3 EnWG, dass zur Bestimmung der zu erwartenden\r\nKosten für das folgende Kalenderjahr eine bestmögliche Abschätzung\r\nvorzunehmen ist. Der erforderliche Plan-Ist-Kosten-\r\nAbgleich ist in § 14 WasserstoffNEV geregelt. Nach § 14 Abs. 1\r\nS.1 WasserstoffNEV ist der Betreiber eines Wasserstoffnetzes\r\nverpflichtet, nach Abschluss des Kalenderjahrs (Kalkulationsperiode)\r\ndie Differenz zwischen den in dieser Kalkulationsperiode\r\naus Netzentgelten erzielten Erlösen (Nr. 1) und den für\r\ndiese Kalkulationsperiode genehmigten Netzkosten (Nr. 2) zu\r\nermitteln. Die ermittelte und verzinste Differenz des letzten\r\nabgeschlossenen Kalenderjahrs wird annuitätisch über bis zu\r\nzehn Kalenderjahre, die auf die jeweilige Kalkulationsperiode\r\nfolgen, durch Zu- und Abschläge auf die Netzkosten verteilt\r\n(§ 14 Abs.1 S. 6 WasserstoffNEV). Das bedeutet, dass einWasserstoffnetzbetreiber,\r\nsofern er der WasserstoffNEV unterfällt,\r\n(tatsächliche) Kosten, die er in einem Jahr nicht erlösen kann,\r\nin Zukunft durch eine Erhöhung der Netzentgelte erlösen kann.\r\nErgänzend sei noch ein Gedanke der Bundesnetzagentur aus der\r\nWANDA-Festlegung aufgegriffen: Vorlaufkosten können danach\r\n– soweit betriebsnotwendig – im Rahmen der jeweils ersten\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 21\r\n66 „Wasserstoffneubauinvestitionen“ bezeichnen im Rahmen dieser Untersuchung\r\nInvestitionen in reine Wasserstoffverteilernetze, die für die\r\nErdgasverteilernetze nicht betriebsnotwendig sind und demnach allein\r\nden Nutzern der Wasserstoffinfrastruktur zugutekommen. Die im Nachfolgenden\r\nverwendete Begrifflichkeit „Wasserstoffneubaukosten“ bezieht\r\nsich auf die Kosten dieser Wasserstoffneubauinvestition.\r\n67 Art. 5 Abs. 3 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 lässt staatliche Garantien\r\nnur vorbehaltlich des Einklangs mit EU-Beihilferecht zu. Inwieweit eine\r\nstaatliche Garantie für einen intertemporalen Finanzierungsmechanismus\r\nauf Verteilernetzebene ausgestaltet werden könnte und ob diese wiederum\r\nbeihilferechtlich einen Selbstbehalt erfordern würde, ist nicht\r\nGegenstand dieser Untersuchung.\r\n68 Vgl. dazu die Ausführungen oben, unter 1. Fragen der konkreten\r\nÜbertragung des vorhandenen Rechtsrahmens auf die Verteilernetzebene\r\nsind nicht vom Gegenstand dieser Untersuchung umfasst.\r\n69 In Zukunft dürfte davon auszugehen sein, dass der rechtliche Rahmen\r\nnicht zuletzt infolge der Umsetzung der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 eine\r\nverpflichtende Regulierung vorsieht.\r\n70 Vgl. hierzu bereits oben, unter 1.\r\nKostengenehmigung auch für alle vorherigen Kalenderjahre\r\ngeltend gemacht werden.\r\nDies bedeutet (beispielsweise) für die Errichtung einer neuen\r\nWasserstoffleitung Folgendes:\r\nEs wird unterstellt, dass für die Errichtung dieser Leitung ab\r\nJanuar 2025 Kosten anfallen und die ersten Kunden die Leitung\r\nab dem 1. Januar 2029 nutzen können und ab diesem Zeitpunkt\r\nauch Netzentgelte bezahlen. Der Wasserstoffverteilernetzbetreiber,\r\nder die entsprechende Wasserstoffleitung errichtet, würde –\r\nwenn man dieses System auf ihn übertragen würde – zunächst\r\nalle Vorlaufkosten vor dem 1. Januar 2025 (z. B. Planung,\r\nPersonalaufwand) sowie alle nach der WasserstoffNEV relevanten\r\nKosten der Jahre 2025 bis 2028 (insbesondere Kapitalkosten,\r\nAnlagen im Bau usw.) jährlich bei der Bundesnetzagentur zur\r\nGenehmigung/Festlegung geltend machen. Da diesen Kosten\r\nkeine Erlöse gegenüberstünden, wären diese Kosten faktisch „zu\r\nsammeln“ und zu verzinsen und dann gemäß § 14 Abs.1 S. 6\r\nWasserstoffNEV über bis zu zehn Jahre verteilt als Zuschläge auf\r\ndie Wasserstoffnetzentgelte von den dann ersten Netznutzern zu\r\nerheben.\r\nFestzuhalten ist mithin, dass das geltende regulatorische Wasserstoffregime\r\n– seine Anwendbarkeit durch „Opt-in“, gesetzliche\r\noder behördliche Regelung durch die Bundesnetzagentur unterstellt\r\n– bereits durchaus einen logischen und durchdachten\r\nMechanismus für den Umgang mit Kosten enthält, die anfallen,\r\nbevor es die ersten physisch an das Netz angeschlossenen\r\nNetznutzer gibt und diese durch die Zahlung von Netzentgelten\r\neinen Beitrag zur Finanzierung leisten können. Jedoch birgt\r\ndieses „Sammeln“ und die natürlich notwendige Verzinsung\r\ndieser Kosten die Gefahr in sich, dass die „angesammelten“\r\nKosten sehr hoch werden und dies selbst bei einer Verteilung auf\r\nzehn Jahre nach Beginn der Erhebung von Netzentgelten von\r\nNetznutzern zusammen mit den dann anfallenden Betriebskosten\r\nin Summe zu prohibitiv hohen Entgelten führen könnte, die\r\nden Wasserstoffhochlauf behindern würden.\r\nZu untersuchen ist vor diesem Hintergrund, ob insbesondere der\r\nEU-Rechtsrahmen ergänzende Möglichkeiten einer zeitgerechteren\r\nund rechtssichereren (Re-) Finanzierung von Wasserstoffneubaukosten\r\nbeinhaltet. Diese Fragestellung erscheint insbesondere\r\nvor dem Hintergrund angezeigt, als die Begründung zur\r\nWasserstoffNEV auf die seinerzeit aktuell auf EU-Ebene laufenden\r\nÜberlegungen zu einem künftigen unionsrechtlichen Rahmen\r\nverweist, „der rein nationale Regelungen der Mitgliedstaaten\r\nergänzen und zumindest teilweise ablösen wird“.71 Damit\r\nwird ersichtlich, dass der nationale Verordnungsgeber damals\r\nbereits abgesehen hat, dass ein künftiger unionsrechtlicher\r\nRahmen im Hinblick auf den Aufbau und die Finanzierung\r\nder Wasserstoffinfrastruktur jedenfalls zumindest ergänzend\r\nzum nationalen Rechtsrahmen implementiert werden dürfte.\r\nb) Abbildung von Kosten für Wasserstoffneubaumaßnahmen\r\nüber das Erdgasregulierungsregime\r\nEine solche Möglichkeit ist mit der Abbildung von Kosten für\r\nWasserstoffneubaumaßnahmen über das Erdgasregulierungsregime\r\nin den Blick zu nehmen. Dies ist in den hier relevanten\r\nFallkonstellationen, in denen es nur wenige bzw. (noch) keine\r\nphysisch an das Netz angeschlossenen Wasserstoffnetzkunden\r\ngibt, deshalb naheliegend, weil ein in der Zukunft aus „angesammelten\r\nKosten“ resultierendes Netzentgelt für die wenigen\r\nvorhandenen wie auch für zukünftige Wasserstoffnetzkunden in\r\nvielen Fällen so hoch sein wird, dass es für diese Kunden als nicht\r\ntragfähig zu betrachten sein könnte.72\r\nDiesbezüglich wird daher zu untersuchen sein, ob ein solches\r\nVorgehen mit den Vorgaben des EU-Gaspakets in Einklang zu\r\nbringen ist. Dabei liegt der Schwerpunkt der Analyse auf den\r\nVorgaben, die sich auf die Abbildung von Kosten der Investitionen\r\nin neue Wasserstoffinfrastrukturen über das Erdgasregulierungsregime\r\nbeziehen.\r\nDie Prüfung des durch das EU-Gaspaket vorgegebenen Rechtsrahmens\r\nfür Wasserstoffneubauinvestitionen erfolgt zunächst\r\nanhand der Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 (sogleich,\r\nunter aa)). Im Ergebnis zeigt sich, dass die relevanten\r\nBestimmungen der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 für die Bewertung\r\nder Zulässigkeit der Abbildung von Kosten für Investitionen\r\nin Wasserstoffneubaumaßnahmen über das Erdgasregulierungsregime\r\nim Wesentlichen mit den für „H2-Ready“-Maßnahmen\r\nherausgearbeiteten Maßstäben identisch sind und deshalb\r\nden Kriterien der energieträgerübergreifenden Transformations-\r\nbzw. Systemeffizienz und der Schaffung von Anreizen für\r\nUnternehmen zur Dekarbonisierung auch hier eine grundlegende\r\nBedeutung zukommt.\r\nNachdem in Bezug auf den Umgang mit Kosten für „H2-Ready“-\r\nMaßnahmen zuvor (unter 2.) herausgearbeitet wurde, dass es\r\ninfolge des durch die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 vorgegebenen\r\nMaßstabs der Transformations- und Systemeffizienz zulässig\r\nist, diese Kosten unter bestimmten Voraussetzungen als\r\neffiziente Erdgasverteilernetzkosten behandeln zu können,73 ist\r\nin einem weiteren Schritt zu prüfen, ob rechtlich für den Umgang\r\nmit Kosten für Wasserstoffneubauinvestitionen ein vergleichbares\r\nVorgehen möglich ist, sprich ob auch diese Kosten unter\r\nbestimmten Voraussetzungen als effiziente Erdgasverteilernetzkosten\r\nbehandelt werden können (unten, unter bb)). Von zentraler\r\nBedeutung wird dabei sein, dass sich Wasserstoffneubauinvestitionen\r\nim Gegensatz zu „H2-Ready“-Investitionen, die\r\noriginär den Nutzern der Erdgasinfrastruktur zugutekommen\r\nund „bei Gelegenheit“ der Investition aus Effizienzgründen\r\nvorgenommen werden, allein auf das Wasserstoffverteilernetz\r\nbeziehen und damit „originär“ dem Wasserstoffnetzanlagevermögen\r\nzuzuordnen sind.\r\nKönnen Kosten der Wasserstoffneubauinvestition nicht als Kosten\r\nbetrachtet werden, die originär dem Erdgasnetzanlagevermögen\r\nzuzuordnen sind, so würde eine gleichwohl erfolgende\r\n„Abbildung“ bzw. Finanzierung der Kosten über das Erdgasregulierungsregime\r\neinen Finanztransfer nach Art. 5 Abs.1 der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 darstellen, der den Mitgliedstaaten\r\nnach Art. 5 Abs. 2 der Verordnung grundsätzlich nicht\r\ngestattet ist (unten, unter cc)).\r\nDie Genehmigung eines nach Art. 5 Abs. 2 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 unzulässigen Finanztransfers kommt nur unter\r\nden in Art. 5 Abs. 4 und 5 der Verordnung genannten Voraussetzungen\r\nin Betracht. In diesem Zusammenhang stellt sich\r\nüberdies die Frage, ob die Genehmigung eines gesonderten\r\nEntgelts auf Fälle beschränkt ist, in denen in Bezug auf konkrete,\r\nbereits physisch an das Netz angeschlossene Wasserstoffnetzkunden\r\nbeurteilt werden kann, ob die Finanzierung über Entgelte\r\nnicht tragfähig ist, oder ob die Genehmigung des gesonderten\r\nEntgelts auch dann zulässig ist, wenn an die zu errichtende\r\nWasserstoffinfrastruktur zum Zeitpunkt der Genehmigung des\r\ngesonderten Entgelts noch keine Kunden angeschlossen sind\r\n(unten, unter dd)). Im Ergebnis der Analyse zeigt sich, dass bei\r\nder Beurteilung, ob die Finanzierung über Netzzugangsentgelte\r\ngegenüber den Wasserstoffnetzkunden nicht tragfähig ist, die\r\nSichtweise von potenziellen künftigen Kunden in die Betrachtung\r\neinzubeziehen ist.\r\naa) Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nBei der Analyse der relevanten Vorgaben der Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788 ist zwischen Normen der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 mit unmittelbarem Bezug zur Erdgasentgeltregulierung\r\n(sogleich, unter aaa)) und sonstigen Vorgaben in der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788, denen Relevanz für diese Thematik zukommt\r\n(unten, unter bbb)), zu unterscheiden.\r\n22 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n71 Vorblatt zur Verordnung der Bundesregierung, BR-Drs. 734/21, 1.\r\n72 Die Frage, wann Kosten für aktuelle oder künftige Wasserstoffkunden\r\nkonkret als „nicht tragfähig“ zu betrachten sind, ist nicht Gegenstand\r\ndieser Untersuchung. Diesbezüglich dürfte jedenfalls ein Einschätzungsspielraum\r\nder Mitgliedstaaten bestehen.\r\n73 Vgl. die vorstehenden Ausführungen unter 2. b) und c).\r\naaa) Normen der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 mit\r\nunmittelbarem Bezug zur Erdgasentgeltregulierung\r\nDie Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 enthält für die konkrete Anerkennungsfähigkeit\r\nvon (Investitions-) Kosten für neue Wasserstoffnetze\r\nspezifische Regelungen für die Netzentgeltbildung.\r\nSo verpflichtet Art. 35 Abs. 1 und 2 der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 entsprechend den Vorgaben nach Art. 31 Abs.1 S.1 der\r\nRichtlinie die Mitgliedstaaten zur Einführung eines Systems für\r\nden Zugang Dritter zu den Wasserstoffnetzen auf der Grundlage\r\nveröffentlichter Entgelte, wobei auch hier die Zugangsregelungen\r\nfür alle Kunden, einschließlich Versorgungsunternehmen,\r\ngelten und nach objektiven Kriterien und ohne Diskriminierung\r\nzwischen den Nutzern des Netzes angewandt werden sollen.\r\nFerner sind die Mitgliedstaaten nach Abs. 2 verpflichtet, sicherzustellen,\r\ndass diese Entgelte oder die Methoden zu ihrer\r\nBerechnung gemäß Art. 78 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nvon einer Regulierungsbehörde vor dem Inkrafttreten genehmigt\r\nwerden und dass die Entgelte und – soweit nur die Methoden\r\neiner Genehmigung unterliegen – die Methoden vor ihrem\r\nInkrafttreten veröffentlicht werden.\r\nKommt eine Refinanzierung der Kosten für Wasserstoffneubaumaßnahmen\r\njedoch mangels physisch an das Netz angeschlossener\r\nWasserstoffnetzkunden nicht in Betracht und soll geprüft\r\nwerden, ob diese Kosten übergangsweise über das Erdgasregulierungsregime\r\n„abgebildet“ werden können, sind die Regelungen\r\nbetreffend die Erdgasnetzentgeltregulierung zu untersuchen.\r\nDie Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 im Hinblick auf\r\ndas Erdgasnetzentgeltregime wurden bereits im Rahmen der\r\nPrüfung der Anerkennungsfähigkeit von Kosten für „H2-Ready“-\r\nMaßnahmen herausgearbeitet74 und stellen damit auch vorliegend\r\nden rechtlichen Maßstab dafür dar, ob und inwieweit\r\nKosten für Wasserstoffneubaumaßnahmen im Erdgasregulierungsregime\r\nabgebildet werden können. Wie zuvor herausgearbeitet,\r\nist das Kriterium der Kostenorientierung maßgeblich.\r\nNeben der Anwendung der im Zusammenhang mit der Prüfung\r\nvon „H2-Ready“-Maßnahmen herausgearbeiteten Vorgaben der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/178875 muss im Grundsatz auch hier das\r\nKriterium der Transformationseffizienz als materieller Maßstab\r\nder Kostenorientierung bei der Behandlung von Kosten für\r\nWasserstoffneubaumaßnahmen, aber in Erfüllung des Hauptziels\r\nder Gasrichtlinie (EU) 2024/178876 auch das Ziel der notwendigen\r\nSchaffung von Anreizen für Investitionen zur Gewährleistung\r\ndes Transformationsprozesses eine maßgebliche Rolle\r\nspielen.77\r\nbbb) Weitere relevante Vorgaben der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nMit dem demnach anzuwendenden Maßstab der Transformationseffizienz\r\nim Zusammenhang stehen in einem zweiten Schritt\r\nnäher zu würdigende Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788, die sich originär an die Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen\r\nrichten und für die Abbildung von Kosten über das\r\nErdgasregulierungsregime mittelbar von Bedeutung sind.\r\nSo sind Wasserstoffverteilernetzbetreiber nach Art. 56 Abs. 1 der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 verpflichtet, der Regulierungsbehörde\r\nalle vier Jahre einen Plan über die Wasserstoffnetzinfrastruktur,\r\ndie sie zu errichten beabsichtigen, zu übermitteln. Der\r\nPlan ist in enger Zusammenarbeit mit den Verteilernetzbetreibern\r\nfür Erdgas und Strom sowie – soweit vorhanden – mit den\r\nBetreibern von Fernwärme- und Fernkältenetzen auszuarbeiten,\r\nwodurch eine wirksame Integration der Energiesysteme gewährleistet\r\nwerden soll.\r\nNach Art. 56 Abs. 2 lit. a der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 muss\r\nder Netzentwicklungsplan eine Analyse des Kapazitätsbedarfs\r\nenthalten, die „das Potenzial zur Verringerung der Treibhausgasemissionen\r\nund die Energie- und Kosteneffizienz im Vergleich zu\r\nanderen Alternativen“ abbildet. Ferner müssen nach Art. 56\r\nAbs. 2 lit. b der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 bei der Planung\r\ndie „erstellten Pläne für die Wärme- und Kälteversorgung und\r\nder Bedarf der Sektoren, die nicht unter die Pläne für die\r\nWärme- und Kälteversorgung fallen, [berücksichtigt] sowie die\r\nFrage [bewertet werden], wie der Grundsatz ‚Energieeffizienz an\r\nerster Stelle‘ im Einklang mit Artikel 27 der genannten Richtlinie\r\neingehalten wird, wenn der Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes\r\nin Sektoren, in denen energieeffizientere Alternativen zur\r\nVerfügung stehen, in Betracht gezogen wird“.\r\nDie Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 formuliert daher den Auftrag\r\nan die Wasserstoffnetzbetreiber, im Zuge der Netzentwicklungsplanung\r\neine Potenzialanalyse in Bezug auf die Verringerung\r\nvon Treibhausgasemissionen und eine Energie- und Kosteneffizienzanalyse\r\nunter Einbeziehung von Alternativen durchzuführen\r\nund bestehende Wärme- und Kältepläne zu berücksichtigen.\r\nGemäß Art. 56 Abs. 4 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 bewertet\r\ndie Regulierungsbehörde, ob der Entwicklungsplan für das\r\nWasserstoffverteilernetz im Einklang mit diesen Vorgaben steht.\r\nDaneben stellt Art. 56 Abs. 5 der Richtlinie ausdrücklich klar,\r\ndass die Regulierungsbehörde bei der Genehmigung besonderer\r\nEntgelte i. S. v. Art. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 die\r\nErgebnisse der Prüfung des Entwicklungsplans für das Wasserstoffverteilernetz\r\nzu berücksichtigen hat.\r\nVor allem aus Art. 56 Abs. 5 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nwird deutlich, dass die Restriktionen, die Wasserstoffverteilernetzbetreibern\r\nauf Ebene der Netzentwicklungsplanung auferlegt\r\nwerden, auch für den Umgang mit Kosten, insbesondere\r\nwenn diese nach Art. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 durch\r\nGenehmigung besonderer Entgelte über das Erdgasregulierungsregime\r\nabgebildet werden sollen, zu berücksichtigen sind.\r\nccc) Zwischenfazit\r\nAls Zwischenergebnis der vorstehenden Analyse ist festzuhalten,\r\ndass relevante Anknüpfungspunkte der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 für die Bewertung der Zulässigkeit der Abbildung von\r\nKosten für Investitionen in Wasserstoffneubaumaßnahmen über\r\ndas Erdgasregulierungsregime die für „H2-Ready“-Maßnahmen\r\nherausgearbeiteten Vorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nsind. Zusätzlich gibt die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 Wasserstoffverteilernetzbetreibern\r\nim Hinblick auf die Errichtung und\r\nden Ausbau des Wasserstoffnetzes mit der Vorgabe zur Aufstellung\r\nvon Netzentwicklungsplänen eine Verpflichtung zur Durchführung\r\neiner Potenzialanalyse in Bezug auf die Verringerung\r\nvon Treibhausgasemissionen und einer Energie- und Kosteneffizienzanalyse\r\nunter Einbeziehung von Alternativen und bestehenden\r\nWärme- und Kälteplänen auf. Diese Kriterien sind\r\nnachstehend sowohl bei der Prüfung, ob Kosten für Investitionen\r\nin Wasserstoffneubaumaßnahmen originär oder als auch im\r\nRahmen eines genehmigten Sonderentgelts bzw. Finanztransfers\r\nüber das Erdgasregulierungsregime abgebildet werden können,\r\nzu berücksichtigen.\r\nbb) Zulässigkeit einer Behandlung der Kosten als effiziente\r\nErdgasnetzkosten analog „H2-Ready“-Kosten\r\nNachdem für „H2-Ready“-Kosten oben (unter 2.). begründet\r\nwurde, dass es nach der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 infolge des\r\ndort normierten Transformationseffizienzmaßstabs zulässig ist,\r\nKosten von „H2-Ready“-Investitionen regulatorisch als effiziente\r\nKosten des Erdgasverteilernetzes zu berücksichtigen, um eine\r\neffiziente Transformation zu gewährleisten, und die „H2-Ready“-\r\nKosten in diesem Fall dem regulierten Anlagevermögen der\r\nSparte „Erdgas“ zuzuordnen sind,78 ist für Kosten von Investitionen\r\nin Wasserstoffneubaumaßnahmen zu prüfen, ob diese\r\nunter Zugrundelegung der gleichen Logik dem regulierten\r\nAnlagevermögen der Sparte „Erdgas“ zugeordnet werden\r\nkönnten. Dies hätte zur Folge, dass auch insoweit schon\r\nkein Finanztransfer zwischen der regulierten Dienstleistung\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 23\r\n74 Vgl. hierzu auch die obigen Ausführungen unter 2. a) und b).\r\n75 Vgl. hierzu auch die obigen Ausführungen unter 2. a).\r\n76 Vgl. vorstehend unter 2. a) bb).\r\n77 Vgl. hierzu auch die obigen Ausführungen unter 2. b).\r\n78 Vgl. vorstehende Ausführungen unter 2. d).\r\n„Erdgasverteilung“ und der regulierten Dienstleistung „Wasserstoffverteilung“\r\nstattfinden würde.\r\nGegen ein solches Vorgehen spricht jedoch, dass es im Falle von\r\nWasserstoffneubaukosten an einem Anknüpfungspunkt für die\r\nBewertung der Transformationseffizienz für die Investition in\r\ndas Erdgasnetz fehlt. Insoweit wurde im Zusammenhang mit\r\n„H2-Ready“-Kosten herausgearbeitet, dass infolge des durch die\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 modifizierten Effizienzkostenmaßstabs\r\nAnsatzpunkt für die Bewertung der Effizienz der „H2-\r\nReady“-Investition die Kosten für die reine Erdgasverteilernetzinvestition79\r\nund damit die Kosten für originäre Erdgasnetzinvestitionen\r\nsind.\r\nEine Übertragung auf reine Wasserstoffneubauinvestitionen\r\nscheidet daher schon deshalb aus, weil in diesem Fall keine\r\nKosten für eine reine Erdgasverteilernetzinvestition existieren,\r\ndie unter dem Gesichtspunkt der Transformationseffizienz beurteilt\r\nwerden könnten. Der für „H2-Ready“-Investitionen entwickelte\r\nKostenabgleich würde ins Leere laufen. Im Gegensatz zu\r\n„H2-Ready“-Investitionen, die den Nutzern der Erdgasinfrastruktur\r\njedenfalls partiell bzw. sogar überwiegend zugutekommen,\r\nfinden Investitionen in neue Wasserstoffnetzinfrastrukturen\r\naußerhalb der Erdgasnetzinfrastruktur statt.\r\ncc) Vorliegen eines Finanztransfers nach Art. 5 Abs.1\r\nund 2 der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nKönnen Kosten der Wasserstoffneubauinvestition dementsprechend\r\nnicht als Kosten betrachtet werden, die originär dem\r\nErdgasanlagevermögen zuzuordnen sind, so würde eine gleichwohl\r\nerfolgende Abbildung der Kosten über das Erdgasregulierungsregime\r\neinen Finanztransfer nach Art. 5 Abs.1 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 darstellen, der nach Art. 5 Abs. 2 der\r\nVerordnung grundsätzlich nicht gestattet ist.\r\nDiesbezüglich regelt Art. 5 Abs.1 der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789, dass Verteilernetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber\r\nbei der Erbringung von regulierten Dienstleistungen für Erdgas,\r\nWasserstoff oder Strom die Vorschriften für die Entflechtung der\r\nRechnungslegung gemäß Art. 75 der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 einzuhalten und ihr reguliertes Anlagevermögen nach\r\nErdgas, Wasserstoff oder Strom zu trennen haben. Die Trennung\r\ndes regulierten Anlagevermögens umfasst nach Art. 5 Abs.1 S. 2\r\nlit. a der Gasverordnung (EU) 2024/1789 die Verpflichtung,\r\nsicherzustellen, dass\r\n„Erlöse, die durch die Erbringung bestimmter regulierter\r\nDienstleistungen erzielt wurden, nur genutzt werden\r\n[können], um die Kapital- und Betriebskosten zu decken,\r\ndie mit Vermögenswerten verbunden sind, die Teil des\r\nregulierten Anlagevermögens sind, mit dem die regulierten\r\nDienstleistungen erbracht wurden“.\r\nMit anderen Worten und konkret für Erdgasverteilernetzbetreiber\r\ngibt die Regelung daher vor, dass Erlöse, die aus Erdgasnetzentgelten\r\nresultieren und somit dem Erdgasanlagevermögen\r\nzuzuordnen sind, nur zur Deckung der Kapital- und Betriebskosten\r\ndes Erdgasanlagevermögens genutzt werden dürfen.\r\nKönnen Kosten für den Neubau von Wasserstoffleitungen mangels\r\nWasserstoffkunden nur über Erlöse im Erdgasanlagevermögen\r\nbzw. über Netznutzungsentgelte, die gegenüber den\r\nErdgasnetzkunden erhoben werden, refinanziert werden, dann\r\nwerden Erlöse über Erdgasnetzkunden erzielt, um die Kapitalund\r\nBetriebskosten zu decken, die an sich dem Wasserstoffanlagevermögen\r\nzuzuordnen wären. Es handelt sich damit um\r\neinen Finanztransfer, der den Mitgliedstaaten nach Art. 5 Abs. 2\r\nder Gasverordnung (EU) 2024/1789 grundsätzlich nicht gestattet\r\nist.\r\ndd) Zulässigkeit der Genehmigung eines\r\ngesonderten Entgelts nach Art. 5 Abs. 4 und\r\nAbs. 5 Nr.1 der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nDie Gestattung eines Finanztransfers kommt nur unter den\r\nin Art. 5 Abs. 4 und 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\ngenannten Voraussetzungen durch Genehmigung eines gesonderten\r\nEntgelts für Erdgasnetzkunden in Betracht.\r\nInsoweit eröffnet Art. 5 Abs. 4 S.1 der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 den Mitgliedstaaten die Möglichkeit, Finanztransfers zwischen\r\nden gemäß Abs.1 getrennten regulierten Dienstleistungen\r\nzu gestatten, sofern die Regulierungsbehörde festgestellt hat,\r\ndass die Finanzierung betreffender Netze über Netzzugangsentgelte,\r\ndie nur von den jeweiligen Netznutzern gezahlt werden,\r\nnicht tragfähig ist.\r\nWann eine Finanzierung betreffender Netze über Netzzugangsentgelte,\r\ndie nur von den jeweiligen Netznutzern gezahlt werden,\r\nnicht tragfähig ist, wird in der Regelung nicht weiter präzisiert.\r\nAuch dem insoweit maßgeblichen Erwägungsgrund 10 der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 ist hierzu (unmittelbar) keine\r\nErläuterung zu entnehmen. Tatsächlich ist die Formulierung in\r\nArt. 5 Abs. 4 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 missverständlich.\r\nDenn in einem System der kostenorientierten Entgeltbildung\r\ndürfte ein streng an diesem Maßstab orientiertes Entgelt\r\nimmer für die Finanzierung tragfähig sein, weil es dem Netzbetreiber\r\ngerade gestattet ist, die betriebsnotwendigen und\r\neffizienten Kosten der Errichtung der Netzinfrastruktur in die\r\nEntgelte einzustellen. Allerdings würde dies insbesondere in der\r\nAnfangsphase zu derart hohen Netzentgelten führen, dass diese\r\nprohibitiv auf den gewünschten Markthochlauf wirken könnten.\r\nMaßgeblich abzustellen sein dürfte damit im Rahmen von Art. 5\r\nAbs. 4 S.1 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 zunächst auf die\r\nHöhe der „Netzzugangsentgelte, die nur von den jeweiligen\r\nNetznutzern gezahlt werden“. Insoweit wird in Erwägungsgrund\r\n10 der Verordnung ausgeführt, dass in Ausnahmesituationen\r\nan sich verbotene Quersubventionierungen zu gesellschaftlichen\r\nVorteilen führen könnten und Quersubventionen\r\ndazu beitragen, „für angemessene und vorhersehbare Netzentgelte\r\nfür die ersten Netznutzer zu sorgen“. Sodann wird auf den\r\nintertemporalen Kostenallokationsmechanismus verwiesen als\r\n„Alternative zu den erwarteten höheren Netzentgelten, die\r\nandernfalls den frühen Wasserstoffnetznutzern in Rechnung\r\ngestellt werden müssten“. Damit zeigt sich, dass sich die fehlende\r\nTragfähigkeit einer Finanzierung über die von den jeweiligen\r\nNetznutzern zu zahlenden Netzzugangsentgelte ausgehend von\r\nden für diese angemessenen und vorhersehbaren Entgelten\r\nbeurteilen muss. Hierbei dürfte dem Mitgliedstaat bzw. der zu\r\ngenehmigenden Regulierungsbehörde ein Ausgestaltungsspielraum\r\nzukommen, wobei die Regulierungsbehörde nach Art. 5\r\nAbs. 4 S. 2 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 bei der Prüfung\r\nu. a. den Wert der prognostizierten Finanztransfers, die sich\r\ndaraus ergebende Quersubventionierung zwischen den Nutzern\r\nder jeweiligen Netze und die Kosteneffizienz dieser Finanztransfers\r\nzu berücksichtigen hat. Für die Bewertung der Tragfähigkeit\r\neiner Finanzierung über die von den Wasserstoffnetznutzern zu\r\nzahlenden Netznutzungsentgelte könnte in erster Annäherung\r\nein Vergleich mit den Erdgasnetzentgelten die Grundlage sein.\r\nDas Kriterium der Kosteneffizienz des Finanztransfers dürfte\r\ndabei jedenfalls mittelbar auch für die Beurteilung des angemessenen\r\nEntgelts in der Hochlaufphase relevant sein.\r\nArt. 5 Abs. 4 S. 3 lit. a bis e der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nenthalten Bedingungen für die Genehmigung von Finanztransfers,\r\ninsbesondere sind nach lit. a alle für den Finanztransfer\r\nerforderlichen Erlöse als gesondertes Entgelt einzuholen. Dies\r\nkönnte etwa so umgesetzt werden, dass ein verbrauchsbezogener\r\nBetrag, der vom Netznutzer des Gasverteilernetzes zusätzlich\r\nzum Netznutzungsentgelt Gas zu entrichten ist, im betreffenden\r\nKalenderjahr auf dem Preisblatt des Gasverteilernetzbetreibers\r\nausgewiesen wird.\r\nFraglich ist in diesem Zusammenhang, ob zwingende Voraussetzung\r\neiner Genehmigung von gesonderten Entgelten durch\r\ndie Regulierungsbehörde ist, dass in Bezug auf konkret\r\nvorhandene Wasserstoffkunden beurteilt werden kann, ob Entgelte\r\nnicht tragfähig sind, oder ob einer Genehmigung von\r\n24 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\n79 Vgl. vorstehende Ausführungen unter 2. c) aa).\r\ngesonderten Entgelten entgegensteht, dass es im Einzelfall noch\r\nkeine physisch an das Netz angeschlossene Wasserstoffnetzkunden\r\ngibt.\r\nNach Art. 5 Abs. 5 lit. a der Gasverordnung (EU) 2024/1789 kann\r\ndie Regulierungsbehörde einen Finanztransfer und das gesonderte\r\nEntgelt gemäß Abs. 4 genehmigen, wenn\r\n„Netzzugangsentgelte bei den Nutzern des regulierten\r\nAnlagevermögens erhoben werden, das von dem Finanztransfer\r\nprofitiert“.\r\nDer Wortlaut der Regelung spricht zunächst dafür, dass sie sich\r\nauf bereits vorhandene Netznutzer bezieht, wenn Entgelte bei\r\nNutzern „erhoben werden“. Dem könnte zu entnehmen sein, dass\r\ndie Erhebung eines gesonderten Entgelts voraussetzt, dass die\r\nFrage der Tragfähigkeit der Wasserstoffnetzentgelte in Bezug auf\r\nbereits vorhandene Wasserstoffnetzkunden zu beurteilen ist.\r\nAllerdings enthält Art. 2 Nr.12 der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 i. V. m. Art. 2 Nr. 60 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 eine\r\nLegaldefinition des Begriffs „Netznutzer“, die einer derartigen\r\nVerengung des Anwendungsbereichs entgegensteht. So verweist\r\nArt. 2 Nr.12 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 zunächst hinsichtlich\r\ndes Begriffs des „Netznutzers“ auf die Legaldefinition in\r\nArt. 2 Nr. 60 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788. Danach bezeichnet\r\nder Begriff „Netznutzer“\r\n„einen Kunden oder einen potenziellen Kunden eines\r\nNetzbetreibers oder einen Netzbetreiber selbst, sofern\r\ndieser Netzbetreiber seine Funktionen im Zusammenhang\r\nmit dem Transport von Erdgas oder Wasserstoff wahrnehmen\r\nmuss“.\r\nZwar bezieht Art. 5 Abs. 5 lit. a der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 sich nicht explizit auf „Netznutzer“, sondern auf den\r\n„Nutzer des regulierten Anlagevermögens“. Dies bedeutet jedoch\r\nnicht, dass sich diese Formulierung nicht auf den Begriff „Netznutzer“\r\nim Sinne der vorstehenden Definition bezieht. So ist der\r\nBegriff „reguliertes Anlagevermögen“ in Art. 2 Nr.1 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 definiert als das „Netzanlagevermögen\r\neines ... Verteilernetzbetreibers, ... Wasserstoffverteilernetzbetreibers“.\r\nDamit wird deutlich, dass mit „Nutzer des\r\nregulierten Anlagevermögens“ der Nutzer des Netzanlagevermögens,\r\nmithin des Netzes gemeint ist. Vor diesem Hintergrund\r\nist davon auszugehen, dass dem Begriff „Nutzer des regulierten\r\nAnlagevermögens“ in Art. 5 Abs. 5 lit. a der Gasverordnung (EU)\r\n2024/1789 inhaltlich die gleiche Bedeutung zukommt wie dem\r\nBegriff „Netznutzer“ i. S. v. Art. 2 Nr.12 der Gasverordnung (EU)\r\n2024/1789 i. V. m. Art. 2 Nr. 60 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788.\r\nDamit stellt sich die weitere Frage, welcher Kreis von Netznutzern\r\nvom Begriff des „potenziellen Kunden“ umfasst ist. Nach\r\ndem Wortlaut bedeutet „potenziell“ „möglich (im Gegensatz zu\r\nwirklich), denkbar; der Anlage, Möglichkeit nach [vorhanden];\r\nvielleicht zukünftig“.80 Wenn der Begriff „potenzielle Kunden“\r\ngleichbedeutend mit möglichen Kunden ist, spricht dies dafür,\r\ndass auch künftige Kunden umfasst sind und es im Umkehrschluss\r\nkeiner aktuellen und insbesondere noch nicht physisch\r\nan das Netz angeschlossener Kunden bedarf, um die Bedingung\r\ndes Art. 5 Abs. 5 lit. a der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nhinsichtlich eines zulässigen Finanztransfers zu erfüllen.\r\nOb es in Bezug auf potenzielle Kunden überdies schon eines ggf.\r\nnäher zu bestimmenden Grades der Wahrscheinlichkeit bedarf,\r\ndass diese sich auch an die zu errichtende Wasserstoffinfrastruktur\r\nanschließen lassen, ist zwar nach dem Wortlaut von Art. 2\r\nNr. 60 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 offen. Allerdings kann\r\nunter systematischen und teleologischen Gesichtspunkten die\r\nVorgabe des Art. 56 Abs. 5 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nnicht außer Betracht bleiben. Danach müssen die Regulierungsbehörden\r\nbei der Genehmigung besonderer Entgelte nach Art. 5\r\nAbs. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 die Ergebnisse der\r\nPrüfung des Wasserstoffnetzentwicklungsplans berücksichtigen.\r\nDamit verbunden ist die Notwendigkeit einer Prüfung von\r\ngesonderten Entgelten unter Berücksichtigung der Netzentwicklungsplanung\r\nnach Art. 56 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 und\r\nder damit im Zusammenhang stehenden Verpflichtungen der\r\nWasserstoffnetzbetreiber, im Zuge der Netzentwicklungsplanung\r\neine Potenzialanalyse durchzuführen. Diese hat sich auf die\r\nVerringerung von Treibhausgasemissionen zu beziehen und\r\nerfordert eine Energie- und Kosteneffizienzanalyse unter Einbeziehung\r\nvon Alternativen und bestehenden Wärme- und\r\nKälteplänen. Es bietet sich daher beispielsweise an, bei der Frage\r\nder Berücksichtigung potenzieller Kunden insbesondere auf\r\nvorhandene Dokumente im Zuge der Netzentwicklungsplanung\r\nbzw. der Ad-hoc-Bedarfsprüfung nach § 28p EnWG abzustellen.\r\nAuch wenn mit diesen Vorgaben im Hinblick auf die Auslegung\r\ndes Begriffs „potenzielle Kunden“ über die in Art. 56 Abs. 5 der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 vorgegebene Berücksichtigung der\r\nErgebnisse der Prüfung des Wasserstoffnetzentwicklungsplans\r\nletztlich eine Bedarfsprüfung verbunden ist, dürften im Rahmen\r\ndieser Abwägungsentscheidungen, die insoweit von der Regulierungsbehörde\r\nzu treffen sind, die Ziele der Gasrichtlinie (EU)\r\n2024/1788 zu berücksichtigen sein. Das gilt insbesondere für das\r\nHauptanliegen der Richtlinie, den Übergang zur Klimaneutralität\r\nzu ermöglichen und zu erleichtern, indem der Aufbau eines\r\nWasserstoffmarkts und eines effizienten Erdgasmarkts sichergestellt\r\nund dem durch die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 vorgegebenen\r\nGrundsatz der energieträgerübergreifenden Transformationseffizienz\r\nRechnung getragen wird. Wenn demnach im\r\nZuge von Wasserstoffneubauprojekten Synergieeffekte realisiert\r\nwerden können (die nach den Zielsetzungen der Gasrichtlinie\r\n[EU] 2024/1788 auch realisiert werden sollen), so würde dies\r\ndafür sprechen, dass es im Ausgangspunkt möglich sein muss,\r\nauch solche Kosten (zunächst jedenfalls) über das Erdgasregulierungsregime\r\nzu finanzieren, sofern die weiteren Voraussetzungen\r\ndes Art. 5 Abs. 4 bis 5 der Gasverordnung (EU) 2024/\r\n1789 erfüllt sind.\r\nDaneben gilt dies aber auch für den damit verbundenen Auftrag\r\nan die Mitgliedstaaten, zugunsten der Marktakteure Anreize für\r\nInvestitionen durch Gewährleistung der Refinanzierbarkeit zu\r\nschaffen.\r\nDiesen Maßstäben für die Abwägungsentscheidung wird vor\r\nallem auch vor dem Hintergrund Bedeutung zukommen, dass\r\nnormativ nicht konkret vorgegeben ist, wie die Regulierungsbehörde\r\nmit Blick auf „potenzielle“ Kunden feststellen soll, dass\r\ndie Finanzierung der Netze über Wasserstoffnetzentgelte i. S. v.\r\nArt. 5 Abs. 4 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 nicht tragfähig\r\nist. Denn hierbei müsste im Grundsatz eine bestimmte Anzahl\r\npotenzieller Netznutzer zugrunde gelegt werden. Insoweit enthält\r\ndie Gasverordnung (EU) 2024/1789 allerdings keine weitere\r\nPräzisierung. Vielmehr dürfte eine Präzisierung und praktische\r\nHandhabung dem Ausgestaltungsermessen der Regulierungsbehörde\r\nunterfallen. In der Praxis könnte diese Herausforderung\r\nbeispielsweise dergestalt aufzulösen sein, dass für die Betrachtung\r\nder Tragfähigkeit der Finanzierung im Ausgangspunkt auf\r\nden Zeitpunkt des Finanztransfers abgestellt wird, wobei Entgelte\r\nbei „potenziellen Kunden“ nur insoweit in die Betrachtung\r\neinfließen könnten, als Entgelte von diesen absehbar und mit\r\neinem gewissen Grad an Wahrscheinlichkeit erhoben werden.\r\nKriterium für die Wahrscheinlichkeit könnte dabei beispielsweise\r\nsein, inwieweit bereits verbindlich abgeschlossene Netzanschlussverträge\r\nexistieren o. ä. In diesem Zusammenhang ist\r\nanzumerken, dass die Agentur für die Zusammenarbeit der\r\nEnergieregulierungsbehörden (Agency for the Cooperation of\r\nEnergy Regulators, ACER) nach Art. 5 Abs. 6 S. 3 lit. b der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 Empfehlungen zur Berechnung\r\nder Höhe und der maximalen Dauer des Finanztransfers und des\r\ngesonderten Entgelts geben kann.\r\nKlarstellend sei noch angemerkt, dass die Genehmigung von\r\nFinanztransfers und konkret die Feststellung, dass die Finanzierung\r\nnicht tragfähig ist, wie vorstehend festgestellt zwar\r\neinerseits keine im Zeitpunkt der Kostenentstehung physisch\r\nbereits angeschlossenen Wasserstoffnetzkunden voraussetzt,\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 25\r\n80 Siehe den duden.de-Eintrag zu „potenziell“.\r\nandererseits aber selbstverständlich auch über den Zeitpunkt\r\nhinaus möglich bleibt, in dem ein Wasserstoffnetz mit angeschlossenen\r\nKunden später tatsächlich existiert. Auch die im\r\nBetrieb weiter entstehenden Kosten können, insbesondere während\r\neiner Hochlaufphase, anfangs so hoch sein, dass die\r\nFinanzierung betreffender Netze über Netzzugangsentgelte, die\r\nnur von den jeweiligen Wasserstoffnetznutzern gezahlt werden,\r\nnicht tragfähig ist und dem Hochlauf daher – konträr zu den in\r\ndieser Untersuchung ausführlich dargestellten Transformationszielen\r\nder Gasverordnung (EU) 2024/1789 und der Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 – entgegenstünde.\r\nc) Ergebnis\r\nIm Ergebnis bleibt damit festzuhalten, dass eine Abbildung von\r\nKosten, die mit Wasserstoffneubaumaßnahmen einhergehen,\r\nunter den Voraussetzungen des Art. 5 Abs. 4 bis 6 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 als ein von der Regulierungsbehörde zu\r\ngenehmigender Finanztransfer zulässig sein kann. Voraussetzung\r\nhierfür ist die Feststellung der Regulierungsbehörde, dass\r\ndie Finanzierung betreffender Netze über Netzentgelte, die nur\r\nvon den jeweiligen Netznutzern gezahlt werden, nicht tragfähig\r\nist. Entsprechend der Definition des Begriffs „Netznutzer“ ist\r\nhierbei auch auf potenzielle, also zukünftige Kunden abzustellen.\r\nDas bedeutet konkret, dass ein Finanztransfer auch bereits\r\ndann zulässig sein kann, wenn an das betreffende Netz physisch\r\nnoch keine Netznutzer angeschlossen sind. Die Einbeziehung\r\nauch „potenzieller Kunden“ in die Definition des Netznutzers\r\nerfordert es sodann jedoch, eine Konkretisierung dahingehend\r\nvorzunehmen, ab welchem Grad der Wahrscheinlichkeit des\r\nAnschlusses zukünftiger Netzkunden von einem „potenziellen\r\nKunden“ gesprochen werden kann. Insoweit ist auch die Verweisung\r\ndes Art. 56 Abs 5 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 von\r\nRelevanz, der vorgibt, dass die Regulierungsbehörde bei der\r\nGenehmigung besonderer Entgelte i. S. v. Art. 5 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 die Ergebnisse der Prüfung des Entwicklungsplans\r\nfür das Wasserstoffverteilernetz zu berücksichtigen\r\nhat. Damit verbunden ist folglich eine Bedarfsprüfung, die\r\njedoch im Lichte der Ziele der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788\r\nvorzunehmen ist und daher auch den Auftrag an die Mitgliedstaaten\r\nzu berücksichtigen hat, zugunsten der Marktakteure\r\nAnreize für Investitionen durch Gewährleistung der Refinanzierbarkeit\r\nzu schaffen.\r\nZum Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland\r\nbedarf es der Ausgestaltung der Methodik eines (zulässigen)\r\nFinanztransfers im nationalen Rechtsrahmen sowie durch die\r\nnationale Regulierungsbehörde, wobei ACER auch diesbezüglich\r\nEmpfehlungen abgeben darf. Adressiert sind insoweit die Mitgliedstaaten.\r\nInwiefern dies bedeutet, dass die Methodik normativ\r\n(umfassend) im nationalen Rechtsrahmen verankert sein\r\nmuss oder diese nicht vielmehr durch die Regulierungsbehörde\r\nunabhängig ausgestaltet werden können muss, bedürfte einer\r\nvertiefenden Prüfung.\r\nIV. Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse\r\n• Der für Erdgasverteilernetze nach geltendem nationalen\r\nRecht gegebene Effizienzmaßstab wird infolge der zeitlichen\r\nBegrenzung der Erforderlichkeitsbetrachtung der Kosten auf\r\nden Zeitpunkt der getätigten Investition einerseits und die\r\nBetrachtung des (fiktiven) Wettbewerbsmarkts einer (lediglich)\r\nsicheren Energieversorgung andererseits derzeit dahingehend\r\nverstanden, dass im Rahmen der Erforderlichkeitsprüfung\r\ninsbesondere zukünftige (Netz-) Entwicklungen und\r\ndamit einhergehende Investitionserfordernisse im Hinblick\r\nauf die Herstellung von Klimaneutralität, die eine Transformation\r\ninsbesondere der Erdgasnetzinfrastruktur erfordert,\r\nnormativ außer Betracht bleiben.\r\n• Die Refinanzierung der Kosten für „H2-Ready“-Investitionen\r\nüber das bestehende Erdgasregulierungsregime ist damit\r\nfür Erdgasverteilernetzbetreiber aktuell jedenfalls mit\r\nRechtsunsicherheiten verbunden, weil der Aspekt der Klimaneutralität\r\nim EnWG im Rahmen der Regulierung als Zweckbestimmung\r\nüber die in § 1 Abs.1 EnWG erwähnte Treibhausgasneutralität\r\nzwar im weitesten Sinne enthalten ist,\r\njedoch schon bei der speziellen Erwähnung der Ziele der\r\nRegulierung in § 1 Abs. 2 EnWG keine explizite Erwähnung\r\nmehr findet.\r\n• Dessen ungeachtet finden sich bereits im geltenden Rechtsrahmen\r\n– jedenfalls bezogen auf das Wasserstoffkernnetz –\r\nAussagen, die auch für „H2-Ready“-Investitionen relevant\r\nsein könnten. So wird ein Grundsatz im Sinne von „Umstellung\r\nvor Neubau“ vorgegeben, nach welchem vorhandene\r\nLeitungsinfrastrukturen wie das bestehende Erdgas(verteiler)\r\nnetz vorrangig als Grundlage für das Wasserstoffkernnetz\r\ndienen sollen. Folgerichtig sieht die Wasserstoffkernnetz-\r\nGenehmigung der Bundesnetzagentur vom 22. Oktober 2024\r\nvor, dass von den beantragten, teils auf das Verteilernetz\r\nbezogenen Maßnahmen mit einer Leitungslänge von 9040 km\r\nrund 60% auf Umstellungen bestehender Erdgasleitungen\r\nentfallen. Zudem sieht § 9 Abs. 6 WasserstoffNEV, der für alle\r\nWasserstoffnetzbetreiber gilt, auf welche die regulatorischen\r\nVorschriften anwendbar sind, die Möglichkeit von zusätzlichen\r\nInvestitionen in Gasaltanlagen vor, um diese Altanlagen\r\ntechnisch für das Wasserstoffnetz nutzbar zu machen.\r\nHieran anknüpfend sehen die WasserstoffNEV und die\r\nWANDA-Festlegung diverse spezielle Regelungen für die\r\nAbschreibung von umgewidmeten Erdgasleitungen vor. Diese\r\nRegelungen könnten ggf. in einem künftigen Transformationsregulierungsregime\r\nnutzbar gemacht werden.\r\n• Demgegenüber ist der aktuell geltende Rechtsrahmen für\r\nWasserstoffneubaumaßnahmen schon deutlich weiterentwickelt.\r\nAbgesehen davon, dass über § 28o EnWG mit Ausnahme\r\nder Vorgaben zur Anreizregulierung nach § 21a\r\nEnWG sowie der Genehmigung von Entgelten nach § 23a\r\nEnWG die Regelungen nach § 21 EnWG auch für Betreiber\r\nvon Wasserstoffnetzen gelten, ist festzuhalten, dass – für die\r\nFälle eines „Opt-in“ – mit der WasserstoffNEV grundsätzlich\r\nein vollständiger Ordnungsrahmen für die Entgeltbildung\r\nvorhanden ist. Dieser Rechtsrahmen könnte nach Auffassung\r\nder Bundesnetzagentur jedenfalls teilweise zukünftig durch\r\neine analoge Anwendung von Vorgaben aus der WANDAFestlegung\r\nergänzt bzw. modifiziert werden. Auch Überlegungen\r\nzur intertemporalen Verschiebung von Kosten bzw.\r\nEntgelten betrachtet die Bundesnetzagentur nicht als per se\r\nausgeschlossen.\r\n• Das EU-Gaspaket steht insgesamt einer übergangsweisen, bis\r\nzur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze auf\r\nWasserstoff erfolgenden regulatorischen Behandlung von\r\n„H2-Ready“-Kosten als „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten\r\nnicht entgegen. Der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 ist vielmehr\r\nein im nationalen Recht bislang nicht explizit vorhandener\r\nneuer Effizienzmaßstab zu entnehmen, der bei Umsetzung in\r\ndas nationale Recht eine Refinanzierung von Kosten der\r\nVornahme von „H2-Ready“-Investitionen über das Erdgasregulierungsregime\r\nzulässt, ohne dass dem Vorgaben der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 entgegenstünden.\r\n• Die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 beinhaltet keine unmittelbaren\r\nVorgaben in Bezug auf den Umgang mit „H2-Ready“-\r\nInvestitionen. Eine rechtliche Analyse der Richtlinie zeigt\r\njedoch, dass diese – insoweit abweichend zu den vorhergehenden\r\nBinnenmarktrichtlinien – das Ziel der Transformations-\r\nund Systemeffizienz im Hinblick auf den Übergang zu\r\neinem klimaneutralen Energiesystem vorgibt. Durch diese\r\nZielvorgabe wird ein Maßstab implementiert, der vom bislang\r\nangewandten, primär am Wettbewerbsgedanken orientierten\r\n26 N&R Beilage 1/25 Spiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\nEffizienzkostenmaßstab der Vorgängerrichtlinien abweicht\r\nbzw. diesen modifiziert.\r\n• Der damit der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 immanente\r\nTransformationseffizienzmaßstab dürfte ausweislich der\r\nvorliegenden Untersuchung gerade auch im Rahmen der\r\nEntgeltregulierung, konkret bei der Auslegung des Kriteriums\r\nder Kostenorientierung, eine entscheidende Rolle spielen.\r\nDemnach schließt es ein solcher Transformationseffizienzmaßstab\r\nim Ergebnis nicht aus, „effiziente“ „H2-Ready“-\r\nKosten für einen Übergangszeitraum bis zur endgültigen\r\nUmstellung der Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff regulatorisch\r\nals „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten behandeln\r\nzu können.\r\n• Die Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 und mithin der herausgearbeitete\r\nTransformationseffizienzmaßstab sind im nationalen\r\nRecht umzusetzen. Dabei hat der nationale Gesetzgeber\r\nsicherzustellen, dass das Richtlinienziel im Sinne einer Verwirklichung\r\ndes gesamten Richtlinienprogramms auf nationaler\r\nEbene implementiert wird. Hieraus folgt, dass dem\r\nnationalen Gesetzgeber bei der Umsetzung der Richtlinienvorgaben\r\nSpielräume zukommen. Dabei könnte der nationale\r\nGesetzgeber im Rahmen der Prüfung transformationseffizienter\r\nKosten in Anlehnung an das bereits heute im nationalen\r\nRecht implementierte System zweistufig vorgehen.\r\n• Auf einer ersten Stufe wäre demnach der durch die Gasrichtlinie\r\n(EU) 2024/1788 modifizierte Effizienzkostenmaßstab\r\ndergestalt anzusetzen, dass die Kosten im Hinblick auf ihre\r\nErforderlichkeit nicht nur im Zeitpunkt ihrer Genehmigung\r\nzu betrachten sind, sondern dem Ziel und dem Auftrag der\r\nRichtlinie entsprechend auch im Hinblick auf eine zukünftige,\r\neffiziente Transformation hin zu untersuchen sind. Dabei\r\nkönnte die Prüfung der Effizienz von Kosten im Wege eines\r\n„Kostenabgleichs“ erfolgen, wobei folgende Kosten gegenübergestellt\r\nwürden:\r\n1. die Kosten der allein für die Erdgasverteilernetzinfrastruktur\r\n(und damit nach bisherigem Maßstab kosteneffizienten)\r\nnotwendigen Investitionen (nachfolgend: „reine Erdgasverteilernetzinvestition“),\r\n2. spätere, prognostizierte Kosten der für die Transformation\r\nnotwendigen Investitionen bei Umstellung der Erdgasverteilernetzinfrastruktur\r\nauf Wasserstoff, wie diese ohne\r\nvorangegangene „H2-Ready“-Investition erforderlich würden\r\n(nachfolgend: „Wasserstoffumstellungsinvestition“),\r\n3. die zusätzlichen „H2-Ready“-Kosten, die dadurch entstehen,\r\ndass die Investition in die Erdgasverteilernetzinfrastruktur\r\nin einer Art und Weise erfolgt, welche die\r\nzukünftige Nutzung des betreffenden Wirtschaftsguts auch\r\nfür Wasserstoff ermöglicht („‚H2-Ready‘-Investition“, vgl.\r\nbereits die Definition oben, unter I.).\r\nDabei dürften „H2-Ready“-Kosten initial als effizient eingestuft\r\nwerden, wenn die Kosten der reinen Erdgasverteilernetzinvestition\r\naddiert mit den Kosten der Wasserstoffumstellungsinvestition\r\ndie Kosten der reinen Erdgasverteilernetzinvestition\r\naddiert mit den „H2-Ready“-Kosten übersteigen.\r\nDemgegenüber dürften „H2-Ready“-Kosten – zumindest\r\ninitial – als ineffizient eingestuft werden, wenn die Kosten der\r\nreinen Erdgasverteilernetzinvestition addiert mit den Kosten\r\nder Wasserstoffumstellungsinvestition geringer wären als die\r\nKosten der reinen Erdgasverteilernetzinvestition einschließlich\r\n„H2-Ready“-Kosten.\r\nIm Rahmen dieses Kostenabgleichs dürften allerdings im\r\nSinne einer Wesentlichkeitsbetrachtung auch weitergehende\r\nKriterien für die Beurteilung heranzuziehen sein. Dazu zählen\r\nbeispielsweise Kriterien der Nachhaltigkeit oder aber der\r\nAspekt des Fachkräftemangels. Von Bedeutung dürfte diese\r\nWesentlichkeitsbetrachtung vor allem in den Fällen sein, in\r\ndenen ein Kostenabgleich im Ergebnis zeigt, dass sich die\r\njeweiligen Kosten nicht voneinander unterscheiden, oder aber\r\ndie Kosten der „H2-Ready“-Investition addiert mit den Kosten\r\nder reinen Erdgasverteilernetzinvestition über denen liegen,\r\ndie im Falle einer zeitlich gestuften Investition entstehen.\r\nInsoweit handelt es sich bei dem so verstandenen Kostenabgleich\r\nalso um eine erste Näherung im Sinne einer initialen\r\nBeurteilung der Transformationseffizienz.\r\n• Auf einer zweiten Stufe sind Vergleichsbetrachtungen anzustellen,\r\nmit denen die Bundesnetzagentur den effizienten\r\nKostenansatz „verproben“ können muss. So dürften die auf\r\nder ersten Stufe als effizient eingeordneten Kosten auf der\r\nzweiten Stufe einer Vergleichsbetrachtung standhalten müssen\r\nund einer – ggf. erforderlichen – Korrektur auf ein\r\n„effizientes Maß“ zugänglich sein. Dabei müssen die jeweils\r\nbestehenden Transformationsherausforderungen berücksichtigt\r\nwerden. In diesem Zusammenhang werden insbesondere\r\nder Grundsatz „Umstellung vor Neubau“, aber auch die\r\nKonsistenz mit der jeweiligen kommunalen Wärmeplanung\r\nzu berücksichtigen sein.\r\n• Art. 5 Abs. 1 und 2 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 stehen\r\neiner regulatorischen Einordnung von effizienten „H2-Ready“-\r\nKosten als Kosten des Erdgasverteilernetzes nicht entgegen.\r\nDenn wenn infolge des in der Gasrichtlinie (EU) 2024/\r\n1788 normierten und durch den nationalen Gesetzgeber im\r\nnationalen Recht zu implementierenden Transformationseffizienzmaßstabs\r\nKosten für „H2-Ready“-Investitionen regulatorisch\r\nals effiziente Kosten des Erdgasverteilernetzes zu\r\nberücksichtigen sind und diese Kosten demnach zulässigerweise\r\nals Kosten der im Erdgasverteilernetz genutzten Betriebsmittel\r\neinzuordnen sind, werden diese folglich auch bei\r\nder Berechnung der Netzentgelte berücksichtigt. Demzufolge\r\nsind „H2-Ready“-Kosten in diesem Fall dem regulierten\r\nAnlagevermögen der Sparte „Erdgas“ zuzuordnen, weshalb\r\nper se schon kein Finanztransfer zwischen der regulierten\r\nDienstleistung „Erdgasverteilung“ und der regulierten Dienstleistung\r\n„Wasserstoffverteilung“ stattfindet.\r\n• Der veränderte Effizienzmaßstab erfordert unter Berücksichtigung\r\nder Ergebnisse der durchgeführten Bestandsaufnahme\r\nModifikationen des bestehenden nationalen Rechtsrahmens,\r\num diesen Maßstab normativ zu verankern. Dabei ist eine\r\nRichtlinie für jeden Mitgliedstaat, an den sie gerichtet wird,\r\nhinsichtlich des zu erreichenden Ziels verbindlich, überlässt\r\njedoch den innerstaatlichen Stellen die Wahl der Form und\r\nder Mittel.\r\n• Die vorhandenen Regelungen in § 21 EnWG müssten zur\r\nUmsetzung des in der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 vorgegebenen\r\nTransformationseffizienzmaßstabs nicht vollständig\r\ngestrichen oder ersetzt werden. Es bleibt auch unter Anlegung\r\neines modifizierten Effizienzkostenmaßstabs grundsätzlich\r\ndabei, dass – im Einklang mit dem Wortlaut der unionsrechtlichen\r\nVorgaben – allgemein (nur) die Kosten des „effizienten\r\nund strukturell vergleichbaren Netzbetreibers“ berücksichtigungsfähig\r\nsind. Allerdings gilt es, im nationalen Rechtsrahmen\r\nsicherzustellen, dass an das Kriterium des „effizienten\r\nund strukturell vergleichbaren Netzbetreibers“ im Erdgasverteilernetzbereich\r\nzukünftig ein insbesondere vom Elektrizitätsverteilernetzbereich\r\nabweichender materieller Maßstab\r\nanzulegen ist. Dies ist im nationalen Recht normativ zu\r\nverankern, wobei zugleich sicherzustellen ist, dass die Unabhängigkeit\r\nder Bundesnetzagentur hierdurch nicht unzulässig\r\neingeschränkt wird.\r\n• Im Hinblick auf den Umgang mit Kosten für Investitionen in\r\nWasserstoffneubaumaßnahmen enthält das geltende regulatorische\r\nWasserstoffregime – seine Anwendbarkeit durch\r\n„Opt-in“, gesetzliche oder behördliche Regelung durch die\r\nBundesnetzagentur unterstellt – vor allem mit § 28o Abs. 1\r\nS. 3 EnWG und der WasserstoffNEV bereits einen logischen\r\nSpiekermann/Rosin/Michaelis, Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung N&R Beilage 1/25 27\r\nund durchdachten Mechanismus für den Umgang mit Kosten,\r\ndie anfallen, bevor es die ersten physisch an das Netz\r\nangeschlossenen Netznutzer gibt und diese durch die Zahlung\r\nvon Netzentgelten einen Beitrag zur Finanzierung leisten\r\nkönnen. Jedoch birgt dieses „Sammeln“ und die notwendige\r\nVerzinsung dieser Kosten die Gefahr in sich, dass die „angesammelten“\r\nKosten sehr hoch werden und dies selbst bei einer\r\nVerteilung auf maximal zehn Jahre nach Beginn der Erhebung\r\nvon Netzentgelten von Netznutzern zusammen mit den\r\ndann anfallenden Betriebskosten in Summe zu prohibitiv\r\nhohen Entgelten führen wird, die den Wasserstoffhochlauf\r\nbehindern. Es erscheint deshalb erforderlich, Möglichkeiten\r\nzur Verringerung dieser Kostenmasse in den Blick zu nehmen.\r\n• Eine solche Möglichkeit ist mit der Abbildung von Kosten für\r\nWasserstoffneubaumaßnahmen über das Erdgasregulierungsregime\r\nin den Blick zu nehmen. Relevante Anknüpfungspunkte\r\ndes EU-Gaspakets für die Bewertung der Zulässigkeit\r\neiner solchen Abbildung von Kosten für Investitionen in\r\nWasserstoffneubaumaßnahmen über das Erdgasregulierungsregime\r\nsind die für „H2-Ready“-Maßnahmen herausgearbeiteten\r\nVorgaben der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788.\r\n• Eine originäre Abbildung von Investitionskosten für Wasserstoffneubaumaßnahmen\r\nüber das Erdgasregulierungsregime,\r\nwie sie für „H2-Ready“-Investitionen als möglich und zulässig\r\nbefunden wurde, scheidet jedoch aus. Im Gegensatz zu\r\n„H2-Ready“-Investitionen, bei denen die originären Erdgasnetzkosten\r\nim Rahmen des in Anwendung des Transformationseffizienzmaßstabs\r\nvorzunehmenden Kostenabgleichs\r\nzusammen mit den Zusatzkosten für die Wasserstoffumstellungsinvestition\r\nbetrachtet werden können, gibt es solche\r\noriginären Erdgasnetzkosten im Falle von Wasserstoffneubauinvestitionen\r\nnicht.\r\n• Können Kosten der Wasserstoffneubauinvestition deshalb\r\nnicht als Kosten betrachtet werden, die originär dem Erdgasanlagevermögen\r\nzuzuordnen sind, so würde eine gleichwohl\r\nerfolgende Abbildung der Kosten über das Erdgasregulierungsregime\r\neinen Finanztransfer nach Art. 5 Abs.1 der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 darstellen, der den Mitgliedstaaten\r\nnach Art. 5 Abs. 2 der Verordnung grundsätzlich nicht\r\ngestattet ist.\r\n• Die Genehmigung eines damit an sich unzulässigen Finanztransfers\r\nkommt nur unter den in Art. 5 Abs. 4 und 5 der\r\nGasverordnung (EU) 2024/1789 genannten Voraussetzungen\r\ndurch Genehmigung eines gesonderten Entgelts für Erdgasnetzkunden\r\nin Betracht.\r\n• Voraussetzung ist die Feststellung der Regulierungsbehörde,\r\ndass die Finanzierung betreffender Netze über Netzentgelte,\r\ndie nur von den jeweiligen Netznutzern gezahlt werden, nicht\r\ntragfähig ist. Wann eine Finanzierung betreffender Netze über\r\nNetzzugangsentgelte, die nur von den jeweiligen Netznutzern\r\ngezahlt werden, nach Art. 5 Abs. 4 der Gasverordnung (EU)\r\n2024/1789 nicht tragfähig ist, wird in der Regelung nicht\r\nweiter präzisiert. Grundsätzlich müsste hierbei eine bestimmte\r\nAnzahl von Netznutzern zugrunde gelegt werden. Auch\r\ninsoweit enthält die Verordnung keinerlei Konkretisierung.\r\nAus den relevanten Regelungen wird jedoch ersichtlich, dass\r\nsich die fehlende Tragfähigkeit einer Finanzierung über die\r\nvon den jeweiligen Netznutzern zu zahlenden Netzzugangsentgelte\r\nausgehend von den für diese angemessenen und\r\nvorhersehbaren Entgelten beurteilen muss. Hierbei dürfte dem\r\nMitgliedstaat bzw. der zu genehmigenden Regulierungsbehörde\r\nein Ausgestaltungsspielraum zukommen, wobei die\r\nRegulierungsbehörde nach Art. 5 Abs. 4 S. 2 der Gasverordnung\r\n(EU) 2024/1789 bei der Prüfung u. a. den Wert der\r\nprognostizierten Finanztransfers, die sich daraus ergebende\r\nQuersubventionierung zwischen den Nutzern der jeweiligen\r\nNetze und die Kosteneffizienz dieser Finanztransfers zu\r\nberücksichtigen hat.\r\n• Entsprechend der Definition des Begriffs „Netznutzer“ in\r\nArt. 2 Nr. 60 der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788, der auch für\r\nden in Art. 5 Abs. 5 lit. a der Gasverordnung (EU) 2024/1789\r\nverwendeten Begriff des „Nutzers“ des regulierten Anlagevermögens\r\nBedeutung zukommt, ist hierbei auch auf „potenzielle“,\r\nalso zukünftige Kunden abzustellen. Das bedeutet\r\nkonkret, dass ein Finanztransfer auch bereits dann zulässig\r\nsein kann, wenn an das betreffende Netz physisch noch keine\r\nNetznutzer angeschlossen sind.\r\n• Die Einbeziehung auch „potenzieller Kunden“ in die Definition\r\ndes Netznutzers erfordert es sodann jedoch, eine Konkretisierung\r\ndahingehend vorzunehmen, ab welchem Grad\r\nder Wahrscheinlichkeit des Anschlusses zukünftiger Netzkunden\r\nvon einem „potenziellen Kunden“ gesprochen werden\r\nkann. Insoweit ist auch die Verweisung des Art. 56 Abs 5 der\r\nGasrichtlinie (EU) 2024/1788 von Relevanz, der vorgibt, dass\r\ndie Regulierungsbehörde bei der Genehmigung besonderer\r\nEntgelte i. S. d. Art. 5 der Gasverordnung (EU) 2024/1789 die\r\nErgebnisse der Prüfung des Entwicklungsplans für das Wasserstoffverteilernetz\r\nzu berücksichtigen hat. Damit verbunden\r\nist folglich eine Bedarfsprüfung, die jedoch im Lichte der\r\nZiele der Gasrichtlinie (EU) 2024/1788 vorzunehmen ist und\r\ndaher auch den Auftrag an die Mitgliedstaaten zu berücksichtigen\r\nhat, zugunsten der Marktakteure Anreize für Investitionen\r\ndurch Gewährleistung der Refinanzierbarkeit zu\r\nschaffen.\r\n• Zum Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland\r\nbedarf es der Ausgestaltung der Methodik eines (zulässigen)\r\nFinanztransfers im nationalen Rechtsrahmen sowie durch die\r\nnationale Regulierungsbehörde, wobei ACER auch diesbezüglich\r\nEmpfehlungen abgeben darf.\r\nJana Michaelis, LL. M., ist Rechtsanwältin und geschäftsführende\r\nGesellschafterin bei Rosin Büdenbender\r\nRechtsanwaltsgesellschaft. Sie ist seit über\r\n19 Jahren als Anwältin im Energierecht tätig, u. a.\r\nin zwei renommierten internationalen Großkanzleien,\r\nund war Referentin für Energiepolitik in einem\r\nBundesverband der Energiewirtschaft. Sie berät ihre\r\nMandanten u. a. zum Recht der erneuerbaren Energien,\r\nzu Fragen der Energieregulierung und zur Wärmetransformation.\r\nDr. Peter Rosin ist Rechtsanwalt und geschäftsführender\r\nGesellschafter der Rosin Büdenbender Rechtsanwaltsgesellschaft.\r\nEr blickt auf mehr als 30 Jahre\r\nTätigkeit in der Energiewirtschaft zurück, darunter\r\nals Leiter der globalen bzw. deutschen Energierechtspraxis\r\nzweier renommierter internationaler Großkanzleien\r\nund in leitender Funktion bei einem großen\r\nEnergieversorgungsunternehmen. Er berät seine\r\nMandanten u. a. zu Transaktionen, zum Wasserstoffrecht und zur\r\nWärmetransformation.\r\nDr. Kristin Spiekermann ist Rechtsanwältin und geschäftsführende\r\nGesellschafterin bei Rosin Büdenbender\r\nRechtsanwaltsgesellschaft. Sie ist seit über\r\nzehn Jahren als Anwältin im Energierecht tätig, u. a.\r\nin zwei renommierten internationalen Großkanzleien,\r\nund war zuvor wissenschaftliche Mitarbeiterin\r\nam Zentrum für Europäische Integrationsforschung\r\nder Universität Bonn. Sie berät ihre Mandanten\r\nschwerpunktmäßig in Regulierungsfragen zu Strom-, Gas- und Wasserstoffnetzen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1b/44/501560/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310093.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":"Wasserstoff-Infrastruktur gestalten. Transformation vorantreiben.\r\nBeitrag der H2ercules-Initiative zur Bundestagswahl 2025\r\nDie H2ercules-Initiative trägt in großem Umfang zur Entstehung eines Wasserstoffmarktes und damit zur Dekarbonisierung und Diversifizierung des deutschen Energiesystems bei. Wir wollen den Aufbau eines H2-Ökosystems in Deutschland ermöglichen, bestehend aus dem H2ercules-Netz (Teil des H2-Kernnet-zes), von diesem Netz abgehenden Anbindungsleitungen auf Verteilnetzebene sowie anzuschließenden industriellen H2-Verbrauchern einschließlich H2-ready Gaskraftwerken, H2-Erzeugungsanlagen und H2-Speichern. Insgesamt haben sich dieser Initiative aktuell mehr als 30 Unternehmen aus der gesamten H2-Wertschöpfungskette angeschlossen.\r\nNach der Bundestagswahl 2025 stehen entscheidende Weichenstellungen für die H2-Infrastruktur bevor. Dazu möchten wir mit diesem Papier einen Beitrag leisten. Zusätzlich zu diesem Überblick, vertiefen wir die unten aufgeführten Themen jeweils in Einzelpapieren.\r\nKernnetz stärken.\r\nDas Wasserstoff-Kernnetz bildet das Rückgrat der zukünftigen Wasserstoffwirtschaft in Deutschland. Es ermöglicht die bedarfsgerechte Verbindung von Erzeugung, Import, Speicherung und Verbrauch und schafft eine erweiterte Basis für eine klimaneutrale Energieversorgung. Die Netzbetreiber gehen in erheb-lichem Umfang in Vorleistung, um das H2-Kernnetz aufzubauen, bevor ein ausgereifter Markt existiert. Diese Vorleistung ist mit einem hohen Risiko verbunden, da die Hochlaufphase des Wasserstoffmarktes von Unsicherheiten geprägt ist. Um Investitionen in das H2-Kernnetz zu fördern, sind eine angemessene Eigenkapitalverzinsung und eine Absenkung des Selbstbehalts im Amortisationskonto erforderlich.\r\nSpeicher ermöglichen.\r\nWasserstoffspeicher sind für den künftigen Markt unverzichtbar. Sie bieten einen wichtigen systemdienli-chen Baustein zur Transformation des Energiesystems in Deutschland und Europa. Für Investitionen be-darf es verlässlicher Aussagen der Politik sowie einer klaren und zügig zur Verfügung stehenden Rah-mengesetzgebung, um Investitionssicherheit zu gewährleisten. Die Verabschiedung einer Wasser-stoffspeicherstrategie ist zwingend notwendig, um diesem für die Entwicklung des Wasserstoffmarktes unverzichtbaren Baustein frühzeitig eine klare Perspektive zu geben. Angesichts der langen Vorlaufzeiten bei der Errichtung und Genehmigung von Speichern bedarf es klarer Aussagen und Regelungen hinsicht-lich des Umgangs mit Mengen- und Preisrisiken, Zugang zu Speicherkapazitäten, Beschleunigung der Entwicklungsprozesse und finanzieller Anreizsetzung für den Aufbau der Speicherkapazitäten.\r\nVerteilnetze nutzen.\r\nDas Gasverteilnetz steht für eine sektorübergreifend sichere Energieversorgung und ist ein strategisches Asset der Energiewende. Die Umstellung des Gasverteilnetzes von Erdgas auf Wasserstoff ist technisch zumeist ohne aufwändige Modifikationen möglich. Sie kann Versorgungssicherheit garantieren und die volkswirtschaftlich anfallenden Transformationskosten verringern. Um die Umstellung der Verteilnetzinfra-struktur europaweit einheitlich zu regeln, wurde 2024 das europäische Gaspaket beschlossen. Netzbe-treiber sind demnach verpflichtet, mindestens alle vier Jahre umfassende Pläne zur Entwicklung und Transformation der Verteilnetzinfrastruktur vorzulegen. Damit die Verteilnetzplanung in Deutschland zü-gig anlaufen kann, halten die H2ercules-Partner eine zeitnahe Überführung des Gaspakets in nationales Recht für zwingend erforderlich. Einzelpläne sollten dabei - wie gesetzlich vorgeschrieben - unter Berück-sichtigung der lokalen Nachfragegegebenheiten regional gebündelt und mit der Netzentwicklungsplanung der Fernleitungsnetzbetreiber strukturell verzahnt werden.\r\nNach der Bundestagswahl 2025 müssen zwingend die Weichen gestellt werden, um den Wirtschafts-standort Deutschland zu stärken und den Klimaschutz voranzutreiben. Die Wasserstoff-Infrastruktur ist ein Rückgrat für die Energiewende, den Erhalt und die Schaffung von Arbeitsplätzen und der Innovations-kraft der deutschen Wirtschat. Für ihre Gestaltung braucht es klare politische Unterstützung und verlässli-cher Rahmenbedingungen, um Investitionen zu sichern."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9e/f7/501562/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310094.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":"Wasserstoff-Kernnetz stärken. Transformation vorantreiben.\r\nPositionspapier der H2ercules-Initative zur Wasserstoff-Transformation.\r\nMit dem genehmigten Wasserstoff-Kernnetz wurde 2024 die Grundlage für eine ausbaufähige Wasserstoff-Transportinfrastruktur in Deutschland geschaffen. Die Partnerunternehmen der H2ercules-Intiative haben die Kernnetz-Planung intensiv begleitet und teils auch eigene Projekte eingebracht. Rund 1.500 Leitungskilome-ter und damit mehr als 15 Prozent der gesamten Kernnetz-Infrastruktur entfallen auf das Wasserstoff-Trans-portnetz der H2ercules-Initiative. Schon 2026 wollen die H2ercules-Partner erste Anbindungen an relevante Importkorridore sicherstellen und Wasserstoff zu ausgewählten Verbrauchszentren transportieren. Das H2-Kernnetz bildet das Rückgrat der zukünftigen Wasserstoffwirtschaft in Deutschland. Es ermöglicht die be-darfsgerechte Verbindung von Erzeugung, Import, Speicherung und Verbrauch und schafft die Basis für eine klimaneutrale Energieversorgung. Die Infrastruktur ist essenziell, um den Markthochlauf von Wasserstoff zu gewährleisten und langfristig die Transformation in Richtung Klimaneutralität zu sichern.\r\nWasserstoff-Kernnetz stärken.\r\nBereits jetzt gehen die Netzbetreiber in erheblichem Umfang in Vorleistung, um das H2-Kernnetz aufzu-bauen, bevor ein ausgereifter Markt existiert. Diese Vorleistung ist mit einem hohen Risiko verbunden, da die Hochlaufphase des Wasserstoffmarktes von Unsicherheiten geprägt ist. Netzbetreiber tragen in dieser Phase ein erhebliches Investitionsrisiko. Auch wenn staatliche Absicherungen wie Garantien bestehen, ver-bleiben zentrale Risiken – etwa durch den hohen Selbstbehalt im Amortisationskonto – bei den Investoren. Verzögerungen beim Markthochlauf oder ein Scheitern der Nachfrageentwicklung könnten die Wirtschaftlich-keit erheblich beeinträchtigen. Gleichzeitig ist die Eigenkapitalverzinsung im Wasserstoffbereich aktuell weni-ger attraktiv als in vergleichbaren Infrastrukturbereichen wie etwa dem Stromnetz. Damit Investitionen in das H2-Kernnetz nicht nur fortgeführt, sondern entsprechend der Bedarfsentwicklung erweitert werden können, bedarf es dringend einer Anpassung der Finanzierungsbedingungen.\r\nDie Attraktivität des Wasserstoff-Kernnetzes als Investitionsprojekt hängt von einem ausgewogenen Chan-cen-Risiko-Profil ab. Wichtige Bausteine dafür wären eine angemessene Eigenkapitalverzinsung und eine deutliche Absenkung des Selbstbehalts im Amortisationskonto. So kann sichergestellt werden, dass Investiti-onen auch in den unsicheren frühen Marktphasen erfolgen und private Kapitalgeber langfristig eingebunden bleiben.\r\nTransformation vorantreiben.\r\nDarüber hinaus ist die Weiterentwicklung des Kernnetzes von entscheidender Bedeutung, um Wasserstoff nicht nur in die großen Verbrauchszentren, sondern überall dahin zu bringen, wo es Bedarf gibt. Hierfür müs-sen Wasserstoff-Netze im Rahmen eines integrierten Netzentwicklungsplans für Gas und Wasserstoff flexi-bel ausgebaut und durch regionale Transformationspläne ergänzt werden. Dabei ist auch eine enge Koordi-nation mit der Stromnetzentwicklungsplanung erforderlich. Die derzeit geplante Dimensionierung muss im Rahmen der Netzentwicklungsplanung immer wieder überprüft und entsprechend der Nachfrage nach Trans-portkapazität nach oben oder unten angepasst werden. Diese zeitliche und regionale Perspektive ist ent-scheidend, um bedarfsgerecht eine flächendeckende Versorgung sicherzustellen und den Mittelstand sowie ländliche Regionen einzubinden (siehe dazu auch H2ercules-Positionspapier „Verteilnetze nutzen“)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b2/d6/501564/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310095.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":"Wasserstoff-Speicher ermöglichen. Transformation vorantreiben.\r\nPositionspapier der H2ercules-Initative zur Wasserstoff-Transformation.\r\nMit der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes wurde 2024 die Grundlage für eine ausbaufähige Was-serstoff-Transportinfrastruktur in Deutschland geschaffen. Die Partnerunternehmen der H2ercules-Intiative haben die Kernnetz-Planung intensiv begleitet und teils auch eigene Projekte eingebracht. Rund 1.500 Lei-tungskilometer und damit mehr als 15 Prozent der gesamten Kernnetz-Infrastruktur entfallen auf das Was-serstoff-Transportnetz der H2ercules-Initiative. Schon 2026 wollen die H2ercules-Partner eine erste Anbin-dung an relevante Importkorridore sicherstellen und Wasserstoff zu ausgewählten Verbrauchszentren trans-portieren. Um eine bedarfsgerechte Versorgung mit Wasserstoff sicherzustellen und ein harmonisches Inei-nandergreifen der verschiedenen Wertschöpfungsstufen zu gewährleisten, muss neben der Transport- auch die Speicherinfrastruktur politisch in den Blick genommen werden. Wasserstoffspeicher sind für den künfti-gen Markt unverzichtbar. Wasserstoffspeicher bieten einen wichtigen systemdienlichen Baustein zur Trans-formation des Energiesystems in Deutschland und Europa. Sie überbrücken die bestehenden Grenzen zwi-schen Strom und Gasmarkt. Weiterhin tragen sie wesentlich zur Versorgungssicherheit bei. Für Investitionen bedarf es verlässlicher Aussagen der Politik, einer klaren und zügig zur Verfügung stehenden Rahmenge-setzgebung und einer finanziellen Anreizsetzung, um Investitionssicherheit zum einen auf Seiten der zukünf-tigen Wasserstoffspeicherbetreiber sowie zum anderen auf Seiten der Produzenten sowie Wasserstoffab-nehmer zu erlangen. Gleichzeitig ist der gesetzliche Rahmen so zu erweitern, dass die Betreiber von Erd-gasspeichern die zeitlich und finanziell aufwändige Umstellung ihrer Anlagen umsetzen können.\r\nSpeicher ermöglichen.\r\nWasserstoffspeicher sind Teil der „farbenblinden“ Wasserstoffinfrastruktur. Sie sind bei deren Aufbau mitzu-planen und hinsichtlich ihrer Besonderheiten, z.B. lange Entwicklungs-Vorlaufzeiten und konkurrierender Einsatz auch im Erdgasmarkt, zu berücksichtigen. Der integrierte Netzentwicklungsplan Erdgas & H2 wird seitens der H2ercules Initiative begrüßt, ist allerdings nur ein erster Schritt. Die hieraus zu treffenden finalen Aussagen für Investitionen bis 2030 werden im Hinblick auf den erwarteten Wasserstoffspeicherbedarf zu spät getroffen. Der NEP trifft keine Aussagen zu Speicherinvestitionen selbst, sondern lediglich zum Netzan-schluss.\r\nDie Verabschiedung einer Wasserstoffspeicherstrategie, die einen klaren Rahmen absteckt und erste Si-cherheiten schafft, hat aus Sicht der H2ercules Initiative auch im Hinblick auf die langen Entwicklungs- und Bauzeiten der Wasserstoffspeicher unverzüglich zu erfolgen, um eine Verlangsamung der Entwicklung des Wasserstoffmarkes zu vermeiden. Klarere Aussagen und Regelungen bedarf es insbesondere hinsichtlich der nachfolgenden Themen:\r\nEingrenzung des Mengen- und Preisrisikos.\r\nWelche Erwartungen werden seitens der Politik an die zur Verfügung stehenden Speicherkapazitäten im Rahmen des Markthochlaufes gestellt? Aktuelle Studien des ewi sowie der dena lassen den Schluss zu, dass der modellierte Kapazitätsbedarf an Wasserstoffspeichern durch die derzeit geplanten Speicherprojekte nicht gedeckt werden kann. Zudem handelt es sich bei den bekannten Speicherprojekten überwiegend um Planungen; finale Investitionsentscheidungen stehen zumeist noch aus. Hier bedarf es eines finanziellen An-reizes, damit die benötigten Investitionen getätigt bzw. Investitionsentscheidungen getroffen werden können.\r\nZur Eingrenzung des Preisrisikos, welches derzeit den Abschluss von verbindlichen Speicherbuchungen hemmt/verhindert und somit auch Investitionsentscheidungen verzögert, bedarf es einer zügigen Klarheit zu welchen Preisen Speicherkapazitätsprodukte angeboten werden bzw. welchen Regularien die Preisfestset-zung unterliegt. Im Hinblick auf die zukünftige Regulierung der Wasserstoffspeicher ist möglichst schnell Klarheit hinsichtlich deren Umfang und Inhalt sowie deren zeitlicher Einführung zu schaffen. Befürwortet wird\r\n2\r\nseitens der H2ercules Initiative eine möglichst schnelle Einführung einer Entgelt-/Methodenregulierung in Umsetzung des EU Gaspaketes.\r\nUm Investitionen der Speicherbetreiber anzureizen, müssen die Einnahmen gesichert und ausreichend sein. Insbesondere im Hochlauf wird es seitens der Speicherbetreiber zu Finanzierungsbedarf kommen, um marktfähige Speicherprodukte anbieten zu können, die sich nicht nachteilig auf den Wasserstoffpreis auswir-ken. Es gilt prohibitive Infrastrukturpreise zu vermeiden. Auch bedarf es einer Risikomitigierung von Erstin-vestitionen in Speicheranlagen gegenüber später gebauten Speicheranlagen, die bereits zu reduzierten Kos-ten aufgrund von Lerneffekten der ersten Anlagen in einem etablierten Markt gebaut werden, damit auch die Erstanlagen noch wettbewerbsfähige Produkte anbieten können. Vorschläge für mögliche Finanzierungsin-strumente für Wasserstoffspeicher von diversen Gutachtern und Verbänden, wie z.B. dem BDEW, liegen be-reits vor.1\r\nZugang zu Speicherkapazitäten.\r\nSeitens der H2ercules Initiative wird es als eklatant wichtig erachtet, dass Speicherprojekte parallel mit den Projekten der Industrie entwickelt werden, sodass die benötigten Speicherkapazitäten zur Verfügung stehen, damit für den Wasserstoffabnehmer bedarfsgerecht Wasserstoffmengen zur Verfügung stehen. Eine Verzö-gerung von Investitionen in Speicher, die als Wertschöpfungsstufe die längsten Entwicklungszeiten aufwei-sen, wird sich nachteilig auf den Markthochlauf, insbesondere in der Industrie und für die angestrebte Back-up Stromversorgung auswirken. Zudem benötigen Wasserstoffspeicher einen ausreichenden und zugesi-cherten Netzzugang, um die benötigte Flexibilität dem Markt anbieten zu können.\r\nBeschleunigung.\r\nDas Thema Beschleunigung erlangt insbesondere hinsichtlich der bereits zuvor angeführten langen Entwick-lungszeiten von Wasserstoffspeichern Bedeutung. Im Wesentlichen ist dafür zu sorgen, dass sich diese Ent-wicklungszeiten durch „neue“ Prozesse nicht noch mehr verlängern und neue Risiken geschaffen werden. Dies bezieht sich - nicht abschließend – zum einen auf Genehmigungsverfahren unter Bergrecht für den Bau und die Umrüstung von Speicherkomponenten und zum anderen auf die Regelungen des EnWG bezüglich Umwidmungen von Erdgasspeichern bzw. Erdgasspeicherkomponenten/-teilen, die mit einer Kapazitätsre-duzierung für den Erdgasmarkt einhergehen.\r\nEs gilt „künstliche“ Barrieren zu vermeiden und Prozesse zu beschleunigen sowie neue Prozesse schlank und effizient aufzusetzen. Letzteres trifft insbesondere auf die Notwendigkeit zu, das Aufbauszenario Was-serstoff mit einem Abbauszenario Erdgas zu verknüpfen und klare Regelungen u.a. für die Umwidmung von Speicherinfrastruktur festzulegen. Dabei geht es z.B. auch um potenzielle Konkurrenzfälle von Erdgas und H2 und deren juristisch saubere Auflösung.\r\n1 Finanzierungsmechanismus für den Aufbau von Wasserstoffspeichern | BDEW\r\n3"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/69/e7/501566/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310097.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":"Verteilnetze nutzen, Anschlüsse sichern. Transformation vorantreiben.\r\nPositionspapier der H2ercules-Initative zur Wasserstoff-Transformation.\r\nMit der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes wurde 2024 die Grundlage für eine ausbaufähige Was-serstoff-Transportinfrastruktur in Deutschland geschaffen. Die Partnerunternehmen der H2ercules-Intiative haben die Kernnetz-Planung intensiv begleitet und teils auch eigene Projekte eingebracht. Rund 1.500 Lei-tungskilometer und damit mehr als 15 Prozent der gesamten Kernnetz-Infrastruktur entfallen auf das Was-serstoff-Transportnetz der H2ercules-Initiative. Schon 2026 wollen die H2ercules-Partner eine erste Anbin-dung an relevante Importkorridore sicherstellen und Wasserstoff zu ausgewählten Verbrauchszentren trans-portieren. Um einer flächendeckenden Versorgung mit Wasserstoff Rechnung zu tragen und ein harmoni-sches Ineinandergreifen der verschiedenen Netzebenen zu gewährleisten, muss neben der Transport- auch die Verteilnetzinfrastruktur politisch in den Blick genommen werden. Mit einem Wiederbeschaffungswert von gut 270 Milliarden Euro ist es ein strategisches Asset der Energiewende, das es bei der Transformation in Richtung Klimaneutralität umfassend zu nutzen gilt.\r\nNetze nutzen.\r\nRund 1,8 Millionen Industrie-, Gewerbe- und Mittelstandskunden sowie mehr als 21 Millionen private Haus-halte beziehen ihr Gas gegenwärtig über das Nieder-, Mittel- und Hochdrucknetz der Gasverteilnetzbetrei-ber. Auf über 550.000 Leitungskilometern versorgt das Verteilnetz rund 99 Prozent aller Gaskunden, die gasbasierte Stromerzeugung sowie einen Großteil der Prozessdampf- und Fernwärmeerzeugung. Der be-darfsgerechte Umgang mit der Gasverteilnetzinfrastruktur ist für die Energiewende damit unmittelbar rele-vant. Technisch ist die Umstellung des Gasverteilnetzes von Erdgas auf Wasserstoff zumeist ohne aufwän-dige Modifikationen möglich, sodass heutigen Anschlussnehmern potenziell eine langfristige Versorgungs-perspektive geboten werden kann. Viele Verteilnetzbetreiber haben bereits vorgelegt und sich mit eigenen Transformationsplänen zur Umstellung ihrer Netze bekannt. Die an der Nachfrage und den konkreten loka-len Gegebenheiten orientierte Umstellung bereits vorhandener Infrastruktur garantiert sektorübergreifend Versorgungssicherheit. Sie schafft Klarheit für die Anschlussnehmer und verringert die volkswirtschaftlich anfallenden Transformationskosten. Dort, wo Erdgas heute stofflich genutzt wird, muss zugleich eine Versor-gung mit Erdgas gewährleistet bleiben. Dies betrifft insbesondere Standorte der chemischen Industrie. Aus-gehend von den Vorgaben des europäischen Gaspakets setzen sich die Partnerunternehmen der H2er-cules-Initiative für einen neuen Ordnungsrahmen ein, der die kritische Relevanz der Verteilnetzinfrastruktur berücksichtigt und die Netzbetreiber dazu befähigt, durch den bedarfsgerechten Umgang mit ihren Netzen die Transformation in Richtung Klimaneutralität voranzutreiben.\r\nTransformation vorantreiben.\r\nUm die Umstellung der Verteilnetzinfrastruktur europaweit einheitlich zu regeln, wurde 2024 das europäische Gaspaket beschlossen. Das Gaspaket umfasst eine Reihe weitreichender Vorgaben und setzt neue Stan-dards bei der Verteilnetzplanung. Netzbetreiber sind demnach verpflichtet, mindestens alle vier Jahre umfas-sende Pläne zur Entwicklung und Transformation der Verteilnetzinfrastruktur vorzulegen, die unter Berück-sichtigung der kommunalen Wärmeplanung sowie im Einklang mit der Netzentwicklungsplanung der Fernlei-tungsnetzbetreiber öffentlich zu konsultieren und behördlich zu genehmigen sind. Spätestens 2026 müssen die Vorgaben des europäischen Gaspakets in nationales Recht überführt worden sein, wobei die Entwick-lungs- und Transformationsplanung regional konsolidiert und der zugrundeliegende Planungszyklus zeitlich verkürzt werden kann. Damit die Verteilnetzplanung in Deutschland zügig anlaufen kann, halten die H2er-cules-Partner eine zeitnahe Überführung des Gaspakets für zwingend erforderlich. Entwicklungs- und Trans-formationspläne sollten dabei - wie gesetzlich vorgeschrieben - unter Berücksichtigung der lokalen Nachfra-gegegebenheiten regional gebündelt und mit der Netzentwicklungsplanung der Fernleitungsnetzbetreiber strukturell verzahnt werden. Die Partnerunternehmen der H2ercules-Initiatve sprechen sich daher für eine regionale Transformationsplanung mit zweijährlichem Planungszyklus aus, die prozessuale Synergieeffekte\r\n2\r\nnutzt und netzübergreifende Querbezüge ebenso berücksichtigt wie unterschiedliche Versorgungsaufgaben in der kommunalen und industriellen Versorgung. Rückbauverpflichtungen sollten generell vermieden, An-schlussregelungen umfassend flexibilisiert werden. Auch muss die Finanzierung von Umstellungs- und Neu-baumaßnahmen zügig geklärt werden. Nur so kann eine kohärente Gesamtplanung geschaffen und die Transformation in Richtung Klimaneutralität ganzheitlich vorangetrieben werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003924","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffhochlauf vorantreiben  - Transformation der Gasnetze ermöglichen und Instrumente für die Marktdurchdringung etablieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c6/15/501568/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310183.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":"2. MÜNCHNER ERKLÄRUNG\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte\r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der\r\ngrößte und herausforderndste Teil des Weges liegt aber\r\nnoch vor uns: Der Umbau unseres gesamten Versorgungssystems\r\nvon der Energieerzeugung, über den Aus- und\r\nUmbau der Netze, bis zur Flexibilisierung des Verbrauchs.\r\nAus unserer Sicht braucht die Energiewende jetzt\r\n— größeren Pragmatismus durch Vielfalt der Lösungen\r\nbei der Umsetzung vor Ort,\r\n— weniger bürokratische Vorgaben, größeren\r\nEntscheidungsspielraum und handhabbare Lösungen\r\nfür die Kommunen sowie\r\n— mehr Mut zu Markt und Wettbewerb, wo dieser\r\ndazu beiträgt, die Klimaziele zu erreichen.\r\nNotwendig sind klare Leitplanken, innerhalb derer Energieversorger,\r\nKommunen sowie Kundinnen und Kunden, die\r\nfür ihr jeweiliges Umfeld passende Lösung im Markt finden\r\nkönnen. Das Fundament für diesen Markt sind solide und\r\nzukunftsorientierte Energieinfrastrukturen in den Bereichen\r\nStrom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf für die Energiewende in den nächsten\r\nzwei Jahrzehnten ist enorm. Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen\r\nHandlungsspielräume begrenzt. Daher setzen\r\nwir uns für eine kosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig\r\nverlässliche Rahmenbedingungen, marktwirtschaftliche\r\nSteuerungsinstrumente, mehr Technologieoffenheit, weniger\r\nDetailregelungen und weniger Subventionsbedarf.\r\nDarüber hinaus muss die Energiewende stärker als bisher\r\nin einem europäischen Kontext gedacht werden.\r\nDer Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnenmarktes\r\nund insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes\r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nWir brauchen verlässliche, langfristige Rahmenbedingungen,\r\ndamit wir als Kommunen zusammen mit der\r\nThüga als dem größten Netzwerk kommunaler Energieversorgungsunternehmen\r\ndie Energiewende gestalten\r\nkönnen: Pragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nPragmatismus und marktlicher Wettbewerb\r\nermöglichen die Umsetzung\r\nUm nicht zu riskieren, dass Bürgerinnen und Bürger sowie\r\ndie Umsetzer der Energiewende vor Ort abgehängt werden\r\nund die Akzeptanz der Energiewende ins Wanken gerät,\r\nsollte bei der Energiewende pragmatisch vorgegangen\r\nwerden: Wir brauchen weniger bürokratische Vorgaben\r\nund mehr Freiraum für handhabbare Lösungen. Dazu geben\r\ndie Klimaziele die Richtung vor, aber das Schrittmaß muss\r\nvor Ort gefunden werden.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss technologieoffen\r\nsein und den Kommunen mehr Entscheidungsfreiheit\r\neinräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes\r\n(GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen An-\r\nHandlungsempfehlungen\r\nder Task Force Politische Willensbildung\r\ndes Beirats der Thüga Aktiengesellschaft\r\nEnergiewende gestalten:\r\nPragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenheiten im\r\nGebäudebestand und in der Wärmeversorgung berücksichtigt.\r\nStatt überbordender bürokratischer Hürden braucht es Vertrauen\r\nin die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure. Diese können pragmatische\r\nLösungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung\r\nentwickeln und schnell umsetzen. Einseitige Eingriffe in den\r\nWettbewerb und starre Vorgaben nach dem „One-size-fitsall“-\r\nPrinzip sind kontraproduktiv, teuer und machen im heterogenen\r\nGebäudebestand wenig Sinn.\r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeenergiegesetz\r\nbraucht es bei der Wärmewende Technologieoffenheit\r\nund Vertrauen in die Kompetenz der Kommunen\r\nund Stadtwerke vor Ort. Entscheidungsfreiheit für die\r\nKommunen und Bürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung\r\naller klimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nDer Bund sollte einen belastbaren gesetzlichen\r\nRahmen vorgeben, in dem dezentrale Besonderheiten\r\nberücksichtigt werden. Überregulierung muss abgebaut\r\nwerden. Die beste Lösung wird lokal gefunden.\r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an\r\nPraxiswissen und sollten vor Ort jeweils passgenau geplant\r\nund umgesetzt werden. Einseitige Vorgaben und Eingriffe in\r\nden Wettbewerb der Energieträger, Technologien und Produktangebote\r\nlehnen wir daher ab.\r\nUm die Diversität und Vorteile des Energiemarkts für die\r\nEnergiewende besser nutzen zu können, sollte der Wettbewerb\r\nin den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb wieder\r\ngestärkt werden. Anstelle von aufwendigen, staatlichen\r\nDetailregelungen wie Technologie- oder Produktvorgaben,\r\nbraucht es ein level-playing-field für alle Technologien. Preise\r\nund deren Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der\r\nSystemkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der\r\nEntscheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig.\r\nNur dort, wo Marktversagen droht oder aus der Struktur\r\nheraus kein Markt entstehen kann, wie beispielsweise bei\r\nden Energienetzen, sollte mit möglichst marktnahen Instrumenten\r\neingegriffen werden. Der europäische Emissionshandel\r\nhat sich hier als wirksame Maßnahme erwiesen. Deshalb\r\nsollte dieser auch in Zukunft das zentrale Steuerungsinstrument\r\nbleiben und wie geplant auf die Bereiche Wärme und\r\nVerkehr ausgeweitet werden.\r\nUm den Energiemarkt besser für die Ziele der Energiewende\r\nzu nutzen, sollten wir mehr europäischen Energiemarkt\r\nwagen, Preiswettbewerb anreizen, staatliche\r\nEingriffe auf Marktversagen beschränken und Instrumente\r\nwie den europäischen Emissionshandel stärken.\r\nVersorgungssicherheit und Resilienz\r\ndurch Vielfalt der Lösungen\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die\r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig,\r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden.\r\nUm die zukünftige Energieversorgung sicher und resilient zu\r\ngestalten, braucht es eine Vielfalt von Energielösungen und\r\nverlässliche Rahmenbedingungen für deren Betrieb. Zur Absicherung\r\nfluktuierender Erzeugung werden beispielsweise\r\nSpeicher sowie steuerbare und in das Energiesystem integrierte\r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter\r\nWärmeerzeugung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie\r\ndagewesenen Dimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus\r\nmüssen Moleküle in Form von Wasserstoff und Biomethan\r\nüber die Gasnetze zu den Kunden gelangen, da es kaum\r\nmöglich sein wird, alle notwendigen Energieanwendungen\r\ndurch Elektronen abzudecken. Außerdem werden im Wärmebereich\r\nneue Nah- und Fernwärmenetze benötigt. Nur\r\nso können wir die Wärmewende in einem überschaubaren\r\nZeitraum schaffen und das hohe Maß an Versorgungssicherheit\r\nund Resilienz für den Wirtschaftsstandort Deutschland\r\naufrechterhalten.\r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen\r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so\r\nzur Stabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen\r\ndann nicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können\r\nauch bei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt\r\nwerden. Für lokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene\r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um\r\ndie Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig\r\neinen Beitrag zur Dekarbonisierung zu leisten.\r\nErfreulicherweise hat jüngst eine pragmatische Verlängerung\r\ndes KWKG stattgefunden. Wünschenswert\r\nwäre, dass in der kommenden Legislaturperiode eine\r\numfangreichere Verlängerung und zugleich eine inhaltliche\r\nAnpassung des KWKG stattfindet, um Anreize zum\r\nEinsatz von klimaschonenden Brennstoffen sowie einer\r\nsystemkompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis\r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einen geeigneten\r\nKapazitätsmechanismus integriert werden, der\r\ndie Bereitstellung sicherer Leistung honoriert. Vor diesem\r\nHintergrund begrüßen und unterstützen wir die aktuellen\r\nÜberlegungen zur Einführung eines kombinierten\r\nKapazitätsmarktes, der auf zentrale und dezentrale\r\nElemente setzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungsebenen\r\ndem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird\r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufgenommen\r\nbzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen\r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise.\r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren liegt dies auch an einem nicht mehr\r\npassenden regulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert\r\nfast ausschließlich auf Kostensenkung setzt.\r\nDie zukünftige Stromversorgung braucht einen Regulierungsrahmen,\r\nder grundsätzlich den massiven und\r\nvorausschauenden Ausbaubedarf anerkennt, unnötige\r\nBürokratie vermeidet, eine international wettbewerbsfähige\r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt\r\nsowie steigende Betriebskosten berücksichtigt. Zugleich\r\nsollte den Netzbetreibern die Nutzung von Batteriespeichern\r\nund Elektrolyseuren als Betriebsmittel\r\nermöglicht werden, um schneller erneuerbare Energie\r\naufnehmen und das Netz besser aussteuern zu können.\r\nDer oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur sollte für die\r\nTransformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie den Ausbau\r\nvon Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein systemischer,\r\nsystemdienlicher und integrierter Planungsansatz aller\r\nSparten hilft, um die Kosten für den Netzumbau und -ausbau\r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkernnetz\r\ngestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen\r\nfür die Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden.\r\nMit Blick auf den angestrebten Ausbau der Wärmenetze benötigen\r\nalle Akteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke\r\nfür ihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und\r\nBürgerinnen und Bürger für ihre Entscheidung, welche Heizungsart\r\nfür sie am sinnvollsten ist.\r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfordert die\r\nzügige Umsetzung des EU-Gaspakets, eine kohärente\r\nRegionalplanung und flexible Anschlussregelungen sowie\r\ndie Finanzierung und den Aufbau einer krisensicheren\r\nWasserstoff-Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen.\r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem\r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden können, um\r\nden schnellen Hochlauf zu befördern. Um die Bundesförderung\r\nfür effiziente Wärmenetze (BEW) langfristig\r\nauszurichten und finanziell angemessen auszustatten,\r\nsind mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr bis in die\r\n2030er Jahre erforderlich.\r\nFinanzierbarkeit und Kosteneffizienz\r\ngewährleisten\r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen\r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU\r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe\r\nvon 721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen\r\nEuro. Andere Studien gehen von noch größeren Beträgen\r\naus. Allein für die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf\r\nfür die kommunale Energiewende von bis zu 90\r\nMilliarden Euro bis 2045 ermittelt. Diese Mittel werden vor\r\nallem für den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien und modernen Kraftwerken sowie\r\nder Netzinfrastruktur für Strom, H2 und Wärme benötigt.\r\nKommunen und kommunale Energieversorger sollten\r\nmit der Mammutaufgabe der Finanzierung der Energiewende\r\nnicht allein gelassen werden. Es braucht viele\r\nverschiedene, an die kommunalen Unternehmen adaptierbare\r\nAnsätze, um den kommunalen Energieversorgern\r\nin Deutschland die Finanzierung zu ermöglichen.\r\nSowohl auf Bundes- als auch auf europäischer Ebene\r\nsollte noch stärker als bisher darauf geachtet werden,\r\ndass die energiewirtschaftliche Rahmengesetzgebung\r\nzu der kommunal geprägten Versorgungsstruktur in\r\nDeutschland passt.\r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten\r\nCO2-Vermeidungskosten, sollte im Mittelpunkt der Energiewende\r\nstehen. Marktlicher Wettbewerb kann hier zur\r\nPreissenkung beitragen. Die verschiedenen Infrastrukturen\r\nsollten noch stärker integriert geplant werden, um Überkapazitäten\r\nzu vermeiden und die Systemkosten so gering wie\r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss\r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind\r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also\r\nrund 16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele,\r\num neue Transformationsprojekte effizient und in der notwendigen\r\nGeschwindigkeit umzusetzen. Der administrative\r\nAufwand und die Umsetzung der Informationspflichten kosten\r\ndie Energiewirtschaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld,\r\ndas anderswo besser investiert wäre.\r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rahmenbedingungen,\r\ndie auf marktwirtschaftliche Anreize setzen\r\nund langfristige Investitionssicherheit bieten. Gleichzeitig\r\nmüssen die Infrastrukturen – noch stärker als bislang\r\ngeschehen – sinnvoll aufeinander abgestimmt werden.\r\nDies setzt integrierte Planungsprozesse aller Sparten\r\nvoraus.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der\r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder\r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft tragen\r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare\r\nRahmenbedingungen zu einer allgemeinen Verunsicherung\r\nbei. Dies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber\r\nhöhere Risikoaufschläge ansetzen.\r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen klar auf:\r\nWir brauchen langfristig verlässliche regulatorische\r\nRahmenbedingungen, um Anreize für Investitionen und\r\nFinanzierungen zu setzen. Gleichzeitig müssen für Investitionen\r\nin die Transformation auch im internationalen\r\nVergleich attraktive, marktgerechte Renditen ermöglicht\r\nwerden, und zwar sowohl im regulierten Bereich\r\nder Energienetze als auch im unregulierten, marktlichen\r\nBereich. Die Konditionen sollten risikoadjustiert\r\nvergleichbar sein. Darüber hinaus sollte die Idee eines\r\nEnergiewendefonds unter Rückgriff auf staatliche Ausfallgarantien\r\nweiterverfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finanziellen\r\nBelastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft,\r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen,\r\nsteigt, wenn die finanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent\r\nund nachvollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche\r\nAusgestaltung der Energiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche\r\nAkzeptanz.\r\nBei der Umsetzung der Energiewende muss die Kosteneffizienz\r\nin einer ganzheitlichen Betrachtung oberstes\r\nGebot sein. Dies muss transparent und verständlich erklärt\r\nwerden und mit echter Entscheidungsfreiheit der\r\nKundinnen und Kunden einhergehen. Hier sehen wir\r\nPolitik und Unternehmen gleichermaßen in der Verantwortung.\r\nWir als Repräsentanten unserer Kommunen stehen Ihnen für den Austausch zu diesen Handlungsempfehlungen gerne\r\nzur Verfügung. Die Task Force Politische Willensbildung des Beirats der Thüga Aktiengesellschaft bündelt und formuliert\r\nkommunale politische Positionen und gibt energiepolitische Impulse in unterschiedlichen Handlungsfeldern. Vorsitzender\r\nder Task Force und des Thüga-Beirats ist Udo Glatthaar, Oberbürgermeister der Stadt Bad Mergentheim.\r\nÜber Thüga:\r\nDie Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) bildet den Kern des größten\r\nNetzwerks kommunaler Energie- und Wasserversorger in\r\nDeutschland. Mehr als 100 Unternehmen sind in der Thüga-Gruppe\r\nvernetzt. Die Expertinnen und Experten der Thüga bieten Beratung,\r\nteilen Best Practices, forcieren skalierbare Lösungen und\r\nfördern Kooperationen. Thüga bündelt die Herausforderungen\r\nund Interessen der Partnerunternehmen und macht sich für ihre\r\nAnliegen stark. Ziel ist es, die kommunale Energie- und Wasserversorgung\r\nsicher, nachhaltig und bezahlbar zu gestalten – Besser\r\ngemeinsam. Gemeinsam besser!\r\nDie Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten mit ihren\r\nMarken und Produkten den Markt vor Ort und sind Partner der\r\nKommunen bei der Energie- und Wärmewende. Im Jahr 2023\r\nerzielte die Thüga-Gruppe einen Umsatz von über 53 Milliarden\r\nEuro. Damit zählt sie deutschlandweit zu den drei umsatzstärksten\r\nEnergieversorgern. Mit rund 23.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern\r\nist die Thüga-Gruppe drittgrößte Arbeitgeberin unter\r\nden deutschen Energieversorgern. Die Thüga-Gruppe ist bundesweit\r\ndie Nummer 1 in der Wasserversorgung (1 Million Kunden),\r\ngehört zu den größten Wärmeversorgern in Deutschland (rund\r\n9000 GWh p.a.) und ist mit rund 9.300 Ladepunkten größte Betreiberin\r\nvon Ladeinfrastruktur für E-Mobilität. Darüber hinaus ist\r\ndie Thüga-Gruppe an Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit einer\r\nGesamtleistung von knapp 5 Gigawatt beteiligt – und gehört damit\r\nzu den führenden Ökostrom-Produzenten in Deutschland.\r\nDie Initiatoren der Task Force Politische Willensbildung des Thüga-Beirats:\r\nEric Ballerstedt\r\nBürgermeister der Stadt Lindenberg im Allgäu\r\nDr. Constantin H. Alsheimer\r\nVorsitzender des Vorstandes der Thüga\r\nAktiengesellschaft\r\nPeter Boch\r\nOberbürgermeister der Stadt Pforzheim\r\nMarkus Conrad\r\nBürgermeister der Verbandsgemeinde Wörrstadt\r\nAndreas Dittmann\r\nBürgermeister der Stadt Zerbst/Anhalt\r\nDaniel Friedl\r\nVorsitzender CDU-Fraktion im Rat\r\nder Hansestadt Stade\r\nAndreas Hein\r\nAufsichtsrat Stadtwerke Heide\r\nProf. Dr. Hans-Günter Henneke\r\nHauptgeschäfstführer Deutscher Landkreistag\r\nMarkus Ibert\r\nOberbürgermeister der Stadt Lahr\r\nMarkus Herrera Torrez\r\nOberbürgermeister der Großen\r\nKreisstadt Wertheim\r\nStefan Güntner\r\nOberbürgermeister der Stadt Kitzingen\r\nAdolf Kessel\r\nOberbürgermeister der Stadt Worms\r\nSteffen Jung\r\nBürgermeister der Stadt Alzey\r\nUdo Glatthaar\r\nOberbürgermeister der Großen Kreisstadt\r\nBad Mergentheim\r\nSteffen Zenner\r\nOberbürgermeister der Stadt Plauen\r\nManfred Wagner\r\nOberbürgermeister der Stadt Wetzlar\r\nMarkus Zwick\r\nOberbürgermeister der Stadt Pirmasens\r\nDr. Marold Wosnitza\r\nOberbürgermeister von Zweibrücken\r\nKlaus Wagner\r\nBürgermeister der Stadt Grünstadt\r\nSylvio Krause\r\nBürgermeister der Gemeinde Amtsberg\r\nDr. Thorsten Kornblum\r\nOberbürgermeister der Stadt Braunschweig\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer des Verbands\r\nkommunaler Unternehmen\r\nTobias Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Hassloch\r\nKlaus-Otto Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Uelitz\r\nThomas Nitzsche\r\nOberbürgermeister der Stadt Jena\r\nMarcus Schaile\r\nBürgermeister der Kreisstadt Germersheim\r\nMarco Steffens\r\nOberbürgermeister der Stadt Offenburg\r\nChristian Schweiger\r\nErster Bürgermeister der Stadt Kelheim"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003925","regulatoryProjectTitle":"Systementwicklungsstrategie - pragmatisch und praxisnah","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7d/bb/303631/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180034.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":"Systemtransformation. Pragmatisch und praxisnah.\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie 2024\r\nSTELLUNGNAHME, THÜGA Aktiengesellschaft | 12. Juni 2024\r\nDie Transformation in Richtung Klimaneutralität erfordert zwingend den Umbau des deutschen Energiesystems.\r\nDieser Umstand wurde politisch erkannt und vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz\r\n(BMWK) mit der Systementwicklungsstrategie (SES) eigens adressiert. Während die Systementwicklungsstrategie\r\nnoch im Sommer 2024 finalisiert und vorgestellt werden soll, sind ihre Festlegungen gemäß der Zweiten\r\nNovelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) schon jetzt bei der Netzentwicklungsplanung (NEP) adäquat\r\nzu berücksichtigen. Ihre Annahmen und Aussagen sind somit unmittelbar relevant. Um noch im Vorfeld der\r\nVeröffentlichung Orientierung über die politisch angestrebte Gesamtentwicklung zu geben und eine übergreifende\r\nInfrastrukturplanung zu ermöglichen, hat das Bundeswirtschaftsministerium vorläufige Ankerpunkte\r\nzur Systementwicklungsstrategie 2024 veröffentlicht und interessierten Dritten die Möglichkeit zur Stellungnahme\r\neingeräumt. Als bundesweit größtes Netzwerk kommunaler Energieversorgungsunternehmen teilt die\r\nThüga das mit der Systementwicklungsstrategie zum Ausdruck gebrachte Bedürfnis, parallel bestehende Einzelplanungen\r\naufeinander abzustimmen und die Systemtransformation in Deutschland ganzheitlich voranzutreiben.\r\nDie Gasverteilnetzbetreiber haben bereits vorgelegt und mit ihren Transformationsplänen die\r\nGrundlage für eine vor Ort gelingende Energiewende geschaffen. Um kostspieligen Fehlplanungen vorzubeugen,\r\nsollten die Verteilnetzbetreiber daher in alle relevanten Arbeitsgruppen zur Systementwicklungsstrategie\r\nintegriert werden. Die mit den Ankerpunkten getätigten Prognosen sollten überdies auf pragmatischen Annahmen\r\nfußen und Projektionen ein hohes Maß an Praxisnähe gewährleisten.\r\nFür pragmatische Prognosen im Strom- und Gassystem.\r\nDie in den vorläufigen Ankerpunkten getroffenen Aussagen fußen im Strombereich auf teils veralteten Annahmen\r\n(vgl. hierzu die Ausführungen in unserer Stellungnahme zum Zwischenbericht der Systementwicklungsstrategie).\r\nDer für das Jahr 2030 angegebene Bruttostromverbrauch von jährlich ca. 750 Terawattstunden\r\nübertrifft viele bekannte Prognosen um rund 100 Terawattstunden und scheint deutlich überhöht. Aktuell\r\nstellen wir einen gegenläufigen Effekt mit sinkenden Strommengen in fast allen unseren Verteilnetzen fest.\r\nDer Einsatz von Wasserstoff wird in den vorläufigen Ankerpunkten vor allem auf die Industrie und die Stromerzeugung\r\nbeschränkt. In der dezentralen Gebäudewärme wird Wasserstoff hingegen nur begrenzt berücksichtigt.\r\nEntsprechend niedrig fällt die in den Ankerpunkten verzeichnete Bedarfsprognose für Wasserstoff\r\naus (360-500 Terawattstunden in 2045, s. S. 5 der Ankerpunkte), die insgesamt als zu gering erachtet werden\r\nmuss. Noch vor wenigen Wochen hat mit dem Nationalen Wasserstoffrat ein unabhängiges Expertengremium\r\nder Bundesregierung den Wasserstoffbedarf 2045 auf bis zu 1288 Terawattstunden beziffert und dabei\r\nauch eindeutige Aussagen zum Einsatz von Wasserstoff in der dezentralen Gebäudewärme getroffen. Neben\r\nder geringen Bedarfsprognose sehen wir auch die Inkonsistenz der aufgeführten Berechnungszeiträume kritisch,\r\ndie sich mal auf 2040, mal auf 2045 erstrecken. Die Schwankungen im zugrunde gelegten Prognoserahmen\r\nerschweren den Vergleich der einzelnen Positionen. Mit Blick auf die Transformation des Energiesystems\r\nund den Zubau erneuerbarer Energien hatte der Zwischenbericht der Systementwicklungsstrategie eine Verringerung\r\nder Energieimportquote bis 2045 auf 25 Prozent veranschlagt. Gegenwärtig liegt die Energieimportquote\r\nbei gut 70 Prozent. Die vorgeschlagene Verringerung des Energieimportanteils sowie die damit\r\nverbundene Vervielfachung des inländischen Energieerzeugungsanteils erscheint im angedachten Zeitraum\r\nSystemtransformation. Pragmatisch und praxisnah.\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie 2024\r\nSTELLUNGNAHME, THÜGA Aktiengesellschaft | 12. Juni 2024\r\nunrealistisch. Auch wenn die nun veröffentlichten Ankerpunkte keine Aussagen zur Importquote bzw. zum\r\nAnteil der inländischen Energieerzeugung treffen, decken sich doch zumindest die Ziele für den Zubau der\r\nerneuerbaren Energien mit jenen des Zwischenberichts (s. S. 5 der Ankerpunkte). Demnach soll sich die\r\ninstallierte Leistung in der Windenergie von heute ca. 67 Gigawatt auf 145 Gigawatt bis 2030 bzw. 230 Gigawatt\r\nbis 2040 steigern. Auch bei der Photovoltaik wird mit einer Verdrei- bzw. Verfünffachung der installierten\r\nLeistung, von heute 81 Gigawatt auf 215 Gigawatt in 2030 bzw. 400 Gigawatt in 2040 gerechnet. Ein\r\nsolcher Zubau ist mit erheblichen Investitionen in die Infrastruktur verbunden und stellt Netzbetreiber –\r\nauch im Hinblick auf die hierfür erforderlichen Personal- und Materialressourcen – vor enorme Herausforderungen.\r\nUnter der Rubrik „Transformationspfad Erdgas“ konzentrieren sich die vorläufigen Ankerpunkte\r\nvor allem auf Ausstiegspfade zur Erdgasnutzung. Während die Umstellung des Verteilnetzes auf Wasserstoff\r\nhierbei keine Rolle spielt, wird die verstärkte Nutzung von Biomethan „nur in Einzelfällen“ in Betracht gezogen\r\n(s. S. 13 der Ankerpunkte). Ob und in welchem Umfang das Gasverteilnetz auf klimafreundliche Brennstoffe\r\numgestellt wird, sollte jedoch im Zuge der kommunalen Wärmeplanung sowie der Netzentwicklungsplanung\r\nindividuell geklärt werden. Ausführungen, die diesem Prozess vorweggreifen, untergraben die kommunale\r\nPlanungsautonomie und können volkswirtschaftlich nachteilig wirken. Ein „Transformationspfad Erdgas“\r\nsollte die Vielfalt der vorhandenen Transformationsoptionen unvoreingenommen abbilden und die Netzbetreiber\r\nrechtlich und regulatorisch dazu befähigen, die Energiewende insgesamt zu gestalten.\r\nFür praxisnahe Projektionen im Gebäude- und Verkehrssektor.\r\nIm Gebäudesektor wurde der Wärmepumpen-Zubau im Vergleich zum Zwischenbericht noch einmal deutlich\r\nangehoben. Sah der Zwischenbericht einen Zubau von 10 bis 18 Mio. Wärmepumpen bis 2045 vor, so\r\nveranschlagen die vorläufigen Ankerpunkte einen Zubau von 15 bis 18 Mio. Wärmepumpen (s. S. 7 der Ankerpunkte).\r\nDamit würden 70 bis 90 Prozent des deutschen Wohngebäudebestands (21 Mio.) mit Wärmepumpen\r\nbeheizt. Ob und in welchem Umfang die Transformation der Wärmeversorgung auf Wärmepumpen\r\nfußen wird, sollte jedoch ausgehend von den vor Ort jeweils gegebenen Voraussetzungen im Zuge der kommunalen\r\nWärmeplanung individuell geklärt werden. Entsprechend sollte sich auch das Zusammenspiel sowie\r\ndie zugrundeliegende Logik des in den Ankerpunkten vorgesehenen Abgleichprozesses (s. S. 7 der Ankerpunkte)\r\numkehren. Statt die kommunale Wärmeplanung an der Systementwicklungsstrategie abzugleichen\r\n(„Top-Down-Abgleich“), sollte sich die Systementwicklungsstrategie vielmehr entlang der kommunalen Wärmeplanung\r\nausrichten („Bottom-Up-Abgleich“). In jedem Fall ist eine eindeutige Verhältnisbestimmung der\r\nbeiden Entitäten erforderlich, die auf bereits bestehenden Planungen aufbaut und dem vor Ort vorhandenen\r\nPraxiswissen eine möglichst hohe Bedeutung beimisst. Im Verkehrssektor decken sich die Aussagen der vorläufigen\r\nAnkerpunkte mit den Ausführungen des Zwischenberichts. 2030 sollen 15 Mio. batterieelektrisch\r\nbetriebene PKWs in Deutschland zugelassen, 2045 fast die gesamte PKW-Flotte elektrifiziert worden sein (s.\r\nS. 7 der Ankerpunkte). Vor dem Hintergrund der aktuellen Zulassungsentwicklungen (Rückgang der Neuzulassungen\r\nund Stagnation des Anteils batterieelektrisch betriebener PKWs am PKW-Bestand bei ca. 1 Prozent),\r\nsind diese Prognosen äußerst optimistisch. Die mit der Elektrifizierung von Wärme und Verkehr einhergehenden\r\nBelastungen für das Stromsystem werden hierbei zudem weitgehend ausgeblendet. Die Niederspannungsnetze\r\nsind für eine Vollelektrifizierung des Gebäude- und Verkehrssektors vielfach nicht gerüstet.\r\nDie hierfür erforderliche Verstärkung der Stromnetze scheint in dem in den vorläufigen Ankerpunkten skizzierten\r\nZeitrahmen kaum praktikabel bzw. am Ende sicherlich nicht der kostengünstigste Energiewendepfad.\r\nAnsprechpartner\r\nJan-David F. Linke\r\nReferent Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1420\r\njan-david.linke@thuega.de\r\nMartin Bäumer\r\nReferent Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1429\r\nmartin.baeumer@thuega.de\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Die Thüga Aktiengesellschaft bedankt sich für\r\ndie Möglichkeit zur Stellungnahme.\r\nI. Unsere wesentlichen Anmerkungen vorab:\r\n1. Die Annahmen des Zwischenberichts zur Systementwicklungsstrategie beruhen auf veralteten,\r\nunzureichenden und intransparenten Daten aus dem Jahr 2019. Diese Daten sind\r\nfür eine bis in das Jahr 2045 reichende Strategie ungeeignet.\r\n2. Auf Basis der zu Grunde liegenden Daten für die Entwicklung von Strombedarf einerseits\r\nund Stromerzeugung andererseits ist nach unserer Einschätzung die Versorgungssicherheit\r\nder Stromversorgung nicht zu gewährleisten. Es ist nicht erkennbar, wie die deutlich\r\nsteigende Stromnachfrage erzeugungsseitig abgedeckt werden soll.\r\n3. Die von der Systementwicklungsstrategie proklamierte Technologieoffenheit findet sich\r\nim Dokument leider nicht wieder: Die Einengung der künftigen Wärmeversorgung in\r\nDeutschland auf das Thema Strom macht die Energiewende teurer und langsamer,\r\nwodurch die Akzeptanz in der Bevölkerung sinkt. Außerdem wird die kommunale Wärmeplanung\r\nmit ihrem technologieoffenen bottom-up-Ansatz konterkariert. Den Akteuren\r\nvor Ort werden in einem undemokratischen Prozess ihre Gestaltungsmöglichkeiten\r\ngenommen.\r\n4. Die wichtige Rolle von dekarbonisierten Gasen wie Biomethan und Wasserstoff im zukünftigen\r\nEnergiemix für die Wärmeversorgung wird völlig unterschätzt, genauso wie die\r\nBedeutung der Kraft-Wärme-Kopplung. Die an vielen Stellen mehr oder weniger deutlich\r\ndurchschimmernde Forderung nach der Stilllegung des deutschen Gasnetzes zerstört unnötig\r\nKapital der Energieversorger, ohne dass versorgungssichere und kostengünstigere\r\nAlternativen aufgezeigt werden.\r\n5. Der Fernwärme wird zu Recht eine wichtige Rolle bei der künftigen Wärmeversorgung\r\nbeigemessen, insbesondere in Ballungsräumen. Allerdings sind hier die lokalen\r\nKonsultation zum\r\nZwischenbericht der Systementwicklungsstrategie\r\nSTELLUNGNAHME, THÜGA Aktiengesellschaft | 18. Dezember 2023\r\n2\r\nGegebenheiten zu berücksichtigen, wodurch sich die in der SES angenommenen Ausbaupotenziale\r\nnach unserer Einschätzung deutlich verringern.\r\nUnklare Prämissen und Datengrundlage\r\nWir begrüßen das klare Bekenntnis zum Anspruch, dass die Systementwicklungsstrategie (SES)\r\nwissenschaftsbasiert entwickelt werden soll. Wir können allerdings aktuell nicht erkennen, auf\r\nwelchen Szenarien und Grundannahmen die Prognosen zur Energieversorgung getroffen worden\r\nsind. Wir bitten daher dringend um Klarstellung, welche Daten für diesen Bericht als Grundlage\r\nherangezogen wurden. Der Bericht bezieht sich an vielen Stellen nur auf das T45-Strom Szenario\r\nwas den Schluss zulässt, dass alle anderen Szenarien nicht betrachtet werden.\r\nDie energiepolitischen Rahmenbedingungen in Deutschland haben sich seit ihrer Veröffentlichung\r\nim Jahr 2019 wesentlich verändert wie z.B. der erste Teil des Kernnetzes, das Gebäudeenergiegesetz\r\n(GEG), die Kommunale Wärmeplanung (KWP) und u.a. die europäischen Wasserstoffentwicklungen.\r\nAus diesem Grund ist die unveränderte Übernahme in so ein wichtiges deutsches Planungselement\r\nwie die Systementwicklungsstrategie nicht sinnvoll. Die letzten zwei Jahre – das\r\ndürfte Konsens sein - haben in der Energiewirtschaft zu völlig neuen Rahmenbedingungen geführt.\r\nAus unserer Sicht basiert die Systementwicklungsstrategie auf unzureichenden, intransparenten\r\nund überholten Annahmen. Formulierungen wie “Ebenso wird die Stromerzeugung geglättet, da\r\nzum Beispiel die Sonne im Osten früher aufgeht und im Westen später untergeht oder Wolkenfelder\r\nnur regional vorhanden sind.“ (S. 43) werden der Bedeutung der Energieversorgung in einer\r\nder größten Volkswirtschaften der Welt nicht gerecht. Die auf den Webseiten der Langfriststudien\r\nvorhandenen Unterlagen sind nicht ausreichend, um sie für die Verteilnetzebene auswerten zu\r\nkönnen. Viele relevante Schlüssel-Parameter fehlen, und sind weder in den Materialien für die\r\nLangfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland – T45-Strom - noch\r\nfür die Basisszenarien TN 50 vorhanden. Nachdem die SES die Entscheidung für das Stromszenario\r\nbesonders auf den Kostenvergleich in Abbildung 2 referenziert, müssen für diese sehr weitreichende\r\nDiskussion alle Berechnungsgrundlagen veröffentlicht werden.\r\nWir halten es für deutlich sinnvoller, die Systementwicklungsstrategie auf der dena-Leitstudie „Integrierte\r\nEnergiewende1“ aufzubauen, da deren Daten transparent und nachvollziehbar sind. Außerdem\r\nist sie die aktuellste Studie und stellt das nachweislich kostengünstigste Szenario dar.\r\nEine Anpassung der Langfristszenarien des BMWK ist unumgänglich, da die Entwicklungen der letzten\r\nzwölf Monate auf die Langfristszenarien einen gravierenden Einfluss auf die SES haben.\r\nBeteiligung der Verteilnetzbetreiber zwingend erforderlich\r\nGleichwohl können wir nicht verstehen, warum die Betreiber von Infrastrukturen auf der Verteilnetzebene\r\n- für Gas immerhin 571.000 km, für Strom 1.810.700 km und für Fernwärme 29.020 km\r\n- vom Erstellungsprozess dieser Systementwicklungsstrategie bislang ausgeschlossen wurden. Zumindest\r\nunsere Anfrage zur Teilnahme am 17. August 2023 wurde mit einer E-Mail vom 30. August\r\n2023 und dem Hinweis abgelehnt, dass die Verteilnetze, die Umsetzung der Planung sowie\r\ntechnische Fragestellungen zunächst nicht Teil des Austausches in der AG Netzbetreiber seien.\r\n1 https://www.dena.de/fileadmin/dena/Dokumente/Pdf/9261_dena-Leitstudie_Integrierte_Energiewende_lang.pdf\r\n3\r\nAufgrund des Fokus auf die Fernleitungs- und Übertragungsnetze und die Eingangsdaten der Szenariorahmen\r\nsei der Teilnehmendenkreis der Sitzungen der AG-Netzbetreiber aktuell im Wesentlichen\r\nauf die Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber beschränkt.\r\nIm Text des Zwischenberichtes finden sich nun allerdings zahlreiche Aussagen zur den Verteilnetzen.\r\nDamit wurde vor der Diskussion mit den Verteilnetzen bereits ein Beschluss getroffen für das\r\nStromszenario auf Basis von veralteten Berechnungen und Annahmen. Es wäre für den Realitätsbezug\r\nder SES sehr wichtig gewesen, wenn die Unternehmen der Verteilnetzebene (VNB) auch\r\nschon an der Erarbeitung des Entwurfs der Systementwicklungsstrategie beteiligt worden wären.\r\n99 % aller Endkunden im Strom und Gas und 100 % aller Kunden in der Fernwärme sind an den lokalen\r\nVerteilnetzen angeschlossen. Das Wissen um die aktuellen Entwicklungen von Energieverbrauch\r\nund -struktur, der vorhandenen und zukünftigen Infrastruktur vor Ort und der möglichen\r\nEnergieerzeugung liegt nur bei den Verteilnetzbetreibern und Energieversorgern vor Ort, die im\r\nÜbrigen die Transformation für die Endkunden und die Politik vor Ort umsetzen müssen.\r\nSpätestens jetzt ist der Zeitpunkt gekommen, diese Erfahrungen in die nationale Systementwicklungsstrategie\r\neinfließen zu lassen. Mit der Erfahrung und Expertise aus einem Netzwerk von 100\r\nkommunalen Stadtwerken und regionalen Versorgern in Deutschland hätte Thüga schon in der\r\nEntwicklung dieses Berichts einen wertvollen Beitrag liefern können. Das hätte schon im Vorfeld\r\ndem für die SES proklamierten, partizipativen Prozess Rechnung getragen.\r\nWie in der Fraunhofer Bottom-up Studie2 festgestellt wurde, sind in Deutschland Gebäude, Gewerbekunden\r\nund Industrien aller Größenordnungen und Branchen an den Gasverteilnetzen angeschlossen\r\n(1,6 Mio. Endkunden3, siehe Tabelle 83). Nur 500 Industriekunden sind an den Ferngasnetzen\r\nangeschlossen. Die Gasverteilnetzbetreiber beschäftigen sich bereits seit mehreren Jahren\r\nsehr strukturiert mit der Dekarbonisierung der Gasnetze durch Wasserstoff und Biomethan und\r\nerstellen einen Gasgebietsnetztransformationsplan4 (GTP). Die Erfahrungen der letzten beiden\r\nJahre in der Erstellung des GTP haben gezeigt, dass die lokale und regionale Industrie ein hohes\r\nInteresse an Wasserstoff hat. Hier wird die kommunale Wärmeplanung zeigen, wie diese Industrie\r\nversorgt wird und wie die optimale Gasnetztopologie dies gewährleisten kann. Damit einher geht\r\ndann auch die Versorgung mit Wasserstoff, aber auch mit KWK-Anlagen.\r\nLevel Playing Field für alle Technologien – Biomethan berücksichtigen\r\nWir begrüßen das Bekenntnis, bei der notwendigen Transformation marktwirtschaftliche, technologische\r\nWege einzuschlagen. Dies sollte dann allerdings auch stringent in allen Gesetzen, Verordnungen\r\nund Festlegungen gelebt werden. Leider sehen wir dies in der SES nicht.\r\nWir fordern ein echtes Level-Playing-Field für alle Technologien, die einen Beitrag zur Preisstabilität,\r\nzur Versorgungssicherheit und zum Klimaschutz leisten können.\r\n2 https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/news/2022/fraunhofer-stellt-bottom-up-studie-zur-dekarbonisierung-deswaermemarktes-\r\nvor.html\r\n3 https://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Mediathek/Monitoringberichte/MonitoringberichtEnergie2023.\r\npdf\r\n4 https://www.h2vorort.de/gtp\r\n4\r\nIn der Systementwicklungsstrategie vermissen wir die Berücksichtigung von Biomethan. Die EU hat\r\nim Rahmen von RePowerEU5 ein klares Ziel von 35 BCM von Biomethan deklariert, zu dem jedes\r\nland beitragen soll. Deutschland hatte im TYNDAP 2022 (Ten-Year Network Development Plan) ein\r\nPotential von 98 TWh Biomethan6, das in den meisten Fällen lokal erzeugt und eingespeist werden\r\nsoll. Bei der Nutzung von Biomethan müssen weder Netze noch Geräte umgestellt werden.\r\nPotenziale zur Elektrifizierung von Prozesswärme, zur Abwärmenutzung oder von Tiefengeothermie\r\nwerden überschätzt -\r\nPotenziale von dekarbonisierten Gasen und Kraft-Wärme-Kopplung unterschätzt\r\nWir teilen nicht die Annahme, dass Prozesswärme überwiegend elektrifiziert werden kann (S. 3).\r\nDies entspricht nicht der Realität vor Ort. In der Industrie werden nach unserer Erfahrung vielfach\r\nTemperaturen und Technologien benötigt, die mit Strom nicht oder nur unter hohen Kosten darstellbar\r\nsind. Zudem sind die benötigten Anschlussleistungen der Industriekunden so hoch, dass\r\nsie nicht mal ansatzweise mit den bestehenden Stromverteilnetzen bereitgestellt werden können.\r\nAuch der Antransport über die Stromübertragungsnetze ist nicht gewährleistet, besonders in den\r\nWintermonaten. 99 % der Industriekunden und der KWK-Anlagen in Gas und Strom sind an die\r\nVerteilnetze angeschlossen. Wir konnten den Ausführungen nicht entnehmen, dass dieser Umstand\r\nin den Planungen berücksichtigt wurde.\r\nDie gedankliche Einengung, dass Wasserstoffe und synthetische Energieträger im Gebäudesektor\r\n“allenfalls eine begrenzte Rolle spielen” (S. 3), teilen wir ebenfalls nicht. Diese Entscheidung sollte\r\nnach unserer Auffassung der Markt treffen bzw. in der kommunalen Wärmeplanung betrachtet\r\nwerden. Ähnlich verhält es sich nach unserer Auffassung mit der Aussage zum “landgebundenen\r\nVerkehr” (S. 3). Dort sollte technologieoffen und im Wettbewerb der besten Ideen eine Eingrenzung\r\nauf strombasierte Antriebe vermieden werden.\r\nWir können nicht erkennen, wie die regelmäßig auftretenden kalten Dunkelflauten abgebildet\r\nwerden. Gerade in diesen Zeiten ist die lokale Erzeugung von Strom und Wärme sowohl für Fernwärmesysteme\r\nals auch in industriellen KWK-Anlagen für die Bevölkerung elementar. Durch die im\r\nzugrunde gelegten Szenario T45-Strom geplante Stilllegung der Gasverteilnetze gibt es dafür zukünftig\r\nkeine Möglichkeit mehr.\r\nWir teilen die Meinung, dass der Ausbau der Fernwärme (S. 4) in Städten grundsätzlich sehr wichtig\r\nist. Die Erfahrungen in der Thüga-Gruppe zeigen aber auch, dass die Dekarbonisierung lokaler\r\nNah- und Fernwärmesysteme nicht pauschal abgehandelt werden kann. Bestandssysteme mit ihrer\r\njeweiligen Erzeugungs- und Wärmeabnahmestruktur sind dabei ebenso heterogen wie lokal\r\nvorhandene Potentiale für dekarbonisierte Erzeugungstechnologien oder die Entwicklung der Kundenstruktur\r\nund des Wärmebedarfs vor Ort. So kann Solarthermie bspw. in kalten Wintern eine\r\nWärmeproduktion unterstützen, aber nicht ersetzen. Nicht immer ist der Flächenbedarf für eine\r\nAnlage lokal vorhanden.\r\nAuch Tiefengeothermie ist geographisch nur begrenzt vorhanden und mit hohen Erschließungsinvestitionen\r\nverbunden, die sich kostensteigernd auf den wirtschaftlichen Betrieb von Versorgungssystemen\r\nund Endkundenpreisen auswirken. Industrielle Abwärme wird zukünftig durch die\r\n5 https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/bioenergy/biomethane_en?prefLang=de\r\n6 https://2022.entsos-tyndp-scenarios.eu/scenario-results-supply/\r\n5\r\nEffizienzbestrebungen der Industrie deutlich reduziert anfallen. Sie muss für eine sinnvolle Einbindung\r\nnicht nur an der richtigen Lokation vorhanden sein, sondern von der Industrie auch langfristig\r\nund garantiert zur Verfügung gestellt werden. Unserer Erfahrung nach können Industriebetriebe\r\nin der Regel nur selten unvermeidbare Abwärme über einen Zeitraum von 10 oder mehr\r\nJahren in zuverlässigen Mengen und mit zuverlässiger Abgabestruktur zu wettbewerbsfähigen\r\nPreisen anbieten. Auch wenn eine technische Einbindung in vielen Fällen möglich wäre, sind die\r\ndamit notwendigerweise zu erfüllenden Anforderungen an Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit\r\nder Wärme für Endkunden nicht gegeben.\r\nBottom-Up-Prozesse stärken\r\nBottom-up Prozesse wie die kommunale Wärmeplanung, die Gasnetztransformationsplanung oder\r\ndie Transformationsplanung von Fernwärmesystemen nach BEW (Bundesförderung Effiziente\r\nWärmenetze) tragen diesen heterogenen Ausgangssituationen Rechnung und geben den Akteuren\r\nvor Ort die Chance, die bestmögliche Strategie für die Dekarbonisierung der lokalen Wärmeversorgung\r\nauch unter Aspekten der Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit zu ermitteln. Die Systementwicklungsstrategie\r\nsollte daher in ihrem top-down Ansatz keine pauschalen Aussagen zur\r\nlokalen Wärmewende-Strategie machen. Insbesondere sind pauschale Aussagen zu konkreten\r\nWärmequellen oder zur Wirtschaftlichkeit der Fern- oder Nahwärme im Allgemeinen zu streichen.\r\nIn der Wärmeversorgung vor Ort gibt es keine „one-fits-all“-Lösung.\r\nII. Unsere Anmerkungen im Detail\r\n1 Ausgangslage\r\nDer Krieg in der Ukraine hat gezeigt, wie wichtig bestehende Infrastrukturen sind. Erst durch die\r\nhervorragend ausgebaute Gasinfrastruktur und die kurzfristige Anbindung der neuen LNG-Terminals\r\n(S. 8) konnten die neuen Bezugsrouten für Gas genutzt werden.\r\nDer Beschluss, nach der Kernenergie auch die Kohlekraftwerke (S. 9) bis 2030 stillzulegen, erfordert\r\ndringend den Neubau von Kraftwerken. Der geplante starke Anstieg des Stromverbrauchs und\r\nvor allem der Stromleistung muss zukünftig resilient das ganze Jahr - auch bei ganz unterschiedlichen\r\nWetterverhältnissen - abgesichert sein. Leider können wir dies in der zugrundeliegenden Erzeugungsstrategie\r\ndes T45 nicht erkennen. Die verbrauchsnahe Erzeugung von Strom und Wärme\r\nentlastet in Summe das Stromsystem und spart Investitionen in Netze. Daher muss die Kraft-Wärmekopplung\r\nnicht nur aus Effizienzgründen zukünftig weiterhin eine systemstabilisierende Rolle\r\neinnehmen.\r\nDer in der SES genannte CO2 Preis von 100 – 200 €/t (S. 10) macht es umso wichtiger, dass die\r\n45.000 deutschen Industriekunden in den Regionen mit erneuerbaren und low-carbon-Energien\r\nversorgt werden, um eine drohende Abwanderung ins Ausland zu verhindern.\r\nWir teilen die Meinung, dass Energiesysteme nicht starr geplant werden dürfen. Sie müssen Flexibilitäten\r\nbieten, um auf geänderte Rahmenbedingungen reagieren zu können. Umso unverständlicher\r\nsind deswegen die Aussagen, dass Teile der heutigen Gasverteilnetze ab dem Jahr 2045 (S.\r\n54) stillgelegt werden. In der Beschreibung des favorisierten TN Strom des LFS3 (Langfristszenario\r\n6\r\n3) wird sogar die Prämisse unterstellt, dass alle Gasverteilnetze stillgelegt werden. Welche Infrastrukturen\r\nbenötigt werden und welche die kostengünstigste und versorgungssicherste Variante\r\ndarstellen, kann nur über die kommunalen Wärmepläne erarbeitet und darf keinesfalls „topdown“\r\nam Reißbrett über die Köpfe der Bürgermeister, Stadt- und Gemeinderäte sowie Kunden\r\nund Bürger entschieden werden. Andernfalls würde die gerade verabschiedete Gesetzgebung konterkariert\r\nund die Bemühungen der Energiewende vor Ort um Jahre zurückgeworfen, da sich die\r\nBürgerinnen und Bürger schon wieder ausgeschlossen und fremdbestimmt fühlen, was die Akzeptanz\r\nder für die Energiewende notwendigen Maßnahmen nicht fördern wird\r\nEs ist richtig, dass man Infrastruktur vom Dekarbonisierungsziel her denken muss, aber die bisherige\r\nStrategie scheint, anders als im Text suggeriert, eben keine Unsicherheiten oder Varianzen zu\r\nkennen, sondern richtet sich ausschließlich auf ein Stromszenario aus.\r\n2 Sektorübergreifende Eckpunkte\r\nOhne Zweifel ist der Einsatz von erneuerbarem Strom (S. 15) für die Erreichung der Klimaziele von\r\nzentraler Bedeutung. Wir bezweifeln jedoch, dass für alle Anwendungen genügend Strom bereit\r\nstehen wird. Der Aufbau einer Infrastruktur für die Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder\r\nWasserstoffderivate wird sich nur rechnen, wenn dafür dauerhaft und verlässlich erneuerbarer\r\nStrom zur Verfügung steht. Die Verfügbarkeit von Sonne oder Wind ist jedoch auf 1.000 bzw.\r\n2.000 Stunden pro Jahr begrenzt.\r\nEine Beschränkung des Wasserstoffeinsatzes auf nur „schwer zu dekarbonisierende Bereiche“ lehnen\r\nwir ab. Gerade im Gebäudebereich lässt sich der Umstieg von einer Erdgas- auf eine Wasserstoffheizung\r\nmit geringen Kosten und Aufwand erreichen. Ob sich das für den Hauseigentümer\r\nrechnet, sollte der Markt entscheiden. Thüga und Energie Südbayern testen zurzeit erfolgreich im\r\nbayerischen Hohenwart im Rahmen eines Modellprojektes die Wärmeversorgung von Wohnhäusern\r\nmit Hilfe von reinem Wasserstoff.\r\n3 Energienachfrage\r\n3.1 Industrie\r\nEs ist unbestritten, dass durch die Elektrifizierung der Prozesswärme (S. 21) fossile Energieträger\r\nersetzt werden können. Dies gilt jedoch nicht für alle industriellen Prozesse. Vor allem dort, wo\r\nhohe Temperaturen oder eine bestimmte Art der Strahlungswärme erforderlich sind, werden weiterhin\r\nGase benötigt. Nachdem 99 % aller gasversorgten größeren Gewerbe- und Industriekunden\r\nund KWK-Anlagen (ca. 44.000 Stück gemäß BNetzA) an den Gasverteilnetzen angeschlossen sind,\r\nhaben die VNB der Thüga-Gruppe ein sehr detailliertes Wissen um die benötigen Spitzenleistungen\r\nund Lastgänge.\r\nAus dieser Kenntnis, und vor allem, weil viele Unternehmen Gas und Stromverteilnetze betreiben,\r\nwissen wir, dass eine Elektrifizierung dieser enormen Leistungen sehr hohe Kosten für die Verstärkung\r\nder vorhandenen Netze auslösen wird und es zweifelhaft ist, wie diese Investitionen durchgeführt\r\nwerden können. Zudem ist es sehr fraglich, wann die Übertragungsnetze diese Leistungen\r\nversorgungssicher 8.760 Stunden im Jahr zur Verfügung stellen könnten. Die Annahme des TN\r\nStrom, dass Gasverteilnetze stillgelegt werden, ist alleine schon aus diesem Umstand überhaupt\r\n7\r\nnicht substantiiert. Dies liegt vor allem daran, dass die Örtlichkeiten nicht ausreichend berücksichtigt\r\nwurden und die spezifischen Leistungen oder die Infrastruktur vor Ort den Gutachtern nicht\r\nbekannt sind. Gerade dafür sind auch die kommunalen Wärmepläne zuständig und nicht ein theoretisches\r\nSzenario.\r\nFragezeichen wirft auch die Prognose auf, dass sich der Anteil der Fernwärme in der Prozesswärmebereitstellung\r\n(S. 22) der Industrie weiter erhöhen kann. Hier scheint uns ungeklärt, wo diese\r\nFernwärme herkommen soll. Denn die deutsche Industrie ist schon seit Jahren darauf bedacht, industrielle\r\nProzesse so effizient zu gestalten, dass die unkontrollierte Abgabe von Wärme vermieden\r\nwird. Auch hier scheint uns, wie eingangs schon erwähnt, das Risiko in der dauerhaften und\r\nverlässlichen Bereitstellung von industrieller Abwärme zu bestehen.\r\n3.2 Gebäude\r\nWärmepumpen stellen eine wesentliche Technologie für die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung\r\ndar. Insbesondere in modernen und neuen Bauten können diese ihre Vorteile ausspielen. Der\r\nangenommene starke Hochlauf von Stromwärmepumpen wird jedoch dazu führen, dass auch unsanierte\r\noder teilsanierte Gebäude mit Wärmepumpen beheizt werden. Da diese Gebäude eine\r\nwesentlich höhere Temperatur für die Radiatoren benötigen, sinkt unweigerlich der „Coefficient of\r\nPerformance“ (COP). Ein Vergleich von Gesamteffizienzen von Heizungssystemen (Frontier7) hat\r\ngezeigt, dass sich bei unsanierten Häusern und kalten Temperaturen die Effizienz von Stromwärmepumpen\r\nund Wasserstoffbrennwertthermen ausgleicht.\r\nDer Einsatz von thermischen H2-Wärmepumpen oder Brennstoffzellen verbessert das Verhältnis\r\nnoch. Und mit der Entwicklung der hocheffizienten Elektrolyseure mit > 90 % Wirkungsgrad (z.B.\r\nHysata, H2Pro) verbessert sich diese Bilanz noch weiter. Zudem belasten reine Stromwärmepumpen\r\ndie Stromnetze bei kalten Temperaturen überdimensional, da die Häuser schnell auskühlen,\r\ndie Wärmepumpen länger laufen müssen und im schlechtesten Fall auch noch Heizstäbe mit einem\r\nWirkungsgrad von 1 zugeschaltet werden. All diese Punkte sehen wir leider weder im Gebäudegutachten\r\nnoch in der SES diskutiert.\r\nIm Jahr 2045 sollen 18,7 Mio. Stromwärmpumpen installiert sein, die maximal 85 GW Leistung benötigen.\r\nDas entspricht rechnerisch einer Leistung von 4,5 kW pro installierte Wärmepumpe. Dieser\r\nWert erscheint sehr gering, gerade bei niedrigen Temperaturen, da hier alle Wärmepumpen\r\nmit einbezogen sind, also auch solche in sehr großen Fernwärmesystemen. Leider enthalten die\r\nUnterlagen keine Aussagen darüber, mit welchen COP die Wärmepumpen simuliert werden. Es\r\ngibt nur ein Chart, in dem die COP von 3 auf 4,5 ansteigen, was vor allem für unsanierte Gebäude\r\nviel zu hoch ist.\r\nMit der Annahme, dass der Wärmepumpenanteil an den Heizungen bis zum Jahr 2045 im bundesdeutschen\r\nDurchschnitt auf 75 Prozent (S. 27) steigen wird, verabschieden sich die Autoren des\r\nZwischenberichts nach unserer Einschätzung von ihren eigenen Grundsätzen. Denn damit lässt die\r\nSES in bestimmten Regionen Deutschlands nur noch Fern-/Nahwärme oder Wärmepumpen zu.\r\nKommunale Wärmeplanungen finden jedoch vor Ort statt; durch die Einbindung der lokalen Akteure\r\nkönnen so jeweils optimale Lösungen für die Wärmeversorgung in einer Kommune gefunden\r\n7 https://www.frontier-economics.com/media/lyjfepcj/der-wert-von-wasserstoff-im-waermemarkt.pdf\r\n8\r\nwerden. Der in der kommunalen Wärmeplanung verankerte Grundsatz der „subsidiären Technologie-\r\nund Transformationsoffenheit“ wird damit deutlich konterkariert. Die SES sollte sich nach unserer\r\nAuffassung auf die Themen beschränken, die „top-down“ zu klären sind.\r\nEs ist richtig, dass für den Brennstoff Wasserstoff neue Heizgeräte (S. 29) benötigt werden. Richtig\r\nist aber auch, dass die Industrie diese Geräte in den nächsten Jahren zuverlässig liefern kann\r\n(siehe Pressemitteilung Viessmann 10.12.20238). Die Preise für diese Heizgeräte liegen dabei deutlich\r\nunter denen einer Stromwärmepumpe. Thüga hat dazu vor wenigen Monaten in Hohenwart\r\nein Modellprojekt gestartet, in dem Erfahrungen zu diesem Thema gesammelt werden.\r\n3.3 Verkehr\r\nDie Annahme, dass fast die gesamte PKW-Flotte bis zum Jahr 2045 aus batterieelektrischen PKW\r\nbesteht (S. 32), hat für die gesamte Strominfrastruktur weitreichende Folgen. Diese muss bis in die\r\nWohnsiedlungen hinein massiv ausgebaut werden. Wir sind daher der Meinung, dass sich Verkehrstechnologien\r\nder Zukunft zuvorderst marktbasiert entwickeln sollten. E-Fuels oder auch Wasserstoff\r\nals Treibstoff sollten nicht von vornherein ausgeschlossen werden, zumal die Versorgungsinfrastruktur\r\nfür E-Fuels bereits vorhanden ist.\r\n4 Energieangebot\r\n4.1 Stromerzeugung\r\nWir stimmen zu, dass die Erschließung ausreichender Stromerzeugungspotentiale essenziell ist (S.\r\n36). Es kann jedoch nicht zufriedenstellen, wenn zukünftig dauerhaft zehn Prozent des Strombedarfs\r\nimportiert werden müssen. Vor dem Hintergrund, dass auch unsere europäischen Nachbarn\r\nauf dem Dekarbonisierungspfad sind, könnte sich hier eine gefährliche Abhängigkeit oder Stromlücke\r\nentwickeln.\r\nDas der SES zugrundeliegende Stromszenario plant für 2045 einen steuerbaren installierten Kraftwerkspark\r\nmit 87,4 GW, der sich aus 3,1 GW Biomasse, 67,4 GW Wasserstoff, 5,2 GW Wasserkraft\r\nund 11,7 GW Sonstige (Annahme, dass steuerbar) zusammensetzen soll. Dieser Kraftwerkspark\r\nmuss der benötigten Leistung gegenübergestellt werden. Im Explorer9 konnten wir den Verbrauchsdaten\r\nfür Strom entnehmen, dass im Jahr 2045 maximale Last von 85 GW für Stromwärmepumpen\r\ngeplant sind,72 GW für Elektromobilität und 127 GW für die sonstige Nachfrage. In der\r\nSimulation für 2045 liegt die maximale zeitgleiche Last dieser 3 Kundengruppen bei 235 GW am\r\n11.2.2045 ohne Berücksichtigung von Export, Batterien und Wasserstofferzeugung. In 2025 liegt\r\ndie vergleichbare Leistung 105 GW. Ob diese Last an einen Tag mit viel Wind und Sonne oder\r\nwährend einer Dunkelflaute anfällt, ist nicht vorhersehbar. Die Planungen gehen davon aus, dass\r\nalle Unterdeckungen in der Zukunft durch Importe abgedeckt werden. In 6450 Stunden – mehr als\r\n70 Prozent des Jahres - wird Strom aus dem Ausland importiert, bis zu 70 GW. Wenn am 11.2.2045\r\nplanmäßig wenig Sonne und Wind zur Verfügung stehen, dann würden die 70 GW noch weit überschritten\r\nwerden.\r\n8 https://www.viessmann.family/de/newsroom/loesungsangebot/viessmann-brennwertgeraete-sind-100-prozent-h2-ready.html\r\n9 https://enertile-explorer.isi.fraunhofer.de:8443/open-view/55108/8d326c7b3a5dede0b46f0ffa4dce35ea\r\n9\r\nWir können nicht nachvollziehen, wie die SES aufbauend auf diesen Verbrauchszahlen eine\r\nstabile Stromversorgung bei mehrtägigen kalten Dunkelflauten mit 87,4 GW steuerbaren Leistung\r\ndarstellen möchte, und wie dieser Strom zu den Netzkopplungspunkten zwischen ÜNB und\r\nVNB in ganz Deutschland transportiert werden soll.\r\nBei der Planung der Stromnetze ist von mehrtägigen Dunkelflauten auszugehen. Steuerbare Verbraucher\r\nim Bereich der Wärmepumpen können aufgrund der geringen thermischen Kapazität ggf.\r\nEntlastung für kurze Zeitspannen von wenigen Stunden bringen. Diese werden jedoch nach den\r\nEingriffen durch den Netzbetreiber mit einer Gleichzeitigkeit von nahezu 1 das Netz und auch die\r\nErzeugung noch stärker belasten.\r\nLeider gibt es in allen Szenarien keine Aufteilung darüber, welche Leistungen über das Stromverteilnetz\r\nverteilt werden. Durch die Übernahme des T45-Stromszenarios geht die SES davon aus,\r\ndass sämtliche Gasverteilnetze stillgelegt werden und Biomasse ebenso rückläufig ist. Damit wird\r\nes in kalten Dunkelflauten eine sehr geringe lokale Stromerzeugung geben, da die komplette kommunale\r\nund industrielle KWK (Kraft-Wärme-Kopplung) wegfällt. Aus unserer Sicht ist dieses Szenario\r\nniemals versorgungssicher.\r\nVor dem Hintergrund, dass Wasserstoffkraftwerke zukünftig nur noch in den Zeiten laufen sollen,\r\nin denen eine hohe Stromnachfrage auf eine geringe Stromerzeugung aus Windenergie und Photovoltaik\r\ntrifft, fehlt uns der Hinweis auf die Schaffung eines Kapazitätsmarktes. Ohne diesen\r\nMarkt wird niemand in die nötige Kraftwerksinfrastruktur investieren.\r\n4.2 Wärmebereitstellung in Wärmenetzen\r\nWir teilen die Meinung, dass Wärmenetze in der Zukunft in der dichten Bebauung eine große Rolle\r\nspielen werden. Allerdings müssen dafür Wärmenetze und Wärmeerzeugung weiter ausgebaut\r\nwerden, wofür aktuell über BEW und KWKG nur bis 2026/27 Mittel eingeplant sind. Essenziell für\r\nden Betrieb von Wärmenetzen sind Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit und damit letztendlich\r\ndie Bezahlbarkeit für die Kunden. Wärmenetze werden zukünftig verschiedene Wärmequellen\r\nnutzen, die auf dem richtigen Temperaturniveau (das Gebäudegutachten geht von 70-90°C\r\naus), gesichert und wettbewerbsfähig zur Verfügung stehen müssen.\r\nDie Thüga-Gruppe versorgt heute bereits 130.000 Fernwärmekunden und kann auf viele Jahrzehnte\r\nErfahrungen zurückgreifen. Die Annahme, dass die komplette Fernwärme zukünftig ausschließlich\r\nauf Großwärmepumpen, Abwärme, Solarthermie und an manchen Stellen auf Geothermie\r\nbasiert, teilen wir aufgrund der Erfahrungen im Betrieb und auch der Transformationsplanung\r\nfür eine Vielzahl von Wärmenetzen nicht.\r\nEine Aussage darüber können nur die kommunalen Wärmepläne in Kombination mit den Transformationsplanungen\r\nfür die jeweilige Wärmeversorgung vor Ort geben, in denen die verfügbaren\r\nEnergieträger sowie die Entwicklungen in der Kunden- und Abnahmestruktur analysiert werden.\r\nEine Verdreifachung der Anschlüsse erscheint sehr hoch und wird dazu führen, dass Gebiete mit\r\ngeringeren Energiedichten und größeren Netzlängen erschlossen werden, was am Ende zu spezifisch\r\nhöheren Kosten und damit auch zu höheren Wärmepreisen bei den Endkunden führen wird.\r\nDem Gebäudegutachten konnten wir nicht entnehmen, wie dieser Umstand berücksichtigt wird.\r\n10\r\nAbwärme kann eine Rolle in der Zukunft spielen, sofern verschiedene Faktoren positiv zusammenspielen:\r\ndie geographische Lage des Industriekunden in Relation zum Fern-/Nahwärmenetz, das\r\nTemperaturniveau, der Lastgang über das Jahr, das Angebot eines mehrjährigen Liefervertrages\r\nmit einer Lieferverpflichtung und der Preis.\r\nBisher konnten in der Thüga-Gruppe nur sehr wenige Projekte realisiert werden, da immer einige\r\ndieser Punkte nicht erfüllt wurden. Inwieweit das neue Gesetz zur Steigerung der Energieeffizienz\r\n(ENEFG) mit der Verpflichtung der Anmeldung von industrieller Abwärme diesen Zustand verändert,\r\nbleibt abzuwarten. Besonders die geographische Anordnung ist entscheidend, da Industriekunden\r\nbislang keine Investitionen für einen Fernwärmeanschluss übernehmen wollen. Fernwärmenetze\r\nbefinden sich in den meisten Städten in der dichten Bebauung, wo nur bedingt Industrieansiedlungen\r\nzu finden sind. Gerade aktuell sind Industrieunternehmen eher zurückhaltend, langfristige\r\nLieferverpflichtungen einzugehen, da sie zum Teil eigene Effizienzprojekte für die interne\r\nNutzung der Abwärme haben oder noch keine Entscheidung über die langfristige Zukunft ihres\r\nStandorts getroffen haben. Ohne eine langfristige Lieferverpflichtung muss der Fernwärmeversorger\r\nzwingend eine parallele Back-Up Lösung vorsehen, die in vielen Fällen eine lokale KWK-Anlage\r\nsein wird. Für den Ausbau der Wärmenetze fehlen bisher die nötigen Förderbedingungen über\r\n2026/27 hinaus. Ohne diese Absicherung der finanziellen Unterstützung ist eine Verdreifachung\r\nder Anschlüsse nicht plan- und realisierbar.\r\nDie in der SES erwähnten KWK-Anlagen mit Wasserstoff oder auch die Wasserstoffkessel für Spitzenzeiten\r\nsind nur möglich, wenn die örtlichen Verteilnetze erhalten bleiben. Dies widerspricht\r\nder Vorabfestlegung, dass das Szenario T45-Strom Grundlage der SES ist, welches von einer kompletten\r\nStilllegung aller Gasverteilnetze ausgeht. Der Anschluss der KWK-Anlagen vor Ort an die\r\nTransportsystem würde sehr große Investitionen auslösen, da oft sehr weite Entfernungen dazwischen\r\nliegen, besonders bei den regionalen Versorgungen.\r\nGenerell sind wir der Meinung, dass Überlegungen zur Nutzung lokaler Abwärme nur von den Akteuren\r\nvor Ort im Rahmen der Kommunalen Wärmeplanung entschieden werden können. Eine\r\nLenkung über die SES erscheint uns wenig hilfreich. Insofern sollte auf dieses Thema verzichtet\r\nwerden.\r\n4.4 Energieimporte\r\nAktuell werden rund 70 Prozent des Energieaufkommens durch Importe gedeckt (S. 42). Die Hoffnung,\r\ndass diese Quote bis zum Jahr 2045 bei gleichbleibender industrieller Produktion in unserem\r\nLand auf 26 Prozent gesenkt werden kann, teilen wir nicht. Hier halten wir es für dringend erforderlich,\r\ndie BMWK-Langfristszenerien auf eine realistische Basis zu stellen. Zudem sind die geplanten\r\nhohen Stromimporte zu berücksichtigen, siehe Kap. 4.1.\r\n5 Infrastrukturen\r\n5.1 Stromnetze\r\nWir teilen die Feststellung, dass der Ausbau der Stromnetze auf allen Ebenen elementar für die\r\nErreichung der Klimaziele ist. Ein Ausbau ist in allen Spannungsebenen notwendig. Allerdings können\r\nwir anhand der Unterlagen zu den Langfristszenarien die Aussagen zu den Netzlängen oder\r\n11\r\nInvestitionen nicht verifizieren. Dafür müssen die Spitzenleistungen der auslegungsrelevanten\r\nFälle Einspeisung oder Lastbezug für die jeweiligen Spannungsebenen für jedes Stützjahr prognostiziert\r\nund resultierende Netzzustände bewertet werden. Der Ergebnisbericht der Hauptszenarien\r\nliefert dazu keine Details, auch in den Präsentationen zu den 45er Szenarien fehlt dies. Bereits\r\ndurchgeführte Analysen von Netzbetreibern zum Netzverstärkungs- und Ausbaubedarf in technologieoffenen\r\nKlimaneutralitätsszenarien zeigen mindestens eine Verdopplung der erforderlichen\r\nInvestitionen im Vergleich zu den ohnehin notwendigen Erneuerungsmaßnahmen.\r\nAktuelle Netzstudien zeigen, dass Szenarien mit starker Elektrifizierung regelmäßig eine Steigerung\r\nder Leistungsfähigkeit des Stromverteilnetzes um den Faktor 2,5 bis 3 erfordern. Bei Beschränkung\r\nder Rolle der KWK sowie der Gasnetze ist mit weiteren erheblichen Mehrinvestitionen zu rechnen,\r\nu.a. durch erhöhte Netzanschlusskosten von Großwärmepumpen und Investitionen zur Leistungserhöhung\r\nin Abstimmung mit den vorgelagerten (Übertragungs-)Netzbetreibern.\r\nEs fehlen nach unserer Auffassung weiterhin Aussagen, wie sich die komplette Stilllegung der lokalen\r\nKWK-Anlagen auf die Netze auswirkt und wie kalte Dunkelflauten simuliert worden sind. Der\r\nSchneeeinbruch in Bayern im Dezember 2023 zeigt, dass weder Wind noch PV (wegen sehr viel\r\nSchnee) lokal vorhanden war und damit fast die gesamte Last über die Netzkopplungspunkte zu\r\nden Übertragungsnetzen geliefert werden musste.\r\nLeider stehen keine Unterlagen zur Verfügung, mit welchen installierten Leistungen die Stromwärmepumpen\r\nangenommen werden und wie sich der COP besonders bei den dominierenden Luft-\r\nWärmepumpen bei kalten Temperaturen entwickelt. Die gleichzeitige ausgewiesene Maximallast\r\nvon 85,6 GW bezogen auf die Anzahl der Wärmepumpen in 2045 von 18,27 Mio. ergibt eine mittlere\r\nLast von 4,7 kW. dies erscheint uns sehr niedrig, besonders wenn diese Leistung für den gesamten\r\nZeitraums ab 2025 abgesetzt wird in dem sehr viele Häuser nicht saniert sind. Unsanierte\r\nHäuser können theoretisch mit Wärmpumpen beheizt werden, allerdings kühlen sie bei kalten\r\nTemperaturen schnell aus und benötigen für die Radiatoren hohe Temperaturen. Dies kann dazu\r\nführen, dass nicht nur die Wärmepumpe wenig flexibel ist, aber auch zusätzliche Heizstäbe eingebaut\r\nwerden, die mit einem Wirkungsgrad von 1 ans Netz gehen.\r\nIm Vergleich zu anderen elektrischen Haushaltslasten ist bei Wärmepumpen im auslegungsrelevanten\r\nFall des kalten Wintertages von einer maximalen Gleichzeitigkeit der Lasten aufgrund der\r\nAußentemperaturabhängigkeit auszugehen und planerisch zu berücksichtigen. Szenarien mit starker\r\nElektrifizierung und hoher Wärmepumpendurchdringung führen zu flächendeckenden Betriebsmittelengpässen\r\nund Spannungsbandverletzungen. Dies kann nur aufwändig durch die Verlegung\r\nparalleler Leitungen sowie die Erhöhung von Leitungsquerschnitten und der Transformatorstationsdichte\r\nvermieden werden.\r\nInsbesondere in vorstädtischen und städtischen Siedlungen führen entsprechende Maßnahmen\r\nschon heute zu erheblichen Eingriffen in das öffentliche Leben und die Verkehrsführung, nicht selten\r\neinhergehend mit mangelnder Akzeptanz der Bevölkerung. Flächen für neue Trafostationen\r\nsind knapp und stehen in Konkurrenz zu anderen städtebaulichen oder infrastrukturellen Vorhaben.\r\nIn diesem Zusammenhang möchten wir auf das Gutachten von Frontier (Die Rolle von Wasserstoff\r\nim Wärmemarkt10) hinweisen, in dem die echten gemessenen Leistungen ausgewiesen\r\n10 https://www.frontier-economics.com/media/lyjfepcj/der-wert-von-wasserstoff-im-waermemarkt.pdf\r\n12\r\nwerden, die heute über das Gassystem transportiert werden. Das Gutachten kommt zu dem Ergebnis,\r\ndass die Gesamtlast bei ca. 300 GW bei DIN-Temperatur liegt (Ist-Last 250 GW) und dass\r\nder Wärmesektor nach Abzug der Industrie und WW-Bereitung bei 230 GW liegt. Diese Leistung\r\nmuss bei Stilllegung der Gasverteilnetze durch andere Technologien zur Verfügung gestellt werden.\r\n5.2 Gas- und Wasserstoffnetze\r\nWir begrüßen die Entschlossenheit der Bundesregierung, das Thema Wasserstoff endlich konsequent\r\nnach vorne zu treiben. Wasserstoff ist für den Industriestandort Deutschland unverzichtbar.\r\nDas Kapitel Gasnetze scheint uns allerdings nicht an den aktuellen Stand der Entwicklungen um\r\ndas Kernnetz angepasst, sondern basiert eher auf einem Diskussionsstand von Ende 2022/Anfang\r\n2023.\r\nDer schnelle Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Deutschland erfordert zwingend eine flächendeckende\r\nleitungsgebundene Versorgungsinfrastruktur. Dieser Umstand wurde auch politisch erkannt.\r\nMit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) hat der Gesetzgeber die Grundlage\r\nfür den Aufbau eines ausbaufähigen Wasserstoff-Kernnetzes geschaffen. Um den Hochlauf der\r\nWasserstoffwirtschaft flächendeckend zu gewährleisten und ein möglichst harmonisches Ineinandergreifen\r\nder verschiedenen Netzebenen sicherzustellen, muss bei der anstehenden Netztransformation\r\nauch das Nieder-, Mittel- und Hochdrucknetz der Gasverteilnetzbetreiber adäquat Berücksichtigung\r\nfinden. Das Gasverteilnetz versorgt auf über 570.000 Leitungskilometern rund 1,6\r\nMio. Gewerbe- und Industriekunden, mehr als 20 Mio. private Haushalte sowie einen Großteil der\r\ngasbasierten Strom- und Fernwärmeerzeugung. Mit einem Wiederbeschaffungswert von mehr als\r\n270 Mrd. EUR ist das Gasverteilnetz ein strategisches Asset der Energiewende, das es beim Hochlauf\r\nder Wasserstoffwirtschaft umfassend zu nutzen gilt. Mit dem Gasnetzgebietstransformationsplan\r\n(GTP) haben die Gasverteilnetzbetreiber ambitionierte Etappenziele ins Auge gefasst und sich\r\nzu einer zügigen Transformation ihrer Netze hin zu Wasserstoff bekannt. Dass die Umstellung der\r\nGasverteilnetze nur fragmentarisch Eingang in die SES gefunden hat und eine Netzumstellung \"nur\r\nin Einzelfällen” für sinnvoll erachtet wird, steht in einem scharfen Kontrast zur Transformationsbereitschaft\r\nder Branche und in einem deutlichen Gegensatz zu mehreren Bundesgesetzen. So wurden\r\nmit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) und dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) zwei zentrale\r\nBundesgesetze geschaffen, die auf einem flächendeckenden Bezug von Wasserstoff aufbauen und\r\ndie Umstellung des Gasverteilnetzes explizit als Transformationsoption vorhalten. Zudem betont\r\nauch der Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes die hohe\r\nBedeutung regionaler Transformations- und Wärmepläne bei der weiteren Wasserstoff-Netzplanung.\r\nFür den Anschluss weniger Stahl- und Chemiestandorte hätten auch andere Lösungen gereicht.\r\nDie gesamte SES vermittelt den Eindruck, als ob man unbedingt den Wasserstoff aus den Verteilnetzen\r\nheraushalten möchte. Die Thüga-Gruppe betreibt in Summe 81.000 km Gasverteilnetze\r\nund 185.000 km Stromnetze und sehr viele große Fernwärmesysteme. Mit dieser Expertise können\r\nwir mit Gewissheit sagen, dass in allen bereits durchgeführten Energiekonzepten (Chemnitz,\r\nFrankfurt, Nürnberg) die Versorgung der Städte ohne ein Gasverteilnetz nicht möglich ist. Es ist\r\nelementar, wenn dieses Wissen sich in der SES verankern würde, anstatt weiterhin theoretische\r\n13\r\nPlanspiele zu betreiben, ohne diejenigen zu fragen, die tatsächlich 99 % aller Kunden vor Ort mit\r\nEnergie versorgen.\r\nEs bleibt abzuwarten, inwieweit die Einsparungen des Jahres 2022 auf Energieeffizienzmaßnahmen\r\nzurückzuführen sind, oder die zeitweise Umstellung auf Öl oder Flüssiggas bzw. die zeitweise\r\nAussetzung oder Schließung von Industrieproduktion. Es ist höchst unwahrscheinlich, dass Industriekunden\r\nplötzlich Energieeffizienzmaßnahmen umgesetzt haben, die sofort gegriffen haben. Daraus\r\nzu schließen, dass der Weg nach 2030 schon halb geschafft ist, wäre unseres Erachtens sehr\r\nverfrüht. Das Abflachen der Verkaufskurve für Stromwärmepumpen und der starke Mehrabsatz\r\nvon Gasheizungen in 2023 könnte ansonsten auch als Trend gesehen werden und damit sämtliche\r\nAnsätze zum Wärmesektor in der SES verändern.\r\nWelche Leitungen zukünftig auf Wasserstoff umgerüstet werden, wird in den kommunalen Wärmeplanungen\r\nund von den Industriekunden bestimmt. Auch die Mobilität wird eine Rolle spielen,\r\nda Busse und LKW im städtischen Umfeld nicht draußen auf der grünen Wiese betankt werden,\r\nsondern in den Städten.\r\nNicht übersehen werden sollte auch, dass die Wasserstoffverteilnetze die lokale und regional Wasserstoffproduktion\r\nkostengünstig anschließen können. Wir teilen die Auffassung, dass Deutschland\r\nimmer Importe benötigen wird, allerdings wird die echte Potentialanalyse der deutschen\r\nWasserstoffproduktion jetzt erst richtig beginnen. Bisher beschränkt sich die Diskussion ausschließlich\r\nauf große Elektrolyseure, in der Realität wird aber viel mehr in der Fläche erzeugt werden.\r\nDas Grundprinzip \"Lieber Nutzen anstatt abregeln\" führt z.B. in Bayern dazu, dass PV-Parks, die\r\nheute ihren Strom nicht einspeisen können, mittelfristig über Elektrolysen neue Zukunftsperspektiven\r\nhaben. Gleiches gilt für Windstandorte im Norden. Es ist den Bürgern nicht vermittelbar,\r\ndass Investitionen in Erneuerbare Energien für Jahre keinen Nutzen bringen. Die anderen Arten\r\ndes Wasserstoffs finden leider in der SES keine Erwähnung, obwohl gerade in Deutschland an verschiedenen\r\nStandorten zur Müllpyrolyse geforscht wird und erste Pilotprojekte entstehen – die\r\nNationale Wasserstoffstrategie (NWS2.0) ist hier schon weiter.\r\nAuch die Plasmalyse wird von verschiedenen Unternehmen vorangetrieben. Der Vorteil der Unabhängigkeit\r\nvon Wind und Sonne sollte gerade in einer SES betrachtet werden, vom Kreislaufwirtschaftsgedanken\r\nund den Regeln der Müllkaskaden ganz zu schweigen. Noch etwas in der Zukunft,\r\naber mit größeren Erfolgen auch in Europa ist die katalytische Wasserstofferzeugung zu sehen\r\n(z.B. Solhyd Belgien), die auch einen sehr lokalen und verbrauchsnahen Beitrag liefern kann.\r\nEs ist selbstverständlich, dass die verschiedenen Infrastrukturen gemeinsam beplant werden müssen,\r\ndas sieht die kommunale Wärmeplanung, die Energieeffizienzdirektive und die neue Gasdirektive\r\nvor. Zudem wird über die Kooperationsvereinbarung H2 eine enge Verzahnung der Fernleitungen\r\nund Verteilnetze verankert, die auch in der Gasdirektive vorgesehen ist, wie auch die Berücksichtigung\r\nder Verteilnetzplanung in den zukünftigen Netzentwicklungsplan (NEP) Gas/H2. Die\r\nGasverteilnetzbetreiber haben bereits zwei Gasgebietstransformationspläne vorgelegt und sind\r\nschon in der Vorbereitung des 3. Plans, damit strukturiert die Umstellung vorbereitet werden\r\nkann. Dazu gehören auch Gespräche mit Kunden und Kommunen, um den Markt und die optimalen\r\nUmstellzeitpunkte zu sondieren. Es handelt sich also mitnichten nur um Einzelfälle.\r\n14\r\nWir können nicht erkennen, dass der Entwurf des Zwischenberichts der SES den Erkenntnisgewinn\r\nder letzten beiden Jahre im Bereich Wasserstoff wirklich berücksichtigt. Allein die Entscheidung\r\nüber die PCI-Projekte im Wasserstoff im November 2023, die ständig steigende Anzahl an Erzeugungsprojekten\r\noder die Entwicklungen in der F&E zeigen ein anderes Bild. Deutschland gilt als Fokusmarkt\r\n(siehe Broschüre Hydrogen Alliance Corridors11).\r\nDie Projektion zur Zukunft der Gasnetze, nach denen viele Gasleitungen nach und nach unwirtschaftlich\r\nwerden, lehnen wir entschieden ab. Die Transformation der Gasnetze darf nicht staatlich\r\nvorgegeben werden. Viele Verteilnetzbetreiber arbeiten bereits heute an der Umstellung ihrer\r\nNetze, um die heutigen Erdgaskunden schon alsbald mit Wasserstoff versorgen zu können. Trotzdem\r\nist es wichtig, dass es einen Regulierungsrahmen für die Transformation und die Stilllegung\r\nvon Teilen der Gasnetze geben muss.\r\nIII. Fazit\r\nDie in der SES von Politik, Wirtschaft und Gesellschaft geforderten Technologieentscheidungen (S.\r\n58) widersprechen deutlich der am Anfang des Systementwicklungsstrategie postulierten Technologieoffenheit.\r\nNiemand kann heute mit Sicherheit sagen, wie die Energieversorgung im Jahr 2045\r\naussehen wird. Bevor dazu weitreichende Entscheidungen getroffen werden, sollte zunächst mit\r\nrealistischen Daten gearbeitet werden. Insofern wiederholen wir abschließend unsere Kritik, dass\r\ndie Datengrundlage dieses Zwischenberichts unzureichend, fehlerbehaftet und intransparent ist.\r\nEine Sicherstellung fundierter Annahmen ist nur möglich, wenn diejenigen, die diese Strategie vor\r\nOrt umsetzen sollen, auch in der Erstellung konsultiert und ernsthaft eingebunden werden. Wir\r\nfordern daher die Berücksichtigung der Verteilnetzbetreiber in zukünftigen Workshops und bei der\r\nErstellung von Berichtsentwürfen der SES und bieten dafür unsere Mitarbeit an\r\nAnsprechpartner:\r\nMartin Bäumer\r\nReferent Energiepolitik\r\nTelefon: +49 89 38197 1429\r\nmartin.baeumer@thuega.de\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Energiepolitik\r\nTelefon: +49 89 38197 1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de\r\nEva Hennig\r\nLeiterin Energiepolitik EU/Brussels Office\r\nTelefon: +49 1638625733\r\neva.hennig@thuega.de\r\n11 https://www.ehb.eu/files/downloads/EHB-Supply-corridors-presentation-ExecSum.pdf"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003925","regulatoryProjectTitle":"Systementwicklungsstrategie - pragmatisch und praxisnah","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/29/4a/501570/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310090.pdf","pdfPageCount":22,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Konsultation zur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 31. Januar 2025\r\n1. Fragen zur SES und zum SES-Prozess\r\n1.1 Wie bewerten Sie die SES insgesamt? Welche relevanten Themen fehlen? (max. 3000 Zeichen)\r\nDie SES soll gemäß EnWG eine Bewertung des Energiesystems im energiewirtschaftlichen Dreieck, eine Systemkostenplanung der Szenarien und eine strategische Planung zur optimalen Nutzung aller verfügbaren Energiequellen beinhalten. Diese Elemente sehen wir mit der vorliegenden SES in weiten Teilen nicht erfüllt.\r\nDie SES muss vom Kopf auf die Füße gestellt werden. Nach wie vor ist unklar, in welchem Verhältnis die SES zur kommunalen Wärmeplanung steht. Welcher Handlungsspielraum bleibt kommunalen Gremien, wenn bestimmte Optionen durch die SES bewusst ausgeschlossen werden? Obwohl mit den Szenarien O45-Strom und O45-H2 gleichwertige Szenarien vorliegen, fokussiert die vorliegende SES einseitig auf das Stromszenario und nimmt damit den kommunalen Akteuren wichtige Handlungsoptionen, obwohl das EnWG explizit eine Szenarienbetrachtung vorsieht. Wir können aus der vorliegenden SES nicht erkennen, dass diese durchgeführt wurde. Eine Entscheidung für das O45-Strom Szenario kann aktuell nicht getroffen worden sein, das würde diese Konsultation obsolet machen. Zahlen und Diagramme im Text suggerieren die Vorwegnahme des Ergebnisses. Dies lässt das EnWG für die SES nicht zu. Es verfestigt sich der Eindruck, dass in der SES mit veralteten Zahlen gearbeitet wird. Deutlich wird dies bei den Ankerpunkten. Die Zielgröße von 8 bis 12 Millionen Wärmepumpen (WP) oder 22 bis 24 Millionen Elektroautos im Jahr 2035 ist Sicht unrealistisch. Dazu müssten in den nächsten zehn Jahren jährlich zwischen 630.000 und 1,03 Mio. WP bzw. zwischen 2,04 Mio. und 2,24 Mio. Elektroautos verkauft werden.\r\nDie Möglichkeiten von Biomethan werden völlig ignoriert und ohne ersichtlichen Grund Erdgas durch Festbrennstoffe ersetzt. Damit werden erneuerbare und kohlenstoffarme Gase wie Biomethan und Wasserstoff systematisch diskriminiert. Durch die ausschließliche Fokussierung auf das O45-Stromszenario geht die SES von einer vollständigen Außerbetriebnahme der Gasverteilnetze bis 2045 aus. Diese Festlegung schränkt den Lösungsraum für die kommunalen Wärmepläne ein und vernichtet kommunales Eigentum. Hierzu hätte die SES eine detaillierte Kosten- und Szenarienbetrachtung vorlegen müssen, da das äquivalente Szenario der BMWK-Gutachter O45 H2 davon ausgeht, dass in mindestens 60 % der Landkreise Wasserstoff oder Biomethan verteilt wird. Da die SES als lernender und regelmäßig wiederkehrender Prozess angelegt ist, müssen erst die Ergebnisse der kommunalen Wärmepläne und die Entwicklung des\r\nKonsultation zur Systementwicklungsstrategie 2024\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 31. Januar 2025\r\n2\r\nBiomethan und Wasserstoffsektors abgewartet werden, bevor grundlegende Entscheidungen wie die Stilllegung der Gasverteilnetze diskutiert werden können.\r\nMit Bedarfs- und Erzeugungsszenarien verbundene Kosten werden kaum betrachtet. Gerade die durch den Netzausbau resultierenden Systemkosten, die über Netzentgelte auf alle Verbraucher gewälzt werden, haben sich zu einem zentralen Kostenbestandteil entwickelt. Die SES sollte daher Aussagen zu den jeweiligen Kosten treffen.\r\n1.2 Wie bewerten Sie die SES als gemeinsame Grundlage für die Szenariorahmen der Netzentwicklungsplanung? Welche Weiterentwicklungsbedarfe sehen Sie? (max. 3000 Zeichen)\r\nDie SES kann nur dann eine sinnvolle Grundlage für die Netzentwicklungsplanung sein, wenn sie selbst ideologiefrei und diskriminierungsfrei formuliert ist und auf aktuellen Zahlen beruht. Dies können wir derzeit bei der SES nicht erkennen.\r\nDa die SES einseitig und ohne zulässige Abweichung davon ausgeht, dass alle Gasverteilnetze bis 2045 stillgelegt werden müssen, muss sie konsequenterweise auch davon ausgehen, dass die Industrie in Deutschland, die zu 99 % an Gasverteilnetze angeschlossen ist, entweder auf Strom, Fernwärme oder Biomasse umstellen muss. Dies entbehrt nach unserer Einschätzung jeder Grundlage. Wir verweisen hier auf die Ergebnisse des Gasgebietstransformationsplans GTP, der im DVGW-Regelwerk für die Detailplanung von Wasserstoffverteilnetzen verankert ist. Für die Planung haben die 263 Verteilnetzbetreiber (VNB) Gespräche mit 3.540 Industriekunden geführt, von denen 66 % Interesse an Wasserstoff bekundet haben. Während viele Stromverteilnetze nie für die Vollversorgung industrieller Großkunden mit Strom geplant und gebaut wurden, sind die regionalen Gasnetze in den letzten 60 Jahren seit der Erdgasumstellung flächendeckend aufgebaut worden. Ob die Umstellung der mehr als 1,5 Mio. Gewerbe- und Industriekunden technisch möglich und betriebswirtschaftlich sinnvoll ist, wird von der SES nicht untersucht. Sie bewertet auch nicht die zusätzlichen Kosten für einen notwendigen Ausbau der Stromverteilnetze für die zusätzliche Versorgung industrieller Großkunden. Die Leistungsbedarfe dieser Kunden, die ganzjährig versorgungssicher über das Stromverteilnetz bereitgestellt werden müssten, sind erheblich. Es wird auch nicht untersucht, ob die vorgelagerten Netzkapazitäten diese Leistungen an den regionalen Punkten rechtzeitig zur Verfügung stellen können und wie hoch die Kosten für den Ausbau der Verteilnetze in den erforderlichen Spannungsebenen sind. Industriekunden mit mehreren hundert MW Leistung sind in der Gasverteilung keine Seltenheit. Eine Umstellung von Industrieprozessen auf Fernwärme - insbesondere wenn die Fernwärme in Zukunft auf niedrige Temperaturen abgesenkt werden soll - ist keine Option, vor allem weil diese oft nicht an ein Fernwärmenetz angeschlossen sind oder die benötigten Leistungen und Temperaturen an einem singulären Ausspeisepunkt des Netzes nicht zur Verfügung gestellt werden können. Eine Umstellung auf feste Biomasse ist theoretisch möglich, würde aber den Aussagen der SES und der Nationalen Biomassestrategie (NABIS) widersprechen, dass Biomasse im Sinne einer Kaskadennutzung nicht verbrannt, sondern zunächst als Rohstoff genutzt werden soll. Wir plädieren daher dringend für einen technologieoffenen Ansatz.\r\n1.3 Wie bewerten Sie die Beteiligungsmöglichkeiten im Prozess der SES? Haben Sie Verbesserungsvorschläge? (max. 3.000 Zeichen)\r\n3\r\nWir halten es für sinnvoll, dass die Verteilnetzebene noch mehr als bisher an der Formulierung der SES mitwirkt. In diesem Sinne begrüßen wir es, dass wir als größtes Netzwerk kommunaler Energieerzeuger in Deutschland eine Einladung bekommen haben, an den Sitzungen des Stakeholderplenums zu der Systementwicklungsstrategie 2027 teilzunehmen. Aufgrund unserer vielfältigen Erfahrungen auf allen Wertschöpfungsstufen können wir uns vorstellen, einen wichtigen Beitrag zur Transformation des Energiesystems zu leisten. Um kostspielige Fehlplanungen zu vermeiden, sollten bereits bestehende Transformationspläne umfassend in der Systementwicklungsstrategie berücksichtigt und kommunale Energieinfrastrukturbetreiber mehr als bisher in die dafür relevanten Arbeitsgruppen eingebunden werden.\r\n2. Fragen zu den Inhalten der SES\r\n2.1 Strategischer Rahmen\r\n2.1.1 Welche allgemeinen Anmerkungen habe Sie zur Beschreibung der Ausgangslage, der Funktion und den Zielen der SES? (max. 2.500 Zeichen)\r\na) Bewertung des Energiesystems im Rahmen des Zieldreiecks: Die SES vom Wetterjahr 2010 aus. Dieses Jahr hatte keine mehrtägige kalte Dunkelflaute. Damit bildet die SES kein versorgungssicheres Szenario ab und legt eine zu geringe Leistung zugrunde. Wir schlagen vor, für die Modellierung ein Jahr zu wählen, dass besser geeignet ist.\r\nb) Systemkostenplanung einschließlich Szenarien: Diese SES stützt sich nur auf das Szenario O45 Strom, obwohl die Gutachter auch das Szenario O45 H2 erstellt haben. Die SES hätte beide Szenarien vergleichen müssen. So ignoriert die SES ihren eigenen Grundsatz „Die SES soll eine sektorübergreifend konsistente und robuste Transformation des Energiesystems gewährleisten“. Gutachten belegen, dass eine zukünftige Energieversorgung mit Elektronen und Molekülen kostengünstiger und resilienter ist. Die SES erläutert die Kostenbetrachtung nur oberflächlich und verweist auf die Erläuterungen zum Stromszenario O45. Die Unterlagen wurden leider nicht veröffentlicht, womit die Berechnungen und Aussagen nicht nachvollziehbar sind. Dies ist nicht akzeptabel. Die Vorschläge der SES können ohne diese Informationen nicht beurteilt werden. Die Planungsansätze als extrem optimistisch, unflexibel und einseitig bewerten.\r\nc) strategische Planung zur optimalen Nutzung aller sinnvoll verfügbaren Energieträger: Die SES blendet Biomethan fast vollständig aus. Damit ignoriert sie das Ziel der EU, im Jahr 2030 35 Mrd. m³ Biomethan zu nutzen. Anstatt sich Gedanken zu machen, wie die 560.000 km Gasverteilnetze mit über 1,5 Mio. Gewerbe- und Industriekunden, KWK-Anlagen und Kraftwerken schnellstmöglich dekarbonisiert werden können, legt man diese Infrastruktur gemäß O45 Strom spätestens 2045 komplett still. Damit zerstört man eine resiliente bestehende Infrastruktur. Die Alternative ist ein extremer Ausbau des Stromnetzes, dessen Versorgungssicherheit bei mehrtägiger Dunkelflauten auf der Abschaltung von Kunden und hohen Stromimporten basiert. Der Strom wird als erneuerbar deklariert, ist es aber de facto nicht. Diese Entwicklung wird in der SES nicht kritisch gewürdigt und spiegelt sich auch nicht in den Regeln für kritische Infrastrukturen wider. Sie dürfen nur außer Betrieb genommen werden, wenn der Ersatz eine mindestens gleichwertige oder höhere Versorgungssicherheit bietet. Dies muss unter verschiedenen Wetterereignissen simuliert werden.\r\n4\r\n2.2 Energienachfrage\r\n2.2.1 Teilen Sie grundsätzlich die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für die Industrie? Welche abweichenden Entwicklungen sehen Sie? (max. 3.000 Zeichen)\r\nDer grundsätzliche Ansatz kann aus Sicht der Thüga geteilt werden. Zu begrüßen ist, dass neben der energetischen auch die stoffliche Nutzung von Wasserstoff berücksichtigt wird. Grundsätzlich ist zu begrüßen, dass die Infrastrukturplanung auf den Energiebedarf ausgelegt wird, der vom Erhalt der aktuell in Deutschland bestehenden Industriestruktur (insb. Grundstoffindustrie) ausgeht. Wir geben zu bedenken, dass konkrete Standortschließungen oder Produktionsminderungen industrieller Verbraucher einen erheblichen Einfluss auf die benötigten Mengen und damit auf die Infrastruktur haben. Es sollte daher klar benannt werden, dass eine solche Infrastrukturplanung ggfs. zu viele Redundanzen bzw. Ineffizienzen aufweisen kann.\r\nZudem besteht die Sorge, dass die in für die Industrie geplanten Verbesserungen im Bereich der Energie- und Ressourceneffizienz, als auch die Möglichkeiten der Elektrifizierung von Industrieprozessen sowie die damit zum Teil einhergehenden Flexibilitätspotenziale in beiden Szenarien O45-Strom sowie O45-H2 als zu idealtypisch angenommen werden. Bei den damit verbundenen erheblichen Stromkapazitäten hat dies wiederrum erhebliche Auswirkungen auf die entsprechende Netz und Erzeugungsplanung. Abgesehen davon sind Umstellungen von Industrieprozessen mit hohen Investitionskosten verbunden, die von den Industrieunternehmen aufzubringen sind. Dies wird in der SES nicht ausreichend thematisiert. Bis heute haben Netzbetreiber die Aufgabe, dem Kunden die bestmöglichen Standortbedingungen zu bieten, damit er sich in der Region ansiedelt. Dazu gehört bisher auch das Angebot von Gasen. Dieser Grundsatz sollte in Zukunft nicht verlassen werden, um große und kleine Industriekunden in den Regionen zu erhalten. Zudem teilen wir nicht die Einschätzung, dass „durch die rückläufige Gasnachfrage (…) der Bedarf an Gasverteilnetzen (…) sinkt“. Während ca. 500 industrielle und gewerbliche Letztverbraucher an das Gas-Fernleitungsnetz angeschlossen sind, sind mehr als 1,5Mio. Gewerbe und Industriekunden am Verteilnetz angeschlossen. Betrachtet man nur Kunden > 300 MWh, so wurden 360 TWh über die Gasverteilnetze zum Endkunden transportiert. Das sind 72 % der Gesamtmenge dieser Kundengruppen in Deutschland. Davon werden einige Kunden nicht mittels Elektrifizierung klimaneutral werden, insbesondere in denen industrielle Großverbraucher als Wasserstoff-Ankerkunden zur Verfügung stehen. Auch das EU-Gas- und Wasserstoffpaket sieht eine mögliche Umwidmung der Gas- auf Wasserstoffnetze auf Verteilnetzebene vor. Die SES beschreibt dies zwar ebenfalls als Möglichkeit; hinsichtlich der Dimensionen kommt die Thüga aufgrund der aktuellen Erfahrungen von über 100 Stadtwerken und Regionalversorgern der Thügagruppe aber zu einem anderen Ergebnis.\r\n2.2.2 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie? Fehlen zentrale Themen, die für die Transformation der Industrie von Bedeutung sind? (max. 2.500 Zeichen)\r\nDie ebenfalls notwendige Infrastrukturplanung für CO2 – sowohl mit Blick auf dessen Speicherung (CCS), insbesondere aber dessen Nutzung durch die chemische Industrie und Raffinerien sowie die komplexen Wechselwirkungen und korrespondierende Bedarfe von Strom und H2 scheinen noch nicht ausreichend bedacht. Die SES spiegelt damit die komplexe Realität nicht ausreichend wider und droht idealtypisch am konkreten Bedarf vor Ort – insbesondere auf der „Zeitschiene“ – vorbeizuplanen. Gerade im Bereich der Industrie reicht es nach unserer Auffassung nicht aus,\r\n5\r\nderartig gravierende Entwicklung ohne Rücksprache mit den Industrieunternehmen zu postulieren. Fragen dieser Tragweite müssen zwingend zwischen den Unternehmen und den Energieversorgern umfassend besprochen werden. Dies ist gerade für die Planungen der Strom und Gasverteilnetzbetreiber wichtig, um den konkreten Bedarf abschätzen zu können. In der Geschichte der Energieversorgung hat sich die Infrastruktur stets nach den Bedarfen der Kunden vor Ort gerichtet. Wir halten es daher für erforderlich, diese Bedarfe – gerade die der großen Unternehmen, durch lokale Interviews herauszuarbeiten.\r\nIm Rahmen der Erstellung des Gasgebietstransformationsplans GTP wurden von 163 Verteilnetzbetreibern 3.540 Industriekunden nach ihrem Interesse an Wasserstoff befragt. 66 % der Unternehmen haben gemeldet, dass sie Interesse an Wasserstoff haben für verschieden Einsatzbereiche.\r\n2.2.3 Teilen Sie grundsätzlich die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für den Gebäudesektor? Welche abweichenden Entwicklungen sehen Sie? (max. 3.000 Zeichen)\r\nWir halten das Zielbild für 2030 für unrealistisch.\r\n•\r\nDie SES plant 6 Mio. WP in 2030, referenziert auf O45 Strom mit 4,5 Mio. WP in 2030. Beides ist weit überschätzt.\r\n•\r\nAufbauend auf Zensus 2022 + Zubau WP 2022/23/24 liegt der Bestand bei 1,56 Mio. WP Ende 2024. Bei 1,38 Wohnungen/WP und Abzug der NWG entspricht das dem Wert des BDEW mit 4,4 %.\r\n•\r\nO45-Strom plant Ende 2025 2,9 Mio. WP. Der Verkauf von WP in 2024 sind 193.000 WP, für 2025 geht BDH von ähnlichen Zahlen aus. Lt. BMWK +40.000 Anträgen für BEG gesamt in 2024, damit in 2025 optimistisch Verkauf 250.000 WP ==>Bestand Ende 2025 1,81 Mio. WP, das sind 1,1 Mio. WP geringer als in der Planung O45-Strom==>Ziel 2025 unerreichbar\r\n•\r\n2030: O45 Strom plant 4,5 Mio. WP =>ab 2026 Zubau 550.000 WP/a. SES plant 6 Mio. WP =>+840.000 WP/a.\r\n•\r\nAber: eine WP versorgt nach Zensus 1,38 Wohnungen (WE). Bestand Ende 2024 ca. 2 Mio. WE (+60.000 NWG) mit WP beheizt. In 2030 müssten 5,13 Mio. WE nach O45 oder 8,3 Mio. WE nach SES mit WP beheizt werden.\r\n•\r\nNeubaugenehmigungen 2024 28% unter 2023 und 49 % unter 2022, Fertigstellungen in 2024 ca. 180.000 WE und in 2025 nur 130.000.\r\n•\r\nGemäß BuVEG Sanierungsquote bei 0,69 %, die energetische Quote 20 % niedriger bei ca. 0,55 %==>ca. 240.000 WE. Falls Neubau ab 2026 auf Niveau der Vorjahre steigt und energet. Sanierung auf 2 %/a werden von 2025-2030 ca. 4 Mio. WE neu gebaut oder energetisch saniert. Aufgeteilt auf diverse Heizungsenergien. 65% des Neubaus sind MFH. Durch den zukünftig starken Zubau der Fernwärme auf 14 Mio. WE in 2045 (AGFW) bleiben für WP - wie heute auch - EFH/ZFH. Also plant die SES viele WP in unsanierte Gebäude zu installieren. Dies ist techn. möglich, aber nicht energieeffizient und sehr teuer für den Bürger.\r\n•\r\nAbbildung 8 ist unzureichend, um die SES-Gedanken der Wanderungsbewegung der Wohnungen zu verstehen. Anteile install. Heizgeräte sind keine logische Planungsgröße, sondern Anzahl Wohnungen, beheizte Wohnfläche und Verbrauch pro m². Ein\r\n6\r\nFernwärmeanschluss kann 100 oder 10 Wohnungen versorgen, eine\r\nDirektstromheizung nur eine Wohnung.\r\n•\r\nKosten-/Wirtschaftlichkeitsberechnung der Heizungssystemen fehlen in SES und O45. Anteile der Energieträger wurden exogen politisch festgelegt und ergeben sich nicht systemoptimiert. Die BMWK-Vorgabe der Stilllegung der Gasverteilnetze in 2045 verbaut aus Prinzip wichtige Lösungswege.\r\n•\r\nDie SES setzt zur Erreichung der Ziele 2030ff nur auf WP, deren Zubau reell viel langsamer ist gepaart mit niedriger Sanierungsquote. Es muss jetzt gegengesteuert werden und der Wärmemarkt breiter gedacht werden aus Fernwärme, WP und Gase. Die Einführung der Grüngasquote ist ein wichtiges Vehikel, um CO2 und EE-Ziel zu erfüllen und trägt zur Erreichung des europäischen Biomethan Ziel bei, das in der SES bisher komplett fehlt. Durch die Beimischung von H2 kann zudem der H2-Hochlauf flexibel unterstützt werden.\r\n2.2.4 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie? Fehlen zentrale Themen, die für die Transformation des Gebäudesektors von Bedeutung sind? (max. 2500 Zeichen)\r\nVon entscheidender Bedeutung ist die Novellierung der AVBFernwärmeV. Dabei ist von zentraler Bedeutung, dass für die Investoren Planungssicherheit besteht. Unter den bekannten Aspekten, wie die Verordnung verändert werden sollte, wäre der weitere Ausbau der Fernwärme in Deutschland massiv ins Stocken gekommen. Der Einfluss von Kaltwetterperioden auf den Einsatz von WP zur Berechnung der COP-Werte und möglicher Flexibilitäten bei der Abschaltung muss näher untersucht werden. Aus den Tabellen O45-Strom erkennt man, dass mit einem SCOP von > 3 gerechnet wurde. Das erscheint hoch, da zur Erreichung der Planzahlen WP stärker in unsanierte Gebäude ausgebracht werden. Das erhöht die Stromleistung in kalten Phasen. Sukzessive Sanierung der Gebäude bringt Verbesserung, sofern sich die Sanierungsquoten wie im Plan vorgesehen vervierfachen. Unsanierte Gebäude sind wenig flexible abschaltbar, da die Häuser schneller auskühlen. Es ist unklar, ob und wie diese Punkte berücksichtigt wurden. Auf die Versorgung von Nicht-Wohngebäuden wird in den Gutachten kaum eingegangen. Die hohe Diversität der 1,95 Mio. NWG - Handel, Hotels, Logistik, öffentlichen Einrichtung, Gewerbe, Werkstätten etc. - verlangt eine differenzierte Betrachtung der zukünftigen Technologie. Eine Fußbodenheizung für Autoreparaturwerkstätten vorzusehen ist wenig zielführend. Viele Hallen werden mit Gasstrahlern beheizt, die prinzipiell durch Stromstrahler ersetzt werden können. Allerdings nicht mit den hohen Wirkungsgraden von WP, sondern von 1. In NWG gibt es neben Heizungen viele Prozesse und Geräte, die nicht pauschal abgehandelt werden dürfen. Das IWU-Gutachten liefert eine gute Grundlage für den Bestand. Viele Gewerbegeräte sind optimiert auf den jeweiligen Einsatz und können nicht auf einen anderen Energieträger umgestellt werden. Ein Teil der Gebäude kann – sofern geografisch möglich - an die Fernwärme angeschlossen werden für Gebäudewärme und Warmwasser. Die anderen Bedarfe der Geräte und Prozesse sind davon unabhängig wie der starke Einsatz von Gasen in der Gastronomie. Es gilt zu analysieren, welche Geräte tatsächlich ersetzt werden können und zu welchen Kosten und ob andere Energieträger energieeffizienter sind. Hallen mit viel Verkehr und offenen Toren/Fernster sind anders zu bewerten als ein Bürogebäude. All diese Punkte werden in der SES oder in den O45 Berichten nicht erwähnt und sollten nachgearbeitet werden.\r\n7\r\n2.2.5 Teilen Sie grundsätzlich die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für den Verkehrssektor? Welche abweichenden Entwicklungen sehen Sie? (max. 3.000 Zeichen)\r\nIn Abbildung 9 auf Seite 25 wird - wiederum nur auf Basis des strombasierten Szenarios - prognostiziert, dass sich der Endenergieverbrauch des Verkehrssektors bis 2045 nahezu halbiert. Das sehen wir zum aktuellen Zeitpunkt nicht. Auch die erhoffte Verkehrsverlagerung und -vermeidung sehen wir aus heutiger Sicht eher skeptisch. Dies kann nur durch den Ausbau des ÖPNV gelingen. Doch schon heute sind bestimmte Strecken zu den Hauptverkehrszeiten chronisch überlastet, und gerade bei der Deutschen Bahn mangelt es an technischer Zuverlässigkeit, was sich in immer größerer Unpünktlichkeit der Züge niederschlägt. Zudem gelingt es immer weniger, die benötigten Lokführer oder Busfahrer als Arbeitskräfte zu gewinnen. Auch das Potenzial von vermehrter Heimarbeit oder dem Verzicht auf Dienstreisen schätzen wir als gering ein. In den Unternehmen ist derzeit zu beobachten, dass Tätigkeiten wieder vermehrt aus dem Homeoffice in die Betriebe zurückverlagert werden und auch das Einsparpotenzial bei Geschäftsreisen dürfte von den Unternehmen bereits heute aus finanziellen Gründen ausgeschöpft sein. Einen Bestand von 15 Mio. Elektroautos im Jahr 2030 bzw. 18-22 Mio. Elektroautos im Jahr 2035 halten wir aus heutiger Sicht für unrealistisch. Im Jahr 2024 waren in Deutschland insgesamt 1,6 Millionen Elektroautos zugelassen, das waren nur 200.000 Autos mehr als ein Jahr zuvor. Um das 2030er-Ziel zu erreichen, müssten jedes Jahr 2,5 Millionen Elektroautos zugelassen werden. Ein anderer Aspekt: Das Alter der Pkw-Flotte ist in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen und liegt derzeit bei 10,8 Jahren. Ein weiterer Anstieg des Flottenalters ist auch aufgrund der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zu erwarten. Wir halten es daher für wichtig, bei den Kraftstoffen Alternativen zuzulassen. Eine Dekarbonisierung des Verkehrssektors kann auch über klimaneutrale Kraftstoffe erfolgen, mit denen konventionelle Fahrzeuge angetrieben werden. Was das Laden von elektrisch betriebenen Kraftfahrzeugen angeht, muss nach unserer Auffassung deutlich zwischen PKW auf der einen und LKW und Bussen auf der anderen Seite unterschieden werden. Der Ladebedarf von PKW kann zeitlich in gewissem Maße flexibilisiert werden und fällt auch örtlich in der Regel sehr dezentral an. Bei LKW und Bussen wird zeitlich und örtlich sehr konzentriert geladen, was in der Praxis dazu führt, dass der lokale Ausbaubedarf für das Stromnetz immens ist. Wir wissen von Energieversorgern, die aufgrund der Flottenumstellung bei LKW neuen Umspannwerke bauen müssen, die eine Lieferzeit von mehr als sechs Jahren haben. Das hat deutliche Auswirkungen auf das Zielbild.\r\n2.2.6 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie? Fehlen zentrale Themen, die für die Transformation des Verkehrssektors von Bedeutung sind? (max. 2.500 Zeichen)\r\nElektroautos gibt es bisher nur in jedem dreißigsten Haushalt. Dies hat bisher kaum Auswirkungen auf die Stromverteilnetze. Mit der zunehmenden Elektrifizierung des Verkehrssektors und der Ausweitung des Heimladens ist ein notwendiger Ausbau der Netze verbunden. Dieser wird sich auf die Netzentgelte und damit auf die Strompreise auswirken. Gerade die derzeit bestehende Differenz zwischen den Betriebskosten von batteriebetriebenen Fahrzeugen und klassischen Verbrennern ist aber eines der Kaufargumente für Elektrofahrzeuge. Soll die Verkehrswende gelingen, müssen die systemdienlichen Potenziale batteriebetriebener Fahrzeuge gehoben werden.\r\n8\r\nDafür ist kostengünstiges bidirektionales Laden unabdingbar. Es ist zu klären, welche Kosten hierfür in privaten Haushalten entstehen. Die bisher verfügbaren Wallboxen wurden überwiegend staatlich gefördert, sind aber nicht für bidirektionales Laden geeignet. Um die Auswirkungen auf das Zielbild besser abschätzen zu können, sollte neben dem erwarteten Hochlauf bei den elektrisch betriebenen Nutzfahrzeugen geklärt werden, inwieweit der nötige Aufbau der Ladeinfrastruktur als Bremse wirkt.\r\n2.3 Energieangebot\r\n2.3.1 Teilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für die Stromerzeugung? (max. 3.000 Zeichen)\r\nFür die Zukunft eines Industrielandes ist eine sichere Stromversorgung unerlässlich. Darauf sind private Haushalte ebenso angewiesen wie Industriebetriebe. Deshalb dürfen konventionelle Kraftwerke erst dann abgeschaltet werden, wenn andere gesicherte Leistung zur Verfügung steht. Dies ist eine Grundvoraussetzung für den Industriestandort Deutschland. Der notwendige Neubau von gesicherter Kraftwerksleistung ist jedoch bisher nicht erfolgt und auch kurzfristig nicht zu erwarten, da die dafür notwendigen Rahmenbedingungen fehlen. Vor diesem Hintergrund erscheint der vollständige Verzicht auf konventionelle Energieträger im Jahr 2045 sehr ambitioniert. Das O45 Strom Szenario errechnet eine Spitzenleistung von 233 GW. Diese soll durch 73 GW wasserstoffbasierte Kraftwerke und KWK, 3.5 GW Biomasse und andere Erneuerbare und Abschaltflexibilitäten für die Zeiten der kalten Dunkelflauten abgesichert werden. Nach unserer Kenntnis wird für das O45 Strom das Wetterjahr 2010 zugrunde gelegt, mit Kälteeinbrüchen im Januar, Februar und Dezember aber ohne mehrtägige kalte Dunkelflaute. Die besonders kalten Tage wiesen immer eine nennenswerte EE-Stromerzeugung auf. Wir stehen voll hinter dem Europäischen Strommarkt und fordern den weiteren Ausbau der Cross-Border Kapazitäten. Die Gutachten treffen aber keine Aussagen, wie die gegenüber 2023 verzehnfachten Stromimporte abgesichert wird und zu welchen Kosten, da der deutsche Strombedarf gerade im Winter steigt, in denen in anderen europäischen Ländern die Sonne nicht scheint und der eigene Strombedarf ebenfalls höher ist. Wir teilen auch ausdrücklich nicht die Hoffnung, dass mit dem Import von ausländischem Strom eine Steigerung der Kosteneffizienz einhergeht. In Zeiten, in denen Deutschland aufgrund des stark steigenden Stromverbrauchs in Zukunft auf Importe angewiesen sein wird, werden die Preise auch im europäischen Ausland hoch sein. Auch das Ziel von 115 GW installierter Leistung bei Wind an Land im Jahr 2030 sehen wir skeptisch, zumal es bereits 2024 nur zu einem Drittel erreicht wurde. Der weitere ungesteuerte Ausbau der Photovoltaik stößt an Grenzen, da die Netzsicherheit nicht mehr gewährleistet ist. Für uns ist die hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung ein wichtiger Baustein einer verlässlichen Energieversorgung. KWK-Anlagen werden zunehmend von fossilen Brennstoffen auf klimaneutrale Energieträger umgestellt. KWK-Anlagen werden i.d.R. in der Nähe der urbanen Verbrauchsschwerpunkte errichtet. Dadurch wird das Stromnetz entlastet und der Ausbaubedarf fällt im Vergleich zum Bau von Residualkraftwerken auf der grünen Wiese geringer aus. Ohne dezentrale Kraftwerkskapazitäten ist gerade in Dunkelflauten die Spannungshaltung des Stromnetzes nur schwer möglich. Nachdem dezentrale KWK-Anlagen für Wärmenetze und Industriestandorte am Gasverteilnetz angeschlossen sind, ist die Stilllegung des Gasverteilnetz aus Gründen der Versorgungssicherheit abzulehnen.\r\n9\r\n2.3.2 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf die Stromerzeugung? (max. 2.500 Zeichen)\r\nDurch die unzulässige Vorabentscheidung für das O45-Strom-Szenario, wird das komplette Gasverteilnetz bis 2045 schrittweise stilllegt. Damit wird bewusst die Resilienz und Flexibilität des deutschen Energiesystems reduziert. Es ist nicht erkennbar, ob im O45 Strom Szenario oder in der SES die Regeln der Kritis beachtet wurden. In den vergangenen Jahren sind leider auf politische Anordnung hin Kraftwerkskapazitäten abgebaut worden, ohne in gleichem Maße gesicherte Kraftwerksleistung aufzubauen. Stattdessen verlagern wir die Probleme und die Pflichtaufgabe der Versorgungssicherheit für Deutschland ins Ausland. Wir stehen hinter dem integrierten europäischen Strommarkt und fordern einen Ausbau der grenzübergreifenden Kapazitäten.\r\nTrotzdem braucht Deutschland eine adäquate Höhe von konventioneller Stromerzeugung. Es muss dringend untersucht werden, wie hoch der tatsächliche Strombedarf in Deutschland in den Zeiten ist, in denen Wind und Sonne nicht zur Verfügung stehen. Die Residualbedarf im Szenario O45 der Langfristszenarien von 60-80 GW sind aus unserer Sicht zu niedrig angesetzt. Großbatterien und Pumpspeicheranlagen sind für kurzfristige Leistungsspitzen ausgelegt, aber nicht für mehrere Tage. Gleiches gilt für Flexibilitäten durch Abschaltung Industrieanlagen, Wärmepumpen und Ladesäulen. Eine realistische Abschätzung unter Beachtung des Sanierungszustands der Gebäude, der schaltbaren Kapazitäten in der Industrie – mit Berücksichtigung der Kosten – muss dringend unter diesen Aspekten durchgerechnet werden. Darunter fällt auch, dass Wärmepumpen in unsanierten Häuser höhere Spitzenleistungen benötigen und weniger flexibel einsetzbar sind.\r\nDie Grundannahme muss sein, dass Kunden wie bisher das ganze Jahr sicher versorgt werden können und dass Abschaltungen die Ausnahme und nicht die Regeln sind, das ist besonders für die Industrie wichtig. Bisher wurden saisonale Schwankungen und kalte Perioden durch die sehr hohe Leistungsfähigkeit der Gasspeicher und Gasfern- und verteilnetze abgebildet, die durch die Annahmen der SES zukünftig vom nationalen und Europäischen Stromsystem übernommen werden müssten. Solange nicht geklärt ist, wie Deutschland durch eine mehrtägige kalte Dunkelflaute kommt, dürfen aktuell noch in Betrieb befindliche Kraftwerke nicht stillgelegt und müssen dringend neue Kraftwerke mit gesicherter Leistung gebaut werden.\r\n2.3.3 Teilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für die Wärmeerzeugung in Wärmenetzen? (max. 3.000 Zeichen)\r\nIn der Beschreibung des Zielbilds fehlt nach unserer Auffassung die Unverzichtbarkeit von KWK-Anlagen für den Ausbau von Wärmenetzen. Aus unserer Sicht ist die Kraft-Wärme-Kopplung KWK unverzichtbar für das Gelingen der Energie- und Wärmewende. Als sehr effiziente und bewährte Technologie vereint sie in dicht besiedelten Räumen Strom- und Wärmeerzeugung. Zusätzlich stabilisieren KWK-Kraftwerke mit ihrer garantierten und flexiblen Leistung das gesamte Stromsystem. Dabei arbeiten sie auch mit Großwärmepumpen sehr effizient zusammen. Auch bei der Wärmeerzeugung in Wärmenetzen plädieren wir für einen technologieoffenen Ansatz, in dem die Stakeholder sich bei dem Zahl Dekarbonisierung einig sind, die Wahl der geeigneten Mittel aber den Akteuren vor Ort überlassen Ein wesentlicher Baustein für den Erfolg der Wärmewende ist jetzt nach der Verlängerung des KWKG eine Verstetigung der BEW-Förderung, ohne die die Wärmewende nicht gelingen wird.\r\n10\r\n2.3.4 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf die Wärmeerzeugung in Wärmenetzen? (max. 2.500 Zeichen)\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen (FVU) benötigen einen sicheren Investitionsrahmen für die Mammutaufgabe der Wärmewende. Dies gilt insbesondere in Versorgungsgebieten ohne Anschluss- und Benutzungszwang. Können die FVU diese Kosten nur im Rahmen neu abzuschließender Lieferverträge weitergeben, besteht die Gefahr, dass Fernwärmekunden den Energieträgerwechsel zum Anlass nehmen, den Fernwärmeanschluss zu kündigen und in eine alternative Wärmeerzeugung, z.B. Wärmepumpe, zu investieren. Die hohen Kosten der Wärmewende können aber nur getragen werden, wenn die Solidargemeinschaft zwischen Versorger und der Gesamtheit der Fernwärmekunden dauerhaft erhalten bleibt. Ist die Kostenwälzung nicht gewährleistet, werden die Dekarbonisierung und der Ausbau der Fernwärme zum Erliegen kommen. Nach einem Gutachten von AGFW und VKU aus dem Jahr 2024 können im Jahr 2024 14 Millionen Wohneinheiten mit Fernwärme versorgt werden, wenn die erforderliche Förderung planungssicher zur Verfügung steht.\r\nDie Struktur der Wärmeerzeugung für Fernwärmenetze wird viel facettenreicher werden. Um die Dekarbonisierung voranzutreiben, sollen alle örtlichen Möglichkeiten genutzt werden. Aufgrund der Vielfältigkeit der örtlichen Situationen gibt es kein Standardrezept. Städte ohne Fluss oder Geothermie haben begrenzte Möglichkeiten für Großwärmepumpen. Industrielle Abwärme wird sich zukünftig eher reduzieren, da die Industrieunternehmen im Rahmen der Dekarbonisierung ebenfalls energieeffizienter werden. Trotzdem muss die Versorgungssicherheit immer gewährleistet sein. Diese Aspekte müssen bei allen Entscheidungen bezgl. der Gasverteilnetze in der kommunalen Wärmeplanung entschieden werden und dürfen nicht durch die SES vorweggenommen werden. Umso wichtiger ist es, die Gasnetze schnell zu dekarbonisieren wofür die Grüngasquote ein erster dringender Schritt ist. Wir verweisen hier auf das Gutachten des AGFW zur Entwicklung der Fernwärmesysteme der Zukunft.\r\nDie Trassenlänge der Fernwärmenetze stammt aus dem Jahr 2020, also vor fünf Jahren. Diese Zahl sollte unbedingt aktualisiert werden, da es wenig Sinn macht, eine Strategie auf veralteten Zahlen aufzubauen.\r\n2.3.5 Teilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für Wasserstoff und Wasserstoffderivate? (max. 3.000 Zeichen)\r\nEinen schnellen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sehen wir derzeit ebenso wenig wie eine zeitnahe Erprobung von Wasserstoffkraftwerken als neue Technologie. Wenn die Elektrolyseure insbesondere in Zeiten hoher Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik produzieren sollen, dann erscheint uns eine Betriebszeit von 4.000 Volllaststunden im Widerspruch dazu. Wenn aktuelle Marktentwicklungen bereits heute darauf hindeuten, dass bis 2030 eine Elektrolyseleistung von 10 GW installiert sein wird, dann muss dies deutliche Konsequenzen für die gesamte Systementwicklungsstrategie haben. Die in der Beschreibung des Zielbildes gewählten Formulierungen wirken auf uns wie eine Strategie nach dem Prinzip Hoffnung. Entscheidend für die Versorgung der Industrie mit Wasserstoff werden die Gaspipelines sein, die allein aus diesem Grund keinesfalls stillgelegt werden dürfen. Ein Fragezeichen setzen wir in diesem Zusammenhang hinter die Aussage, dass Europa über große Potenziale zur Stromerzeugung aus erneuerbaren\r\n11\r\nEnergien verfügt, die auch für die Wasserstofferzeugung genutzt werden sollten. Dies ist richtig, aber an anderer Stelle in der vorliegenden Systementwicklungsstrategie werden genau diese Potentiale der erneuerbaren Energien genutzt, um aus Gründen der Kosteneffizienz Strom für die Versorgung in Deutschland zu erzeugen.\r\n2.3.6 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf Wasserstoff und Wasserstoffderivate? (max. 2.500 Zeichen)\r\nFür den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sollte für den Anfang neben grünem Wasserstoff auch Wasserstoff aus anderen Energieträgern zugelassen werden. Zudem sollte untersucht werden, aus welchen Quellen Deutschland zuverlässig mit Wasserstoff versorgt werden kann, da der Wasserstoffbedarf nicht allein im Inland erzeugt werden kann. Neben der Elektrolyse gibt es auch andere Verfahren, um Wasserstoff hergestellt werden kann. Deshalb sollte breit untersucht werden, welche Potentiale alternative Herstellungsverfahren bieten.\r\n2.3.7 Teilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für den Energiehandel? (max. 3.000 Zeichen)\r\nDie Aussage, dass der Importbedarf Deutschlands in Zukunft deutlich sinken wird, sehen wir kritisch. Dies mag zwar in Teilen auf fossile Energieträger wie Erdöl und Erdgas zutreffen. Gerade bei den erneuerbaren Energien wie Wind und Photovoltaik aus Europa gibt es aber eine gewisse Gleichzeitigkeit in der Erzeugung, die allenfalls innerhalb weniger Stunden verschoben werden kann. Insofern kann der Importbedarf in Zeiten tagelanger kalter Dunkelflauten zwar sinken, eine sichere Energieversorgung Deutschlands ist damit aber nicht verbunden. Auch in Zukunft werden wir auf molekülbasierte Energieträger nicht verzichten können. Das kann Biomethan oder Wasserstoff sein. Insofern braucht es bei den Transformationspfaden einen gewissen Realismus. Für einen großvolumigen Stromaustausch innerhalb Europas fehlen zudem derzeit die Interkonnektoren sowie weitere Infrastrukturen, deren Aufbau viele Jahre in Anspruch nehmen wird.\r\n2.3.8 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf den Energiehandel? (max. 2.500 Zeichen)\r\nEs sollte dringend geprüft werden, ob die Infrastruktur in Deutschland für einen großräumigen Stromaustausch mit Europa ausgelegt ist und aus welchen Quellen zuverlässig Energieträger importiert werden können. Gerade die Gleichzeitigkeit von Wetterphänomenen in unseren unmittelbaren Nachbarländern könnte einen europaweiten Stromaustausch behindern. Es ist daher zu ermitteln, auf welche Leistung aus dem Ausland Deutschland im Falle einer erhöhten inländischen Stromnachfrage sicher zugreifen kann.\r\n12\r\n2.3.9 Teilen Sie die Beschreibung des Zielbilds und der Transformationspfade für Flexibilität und Speicher (Strom-, Wärme- und Wasserstoffspeicher)? (max. 3.000 Zeichen)\r\nLeider wird auch bei diesem Thema auf Seite 41 nur auf das strombasierte Szenario O45-Strom eingegangen. Wir vermissen eine Auseinandersetzung mit dem anderen Szenario O45-H, das stark auf die Nutzung von Wasserstoff setzt. Beim Einsatz von Batterien in Elektrofahrzeugen sind Fahrzeughersteller und Fahrzeughalter gefordert. Insbesondere muss der finanzielle Anreiz für die Fahrer von Elektrofahrzeugen hoch genug sein, um die psychologische Hemmschwelle der Reichweitenangst zu überwinden. In einem Pilotprojekt zum reinen Ladeverhalten, das die Thüga mit BS|ENERGY und BS|NETZ als Partner in einem Projekt des Fraunhofer IEE in Braunschweig durchgeführt hat, haben die Teilnehmenden die Steuerung der Ladevorgänge jedoch mehrheitlich nicht als Einschränkung ihrer Mobilität empfunden. Derzeit untersuchen wir in einem Folgeprojekt die Integration des bidirektionalen Ladens. Darüber hinaus müssen aus unserer Sicht die Regelungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) so angepasst werden, dass ein für alle Seiten zufriedenstellendes Geschäftsmodell entstehen kann.\r\nLeider bietet die Innovationsausschreibungsverordnung keine attraktiven Rahmenbedingungen für den wirtschaftlichen Betrieb von Speichern. Denn bisher darf ein Speicher im Rahmen der Innovationsausschreibung nur Strom von einer fest definierten EE-Anlage beziehen, auch wenn am selben Netzanschlusspunkt weitere EE-Anlagen einspeisen. Dies führt in der Praxis zu einer suboptimalen Auslastung des Speichers und schreckt potenzielle Investoren ab. Würde diese Einschränkung aufgehoben und den in der Innovationsausschreibung geförderten Großspeichern zusätzlich der Bezug von „grauem“ Netzstrom ermöglicht, könnte dies zu einer deutlichen Steigerung der Projektumsetzung führen. Batteriespeicher eignen sich aber immer nur für die Speicherung von Strom für Minuten, Stunden oder maximal wenige Tage. Längerfristige Flexibilitäten sind mit den heute bekannten Batteriespeichern nicht erreichbar.\r\n2.3.10 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf Flexibilität und Speicher (Strom-, Wärme- und Wasserstoffspeicher)? (max. 2.500 Zeichen)\r\nDie Erschließung von Flexibilitätspotenzialen hängt entscheidend vom Zusammenspiel vieler Millionen Speicher, Wärmepumpen und Elektroautos ab. Gerade in Zeiten von zu viel oder zu wenig Strom aus Wind und Photovoltaik ist DE aufgrund der angestrebten Struktur des Energieversorgungssystems auf Flexibilität angewiesen. Bestehende regulatorische Hemmnisse müssen daher konsequent abgebaut werden.\r\nGroßes Potenzial zur Unterstützung der Netzstabilität sehen wir vor allem bei großen (Batterie-) Speichern. Hier sollten die Anreize aus Systemsicht höher sein als bei kleinen Heimspeichern. Einen wichtigen Beitrag können Großbatteriespeicher leisten, die von Netzbetreibern betrieben werden. Diese könnten die Speicher genau dann einsetzen, wenn sie im Netz gebraucht werden. Wir halten es daher für wichtig, nicht nur den Kunden, sondern auch den Netzbetreibern den wirtschaftlichen Betrieb von Großbatteriespeichern zu ermöglichen. Die Kunden könnten ihre Speicher unter Umständen gegen die Netzdienlichkeit einsetzen. Die EU-Vorgaben für den Betrieb von Speichern durch Netzbetreiber sind ausreichend und es sollten keine weiteren Hürden auf nationaler Ebene aufgebaut werden. Die ÜNB haben derzeit deutlich günstigere Regelungen und die VNB sollten hier gleichgestellt werden. Bei Wärmespeichern fehlt es aktuell an der\r\n13\r\nWirtschaftlichkeit, um Flexibilisierungspotentiale zu heben. Hier besteht Untersuchungsbedarf, wie die Wirtschaftlichkeit und damit der Hochlauf von Wärmespeichern verbessert werden kann.\r\nGasspeicher sind in DE stark ausgebaut und schaffen Versorgungssicherheit. Am 21.1.2025 wurde z.B. eine Leistung von 3688 GWh/d ausgespeist, die technische Kapazität der Speicher liegt bei 6808 GWh/d. Pumpspeicher/Wasserspeicherkraftwerke haben eine Leistung von 10,6 GWh (BNetzA). Der Aufbau der H2-Wirtschaft benötigt ausreichend H2-Speicher an den richtigen Lokationen. Die H2-Netze wachsen kontinuierlich parallel zu den verschiedenen Arten der H2-Erzegung und den Importpunkten. Speicher schaffen Flexibilität und ermöglichen den saisonalen Ausgleich zwischen Erzeugung, Import und Absatz. Die Untersuchungen zur Umstellung von Erdgasspeichern auf H2 muss intensiviert werden. Porenspeicher wie Bierwang/Breitbrunn in Bayern sind durch ihre Nähe zu Industrieschwerpunkten im Chemiedreieck und München und den Importpunkten vom Southern Hydrogen Corridors sehr wichtig, um die Wasserstoffwirtschaft im Süden zu stabilisieren.\r\n2.4 Infrastrukturen\r\n2.4.1 Teilen Sie die Beschreibung der Methan- und Wasserstoffnetze? (max. 3.000 Zeichen)\r\nWir teilen nicht die Vorgabe des SES, dass bis 2045 alle Gasverteilnetze stillgelegt werden. Nach den aktuellen Zahlen des BDEW (Zensus 2022) sind 56 % aller Wohnungen in Deutschland mit Gas beheizt. Dazu kommen über 1,5 Mio. Industrie- und Gewerbekunden und die allermeisten KWK-Anlagen. Anders als in anderen Ländern werden 99 % der Industriekunden über die Gasverteilnetze versorgt, in vielen Fällen an Standorten in großer Entfernung vom nächsten Ferngasnetzbetreiber. Die vorhandene Erdgasinfrastruktur kann ohne Probleme auf Wasserstoff umgerüstet werden. Die Untersuchung der Gasverteilnetze wird seit vielen Jahren intensiv vorangetrieben. Wir verweisen hier auf den ausführlichen Bericht des Gasgebietstransformationsplan (GTP 2024 und 2023 und DVGW).\r\n97 % der Rohrleitungen können heute auf 100 % Wasserstoff umgestellt werden. Der Grund dafür sind die großen Sanierungsprogramme seit 1990, durch die Grausgussleitungen und alte Stahlleitungen durch Kunststoffleitungen ersetzt wurden. Der GTP 2024 konzentriert sich auf die anderen Bauteile wie Zähler und Regler, die Ergebnisse sind ebenfalls sehr positiv. Offene technische Fragen werden in laufenden Forschungsvorhaben geklärt. Das Projekt der Thügagruppe H2Direkt in Bayern mit der Umstellung eines kleinen Gasnetzes auf 100 % H2 hat die praktische Umsetzung der Umstellung erprobt und dient als Blaupause für weitere Projekte. Die Erfahrungen sind ausgesprochen positiv und zeigen, wie hoch das Interesse der Politik und der Kunden am Wasserstoff ist. Die Gasnetze sind bereits von den Gaskunden bezahlt worden und sollten somit auch unter Kostenaspekten nicht ohne Grund stillgelegt werden. Da noch nicht erkennbar, welche Infrastruktur für die Transformation des Energiesystems benötigt wird.\r\nAus unserer Sicht ist es notwendig und auch vom EnWG gefordert, in der SES das Szenario O45-Strom und zu Szenario O45-H gleichwertig zu betrachten Dazu gehört auch, dass viele Elektrolyseanlagen und Biomethananlagen aufgrund ihrer geographischen Lage und Größe an das Verteilnetz angeschlossen werden. Die Berücksichtigung dieser Anlagen in der Planung entspricht den Vorgaben des EnWG der “optimalen Nutzung aller sinnvoll verfügbaren Energieträger”.\r\n14\r\nBei einer Stilllegung der Verteilnetze können diese Anlagen ihre Gase nur über Trailer transportieren, oder werden erst gar nicht gebaut. Viel wichtiger ist es, die Dekarbonisierung der Gasnetze voranzutreiben durch die Einführung einer Grüngasquote. Auch der Einsatz von Gaswärmepumpen mit einem Wirkungsgrad von 150% darf nicht länger vom GEG diskriminiert werden, da sie besonders bei unsanierten Gebäuden oder Gewerbekunden Umweltenergie einbinden. Bei Einsatz von Biomethan sofort zu 100 % erneuerbar. Bei der Beschreibung des Istzustandes empfehlen wir den Austausch veralteter Zahlen. Der auf Seite 51 beschriebene Erdgasverbrauch von über 1.000 TWh im Jahr 2021 lag schon im Jahr 2023 bei 774 TWh und im Jahr 2024 bei 762 TWh.\r\n2.4.2 Welche weiteren Untersuchungsbedarfe sehen Sie in Bezug auf die Methan- und Wasserstoffnetze? (max. 2.500 Zeichen)\r\nOhne das Szenario O45-H2 ist die SES unvollständig, starr und sehr einseitig. . Die SES baut auf dem Grundsatz „Die Planung der Transportinfrastrukturen für Strom und Wasserstoff sollte ausreichend Flexibilität bieten und Ansprüchen an Resilienz genügen.“ Die zukünftige Infrastruktur in den Gemeinden und Regionen wird vor Ort durch die Verteilnetzplanungen (Umsetzung Gas/H2-Direktive) und die kommunale Wärmeplanung entwickelt. Dort wird das Optimum entwickelt um eine versorgungssichere, kosteneffiziente, nachhaltige und kundenorientierte Energieversorgung zu gestalten. Dafür ist es wichtig, dass die VNB und FNB und ÜNB eng zusammenarbeiten, damit die NEP-Szenarien die Entwicklungen vor Ort abbilden. Nur so kann die Umstellplanung von Erdgas auf H2 oder Biomethan aus einem Guss erfolgen. Beide O45 Szenarien planen bis mindestens 2040 eine Methaninfrastruktur. Jede Umwidmung von Pipelines muss unter diesem Aspekt betrachtet werden um der Sicherung der Restversorgung zu genügen.\r\nIn diesem Zusammenhang spielt Biomethan einen besondere Rolle. Wir sehen es als großes Versäumnis der SES, dass Biomethan als erneuerbare Energie komplett ausgeblendet wird. Dies widerspricht nicht nur den europäischen Regeln für RePowerEU mit dem definierten Ziel von 35 BCM aber auch dem Common Sense. Biomethan ist heute verfügbar, wird vor Ort produziert und löst diverse kreislaufwirtschaftliche Probleme. Das DBFZ kommt zu einem Potential von 110 TWh in 2045. Es komplett zu ignorieren, zeugt davon, dass der Begriff Erneuerbar falsch verstanden wird. Biomethan produziert nach RED III ist erneuerbar wie Strom aus PV und darf nicht diskriminiert werden. Biomethan ist nicht das Problem, sondern kann ein Teil der Lösung sein, da zukünftig daraus auch H2 lokal produziert werden kann. Hier ist dringende Nacharbeit notwendig um die aktuellen Studien (DBFZ, Guidehouse) in der SES zu berücksichtigen. Andere Länder sind uns weit voraus wie Frankreich, Dänemark oder Italien.\r\n2.4.3 Teilen Sie die Beschreibung der Stromnetze? (max. 3.000 Zeichen)\r\nUm die Energiewende auf einen erfolgreichen Weg zu bringen, ist es unabdingbar, die Realitäten anzuerkennen. Aus heutiger Sicht ist es notwendig, die Prognosen zur Entwicklung des Stromverbrauchs an die Realität anzupassen. Der bisher prognostizierte starke Verbrauchsanstieg ist bislang nicht eingetreten. Vielmehr ist die Zahl der Kilowattstunden, auf die die Netzkosten umgelegt werden können, seit 2019 um durchschnittlich zwei Prozent pro Jahr gesunken. Auch das Beratungsunternehmen McKinsey & Company kommt in einer aktuellen Studie vom Januar 2025\r\n15\r\nzu dem Ergebnis, dass „die Stromnachfrage in Deutschland hinter den Erwartungen der regulatorischen Planung zurückbleiben könnte. In dieser Studie wird – je nach Szenario – von einem Nettrostrombedarf zwischen 530 TWh und 615 TWh ausgegangen. Der Verbrauch der privaten Haushalte ist in der Vergangenheit durch verschiedene Einflüsse geprägt worden. Nachdem der Verbrauch jahrelang stabil war, ist er in den Corona-Zeiten deutlich gestiegen, um danach wieder kontinuierlich zu sinken, obwohl die Zahl der Haushalte insgesamt weiter zunimmt. Eine steig steigende Anzahl von Privathaushalten nutzt neben dem Kauf von effizienten Haushaltsgeräten auch die Möglichkeit, mit sogenannten Balkonkraftwerken den Bezug von Strom aus dem Netz zu verringern. Dieser Trend wird sich aufgrund der stetig sinkenden Preise für diese kleinen Kraftwerke fortsetzen.\r\n3. Bewertung der Ankerpunkte\r\n3.1 Bewertung der Ankerpunkte zur Energienachfrage\r\nBruttostromverbrauch 2035: Über 950 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar: Die bisherige Entwicklung des Stromverbrauchs zeigt, dass die Prognosen der Vergangenheit stets zu optimistisch waren. Zudem fehlen die Transportkapazitäten.\r\nBruttostromverbrauch 2045: 1.100 – 1.300 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X)\r\nKommentar: siehe oben\r\nBruttostromverbrauch Industrie 2035: 250 – 320 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar: Das aktuelle Wirtschaftswachstum und die Prognosen für die Zukunft sprechen nicht dafür, dass der Stromverbrauch der Industrie in Deutschland in den nächsten Jahren wachsen wird.\r\nBruttostromverbrauch Industrie 2045: 300 – 400 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar: siehe oben\r\n16\r\nAnzahl Wärmepumpen 2035: 8 – 12 Mio.\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X)\r\nKommentar: Die SES plant 6 Mio. WP in 2030, das Diagramm 8 referenziert aber auf O45 Strom, das 4,5 Mio. WP in 2030 plant. Große Diskrepanz! Beides zu hoch, da Bestand Ende 2024 nur 1,56 Mio. WP incl. Gewerbe(siehe Zensus 2022 und IWU-Gutachten zu NWG). O45 Strom plant Ende 2025 2,9 Mio. WP, realistisch sind nur 1,8 Mio. WP incl. Gewerbe. Um in 2035 12 Mio. WP zu erreichen müssten jährlich ab 2026 1,020 Mio. /a WP eingebaut werden. Diese würden dann zu sehr hohem Anteil in unsanierten Gebäuden installiert werden, da der Gebäudeneubau und die Sanierung (auch bei sehr ambitionierten 2 %/a) weit darunter liegt. Das entspricht nicht dem Energy Effiziency First Gedanken und ist sehr teuer für den Bürger. Siehe auch Kapitel 2.2.3.\r\nAnzahl Wärmepumpen 2045: 15 – 18 Mio.\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar:Da 2035 schon unrealistisch hoch ist kann 2045 ebenfalls nicht erreicht werden.\r\nE-Pkw 2035: 22 – 24 Mio.\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X)\r\nKommentar: E-PKW-Zahl von 15 Mio. bis 2030 ist momentan sehr unwahrscheinlich zu erreichen. EKM Referenzszenario berechnet 10,5 Mio. E-PKWs bis 2030 mit aktuellen Instrumenten. Um das Ziel noch zu erreichen, müssten im Jahr 2025 mehr als 50% der Neuzulassungen E-PKWs sein. Das Statistisches Bundesamt gibt an, dass im Jahr 2023 18,4% der Neuzulassungen E-PKWs waren, Rückgang im Jahr 2024.\r\nE-Pkw 2045: Fast komplette Flotte\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar: siehe oben\r\nAnzahl elektrische leichte und mittlere Nutzfahrzeuge 2035: Über 3 Mio.\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar:\r\nAnzahl elektrische leichte und mittlere Nutzfahrzeuge 2045: Fast komplette Flotte\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\n17\r\nZu hoch ( ) Kommentar:\r\nSchwere E-Lkw 2035: Über 250.000\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Liegt in der Range der Ergebnisse der NOW Cleanroomgespräche 2024 (Dort werden für das Jahr 2030 43,3 tsd. verkaufte E-LKW prognostiziert. Hochgerechnet, unter Berücksichtigung vorab verkaufter E-LKW, landet man bei über 250 tsd. Stück.\r\n-\r\nSchwere E-Lkw 2045: 420.000 – 500.000\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Siehe vorangehender Kommentar.\r\nWasserstoffnachfrage 2045: 360 – 500 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Diese Zahlen sind konsistent mit denen der Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate (Juli 2024), bzw. Der zugrundeliegenden Fraunhofer ISI Studie “Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland“. Andere Studien kommen zu anderen Ergebnissen, bspw. geht der Nationale Wasserstoffrat von einem Gesamtbedarf (inkl. grauen Wasserstoffs) in 2040-2050 von 964-1364 TWh aus. Generell ist die Nachfrage nach H2 stark abhängig von der Preisentwicklung von H2. Sollten sich zukünftig Marktmechanismen auch für kohlenstoffarmen Wasserstoff ausbilden, wird es umso realistischer, dass die Nachfrage sich wie oben dargestellt entwickelt.\r\nWasserstoffnachfrage Industrie 2045: 300 – 400 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Wir gehen von einem industriellen H2-Bedarf von 290 – 440 TWh/a aus. Darin berücksichtigt sind molekulare (z.B. Stahl Direktreduktion oder Ammoniakproduktion) sowie die thermische Nutzung für Hochtemperaturprozesse.\r\nWasserstoffnachfrage Stahlproduktion 2035: Rund 50 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: In Anlehnung an die Bedarfsschätzung für das Stützjahr 2045 sind 50 TWh in 2035 angemessen eingeschätzt.\r\n18\r\nWasserstoffnachfrage Stahlproduktion 2045: Bis zu 80 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Die Schätzung der von uns ausgewerteten Studien gehen von einem maximalen H2-Bedarf zwischen 56 TWh (Neuwirth et al. 2022) und 88 TWh (Wirtschaftsvereinigung Stahl 2022) aus. 80 TWh sind entsprechend als angemessen zu bewerten.\r\nWasserstoffnachfrage High value chemicals 2045: Bis zu 150 TWh\r\nZu niedrig (X)\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Für den Sektor Grundstoffchemie nehmen wir einen Bedarf von 194 – 252 TWh an, basierend auf den Langfirstszenarien des Fraunhofer ISI. 150 TWh scheinen daher zu niedrig eingeschätzt.\r\nWasserstoffnachfrage Dezentrale Gebäudewärme: kein umfangreicher und großflächiger Einsatz\r\nZu niedrig (X)\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Die SES fokussiert für die Wärmewende leidglich das Szenario O45-Strom der BMWK-Langfristszenarien (Abbildung 7 und 8, S. 21 f.). Hier sollte auch das Szenario O-45 H2 angeführt werden.\r\nWasserstoffnachfrage Schwerlast, Busse, Schiene 2045: Deutlich unter 40 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Relevantester Use Case von Brennstoffzellen im Verkehrssektor sind unserer Einschätzung nach Schwerlast-LKW. Bei einem als realistisch eingeschätztem Marktanteil von 10% entspräche der H2-Energiebedarf ca. 11 TWh.\r\nWasserstoffkraftwerke 2035: Mind. 20 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar: Aufgrund aktuell fehlender Rahmenbedingungen erscheint das unrealistisch. Aus dem gleichen Grund gehen wir für das Stützjahr 2030 aktuell von 0 TWh aus.\r\n19\r\nWasserstoffkraftwerke 2045: 60 – 120 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Die Bandbreite entspricht unseren Annahmen. Der Bedarf von H2 in Kraftwerken hängt in erster Linie davon ab, wie stark sich H2 in dezentralen Anwendungen durchsetzt. Ist die Marktdurchdringung geringer als erwartet, werden mehr Backup Kraftwerke benötigt, der Bedarf fällt entsprechend höher aus.\r\nWasserstoffderivate 2045: Rund 200 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar:\r\nWärmenetzanschlüsse 2045: 4 – 5 Mio.\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar: Bei 100.000 neuen Anschlüssen pro Jahr ist diese Zahl nicht erreichbar.\r\n3.2 Ankerpunkte zum Energieangebot\r\nAngebot Wind an Land 2035: 157 GW\r\nZu niedrig ( ); Angemessen ( ); Zu hoch (X)\r\nKommentar: Schon in den letzten beiden Jahren wurden die Ausbauziele deutlich verfehlt.\r\nAngebot Wind an Land 2045: Mind. 160 GW\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar: siehe oben\r\nAngebot Wind auf See 2035: 50 GW\r\nZu niedrig ( ); Angemessen ( ); Zu hoch ( ) Kommentar:\r\nAngebot Wind auf See 2045: Mind. 70 GW\r\nZu niedrig ( ); Angemessen ( ); Zu hoch ( ) Kommentar:\r\n20\r\nAngebot Photovoltaik 2035: 309 GW\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch ( ) Kommentar:\r\nAngebot Photovoltaik 2045: Mind. 400 GW\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch ( ) Kommentar:\r\nElektrolyseure 2035: 30 – 40 GWel\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar:\r\nElektrolyseure 2045: 60 – 80 GWel\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch (X) Kommentar: Unter Berücksichtigung der Nachfrage-Prognose und für realistisch erachtete Importquoten erscheint die Anzahl an Elektrolyseuren etwas zu hoch.\r\n-\r\nImportquote Wasserstoff 2045: 50 – 70%\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Importquote entspricht den Angaben der Nationalen Wasserstoffstrategie, nationale Projekte müssen stärker angereizt werden, um dieses Verhältnis von nationaler Produktion und Import zu erzielen. Vor allem wenn beispielsweise blauem Wasserstoff zukünftig eine größere Rolle zukommen sollte ist es realistisch, dass die Importquote am oberen Ende der Range oder sogar darüber liegt.\r\nInterkonnektoren Strom 2045: 80 – 90 GW\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch ( ) Kommentar:\r\n21\r\nSteuerbare Kraftwerke (ohne Biomasse und Wasserkraft) 2035: 50 – 60 GW\r\nZu niedrig (X)\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch ( )\r\nKommentar: Das Ziel erscheint grundsätzlich zu niedrig. Insbesondere mit Blick auf 2035 müssen zügig neue Rahmenbedingungen (KWKG-Verlängerung und Weiterentwicklung, Kraftwerksicherheitsgesetz, Kapazitätsmechanismus) geschaffen werden. Bis ein neues Kraftwerk in Betrieb gehen kann, dauert es mit Planungs- und Bauphase fünf bis sieben Jahre.\r\nSteuerbare Kraftwerke (ohne Biomasse und Wasserkraft) 2045: 60 – 80 GW\r\nZu niedrig (X); Angemessen ( ); Zu hoch ( ) Kommentar: Das Ziel erscheint aus heutiger Sicht zu niedrig, wenn das Stromszenario O45 konsequent verfolgt wird.\r\nWasserstoffspeicher 2035: Mind. 15 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (X)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Aufgrund des aktuellen Wasserstoffhochlaufs ist eine Kapazitätsprognose für 2035 schwer abzuschätzen. Gemäß der unterschiedlichen Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems (T45) oder weiterer Veröffentlichungen des EWI Köln variieren die prognostizierten Speicherbedarfe. Auch die noch unklare Entwicklung stabiler Importpotenziale erschwert eine Prognose benötigter Speicherkapazitäten. Die hier dargestellten 15 TWh liegen im Bereich der in den Langfristszenarien und weiterer Studien aufgeführten Größen.\r\nWasserstoffspeicher 2045: 80 – 100 TWh\r\nZu niedrig ( )\r\nAngemessen (x)\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Siehe Punkt darüber bzgl. schwer einzuschätzender Bedarfsprognosen.\r\nStationäre Batteriespeicher 2035: Mind. 35 GW\r\nZu niedrig (X)\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Das Ziel scheint zu niedrig. Mit stationären Batteriespeichern sind laut Seite 40 der Systementwicklungsstrategie kleine Batteriespeicher (in Verbindung mit Aufdach-PV-Anlagen) gemeint, sowie Großbatteriespeicher. Der Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045, Version 2025, sieht bis 2037 eine benötigte Leistung von 58-96 GW und bis 2045 eine benötigte Leistung von 73-119 GW an Kleinbatteriespeichern und Großbatteriespeichern vor.\r\n22\r\nStationäre Batteriespeicher 2045: Mind. 50 GW\r\nZu niedrig (Xx)\r\nAngemessen ( )\r\nZu hoch ( ) Kommentar: Siehe voriger Punkt. Das Ziel scheint zu niedrig. Der Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045, Version 2025 sieht bis bis 2045 eine benötigte Leistung von 73-119 GW an Kleinbatteriespeichern und Großbatteriespeichern vor.\r\nAnsprechpartner:\r\nMarkus Wörz Eva Hennig Martin Bäumer\r\nLeiter Energiepolitik Deutschland Leiterin Energiepolitik Europa Referent Energiepolitik\r\nT: 089 38197-1201 T: 089 38197- T: 089 38197-1429\r\nmarkus.woerz@thuega.de eva.hennig@thuega.de martin.baeumer@thuega.de\r\nDie Thüga ist im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R001118 eingetragen."},"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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Es enthält Vorgaben für den Planungsprozess und verpflichtet die Länder, die Erarbeitung von\r\nWärmeplänen in ihren Kommunen flächendeckend sicherzustellen. Damit die planungsverantwortlichen\r\nStellen – in der Regel die Kommunen – diesem Auftrag nachkommen können und die kommunalen Wärme-\r\npläne bis 2026 bzw. 2028 flächendeckend vorliegen, steht jetzt die Überführung des Wärmeplanungsgeset-\r\nzes in Landesrecht an. Als bundesweit größtes Netzwerk kommunaler Energieversorger begrüßt die Thüga,\r\ndass die Transformation der Wärmeversorgung in den Kommunen damit rechtssicher geregelt werden soll.\r\nDie Wärmewende ist ein komplexer Prozess, der Kommunen, Energieversorger und Verbraucher vor große\r\nHerausforderungen stellt. Jede Verzögerung bei der Überführung in Landesrecht verringert das für die ei-\r\ngentliche Planung verfügbare Zeitbudget und erhöht damit den Handlungsdruck auf die Kommunen . Eine\r\nÜberführung des Wärmeplanungsgesetzes in die jeweils landeseigene Rechtsordnung sollte daher zeitnah\r\nund zielgenau sowie ohne weitere Verschärfungen von Pflichten und Fristen auf Landesebene erfolgen. Un-\r\nklare Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes sollten konkretisiert, Planungsschritte möglichst praxisnah aus-\r\ngestaltet werden. Um einem Flickenteppich unterschiedlicher Regelungen für verschiedene Bundesländer\r\nvorzubeugen, sollte ferner darauf geachtet werden, dass bei der Wärmeplanung möglichst einheitliche\r\nGrundsätze gelten. Dies ist insbesondere für Energieversorgungsunternehmen wichtig, deren Versorgungs-\r\ngebiete über Ländergrenzen hinweg reichen.\r\nFür mehr Klarheit bei der Wirtschaftlichkeit\r\nDie Wärmewende muss wirtschaftlich sein; dementsprechend muss auch die Wärmeplanung diesen Aspekt\r\nvon Beginn an berücksichtigen. Aussagen zur Wirtschaftlichkeit sind für den Vergleich einzelner Wärmeopti-\r\nonen von erheblicher Bedeutung und wirken sich auf den der Wärmeplanung zugrunde gelegten Planungs-\r\nprozess aus. Vor allem Wärme- und Wasserstoffnetzausbaugebiete können im Zuge der sogenannten Eig-\r\nnungsprüfung gleich zu Beginn der Wärmeplanung vom weiteren Planungsprozess ausgeschlossen werden.\r\nIst die Versorgung durch ein Wärme- oder Wasserstoffnetz demnach mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht\r\nwirtschaftlich, hält das Wärmeplanungsgesetz die Möglichkeit zur verkürzten Wärmeplanung vor, wodurch\r\nder andernfalls anfallender Planungsprozess verkürzt und die Wärmeversorgung in den betroffenen Gebie-\r\nten über dezentrale Wärmeoptionen geregelt werden kann (vgl. § 14 Abs. 4 WPG). Die Thüga unterstützt\r\nausdrücklich, dass das Wärmeplanungsgesetz die Wirtschaftlichkeit von Wärmeoptionen als relevante Kate-\r\ngorie für die Transformation der Wärmeversorgung vorsieht. Allerdings ist nach wie vor unklar, nach welchen\r\nKriterien prognostische Aussagen zur Wirtschaftlichkeit einzelner Wärmeoptionen konkret getätigt werden\r\nsollen. Statische Kostenannahmen, wie sie etwa im Entwurf des von der Bundesregierung in Auftrag gegebe-\r\nnen Leitfadens Wärmeplanung verzeichnet wurden, verzerren die Wirtschaftlichkeit von Energieträgern und\r\nTechnologien und verhindern eine passgenaue Planung in den Kommunen. Belastbare Aussagen zur Wirt-\r\nschaftlichkeit von Wärmeoptionen müssen eine Vielzahl zeit- und ortspezifischer Faktoren berücksichtigen.\r\nAuch erfordern sie ein umfängliches Praxiswissen um die vor Ort vorhandenen Probleme und Potenziale. Um\r\nfolgenschweren Fehlplanungen vorzubeugen, sollten Aussagen zur Wirtschaftlichkeit einzelner Wärmeop ti-\r\nonen daher zwingend mit den betroffenen Energieversorgungsunternehmen abgestimmt werden. Die Thüga\r\nempfiehlt daher, Aussagen zur Wirtschaftlichkeit von Wärmeoptionen eng mit den potenziell betroffenen\r\nKommunal. Klar. Praxisnah.\r\nEmpfehlung zur Überführung des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) in Landesrecht\r\nTHÜGA Aktiengesellschaft | 18. März 2024\r\nEnergieversorgungsunternehmen abzustimmen. Auch an anderer Stelle spielen Wirtschaftlichkeitserwä-\r\ngungen eine entscheidende Rolle. Zur Erstellung der kommunalen Wärmeplanung benötigt die planungsver-\r\nantwortliche Stelle eine Vielzahl an Daten von unterschiedlichen Stellen. Laut der im Wärmeplanungsgesetz\r\nenthaltenen Auskunftspflicht sind insbesondere die Betreiber von Energieversorgungsnetzen zu umfangrei-\r\nchen Datenlieferungen verpflichtet, deren Bereitstellung oftmals mit erheblichem Aufwand verbunden ist\r\n(vgl. § 11 WPG) und daher aus Sicht der Thüga auch entsprechend erstattet werden sollte. Die Thüga emp-\r\nfiehlt daher, bei der Überführung in Landesrecht von der im Wärmeplanungsgesetz eröffneten Möglichkeit\r\nabweichender Rechtsvorschriften Gebrauch zu machen und die Kosten für die Datenerfassung und -bereit-\r\nstellung sowie die Aggregation und Anonymisierung den Energieversorgern analog zu anderen beteiligten\r\nAkteuren erstattungswürdig zu machen (vgl. § 11 Abs. 3 Satz 3). Auch sollten die mit der Wärmeplanung\r\ninsgesamt verbundenen Kosten durch landeseigene Fördermittel abgefedert werden.\r\nFür mehr Praxisnähe beim Planungsprozess\r\nWärmeplanung muss praxistauglich sein. Um vor allem kleinere Gemeinden bei der Wärmeplanung nicht zu\r\nüberfordern, können die Länder unter bestimmten Bedingungen vereinfachte Verfahren sowie den Zusam-\r\nmenschluss mehrerer Kommunen zu einer gemeinsamen Planung vorsehen (vgl. § 4 Abs. 3 WPG). Während\r\ndie Thüga die Möglichkeit des „Konvoi-Verfahrens“ und damit den Zusammenschluss mehrerer Kommunen\r\nzwecks gemeinsamer Planung ausdrücklich begrüßt, sehen wir die Implikationen eines vereinfachten Verfah-\r\nrens grundsätzlich kritisch. Ein vereinfachtes Verfahren kann den Kreis der bei der Wärmeplanung zu betei-\r\nligenden Dritten deutlich reduzieren (vgl. § 22 Abs. 1 WPG) und einzelne Wärmeoptionen bereits vorab vom\r\nweiteren Planungsprozess ausschließen (vgl. § 22 Abs. 2 WPG). Energieversorgungsunternehmen, Netzbe-\r\ntreiber sowie andere bei der Transformation der Wärmeversorgung potenziell mitwirkende Dritte würden\r\ndamit bei der Beteiligung an der Wärmeplanung erheblich beeinträchtigt, einzelne Wärmeoptionen damit\r\nstrukturell diskriminiert. Um auch bei vereinfachten Verfahren einen möglichst praxisnahen Planungsprozess\r\nzu gewährleisten, sollten Energieversorgungsunternehmen, Netzbetreiber sowie andere bei der Transforma-\r\ntion der Wärmeversorgung potenziell mitwirkende Dritte zwingend an der Wärmeplanung beteiligt werden.\r\nDie Thüga empfiehlt daher, die vorgenannten Personengruppen von einer etwaigen Beteiligungsbeschrän-\r\nkung auszunehmen und Energieversorgungsunternehmen, Netzbetreiber sowie andere bei der Transfor-\r\nmation der Wärmeversorgung potenziell mitwirkende Dritte (vgl. § 7 Abs. 2 WPG) auch bei vereinfachten\r\nVerfahren vollumfänglich zu beteiligen oder die Beteiligungsbereitschaft aber zumindest im Vorfeld ange-\r\nmessen abzufragen. Mit Blick auf die planungstechnischen Folgen eines vereinfachten Verfahrens mahnt die\r\nThüga zudem den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit an. Der frühzeitige Ausschluss einzelner Wärmeoptio-\r\nnen, wie er vom Wärmeplanungsgesetz gegenwärtig vor allem für Wasserstoffnetze vorgehalten wird, ist für\r\nVersorger und Verbraucher folgenreich und darf nicht fahrlässig erfolgen. Die Kriterien, nach denen einzelne\r\nWärmeoptionen vom weiteren Planungsprozess ausgeschlossen werden können, sind aus Sicht der Thüga\r\ngesetzlich nicht hinreichend definiert. Der im Wärmeplanungsgesetz enthaltene Hinweis auf einen in Erstel-\r\nlung befindlichen Plan für eine wahrscheinliche Versorgung durch ein Wärmenetz (vgl. § 22 Abs. 2 WPG) ist\r\nunkonkret und spekulativ und bietet für den Ausschluss anderer Wärmeoptionen keine geeignete Grundlage.\r\nDer Ausschluss einzelner Wärmeoptionen im vereinfachten Verfahren sollte nur dann zulässig sein, wenn\r\nein belastbarer Transformationsplan vorliegt und der damit verbundene Planungsprozess bereits vollstän-\r\ndig abgeschlossen wurde (vgl. § 9 Abs. 2 WPG). Die Thüga fordert daher, lediglich in Erstellung befindliche\r\nFernwärme-Transformationspläne bei vereinfachten Verfahren nicht als Ausschlusskriterium für Wasser-\r\nstoffnetzausbaugebiete zuzulassen und den Ausschlussvorbehalt für einzelne Wärmeoptionen bei der\r\nÜberführung des Wärmeplanungsgesetzes in Landesrecht durch eine Verbindlichkeitsschwelle hinreichend\r\nzu konkretisieren.\r\nAnsprechpartner\r\nJan-David F. Linke\r\nReferent Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1420\r\njan-david.linke@thuega.de\r\nLena Burchartz\r\nReferentin Energiepolitik / Büro Berlin\r\nT: +49 151 5357 0935\r\nlena.burchartz@thuega.de\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003926","regulatoryProjectTitle":"Wärmewende - kommunal und technologieoffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6d/3a/328184/Stellungnahme-Gutachten-SG2407010017.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":"Kommunal. Klar. Praxisnah.\r\nEmpfehlung zur Überführung des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) in Landesrecht\r\nTHÜGA Aktiengesellschaft | 18. März 2024\r\nMit dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) wurde 2023 eine bundesweit einheitliche Grundlage für die Transformation\r\nder Wärmeversorgung geschaffen. Das Wärmeplanungsgesetz sieht die Erstellung kommunaler Wärmepläne\r\nvor. Es enthält Vorgaben für den Planungsprozess und verpflichtet die Länder, die Erarbeitung von\r\nWärmeplänen in ihren Kommunen flächendeckend sicherzustellen. Damit die planungsverantwortlichen\r\nStellen – in der Regel die Kommunen – diesem Auftrag nachkommen können und die kommunalen Wärmepläne\r\nbis 2026 bzw. 2028 flächendeckend vorliegen, steht jetzt die Überführung des Wärmeplanungsgesetzes\r\nin Landesrecht an. Als bundesweit größtes Netzwerk kommunaler Energieversorger begrüßt die Thüga,\r\ndass die Transformation der Wärmeversorgung in den Kommunen damit rechtssicher geregelt werden soll.\r\nDie Wärmewende ist ein komplexer Prozess, der Kommunen, Energieversorger und Verbraucher vor große\r\nHerausforderungen stellt. Jede Verzögerung bei der Überführung in Landesrecht verringert das für die eigentliche\r\nPlanung verfügbare Zeitbudget und erhöht damit den Handlungsdruck auf die Kommunen. Eine\r\nÜberführung des Wärmeplanungsgesetzes in die jeweils landeseigene Rechtsordnung sollte daher zeitnah\r\nund zielgenau sowie ohne weitere Verschärfungen von Pflichten und Fristen auf Landesebene erfolgen. Unklare\r\nVorgaben des Wärmeplanungsgesetzes sollten konkretisiert, Planungsschritte möglichst praxisnah ausgestaltet\r\nwerden. Um einem Flickenteppich unterschiedlicher Regelungen für verschiedene Bundesländer\r\nvorzubeugen, sollte ferner darauf geachtet werden, dass bei der Wärmeplanung möglichst einheitliche\r\nGrundsätze gelten. Dies ist insbesondere für Energieversorgungsunternehmen wichtig, deren Versorgungsgebiete\r\nüber Ländergrenzen hinweg reichen.\r\nFür mehr Klarheit bei der Wirtschaftlichkeit\r\nDie Wärmewende muss wirtschaftlich sein; dementsprechend muss auch die Wärmeplanung diesen Aspekt\r\nvon Beginn an berücksichtigen. Aussagen zur Wirtschaftlichkeit sind für den Vergleich einzelner Wärmeoptionen\r\nvon erheblicher Bedeutung und wirken sich auf den der Wärmeplanung zugrunde gelegten Planungsprozess\r\naus. Vor allem Wärme- und Wasserstoffnetzausbaugebiete können im Zuge der sogenannten Eignungsprüfung\r\ngleich zu Beginn der Wärmeplanung vom weiteren Planungsprozess ausgeschlossen werden.\r\nIst die Versorgung durch ein Wärme- oder Wasserstoffnetz demnach mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht\r\nwirtschaftlich, hält das Wärmeplanungsgesetz die Möglichkeit zur verkürzten Wärmeplanung vor, wodurch\r\nder andernfalls anfallender Planungsprozess verkürzt und die Wärmeversorgung in den betroffenen Gebieten\r\nüber dezentrale Wärmeoptionen geregelt werden kann (vgl. § 14 Abs. 4 WPG). Die Thüga unterstützt\r\nausdrücklich, dass das Wärmeplanungsgesetz die Wirtschaftlichkeit von Wärmeoptionen als relevante Kategorie\r\nfür die Transformation der Wärmeversorgung vorsieht. Allerdings ist nach wie vor unklar, nach welchen\r\nKriterien prognostische Aussagen zur Wirtschaftlichkeit einzelner Wärmeoptionen konkret getätigt werden\r\nsollen. Statische Kostenannahmen, wie sie etwa im Entwurf des von der Bundesregierung in Auftrag gegebenen\r\nLeitfadens Wärmeplanung verzeichnet wurden, verzerren die Wirtschaftlichkeit von Energieträgern und\r\nTechnologien und verhindern eine passgenaue Planung in den Kommunen. Belastbare Aussagen zur Wirtschaftlichkeit\r\nvon Wärmeoptionen müssen eine Vielzahl zeit- und ortspezifischer Faktoren berücksichtigen.\r\nAuch erfordern sie ein umfängliches Praxiswissen um die vor Ort vorhandenen Probleme und Potenziale. Um\r\nfolgenschweren Fehlplanungen vorzubeugen, sollten Aussagen zur Wirtschaftlichkeit einzelner Wärmeoptionen\r\ndaher zwingend mit den betroffenen Energieversorgungsunternehmen abgestimmt werden. Die Thüga\r\nempfiehlt daher, Aussagen zur Wirtschaftlichkeit von Wärmeoptionen eng mit den potenziell betroffenen\r\nKommunal. Klar. Praxisnah.\r\nEmpfehlung zur Überführung des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) in Landesrecht\r\nTHÜGA Aktiengesellschaft | 18. März 2024\r\nEnergieversorgungsunternehmen abzustimmen. Auch an anderer Stelle spielen Wirtschaftlichkeitserwägungen\r\neine entscheidende Rolle. Zur Erstellung der kommunalen Wärmeplanung benötigt die planungsverantwortliche\r\nStelle eine Vielzahl an Daten von unterschiedlichen Stellen. Laut der im Wärmeplanungsgesetz\r\nenthaltenen Auskunftspflicht sind insbesondere die Betreiber von Energieversorgungsnetzen zu umfangreichen\r\nDatenlieferungen verpflichtet, deren Bereitstellung oftmals mit erheblichem Aufwand verbunden ist\r\n(vgl. § 11 WPG) und daher aus Sicht der Thüga auch entsprechend erstattet werden sollte. Die Thüga empfiehlt\r\ndaher, bei der Überführung in Landesrecht von der im Wärmeplanungsgesetz eröffneten Möglichkeit\r\nabweichender Rechtsvorschriften Gebrauch zu machen und die Kosten für die Datenerfassung und -bereitstellung\r\nsowie die Aggregation und Anonymisierung den Energieversorgern analog zu anderen beteiligten\r\nAkteuren erstattungswürdig zu machen (vgl. § 11 Abs. 3 Satz 3). Auch sollten die mit der Wärmeplanung\r\ninsgesamt verbundenen Kosten durch landeseigene Fördermittel abgefedert werden.\r\nFür mehr Praxisnähe beim Planungsprozess\r\nWärmeplanung muss praxistauglich sein. Um vor allem kleinere Gemeinden bei der Wärmeplanung nicht zu\r\nüberfordern, können die Länder unter bestimmten Bedingungen vereinfachte Verfahren sowie den Zusammenschluss\r\nmehrerer Kommunen zu einer gemeinsamen Planung vorsehen (vgl. § 4 Abs. 3 WPG). Während\r\ndie Thüga die Möglichkeit des „Konvoi-Verfahrens“ und damit den Zusammenschluss mehrerer Kommunen\r\nzwecks gemeinsamer Planung ausdrücklich begrüßt, sehen wir die Implikationen eines vereinfachten Verfahrens\r\ngrundsätzlich kritisch. Ein vereinfachtes Verfahren kann den Kreis der bei der Wärmeplanung zu beteiligenden\r\nDritten deutlich reduzieren (vgl. § 22 Abs. 1 WPG) und einzelne Wärmeoptionen bereits vorab vom\r\nweiteren Planungsprozess ausschließen (vgl. § 22 Abs. 2 WPG). Energieversorgungsunternehmen, Netzbetreiber\r\nsowie andere bei der Transformation der Wärmeversorgung potenziell mitwirkende Dritte würden\r\ndamit bei der Beteiligung an der Wärmeplanung erheblich beeinträchtigt, einzelne Wärmeoptionen damit\r\nstrukturell diskriminiert. Um auch bei vereinfachten Verfahren einen möglichst praxisnahen Planungsprozess\r\nzu gewährleisten, sollten Energieversorgungsunternehmen, Netzbetreiber sowie andere bei der Transformation\r\nder Wärmeversorgung potenziell mitwirkende Dritte zwingend an der Wärmeplanung beteiligt werden.\r\nDie Thüga empfiehlt daher, die vorgenannten Personengruppen von einer etwaigen Beteiligungsbeschränkung\r\nauszunehmen und Energieversorgungsunternehmen, Netzbetreiber sowie andere bei der Transformation\r\nder Wärmeversorgung potenziell mitwirkende Dritte (vgl. § 7 Abs. 2 WPG) auch bei vereinfachten\r\nVerfahren vollumfänglich zu beteiligen oder die Beteiligungsbereitschaft aber zumindest im Vorfeld angemessen\r\nabzufragen. Mit Blick auf die planungstechnischen Folgen eines vereinfachten Verfahrens mahnt die\r\nThüga zudem den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit an. Der frühzeitige Ausschluss einzelner Wärmeoptionen,\r\nwie er vom Wärmeplanungsgesetz gegenwärtig vor allem für Wasserstoffnetze vorgehalten wird, ist für\r\nVersorger und Verbraucher folgenreich und darf nicht fahrlässig erfolgen. Die Kriterien, nach denen einzelne\r\nWärmeoptionen vom weiteren Planungsprozess ausgeschlossen werden können, sind aus Sicht der Thüga\r\ngesetzlich nicht hinreichend definiert. Der im Wärmeplanungsgesetz enthaltene Hinweis auf einen in Erstellung\r\nbefindlichen Plan für eine wahrscheinliche Versorgung durch ein Wärmenetz (vgl. § 22 Abs. 2 WPG) ist\r\nunkonkret und spekulativ und bietet für den Ausschluss anderer Wärmeoptionen keine geeignete Grundlage.\r\nDer Ausschluss einzelner Wärmeoptionen im vereinfachten Verfahren sollte nur dann zulässig sein, wenn\r\nein belastbarer Transformationsplan vorliegt und der damit verbundene Planungsprozess bereits vollständig\r\nabgeschlossen wurde (vgl. § 9 Abs. 2 WPG). Die Thüga fordert daher, lediglich in Erstellung befindliche\r\nFernwärme-Transformationspläne bei vereinfachten Verfahren nicht als Ausschlusskriterium für Wasserstoffnetzausbaugebiete\r\nzuzulassen und den Ausschlussvorbehalt für einzelne Wärmeoptionen bei der\r\nÜberführung des Wärmeplanungsgesetzes in Landesrecht durch eine Verbindlichkeitsschwelle hinreichend\r\nzu konkretisieren.\r\nAnsprechpartner\r\nJan-David F. Linke\r\nReferent Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1420\r\njan-david.linke@thuega.de\r\nLena Burchartz\r\nReferentin Energiepolitik / Büro Berlin\r\nT: +49 151 5357 0935\r\nlena.burchartz@thuega.de\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003926","regulatoryProjectTitle":"Wärmewende - kommunal und technologieoffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0b/e1/385670/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170024.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":"Impulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte \r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der größte und \r\nherausforderndste Teil des Weges liegt aber noch vor uns. Aus \r\nunserer Sicht kann die Energiewende am besten unter dem \r\nLeitprinzip „mehr Markt wagen und Wettbewerb anreizen“ \r\nerfolgreich vollendet werden. Dabei setzt die Politik Leitplan ken, innerhalb derer sich Wettbewerber sowie Kundinnen und \r\nKunden möglichst frei bewegen können. Das Fundament für \r\ndiesen Markt sind solide und zukunftsorientierte Energieinfra strukturen in den Bereichen Strom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf in den nächsten zwei Dekaden ist \r\nenorm! Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen Hand lungsspielräume begrenzt. Daher setzen wir uns für eine \r\nkosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig verlässliche \r\nRahmenbedingungen, marktliche Steuerungsinstrumente, mehr \r\nTechnologieoffenheit, weniger Detailregelungen und weniger \r\nSubventionsbedarf. Darüber hinaus muss die Energiewende \r\nstärker als bisher in einem europäischen Kontext gedacht wer den. Der Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnen marktes und insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes \r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nGemeinsam mit ihren über 100 Partnerunter nehmen ist die Thüga treibende Kraft der Trans formation vor Ort. Mit verlässlichen Rahmenbe dingungen wollen wir als deutschlandweit größtes \r\nNetzwerk kommunaler Energieversorger die \r\nEnergiewende gestalten: Vielfältig. Versorgungs sicher. Finanzierbar.\r\nVielfalt ermöglichen und \r\nFortschritt sichern \r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an \r\nPraxiswissen und sollten vor Ort durch jeweils passgenaue Pla nung und Umsetzung konkretisiert werden. Einseitige Eingriffe \r\nund Vorgaben in den Wettbewerb der Energieträger, Technolo gien und Produktangebote lehnen wir daher ab.\r\nDie besten und kosteneffizientesten Lösungen entstehen im \r\nMarkt. Für den Energiemarkt bedeutet dies, dass der marktli che Ansatz mit echtem Wettbewerb in den Bereichen Erzeu gung, Handel und Vertrieb wieder gestärkt werden muss. Dazu \r\nmuss ein level-playing-field für alle Technologien geschaffen \r\nwerden, anstatt durch aufwendige, staatliche Detailregelungen \r\nwie Technologie- oder Produktvorgaben (Bsp. Dynamische \r\nPflichttarife) Einschränkungen herbeizuführen. Preise und \r\nderen Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der Sys temkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der Ent scheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig. Dort \r\nwo Wettbewerb bereits existiert, muss Politik keine Zusatz anforderungen ohne Mehrwert setzen (Bsp. 24-Stunden-Lie ferantenwechsel). Nur dort, wo Marktversagen droht oder aus \r\nder Struktur heraus kein Markt entstehen kann (Netze), sollte \r\nmit möglichst marktnahen Instrumenten eingegriffen werden. \r\nHier hat sich der europäische Emissionshandel als wirksame \r\nMaßnahme erwiesen und sollte daher für die Zukunft zum zen tralen Steuerungsinstrument gemacht und wie geplant um die \r\nBereiche Wärme und Verkehr erweitert werden. \r\nMehr europäischen Energiemarkt wagen, Preis wettbewerb anreizen, staatliche Eingriffe auf \r\nMarktversagen beschränken und Instrumente wie \r\nden europäischen Emissionshandel stärken, damit \r\nwir einfach und pragmatisch handeln und die \r\nEnergiewende meistern können.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss tech nologieoffen sein und den Kommunen mehr Entscheidungsfrei heit einräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeener giegesetzes (GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen \r\nAnsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenhei ten im Gebäudebestand und in der Wärmeversorgung berück sichtigt. Statt überbordender bürokratischer Hürden braucht \r\nes Vertrauen in die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure, die \r\npragmatische Lösungen für eine klimafreundliche Wärmever sorgung entwickeln und schnell umsetzen können. Einseitige \r\nEingriffe in den Wettbewerb und starre Vorgaben nach dem \r\n„One size fits all“-Prinzip sind kontraproduktiv, teuer und \r\nmachen im heterogenen Gebäudebestand wenig Sinn. \r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeener giegesetz braucht es bei der Wärmewende Tech nologieoffenheit und Vertrauen in die Kompetenz \r\nder Akteure vor Ort – Kommunen und Stadtwer ke. Entscheidungsfreiheit für die Kommunen und \r\nBürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung aller \r\nklimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nImpulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten Seite 2 /3\r\nVersorgungssicherheit als \r\nGarant für den Wirtschafts standort Deutschland\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die \r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig, \r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden. Zur \r\nAbsicherung fluktuierender Erzeugung werden steuerbare \r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter Wärmeerzeu gung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie dagewesenen \r\nDimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus müssen Mole küle in Form von Wasserstoff und Biomethan über die Gasnet ze zu den Kunden gelangen, da es kaum möglich sein wird, alle \r\nnotwendigen Energieanwendungen durch Elektronen abzu decken. Außerdem werden im Wärmebereich neue Nah- und \r\nFernwärmenetze benötigt. Nur so können wir die Wärmewen de in vertretbarer Zeit schaffen und das hohe Maß an Versor gungssicherheit und Resilienz in Deutschland aufrechterhalten. \r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen \r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so zur \r\nStabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen dann \r\nnicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können auch \r\nbei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt werden. Für \r\nlokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene \r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um die lokale Versor gungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig einen Beitrag \r\nzur Dekarbonisierung zu leisten. \r\nEine zügige Verlängerung des KWK-Gesetzes über \r\n2026 hinaus bis mindestens 2035 ist unerlässlich. \r\nDarüber hinaus ist eine Anpassung des KWKG \r\nnotwendig, um Anreize zum Einsatz von klima schonenden Brennstoffen sowie einer system kompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis \r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einem \r\ngeeigneten Kapazitätsmechanismus integriert \r\nwerden, der die Bereitstellung sicherer Leistung \r\nhonoriert. Vor diesem Hintergrund begrüßen und \r\nunterstützen wir die aktuellen Überlegungen zur \r\nEinführung eines kombinierten Kapazitätsmark tes, der auf zentrale und dezentrale Elemente \r\nsetzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungs ebenen dem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird \r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufge nommen bzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen \r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise. \r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und Genehmigungs verfahren liegt dies auch an einem nicht mehr passenden \r\nregulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert fast \r\nausschließlich auf Kostensenkung setzt. \r\nEs braucht einen Regulierungsrahmen, der grund sätzlich den massiven und vorausschauenden \r\nAusbaubedarf anerkennt, unnötige Bürokratie \r\nvermeidet, eine international wettbewerbsfähige \r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt \r\nund steigende Betriebskosten berücksichtigt. \r\nZugleich sollte den Netzbetreibern die Nutzung \r\nvon Batteriespeichern und Elektrolyseuren als \r\nBetriebsmittel ermöglicht werden, um schneller \r\nerneuerbare Energie aufnehmen und das Netz \r\nbesser aussteuern zu können. \r\nDer politische oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur \r\nmuss für die Transformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie \r\nden Ausbau von Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein \r\nsystemischer, systemdienlicher und integrierter Planungsansatz \r\naller Sparten hilft, um die Kosten für den Netzum- und -ausbau \r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkern netz gestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen für \r\ndie Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden. Mit Blick \r\nauf den gewünschten Ausbau der Wärmenetze benötigen alle \r\nAkteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der Bundes förderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke für \r\nihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und Bürgerinnen \r\nund Bürger für ihre Entscheidung über die für sie sinnvollste \r\nHeizungsart. \r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfor dert die zügige Umsetzung des EU-Gaspakets, \r\neine kohärente Regionalplanung und flexible \r\nAnschlussregelungen sowie die Finanzierung und \r\nden Aufbau einer krisensicheren Wasserstoff Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen. \r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem \r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden kön nen, um den schnellen Hochlauf zu befördern. Um \r\ndie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze \r\n(BEW) langfristig auszurichten und finanziell an gemessen auszustatten – werden mindestens drei \r\nMilliarden Euro pro Jahr benötigt.\r\nEnergiewende gestalten Seite 3 /3\r\nFinanzierbarkeit und \r\nKosteneffizienz gewährleisten \r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen \r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU \r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe von \r\n721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen Euro. \r\nAndere Studien gehen von noch größeren Beträgen aus. Allein \r\nfür die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf für \r\ndie kommunale Energiewende von bis zu 90 Milliarden Euro \r\nbis 2045 ermittelt. Notwendig werden diese Mittel vor allem \r\nfür den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus Erneuer baren und modernen Kraftwerken sowie der Netzinfrastruktu ren für Strom, H2 und Wärme. \r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten \r\nCO2\r\n-Vermeidungskosten, sollte bei der Energiewende im \r\nMittelpunkt stehen. Die Beantwortung der Frage „Wo ist der \r\nEuro am sinnvollsten investiert“, sollte dabei dem Markt obliegen. \r\nMit Blick auf die verschiedenen Infrastrukturen sollte es zu \r\neiner noch stärkeren integrierten Planung kommen, um Über kapazitäten zu vermeiden und die Systemkosten so gering wie \r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss \r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind \r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also rund \r\n16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele, um neue \r\nTransformationsprojekte effektiv und in der notwendigen Ge schwindigkeit umzusetzen. Der administrative Aufwand und die \r\nUmsetzung der Informationspflichten kosten die Energiewirt schaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld, das anderswo besser \r\neingesetzt wäre. \r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rah menbedingungen, die auf marktwirtschaftliche \r\nAnreize setzen und langfristige Investitionssicher heit bieten. Gleichzeitig müssen die Infrastruktu ren – noch stärker als bislang geschehen – sinnvoll \r\naufeinander abgestimmt werden, was integrierte \r\nPlanungsprozesse aller Sparten voraussetzt.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der \r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder \r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft leisten \r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare \r\nRahmenbedingungen einer allgemeinen Unsicherheit Vorschub. \r\nDies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber höhere \r\nRisikoaufschläge ansetzen. \r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen \r\nklar auf: Wir benötigen langfristig verlässliche \r\nregulatorische Rahmenbedingungen, um Investi tionen und Finanzmittel anzureizen. Gleichzeitig \r\nmüssen für Investitionen in die Transformation \r\nauch im internationalen Vergleich attraktive, \r\nmarktgerechte Renditen ermöglicht werden, und \r\nzwar sowohl im regulierten (vgl. oben) als auch \r\nim unregulierten Bereich. Die Konditionen sollten \r\nrisikoadjustiert vergleichbar sein. Darüber hinaus \r\nsollte die Idee eines Energiewendefonds unter \r\nRückgriff auf staatliche Ausfallgarantien weiter verfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finan ziellen Belastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft, \r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen, steigt, wenn die \r\nfinanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent und nach vollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche Ausgestaltung der \r\nEnergiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche Akzep tanz. \r\nBei ganzheitlicher Betrachtung sollte die Kosten effizienz das oberste Gebot bei der Umsetzung \r\nder Energiewende sein. Dies transparent und ver ständlich erklärt sowie flankiert durch die echte \r\nEntscheidungsfreiheit der Kundinnen und Kunden\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003926","regulatoryProjectTitle":"Wärmewende - kommunal und technologieoffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4b/be/501572/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310186.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":"2. MÜNCHNER ERKLÄRUNG\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte\r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der\r\ngrößte und herausforderndste Teil des Weges liegt aber\r\nnoch vor uns: Der Umbau unseres gesamten Versorgungssystems\r\nvon der Energieerzeugung, über den Aus- und\r\nUmbau der Netze, bis zur Flexibilisierung des Verbrauchs.\r\nAus unserer Sicht braucht die Energiewende jetzt\r\n— größeren Pragmatismus durch Vielfalt der Lösungen\r\nbei der Umsetzung vor Ort,\r\n— weniger bürokratische Vorgaben, größeren\r\nEntscheidungsspielraum und handhabbare Lösungen\r\nfür die Kommunen sowie\r\n— mehr Mut zu Markt und Wettbewerb, wo dieser\r\ndazu beiträgt, die Klimaziele zu erreichen.\r\nNotwendig sind klare Leitplanken, innerhalb derer Energieversorger,\r\nKommunen sowie Kundinnen und Kunden, die\r\nfür ihr jeweiliges Umfeld passende Lösung im Markt finden\r\nkönnen. Das Fundament für diesen Markt sind solide und\r\nzukunftsorientierte Energieinfrastrukturen in den Bereichen\r\nStrom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf für die Energiewende in den nächsten\r\nzwei Jahrzehnten ist enorm. Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen\r\nHandlungsspielräume begrenzt. Daher setzen\r\nwir uns für eine kosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig\r\nverlässliche Rahmenbedingungen, marktwirtschaftliche\r\nSteuerungsinstrumente, mehr Technologieoffenheit, weniger\r\nDetailregelungen und weniger Subventionsbedarf.\r\nDarüber hinaus muss die Energiewende stärker als bisher\r\nin einem europäischen Kontext gedacht werden.\r\nDer Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnenmarktes\r\nund insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes\r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nWir brauchen verlässliche, langfristige Rahmenbedingungen,\r\ndamit wir als Kommunen zusammen mit der\r\nThüga als dem größten Netzwerk kommunaler Energieversorgungsunternehmen\r\ndie Energiewende gestalten\r\nkönnen: Pragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nPragmatismus und marktlicher Wettbewerb\r\nermöglichen die Umsetzung\r\nUm nicht zu riskieren, dass Bürgerinnen und Bürger sowie\r\ndie Umsetzer der Energiewende vor Ort abgehängt werden\r\nund die Akzeptanz der Energiewende ins Wanken gerät,\r\nsollte bei der Energiewende pragmatisch vorgegangen\r\nwerden: Wir brauchen weniger bürokratische Vorgaben\r\nund mehr Freiraum für handhabbare Lösungen. Dazu geben\r\ndie Klimaziele die Richtung vor, aber das Schrittmaß muss\r\nvor Ort gefunden werden.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss technologieoffen\r\nsein und den Kommunen mehr Entscheidungsfreiheit\r\neinräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes\r\n(GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen An-\r\nHandlungsempfehlungen\r\nder Task Force Politische Willensbildung\r\ndes Beirats der Thüga Aktiengesellschaft\r\nEnergiewende gestalten:\r\nPragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenheiten im\r\nGebäudebestand und in der Wärmeversorgung berücksichtigt.\r\nStatt überbordender bürokratischer Hürden braucht es Vertrauen\r\nin die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure. Diese können pragmatische\r\nLösungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung\r\nentwickeln und schnell umsetzen. Einseitige Eingriffe in den\r\nWettbewerb und starre Vorgaben nach dem „One-size-fitsall“-\r\nPrinzip sind kontraproduktiv, teuer und machen im heterogenen\r\nGebäudebestand wenig Sinn.\r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeenergiegesetz\r\nbraucht es bei der Wärmewende Technologieoffenheit\r\nund Vertrauen in die Kompetenz der Kommunen\r\nund Stadtwerke vor Ort. Entscheidungsfreiheit für die\r\nKommunen und Bürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung\r\naller klimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nDer Bund sollte einen belastbaren gesetzlichen\r\nRahmen vorgeben, in dem dezentrale Besonderheiten\r\nberücksichtigt werden. Überregulierung muss abgebaut\r\nwerden. Die beste Lösung wird lokal gefunden.\r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an\r\nPraxiswissen und sollten vor Ort jeweils passgenau geplant\r\nund umgesetzt werden. Einseitige Vorgaben und Eingriffe in\r\nden Wettbewerb der Energieträger, Technologien und Produktangebote\r\nlehnen wir daher ab.\r\nUm die Diversität und Vorteile des Energiemarkts für die\r\nEnergiewende besser nutzen zu können, sollte der Wettbewerb\r\nin den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb wieder\r\ngestärkt werden. Anstelle von aufwendigen, staatlichen\r\nDetailregelungen wie Technologie- oder Produktvorgaben,\r\nbraucht es ein level-playing-field für alle Technologien. Preise\r\nund deren Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der\r\nSystemkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der\r\nEntscheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig.\r\nNur dort, wo Marktversagen droht oder aus der Struktur\r\nheraus kein Markt entstehen kann, wie beispielsweise bei\r\nden Energienetzen, sollte mit möglichst marktnahen Instrumenten\r\neingegriffen werden. Der europäische Emissionshandel\r\nhat sich hier als wirksame Maßnahme erwiesen. Deshalb\r\nsollte dieser auch in Zukunft das zentrale Steuerungsinstrument\r\nbleiben und wie geplant auf die Bereiche Wärme und\r\nVerkehr ausgeweitet werden.\r\nUm den Energiemarkt besser für die Ziele der Energiewende\r\nzu nutzen, sollten wir mehr europäischen Energiemarkt\r\nwagen, Preiswettbewerb anreizen, staatliche\r\nEingriffe auf Marktversagen beschränken und Instrumente\r\nwie den europäischen Emissionshandel stärken.\r\nVersorgungssicherheit und Resilienz\r\ndurch Vielfalt der Lösungen\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die\r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig,\r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden.\r\nUm die zukünftige Energieversorgung sicher und resilient zu\r\ngestalten, braucht es eine Vielfalt von Energielösungen und\r\nverlässliche Rahmenbedingungen für deren Betrieb. Zur Absicherung\r\nfluktuierender Erzeugung werden beispielsweise\r\nSpeicher sowie steuerbare und in das Energiesystem integrierte\r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter\r\nWärmeerzeugung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie\r\ndagewesenen Dimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus\r\nmüssen Moleküle in Form von Wasserstoff und Biomethan\r\nüber die Gasnetze zu den Kunden gelangen, da es kaum\r\nmöglich sein wird, alle notwendigen Energieanwendungen\r\ndurch Elektronen abzudecken. Außerdem werden im Wärmebereich\r\nneue Nah- und Fernwärmenetze benötigt. Nur\r\nso können wir die Wärmewende in einem überschaubaren\r\nZeitraum schaffen und das hohe Maß an Versorgungssicherheit\r\nund Resilienz für den Wirtschaftsstandort Deutschland\r\naufrechterhalten.\r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen\r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so\r\nzur Stabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen\r\ndann nicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können\r\nauch bei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt\r\nwerden. Für lokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene\r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um\r\ndie Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig\r\neinen Beitrag zur Dekarbonisierung zu leisten.\r\nErfreulicherweise hat jüngst eine pragmatische Verlängerung\r\ndes KWKG stattgefunden. Wünschenswert\r\nwäre, dass in der kommenden Legislaturperiode eine\r\numfangreichere Verlängerung und zugleich eine inhaltliche\r\nAnpassung des KWKG stattfindet, um Anreize zum\r\nEinsatz von klimaschonenden Brennstoffen sowie einer\r\nsystemkompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis\r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einen geeigneten\r\nKapazitätsmechanismus integriert werden, der\r\ndie Bereitstellung sicherer Leistung honoriert. Vor diesem\r\nHintergrund begrüßen und unterstützen wir die aktuellen\r\nÜberlegungen zur Einführung eines kombinierten\r\nKapazitätsmarktes, der auf zentrale und dezentrale\r\nElemente setzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungsebenen\r\ndem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird\r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufgenommen\r\nbzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen\r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise.\r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren liegt dies auch an einem nicht mehr\r\npassenden regulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert\r\nfast ausschließlich auf Kostensenkung setzt.\r\nDie zukünftige Stromversorgung braucht einen Regulierungsrahmen,\r\nder grundsätzlich den massiven und\r\nvorausschauenden Ausbaubedarf anerkennt, unnötige\r\nBürokratie vermeidet, eine international wettbewerbsfähige\r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt\r\nsowie steigende Betriebskosten berücksichtigt. Zugleich\r\nsollte den Netzbetreibern die Nutzung von Batteriespeichern\r\nund Elektrolyseuren als Betriebsmittel\r\nermöglicht werden, um schneller erneuerbare Energie\r\naufnehmen und das Netz besser aussteuern zu können.\r\nDer oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur sollte für die\r\nTransformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie den Ausbau\r\nvon Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein systemischer,\r\nsystemdienlicher und integrierter Planungsansatz aller\r\nSparten hilft, um die Kosten für den Netzumbau und -ausbau\r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkernnetz\r\ngestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen\r\nfür die Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden.\r\nMit Blick auf den angestrebten Ausbau der Wärmenetze benötigen\r\nalle Akteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke\r\nfür ihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und\r\nBürgerinnen und Bürger für ihre Entscheidung, welche Heizungsart\r\nfür sie am sinnvollsten ist.\r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfordert die\r\nzügige Umsetzung des EU-Gaspakets, eine kohärente\r\nRegionalplanung und flexible Anschlussregelungen sowie\r\ndie Finanzierung und den Aufbau einer krisensicheren\r\nWasserstoff-Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen.\r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem\r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden können, um\r\nden schnellen Hochlauf zu befördern. Um die Bundesförderung\r\nfür effiziente Wärmenetze (BEW) langfristig\r\nauszurichten und finanziell angemessen auszustatten,\r\nsind mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr bis in die\r\n2030er Jahre erforderlich.\r\nFinanzierbarkeit und Kosteneffizienz\r\ngewährleisten\r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen\r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU\r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe\r\nvon 721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen\r\nEuro. Andere Studien gehen von noch größeren Beträgen\r\naus. Allein für die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf\r\nfür die kommunale Energiewende von bis zu 90\r\nMilliarden Euro bis 2045 ermittelt. Diese Mittel werden vor\r\nallem für den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien und modernen Kraftwerken sowie\r\nder Netzinfrastruktur für Strom, H2 und Wärme benötigt.\r\nKommunen und kommunale Energieversorger sollten\r\nmit der Mammutaufgabe der Finanzierung der Energiewende\r\nnicht allein gelassen werden. Es braucht viele\r\nverschiedene, an die kommunalen Unternehmen adaptierbare\r\nAnsätze, um den kommunalen Energieversorgern\r\nin Deutschland die Finanzierung zu ermöglichen.\r\nSowohl auf Bundes- als auch auf europäischer Ebene\r\nsollte noch stärker als bisher darauf geachtet werden,\r\ndass die energiewirtschaftliche Rahmengesetzgebung\r\nzu der kommunal geprägten Versorgungsstruktur in\r\nDeutschland passt.\r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten\r\nCO2-Vermeidungskosten, sollte im Mittelpunkt der Energiewende\r\nstehen. Marktlicher Wettbewerb kann hier zur\r\nPreissenkung beitragen. Die verschiedenen Infrastrukturen\r\nsollten noch stärker integriert geplant werden, um Überkapazitäten\r\nzu vermeiden und die Systemkosten so gering wie\r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss\r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind\r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also\r\nrund 16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele,\r\num neue Transformationsprojekte effizient und in der notwendigen\r\nGeschwindigkeit umzusetzen. Der administrative\r\nAufwand und die Umsetzung der Informationspflichten kosten\r\ndie Energiewirtschaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld,\r\ndas anderswo besser investiert wäre.\r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rahmenbedingungen,\r\ndie auf marktwirtschaftliche Anreize setzen\r\nund langfristige Investitionssicherheit bieten. Gleichzeitig\r\nmüssen die Infrastrukturen – noch stärker als bislang\r\ngeschehen – sinnvoll aufeinander abgestimmt werden.\r\nDies setzt integrierte Planungsprozesse aller Sparten\r\nvoraus.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der\r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder\r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft tragen\r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare\r\nRahmenbedingungen zu einer allgemeinen Verunsicherung\r\nbei. Dies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber\r\nhöhere Risikoaufschläge ansetzen.\r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen klar auf:\r\nWir brauchen langfristig verlässliche regulatorische\r\nRahmenbedingungen, um Anreize für Investitionen und\r\nFinanzierungen zu setzen. Gleichzeitig müssen für Investitionen\r\nin die Transformation auch im internationalen\r\nVergleich attraktive, marktgerechte Renditen ermöglicht\r\nwerden, und zwar sowohl im regulierten Bereich\r\nder Energienetze als auch im unregulierten, marktlichen\r\nBereich. Die Konditionen sollten risikoadjustiert\r\nvergleichbar sein. Darüber hinaus sollte die Idee eines\r\nEnergiewendefonds unter Rückgriff auf staatliche Ausfallgarantien\r\nweiterverfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finanziellen\r\nBelastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft,\r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen,\r\nsteigt, wenn die finanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent\r\nund nachvollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche\r\nAusgestaltung der Energiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche\r\nAkzeptanz.\r\nBei der Umsetzung der Energiewende muss die Kosteneffizienz\r\nin einer ganzheitlichen Betrachtung oberstes\r\nGebot sein. Dies muss transparent und verständlich erklärt\r\nwerden und mit echter Entscheidungsfreiheit der\r\nKundinnen und Kunden einhergehen. Hier sehen wir\r\nPolitik und Unternehmen gleichermaßen in der Verantwortung.\r\nWir als Repräsentanten unserer Kommunen stehen Ihnen für den Austausch zu diesen Handlungsempfehlungen gerne\r\nzur Verfügung. Die Task Force Politische Willensbildung des Beirats der Thüga Aktiengesellschaft bündelt und formuliert\r\nkommunale politische Positionen und gibt energiepolitische Impulse in unterschiedlichen Handlungsfeldern. Vorsitzender\r\nder Task Force und des Thüga-Beirats ist Udo Glatthaar, Oberbürgermeister der Stadt Bad Mergentheim.\r\nÜber Thüga:\r\nDie Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) bildet den Kern des größten\r\nNetzwerks kommunaler Energie- und Wasserversorger in\r\nDeutschland. Mehr als 100 Unternehmen sind in der Thüga-Gruppe\r\nvernetzt. Die Expertinnen und Experten der Thüga bieten Beratung,\r\nteilen Best Practices, forcieren skalierbare Lösungen und\r\nfördern Kooperationen. Thüga bündelt die Herausforderungen\r\nund Interessen der Partnerunternehmen und macht sich für ihre\r\nAnliegen stark. Ziel ist es, die kommunale Energie- und Wasserversorgung\r\nsicher, nachhaltig und bezahlbar zu gestalten – Besser\r\ngemeinsam. Gemeinsam besser!\r\nDie Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten mit ihren\r\nMarken und Produkten den Markt vor Ort und sind Partner der\r\nKommunen bei der Energie- und Wärmewende. Im Jahr 2023\r\nerzielte die Thüga-Gruppe einen Umsatz von über 53 Milliarden\r\nEuro. Damit zählt sie deutschlandweit zu den drei umsatzstärksten\r\nEnergieversorgern. Mit rund 23.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern\r\nist die Thüga-Gruppe drittgrößte Arbeitgeberin unter\r\nden deutschen Energieversorgern. Die Thüga-Gruppe ist bundesweit\r\ndie Nummer 1 in der Wasserversorgung (1 Million Kunden),\r\ngehört zu den größten Wärmeversorgern in Deutschland (rund\r\n9000 GWh p.a.) und ist mit rund 9.300 Ladepunkten größte Betreiberin\r\nvon Ladeinfrastruktur für E-Mobilität. Darüber hinaus ist\r\ndie Thüga-Gruppe an Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit einer\r\nGesamtleistung von knapp 5 Gigawatt beteiligt – und gehört damit\r\nzu den führenden Ökostrom-Produzenten in Deutschland.\r\nDie Initiatoren der Task Force Politische Willensbildung des Thüga-Beirats:\r\nEric Ballerstedt\r\nBürgermeister der Stadt Lindenberg im Allgäu\r\nDr. Constantin H. Alsheimer\r\nVorsitzender des Vorstandes der Thüga\r\nAktiengesellschaft\r\nPeter Boch\r\nOberbürgermeister der Stadt Pforzheim\r\nMarkus Conrad\r\nBürgermeister der Verbandsgemeinde Wörrstadt\r\nAndreas Dittmann\r\nBürgermeister der Stadt Zerbst/Anhalt\r\nDaniel Friedl\r\nVorsitzender CDU-Fraktion im Rat\r\nder Hansestadt Stade\r\nAndreas Hein\r\nAufsichtsrat Stadtwerke Heide\r\nProf. Dr. Hans-Günter Henneke\r\nHauptgeschäfstführer Deutscher Landkreistag\r\nMarkus Ibert\r\nOberbürgermeister der Stadt Lahr\r\nMarkus Herrera Torrez\r\nOberbürgermeister der Großen\r\nKreisstadt Wertheim\r\nStefan Güntner\r\nOberbürgermeister der Stadt Kitzingen\r\nAdolf Kessel\r\nOberbürgermeister der Stadt Worms\r\nSteffen Jung\r\nBürgermeister der Stadt Alzey\r\nUdo Glatthaar\r\nOberbürgermeister der Großen Kreisstadt\r\nBad Mergentheim\r\nSteffen Zenner\r\nOberbürgermeister der Stadt Plauen\r\nManfred Wagner\r\nOberbürgermeister der Stadt Wetzlar\r\nMarkus Zwick\r\nOberbürgermeister der Stadt Pirmasens\r\nDr. Marold Wosnitza\r\nOberbürgermeister von Zweibrücken\r\nKlaus Wagner\r\nBürgermeister der Stadt Grünstadt\r\nSylvio Krause\r\nBürgermeister der Gemeinde Amtsberg\r\nDr. Thorsten Kornblum\r\nOberbürgermeister der Stadt Braunschweig\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer des Verbands\r\nkommunaler Unternehmen\r\nTobias Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Hassloch\r\nKlaus-Otto Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Uelitz\r\nThomas Nitzsche\r\nOberbürgermeister der Stadt Jena\r\nMarcus Schaile\r\nBürgermeister der Kreisstadt Germersheim\r\nMarco Steffens\r\nOberbürgermeister der Stadt Offenburg\r\nChristian Schweiger\r\nErster Bürgermeister der Stadt Kelheim"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003927","regulatoryProjectTitle":"Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung (GWKHV) - Emissionen erfassen. Bilanzierung berücksichtigen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6c/83/303635/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180048.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":"Emissionen erfassen.\r\nBilanzierung berücksichtigen.\r\nEMPFEHLUNG zur Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung (GWKHV)\r\nTHÜGA Aktiengesellschaft | 30. Januar 2024\r\nMit dem Herkunftsnachweisregistergesetz (HkNRG) wurde 2023 die Grundlage für bundesweit einheitliche\r\nHerkunftsnachweise für Gas, Wärme oder Kälte geschaffen. Herkunftsnachweise dokumentieren den Ursprung\r\neines Energieträgers. Sie sichern Verbrauchertransparenz und fördern den Einsatz klimafreundlicher\r\nBrennstoffe. Um die Ausstellung, die Anerkennung, die Übertragung und die Entwertung von Herkunftsnachweisen\r\nrechtssicher zu regeln, hat die Bundesregierung im Dezember 2023 einen Entwurf für eine Gas-\r\nWärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung (GWKHV) vorgelegt, die im Januar in geänderter Fassung\r\nvom Kabinett beschlossen wurde. Die Thüga begrüßt, dass die vom Kabinett beschlossene Fassung verschiedene\r\nVereinfachungen für die in der Verordnung verzeichneten Verfahren vorsieht (vgl. etwa §§ 12, 15\r\nGWKHV), hält aber nach wie vor den Rechtscharakter der Nachweisregister sowie deren Verzahnung mit\r\nbereits bestehenden Datenbanken für ungeklärt. Die Ausstellung, Anerkennung, Übertragung und Entwertung\r\nvon Herkunftsnachweisen sollte möglichst unbürokratisch erfolgen, der unabgestimmte Parallelbetrieb\r\nmehrerer funktionsgleicher Datenbanken möglichst vermieden werden. Mit Blick auf die Verbrauchertransparenz\r\nsieht die Thüga zudem dringenden Nachbesserungsbedarf bei den an die Herkunftsnachweise gestellten\r\nVorgaben. Treibhausgas-Emissionen sollten erfasst, bilanzielle Bezugsmöglichkeiten sollten berücksichtigt\r\nwerden.\r\nEmissionen erfassen\r\nHerkunftsnachweise schaffen Sicherheit. Für die Verbraucher bedeuten sie Transparenz. Für die Erzeuger\r\nbedeuten sie Klarheit. Um die Ausstellung von Herkunftsnachweisen zu regeln, wurden in der Herkunftsnachweisregisterverordnung\r\nverschiedenen Vorgaben zu den Mindestangaben bei Herkunftsnachweisen getroffen\r\n(vgl. § 17 GWKHV). Neben administrativen Details zum Ausstellungszeitpunkt sowie zur Nachweiskennnummer\r\nsoll vor allem die zur Erzeugung der Energie eingesetzte Quelle erfasst werden. Diese Vorgaben sind\r\ngrundsätzlich richtig, sollten aber aus Sicht der Thüga um die Angabe der bei der Erzeugung der Energie jeweils\r\nfreigesetzten Treibhausgas-Emissionen ergänzt werden. Treibhausgas-Emissionen sind ein wichtiger\r\nReferenzwert, der Vergleichbarkeit schafft und das Marktverhalten von Verbrauchern, Erzeugern und Händlern\r\npositiv beeinflusst. Die Erfassung der Treibhausgas-Emissionen ist schon deshalb zwingend erforderlich,\r\nda auch im Verordnungstext an gleich mehreren Stellen auf die bei der Erzeugung der Energie freigesetzten\r\nEmissionen verwiesen wird (vgl. etwa § 23 GWKHV). Um die Treibhausgas-Emissionen zu erfassen und Verbrauchertransparenz\r\nzu stärken, schlägt die Thüga daher zu § 17 Abs. 1 GWKHV folgende Änderung als\r\nStreichung und Ergänzung vor:\r\n„Ein Herkunftsnachweis für Gas oder ein Herkunftsnachweis für Wärme oder Kälte muss folgende Angaben\r\nenthalten:\r\n1. die Bezeichnung als Herkunftsnachweis für Gas oder als Herkunftsnachweis für Wärme oder\r\nKälte unter Nennung der Form der thermischen Energie,\r\n2. die zur Erzeugung der Energieeinheit eingesetzten Energiequellen,\r\n3. das Datum der Ausstellung und den ausstellenden Staat,\r\n4. die Nachweiskennnummer, sowie\r\n5. die Angaben nach § 15 Absatz 3 Nummer 4 bis 8 sowie.\r\n6. die Treibhausgas-Emissionen, berechnet gemäß der Methode zur Ermittlung nach Maßgabe von\r\nAbschnitt 3 sowie Abschnitt 5 der Emissionsberichterstattungsverordnung 2030 (EBeV 2030)\r\nEmissionen erfassen.\r\nBilanzierung berücksichtigen.\r\nEMPFEHLUNG zur Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung (GWKHV)\r\nTHÜGA Aktiengesellschaft | 30. Januar 2024\r\nvom 21. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2868), die auf Grundlage des § 6 Abs. 5 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes\r\n(BEGH) vom 12. Dezember 2019 (BGBl. I S. 2728) erlassen worden ist.“\r\nEntsprechend sollte § 18 Abs. 2 GWKHV, der die freiwillige Angabe von Treibhausgas-Emissionen umfasst,\r\nim Sinne der rechtlichen Kohärenz gestrichen werden.\r\nBilanzierung berücksichtigen\r\nUnabhängig vom örtlichen Strommix können sich Verbraucher in Deutschland schon heute für Strom aus 100\r\nProzent erneuerbaren Energien entscheiden. Diesen Strom beziehen sie bilanziell – und verpflichten ihren\r\nVersorger zum Kauf ebenjener Mengen an erneuerbarem Strom, die Ihnen vertraglich zugesichert wurden.\r\nDamit leistet die Strommarkt-Bilanzierung einen unverzichtbaren Beitrag zur Energiewende. Auch in anderen\r\nBereichen hat sich der bilanzielle Bezug bewährt. Seit 2005 wird er für Biomethan gesetzlich geregelt. 2023\r\nwurde er auch in die Wärmeversorgung eingeführt und im Gebäudeenergiegesetz (GEG) als explizite Erfüllungsoption\r\ngesetzlicher Vorgaben verankert (vgl. § 71 f Abs. 3 GEG). Bewährt und bekannt, verbrauchernah\r\nund unbürokratisch sollte der bilanzielle Brennstoffbezug daher auch bei Herkunftsnachweisen für Gas,\r\nWärme oder Kälte berücksichtigt werden. Da sowohl Biomethan als auch Wasserstoff in ein Gasversorgungsnetz\r\neingespeist und bilanziell bezogen werden können, sollte die Entwertungspraxis bei Herkunftsnachweisen\r\nfür Gas, das aus einem Gasversorgungsnetz entnommen wurde, überarbeitet werden. Der Verweis auf\r\nnicht näher definierte „Netzmerkmale“ verkompliziert die Nachweisführung und hemmt den Hochlauf klimafreundlicher\r\nBrennstoffe. Zu § 27 Abs. 2 GWKHV schlägt die Thüga daher folgende Änderung als Streichung\r\nund Ergänzung vor:\r\n„Bei der Lieferung von Gas aus einem Gasversorgungsnetz entwertet das Umweltbundesamt Herkunftsnachweise\r\nfür Gas, die den relevanten Netzmerkmalen von Gasversorgungsnetzen entsprechen. Dies\r\nerfolgt in Einklang mit den relevanten technischen Vorgaben des Unionsrechts. das in seinem gesamten\r\nTransport und Vertrieb, d.h. der Herstellung oder Gewinnung, seiner Einspeisung in das Gasversorgungsnetz\r\nund seinem Transport im Gasversorgungsnetz bis zu seiner Entnahme aus dem Gasversorgungsnetz,\r\nmassenbilanziell bezogen wurde.“\r\nAnsprechpartner\r\nJan-David F. Linke Markus Wörz\r\nReferent Energiepolitik Leiter Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1420 T: +49 89 38197 1201\r\njan-david.linke@thuega.de markus.woerz@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003928","regulatoryProjectTitle":"Biomethan","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/02/4f/303637/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180090.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Biomethan nutzen. Transformation vorantreiben.\r\nKURZPOSITION, THÜGA Aktiengesellschaft | 14. März 2024\r\nGrüne Gase – allen voran Biomethan und Wasserstoff – sind für das Gelingen der Energiewende unverzichtbar und\r\nspielen bei der Transformation in Richtung Klimaneutralität eine zentrale Rolle. Ihr Hochlauf und die damit verbundene\r\nUmstellung der Gasinfrastruktur haben unlängst Eingang in die politische Debatte gefunden und sich in gleich mehreren\r\nGesetzen (GEG, WPG, RED III) niedergeschlagen. Mit der Einführung einer Grüngas-Quote steht indes ein weiteres Vorhaben\r\nim Raum, das die Bedeutung grüner Gase stärken und die Umstellung der Gasinfrastruktur weiter beschleunigen\r\nkönnte. Auf über 550.000 Leitungskilometern versorgt das Gasverteilnetz rund 1,8 Mio. Gewerbe - und Mittelstandskunden,\r\nmehr als 20 Mio. private Haushalte sowie einen Großteil der gasbasierten Strom- und Fernwärmeerzeugung.\r\nDie Gasverteilnetzbetreiber haben sich daher aktiv in den Transformationsprozess eingebracht und mit dem Gasnetzgebietstransformationsplan\r\nambitionierte Etappenziele zur Umstellung ihrer Netze formuliert. Um neben der Netzumstellung\r\nauch den Hochlauf grüner Gase voranzutreiben, muss zugleich aber auch die Rolle grüner Gase strukturell gestärkt\r\nund insbesondere die Nutzung von Biomethan umfassend ausgeweitet werden.\r\nVerfügbarkeit sichern. Vergleichbarkeit\r\nschaffen.\r\nAllein in Deutschland sind gegenwärtig rund 10.000 Biogasanlagen\r\nin Betrieb. Über 70 Prozent dieser Anlagen\r\nsind technisch für den Anschluss an das Gasverteilnetz\r\ngeeignet und könnten zeitnah mit der Einspeisung von\r\nBiomethan beginnen. Die Aufbereitung von Biogas zu\r\nBiomethan und dessen Einspeisung in das Gasverteilnetz\r\nwird jedoch durch die vorrangige Nutzung von Biogas\r\nfür die Stromerzeugung erschwert. Die Stabilität\r\nder Stromversorgung sollte aber nicht durch eine fortlaufende\r\nVerstromung von Biogas, sondern durch den\r\nBau und Betrieb flexibler Gas- und Wasserstoffkraftwerke\r\ngewährleistet werden. In anderen Sektoren kann\r\nzu Biomethan aufbereitetes Biogas hingegen einen entscheidenden\r\nBeitrag zur Transformation leisten. Gerade\r\nim Wärmemarkt ist Biomethan bis zur flächendeckenden\r\nVerfügbarkeit von Wasserstoff als klimaneutrale\r\nAlternative zu Erdgas unverzichtbar. Um den Mengenhochlauf\r\nvon Biomethan anzureizen und die Umsetzbarkeit\r\nvon GEG, WPG, RED III sowie prospektiv einer\r\nGrüngas-Quote zu gewährleisten, fordert die Thüga\r\ndaher, auf einen Nutzungsvorrang von Biogas für die\r\nStromerzeugung zu verzichten. Auch sollte die Anrechnung\r\nvon Biomethan als klimafreundlicher Energieträger\r\nin allen Sektoren identisch erfolgen. Im Wärmemarkt\r\nmuss daher der gleiche – und damit doppelte –\r\nAnrechnungsfaktor gelten, wie im Verkehr mit der dortigen\r\nTHG-Quote.\r\nRegulierung anpassen. Vergütung flexibilisieren.\r\nPraxis und Potenzial stehen bei der Regulierung von Biomethan\r\nin einem Missverhältnis. Die von der Bundesnetzagentur\r\n(BNetzA) unlängst vorgenommenen Änderungen\r\nan der regulatorischen Verzinsung im Stromund\r\nGasbereich sollten explizit auch auf die für den Anschluss\r\nvon Biogasanlagen erforderlichen Investitionen\r\nausgeweitet werden. Um den Hochlauf von Biomethan\r\nweiter anzureizen, sollte die Refinanzierung der\r\nAnschlusskosten zudem beschleunigt und die Abschreibungsdauer\r\nauf fünf Jahre verkürzt werden. Regulatorische\r\nAnpassungen sollten der finanziellen Leistungsfähigkeit\r\nder Netzbetreiber Rechnung tragen und den\r\nauch in anderen Energieinfrastrukturbereichen anfallenden\r\nInvestitionsbedarf berücksichtigen. Der auf\r\nNetzbetreiberseite für den Anschluss einer Anlage insgesamt\r\nanfallende Aufwand sollte volkswirtschaftlich\r\nvertretbar und energiewirtschaftlich verhältnismäßig\r\nsein. Betreiber von Anlagen, deren volks- und energiewirtschaftlicher\r\nNutzen für gering erachtet werden\r\nkann, sollten mit bis zu 90 Prozent an Netzanschlusskosten\r\nbeteiligt werden können (ggf. flankiert durch\r\nstaatliche Investitionszuschüsse). Die Modernisierung\r\nder Anschlussregelungen würde die Netzentgelte begrenzen,\r\nso die Kosten auf Endverbraucherseite eindämmen\r\nund der Netztransformation die nötige Flexibilität\r\nverleihen. Modernere Anschlussregelungen sind\r\nschon deshalb zwingend erforderlich, da sie energiewirtschaftliche\r\nHandlungsspielräume sichern und der\r\nbevorstehenden Netztransformation größere Rechtssicherheit\r\nverleihen würden.\r\nAnlagen bündeln. Vorrang regeln.\r\nUm die Nutzung von Biomethan möglichst kostengünstig\r\nauszuweiten, sollten benachbarte Kleinstanlagen\r\nüber Sammelleitungen zu sinnvollen Größen gebündelt\r\nund mit einer gemeinsamen Aufbereitungsanlage\r\nausgestattet werden (bspw. > 350m3/h). Die hierbei anfallenden\r\nKosten sollten die Anlagenbetreiber übernehmen.\r\nDie Ausweisung von Biomethan-Vorranggebieten\r\nkönnte Erzeugern, Netzbetreibern und Endkunden\r\nPlanungssicherheit verschaffen, ohne dabei andernorts\r\ndie Netzumstellung auf Wasserstoff zu gefährden.\r\nAnsprechpartner\r\nJan-David F. Linke Markus Wörz\r\nReferent Energiepolitik Leiter Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1420 T: +49 89 38197 1201\r\njan-david.linke@thuega.de markus.woerz@thuega.de\r\nBiomethan nutzen. Transformation vorantreiben.\r\nKURZPOSITION, THÜGA Aktiengesellschaft | 14. März 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003928","regulatoryProjectTitle":"Biomethan","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/60/61/501574/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310194.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":"2. MÜNCHNER ERKLÄRUNG\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte\r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der\r\ngrößte und herausforderndste Teil des Weges liegt aber\r\nnoch vor uns: Der Umbau unseres gesamten Versorgungssystems\r\nvon der Energieerzeugung, über den Aus- und\r\nUmbau der Netze, bis zur Flexibilisierung des Verbrauchs.\r\nAus unserer Sicht braucht die Energiewende jetzt\r\n— größeren Pragmatismus durch Vielfalt der Lösungen\r\nbei der Umsetzung vor Ort,\r\n— weniger bürokratische Vorgaben, größeren\r\nEntscheidungsspielraum und handhabbare Lösungen\r\nfür die Kommunen sowie\r\n— mehr Mut zu Markt und Wettbewerb, wo dieser\r\ndazu beiträgt, die Klimaziele zu erreichen.\r\nNotwendig sind klare Leitplanken, innerhalb derer Energieversorger,\r\nKommunen sowie Kundinnen und Kunden, die\r\nfür ihr jeweiliges Umfeld passende Lösung im Markt finden\r\nkönnen. Das Fundament für diesen Markt sind solide und\r\nzukunftsorientierte Energieinfrastrukturen in den Bereichen\r\nStrom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf für die Energiewende in den nächsten\r\nzwei Jahrzehnten ist enorm. Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen\r\nHandlungsspielräume begrenzt. Daher setzen\r\nwir uns für eine kosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig\r\nverlässliche Rahmenbedingungen, marktwirtschaftliche\r\nSteuerungsinstrumente, mehr Technologieoffenheit, weniger\r\nDetailregelungen und weniger Subventionsbedarf.\r\nDarüber hinaus muss die Energiewende stärker als bisher\r\nin einem europäischen Kontext gedacht werden.\r\nDer Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnenmarktes\r\nund insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes\r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nWir brauchen verlässliche, langfristige Rahmenbedingungen,\r\ndamit wir als Kommunen zusammen mit der\r\nThüga als dem größten Netzwerk kommunaler Energieversorgungsunternehmen\r\ndie Energiewende gestalten\r\nkönnen: Pragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nPragmatismus und marktlicher Wettbewerb\r\nermöglichen die Umsetzung\r\nUm nicht zu riskieren, dass Bürgerinnen und Bürger sowie\r\ndie Umsetzer der Energiewende vor Ort abgehängt werden\r\nund die Akzeptanz der Energiewende ins Wanken gerät,\r\nsollte bei der Energiewende pragmatisch vorgegangen\r\nwerden: Wir brauchen weniger bürokratische Vorgaben\r\nund mehr Freiraum für handhabbare Lösungen. Dazu geben\r\ndie Klimaziele die Richtung vor, aber das Schrittmaß muss\r\nvor Ort gefunden werden.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss technologieoffen\r\nsein und den Kommunen mehr Entscheidungsfreiheit\r\neinräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes\r\n(GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen An-\r\nHandlungsempfehlungen\r\nder Task Force Politische Willensbildung\r\ndes Beirats der Thüga Aktiengesellschaft\r\nEnergiewende gestalten:\r\nPragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenheiten im\r\nGebäudebestand und in der Wärmeversorgung berücksichtigt.\r\nStatt überbordender bürokratischer Hürden braucht es Vertrauen\r\nin die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure. Diese können pragmatische\r\nLösungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung\r\nentwickeln und schnell umsetzen. Einseitige Eingriffe in den\r\nWettbewerb und starre Vorgaben nach dem „One-size-fitsall“-\r\nPrinzip sind kontraproduktiv, teuer und machen im heterogenen\r\nGebäudebestand wenig Sinn.\r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeenergiegesetz\r\nbraucht es bei der Wärmewende Technologieoffenheit\r\nund Vertrauen in die Kompetenz der Kommunen\r\nund Stadtwerke vor Ort. Entscheidungsfreiheit für die\r\nKommunen und Bürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung\r\naller klimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nDer Bund sollte einen belastbaren gesetzlichen\r\nRahmen vorgeben, in dem dezentrale Besonderheiten\r\nberücksichtigt werden. Überregulierung muss abgebaut\r\nwerden. Die beste Lösung wird lokal gefunden.\r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an\r\nPraxiswissen und sollten vor Ort jeweils passgenau geplant\r\nund umgesetzt werden. Einseitige Vorgaben und Eingriffe in\r\nden Wettbewerb der Energieträger, Technologien und Produktangebote\r\nlehnen wir daher ab.\r\nUm die Diversität und Vorteile des Energiemarkts für die\r\nEnergiewende besser nutzen zu können, sollte der Wettbewerb\r\nin den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb wieder\r\ngestärkt werden. Anstelle von aufwendigen, staatlichen\r\nDetailregelungen wie Technologie- oder Produktvorgaben,\r\nbraucht es ein level-playing-field für alle Technologien. Preise\r\nund deren Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der\r\nSystemkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der\r\nEntscheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig.\r\nNur dort, wo Marktversagen droht oder aus der Struktur\r\nheraus kein Markt entstehen kann, wie beispielsweise bei\r\nden Energienetzen, sollte mit möglichst marktnahen Instrumenten\r\neingegriffen werden. Der europäische Emissionshandel\r\nhat sich hier als wirksame Maßnahme erwiesen. Deshalb\r\nsollte dieser auch in Zukunft das zentrale Steuerungsinstrument\r\nbleiben und wie geplant auf die Bereiche Wärme und\r\nVerkehr ausgeweitet werden.\r\nUm den Energiemarkt besser für die Ziele der Energiewende\r\nzu nutzen, sollten wir mehr europäischen Energiemarkt\r\nwagen, Preiswettbewerb anreizen, staatliche\r\nEingriffe auf Marktversagen beschränken und Instrumente\r\nwie den europäischen Emissionshandel stärken.\r\nVersorgungssicherheit und Resilienz\r\ndurch Vielfalt der Lösungen\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die\r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig,\r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden.\r\nUm die zukünftige Energieversorgung sicher und resilient zu\r\ngestalten, braucht es eine Vielfalt von Energielösungen und\r\nverlässliche Rahmenbedingungen für deren Betrieb. Zur Absicherung\r\nfluktuierender Erzeugung werden beispielsweise\r\nSpeicher sowie steuerbare und in das Energiesystem integrierte\r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter\r\nWärmeerzeugung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie\r\ndagewesenen Dimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus\r\nmüssen Moleküle in Form von Wasserstoff und Biomethan\r\nüber die Gasnetze zu den Kunden gelangen, da es kaum\r\nmöglich sein wird, alle notwendigen Energieanwendungen\r\ndurch Elektronen abzudecken. Außerdem werden im Wärmebereich\r\nneue Nah- und Fernwärmenetze benötigt. Nur\r\nso können wir die Wärmewende in einem überschaubaren\r\nZeitraum schaffen und das hohe Maß an Versorgungssicherheit\r\nund Resilienz für den Wirtschaftsstandort Deutschland\r\naufrechterhalten.\r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen\r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so\r\nzur Stabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen\r\ndann nicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können\r\nauch bei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt\r\nwerden. Für lokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene\r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um\r\ndie Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig\r\neinen Beitrag zur Dekarbonisierung zu leisten.\r\nErfreulicherweise hat jüngst eine pragmatische Verlängerung\r\ndes KWKG stattgefunden. Wünschenswert\r\nwäre, dass in der kommenden Legislaturperiode eine\r\numfangreichere Verlängerung und zugleich eine inhaltliche\r\nAnpassung des KWKG stattfindet, um Anreize zum\r\nEinsatz von klimaschonenden Brennstoffen sowie einer\r\nsystemkompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis\r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einen geeigneten\r\nKapazitätsmechanismus integriert werden, der\r\ndie Bereitstellung sicherer Leistung honoriert. Vor diesem\r\nHintergrund begrüßen und unterstützen wir die aktuellen\r\nÜberlegungen zur Einführung eines kombinierten\r\nKapazitätsmarktes, der auf zentrale und dezentrale\r\nElemente setzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungsebenen\r\ndem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird\r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufgenommen\r\nbzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen\r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise.\r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren liegt dies auch an einem nicht mehr\r\npassenden regulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert\r\nfast ausschließlich auf Kostensenkung setzt.\r\nDie zukünftige Stromversorgung braucht einen Regulierungsrahmen,\r\nder grundsätzlich den massiven und\r\nvorausschauenden Ausbaubedarf anerkennt, unnötige\r\nBürokratie vermeidet, eine international wettbewerbsfähige\r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt\r\nsowie steigende Betriebskosten berücksichtigt. Zugleich\r\nsollte den Netzbetreibern die Nutzung von Batteriespeichern\r\nund Elektrolyseuren als Betriebsmittel\r\nermöglicht werden, um schneller erneuerbare Energie\r\naufnehmen und das Netz besser aussteuern zu können.\r\nDer oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur sollte für die\r\nTransformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie den Ausbau\r\nvon Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein systemischer,\r\nsystemdienlicher und integrierter Planungsansatz aller\r\nSparten hilft, um die Kosten für den Netzumbau und -ausbau\r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkernnetz\r\ngestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen\r\nfür die Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden.\r\nMit Blick auf den angestrebten Ausbau der Wärmenetze benötigen\r\nalle Akteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke\r\nfür ihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und\r\nBürgerinnen und Bürger für ihre Entscheidung, welche Heizungsart\r\nfür sie am sinnvollsten ist.\r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfordert die\r\nzügige Umsetzung des EU-Gaspakets, eine kohärente\r\nRegionalplanung und flexible Anschlussregelungen sowie\r\ndie Finanzierung und den Aufbau einer krisensicheren\r\nWasserstoff-Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen.\r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem\r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden können, um\r\nden schnellen Hochlauf zu befördern. Um die Bundesförderung\r\nfür effiziente Wärmenetze (BEW) langfristig\r\nauszurichten und finanziell angemessen auszustatten,\r\nsind mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr bis in die\r\n2030er Jahre erforderlich.\r\nFinanzierbarkeit und Kosteneffizienz\r\ngewährleisten\r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen\r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU\r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe\r\nvon 721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen\r\nEuro. Andere Studien gehen von noch größeren Beträgen\r\naus. Allein für die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf\r\nfür die kommunale Energiewende von bis zu 90\r\nMilliarden Euro bis 2045 ermittelt. Diese Mittel werden vor\r\nallem für den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien und modernen Kraftwerken sowie\r\nder Netzinfrastruktur für Strom, H2 und Wärme benötigt.\r\nKommunen und kommunale Energieversorger sollten\r\nmit der Mammutaufgabe der Finanzierung der Energiewende\r\nnicht allein gelassen werden. Es braucht viele\r\nverschiedene, an die kommunalen Unternehmen adaptierbare\r\nAnsätze, um den kommunalen Energieversorgern\r\nin Deutschland die Finanzierung zu ermöglichen.\r\nSowohl auf Bundes- als auch auf europäischer Ebene\r\nsollte noch stärker als bisher darauf geachtet werden,\r\ndass die energiewirtschaftliche Rahmengesetzgebung\r\nzu der kommunal geprägten Versorgungsstruktur in\r\nDeutschland passt.\r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten\r\nCO2-Vermeidungskosten, sollte im Mittelpunkt der Energiewende\r\nstehen. Marktlicher Wettbewerb kann hier zur\r\nPreissenkung beitragen. Die verschiedenen Infrastrukturen\r\nsollten noch stärker integriert geplant werden, um Überkapazitäten\r\nzu vermeiden und die Systemkosten so gering wie\r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss\r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind\r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also\r\nrund 16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele,\r\num neue Transformationsprojekte effizient und in der notwendigen\r\nGeschwindigkeit umzusetzen. Der administrative\r\nAufwand und die Umsetzung der Informationspflichten kosten\r\ndie Energiewirtschaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld,\r\ndas anderswo besser investiert wäre.\r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rahmenbedingungen,\r\ndie auf marktwirtschaftliche Anreize setzen\r\nund langfristige Investitionssicherheit bieten. Gleichzeitig\r\nmüssen die Infrastrukturen – noch stärker als bislang\r\ngeschehen – sinnvoll aufeinander abgestimmt werden.\r\nDies setzt integrierte Planungsprozesse aller Sparten\r\nvoraus.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der\r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder\r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft tragen\r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare\r\nRahmenbedingungen zu einer allgemeinen Verunsicherung\r\nbei. Dies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber\r\nhöhere Risikoaufschläge ansetzen.\r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen klar auf:\r\nWir brauchen langfristig verlässliche regulatorische\r\nRahmenbedingungen, um Anreize für Investitionen und\r\nFinanzierungen zu setzen. Gleichzeitig müssen für Investitionen\r\nin die Transformation auch im internationalen\r\nVergleich attraktive, marktgerechte Renditen ermöglicht\r\nwerden, und zwar sowohl im regulierten Bereich\r\nder Energienetze als auch im unregulierten, marktlichen\r\nBereich. Die Konditionen sollten risikoadjustiert\r\nvergleichbar sein. Darüber hinaus sollte die Idee eines\r\nEnergiewendefonds unter Rückgriff auf staatliche Ausfallgarantien\r\nweiterverfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finanziellen\r\nBelastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft,\r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen,\r\nsteigt, wenn die finanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent\r\nund nachvollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche\r\nAusgestaltung der Energiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche\r\nAkzeptanz.\r\nBei der Umsetzung der Energiewende muss die Kosteneffizienz\r\nin einer ganzheitlichen Betrachtung oberstes\r\nGebot sein. Dies muss transparent und verständlich erklärt\r\nwerden und mit echter Entscheidungsfreiheit der\r\nKundinnen und Kunden einhergehen. Hier sehen wir\r\nPolitik und Unternehmen gleichermaßen in der Verantwortung.\r\nWir als Repräsentanten unserer Kommunen stehen Ihnen für den Austausch zu diesen Handlungsempfehlungen gerne\r\nzur Verfügung. Die Task Force Politische Willensbildung des Beirats der Thüga Aktiengesellschaft bündelt und formuliert\r\nkommunale politische Positionen und gibt energiepolitische Impulse in unterschiedlichen Handlungsfeldern. Vorsitzender\r\nder Task Force und des Thüga-Beirats ist Udo Glatthaar, Oberbürgermeister der Stadt Bad Mergentheim.\r\nÜber Thüga:\r\nDie Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) bildet den Kern des größten\r\nNetzwerks kommunaler Energie- und Wasserversorger in\r\nDeutschland. Mehr als 100 Unternehmen sind in der Thüga-Gruppe\r\nvernetzt. Die Expertinnen und Experten der Thüga bieten Beratung,\r\nteilen Best Practices, forcieren skalierbare Lösungen und\r\nfördern Kooperationen. Thüga bündelt die Herausforderungen\r\nund Interessen der Partnerunternehmen und macht sich für ihre\r\nAnliegen stark. Ziel ist es, die kommunale Energie- und Wasserversorgung\r\nsicher, nachhaltig und bezahlbar zu gestalten – Besser\r\ngemeinsam. Gemeinsam besser!\r\nDie Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten mit ihren\r\nMarken und Produkten den Markt vor Ort und sind Partner der\r\nKommunen bei der Energie- und Wärmewende. Im Jahr 2023\r\nerzielte die Thüga-Gruppe einen Umsatz von über 53 Milliarden\r\nEuro. Damit zählt sie deutschlandweit zu den drei umsatzstärksten\r\nEnergieversorgern. Mit rund 23.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern\r\nist die Thüga-Gruppe drittgrößte Arbeitgeberin unter\r\nden deutschen Energieversorgern. Die Thüga-Gruppe ist bundesweit\r\ndie Nummer 1 in der Wasserversorgung (1 Million Kunden),\r\ngehört zu den größten Wärmeversorgern in Deutschland (rund\r\n9000 GWh p.a.) und ist mit rund 9.300 Ladepunkten größte Betreiberin\r\nvon Ladeinfrastruktur für E-Mobilität. Darüber hinaus ist\r\ndie Thüga-Gruppe an Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit einer\r\nGesamtleistung von knapp 5 Gigawatt beteiligt – und gehört damit\r\nzu den führenden Ökostrom-Produzenten in Deutschland.\r\nDie Initiatoren der Task Force Politische Willensbildung des Thüga-Beirats:\r\nEric Ballerstedt\r\nBürgermeister der Stadt Lindenberg im Allgäu\r\nDr. Constantin H. Alsheimer\r\nVorsitzender des Vorstandes der Thüga\r\nAktiengesellschaft\r\nPeter Boch\r\nOberbürgermeister der Stadt Pforzheim\r\nMarkus Conrad\r\nBürgermeister der Verbandsgemeinde Wörrstadt\r\nAndreas Dittmann\r\nBürgermeister der Stadt Zerbst/Anhalt\r\nDaniel Friedl\r\nVorsitzender CDU-Fraktion im Rat\r\nder Hansestadt Stade\r\nAndreas Hein\r\nAufsichtsrat Stadtwerke Heide\r\nProf. Dr. Hans-Günter Henneke\r\nHauptgeschäfstführer Deutscher Landkreistag\r\nMarkus Ibert\r\nOberbürgermeister der Stadt Lahr\r\nMarkus Herrera Torrez\r\nOberbürgermeister der Großen\r\nKreisstadt Wertheim\r\nStefan Güntner\r\nOberbürgermeister der Stadt Kitzingen\r\nAdolf Kessel\r\nOberbürgermeister der Stadt Worms\r\nSteffen Jung\r\nBürgermeister der Stadt Alzey\r\nUdo Glatthaar\r\nOberbürgermeister der Großen Kreisstadt\r\nBad Mergentheim\r\nSteffen Zenner\r\nOberbürgermeister der Stadt Plauen\r\nManfred Wagner\r\nOberbürgermeister der Stadt Wetzlar\r\nMarkus Zwick\r\nOberbürgermeister der Stadt Pirmasens\r\nDr. Marold Wosnitza\r\nOberbürgermeister von Zweibrücken\r\nKlaus Wagner\r\nBürgermeister der Stadt Grünstadt\r\nSylvio Krause\r\nBürgermeister der Gemeinde Amtsberg\r\nDr. Thorsten Kornblum\r\nOberbürgermeister der Stadt Braunschweig\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer des Verbands\r\nkommunaler Unternehmen\r\nTobias Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Hassloch\r\nKlaus-Otto Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Uelitz\r\nThomas Nitzsche\r\nOberbürgermeister der Stadt Jena\r\nMarcus Schaile\r\nBürgermeister der Kreisstadt Germersheim\r\nMarco Steffens\r\nOberbürgermeister der Stadt Offenburg\r\nChristian Schweiger\r\nErster Bürgermeister der Stadt Kelheim"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013768","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des TEHG-Europarechtsanpassungsgesetzes 2024","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2b/95/385584/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170009.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":"Emissionshandel – Einfach. Erfüllbar. Erwartungssicher.\r\nEmpfehlung zum Entwurf für ein TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nEMPFEHLUNG, THÜGA Aktiengesellschaft | 6. November 2024\r\nMit der Richtlinie über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten (EU-Emissionshandelsrichtlinie \r\n2003/87/EG) wurde 2003 die gesetzliche Grundlage für die Einführung eines ersten europäischen Emissionshandelssys\u0002tems (EU Emission Trading System I/EU ETS I) geschaffen. Der Emissionshandel zielt auf eine Verringerung der Treib\u0002hausgasemissionen ab und ist ein integraler Bestandteil der europäischen Klimapolitik. 2023 wurden verschiedene Än\u0002derungen der EU-Emissionshandelsrichtlinie beschlossen, die neben einer Verschärfung der Einsparziele auch die Erfas\u0002sung des Schiffverkehrs sowie die Einführung eines neuen Emissionshandelssystems für den Gebäude- und Verkehrssek\u0002tor (EU Emission Trading System 2/EU ETS 2) vorsehen. Um die Regelungen der mit dem Treibhausgas-Emissionshan\u0002delsgesetz (TEHG) sowie dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) auf nationaler Ebene etablierten Handelssys\u0002teme an die europäischen Änderungen anzugleichen, hat die Bundesregierung Anfang Oktober den Entwurf für ein \r\nGesetz zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024) vorge\u0002legt. Als deutschlandweit größtes Netzwerk kommunaler Energieversorger begrüßt die Thüga das damit zum Ausdruck \r\ngebrachte Bewusstsein um die Wichtigkeit eines europaweit einheitlichen Emissionshandels. Durch die Verteuerung \r\nemissionsintensiver Prozesse leistet der Emissionshandel einen unverzichtbaren Beitrag zur Transformation im europä\u0002ischen Binnenmarkt. Da der Erwerb von Zertifikaten aber je nach Sektor unterschiedlich geregelt sein kann und der\r\nnationale Brennstoffemissionshandel einer nach wie vor staatlich festgelegten Preisbildung unterliegt, sind Neuerungen\r\ntendenziell komplex und für die betroffenen Unternehmen mit einem höheren Erfüllungsaufwand verbunden. Änderun\u0002gen am Emissionshandel sollten daher möglichst einfach, erfüllbar und erwartungssicher sein. \r\nEinfach.\r\nMit der energetischen Verwertung von Klärschlämmen \r\nund Abfällen leisten die Partnerunternehmen der Thüga \r\neinen unverzichtbaren Beitrag zur kommunalen Da\u0002seinsvorsorge. Die hierzu betriebenen Anlagen stehen \r\nfür eine sichere Energieversorgung und tragen unmittel\u0002bar zur Sauberkeit des Stadtbilds bei. Eine Aufnahme \r\ndieser Anlagen in den Anwendungsbereich des TEHG\u0002Europarechtsanpassungsgesetzes würde der grundle\u0002genden Wirkungssystematik des Emissionshandels zu\u0002widerlaufen, der zufolge emissionsintensive Prozesse\r\nverteuert und durch emissionsarme Alternativen ver\u0002drängt werden. Klärschlämme sind biogen und fallen als \r\nunvermeidbares Nebenprodukt der Wasseraufberei\u0002tung an. Eine Verdrängung durch emissionsarme Alter\u0002nativen ist somit unwahrscheinlich, eine energetische \r\nVerwertung oftmals alternativlos. Auch bei Abfällen ist \r\ndie energetische Verwertung den andernfalls bestehen\u0002den Handlungsoptionen grundsätzlich vorzuziehen. Die\r\nDeponierung oder aber Ausfuhr von Abfällen kann mit \r\nerheblichen Umweltkosten verbunden sein, sodass eine \r\nortsnahe Verwertung schon aus ökologischen Erwägun\u0002gen sinnvoll ist. Um den Umgang mit Abfällen europa\u0002weit einheitlich zu regeln, hat die Europäische \r\nKommission bis 2026 einen detaillierten Prüfbericht zur \r\nAufnahme von Abfallverbrennungsanlagen in den Emis\u0002sionshandel angekündigt. Im Sinne einheitlicher und da\u0002mit einfacher Regelungen sollten die Erkenntnisse des \r\nPrüfberichts beim Umgang mit Abfallverbrennungsanla\u0002gen in Deutschland umfassend berücksichtigt werden. \r\nEine vorzeitige Aufnahme entsprechender Anlagen in \r\nden Emissionshandel lehnt die Thüga hingegen ab. Sie \r\nwäre mit vermeidbarem Mehraufwand verbunden und \r\nwürde die Abfallgebührenzahler in Deutschland unnötig \r\nbelasten. Klärschlamm- und Abfallverbrennungs\u0002anlagen sollten daher vom Anwendungsbereich des \r\nTEHG-Europarechtsanpassungsgesetzes ausgenommen \r\nwerden. Die Thüga regt hierzu eine Konkretisierung \r\nder in Art. 1 § 26 TEHG-Europarechtsanpassungsge\u0002setz enthaltenen Pflichtenfreistellung sowie die \r\nStreichung der in Art. 1 § 52 TEHG-Europarechtsan\u0002passungsgesetz vorgesehenen Aufnahme von Abfall\u0002verbrennungsanlagen in den Emissionshandel an.\r\nDie sich hieraus ergebenen Folgeänderungen wurden \r\nMitte August in einer Stellungnahme des Verbands\r\nkommunaler Unternehmen e.V. (VKU) zusammenge\u0002tragen. Im Sinne der Einfachheit sollte eine Doppeler\u0002fassung von Emissionen zudem generell vermieden \r\nEmissionshandel – Einfach. Erfüllbar. Erwartungssicher.\r\nEmpfehlung zum Entwurf für ein TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nEMPFEHLUNG, THÜGA Aktiengesellschaft | 6. November 2024\r\nwerden. Die in Art. 1 § 44 TEHG-Europarechtsanpas\u0002sungsgesetz angekündigten Einzelheiten sowie die De\u0002tails zur finanziellen Kompensation unvermeidbarerer \r\nDoppelzählungen müssen daher schnellstmöglich ge\u0002klärt werden. \r\nErfüllbar.\r\nUm den Emissionshandel transparent zu regeln, sind er\u0002fasste Unternehmen zur Erfüllung verschiedener Vorga\u0002ben verpflichtet. Vor allem die Erfüllung regelmäßig an\u0002fallender Berichts- und Nachweispflichten ist mit einem \r\nnicht unerheblichen Aufwand verbunden, sodass eine \r\nVeränderung der ihnen zugrundeliegenden Verfah\u0002renslogik entsprechend Vorlaufzeit erfordert. Die hier\u0002bei angesetzten Fristen müssen dabei grundsätzlich er\u0002füllbar sein. Unerfüllbare Fristen würden unweigerlich \r\ndie Unvollständigkeit der eingereichten Unterlagen \r\nnach sich ziehen. Die Thüga begrüßt daher die in Art. I \r\n§ 41 Abs. 4 TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz vor\u0002gesehene Übergangsregelung, wonach ein gemäß \r\nBrennstoffemissionshandelsgesetz bereits genehmigter \r\nÜberwachungsplan zeitweilig als Emissionsgenehmigung \r\nnach Art. 1 § 4 Abs. 1 TEHG-Europarechtsanpassungs\u0002gesetz anerkannt werden soll. Die damit geschaffene \r\nGenehmigungsfiktion erleichtert die Erfüllung der\r\nmit dem Gesetzentwurf teils schon ab 2025 greifenden \r\nVorgaben, sollte jedoch auch ohne Vorbehalt einer An\u0002tragsstellung nach Art. I § 4 Abs. 1 TEHG-Europarechts\u0002anpassungsgesetz gelten. Als Abgabefrist für einen nach \r\nArt. 1 § 5 Abs. 1 TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz \r\nab dem Berichtsjahr 2025 zu erstellenden Emissionsbe\u0002richt sieht Art. I § 43 TEHG-Europarechtsanpassungs\u0002gesetz den 30. April des Folgejahres vor. Meist stellt je\u0002doch die Energiesteueranmeldung eine wesentliche Da\u0002tengrundlage zur Erstellung eines Emissionsberichts dar. \r\nDa die Frist zur Energiesteueranmeldung auf den 31. \r\nMai und damit auf einen der Emissionsberichterstattung\r\nnachfolgenden Zeitpunkt fällt, rechnet die Thüga mit ei\u0002nem insgesamt hohen Nachkorrekturaufwand, der in\r\nnachgelagerten Verordnungen und Leitfäden entspre\u0002chend bedacht und durch vereinfachte Verfahren\r\nmöglichst eingedämmt werden sollte.\r\nErwartungssicher.\r\nDie gesetzlich vorgesehenen Regelungen zum Emissi\u0002onshandel sollten allgemein erwartungssicher sein. Dass \r\nmit Art 2. TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz auch \r\ndie Möglichkeit einer Preisfestlegung für das Jahr 2027 \r\ngeschaffen werden soll, ist im Sinne der Erwartungssi\u0002cherheit grundsätzlich zu begrüßen. Ab 2027 sieht das \r\nin Art. 2 Nr. 5 TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz\r\nvorgeschlagene Festlegungsverfahren demnach die \r\nAusrichtung des nationalen Brennstoffemissionshandels \r\nam durchschnittlichen und mengengewichteten CO2-\r\nPreis des europäischen Emissionshandels (ETS I) vor. Im \r\nVergleich zu dem beim nationalen Brennstoffemissions\u0002handel für 2026 geplanten Preiskorridor von 55-65 \r\nEuro je Tonne CO2 könnte der damit angedachte Quer\u0002bezug jedoch eine signifikante Preissteigerung nach sich \r\nziehen. Da ferner unklar ist, mit welchen Implikationen \r\nder Preiskorridor sowie die in Art. 2 Nr. 5 TEHG\u0002Europarechtsanpassungsgesetz vorgeschlagene Preis\u0002systematik verbunden wären, sollte zur besseren Plan\u0002barkeit bis 2027 möglichst ein klarer Festpreis gelten \r\nund anschließend die ursprünglich angedachte Überfüh\u0002rung des nationalen Brennstoffemissionshandels in den \r\nneu geschaffenen europäischen Emissionshandel (ETS 2) \r\nangestoßen werden. Wiederkehrende Änderungen an \r\nder Preissystematik leisten einer allgemeinen Unsicher\u0002heit Vorschub, die sich bereits jetzt auf die teils meh\u0002rere Jahre im Vorfeld erfolgende Energiebeschaffung, \r\nAngebotslegung und Vertragsschließung auswirkt. Sie \r\nsollten daher grundsätzlich vermieden werden. \r\nAnsprechpartner:\r\nJan-David F. Linke Martin Santa Maria\r\nReferent Energiepolitik Referent Erzeugung\r\nT: +49 89 38197 1420 T: +49 89 38197 1342\r\njan-david.linke@thuega.de martin.santamaria@thuega.de \r\nMarkus Wörz \r\nLeiter Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013768","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des TEHG-Europarechtsanpassungsgesetzes 2024","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/27/8e/385586/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170010.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":"Emissionshandel – Einfach. Erfüllbar. Erwartungssicher.\r\nStellungnahme zum Entwurf für ein TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nSTELLUNGNAHME, THÜGA Aktiengesellschaft | 7. August 2024\r\nMit der Richtlinie über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten (EU-Emissionshandelsrichtlinie \r\n2003/87/EG) wurde 2003 die gesetzliche Grundlage für die Einführung eines ersten europäischen Emissionshandelssys\u0002tems (EU Emission Trading System I / EU ETS I) geschaffen. Der Emissionshandel zielt auf eine Verringerung der Treib\u0002hausgasemissionen ab und ist ein integraler Bestandteil der europäischen Klimapolitik. 2023 wurden verschiedene Än\u0002derungen der EU-Emissionshandelsrichtlinie beschlossen, die neben einer Verschärfung der Einsparziele auch die Erfas\u0002sung des Schiffverkehrs sowie die Einführung eines neuen Emissionshandelssystems für den Gebäude- und Verkehrssek\u0002tor (EU Emission Trading System II / EU ETS II) vorsehen. Um die Regelungen der mit dem Treibhausgas-Emissionshan\u0002delsgesetz (TEHG) sowie dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) auf nationaler Ebene etablierten Handelssys\u0002teme an die europäischen Änderungen anzugleichen, hat das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) am 30. Juli 2024 \r\nden Entwurf für ein Gesetz zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG-Europarechtsanpassungs\u0002gesetz 2024) vorgelegt. Als deutschlandweit größtes Netzwerk kommunaler Energieversorger begrüßt die Thüga das \r\ndamit zum Ausdruck gebrachte Bewusstsein um die Wichtigkeit eines europaweit einheitlichen Emissionshandels. Durch \r\ndie Verteuerung emissionsintensiver Prozesse leistet der Emissionshandel einen unverzichtbaren Beitrag zur Transfor\u0002mation im europäischen Binnenmarkt. Da der Erwerb von Zertifikaten aber je nach Sektor unterschiedlich geregelt sein \r\nkann und der nationale Brennstoffemissionshandel einer nach wie vor staatlich festgelegten Preisbildung unterliegt, sind \r\nNeuerungen tendenziell komplex und für die betroffenen Unternehmen mit einem höheren Erfüllungsaufwand verbun\u0002den. Änderungen am Emissionshandel sollten daher möglichst einfach, erfüllbar und erwartungssicher sein. \r\nEinfach.\r\nRund 2.500 Gaskraftwerke, 400 Biomassekraftwerke \r\nsowie 340 Abfallverbrennungsanlagen sorgen in \r\nDeutschland für eine sektorübergreifend sichere Ener\u0002gieversorgung. Gerade kleinere Anlagen sind für die Er\u0002zeugung von Strom und Wärme unverzichtbar und bil\u0002den die Grundlage der kommunalen Energiewirtschaft. \r\nMit dem von der Bundesregierung ins Auge gefassten \r\nAusbau der Nah- und Fernwärmeversorgung wird die \r\nBedeutung kleinerer Anlagen künftig weiter steigen. Um \r\neinen möglichst unbürokratischen Betrieb kleinerer An\u0002lagen zu gewährleisten, sollte der Referenzwert für Er\u0002leichterungen bei der Emissionsberichterstattung ent\u0002sprechend angehoben werden. Zu Art. I § 28 Abs. 2 \r\nNr. 1 und 2 TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz \r\nschlägt die Thüga daher folgende Änderung vor: \r\n„1. Erleichterungen bei der Emissionsberichterstattung für \r\nAnlagen mit jährlichen Emissionen von bis zu 5 000 10 000\r\nTonnen Kohlendioxid,\r\n2. vereinfachte Emissionsnachweise für Anlagen mit jährli\u0002chen Emissionen von bis zu 2 500 7 500 Tonnen Kohlendi\u0002oxid,“.\r\nIm Sinne der Einfachheit sollte eine Doppelerfassung\r\nvon Emissionen zudem generell vermieden werden. Die \r\nin Art. 1 § 44 TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz \r\nangekündigten Einzelheiten sowie die Details zur finan\u0002ziellen Kompensation unvermeidbarerer Doppelzählun\u0002gen müssen daher schnellstmöglich geklärt werden. \r\nErfüllbar.\r\nUm den Emissionshandel transparent zu regeln, sind er\u0002fasste Unternehmen zur Erfüllung verschiedener Vorga\u0002ben verpflichtet. Vor allem die Erfüllung regelmäßig an\u0002fallender Berichts- und Nachweispflichten ist mit einem \r\nnicht unerheblichen Aufwand verbunden, sodass eine \r\nVeränderung der ihnen zugrundeliegenden Verfah\u0002renslogik entsprechend Vorlaufzeit erfordert. Die hier\u0002bei angesetzten Fristen müssen dabei grundsätzlich er\u0002füllbar sein. Unerfüllbare Fristen würden unweigerlich \r\ndie Unvollständigkeit der eingereichten Unterlagen\r\nnach sich ziehen. Um den betroffenen Unternehmen \r\neine adäquate Einarbeitung in die mit dem TEHG-Euro\u0002parechtsanpassungsgesetz vorgeschlagenen Neuerun\u0002gen zu ermöglichen und einen auch weiterhin funktions\u0002fähigen Emissionshandel zu gewährleisten, sollten die in \r\nEmissionshandel – Einfach. Erfüllbar. Erwartungssicher.\r\nStellungnahme zum Entwurf für ein TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nSTELLUNGNAHME, THÜGA Aktiengesellschaft | 7. August 2024 \r\nArt. I § 43 Abs. 2 TEHG-Europarechtsanpassungsge\u0002setz vorgesehenen Fristen daher entsprechend ausge\u0002weitet werden. Hierzu schlägt die Thüga folgende Än\u0002derung vor: \r\n„2) Verantwortliche, die im Jahr 2024 2025 eine Tätigkeit \r\nim Sinne von Teil B Abschnitt 2 des Anhangs ausgeübt ha\u0002ben, sind verpflichtet, bis zum Ablauf des 30. April 2025\r\n2026 die Emissionen für die in dem Kalenderjahr 2024\r\n2025 im Rahmen einer Tätigkeit im Sinne von Teil B Ab\u0002schnitt 2 des Anhangs in Verkehr gebrachten Brennstoffe \r\nnach Maßgabe von Kapitel VIIa der EU-Monitoring-Verord\u0002nung und nach der Rechtsverordnung nach § 44 Absatz 1 \r\nNummer 1 für die Emissionsberichterstattung für das Kalen\u0002derjahr 2024 2025 zu berichten.“\r\nEin rückwirkendes Inkrafttreten des Gesetzes für den \r\n01. Januar 2024 würde den insgesamt anfallenden Erfül\u0002lungsaufwand weiter steigern und insbesondere neu er\u0002fasste Anlagenbetreiber potenziell überfordern. Um \r\nauch hier auf erfüllbare Fristen zu achten und den \r\nGrundsatz der Verhältnismäßigkeit zu wahren, sollte \r\nArt. Art. 1 § 50 Abs. 2 TEHG-Europarechtsanpas\u0002sungsgesetz daher wie folgt geändert werden: \r\n„2) Für Anlagenbetreiber, die aufgrund einer Änderung der \r\nTätigkeiten nach Teil A Abschnitt 2 Nummer 1 bis 32 des \r\nAnhangs erstmals vom Anwendungsbereich dieses Gesetzes \r\nerfasst werden, gelten die Regelungen dieses Gesetzes ab \r\ndem 1. Januar 2024 2025,“.\r\nErwartungssicher.\r\nDie mit dem Emissionshandel einhergehenden Pflichten \r\nsollten im Sinne einer effizienten Erfüllung erwartungs\u0002sicher sein. Gegenwärtig ist unklar, wer genau als „ver\u0002antwortlich“ im Sinne von Art. 1 § 41 TEHG-Anpas\u0002sungsgesetz klassifiziert und folglich zur Erfassung der in \r\nAbs. 1 aufgeführten Daten verpflichtet werden kann. \r\nSollten auch Gasversorger als Verantwortliche in Frage \r\nkommen, wäre insbesondere die in Art. I § 41 Abs. 1 \r\nNr. 2 verzeichnete „Beschreibung der Tätigkeit, in de\u0002ren Rahmen Brennstoffe in Verkehr gebracht werden, \r\neinschließlich der Standorte, an denen die Tätigkeit \r\ndurchgeführt wird“ nicht ohne Weiteres erfüllbar. Inso\u0002fern sollte zweifelsfrei geklärt werden, wer genau als \r\n„verantwortlich“ zu gelten hat. Dass mit Art 2. TEHG\u0002Europarechtsanpassungsgesetz auch die Möglichkeit ei\u0002ner Preisfestlegung für das im Brennstoffemissionshan\u0002delsgesetz gegenwärtig unberücksichtigte Jahr 2027 ge\u0002schaffen werden soll, ist im Sinne der Erwartungssicher\u0002heit grundsätzlich zu begrüßen. Ab 2027 sieht das in \r\nArt. 2 Nr. 5 TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz\r\nvorgeschlagene Festlegungsverfahren demnach die Aus\u0002richtung des nationalen Brennstoffemissionshandels am \r\ndurchschnittlichen und mengengewichteten CO2-Preis \r\ndes europäischen Emissionshandels (ETS I) vor. Im Ver\u0002gleich zu dem beim nationalen Brennstoffemissionshan\u0002del für 2026 geplanten Preiskorridor von 55-65 Euro je \r\nTonne CO2 könnte der mit Art. 2 Nr. 5 TEHG-Euro\u0002parechtsanpassungsgesetz angedachte Querbezug je\u0002doch eine signifikante Preissteigerung nach sich ziehen. \r\nDa ferner unklar ist, mit welchen Implikationen der \r\nPreiskorridor sowie die in Art. 2 Nr. 5 TEHG-Euro\u0002parechtsanpassungsgesetz vorgeschlagene Preissyste\u0002matik verbunden wären und weitere Konkretisierungen \r\ndazu fehlen, sollte zur besseren Planbarkeit bis 2027 \r\nmöglichst ein klarer Festpreis gelten und anschließend \r\ndie ursprünglich angedachte Überführung des nationa\u0002len Brennstoffemissionshandels in den neu geschaffenen\r\neuropäischen Emissionshandel (ETS II) angestoßen wer\u0002den. Dies hat den Hintergrund, dass bereits heute für \r\nmehrere Jahre im Voraus die Energiebeschaffung und \r\nAngebotslegung für Kunden stattfindet. Da die Erwar\u0002tungssicherheit bei gesetzlichen Vorhaben immer auch \r\nmit quantifizierbaren Angaben zum erwarteten Erfül\u0002lungsaufwand korreliert, weist die Thüga abschließend \r\nauf die geringe Aussagekraft des hierbei im vorliegenden \r\nFall herangezogenen Berechnungsverfahrens hin. Wie \r\naus der Gesetzesbegründung (s. insb. S. 75 ff.) deutlich \r\nwird, ist in nahezu allen von den Neuerungen des \r\nTEHG-Europarechtsanpassungsgesetzes betroffenen \r\nBereichen mit teils erheblichen Mehrbelastungen zu \r\nrechnen. Der gleich zu Beginn des Gesetzentwurfes \r\nveranschlagte Entlastungseffekt in Höhe von vier Millio\u0002nen Euro ist auf eine faktisch veraltete Referenzprog\u0002nose aus dem Jahr 2019 zurückzuführen und damit \r\nschlussendlich wenig aussagekräftig. \r\nAnsprechpartner\r\nJan-David F. Linke Martin Santa Maria\r\nReferent Energiepolitik Referent Erzeugung\r\nT: +49 89 38197 1420 T: +49 89 38197 1342\r\njan-david.linke@thuega.de martin.santamaria@thuega.de \r\nMarkus Wörz \r\nLeiter Energiepolitik\r\nT: +49 89 38197 1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013769","regulatoryProjectTitle":"AVBFWV zukunftssicher gestalten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/79/73/385588/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170016.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":"Entwurf zur Änderung der Verordnung über \r\nAllgemeine Bedingungen für die Versorgung mit \r\nFernwärme (AVBFernwärmeV) des BMWK\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 14. August 2024\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat am 29. Juli 2024 den „Entwurf zur \r\nÄnderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme \r\n(AVBFernwärmeV) und zur Aufhebung der Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei \r\nder Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte (FFVAV)“ vorgelegt. Wir bedanken uns für die Möglichkeit \r\nzur Einreichung einer Stellungnahme und nehmen diese gerne wahr.\r\nDie Wärmewende ist einer der zentralen Bausteine auf dem Weg zu einer klimaneutralen \r\nEnergieversorgung. Ein bedeutender Eckpfeiler der Wärmeversorgung ist die Fernwärme, die in den \r\nkommenden Jahren vor allem durch die kommunale Wärmeplanung in urbanen Gebieten an Bedeutung \r\ngewinnen wird. Der Aus- und Umbau der Fern- und Nahwärmeversorgung ist für die Erreichung der \r\nKlimaschutzziele von herausragender Bedeutung. \r\nWärmenetze können eine flexible und im Vergleich zu anderen Heizungsarten besonders komfortable und \r\nklimaneutrale Lösung für die Wärmeversorgung von Gemeinden oder Stadtteilen und letztendlich für die \r\nangeschlossenen Kunden sein. Denn sie ermöglichen es, den Wärmebedarf ohne Neuinstallation von \r\nEinzelheizungen aus zentralen, zukünftig erneuerbaren Quellen zu decken. Darüber hinaus können sie \r\nverschiedene erneuerbare Energiequellen und unvermeidbare Abwärme in die Wärmeversorgung \r\nintegrieren und die Nutzung von Strom und Wärme besonders effizient kombinieren. Damit sind sie für \r\neine schrittweise und sozialverträgliche Transformation besonders geeignet. Damit Wärmenetze ihre \r\nVorteile ausspielen können, bedarf es eines langfristig verlässlichen Rahmens für Anbieter und Kunden, der \r\neinerseits die notwendigen Anreize für den Ausbau und die Dekarbonisierung setzt und andererseits eine \r\nkosteneffiziente Versorgung von Wohn- und Nichtwohngebäuden gewährleistet. Dies haben die \r\nTeilnehmer des Fernwärmegipfels vom 12. Juni 2023 in einer gemeinsamen Erklärung festgehalten.\r\nVor diesem Hintergrund kommt der Novelle der AVBFernwärmeV eine ganz besondere Bedeutung zu. Wir \r\nsehen an folgenden Punkten des vorliegenden Referentenentwurfs Nachbesserungsbedarf:\r\n1. Eine trennscharfe Aufteilung der Kosten in den Preisblättern in verbrauchsunabhängig, \r\nleistungsabhängig und verbrauchsabhängig sollte aus Effizienzgründen vermieden werden.\r\n2. Die Definition der Größe von Kleinstnetzen hat großen Einfluss auf den Erfolg der Wärmewende \r\nund kann bei falscher Rahmensetzung zu einem unnötigen Bremsklotz werden.\r\n3. Die Berücksichtigung der Kosten für Treibhausgasemissionen in den einschlägigen Indizes muss für \r\ndie Fernwärmeversorgungsunternehmen nachvollziehbar sein und der Einfluss der Marktelements \r\nsollte überprüft werden.\r\n4. Längere Vertragslaufzeiten sollten auch für Contracting-Anlagen möglich sein.\r\nEntwurf zur Änderung der Verordnung über \r\nAllgemeine Bedingungen für die Versorgung mit \r\nFernwärme (AVBFernwärmeV) des BMWK\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 14. August 2024\r\n1. Preisblätter (§ 1a Absatz 1 Nummer 4)\r\nNach unserer Kenntnis erfüllen die meisten Fernwärmepreissysteme am Markt derzeit nicht die Forderung \r\nnach einer Aufteilung der Kosten in verbrauchsunabhängige, leistungsabhängige und verbrauchsabhängige \r\nKosten und deren Zuordnung zu Grundpreis und Arbeitspreis. Würde man die Fernwärmeversorger \r\nzwingen, eine solche Aufteilung trennscharf umzusetzen, würden die Grundpreise in der \r\nFernwärmeversorgung sofort auf 100 Euro und mehr pro kW Anschlussleistung steigen. Dieser Effekt \r\nwürde sich im Rahmen der Transformation weiter verstärken, da die Umstellung der Wärmenetze auf \r\nerneuerbare Energieträger oft mit hohen Investitionen verbunden sind, die dann ausschließlich im \r\nGrundpreis abgebildet werden müssen. Heute liegen wir nach unserer Marktkenntnis bei bestehenden \r\nFernwärmenetzen bei 30 - 40 Euro pro kW. Bei neuen Fernwärmenetzen sehen wir rechnerische \r\nGrundpreise von bis zu 250 Euro pro kW. Solche hohen Grundpreise würden im Marktwettbewerb \r\nabschreckend bis prohibitiv wirken, so dass sich Kunden gegen die Fernwärme entscheiden bzw. an fossil\r\nbefeuerten Heizungssystemen festhalten werden. Dadurch werden, nach unserer Einschätzung, die beim \r\nFernwärmegipfel angestrebten 100.000 jährlichen Neuanschlüsse unrealistisch.\r\nWir halten es für nahezu ausgeschlossen, dass ein Kunde auf dieser Basis einen Wärmeliefervertrag \r\nabschließt, wenn der verbrauchsunabhängige Grundpreis 75 % der Gesamtkosten ausmacht und der \r\nverbrauchsabhängige Arbeitspreis nur noch 25 % der Gesamtkosten.\r\nZudem könnte ein so geringer Anteil des verbrauchsabhängigen Arbeitspreises an den Gesamtkosten der \r\nWärmelieferung ein falsches Preissignal an die Kunden senden, indem sie den Eindruck gewinnen, dass sich \r\nein Mehr- oder Minderverbrauch von Wärme kaum auf die Wärmekosten auswirkt (Effizienzgedanke).\r\nDie im Referentenentwurf formulierte Regelung hat bei strikter Anwendung das Potenzial, viele \r\nFernwärmeprojekte zu verhindern und Kunden zu motivieren, sich nach alternativen Wärmeerzeugern \r\numzusehen. Dies steht im diametralen Gegensatz zur eigentlichen Intention des Gesetzgebers mit dem \r\nWärmeplanungs- und Gebäudeenergiegesetzes sowie den Verlautbarungen im Rahmen der \r\nFernwärmegipfel. Am Ende würde damit die Umsetzung der kommunalen Wärmeplanung gefährdet.\r\nDer Paragraph 1a Absatz 1 Nummer 4 a und b sollte daher wie folgt lauten:\r\na) verbrauchsunabhängige Kosten als Grundpreis in Euro pro Jahr oder und in Euro pro Kilowatt pro \r\nJahr für leistungsabhängige Kosten,\r\nb) verbrauchsabhängige Kosten als Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde sowie\r\n2. Definition von Kleinstnetzen und Veröffentlichungspflichten (§ 1 Absatz 4 Nummer 5)\r\nDer Umfang der Informationen, die im Rahmen der Fernwärmeversorgung über das Internet und andere \r\nKanäle bereitgestellt werden müssen, ist erheblich. Dieser Aufwand verursacht Kosten, die aus \r\nbetriebswirtschaftlichen Gründen an die Wärmekunden weitergegeben werden müssen. Während diese \r\nKosten bei großen Netzen weniger ins Gewicht fallen, können sie bei kleinen Netzen schnell zu erheblichen \r\nPreissteigerungen führen. Aus diesem Grund und zur Unterstützung der Wärmewende plädieren wir für \r\neine Anhebung der definitorischen Grenze von Kleinstnetzen auf 500 Hausanschlüsse.\r\nGleichzeitig sollte die Wärmeabnahme auf „nicht mehr als 20 GWh“ festgelegt werden. Eine Begrenzung \r\nanhand der Wärmeabsatzdichte (2 MWh je laufenden Meter) ist unseres Erachtens nicht zielführend, da \r\ndiese Begrenzung sowohl für große als auch kleine Netze gelten kann. Die Nummer 5 sollte daher wie folgt \r\nlauten:\r\n„5. Kleinstnetz“ ist ein Wärmenetz, das nicht mehr als 500100 Hausanschlüsse oder und eine \r\nWärmeabnahme von nicht mehr als 20 GWh pro Jahr2 MWh je laufenden Meter der Fernwärmetrasse\r\naufweist,“\r\n3. Marktelement und Berücksichtigung von Treibhausgasemissionen (§ 24 Absatz 1)\r\nWir empfehlen den Einfluss des Marktelements auf die Preisbildung im Detail kritisch zu hinterfragen. Im \r\nZuge der Transformation der Wärmenetze birgt das Marktelement für den Fernwärmeversorger ein Risiko \r\nin der Preisbildung, welches durch Risikoaufschläge zu Preiserhöhungen führt und die Wettbewerbsfähigkeit \r\nder Fernwärme im Vergleich zu anderen Wärmeversorgungen verringert. Um Investitionen in die \r\nWärmeversorgung zu ermöglichen, müssen die Fernwärmeversorgungsunternehmen in die Lage versetzt \r\nwerden, die mit der jeweils eingesetzten Wärmeerzeugungstechnologie verbundenen Kosten in den \r\nPreisformeln abzubilden. Die Verhältnisse im übrigen Wärmemarkt können von der individuellen \r\nKostensituation vor Ort deutlich abweichen. Aus den geannten Gründen muss dem Fernwärmeversorger \r\ndie Möglichkeit gegeben werden das Marktelement so gering wie möglich, z.B. 20 % vom Arbeitspreis, zu \r\nsetzen. Das Muster einer Preisänderungsklausel (Anlage der AVBFernwärmeV) von 50 % sollte dringend \r\ngeändert werden.\r\nDes Weiteren bildet das Marktelement (Wärmepreisindex) bislang kaum erneuerbare Wärmesysteme ab. \r\nSpeziell das vorgeschlage Marktelment „Wärmepreisindex“ ist im Zusammenhang mit einer \r\nWärmeversorgung zu einem überwiegendem Anteil an erneuerbaren Energien problematisch, da der \r\nWärmeindex zu mehr als 90 % fossil geprägt ist. \r\nZur Formulierung in § 24 Abs. 1 Satz 6 geben wir zu bedenken, dass ein Fernwärmeversorger nicht bei \r\nallen Indizes wissen kann, wie die Treibhausgasemissionen in diesen Index eingeflossen sind. So ist z.B. der \r\nWärmeindex zu ca. 25 Prozent an die Fernwärmepreisentwicklung gekoppelt. Für eine praxistaugliche \r\nBerücksichtigung der Treibhausgasemissionen ist es seitens des statistischen Bundesamtes essentiell, die \r\nInformationsangaben zu den branchenrelevanten Indizes deutlich auszuweiten und neue Indizes (z.B. \r\nBiomethan) zu erheben.\r\n4. Ausnahmeregelung für Vertragslaufzeiten für Contracting-Anlagen (§ 32)\r\nIn der aktuellen Formulierung des §32 ist nicht klar, inwieweit individuelle oder dezentrale Wärmelösungen \r\n(besonders Contracting-Anlagen) abgebildet sind, bei denen nicht zwingend ein Hausanschluss vorhanden \r\nist. Speziell bei neuen Contracting-Anlagen ist es essentiell, längere Vertragslaufzeiten zu ermöglichen, um \r\nfür den Kunden attraktive Modelle anbieten zu können. Neben der Fernwärme sind dezentrale \r\nContracting-Anlagen eine wichtige Stütze der Dekarbonisierung der Wärmeversorgung, speziell in den \r\nGebieten, wo keine Fernwärme verfügbar ist. Deswegen ist es notwendig, durch längere Vertragslaufzeiten \r\nInvestitionssicherheit für den Contracting-Anbieter zu gewährleisten.\r\nDaher sollte § 32 wie folgt geändert werden:\r\n„Die Laufzeit von Versorgungsverträgen beträgt bei neu hergestellten Hausanschlüssen oder neu errichte\u0002ten Wärmeerzeugungsanlagen im Sinne des § 1 Absatz 1 Satz 3, bei wesentlichen Veränderungen der An\u0002lage oder bei wesentlicher Erhöhung der vereinbarten Fernwärmeleistung höchstens zehn Jahre, in allen \r\nanderen Fällen höchstens fünf Jahre.“\r\nIm Übrigen verweisen wir auf die Stellungnahmen von BDEW, AGFW und VKU, denen wir uns anschließen.\r\nAnsprechpartner:\r\nMarkus Wörz Martin Bäumer Martin Santa Maria\r\nLeiter Stabstelle Energiepolitik Energiepolitik Erzeugung\r\nT: 089 38197-1201 T: 089 38197-1429 T: 0170 833 6055\r\nmarkus.woerz@thuega.de martin.baeumer@thuega.de martin.santamaria@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Zu der zweiten Version vom 25. Juli 2024 hatten wir am 14. August 2024 ausführlich Stellung \r\nbezogen. Leider wurden unsere Anregungen und Hinweise nicht berücksichtigt.\r\nMit den jetzt vorgelegten Änderungen wird nicht nur der Weg einer ausgewogenen Vertragsgestaltung \r\nzwischen Kunde und Fernwärmeversorger eindeutig verlassen. Vielmehr führen die Änderungen zu \r\nsteigenden Preisen, einem Stopp der Dekarbonisierung und einer fehlenden Invesititionssicherheit. Daher \r\nlehnen wir den vorgelegten Entwurf grundlegend ab.\r\n1. Steigende Preise\r\nEine in § 24 des Entwurfs als Regelbeispiel festge\u0002schriebene Gewichtung des Marktelements mit 50 \r\nProzent in Preisänderungsklauseln wird künftig zu \r\nsteigenden Preisen für die Fernwärmekunden füh\u0002ren. Dies hatten wir im August 2024 ausführlich \r\nerläutert. \r\nDerzeit erfolgt die Preisbildung kostenorientiert\r\nund unter angemessener Berücksichtigung der \r\nVerhältnisse auf dem Wärmemarkt. Dies gibt dem \r\nFernwärmeversorgungsunternehmen (FVU) die \r\nMöglichkeit, eine faire, kostengünstige und wettbe\u0002werbsfähige Wärmeversorgung aufzubauen. Die \r\nnun im Entwurf als Regelbeispiel vorgesehene hälf\u0002tige Abbildung von Kosten- und Marktelement \r\nbirgt die Gefahr, dass das Marktelement die Preise \r\nfür die Fernwärmekunden erhöht und schwächt \r\ndie Wettbewerbsfähigkeit der Fernwärmeversor\u0002gung massiv.\r\nAuch die nun massiv angehobenen Veröffentli\u0002chungspflichten werden die Fernwärmepreise –\r\nvor allem in kleineren Netzen – ebenfalls weiter \r\nerhöhen, während der Nutzen für die Kunden ge\u0002ring bleibt. Für die gesellschaftliche Akzeptanz des \r\nKlimaschutzes ist eine günstige grüne Wärmever\u0002sorgung essentiell. \r\nDer aktuell vorliegende Entwurf führt zu höheren \r\nPreisen, die die Wettbewerbsfähigkeit der Fern\u0002wärme bedrohen. Im Interesse des Klimaschutzes \r\nmuss es deshalb darum gehen, Bürokratie nicht \r\nauf-, sondern abzubauen.\r\n2. Dekarbonisierungsstopp\r\nDer aktuell vorgelegte Entwurf sieht keine aus\u0002drückliche Möglichkeit vor, bei einem Energieträ\u0002gerwechsel die Berechnungsfaktoren der Preisän\u0002derungsklausel an den neuen Energieträger oder \r\ndie neue Beschaffungsstruktur anzupassen; so wird \r\ndie Dekarbonisierung der Wärmenetze behindert.\r\nFVU brauchen einen sicheren Investitionsrahmen \r\nfür die Mammutaufgabe der Wärmetransforma\u0002tion. Dies ist insbesondere in Versorgungsgebieten \r\nohne Anschluss- und Benutzungszwang der Fall. \r\nWenn die FVU diese Kosten ausschließlich im Rah\u0002men neu abzuschließender Lieferverträge weiter\u0002geben können, besteht das Risiko, dass Fernwär\u0002mekunden den Energieträgerwechsel zum Anlass \r\nnehmen, den Fernwärmeanschluss zu kündigen \r\nund in eine alternative Wärmeerzeugung, z. B. die \r\nWärmepumpe, zu investieren. \r\nDie hohen Kosten der Wärmetransformation \r\nkönnen aber nur geschultert werden, wenn die So\u0002lidargemeinschaft aus Versorger und Gesamtheit \r\nder Fernwärmekunden nachhaltig erhalten bleibt.\r\nWenn die Kostenweitergabe nicht gewährleistet \r\nist, wird die Dekarbonisierung und der Ausbau der \r\nFernwärme gestoppt.\r\nVerordnung zur Änderung der Verordnung über All\u0002gemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fern\u0002wärme und zur Aufhebung der Fernwärme- oder \r\nFernkälte-Verbrauchserfassungs- und -Abrechnungs\u0002verordnung\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 2. Dezember 2024\r\n3. Fehlende Investitionssicherheit\r\nDer im Entwurf vorgesehene §3 räumt den Kun\u0002den gegenüber dem FVU ein Leistungsanpassungs\u0002recht bis zur vollständigen Kündigung für den Fall \r\nein, dass diese die Fernwärmeversorgung durch \r\neine andere nach § 71 Gebäudeenergiegesetz zu\u0002gelassene Versorgung ersetzen. Damit wird den \r\nFVU insbesondere bei kleinen oder neuen Wär\u0002menetzen die notwendige Investitionssicherheit \r\nentzogen. Wärmenetze erfordern hohe Investitio\u0002nen in Netze und Infrastruktur, die verlässlich über \r\neine lange Laufzeit amortisiert werden müssen. \r\nDurch die fehlende Investitionssicherheit werden \r\nkeine Wärmenetze mehr erweitert und darüber \r\nhinaus keine neuen Wärmenetze gebaut.\r\nAnsprechpartner:\r\nMartin Santa Maria\r\nErzeugung\r\nT: 089-38197-1342\r\nmartin.santamaria@thuega.de\r\nMartin Bäumer\r\nReferent Energiepolitik\r\nT: 089-38197-1429\r\nmartin.baeumer@thuega.de\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Stabstelle Energiepolitik\r\nT: 089-38197-1201\r\nmarkus.woerz@thuega.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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013772","regulatoryProjectTitle":"EnWG-Novelle (u.a. 2024)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5a/a1/385672/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170019.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":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energie\u0002wirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, \r\ndes Netzausbaus und der Netzregulierung\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 10. September 2024\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz hat am 27.08.2024 den „Entwurf eines Gesetzes \r\nzur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der \r\nNetzregulierung“ sowie den Entwurf einer „Verordnung zur Änderung der \r\nMarktstammdatenregisterverordnung“ vorgelegt. Wir bedanken uns für die Möglichkeit zur Stellungnahme \r\nund beschränken uns im Folgenden auf die Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG.\r\nWir begrüßen, dass mit dieser Novelle des EnWG wichtige europäische Vorgaben in nationales Recht \r\numgesetzt werden, sind aber mit der Kürze der Beteiligungsfrist bei dieser umfangreichen Novelle absolut \r\nnicht einverstanden, zumal die Beteiligungsfrist auch noch in der parlamentarischen Sommerpause liegt. Wir \r\nhätten uns dies auch im Hinblick auf die fachliche Einbindung der Expertise unserer Fachabteilungen und \r\nPartnerunternehmen anders gewünscht und bitten darum, bei zukünftigen Novellen die Konsultationsfristen \r\nbesser zu wählen.\r\nDies gilt auch für die in der Novelle genannten Umsetzungsfristen. Im Gesamtkontext der Aufgaben der \r\nEnergieversorgungsunternehmen erscheinen uns die vorgeschlagenen Fristen für die Umsetzung der \r\nNovelle und die Einrichtung einer gemeinsamen Internetplattform unrealistisch.\r\nViele Neuregelungen, insbesondere im Bereich „Netzanschluss“ bzw. „Netzzugang“, sollten auf ihre \r\nPraxistauglichkeit überprüft werden. Vieles ist heute durch die Digitalisierung technisch machbar, führt aber \r\nletztlich zu Mehrkosten, die auf die Netzentgelte umgelegt werden und damit den Strompreis weiter \r\nerhöhen dürften.\r\nWir sehen daher folgenden Nachbesserungsbedarf:\r\n1. Überprüfung der im Referentenentwurf genannten Fristen auf ihre Umsetzbarkeit.\r\n2. Prüfung der erweiterten Datenbereitstellung auf ihre finanziellen Auswirkungen auf die Netzentgelte.\r\n3. Beschränkung der Regelungen im Bereich des „Energy Sharing“ auf das europarechtlich erforderliche \r\nMindestmaß.\r\nUnsere Hinweise im Einzelnen:\r\n§ 13I: Umrüstung einer Erzeugungsanlage zu einem Betriebsmittel zur Bereitstellung von \r\nBlind- und Kurzschlussleistung sowie von Trägheit der lokalen Netzstabilität; Betrieb des \r\nBetriebsmittels\r\nDie Bereitstellung von Blind- und Kurzschlussleistung bzw. der Weiterbetrieb konventioneller Kraftwerke \r\nals Phasenschieber ist aus Netzsicht wünschenswert. Für konventionelle Kraftwerke ist dies aufgrund der \r\nbereits vorhandenen rotierenden Massen relativ einfach zu realisieren. Zwar können einige dieser \r\nFunktionen durch moderne Wechselrichter nachgebildet werden, die Umrüstung bestehender EE-Anlagen \r\nzur Bereitstellung dieser Systemdienstleistungen wäre jedoch mit einem erheblichen zeitlichen und \r\nfinanziellen Aufwand verbunden. Dieser Aufwand ist bei EE-Anlagen, die aktiv an der Energieversorgung \r\nteilnehmen, denkbar, bei einer gewünschten Stilllegung dieser Anlagen halten wir einen erzwungenen \r\nWeiterbetrieb zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen jedoch für unverhältnismäßig.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energie\u0002wirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, \r\ndes Netzausbaus und der Netzregulierung\r\nStellungnahme, THÜGA Aktiengesellschaft | 10. September 2024\r\n§ 14 Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsverteilnetzen; Festlegungskompetenz\r\nDer im Entwurf genannte erste Regulierungszeitraum 1.7.2025 erscheint uns im Gesamtkontext der aktuell \r\nanstehenden Aufgaben der Energieversorger sehr kurzfristig, wenn über die bekannten Aktivitäten hinaus \r\nAnpassungs- und Umsetzungsprojekte erforderlich werden.\r\n§ 14e Gemeinsame Internetplattform, Festlegungskompetenz\r\nDer Referentenentwurf sieht vor, dass die gemeinsame Internetplattform zwei Jahre nach Inkrafttreten des \r\nGesetzes funktionsfähig sein soll. Für ein derartiges IT-Projekt könnten zwei Jahre je nach Umfang nach \r\nunserer Einschätzung sehr kurz sein, zumal die Kosten schwer abzuschätzen sind.\r\n§ 17 Netzanschluss, Verordnungsermächtigung; Festlegungskompetenz und § 17a \r\nUnverbindliche Netzanschlussauskunft\r\nWir begrüßen die weitere Digitalisierung der Netzanschlussbegehren und den Anstoß zur Vereinheitlichung \r\nder notwendigen Formate. Die Abstimmung einheitlicher Formate, Vorgaben und Kriterien zur Berechnung \r\nder Netzanschlusskapazitäten sollte nicht allein durch die Netzbetreiber erfolgen, sondern durch eine dritte \r\nStelle (z.B. BDEW etc.) moderiert und kanalisiert werden. Ansonsten besteht nach unserer Einschätzung \r\nzum einen ein sehr hoher Aufwand, alle deutschen Netzbetreiber an einen Tisch zu bekommen und zum \r\nanderen die Gefahr, dass Netzbetreiber höherer Spannungsebenen ein Format oder eine \r\nBerechnungsformel etablieren, die für Netzbetreiber niedrigerer Spannungsebenen keinen Sinn machen \r\nund/oder einen hohen Aufwand bedeuten.\r\nIn § 17a Abs. 2 Nr. 1 bis 4 werden sehr viele Varianten genannt, die der Netzbetreiber dem \r\nNetzanschlusssuchenden mitzuteilen hat. Nach unserer Einschätzung sind nicht alle Punkte umsetzbar bzw. \r\nim Detail zu beantworten, da es sich sowohl um das Netz eines benachbarten Netzbetreibers als auch um \r\ndas Netz des vorgelagerten Netzbetreibers handeln kann. Insofern können weder Kosten noch ein \r\nZeithorizont genannt werden, in dem ein erforderlicher Netzausbau erfolgen kann. Wir bitten daher, die \r\nAnforderungen an dieser Stelle auf das europarechtlich mögliche Mindestmaß zu reduzieren.\r\nDie in Absatz 4 geforderte Informationspflicht sollte auf Netzbetreiber der Höchst-/Hochspannungsebene \r\nbeschränkt werden, da allgemeine Informationen in den unteren Spannungsebenen keinen Mehrwert bieten \r\nund für jeden Netzbetreiber einen hohen zusätzlichen Aufwand bedeuten. Die Abstimmung einheitlicher \r\nFormate, Vorgaben und Kriterien zur Berechnung der Netzanschlusskapazitäten sollte ebenfalls durch eine \r\ndritte Stelle (z.B. BDEW) moderiert und kanalisiert werden.\r\nZusätzliche oder fehlende erforderliche Dokumente an den Anschlussbegehrenden zu melden, bedeutet für \r\nden Netzbetreiber einerseits, einen zusätzlichen Prozesschritt „Sichtung und Qualitätsprüfung“ noch vor \r\nder „Prüfung, Bearbeitung und ggf. Nachforderung von Informationen“ der Anfrage und andererseits ist die \r\nvorgeschlagene zwei-wöchige Frist, bei der Fülle der Anfragen und der nicht ,möglichen Automatisierung \r\ndieses Schrittes, zeitlich nicht umsetzbar. Dieser Vorschlag würde daher insgesamt zu einer weiteren \r\nBürokratisierung und Verlangsamung der Abläufe führen. Wir plädieren daher, diesen Passus ersatzlos zu \r\nstreichen. \r\n§ 20a Lieferantenwechsel\r\nDie Änderung des Begriffs „Stromlieferantenwechsel“ in „Energielieferantenwechsel“ hat zur Folge, dass \r\nder vorgesehene Lieferantenwechsel innerhalb von 24 Stunden auf alle Energielieferanten ausgeweitet \r\nwerden muss. Aus diesem Grund sind angestrebte Termine wie der 1.1.2026 aus Sicht der \r\nEnergielieferanten unrealistisch.\r\n§ 20b Gemeinsame Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs; \r\nFestlegungskompetenz\r\nDie Einrichtung einer Internetplattform bis zum 1. Juli 2025, also aus heutiger Sicht in weniger als 10 \r\nMonaten, halten wir für äußerst unrealistisch. Die im Gesetzesentwurf angesprochenen Punkte, wie die \r\nÄnderung bestehender Messkonzepte oder Berechnungsformeln, erfordern nach unserer Erfahrung eine \r\ndeutliche Ausweitung des Datenaustausches über die Marktkommunikation mit den relevanten \r\nMarktakteuren. Sollte der Gesetzgeber an der gemeinsamen Internetplattform festhalten, plädieren wir \r\ndafür, diese Plattform möglichst schlank auszugestalten und von der BNetzA betreiben zu lassen.\r\n§ 21a Regulierungsvorgaben für Anreize für eine effiziente Leistungserbringung; \r\nFestlegungskompetenz\r\nDie Formulierung in Absatz 3 Nummer 5 erscheint uns im Kontext der EuGH-Entscheidung zur \r\nUnabhängigkeit der Regulierungsbehörde vom September 2021 widersprüchlich. Aus europarechtlichen \r\nGründen sollten die Wörter „wobei insbesondere die Nichteinhaltung von Vorgaben zu Rückmelde- und \r\nBearbeitungsfristen von Netzanschlussbegehren im Rahmen von Abschlägen berücksicht werden kann“ \r\ngestrichen werden.\r\n§ 23c Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber\r\nAuch hier halten wir das Vorhaben aufgrund der aus heutiger Sicht ungeklärten Frage, mit welchen Rechten \r\nund Pflichten die Netzbetreiber in die Internetplattform der Übertragungsnetzbetreiber eingebunden \r\nwerden, für mehr als problematisch.\r\n§ 41a Lastvariable, tageszeitabhängige oder dynamische und sonstige Stromtarife sowie \r\nFestpreisverträge\r\nObwohl die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie Stromlieferanten mit mehr als 200.000 Kunden zum Angebot \r\nvon Festpreisverträgen verpflichtet, gibt es auch ohne gesetzliche Verpflichtung entsprechende Angebote \r\nam Markt. Eine gesetzliche Verpflichtung, Festpreisverträge auch bei sinkenden Preisprognosen anzubieten, \r\nkönnte bei Stromkunden zumindest zu heftigem Kopfschütteln und bei Abschluss solcher Verträge \r\nmöglicherweise zu Verärgerung führen. Wir begrüßen, dass Stromkunden bei Änderungen von \r\nPreisbestandteilen, die der Lieferant nicht zu vertreten hat, kein Sonderkündigungsrecht haben. \r\n§ 41a Abs. 4 Satz 2 spricht nur von Kostenbelastungen. Dies führt nach unserer Interpretation zu einem \r\nSonderkündigungsrecht bei der Weitergabe von Kostenentlastungen, was in der Praxis dazu führen wird, \r\ndass Entlastungen kaum weitergegeben werden. \r\n§ 41a Abs. 5 benachteiligt unseres Erachtens Stadtwerke in unangemessener Weise gegenüber \r\nDienstleistern, die sich auf dynamische Stromtarife konzentrieren. Dieser Absatz sollte im Sinne der \r\nMaxime „Gleiches Recht für alle“ noch einmal überdacht werden, zumal die Stadtwerke bei Problemen der \r\nDienstleister als Grundversorger einspringen müssen, was uns das Jahr 2022 eindrücklich gelehrt hat.\r\n§ 41a Abs. 6 verlangt eine Information des Verbrauchers auch bei Vertragsverlängerungen. In der Praxis \r\nkönnte dies nach der Erstlaufzeit bei unbefristeter Verlängerung und monatlichem Kündigungsrecht des \r\nKunden schlimmstenfalls zu einer monatlichen Kundeninformation führen. Wir bitten daher, die \r\nInformation des Kunden auf den Zeitpunkt des Vertragsabschlusses zu beschränken und die Worte „oder \r\nder Verlängerung“ im Entwurf zu streichen.\r\nDie in § 41a Abs. 5 Nr. 5 geforderte Information wird begrüßt. In der Praxis hängen die Auswirkungen der \r\nTarifwahl für den Kunden neben der Marktentwicklung jedoch maßgeblich vom Lastprofil des Stromkunden \r\nab, so dass eine Information die mit der Tarifwahl verbundenen Chancen und Risiken nicht im Detail \r\nabbilden kann.\r\n§ 42c Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität \r\naus erneuerbaren Energien\r\nDas „Energy Sharing“ ist eine weitere Maßnahme, die unser Stromsystem verkompliziert. Es wäre daher \r\nsinnvoll, die Regelungen auf das europarechtlich notwendige Maß zu reduzieren und die Netzbetreiber von \r\nweiteren Verpflichtungen zu verschonen.\r\nIn Absatz 3 wird eine Nutzung des öffentlichen Netzes zur gemeinsamen Energieversorgung gefordert. \r\nPhysikalisch lässt sich dies nicht verhindern, jedoch empfinden wir die Verpflichtung der Netzbetreiber zur \r\nErmöglichung der Durchleitung als zu weit gegriffen. Die Auswirkungen auf die Auslastung und den \r\nAusbaubedarf des Niederspannungsnetzes sind nach unserer Kenntnis schwer abzuschätzen. Außerdem ist \r\ndie korrekte Abrechnung solcher Lastflüsse nach unserer Einschätzung nur durch die flächendeckende \r\nVerwendung von intelligenten Messsystemen (iMSys) möglich.\r\nIn Absatz 5 des Paragraphen wird der Betreiber der gemeinsam genutzten Anlage verpflichtet, den \r\nLetztverbraucher zu informieren, wenn die gemeinsam genutzte Anlage über einen erheblichen Zeitraum \r\nkeine elektrische Energie erzeugt oder wenn die Anlage ihren Betrieb wieder aufnimmt. Wir plädieren in \r\ndiesem Fall auch für eine Information an den Reststromlieferanten, da er bei einem Ausfall der Anlage die \r\nfehlenden Strommengen beschaffen muss und erhöhte Ausgleichsenergiekosten haben wird.\r\nIn Absatz 6 wird nach unserer Interpretation gefordert, dass der Reststromlieferant dem Letztverbraucher \r\nSteuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte, die auf die nach § 42c Absatz 1 verbrauchten Strommengen \r\nentfallen, unentgeltlich in Rechnung stellen soll. Dies lehnen wir entschieden ab. Diese Dienstleistung sollte \r\ndem Betreiber der gemeinsam genutzten Anlage oder einem möglichen Dritten als Dienstleister zugeordnet \r\nwerden. Gerade für kleinere Stadtwerke dürfte diese Anforderung weder technisch möglich noch\r\nwirtschaftlich zumutbar sein.\r\nInsgesamt erscheint uns die Formulierung des gesamten Absatzes noch deutlich optimierungsbedürftig. Dies \r\nbeginnt bei der Definition des Begriffs „eine Anlage“ in § 42c Abs. 1 und endet nicht bei der Frage, wie groß \r\nAnlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien sein dürfen.\r\nAnsprechpartner:\r\nMarkus Wörz\r\nLeiter Stabstelle Energiepolitik\r\nT: 089-38197-1201\r\nmarkus.woerz@thuega.de\r\nMartin Bäumer\r\nEnergiepolitik\r\nT: 089-38197-1429\r\nmartin.baeumer@thuega.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013773","regulatoryProjectTitle":"Finanzierung und Kosteneffizienz der Energiewende gewährleisten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a0/04/385674/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170025.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":"Impulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte \r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der größte und \r\nherausforderndste Teil des Weges liegt aber noch vor uns. Aus \r\nunserer Sicht kann die Energiewende am besten unter dem \r\nLeitprinzip „mehr Markt wagen und Wettbewerb anreizen“ \r\nerfolgreich vollendet werden. Dabei setzt die Politik Leitplan ken, innerhalb derer sich Wettbewerber sowie Kundinnen und \r\nKunden möglichst frei bewegen können. Das Fundament für \r\ndiesen Markt sind solide und zukunftsorientierte Energieinfra strukturen in den Bereichen Strom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf in den nächsten zwei Dekaden ist \r\nenorm! Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen Hand lungsspielräume begrenzt. Daher setzen wir uns für eine \r\nkosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig verlässliche \r\nRahmenbedingungen, marktliche Steuerungsinstrumente, mehr \r\nTechnologieoffenheit, weniger Detailregelungen und weniger \r\nSubventionsbedarf. Darüber hinaus muss die Energiewende \r\nstärker als bisher in einem europäischen Kontext gedacht wer den. Der Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnen marktes und insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes \r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nGemeinsam mit ihren über 100 Partnerunter nehmen ist die Thüga treibende Kraft der Trans formation vor Ort. Mit verlässlichen Rahmenbe dingungen wollen wir als deutschlandweit größtes \r\nNetzwerk kommunaler Energieversorger die \r\nEnergiewende gestalten: Vielfältig. Versorgungs sicher. Finanzierbar.\r\nVielfalt ermöglichen und \r\nFortschritt sichern \r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an \r\nPraxiswissen und sollten vor Ort durch jeweils passgenaue Pla nung und Umsetzung konkretisiert werden. Einseitige Eingriffe \r\nund Vorgaben in den Wettbewerb der Energieträger, Technolo gien und Produktangebote lehnen wir daher ab.\r\nDie besten und kosteneffizientesten Lösungen entstehen im \r\nMarkt. Für den Energiemarkt bedeutet dies, dass der marktli che Ansatz mit echtem Wettbewerb in den Bereichen Erzeu gung, Handel und Vertrieb wieder gestärkt werden muss. Dazu \r\nmuss ein level-playing-field für alle Technologien geschaffen \r\nwerden, anstatt durch aufwendige, staatliche Detailregelungen \r\nwie Technologie- oder Produktvorgaben (Bsp. Dynamische \r\nPflichttarife) Einschränkungen herbeizuführen. Preise und \r\nderen Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der Sys temkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der Ent scheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig. Dort \r\nwo Wettbewerb bereits existiert, muss Politik keine Zusatz anforderungen ohne Mehrwert setzen (Bsp. 24-Stunden-Lie ferantenwechsel). Nur dort, wo Marktversagen droht oder aus \r\nder Struktur heraus kein Markt entstehen kann (Netze), sollte \r\nmit möglichst marktnahen Instrumenten eingegriffen werden. \r\nHier hat sich der europäische Emissionshandel als wirksame \r\nMaßnahme erwiesen und sollte daher für die Zukunft zum zen tralen Steuerungsinstrument gemacht und wie geplant um die \r\nBereiche Wärme und Verkehr erweitert werden. \r\nMehr europäischen Energiemarkt wagen, Preis wettbewerb anreizen, staatliche Eingriffe auf \r\nMarktversagen beschränken und Instrumente wie \r\nden europäischen Emissionshandel stärken, damit \r\nwir einfach und pragmatisch handeln und die \r\nEnergiewende meistern können.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss tech nologieoffen sein und den Kommunen mehr Entscheidungsfrei heit einräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeener giegesetzes (GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen \r\nAnsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenhei ten im Gebäudebestand und in der Wärmeversorgung berück sichtigt. Statt überbordender bürokratischer Hürden braucht \r\nes Vertrauen in die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure, die \r\npragmatische Lösungen für eine klimafreundliche Wärmever sorgung entwickeln und schnell umsetzen können. Einseitige \r\nEingriffe in den Wettbewerb und starre Vorgaben nach dem \r\n„One size fits all“-Prinzip sind kontraproduktiv, teuer und \r\nmachen im heterogenen Gebäudebestand wenig Sinn. \r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeener giegesetz braucht es bei der Wärmewende Tech nologieoffenheit und Vertrauen in die Kompetenz \r\nder Akteure vor Ort – Kommunen und Stadtwer ke. Entscheidungsfreiheit für die Kommunen und \r\nBürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung aller \r\nklimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nImpulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten Seite 2 /3\r\nVersorgungssicherheit als \r\nGarant für den Wirtschafts standort Deutschland\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die \r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig, \r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden. Zur \r\nAbsicherung fluktuierender Erzeugung werden steuerbare \r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter Wärmeerzeu gung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie dagewesenen \r\nDimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus müssen Mole küle in Form von Wasserstoff und Biomethan über die Gasnet ze zu den Kunden gelangen, da es kaum möglich sein wird, alle \r\nnotwendigen Energieanwendungen durch Elektronen abzu decken. Außerdem werden im Wärmebereich neue Nah- und \r\nFernwärmenetze benötigt. Nur so können wir die Wärmewen de in vertretbarer Zeit schaffen und das hohe Maß an Versor gungssicherheit und Resilienz in Deutschland aufrechterhalten. \r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen \r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so zur \r\nStabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen dann \r\nnicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können auch \r\nbei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt werden. Für \r\nlokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene \r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um die lokale Versor gungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig einen Beitrag \r\nzur Dekarbonisierung zu leisten. \r\nEine zügige Verlängerung des KWK-Gesetzes über \r\n2026 hinaus bis mindestens 2035 ist unerlässlich. \r\nDarüber hinaus ist eine Anpassung des KWKG \r\nnotwendig, um Anreize zum Einsatz von klima schonenden Brennstoffen sowie einer system kompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis \r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einem \r\ngeeigneten Kapazitätsmechanismus integriert \r\nwerden, der die Bereitstellung sicherer Leistung \r\nhonoriert. Vor diesem Hintergrund begrüßen und \r\nunterstützen wir die aktuellen Überlegungen zur \r\nEinführung eines kombinierten Kapazitätsmark tes, der auf zentrale und dezentrale Elemente \r\nsetzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungs ebenen dem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird \r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufge nommen bzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen \r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise. \r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und Genehmigungs verfahren liegt dies auch an einem nicht mehr passenden \r\nregulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert fast \r\nausschließlich auf Kostensenkung setzt. \r\nEs braucht einen Regulierungsrahmen, der grund sätzlich den massiven und vorausschauenden \r\nAusbaubedarf anerkennt, unnötige Bürokratie \r\nvermeidet, eine international wettbewerbsfähige \r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt \r\nund steigende Betriebskosten berücksichtigt. \r\nZugleich sollte den Netzbetreibern die Nutzung \r\nvon Batteriespeichern und Elektrolyseuren als \r\nBetriebsmittel ermöglicht werden, um schneller \r\nerneuerbare Energie aufnehmen und das Netz \r\nbesser aussteuern zu können. \r\nDer politische oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur \r\nmuss für die Transformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie \r\nden Ausbau von Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein \r\nsystemischer, systemdienlicher und integrierter Planungsansatz \r\naller Sparten hilft, um die Kosten für den Netzum- und -ausbau \r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkern netz gestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen für \r\ndie Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden. Mit Blick \r\nauf den gewünschten Ausbau der Wärmenetze benötigen alle \r\nAkteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der Bundes förderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke für \r\nihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und Bürgerinnen \r\nund Bürger für ihre Entscheidung über die für sie sinnvollste \r\nHeizungsart. \r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfor dert die zügige Umsetzung des EU-Gaspakets, \r\neine kohärente Regionalplanung und flexible \r\nAnschlussregelungen sowie die Finanzierung und \r\nden Aufbau einer krisensicheren Wasserstoff Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen. \r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem \r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden kön nen, um den schnellen Hochlauf zu befördern. Um \r\ndie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze \r\n(BEW) langfristig auszurichten und finanziell an gemessen auszustatten – werden mindestens drei \r\nMilliarden Euro pro Jahr benötigt.\r\nEnergiewende gestalten Seite 3 /3\r\nFinanzierbarkeit und \r\nKosteneffizienz gewährleisten \r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen \r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU \r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe von \r\n721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen Euro. \r\nAndere Studien gehen von noch größeren Beträgen aus. Allein \r\nfür die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf für \r\ndie kommunale Energiewende von bis zu 90 Milliarden Euro \r\nbis 2045 ermittelt. Notwendig werden diese Mittel vor allem \r\nfür den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus Erneuer baren und modernen Kraftwerken sowie der Netzinfrastruktu ren für Strom, H2 und Wärme. \r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten \r\nCO2\r\n-Vermeidungskosten, sollte bei der Energiewende im \r\nMittelpunkt stehen. Die Beantwortung der Frage „Wo ist der \r\nEuro am sinnvollsten investiert“, sollte dabei dem Markt obliegen. \r\nMit Blick auf die verschiedenen Infrastrukturen sollte es zu \r\neiner noch stärkeren integrierten Planung kommen, um Über kapazitäten zu vermeiden und die Systemkosten so gering wie \r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss \r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind \r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also rund \r\n16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele, um neue \r\nTransformationsprojekte effektiv und in der notwendigen Ge schwindigkeit umzusetzen. Der administrative Aufwand und die \r\nUmsetzung der Informationspflichten kosten die Energiewirt schaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld, das anderswo besser \r\neingesetzt wäre. \r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rah menbedingungen, die auf marktwirtschaftliche \r\nAnreize setzen und langfristige Investitionssicher heit bieten. Gleichzeitig müssen die Infrastruktu ren – noch stärker als bislang geschehen – sinnvoll \r\naufeinander abgestimmt werden, was integrierte \r\nPlanungsprozesse aller Sparten voraussetzt.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der \r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder \r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft leisten \r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare \r\nRahmenbedingungen einer allgemeinen Unsicherheit Vorschub. \r\nDies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber höhere \r\nRisikoaufschläge ansetzen. \r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen \r\nklar auf: Wir benötigen langfristig verlässliche \r\nregulatorische Rahmenbedingungen, um Investi tionen und Finanzmittel anzureizen. Gleichzeitig \r\nmüssen für Investitionen in die Transformation \r\nauch im internationalen Vergleich attraktive, \r\nmarktgerechte Renditen ermöglicht werden, und \r\nzwar sowohl im regulierten (vgl. oben) als auch \r\nim unregulierten Bereich. Die Konditionen sollten \r\nrisikoadjustiert vergleichbar sein. Darüber hinaus \r\nsollte die Idee eines Energiewendefonds unter \r\nRückgriff auf staatliche Ausfallgarantien weiter verfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finan ziellen Belastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft, \r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen, steigt, wenn die \r\nfinanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent und nach vollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche Ausgestaltung der \r\nEnergiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche Akzep tanz. \r\nBei ganzheitlicher Betrachtung sollte die Kosten effizienz das oberste Gebot bei der Umsetzung \r\nder Energiewende sein. Dies transparent und ver ständlich erklärt sowie flankiert durch die echte \r\nEntscheidungsfreiheit der Kundinnen und Kunden\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013773","regulatoryProjectTitle":"Finanzierung und Kosteneffizienz der Energiewende gewährleisten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a6/54/385676/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170028.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Politikbrief Dezember 2024\r\nSehr geehrte Damen und Herren, ich freue mich, Ihnen unseren Thüga-Politik brief zu übersenden. In diesem Format in formieren wir Sie in kompakter Form über aktuelle energiepolitische Debatten und die Positionen der Thüga. Wir befinden uns mitten in der Energie wende in Deutschland. Politische Hand lungsfähigkeit bleibt das Gebot der Stunde. Stillstand können wir uns bei der Transfor mation unseres Energiesystems nicht leis ten. Wir als Thüga haben in unserem Im pulspapier Vorschläge für die kommende Legislaturperiode gemacht. Wie groß der Diskussionsbedarf ist, hat un ser Parlamentarischer Abend am 12. No vember in Berlin gezeigt, bei dem es um die Finanzierung der Energiewende ging. Für die interessante Diskussion möchte ich mich bei allen Beteiligten herzlich bedanken. Ihr Dr. Constantin H. Alsheimer\r\nEnergiewende gestalten. Handlungsfähig bleiben. Die aktuelle politische Situation stellt eine Herausforderung für alle Beteiligten dar. Nicht nur die Politik muss sich auf die neue Situation einstellen. Auch die Wirtschaft braucht Orientierung in diesen stürmischen Zeiten. Damit die Energiewende weiterhin politisch gestaltet werden kann, braucht es eine handlungsfähige Regierung. Die Entscheidung für schnelle Neuwahlen ist der richtige Weg, um wieder Fahrt aufzunehmen und Klarheit zu schaffen. Die verbleibende Zeit in dieser Legislaturperiode sollte aber nicht ungenutzt ver streichen. Im Bereich der Energiepolitik stehen noch einige zentrale Vorhaben aus. Hier ist insbesondere die Verlängerung des Kraft-Wärme-Kopp lungsgesetzes (KWKG) zu nennen. Im Bundestag gibt es dafür eine frakti onsübergreifende Unterstützung. Diese sollte noch vor der Neuwahl für einen Gesetzesänderung genutzt werden!\r\nWelche weiteren Aspekte der Energiewende für die Thüga in der kommen den Legislaturperiode im Vordergrund stehen, haben wir in unserem neuen Impulspapier „Energiewende gestalten. Vielfältig. Versorgungssi cher. Finanzierbar.“ aufgeschlüsselt. Drei Punkte sind für Thüga dabei zent ral: Erstens muss der Energiemarkt gestärkt werden. Durch einen verbes serten europäischen Emissionshandel, einen technologieoffenen Ansatz und den Abbau regulatorischer Hemmnisse. Zweitens muss die Versorgungssi cherheit gewährleistet werden. Das Stromnetz muss in bisher nicht ge kannter Dimension ausgebaut werden, um den Bedarf zu decken. Aber auch im Wärmebereich sind mehr Nah- und Fernwärmenetze sowie ein verstärk ter Fokus auf den Umbau der Gas-/H2-Verteilnetze erforderlich. Um diesen massiven Ausbau für die Versorgungssicherheit zu bewältigen, bedarf es eines neuen regulatorischen Rahmens, der den Ausbaubedarf langfristig anerkennt und überflüssige Bürokratie vermeidet. Drittens muss auch die Finanzier barkeit sichergestellt werden. Kosteneffizienz muss bei der Umsetzung der Energiewende in einer ganzheitlichen Betrachtung oberste Priorität haben. Wie wichtig diese Themen derzeit sind, zeigte auch der Parlamentarische Abend der Thüga zur Finanzierung der Energiewende am 12. No vember mitten in Berlin. Zusammen mit Vertreterinnen und Vertretern aus Politik, Verwaltung, Ministerien und Verbänden haben wir die Zukunft der Energiewende diskutiert. Das Fazit: Es herrscht parteiübergreifende Einigkeit darüber, dass die Transformation dringend vorangetrieben werden muss. Al lerdings fehlt es am nötigen Pragmatismus und die Antwort auf die Frage nach dem „Wie“.\r\nAktuelle Positionen\r\nHerausgeber und Ansprechpartner\r\nMarkus Wörz | Leiter Stabsstelle Energiepolitik Deutschland | 089 38197-1201 | markus.woerz@thuega.de Eva Hennig | Leiterin Stabsstelle Energiepolitik Europa | 089 38197-1232 | eva.hennig@thuega.de\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013773","regulatoryProjectTitle":"Finanzierung und Kosteneffizienz der Energiewende gewährleisten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/43/4e/501576/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310188.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":"2. MÜNCHNER ERKLÄRUNG\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte\r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der\r\ngrößte und herausforderndste Teil des Weges liegt aber\r\nnoch vor uns: Der Umbau unseres gesamten Versorgungssystems\r\nvon der Energieerzeugung, über den Aus- und\r\nUmbau der Netze, bis zur Flexibilisierung des Verbrauchs.\r\nAus unserer Sicht braucht die Energiewende jetzt\r\n— größeren Pragmatismus durch Vielfalt der Lösungen\r\nbei der Umsetzung vor Ort,\r\n— weniger bürokratische Vorgaben, größeren\r\nEntscheidungsspielraum und handhabbare Lösungen\r\nfür die Kommunen sowie\r\n— mehr Mut zu Markt und Wettbewerb, wo dieser\r\ndazu beiträgt, die Klimaziele zu erreichen.\r\nNotwendig sind klare Leitplanken, innerhalb derer Energieversorger,\r\nKommunen sowie Kundinnen und Kunden, die\r\nfür ihr jeweiliges Umfeld passende Lösung im Markt finden\r\nkönnen. Das Fundament für diesen Markt sind solide und\r\nzukunftsorientierte Energieinfrastrukturen in den Bereichen\r\nStrom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf für die Energiewende in den nächsten\r\nzwei Jahrzehnten ist enorm. Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen\r\nHandlungsspielräume begrenzt. Daher setzen\r\nwir uns für eine kosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig\r\nverlässliche Rahmenbedingungen, marktwirtschaftliche\r\nSteuerungsinstrumente, mehr Technologieoffenheit, weniger\r\nDetailregelungen und weniger Subventionsbedarf.\r\nDarüber hinaus muss die Energiewende stärker als bisher\r\nin einem europäischen Kontext gedacht werden.\r\nDer Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnenmarktes\r\nund insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes\r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nWir brauchen verlässliche, langfristige Rahmenbedingungen,\r\ndamit wir als Kommunen zusammen mit der\r\nThüga als dem größten Netzwerk kommunaler Energieversorgungsunternehmen\r\ndie Energiewende gestalten\r\nkönnen: Pragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nPragmatismus und marktlicher Wettbewerb\r\nermöglichen die Umsetzung\r\nUm nicht zu riskieren, dass Bürgerinnen und Bürger sowie\r\ndie Umsetzer der Energiewende vor Ort abgehängt werden\r\nund die Akzeptanz der Energiewende ins Wanken gerät,\r\nsollte bei der Energiewende pragmatisch vorgegangen\r\nwerden: Wir brauchen weniger bürokratische Vorgaben\r\nund mehr Freiraum für handhabbare Lösungen. Dazu geben\r\ndie Klimaziele die Richtung vor, aber das Schrittmaß muss\r\nvor Ort gefunden werden.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss technologieoffen\r\nsein und den Kommunen mehr Entscheidungsfreiheit\r\neinräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes\r\n(GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen An-\r\nHandlungsempfehlungen\r\nder Task Force Politische Willensbildung\r\ndes Beirats der Thüga Aktiengesellschaft\r\nEnergiewende gestalten:\r\nPragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenheiten im\r\nGebäudebestand und in der Wärmeversorgung berücksichtigt.\r\nStatt überbordender bürokratischer Hürden braucht es Vertrauen\r\nin die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure. Diese können pragmatische\r\nLösungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung\r\nentwickeln und schnell umsetzen. Einseitige Eingriffe in den\r\nWettbewerb und starre Vorgaben nach dem „One-size-fitsall“-\r\nPrinzip sind kontraproduktiv, teuer und machen im heterogenen\r\nGebäudebestand wenig Sinn.\r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeenergiegesetz\r\nbraucht es bei der Wärmewende Technologieoffenheit\r\nund Vertrauen in die Kompetenz der Kommunen\r\nund Stadtwerke vor Ort. Entscheidungsfreiheit für die\r\nKommunen und Bürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung\r\naller klimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nDer Bund sollte einen belastbaren gesetzlichen\r\nRahmen vorgeben, in dem dezentrale Besonderheiten\r\nberücksichtigt werden. Überregulierung muss abgebaut\r\nwerden. Die beste Lösung wird lokal gefunden.\r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an\r\nPraxiswissen und sollten vor Ort jeweils passgenau geplant\r\nund umgesetzt werden. Einseitige Vorgaben und Eingriffe in\r\nden Wettbewerb der Energieträger, Technologien und Produktangebote\r\nlehnen wir daher ab.\r\nUm die Diversität und Vorteile des Energiemarkts für die\r\nEnergiewende besser nutzen zu können, sollte der Wettbewerb\r\nin den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb wieder\r\ngestärkt werden. Anstelle von aufwendigen, staatlichen\r\nDetailregelungen wie Technologie- oder Produktvorgaben,\r\nbraucht es ein level-playing-field für alle Technologien. Preise\r\nund deren Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der\r\nSystemkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der\r\nEntscheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig.\r\nNur dort, wo Marktversagen droht oder aus der Struktur\r\nheraus kein Markt entstehen kann, wie beispielsweise bei\r\nden Energienetzen, sollte mit möglichst marktnahen Instrumenten\r\neingegriffen werden. Der europäische Emissionshandel\r\nhat sich hier als wirksame Maßnahme erwiesen. Deshalb\r\nsollte dieser auch in Zukunft das zentrale Steuerungsinstrument\r\nbleiben und wie geplant auf die Bereiche Wärme und\r\nVerkehr ausgeweitet werden.\r\nUm den Energiemarkt besser für die Ziele der Energiewende\r\nzu nutzen, sollten wir mehr europäischen Energiemarkt\r\nwagen, Preiswettbewerb anreizen, staatliche\r\nEingriffe auf Marktversagen beschränken und Instrumente\r\nwie den europäischen Emissionshandel stärken.\r\nVersorgungssicherheit und Resilienz\r\ndurch Vielfalt der Lösungen\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die\r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig,\r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden.\r\nUm die zukünftige Energieversorgung sicher und resilient zu\r\ngestalten, braucht es eine Vielfalt von Energielösungen und\r\nverlässliche Rahmenbedingungen für deren Betrieb. Zur Absicherung\r\nfluktuierender Erzeugung werden beispielsweise\r\nSpeicher sowie steuerbare und in das Energiesystem integrierte\r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter\r\nWärmeerzeugung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie\r\ndagewesenen Dimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus\r\nmüssen Moleküle in Form von Wasserstoff und Biomethan\r\nüber die Gasnetze zu den Kunden gelangen, da es kaum\r\nmöglich sein wird, alle notwendigen Energieanwendungen\r\ndurch Elektronen abzudecken. Außerdem werden im Wärmebereich\r\nneue Nah- und Fernwärmenetze benötigt. Nur\r\nso können wir die Wärmewende in einem überschaubaren\r\nZeitraum schaffen und das hohe Maß an Versorgungssicherheit\r\nund Resilienz für den Wirtschaftsstandort Deutschland\r\naufrechterhalten.\r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen\r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so\r\nzur Stabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen\r\ndann nicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können\r\nauch bei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt\r\nwerden. Für lokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene\r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um\r\ndie Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig\r\neinen Beitrag zur Dekarbonisierung zu leisten.\r\nErfreulicherweise hat jüngst eine pragmatische Verlängerung\r\ndes KWKG stattgefunden. Wünschenswert\r\nwäre, dass in der kommenden Legislaturperiode eine\r\numfangreichere Verlängerung und zugleich eine inhaltliche\r\nAnpassung des KWKG stattfindet, um Anreize zum\r\nEinsatz von klimaschonenden Brennstoffen sowie einer\r\nsystemkompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis\r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einen geeigneten\r\nKapazitätsmechanismus integriert werden, der\r\ndie Bereitstellung sicherer Leistung honoriert. Vor diesem\r\nHintergrund begrüßen und unterstützen wir die aktuellen\r\nÜberlegungen zur Einführung eines kombinierten\r\nKapazitätsmarktes, der auf zentrale und dezentrale\r\nElemente setzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungsebenen\r\ndem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird\r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufgenommen\r\nbzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen\r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise.\r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren liegt dies auch an einem nicht mehr\r\npassenden regulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert\r\nfast ausschließlich auf Kostensenkung setzt.\r\nDie zukünftige Stromversorgung braucht einen Regulierungsrahmen,\r\nder grundsätzlich den massiven und\r\nvorausschauenden Ausbaubedarf anerkennt, unnötige\r\nBürokratie vermeidet, eine international wettbewerbsfähige\r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt\r\nsowie steigende Betriebskosten berücksichtigt. Zugleich\r\nsollte den Netzbetreibern die Nutzung von Batteriespeichern\r\nund Elektrolyseuren als Betriebsmittel\r\nermöglicht werden, um schneller erneuerbare Energie\r\naufnehmen und das Netz besser aussteuern zu können.\r\nDer oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur sollte für die\r\nTransformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie den Ausbau\r\nvon Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein systemischer,\r\nsystemdienlicher und integrierter Planungsansatz aller\r\nSparten hilft, um die Kosten für den Netzumbau und -ausbau\r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkernnetz\r\ngestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen\r\nfür die Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden.\r\nMit Blick auf den angestrebten Ausbau der Wärmenetze benötigen\r\nalle Akteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke\r\nfür ihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und\r\nBürgerinnen und Bürger für ihre Entscheidung, welche Heizungsart\r\nfür sie am sinnvollsten ist.\r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfordert die\r\nzügige Umsetzung des EU-Gaspakets, eine kohärente\r\nRegionalplanung und flexible Anschlussregelungen sowie\r\ndie Finanzierung und den Aufbau einer krisensicheren\r\nWasserstoff-Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen.\r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem\r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden können, um\r\nden schnellen Hochlauf zu befördern. Um die Bundesförderung\r\nfür effiziente Wärmenetze (BEW) langfristig\r\nauszurichten und finanziell angemessen auszustatten,\r\nsind mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr bis in die\r\n2030er Jahre erforderlich.\r\nFinanzierbarkeit und Kosteneffizienz\r\ngewährleisten\r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen\r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU\r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe\r\nvon 721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen\r\nEuro. Andere Studien gehen von noch größeren Beträgen\r\naus. Allein für die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf\r\nfür die kommunale Energiewende von bis zu 90\r\nMilliarden Euro bis 2045 ermittelt. Diese Mittel werden vor\r\nallem für den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien und modernen Kraftwerken sowie\r\nder Netzinfrastruktur für Strom, H2 und Wärme benötigt.\r\nKommunen und kommunale Energieversorger sollten\r\nmit der Mammutaufgabe der Finanzierung der Energiewende\r\nnicht allein gelassen werden. Es braucht viele\r\nverschiedene, an die kommunalen Unternehmen adaptierbare\r\nAnsätze, um den kommunalen Energieversorgern\r\nin Deutschland die Finanzierung zu ermöglichen.\r\nSowohl auf Bundes- als auch auf europäischer Ebene\r\nsollte noch stärker als bisher darauf geachtet werden,\r\ndass die energiewirtschaftliche Rahmengesetzgebung\r\nzu der kommunal geprägten Versorgungsstruktur in\r\nDeutschland passt.\r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten\r\nCO2-Vermeidungskosten, sollte im Mittelpunkt der Energiewende\r\nstehen. Marktlicher Wettbewerb kann hier zur\r\nPreissenkung beitragen. Die verschiedenen Infrastrukturen\r\nsollten noch stärker integriert geplant werden, um Überkapazitäten\r\nzu vermeiden und die Systemkosten so gering wie\r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss\r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind\r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also\r\nrund 16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele,\r\num neue Transformationsprojekte effizient und in der notwendigen\r\nGeschwindigkeit umzusetzen. Der administrative\r\nAufwand und die Umsetzung der Informationspflichten kosten\r\ndie Energiewirtschaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld,\r\ndas anderswo besser investiert wäre.\r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rahmenbedingungen,\r\ndie auf marktwirtschaftliche Anreize setzen\r\nund langfristige Investitionssicherheit bieten. Gleichzeitig\r\nmüssen die Infrastrukturen – noch stärker als bislang\r\ngeschehen – sinnvoll aufeinander abgestimmt werden.\r\nDies setzt integrierte Planungsprozesse aller Sparten\r\nvoraus.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der\r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder\r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft tragen\r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare\r\nRahmenbedingungen zu einer allgemeinen Verunsicherung\r\nbei. Dies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber\r\nhöhere Risikoaufschläge ansetzen.\r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen klar auf:\r\nWir brauchen langfristig verlässliche regulatorische\r\nRahmenbedingungen, um Anreize für Investitionen und\r\nFinanzierungen zu setzen. Gleichzeitig müssen für Investitionen\r\nin die Transformation auch im internationalen\r\nVergleich attraktive, marktgerechte Renditen ermöglicht\r\nwerden, und zwar sowohl im regulierten Bereich\r\nder Energienetze als auch im unregulierten, marktlichen\r\nBereich. Die Konditionen sollten risikoadjustiert\r\nvergleichbar sein. Darüber hinaus sollte die Idee eines\r\nEnergiewendefonds unter Rückgriff auf staatliche Ausfallgarantien\r\nweiterverfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finanziellen\r\nBelastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft,\r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen,\r\nsteigt, wenn die finanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent\r\nund nachvollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche\r\nAusgestaltung der Energiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche\r\nAkzeptanz.\r\nBei der Umsetzung der Energiewende muss die Kosteneffizienz\r\nin einer ganzheitlichen Betrachtung oberstes\r\nGebot sein. Dies muss transparent und verständlich erklärt\r\nwerden und mit echter Entscheidungsfreiheit der\r\nKundinnen und Kunden einhergehen. Hier sehen wir\r\nPolitik und Unternehmen gleichermaßen in der Verantwortung.\r\nWir als Repräsentanten unserer Kommunen stehen Ihnen für den Austausch zu diesen Handlungsempfehlungen gerne\r\nzur Verfügung. Die Task Force Politische Willensbildung des Beirats der Thüga Aktiengesellschaft bündelt und formuliert\r\nkommunale politische Positionen und gibt energiepolitische Impulse in unterschiedlichen Handlungsfeldern. Vorsitzender\r\nder Task Force und des Thüga-Beirats ist Udo Glatthaar, Oberbürgermeister der Stadt Bad Mergentheim.\r\nÜber Thüga:\r\nDie Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) bildet den Kern des größten\r\nNetzwerks kommunaler Energie- und Wasserversorger in\r\nDeutschland. Mehr als 100 Unternehmen sind in der Thüga-Gruppe\r\nvernetzt. Die Expertinnen und Experten der Thüga bieten Beratung,\r\nteilen Best Practices, forcieren skalierbare Lösungen und\r\nfördern Kooperationen. Thüga bündelt die Herausforderungen\r\nund Interessen der Partnerunternehmen und macht sich für ihre\r\nAnliegen stark. Ziel ist es, die kommunale Energie- und Wasserversorgung\r\nsicher, nachhaltig und bezahlbar zu gestalten – Besser\r\ngemeinsam. Gemeinsam besser!\r\nDie Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten mit ihren\r\nMarken und Produkten den Markt vor Ort und sind Partner der\r\nKommunen bei der Energie- und Wärmewende. Im Jahr 2023\r\nerzielte die Thüga-Gruppe einen Umsatz von über 53 Milliarden\r\nEuro. Damit zählt sie deutschlandweit zu den drei umsatzstärksten\r\nEnergieversorgern. Mit rund 23.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern\r\nist die Thüga-Gruppe drittgrößte Arbeitgeberin unter\r\nden deutschen Energieversorgern. Die Thüga-Gruppe ist bundesweit\r\ndie Nummer 1 in der Wasserversorgung (1 Million Kunden),\r\ngehört zu den größten Wärmeversorgern in Deutschland (rund\r\n9000 GWh p.a.) und ist mit rund 9.300 Ladepunkten größte Betreiberin\r\nvon Ladeinfrastruktur für E-Mobilität. Darüber hinaus ist\r\ndie Thüga-Gruppe an Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit einer\r\nGesamtleistung von knapp 5 Gigawatt beteiligt – und gehört damit\r\nzu den führenden Ökostrom-Produzenten in Deutschland.\r\nDie Initiatoren der Task Force Politische Willensbildung des Thüga-Beirats:\r\nEric Ballerstedt\r\nBürgermeister der Stadt Lindenberg im Allgäu\r\nDr. Constantin H. Alsheimer\r\nVorsitzender des Vorstandes der Thüga\r\nAktiengesellschaft\r\nPeter Boch\r\nOberbürgermeister der Stadt Pforzheim\r\nMarkus Conrad\r\nBürgermeister der Verbandsgemeinde Wörrstadt\r\nAndreas Dittmann\r\nBürgermeister der Stadt Zerbst/Anhalt\r\nDaniel Friedl\r\nVorsitzender CDU-Fraktion im Rat\r\nder Hansestadt Stade\r\nAndreas Hein\r\nAufsichtsrat Stadtwerke Heide\r\nProf. Dr. Hans-Günter Henneke\r\nHauptgeschäfstführer Deutscher Landkreistag\r\nMarkus Ibert\r\nOberbürgermeister der Stadt Lahr\r\nMarkus Herrera Torrez\r\nOberbürgermeister der Großen\r\nKreisstadt Wertheim\r\nStefan Güntner\r\nOberbürgermeister der Stadt Kitzingen\r\nAdolf Kessel\r\nOberbürgermeister der Stadt Worms\r\nSteffen Jung\r\nBürgermeister der Stadt Alzey\r\nUdo Glatthaar\r\nOberbürgermeister der Großen Kreisstadt\r\nBad Mergentheim\r\nSteffen Zenner\r\nOberbürgermeister der Stadt Plauen\r\nManfred Wagner\r\nOberbürgermeister der Stadt Wetzlar\r\nMarkus Zwick\r\nOberbürgermeister der Stadt Pirmasens\r\nDr. Marold Wosnitza\r\nOberbürgermeister von Zweibrücken\r\nKlaus Wagner\r\nBürgermeister der Stadt Grünstadt\r\nSylvio Krause\r\nBürgermeister der Gemeinde Amtsberg\r\nDr. Thorsten Kornblum\r\nOberbürgermeister der Stadt Braunschweig\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer des Verbands\r\nkommunaler Unternehmen\r\nTobias Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Hassloch\r\nKlaus-Otto Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Uelitz\r\nThomas Nitzsche\r\nOberbürgermeister der Stadt Jena\r\nMarcus Schaile\r\nBürgermeister der Kreisstadt Germersheim\r\nMarco Steffens\r\nOberbürgermeister der Stadt Offenburg\r\nChristian Schweiger\r\nErster Bürgermeister der Stadt Kelheim"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013774","regulatoryProjectTitle":"Stromnetze und -regulierung weiterentwickeln","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/14/21/385678/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170026.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":"Impulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte \r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der größte und \r\nherausforderndste Teil des Weges liegt aber noch vor uns. Aus \r\nunserer Sicht kann die Energiewende am besten unter dem \r\nLeitprinzip „mehr Markt wagen und Wettbewerb anreizen“ \r\nerfolgreich vollendet werden. Dabei setzt die Politik Leitplan ken, innerhalb derer sich Wettbewerber sowie Kundinnen und \r\nKunden möglichst frei bewegen können. Das Fundament für \r\ndiesen Markt sind solide und zukunftsorientierte Energieinfra strukturen in den Bereichen Strom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf in den nächsten zwei Dekaden ist \r\nenorm! Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen Hand lungsspielräume begrenzt. Daher setzen wir uns für eine \r\nkosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig verlässliche \r\nRahmenbedingungen, marktliche Steuerungsinstrumente, mehr \r\nTechnologieoffenheit, weniger Detailregelungen und weniger \r\nSubventionsbedarf. Darüber hinaus muss die Energiewende \r\nstärker als bisher in einem europäischen Kontext gedacht wer den. Der Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnen marktes und insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes \r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nGemeinsam mit ihren über 100 Partnerunter nehmen ist die Thüga treibende Kraft der Trans formation vor Ort. Mit verlässlichen Rahmenbe dingungen wollen wir als deutschlandweit größtes \r\nNetzwerk kommunaler Energieversorger die \r\nEnergiewende gestalten: Vielfältig. Versorgungs sicher. Finanzierbar.\r\nVielfalt ermöglichen und \r\nFortschritt sichern \r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an \r\nPraxiswissen und sollten vor Ort durch jeweils passgenaue Pla nung und Umsetzung konkretisiert werden. Einseitige Eingriffe \r\nund Vorgaben in den Wettbewerb der Energieträger, Technolo gien und Produktangebote lehnen wir daher ab.\r\nDie besten und kosteneffizientesten Lösungen entstehen im \r\nMarkt. Für den Energiemarkt bedeutet dies, dass der marktli che Ansatz mit echtem Wettbewerb in den Bereichen Erzeu gung, Handel und Vertrieb wieder gestärkt werden muss. Dazu \r\nmuss ein level-playing-field für alle Technologien geschaffen \r\nwerden, anstatt durch aufwendige, staatliche Detailregelungen \r\nwie Technologie- oder Produktvorgaben (Bsp. Dynamische \r\nPflichttarife) Einschränkungen herbeizuführen. Preise und \r\nderen Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der Sys temkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der Ent scheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig. Dort \r\nwo Wettbewerb bereits existiert, muss Politik keine Zusatz anforderungen ohne Mehrwert setzen (Bsp. 24-Stunden-Lie ferantenwechsel). Nur dort, wo Marktversagen droht oder aus \r\nder Struktur heraus kein Markt entstehen kann (Netze), sollte \r\nmit möglichst marktnahen Instrumenten eingegriffen werden. \r\nHier hat sich der europäische Emissionshandel als wirksame \r\nMaßnahme erwiesen und sollte daher für die Zukunft zum zen tralen Steuerungsinstrument gemacht und wie geplant um die \r\nBereiche Wärme und Verkehr erweitert werden. \r\nMehr europäischen Energiemarkt wagen, Preis wettbewerb anreizen, staatliche Eingriffe auf \r\nMarktversagen beschränken und Instrumente wie \r\nden europäischen Emissionshandel stärken, damit \r\nwir einfach und pragmatisch handeln und die \r\nEnergiewende meistern können.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss tech nologieoffen sein und den Kommunen mehr Entscheidungsfrei heit einräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeener giegesetzes (GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen \r\nAnsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenhei ten im Gebäudebestand und in der Wärmeversorgung berück sichtigt. Statt überbordender bürokratischer Hürden braucht \r\nes Vertrauen in die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure, die \r\npragmatische Lösungen für eine klimafreundliche Wärmever sorgung entwickeln und schnell umsetzen können. Einseitige \r\nEingriffe in den Wettbewerb und starre Vorgaben nach dem \r\n„One size fits all“-Prinzip sind kontraproduktiv, teuer und \r\nmachen im heterogenen Gebäudebestand wenig Sinn. \r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeener giegesetz braucht es bei der Wärmewende Tech nologieoffenheit und Vertrauen in die Kompetenz \r\nder Akteure vor Ort – Kommunen und Stadtwer ke. Entscheidungsfreiheit für die Kommunen und \r\nBürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung aller \r\nklimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nVielfältig. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nImpulspapier \r\nTHÜGA Aktiengesellschaft \r\nNovember 2024\r\nEnergiewende gestalten Seite 2 /3\r\nVersorgungssicherheit als \r\nGarant für den Wirtschafts standort Deutschland\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die \r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig, \r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden. Zur \r\nAbsicherung fluktuierender Erzeugung werden steuerbare \r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter Wärmeerzeu gung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie dagewesenen \r\nDimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus müssen Mole küle in Form von Wasserstoff und Biomethan über die Gasnet ze zu den Kunden gelangen, da es kaum möglich sein wird, alle \r\nnotwendigen Energieanwendungen durch Elektronen abzu decken. Außerdem werden im Wärmebereich neue Nah- und \r\nFernwärmenetze benötigt. Nur so können wir die Wärmewen de in vertretbarer Zeit schaffen und das hohe Maß an Versor gungssicherheit und Resilienz in Deutschland aufrechterhalten. \r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen \r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so zur \r\nStabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen dann \r\nnicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können auch \r\nbei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt werden. Für \r\nlokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene \r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um die lokale Versor gungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig einen Beitrag \r\nzur Dekarbonisierung zu leisten. \r\nEine zügige Verlängerung des KWK-Gesetzes über \r\n2026 hinaus bis mindestens 2035 ist unerlässlich. \r\nDarüber hinaus ist eine Anpassung des KWKG \r\nnotwendig, um Anreize zum Einsatz von klima schonenden Brennstoffen sowie einer system kompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis \r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einem \r\ngeeigneten Kapazitätsmechanismus integriert \r\nwerden, der die Bereitstellung sicherer Leistung \r\nhonoriert. Vor diesem Hintergrund begrüßen und \r\nunterstützen wir die aktuellen Überlegungen zur \r\nEinführung eines kombinierten Kapazitätsmark tes, der auf zentrale und dezentrale Elemente \r\nsetzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungs ebenen dem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird \r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufge nommen bzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen \r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise. \r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und Genehmigungs verfahren liegt dies auch an einem nicht mehr passenden \r\nregulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert fast \r\nausschließlich auf Kostensenkung setzt. \r\nEs braucht einen Regulierungsrahmen, der grund sätzlich den massiven und vorausschauenden \r\nAusbaubedarf anerkennt, unnötige Bürokratie \r\nvermeidet, eine international wettbewerbsfähige \r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt \r\nund steigende Betriebskosten berücksichtigt. \r\nZugleich sollte den Netzbetreibern die Nutzung \r\nvon Batteriespeichern und Elektrolyseuren als \r\nBetriebsmittel ermöglicht werden, um schneller \r\nerneuerbare Energie aufnehmen und das Netz \r\nbesser aussteuern zu können. \r\nDer politische oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur \r\nmuss für die Transformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie \r\nden Ausbau von Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein \r\nsystemischer, systemdienlicher und integrierter Planungsansatz \r\naller Sparten hilft, um die Kosten für den Netzum- und -ausbau \r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkern netz gestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen für \r\ndie Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden. Mit Blick \r\nauf den gewünschten Ausbau der Wärmenetze benötigen alle \r\nAkteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der Bundes förderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke für \r\nihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und Bürgerinnen \r\nund Bürger für ihre Entscheidung über die für sie sinnvollste \r\nHeizungsart. \r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfor dert die zügige Umsetzung des EU-Gaspakets, \r\neine kohärente Regionalplanung und flexible \r\nAnschlussregelungen sowie die Finanzierung und \r\nden Aufbau einer krisensicheren Wasserstoff Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen. \r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem \r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden kön nen, um den schnellen Hochlauf zu befördern. Um \r\ndie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze \r\n(BEW) langfristig auszurichten und finanziell an gemessen auszustatten – werden mindestens drei \r\nMilliarden Euro pro Jahr benötigt.\r\nEnergiewende gestalten Seite 3 /3\r\nFinanzierbarkeit und \r\nKosteneffizienz gewährleisten \r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen \r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU \r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe von \r\n721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen Euro. \r\nAndere Studien gehen von noch größeren Beträgen aus. Allein \r\nfür die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf für \r\ndie kommunale Energiewende von bis zu 90 Milliarden Euro \r\nbis 2045 ermittelt. Notwendig werden diese Mittel vor allem \r\nfür den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus Erneuer baren und modernen Kraftwerken sowie der Netzinfrastruktu ren für Strom, H2 und Wärme. \r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten \r\nCO2\r\n-Vermeidungskosten, sollte bei der Energiewende im \r\nMittelpunkt stehen. Die Beantwortung der Frage „Wo ist der \r\nEuro am sinnvollsten investiert“, sollte dabei dem Markt obliegen. \r\nMit Blick auf die verschiedenen Infrastrukturen sollte es zu \r\neiner noch stärkeren integrierten Planung kommen, um Über kapazitäten zu vermeiden und die Systemkosten so gering wie \r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss \r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind \r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also rund \r\n16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele, um neue \r\nTransformationsprojekte effektiv und in der notwendigen Ge schwindigkeit umzusetzen. Der administrative Aufwand und die \r\nUmsetzung der Informationspflichten kosten die Energiewirt schaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld, das anderswo besser \r\neingesetzt wäre. \r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rah menbedingungen, die auf marktwirtschaftliche \r\nAnreize setzen und langfristige Investitionssicher heit bieten. Gleichzeitig müssen die Infrastruktu ren – noch stärker als bislang geschehen – sinnvoll \r\naufeinander abgestimmt werden, was integrierte \r\nPlanungsprozesse aller Sparten voraussetzt.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der \r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder \r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft leisten \r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare \r\nRahmenbedingungen einer allgemeinen Unsicherheit Vorschub. \r\nDies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber höhere \r\nRisikoaufschläge ansetzen. \r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen \r\nklar auf: Wir benötigen langfristig verlässliche \r\nregulatorische Rahmenbedingungen, um Investi tionen und Finanzmittel anzureizen. Gleichzeitig \r\nmüssen für Investitionen in die Transformation \r\nauch im internationalen Vergleich attraktive, \r\nmarktgerechte Renditen ermöglicht werden, und \r\nzwar sowohl im regulierten (vgl. oben) als auch \r\nim unregulierten Bereich. Die Konditionen sollten \r\nrisikoadjustiert vergleichbar sein. Darüber hinaus \r\nsollte die Idee eines Energiewendefonds unter \r\nRückgriff auf staatliche Ausfallgarantien weiter verfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finan ziellen Belastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft, \r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen, steigt, wenn die \r\nfinanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent und nach vollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche Ausgestaltung der \r\nEnergiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche Akzep tanz. \r\nBei ganzheitlicher Betrachtung sollte die Kosten effizienz das oberste Gebot bei der Umsetzung \r\nder Energiewende sein. Dies transparent und ver ständlich erklärt sowie flankiert durch die echte \r\nEntscheidungsfreiheit der Kundinnen und Kunden\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013774","regulatoryProjectTitle":"Stromnetze und -regulierung weiterentwickeln","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/88/00/501578/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310189.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":"2. MÜNCHNER ERKLÄRUNG\r\nWir haben in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte\r\nbei der Energiewende in Deutschland erzielt. Der\r\ngrößte und herausforderndste Teil des Weges liegt aber\r\nnoch vor uns: Der Umbau unseres gesamten Versorgungssystems\r\nvon der Energieerzeugung, über den Aus- und\r\nUmbau der Netze, bis zur Flexibilisierung des Verbrauchs.\r\nAus unserer Sicht braucht die Energiewende jetzt\r\n— größeren Pragmatismus durch Vielfalt der Lösungen\r\nbei der Umsetzung vor Ort,\r\n— weniger bürokratische Vorgaben, größeren\r\nEntscheidungsspielraum und handhabbare Lösungen\r\nfür die Kommunen sowie\r\n— mehr Mut zu Markt und Wettbewerb, wo dieser\r\ndazu beiträgt, die Klimaziele zu erreichen.\r\nNotwendig sind klare Leitplanken, innerhalb derer Energieversorger,\r\nKommunen sowie Kundinnen und Kunden, die\r\nfür ihr jeweiliges Umfeld passende Lösung im Markt finden\r\nkönnen. Das Fundament für diesen Markt sind solide und\r\nzukunftsorientierte Energieinfrastrukturen in den Bereichen\r\nStrom, Wasserstoff und Wärme.\r\nDer Investitionsbedarf für die Energiewende in den nächsten\r\nzwei Jahrzehnten ist enorm. Gleichzeitig sind die haushaltspolitischen\r\nHandlungsspielräume begrenzt. Daher setzen\r\nwir uns für eine kosteneffiziente Energiepolitik ein: langfristig\r\nverlässliche Rahmenbedingungen, marktwirtschaftliche\r\nSteuerungsinstrumente, mehr Technologieoffenheit, weniger\r\nDetailregelungen und weniger Subventionsbedarf.\r\nDarüber hinaus muss die Energiewende stärker als bisher\r\nin einem europäischen Kontext gedacht werden.\r\nDer Vollendung eines funktionierenden EU-Strombinnenmarktes\r\nund insbesondere dem Ausbau des EU-Verbundnetzes\r\nkommt dabei eine besondere Bedeutung zu.\r\nWir brauchen verlässliche, langfristige Rahmenbedingungen,\r\ndamit wir als Kommunen zusammen mit der\r\nThüga als dem größten Netzwerk kommunaler Energieversorgungsunternehmen\r\ndie Energiewende gestalten\r\nkönnen: Pragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nPragmatismus und marktlicher Wettbewerb\r\nermöglichen die Umsetzung\r\nUm nicht zu riskieren, dass Bürgerinnen und Bürger sowie\r\ndie Umsetzer der Energiewende vor Ort abgehängt werden\r\nund die Akzeptanz der Energiewende ins Wanken gerät,\r\nsollte bei der Energiewende pragmatisch vorgegangen\r\nwerden: Wir brauchen weniger bürokratische Vorgaben\r\nund mehr Freiraum für handhabbare Lösungen. Dazu geben\r\ndie Klimaziele die Richtung vor, aber das Schrittmaß muss\r\nvor Ort gefunden werden.\r\nDies gilt insbesondere für die Wärmewende. Diese muss technologieoffen\r\nsein und den Kommunen mehr Entscheidungsfreiheit\r\neinräumen. Die ausufernden Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes\r\n(GEG) müssen zugunsten eines ergebnisoffenen An-\r\nHandlungsempfehlungen\r\nder Task Force Politische Willensbildung\r\ndes Beirats der Thüga Aktiengesellschaft\r\nEnergiewende gestalten:\r\nPragmatisch. Versorgungssicher. Finanzierbar.\r\nsatzes reformiert werden, der die vielfältigen Gegebenheiten im\r\nGebäudebestand und in der Wärmeversorgung berücksichtigt.\r\nStatt überbordender bürokratischer Hürden braucht es Vertrauen\r\nin die Handlungsfähigkeit lokaler Akteure. Diese können pragmatische\r\nLösungen für eine klimafreundliche Wärmeversorgung\r\nentwickeln und schnell umsetzen. Einseitige Eingriffe in den\r\nWettbewerb und starre Vorgaben nach dem „One-size-fitsall“-\r\nPrinzip sind kontraproduktiv, teuer und machen im heterogenen\r\nGebäudebestand wenig Sinn.\r\nStatt starrer Vorgaben durch das Gebäudeenergiegesetz\r\nbraucht es bei der Wärmewende Technologieoffenheit\r\nund Vertrauen in die Kompetenz der Kommunen\r\nund Stadtwerke vor Ort. Entscheidungsfreiheit für die\r\nKommunen und Bürgerinnen und Bürger sowie die Nutzung\r\naller klimafreundlichen Optionen sind entscheidend.\r\nDer Bund sollte einen belastbaren gesetzlichen\r\nRahmen vorgeben, in dem dezentrale Besonderheiten\r\nberücksichtigt werden. Überregulierung muss abgebaut\r\nwerden. Die beste Lösung wird lokal gefunden.\r\nViele Energiewendemaßnahmen erfordern ein hohes Maß an\r\nPraxiswissen und sollten vor Ort jeweils passgenau geplant\r\nund umgesetzt werden. Einseitige Vorgaben und Eingriffe in\r\nden Wettbewerb der Energieträger, Technologien und Produktangebote\r\nlehnen wir daher ab.\r\nUm die Diversität und Vorteile des Energiemarkts für die\r\nEnergiewende besser nutzen zu können, sollte der Wettbewerb\r\nin den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb wieder\r\ngestärkt werden. Anstelle von aufwendigen, staatlichen\r\nDetailregelungen wie Technologie- oder Produktvorgaben,\r\nbraucht es ein level-playing-field für alle Technologien. Preise\r\nund deren Entwicklung sollten unter Berücksichtigung der\r\nSystemkosten wieder transparent in den Mittelpunkt der\r\nEntscheidung rücken. Ein gesamtheitlicher Blick ist wichtig.\r\nNur dort, wo Marktversagen droht oder aus der Struktur\r\nheraus kein Markt entstehen kann, wie beispielsweise bei\r\nden Energienetzen, sollte mit möglichst marktnahen Instrumenten\r\neingegriffen werden. Der europäische Emissionshandel\r\nhat sich hier als wirksame Maßnahme erwiesen. Deshalb\r\nsollte dieser auch in Zukunft das zentrale Steuerungsinstrument\r\nbleiben und wie geplant auf die Bereiche Wärme und\r\nVerkehr ausgeweitet werden.\r\nUm den Energiemarkt besser für die Ziele der Energiewende\r\nzu nutzen, sollten wir mehr europäischen Energiemarkt\r\nwagen, Preiswettbewerb anreizen, staatliche\r\nEingriffe auf Marktversagen beschränken und Instrumente\r\nwie den europäischen Emissionshandel stärken.\r\nVersorgungssicherheit und Resilienz\r\ndurch Vielfalt der Lösungen\r\nDer massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist für die\r\nDeckung einer steigenden Stromnachfrage richtig und wichtig,\r\nreicht aber nicht aus, um die Energiewende zu vollenden.\r\nUm die zukünftige Energieversorgung sicher und resilient zu\r\ngestalten, braucht es eine Vielfalt von Energielösungen und\r\nverlässliche Rahmenbedingungen für deren Betrieb. Zur Absicherung\r\nfluktuierender Erzeugung werden beispielsweise\r\nSpeicher sowie steuerbare und in das Energiesystem integrierte\r\nKraftwerke benötigt, im Idealfall mit gekoppelter\r\nWärmeerzeugung. Zeitgleich müssen die Stromnetze in nie\r\ndagewesenen Dimensionen ausgebaut werden. Darüber hinaus\r\nmüssen Moleküle in Form von Wasserstoff und Biomethan\r\nüber die Gasnetze zu den Kunden gelangen, da es kaum\r\nmöglich sein wird, alle notwendigen Energieanwendungen\r\ndurch Elektronen abzudecken. Außerdem werden im Wärmebereich\r\nneue Nah- und Fernwärmenetze benötigt. Nur\r\nso können wir die Wärmewende in einem überschaubaren\r\nZeitraum schaffen und das hohe Maß an Versorgungssicherheit\r\nund Resilienz für den Wirtschaftsstandort Deutschland\r\naufrechterhalten.\r\nModerne und effiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen\r\n(KWK) können flexibel auf Nachfrage reagieren und so\r\nzur Stabilisierung des Stromsystems beitragen. Sie stellen\r\ndann nicht nur die Wärmeversorgung sicher, sondern können\r\nauch bei Engpässen in der Stromversorgung eingesetzt\r\nwerden. Für lokale Energieversorger sind zukünftig wasserstoffbetriebene\r\nKWK-Anlagen ein wichtiges Instrument, um\r\ndie Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig\r\neinen Beitrag zur Dekarbonisierung zu leisten.\r\nErfreulicherweise hat jüngst eine pragmatische Verlängerung\r\ndes KWKG stattgefunden. Wünschenswert\r\nwäre, dass in der kommenden Legislaturperiode eine\r\numfangreichere Verlängerung und zugleich eine inhaltliche\r\nAnpassung des KWKG stattfindet, um Anreize zum\r\nEinsatz von klimaschonenden Brennstoffen sowie einer\r\nsystemkompatiblen Fahrweise zu schaffen. Mittel- bis\r\nlangfristig müssen auch diese Kraftwerke in einen geeigneten\r\nKapazitätsmechanismus integriert werden, der\r\ndie Bereitstellung sicherer Leistung honoriert. Vor diesem\r\nHintergrund begrüßen und unterstützen wir die aktuellen\r\nÜberlegungen zur Einführung eines kombinierten\r\nKapazitätsmarktes, der auf zentrale und dezentrale\r\nElemente setzt.\r\nDer notwendige Stromnetzausbau hinkt auf allen Spannungsebenen\r\ndem Ausbau der Erneuerbaren hinterher. So wird\r\nwertvoller Strom aus erneuerbaren Energien nicht aufgenommen\r\nbzw. abgeregelt. Redispatchmaßnahmen verursachen\r\nKosten in Milliardenhöhe und mithin steigende Energiepreise.\r\nNeben komplexen, langwierigen Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren liegt dies auch an einem nicht mehr\r\npassenden regulatorischen Rahmen, der vergangenheitsorientiert\r\nfast ausschließlich auf Kostensenkung setzt.\r\nDie zukünftige Stromversorgung braucht einen Regulierungsrahmen,\r\nder grundsätzlich den massiven und\r\nvorausschauenden Ausbaubedarf anerkennt, unnötige\r\nBürokratie vermeidet, eine international wettbewerbsfähige\r\nund langfristig verlässliche Verzinsung sicherstellt\r\nsowie steigende Betriebskosten berücksichtigt. Zugleich\r\nsollte den Netzbetreibern die Nutzung von Batteriespeichern\r\nund Elektrolyseuren als Betriebsmittel\r\nermöglicht werden, um schneller erneuerbare Energie\r\naufnehmen und das Netz besser aussteuern zu können.\r\nDer oft einseitige Fokus auf Strominfrastruktur sollte für die\r\nTransformation der Gas-/H2-Verteilnetze sowie den Ausbau\r\nvon Nah- und Fernwärme geweitet werden. Ein systemischer,\r\nsystemdienlicher und integrierter Planungsansatz aller\r\nSparten hilft, um die Kosten für den Netzumbau und -ausbau\r\nzu reduzieren. Nachdem die Weichen für das Wasserstoffkernnetz\r\ngestellt wurden, müssen nun die Rahmenbedingungen\r\nfür die Gas-/H2-Verteilnetze zügig angegangen werden.\r\nMit Blick auf den angestrebten Ausbau der Wärmenetze benötigen\r\nalle Akteure Gewissheit hinsichtlich der Zukunft der\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW): Stadtwerke\r\nfür ihre Netze, Kommunen für die Wärmepläne und\r\nBürgerinnen und Bürger für ihre Entscheidung, welche Heizungsart\r\nfür sie am sinnvollsten ist.\r\nDie Transformation der Gasverteilnetze erfordert die\r\nzügige Umsetzung des EU-Gaspakets, eine kohärente\r\nRegionalplanung und flexible Anschlussregelungen sowie\r\ndie Finanzierung und den Aufbau einer krisensicheren\r\nWasserstoff-Speicherinfrastruktur auch in den Verteilnetzen.\r\nWasserstoff-Umstellungskosten sollten zudem\r\nüber die Gasnetzentgelte gewälzt werden können, um\r\nden schnellen Hochlauf zu befördern. Um die Bundesförderung\r\nfür effiziente Wärmenetze (BEW) langfristig\r\nauszurichten und finanziell angemessen auszustatten,\r\nsind mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr bis in die\r\n2030er Jahre erforderlich.\r\nFinanzierbarkeit und Kosteneffizienz\r\ngewährleisten\r\nDie Umsetzung der Energiewende erfordert Investitionen\r\nder Energiewirtschaft in beispiellosem Umfang. BDEW, VKU\r\nund Deloitte rechnen bis 2030 mit Investitionen in Höhe\r\nvon 721 Milliarden Euro – bis 2035 sogar mit 1,2 Billionen\r\nEuro. Andere Studien gehen von noch größeren Beträgen\r\naus. Allein für die Thüga-Gruppe haben wir einen Investitionsbedarf\r\nfür die kommunale Energiewende von bis zu 90\r\nMilliarden Euro bis 2045 ermittelt. Diese Mittel werden vor\r\nallem für den Ausbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus\r\nerneuerbaren Energien und modernen Kraftwerken sowie\r\nder Netzinfrastruktur für Strom, H2 und Wärme benötigt.\r\nKommunen und kommunale Energieversorger sollten\r\nmit der Mammutaufgabe der Finanzierung der Energiewende\r\nnicht allein gelassen werden. Es braucht viele\r\nverschiedene, an die kommunalen Unternehmen adaptierbare\r\nAnsätze, um den kommunalen Energieversorgern\r\nin Deutschland die Finanzierung zu ermöglichen.\r\nSowohl auf Bundes- als auch auf europäischer Ebene\r\nsollte noch stärker als bisher darauf geachtet werden,\r\ndass die energiewirtschaftliche Rahmengesetzgebung\r\nzu der kommunal geprägten Versorgungsstruktur in\r\nDeutschland passt.\r\nKosteneffizienz, gerade auch im Hinblick auf die geringsten\r\nCO2-Vermeidungskosten, sollte im Mittelpunkt der Energiewende\r\nstehen. Marktlicher Wettbewerb kann hier zur\r\nPreissenkung beitragen. Die verschiedenen Infrastrukturen\r\nsollten noch stärker integriert geplant werden, um Überkapazitäten\r\nzu vermeiden und die Systemkosten so gering wie\r\nmöglich zu halten. Auch die überbordende Bürokratie muss\r\nunter die Lupe genommen werden: Auf Bundesebene sind\r\nderzeit rund 96.500 Normen in Kraft. 15.500 davon, also\r\nrund 16 Prozent, betreffen die Energiewirtschaft. Zu viele,\r\num neue Transformationsprojekte effizient und in der notwendigen\r\nGeschwindigkeit umzusetzen. Der administrative\r\nAufwand und die Umsetzung der Informationspflichten kosten\r\ndie Energiewirtschaft jährlich 1,5 Milliarden Euro. Geld,\r\ndas anderswo besser investiert wäre.\r\nNotwendig sind schlankere, vereinfachte Rahmenbedingungen,\r\ndie auf marktwirtschaftliche Anreize setzen\r\nund langfristige Investitionssicherheit bieten. Gleichzeitig\r\nmüssen die Infrastrukturen – noch stärker als bislang\r\ngeschehen – sinnvoll aufeinander abgestimmt werden.\r\nDies setzt integrierte Planungsprozesse aller Sparten\r\nvoraus.\r\nVor allem im Bereich des Ausbaus der Stromnetze und der\r\nStromerzeugung, bei der kommunalen Wärmeplanung oder\r\nbeim Aufbau der heimischen Wasserstoffwirtschaft tragen\r\nunklare und aus Investorensicht nicht dauerhaft belastbare\r\nRahmenbedingungen zu einer allgemeinen Verunsicherung\r\nbei. Dies macht die Finanzierung teurer, da die Kapitalgeber\r\nhöhere Risikoaufschläge ansetzen.\r\nStudien zu den Transformationskosten zeigen klar auf:\r\nWir brauchen langfristig verlässliche regulatorische\r\nRahmenbedingungen, um Anreize für Investitionen und\r\nFinanzierungen zu setzen. Gleichzeitig müssen für Investitionen\r\nin die Transformation auch im internationalen\r\nVergleich attraktive, marktgerechte Renditen ermöglicht\r\nwerden, und zwar sowohl im regulierten Bereich\r\nder Energienetze als auch im unregulierten, marktlichen\r\nBereich. Die Konditionen sollten risikoadjustiert\r\nvergleichbar sein. Darüber hinaus sollte die Idee eines\r\nEnergiewendefonds unter Rückgriff auf staatliche Ausfallgarantien\r\nweiterverfolgt werden.\r\nDie Akzeptanz der Energiewende steht und fällt mit der finanziellen\r\nBelastung der Bürgerinnen und Bürger. Die Bereitschaft,\r\ndie notwendigen Veränderungen mitzutragen,\r\nsteigt, wenn die finanziellen Auswirkungen begrenzt, transparent\r\nund nachvollziehbar sind. Nur eine sozialverträgliche\r\nAusgestaltung der Energiewende ermöglicht eine breite gesellschaftliche\r\nAkzeptanz.\r\nBei der Umsetzung der Energiewende muss die Kosteneffizienz\r\nin einer ganzheitlichen Betrachtung oberstes\r\nGebot sein. Dies muss transparent und verständlich erklärt\r\nwerden und mit echter Entscheidungsfreiheit der\r\nKundinnen und Kunden einhergehen. Hier sehen wir\r\nPolitik und Unternehmen gleichermaßen in der Verantwortung.\r\nWir als Repräsentanten unserer Kommunen stehen Ihnen für den Austausch zu diesen Handlungsempfehlungen gerne\r\nzur Verfügung. Die Task Force Politische Willensbildung des Beirats der Thüga Aktiengesellschaft bündelt und formuliert\r\nkommunale politische Positionen und gibt energiepolitische Impulse in unterschiedlichen Handlungsfeldern. Vorsitzender\r\nder Task Force und des Thüga-Beirats ist Udo Glatthaar, Oberbürgermeister der Stadt Bad Mergentheim.\r\nÜber Thüga:\r\nDie Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) bildet den Kern des größten\r\nNetzwerks kommunaler Energie- und Wasserversorger in\r\nDeutschland. Mehr als 100 Unternehmen sind in der Thüga-Gruppe\r\nvernetzt. Die Expertinnen und Experten der Thüga bieten Beratung,\r\nteilen Best Practices, forcieren skalierbare Lösungen und\r\nfördern Kooperationen. Thüga bündelt die Herausforderungen\r\nund Interessen der Partnerunternehmen und macht sich für ihre\r\nAnliegen stark. Ziel ist es, die kommunale Energie- und Wasserversorgung\r\nsicher, nachhaltig und bezahlbar zu gestalten – Besser\r\ngemeinsam. Gemeinsam besser!\r\nDie Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten mit ihren\r\nMarken und Produkten den Markt vor Ort und sind Partner der\r\nKommunen bei der Energie- und Wärmewende. Im Jahr 2023\r\nerzielte die Thüga-Gruppe einen Umsatz von über 53 Milliarden\r\nEuro. Damit zählt sie deutschlandweit zu den drei umsatzstärksten\r\nEnergieversorgern. Mit rund 23.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern\r\nist die Thüga-Gruppe drittgrößte Arbeitgeberin unter\r\nden deutschen Energieversorgern. Die Thüga-Gruppe ist bundesweit\r\ndie Nummer 1 in der Wasserversorgung (1 Million Kunden),\r\ngehört zu den größten Wärmeversorgern in Deutschland (rund\r\n9000 GWh p.a.) und ist mit rund 9.300 Ladepunkten größte Betreiberin\r\nvon Ladeinfrastruktur für E-Mobilität. Darüber hinaus ist\r\ndie Thüga-Gruppe an Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit einer\r\nGesamtleistung von knapp 5 Gigawatt beteiligt – und gehört damit\r\nzu den führenden Ökostrom-Produzenten in Deutschland.\r\nDie Initiatoren der Task Force Politische Willensbildung des Thüga-Beirats:\r\nEric Ballerstedt\r\nBürgermeister der Stadt Lindenberg im Allgäu\r\nDr. Constantin H. Alsheimer\r\nVorsitzender des Vorstandes der Thüga\r\nAktiengesellschaft\r\nPeter Boch\r\nOberbürgermeister der Stadt Pforzheim\r\nMarkus Conrad\r\nBürgermeister der Verbandsgemeinde Wörrstadt\r\nAndreas Dittmann\r\nBürgermeister der Stadt Zerbst/Anhalt\r\nDaniel Friedl\r\nVorsitzender CDU-Fraktion im Rat\r\nder Hansestadt Stade\r\nAndreas Hein\r\nAufsichtsrat Stadtwerke Heide\r\nProf. Dr. Hans-Günter Henneke\r\nHauptgeschäfstführer Deutscher Landkreistag\r\nMarkus Ibert\r\nOberbürgermeister der Stadt Lahr\r\nMarkus Herrera Torrez\r\nOberbürgermeister der Großen\r\nKreisstadt Wertheim\r\nStefan Güntner\r\nOberbürgermeister der Stadt Kitzingen\r\nAdolf Kessel\r\nOberbürgermeister der Stadt Worms\r\nSteffen Jung\r\nBürgermeister der Stadt Alzey\r\nUdo Glatthaar\r\nOberbürgermeister der Großen Kreisstadt\r\nBad Mergentheim\r\nSteffen Zenner\r\nOberbürgermeister der Stadt Plauen\r\nManfred Wagner\r\nOberbürgermeister der Stadt Wetzlar\r\nMarkus Zwick\r\nOberbürgermeister der Stadt Pirmasens\r\nDr. Marold Wosnitza\r\nOberbürgermeister von Zweibrücken\r\nKlaus Wagner\r\nBürgermeister der Stadt Grünstadt\r\nSylvio Krause\r\nBürgermeister der Gemeinde Amtsberg\r\nDr. Thorsten Kornblum\r\nOberbürgermeister der Stadt Braunschweig\r\nIngbert Liebing\r\nHauptgeschäftsführer des Verbands\r\nkommunaler Unternehmen\r\nTobias Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Hassloch\r\nKlaus-Otto Meyer\r\nBürgermeister der Gemeinde Uelitz\r\nThomas Nitzsche\r\nOberbürgermeister der Stadt Jena\r\nMarcus Schaile\r\nBürgermeister der Kreisstadt Germersheim\r\nMarco Steffens\r\nOberbürgermeister der Stadt Offenburg\r\nChristian Schweiger\r\nErster Bürgermeister der Stadt Kelheim"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-06"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":true,"codeOfConductPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1d/61/501550/Verhaltensregeln-fur-die-politische-Interessenvertretung.pdf"}}