{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-06-05T21:23:36.865+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R001190","registerEntryDetails":{"registerEntryId":76788,"legislation":"GL2024","version":12,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R001190/76788","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a2/7f/737345/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R001190-2026-05-15_20-39-29.pdf","validFromDate":"2026-05-15T20:39:29.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-05-22T14:33:51.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-12-03T14:38:30.000+01:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-24T10:50:06.000+01:00","lastUpdateDate":"2026-05-15T20:39:29.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":76788,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001190/76788","version":12,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-05-15T20:39:29.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":66942,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001190/66942","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-10-22T10:52:48.000+02:00","validUntilDate":"2026-05-15T20:39:29.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":66934,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001190/66934","version":10,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-10-22T10:46:32.000+02:00","validUntilDate":"2025-10-22T10:52:48.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":55993,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001190/55993","version":9,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-05-22T14:33:51.000+02:00","validUntilDate":"2025-10-22T10:46:32.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":55935,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001190/55935","version":8,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-05-20T13:04:18.000+02:00","validUntilDate":"2025-05-22T14:33:51.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":47437,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001190/47437","version":7,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-03T14:38:30.000+01:00","validUntilDate":"2025-05-20T13:04:18.000+02:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"ONTRAS Gastransport GmbH","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_GMBH","de":"Gesellschaft mit beschränkter Haftung (GmbH)","en":"Limited liability company (GmbH)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+49341271110","emails":[{"email":"info@ontras.com"}],"websites":[{"website":"www.ontras.com"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"Maximilianallee ","streetNumber":"4","zipCode":"04129","city":"Leipzig","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":false,"legalRepresentatives":[{"lastName":"Bahke","firstName":"Ralph","function":"Geschäftsführer","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"lastName":"Schmidt","firstName":"Gunar","function":"Geschäftsführer","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Bahke","firstName":"Ralph","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Schmidt","firstName":"Gunar","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Tamaske","firstName":"Carolin ","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Manske","firstName":"Dirk","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Güth","firstName":"Björn","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Sprung","firstName":"Holger","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Krap","firstName":"Niels","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Saunders","firstName":"Gideon","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. 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Als Fernleitungsnetzbetreiber gestalten wir die Zukunft der Gasinfrastruktur für ein klimaneutrales Energiesystem in Deutschland und Europa mit. Wir setzen uns für den klimaneutralen Gastransport sowie insbesondere die Transformation hin zum Transport klimaneutraler Gase wie z. B. Wasserstoff ein und realisieren konkrete Projekte. Dafür suchen wir den Dialog mit anderen Interessenvertretungen, Politik und Behörden, mit Wissenschaft und NGOs über die bestmögliche Ausgestaltung der Rahmenbedingungen. 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Ziel des Projekts ist der Aufbau eines rund 300 Kilometer langen Wasserstoffnetzes, das sowohl bestehende Erdgasleitungen auf Wasserstoff umstellt als auch neue Leitungen errichtet. Damit sollen wichtige Industrie- und Energiestandorte wie das mitteldeutsche Chemiedreieck, die Region Halle-Leipzig und die Stahlregion Salzgitter an das zukünftige europäische Wasserstoffnetz angebunden werden. \r\n"},{"name":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Berlin","publicAllowanceEuro":{"from":680001,"to":690000},"description":"Im \"Reallabor der Energiewende\" Energiepark Bad Lauchstädt erprobt ONTRAS gemeinsam mit Partnern die gesamte Wertschöpfungskette von der Erzeugung über Transport und Speicherung bis hin zur Anwendung von grünem Wasserstoff. 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Das Projekt wurde im Beisein des brandenburgischen Wirtschaftsministers eingeweiht und erhielt Fördermittel im Rahmen der Energiewende-Initiativen des Bundeswirtschaftsministeriums."},{"name":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_LAND","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Land","en":"German Public Sector – Land"},"location":"Berlin","publicAllowanceEuro":{"from":680001,"to":690000},"description":"Das IPCEI-Projekt „Green Octopus Mitteldeutschland (GO!)“ ist ein zentrales Vorhaben zur Entwicklung einer leistungsfähigen Wasserstoffinfrastruktur in Ostdeutschland. Ziel des Projekts ist der Aufbau eines rund 300 Kilometer langen Wasserstoffnetzes, das sowohl bestehende Erdgasleitungen auf Wasserstoff umstellt als auch neue Leitungen errichtet. 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Dazu gehören u.a. ein kapitalmarktfähiges Finanzierungsmodell und Regelungen für die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff. Die Interessenvertretung wird zur Unterstützung dieser genannten Punkte betrieben.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007406","title":"Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren beim Aus-/Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"265/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0265-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-verf%C3%BCgbarkeit-von-wasserstoff-und-zur-%C3%A4nderung/312436","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Für die planmäßige Realisierung von Wasserstoffleitungen sind Beschleunigungsmaßnahmen auf vielen Ebenen notwendig. ONTRAS erachtet u. a. eine (zeitweise) Ausnahme vom Vergaberecht zur Schaffung gleicher Ausgangsbedingungen für alle Netzbetreiber und weitere Beschleunigungsmaßnahmen als zielführend. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007407","title":"Ausgestaltung der Regelungen für CO2-Transport","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"21/1494","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101494.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/324836","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Novellierung des Kohlendioxidspeichergesetzes soll u. a. ein erster Regelungsrahmen für Kohlendioxidleitungen geschaffen werden. Ziel der Interessensvertretung ist es, diesen für Netzbetreiber praktikabel und rechtssicher auszugestalten. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012843","title":"Konditionen für low carbon hydrogen pragmatisch gestalten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Gegenwärtig werden die Konditionen diskutiert, unter denen sog. low carbon hydrogen hergestellt und zertifiziert werden soll. Die EU-Kommission beabsichtigt hierzu einen Delegierten Rechtsakt zu erlassen. Für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und die Entwicklung von Wasserstoff-Projekten ist die Ausgestaltung dieser Konditionen sehr relevant. Deshalb setzen wir uns dafür ein, dass es zu pragmatischen Anforderungen kommt.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020372","title":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Im Rahmen des NEST-Prozesses plant die Bundesnetzagentur eine Reform der Anreizregulierung für Fernleitungsnetze. Die aktuellen Vorschläge gefährden aus Sicht der Fernleitungsnetzbetreiber die wirtschaftliche Stabilität und Investitionsfähigkeit, insbesondere durch unzureichende Kapitalverzinsung, methodische Schwächen im Effizienzvergleich und fehlenden Inflationsausgleich bei Betriebskosten. ONTRAS fordert eine Kurskorrektur zugunsten eines verlässlichen und investitionsfreundlichen Regulierungsrahmens.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":10,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0007405","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung des Kernnetzaufbaus im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9a/bd/319140/Stellungnahme-Gutachten-SG2406250193.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":"Sehr geehrter Herr Bundeskanzler,\r\n \r\nim Juni vergangenen Jahres hatten Sie die Fernleitungsnetzbetreiber zu einem\r\nSpitzengespräch zum Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes eingeladen. Dort sprachen Sie\r\ndavon, dass wegen der überragenden Bedeutung des Wasserstoff-Kernnetzes Branche und\r\nPolitik die Regeln für selbiges zügig und pragmatisch ausarbeiten sollten.\r\n \r\nIn den letzten Monaten fanden daraufhin zahlreiche konstruktive Gespräche mit Vertretern\r\nder Bundesministerien bis hin zu den Berichterstattern des Deutschen Bundestages statt.\r\nDie Gespräche waren stets geprägt vom Willen aller Beteiligten, zum Gelingen des\r\nKernnetzes beizutragen.\r\n \r\nEine Bewertung des vorliegenden Gesetzesentwurfs durch die Kapitalmarktseite zeigt\r\njedoch, dass keine hinreichend sicheren Investitionsbedingungen gegeben sind. Die Eigen-\r\nund Fremdkapitalgeber erachten einzelne Regelungen als nicht kapitalmarktfähig und nicht\r\nausreichend rechtssicher ausgestaltet. Dies gilt insbesondere für den Fall einer vorzeitigen\r\nKündigung des Amortisationskontos durch den Bund. Hier besteht für die Netzbetreiber das\r\nRisiko eines Verlustes des Großteils des eingesetzten Kapitals.\r\n \r\nSehr geehrter Herr Bundeskanzler, Sie hatten in unserem letztjährigen Gespräch angeboten,\r\ndass wir uns direkt an Sie wenden können, falls es zu Hindernissen bei der Realisierung des\r\nKernnetzes kommt. Mit Blick auf die bevorstehenden Entscheidungen im Deutschen\r\nBundestag über die Anpassungen im Energiewirtschaftsgesetz halten wir es jetzt für\r\ngeboten, Sie darüber zu informieren, dass die Abgabe des im Gesetz vorgesehenen\r\ngemeinsamen Antrags durch die Fernleitungsnetzbetreiber an die Bundesnetzagentur nicht\r\nmöglich erscheint. Die im Gesetzesentwurf vorgesehenen Finanzierungsbedingungen\r\nverhindern eine zeitnahe Umsetzung des Kernnetzes.\r\n \r\nDer Aufbau des Kernnetzes ist die Voraussetzung für den Hochlauf der\r\nWasserstoffwirtschaft. Damit dieser gelingt, muss insbesondere für das Risiko eines\r\nmöglichen Kapitalverzehrs eine Lösung gefunden werden. Eine Risikominimierung scheint\r\ndurch ein gemeinsames Verständnis hinsichtlich des zeitlichen Verlaufs des Aufbaus des\r\nKernnetzes möglich. Wir schlagen vor, durch eine stärkere Flexibilisierung der\r\nKernnetzplanung, die eine zeitliche Streckung der Investitionen ermöglicht, die Risiken des \r\nBundes zu senken und im Gegenzug eine Risikominimierung für die Kernnetzbetreiber für\r\nden unwahrscheinlichen Fall des Scheiterns des Markthochlaufes zu ermöglichen. Dies\r\neröffnet einen Spielraum, um die noch fehlende Kapitalmarktfähigkeit herzustellen.\r\nAusführliche Lösungsvorschläge haben wir an die Berichterstatter im Deutschen Bundestag\r\nund Ansprechpartner im BMWK geschickt.\r\n \r\nUnser gemeinsames Anliegen ist es, den Wirtschaftsstandort Deutschland zu stärken. Ohne\r\ndas Wasserstoff-Kernnetz wird die Dekarbonisierung der deutschen Wirtschaft aber\r\nausgebremst. Die Zielerreichung der Energiewende wäre gefährdet. Wir bitten Sie daher\r\nausdrücklich, sich im Rahmen des aktuellen Gesetzgebungsverfahrens dafür einzusetzen,\r\ndie Kapitalmarktfähigkeit für Investitionen in das Kernnetz herzustellen, um damit einen\r\ngemeinsamen Antrag der Fernleitungsnetzbetreiber und die Realisierung des Kernnetzes zu\r\nermöglichen.\r\n \r\nSelbstverständlich stehen wir Ihnen auch kurzfristig für ein Gespräch mit dem Ziel einer\r\nLösungsfindung zur Verfügung.\r\n \r\nMit freundlichen Grüßen\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007405","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung des Kernnetzaufbaus im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/32/6e/319142/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260079.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: Risiken senken und damit Kernnetz finanzierbar machen\r\nOhne ein deutschlandweites Wasserstoff-Kernnetz, das den Wasserstoff zu den Verbrauchern\r\ntransportiert, ist die Energiewende nicht mehr zu schaffen. Im Bundestag wird derzeit der\r\nFinanzierungsrahmen für die Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz verhandelt. Stand heute sind\r\ndie Finanzierungsregeln nicht kapitalmarktfähig ausgestaltet. Sollte die Kapitalmarktfähigkeit im\r\nparlamentarischen Verfahren nicht hergestellt werden, so sehen die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB)\r\ndie Gefahr, dass der Wasserstoffhochlauf bereits vor dem Start zu scheitern droht. Eigentümer bzw.\r\nInvestoren der Netzbetreiber werden so nicht im notwendigen Umfang in das Kernnetz investieren\r\nkönnen. Die Auswirkungen wären massiv. Denn das Wasserstoff-Kernnetz legt die Basis für\r\nInvestitionsentscheidungen vieler Industrieunternehmen, Stadtwerke, aber auch künftiger\r\nProduzenten und Speicherbetreiber entlang der Wertschöpfungskette. Diese Marktteilnehmer stehen\r\nihrerseits vor richtungsweisenden bzw. sogar existenziellen Entscheidungen, wenn sie eine Zukunft in\r\nDeutschland bzw. Europa haben wollen.\r\nDas Kernproblem ist, dass im Vergleich zu ähnlichen Anlagemöglichkeiten – wie etwa im Stromnetz –\r\ndas Risiko bei einer Investition in das Wasserstoff-Kernnetz höher ist. Zwar garantiert der Staat für\r\neinen Teil der Investitionen, aber die Netzbetreiber tragen daran einen hohen Selbstbehalt und im Fall\r\ndes Scheiterns des Markthochlaufs und einer darauf begründeten vorzeitigen Kündigung des\r\nAmortisationskontos durch den Bund sogar das erhebliche Risiko eines Totalverlustes und damit\r\neines Kapitalverzehrs ihrer Investitionen. Eine Investition ins Stromnetz hingegen würde nicht nur eine\r\nhöhere Rendite abwerfen – das Risiko läge aufgrund eines entwickelten Marktes mit Millionen von\r\nNetznutzern praktisch bei null.\r\nWie lässt sich also das Risiko von Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz so reduzieren, dass\r\nInvestoren es als wettbewerbsfähige Investitionsmöglichkeit ansehen?\r\nGemeinsames Ziel des Gesetzgebers und der Netzbetreiber ist es, dass private Investitionen in das\r\nWasserstoff-Kernnetz getätigt werden. Klar ist: Das Finanzierungskonzept für das WasserstoffKernnetz muss die Aspekte Sicherheit und Anreize für Investitionen, faire Risikoaufteilung und\r\nWahrung der staatlichen Haushaltsinteressen in Einklang bringen. Das gelingt mit diesen\r\nAnpassungen:\r\n• Verlässlichkeit und Rechtssicherheit schaffen\r\no Ohne Amortisationskonto kein Wasserstoff-Kernnetz: Um eine finale\r\nInvestitionsentscheidung zu treffen, darf es auch keine rechtlichen Vorbehalte seitens\r\ndes Bundes für das Finanzierungskonzept (wie z. B. einen beihilferechtlichen\r\nVorbehalt) mehr geben. Für den Fall, dass ein beihilferechtlicher Vorbehalt für das\r\nAmortisationskonto in das EnWG aufgenommen werden muss, muss daher zwingend\r\nauch der Antrag der FNB für das Wasserstoff-Kernnetz unter einen solchen Vorbehalt\r\ngestellt werden können.\r\no Damit das Amortisationskonto die gewünschte Wirkung auch wirklich entfalten kann,\r\nmuss im EnWG geregelt sein, dass die Kernnetzbetreiber die Zahlungen aus dem\r\nAmortisationskonto als netzentgeltersetzende Umsatzerlöse vereinnahmen können.\r\nIst dies nicht gegeben, verpufft die Wirkung des Finanzierungsmodells.\r\no Die Refinanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes erfolgt bis 2055. Für diesen sehr\r\nlangen Zeitraum brauchen die Investoren ein höheres Maß an regulatorischer\r\nSicherheit, als das über den gesetzlichen Rahmen möglich ist. Daher muss in diesem\r\nFall die gesetzliche Regelung für den Rahmen des Finanzierungskonzeptes durch\r\nvertragliche Vereinbarungen insbesondere zwischen dem Bund, der kontoführenden\r\nStelle und den Kernnetzbetreibern flankiert werden, die vor einer\r\nInvestitionsentscheidung finalisiert sein müssen. Dazu gehört die rechtssichere und\r\nrisikofreie Absicherung der Trading Hub Europe GmbH im EnWG, sofern diese als\r\nkontoführende Stelle beauftragt wird.Seite 2 von 2\r\n• Andienungs- bzw. Übertragungsrecht der Kernnetzbetreiber bei Scheitern des\r\nMarkthochlaufes verankern\r\no Die EnWG-Novelle sieht vor, dass der Bund den Finanzierungsmechanismus für das\r\nWasserstoff-Kernnetz ab 2038 kündigen kann, wenn das Scheitern des\r\nMarkthochlaufes festgestellt wurde. Dies würde die Kernnetzbetreiber doppelt\r\nbelasten: Die Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz sind zum Zeitpunkt einer\r\nKündigung bereits vollständig getätigt. Die Kernnetzbetreiber müssten einerseits den\r\nSelbstbehalt auf das Amortisationskonto an den Bund zahlen, anderseits würde das\r\nWasserstoff-Kernnetz bei einer in einem solchen Fall wahrscheinlichen Einstellung\r\ndes Betriebs entwertet und wäre dementsprechend komplett abzuschreiben\r\n(Totalverlust). Eine derartige Situation würde zu einem Verzehr des eingesetzten\r\nKapitals führen, was für Kapitalgeber im Infrastrukturbereich nicht mit ihren\r\nInvestitionsregeln vereinbar wäre.\r\no Bei einem gescheiterten Markthochlauf müssen die Netzbetreiber die Möglichkeit\r\nhaben, dem Bund das Wasserstoff-Kernnetz zum kalkulatorischen Restwert abzüglich\r\ndes Selbstbehaltes zu übertragen.\r\n• Selbstbehalt auf 15% senken, Umstellleitungen herausnehmen\r\no Obwohl die Kernnetzbetreiber keinen Einfluss auf den Wasserstoffhochlauf haben,\r\nverbleibt durch den hohen Selbstbehalt ein unvorhersehbarer Teil des Hochlaufrisikos\r\nbei den Netzbetreibern. Da das Auslastungsrisiko des Wasserstoff-Kernnetzes stark\r\ndurch die staatlich gesetzten marktlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen\r\ngeprägt ist, kann der Selbstbehalt für die Netzbetreiber nicht bei 24 Prozent liegen.\r\nDabei ist auch zu berücksichtigen, dass der Gesetzgeber mit seinen Vorgaben die\r\nDimensionierung des Wasserstoff-Kernnetzes vorgegeben hat. In Verbindung mit\r\neiner niedrigeren Eigenkapitalverzinsung als im Strombereich führt dies zu einem\r\nunausgewogenen Chancen-Risiko-Verhältnis für die Investoren und verhindert\r\nInvestitionsentscheidungen.\r\no Die vom Bundesrat als Kompromiss vorgeschlagene Höhe von 15 Prozent und die\r\nHerausnahme der umgestellten Leitungen aus dem Selbstbehalt würde das ChancenRisiko-Verhältnis deutlich verbessern.\r\n• Ausschluss der gemeinschaftlichen Haftung der Kernnetzbetreiber für Insolvenzfälle\r\no Auch im möglichen Insolvenzfall einzelner Kernnetzbetreiber darf sich der\r\nHaftungsumfang der übrigen Kernnetzbetreiber nicht erhöhen.\r\no Die vorgesehene Regelung, dass ein insolventer Netzbetreiber seinen Anteil im\r\nWasserstoff-Kernnetz zulasten des Amortisationskontos abschreiben darf, würde den\r\nSaldo des Amortisationskontos unkalkulierbar erhöhen und stellt eine massive Hürde\r\nfür die positive Investitionsentscheidung dar. Die verbleibenden Kernnetzbetreiber\r\nwürden hier für einen Sachverhalt in die Verantwortung genommen, der von ihnen\r\nnicht zu vertreten ist. Die Sonderabschreibungen zulasten des Amortisationskontos\r\nsind daher zu streichen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007405","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung des Kernnetzaufbaus im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/95/98/522672/Stellungnahme-Gutachten-SG2505200003.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":"Empfehlungen der Fernleitungsnetzbetreiber für die nächste Bundesregierung\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber begrüßen sehr den Willen der künftigen Koalitionäre aus CDU/CSU und SPD, die finanziellen Voraussetzungen für den Ausbau der Infrastruktur in Deutschland zu schaffen. Neben der Infrastruktur für Strom ist die Gasinfrastruktur (Erdgas und Wasserstoff) die zweite wichtige Säule einer sicheren, bezahlbaren und perspektivisch klimaneutralen Energieversorgung.\r\nEine erfolgreiche Energiewende beruht auf dem effizienten Zusammenspiel der verschiedenen Energiesektoren, Energieträger (Strom, Gas, Wasserstoff) und Wertschöpfungsstufen (Erzeugung, Handel, Vertrieb und Infrastruktur). Dafür sollten diese relevanten Fachbereiche in einem Ministerium gebündelt bleiben und die folgenden Impulse aus der Praxis berücksichtigen:\r\nKapitalmarktfähige Investitionsbedingungen und marktorientierter Aufbau der Wasserstoff-Transportinfrastruktur\r\nMit der Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes gehen die Netzbetreiber in Vorleistung und schaffen so die Voraussetzung, dass sich überhaupt ein Wasserstoffmarkt entwickeln kann. In der Hochlaufphase ist die Marktentwicklung von großer Unsicherheit gekennzeichnet. Dies bedeutet für die Netzbetreiber ein nicht unerhebliches Risiko. Damit Investitionen auch über das bisherige Commitment der Netzbetreiber bzw. deren Investoren hinaus möglich werden, muss sich dieses Risiko in den Finanzierungsbedingungen widerspiegeln. Der Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur muss dabei marktorientiert und flexibel erfolgen.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n− Kapitalmarktfähige Investitionsbedingungen für private Investitionen zum Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur durch wettbewerbsfähige Eigenkapital-Verzinsung ermöglichen\r\n− Absenkung des Selbstbehaltes für die Kernnetzfinanzierung (EnWG-Anpassung)\r\n− Schaffung von rechtlichen Voraussetzungen, um einen flexiblen Aufbau des Kernnetzes und Netzerweiterungen im Einklang mit der Marktentwicklung zu ermöglichen (EnWG-Anpassung)\r\n Mit dem Wasserstoff-Kernnetz setzt sich Deutschland an die Spitze in Europa. Es soll deutschlandweit die industriellen Zentren verbinden (auch im Süden und Osten). Damit der Ausbau privatwirtschaftlich gelingen kann, schaffen CDU/CSU und SPD kapitalmarktfähige Investitionsbedingungen für den Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur sowie die notwendigen gesetzlichen Regelungen für eine flexible Umsetzung der Kernnetzprojekte im Einklang mit der Marktentwicklung.\r\n Zur Vergabe von Eigen- und Fremdkapital bei Investitionen wollen CDU/CSU und SPD im Zusammenspiel von öffentlichen Garantien und privatem Kapital Investitionsfonds auflegen, z.B. für Energieinfrastruktur. Darunter fallen unter anderem die Garantien für das notwendige „de-risking“ bei der Finanzierung der H2-Kernnetzerweiterungen.\r\nDekarbonisierungsoption Wasserstoff für alle Sektoren verfügbar machen\r\nIn der Hochlaufphase wird es notwendig sein, die Kostenlücken beim Einsatz von Wasserstoff zu schließen.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n− Keine Verbote und Abbau von Hindernissen für den Einsatz von Wasserstoff\r\n− Instrumente zur staatlichen Absicherung entwickeln, um die hohen Investitionen zu ermöglichen\r\n− Preis von klimaneutralem Wasserstoff senken, z.B. durch förderliche Regularien zu RFNBOs im Rahmen der delegierten Rechtsakte zu RED III\r\n CDU/CSU und SPD unterstützen den Wasserstoff-Markthochlauf und die Wasserstoffinfrastruktur, indem wir die Herstellungskosten für klimaneutralen und kohlenstoffarmen Wasserstoff reduzieren und Anreize für deren Einsatz schaffen.\r\nAngebotsseite für Wasserstoff unterstützen\r\nFür einen erfolgreichen Markthochlauf ist es entscheidend, dass ausreichend klimaneutraler und kohlenstoffarmer Wasserstoff zur Verfügung steht.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n− Klares Bekenntnis zu unterschiedlichen Herstellungsverfahren und Quellen von klimaneutralem und kohlenstoffarmen Wasserstoff in der Hochlaufphase (blauer und türkiser Wasserstoff)\r\n− Importstrategie forcieren und Unterstützungsinstrumente wie H2-Global ausbauen\r\n− Ausweitung und ausreichende Budgetierung von Förderinstrumenten wie den Klimaschutzverträgen\r\n− Einführung einer passgenauen Grüngasquote, die gezielt das Inverkehrbringen von Wasserstoff fördert\r\n− Zügiger Aufbau eines EU-weiten Zertifizierungssystems für Wasserstoff, um den grenzüberschreitenden Handel von Wasserstoff zu ermöglichen.\r\nNetzdienlicher Einsatz von Bioenergie\r\nBiomethan kann als Form der Bioenergie einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Gasversorgung leisten. Dazu muss Biomethan auch weiterhin ein Vorrang gegenüber konventionellen Aufkommensquellen eingeräumt und eine gesamtwirtschaftlich effiziente Integration von Biomethan ins Gassystem sichergestellt werden. Dies erfordert, dass der Gesetzgeber die künftige Rolle von Biomethan im dekarbonisierten Energiesystem klar definiert und damit die Grundlage für notwendige gesetzliche Neuregelungen schafft. Die Einbindung von Biomethan in das Gassystem erfordert außerdem verlässliche Investitionsbedingungen, weshalb zügig Klarheit über das Fortbestehen des aktuellen Umlageregimes geschaffen werden muss.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n− Weiterführung der Biogasumlage durch gesetzliche Neuregelung sichern\r\n CDU/CSU und SPD wollen alle Potenziale der Erneuerbaren Energien, wie z.B. der Bioenergie, nutzen und bekennen sich zur Rolle von Biomethan im dekarbonisieren Energiesystem. Dazu führen wir die gesetzlichen Regelungen zur Biogasumlage weiter.\r\nWichtige Rolle von Erdgas für die Transformation anerkennen und Versorgungssicherheit gewährleisten\r\nFür die Transformation des Energiesystems und die Dekarbonisierung der deutschen Industrie ist die Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff ein zentraler Baustein. Gleichzeitig muss die Gasversorgung noch für viele Jahre sicher gewährleistet bleiben – auch für die Versorgungssicherheit im Strombereich über Gaskraftwerke bei zunehmender Stromerzeugung aus volatilen erneuerbaren Quellen. Dafür sind ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb und teilweise ein Ausbau der bestehenden Erdgasinfrastruktur notwendig. Nur mit starken Netzen sichern wir eine klimafreundliche, resiliente und bezahlbare Energieversorgung.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n− Anreize für den Bau neuer Gaskraftwerke (vgl. 20 GW im Sondierungspapier)\r\n− Schaffung von Rahmenbedingungen für wirtschaftlichen Betrieb und Weiterentwicklung der Gasinfrastruktur\r\n Erdgas wird in der Transformation ein essenzieller Energieträger sein. CDU/CSU und SPD schaffen die notwendigen Anreize für den Bau ausreichender Gas-Kraftwerkskapazitäten in Deutschland. Um die Versorgungssicherheit mit Erdgas zu gewährleisten, schaffen wir Rahmenbedingungen, die die wirtschaftliche Weiterentwicklung der leistungsfähigen Gasinfrastruktur ermöglichen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007405","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung des Kernnetzaufbaus im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b7/d8/737342/Stellungnahme-Gutachten-SG2605150021.pdf","pdfPageCount":20,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de Lobbyregister-\r\nNr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, NaTran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nZum Gesetzentwurf der Bundesregierung\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des\r\nEnergiewirtschaftsgesetzes und weiterer\r\nenergierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des\r\nEuropäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets\r\n(25.3.2026)\r\nBerlin, April 2026\r\n2\r\nVorbemerkung\r\nDie Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets im Rahmen der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) ist eine wichtige Grundlage für die Transformation des Gasmarktes hin zu einem klimaneutralen Energiesystem. Wasserstoff und andere erneuerbare Gase werden in diesem klimaneutralen Energiesystem eine zentrale Rolle mit Blick auf die Dekarbonisierung ganzer Industriezweige und weiterer Sektoren spielen. Die aktuelle Energiekrise führt uns zudem einmal mehr vor Augen, wie wichtig die Unabhängigkeit von fossilen Energieträgern für bezahlbare Energiepreise, Versorgungssicherheit und Resilienz unseres Energiesystems sind. Auch dabei wird Wasserstoff in der Zukunft eine Schlüsselrolle zukommen, da er die Systemkosten für den Aufwuchs der erneuerbaren Energien senken kann und Importe innerhalb Europas und sicheren Herkunftsländern diversifiziert werden können.\r\nDarum fordern die Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetzbetreiber (FNB/WTNB) ganz ausdrücklich auch weiterhin ein klares und engagiertes politisches Bekenntnis für Wasserstoff ein. Dies muss sich auch in den Regelungen des EnWG niederschlagen, um den Investoren Sicherheit zu geben und keine sektorbezogenen oder anderweitigen Beschränkungen der Nutzung von Wasserstoff zu schaffen.\r\nDie aktuelle EnWG-Novelle zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets eröffnet dem Gesetzgeber auch die Möglichkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen für das Wasserstoff-Kernnetz gezielt weiterzuentwickeln und an die realen Marktentwicklungen anzupassen. Darüber hinaus muss die EnWG-Novelle genutzt werden, um einen geeigneten Rahmen für die Finanzierung weiterer Infrastrukturbedarfe in der Fläche auf der Transport- und auch der Verteilernetzebene zu schaffen. Ohne den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes und die Weiterentwicklung der Wasserstoffinfrastrukturen in den Regionen wird der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft nicht funktionieren und die Dekarbonisierung vieler Gewerbe- und Industriebetriebe ohne direkten Zugang zum Kernnetz auf der Strecke bleiben. Daher muss der Gesetzgeber jetzt handeln und durch die Schaffung investitionsfördernder und kapitalmarktfähiger Finanzierungsbedingungen die Weichen für den Aufbau der Wasserstoffnetze stellen. Zudem schlagen wir die Schaffung von mehr Flexibilität bei der Umsetzung und Weiterentwicklung der Maßnahmen des Wasserstoff-Kernnetzes vor, damit technische Anpassungen und marktliche Entwicklungen berücksichtigt werden können.\r\nMit Blick auf die umzusetzenden Entflechtungsregelungen und den Zertifizierungsprozess für die Wasserstofftransportnetzbetreiber begrüßt FNB Gas die eröffnete Möglichkeit der Inanspruchnahme der in der Richtlinie vorgesehenen Ausnahmeregelung von der horizontalen Entflechtung. In der Ausgestaltung der Regelungen sehen wir weiteres Potenzial für die Schaffung von Synergien und eine kosteneffiziente Umsetzung der EU-Vorgaben.\r\nFür die zukünftigen Netzentwicklungspläne auf der Transport- und auf der Verteilernetzebene weist FNB Gas darauf hin, dass eine Vielzahl neuer Anforderungen und Aufgaben auf die Netzbetreiber aber auch die genehmigenden Behörden zukommen, die die Komplexität und die gegenseitigen Abhängigkeiten weiter erhöhen. Die Verzahnung der neuen Planungsinstrumente auf der Verteilernetzebene mit der Transportebene ist eine sinnvolle und notwendige Voraussetzung für eine erfolgreiche Transformationsplanung auf allen Ebenen, die dem übergeordneten politischen Ziel der Klimaneutralität dienen muss. Gleichzeitig sehen die FNB in der 1:1 Umsetzung der Richtlinie eine Reihe von neuen Vorgaben, die in der praktischen Umsetzung der integrierten Netzentwicklungsplanung zu Inkonsistenzen oder Doppelaufwänden führen werden.\r\nDie EnWG-Novelle sollte auch genutzt werden, um an den Entschließungsantrag des Bundestages vom 28. Januar 2026 zum KRITIS-Dachgesetz anzuknüpfen und die bestehenden Berichtspflichten und Transparenzvorgaben zur Veröffentlichung sicherheitsrelevanter Informationen kritischer Infrastrukturen, etwa im Rahmen der Netzentwicklungsplanung vor dem Hintergrund der neuen Sicherheitslage, zu überdenken und nicht noch zu erweitern.\r\n3\r\nKernforderungen\r\nFinanzierung für Wasserstoff-Kernnetz und Wasserstoffleitungen darüber hinaus\r\n− Selbstbehalt für Wasserstoff-Kernnetz absenken\r\n− Spezifische Risiken für Wasserstoff-Kernnetzbetreiber bei der Neufestlegung des EK-Zinses in 2028 berücksichtigen\r\n− Finanzierungsmechanismen für Wasserstoffleitungen über das Kernnetz hinaus schaffen\r\n− Keine Anreizregulierung für im Aufbau befindliche Netze\r\n− Finanzierung grenzüberschreitender Wasserstoffinfrastruktur\r\n− Bilanzierungsvorschriften in der Wasserstoffkostenregulierung angleichen\r\nNetzentwicklungsplanung\r\n− Kernnetzmaßnahmen flexibel umsetzen\r\n− Energiewirtschaftliche Notwendigkeit und überragendes öffentliches Interesse für Projekte im Wasserstoff-Kernnetz nicht befristen\r\n− Volkswirtschaftlich ineffizienten Weiterbetrieb von Leitungsinfrastruktur vermeiden\r\n− Fristen zur Anschlusstrennung von Letztverbrauchern angemessen verkürzen\r\nEntflechtung, Zertifizierung und weitere Rechtsvorschriften\r\n− Steuerneutrale Übertragung von Vermögenswerten ermöglichen\r\n− Austausch von wirtschaftlich vorteilhaften und wirtschaftlich sensiblen Informationen zwischen Netzbetreibern klarstellend ermöglichen\r\n− Synergien zwischen entflochtenen Wasserstofftransportnetz- und Fernleitungsnetzbetreibern ermöglichen\r\n− Duldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb genommene Erdgasleitungen und Einrichtungen auf Grundstücken klarstellen\r\nTransparenzanforderungen\r\n− Bürokratie abbauen und kritische Infrastruktur schützen\r\n− Berichtspflicht zu Leckagen, Ausblasungen und betrieblichen Emissionen verhältnismäßig ausgestalten\r\nBiomethan\r\n− Nachfolgeregelung zur Förderung von Biomethan und sachgerechte Übergangsregelung ergänzen\r\n− Verknüpfung der Frist für Anschlusstrennung von Bestandsanlagen für Biomethananlagen an genehmigten NEP\r\nSonstiges\r\n− Verweis auf die landesrechtlichen Vorschriften der Enteignungsgesetze für Verfahren der vorzeitigen Besitzeinweisung streichen\r\n− Beschleunigte Reparatur zur Beseitigung von Leckagen ermöglichen\r\n− Genehmigungsrechtliche Fristen im EnWG für gleiche Vorgänge angleichen\r\n− Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen zur Höherauslastung des Stromübertragungsnetzes beschleunigen\r\n4\r\n1. Finanzierungsbedingungen für Wasserstoff-Kernnetz und Wasserstoffleitungen darüber hinaus\r\nDie EnWG-Novelle eröffnet dem Gesetzgeber die Möglichkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen für das Wasserstoff-Kernnetz gezielt weiterzuentwickeln und an die realen Marktentwicklungen anzupassen.\r\nPlanungsgrundsatz für das Kernnetz war die politische Entscheidung, dem Wasserstoffmarkt mit einer Transportinfrastruktur die Grundlage für seine Entwicklung zur Verfügung zu stellen. Dieser Grundsatz ist und bleibt richtig und wichtig. Die reale Entwicklung des Wasserstoffmarktes erfolgt allerdings deutlich langsamer als erhofft. Mehrere strategisch relevante Projekte im Bereich der Erzeugung und auf der Abnehmerseite wurden auf Eis gelegt oder sogar gänzlich abgesagt. Fördermittel aus dem Bundeshaushalt sind gekürzt worden, obwohl die Marktakteure gerade jetzt die staatliche Unterstützung in Form von Förderung oder finanzieller Absicherung brauchen. Gleichzeitig gibt es eine Erwartungshaltung seitens der potenziellen Marktakteure und auch in den Bundesländern im Vertrauen auf das politische Versprechen zur Schaffung der Wasserstoff-Transportinfrastruktur.\r\nDer Aufbau der Transportinfrastruktur, zu dem sich die Kernnetzbetreiber verpflichtet haben, schreitet voran. Im Rahmen ihrer Möglichkeiten werden die Kernnetzbetreiber die bestehenden Flexibilisierungsoptionen bei der Umsetzung des Kernnetzes nutzen (z. B. die zeitliche Streckung bis 2037). Die verzögerte Marktentwicklung und die aktuelle politische Prioritätensetzung mit Blick auf Wasserstoff sind aus Sicht der Kapitalgeber für das Wasserstoff-Kernnetz allerdings besorgniserregend, da sich das Risiko für Realisierung der Kernnetzmaßnahmen und deren spätere Nutzung des Kernnetzes seit seiner Genehmigung deutlich erhöht hat.\r\nFNB Gas hat daher Vorschläge zur Weiterentwicklung des EnWG erarbeitet und schlägt konkrete Anpassungen vor. Im Fokus steht dabei die adäquate Berücksichtigung der beschriebenen spezifischen Risiken für die Kernnetzbetreiber, insbesondere im Vergleich zu anderen Netzen wie Strom und Gas, um die Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells sicherzustellen. Nur so lassen sich die notwendigen Investitionsanreize für den Aufbau des Kernnetzes schaffen.\r\nÜber die Anpassungen im EnWG hinaus sind weitere Anpassungen im Regulierungsregime erforderlich (z. B. Festlegung einer angemessenen Höhe der Eigenkapitalverzinsung spätestens ab 2028, rückwirkende Gleichstellung der EK II-Verzinsung für Wasserstoff-Kernnetzinvestitionen, angemessene Genehmigungspraxis bei der Kostenanerkennung), die in die Regelungskompetenz der Bundesnetzagentur fallen und die hier nicht in den Gesetzgebungsprozess eingebracht werden.\r\n1.1. Selbstbehalt für Wasserstoff-Kernnetz absenken: § 28t Abs. 3 S. 3/ § 28t Abs. 3 S. 4a EnWG-E\r\nDer Selbstbehalt ist ein zentrales Element zur Bewertung des Chancen-Risiko-Verhältnisses aus Sicht der Kapitalgeber. Bereits bei seiner Einführung im Rahmen der gesetzlichen Verankerung des Finanzierungsmodells für das Kernnetz haben die Netzbetreiber darauf hingewiesen, dass dieses Verhältnis vor dem Hintergrund der spezifischen Risiken im Bereich Wasserstoff nicht ausgewogen ist und angepasst werden muss, um ein weitergehendes finanzielles Commitment der Kapitalgeber für das Kernnetz sicherzustellen. Aufgrund der nun noch deutlich höheren Risikobewertung mit Blick auf die Marktentwicklung und in Verbindung mit einer zu geringen Risikorendite auf das eingesetzte Kapital, ist ein Selbstbehalt in der Höhe von 24% nicht (mehr) tragbar.\r\n5\r\nDie Kernnetzbetreiber tragen mit dem sehr hohen Selbstbehalt einen erheblichen Teil des Ausfallrisikos, obwohl sie den Markthochlauf und damit die Auslastung des Netzes nicht beeinflussen können. Gleichzeitig stellt der Selbstbehalt an sich die Kernnetzbetreiber gegenüber anderen Netzbetreibern, etwa im Strom oder im Gasbereich, für deren Netzinvestitionen es einen solchen Selbstbehalt nicht gibt, bei der Risikobewertung grundsätzlich schlechter. Daher müssten sich solche erhöhten Risiken im Vergleich zu einer Alternativanlage im Wagniszuschlag der Eigenkapitalverzinsung widerspiegeln. Abfedernd wirkt aber auch eine Reduzierung des Risikos über eine Absenkung des Selbstbehaltes. Daher wird eine Absenkung des Selbstbehaltes auf 15 Prozent vorgeschlagen, wie es auch bereits der Bundesrat in seiner „Stellungnahme zum Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes” vom 15.12.2023 gefordert hatte (Drucksache 590/23 (Beschluss)). Zudem sollten Umstellungsleitungen grundsätzlich vom Selbstbehalt ausgenommen werden, um den gesetzlichen Vorrang der Umstellung vor Neubau nicht finanziell entgegenzuwirken. Die Leitungen sind im regulierten Erdgastransportnetz keinem Selbstbehaltsrisiko ausgesetzt und erzeugen eine regulierte Rendite. Mit der Entscheidung zur Umstellung werden diese mit einem Selbstbehaltsrisiko versehen. Damit stellt sich der Netzbetreiber mit einer Umstellungsleitung im Wasserstoff-Kernnetz gegenüber einem Betrieb im Erdgasnetz schlechter.\r\nFormulierungsvorschlag zu Anpassungen des § 28s Abs. 3 Satz 3 (künftig § 28t) EnWG-E:\r\n„Der Selbstbehalt beträgt bei Beendigung der Hochlauffinanzierung zum Ablauf des 31. Dezember 2055 insgesamt 24 15 Prozent des von der Bundesrepublik Deutschland auszugleichenden Fehlbetrages des Amortisationskontos und wird zum 31. Oktober 2057 fällig.“\r\nFormulierungsvorschlag zur Einfügung des folgenden Satzes nach § 28s Abs. 3 S. 4 (neu § 28t) EnWG-E:\r\n„4a (neu): „Dabei wird der jeweilige Anteil des Wasserstoff-Kernnetzbetreibers um die kumulierten genehmigten Netzkosten für umgestellte Leitungsinfrastruktur des jeweiligen Wasserstoff-Kernnetzbetreibers reduziert.“\r\n1.2. Spezifische Risiken für Wasserstoff-Kernnetzbetreiber bei der Neufestlegung des EK-Zinses in 2028 berücksichtigen\r\nKlarstellen möchte FNB Gas an dieser Stelle, dass die Absenkung des Selbstbehaltes eine notwendige, aber keine hinreichende Anpassung des Finanzierungsrahmens ist. Zudem muss der ab dem Jahr 2028 von der Bundesnetzagentur neu festzulegende Eigenkapitalzins gem. § 28r Abs. 6 EnWG für die Kernnetzmaßnahmen einen adäquaten Risikoaufschlag im Vergleich zu andern regulierten Energienetzen (Strom und Gas), die sich deutlich geringeren Risiken für ihre Investitionen in ihre Infrastruktur und keiner zusätzlichen Risikoposition aus einem Selbstbehalt gegenübersehen, berücksichtigen.\r\nFormulierungsvorschlag zur Ergänzung § 28r Abs. 6 (neu § 28s) EnWG:\r\n„Die Bundesnetzagentur hat bei der Neufestlegung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung die zusätzlichen Risiken aus dem Markthochlauf und dem Selbstbehalt nach § 28s EnWG im Vergleich zu den anderen regulierten Energienetzen (Strom und Gas) angemessen zu berücksichtigen.“\r\n6\r\n1.3. Finanzierung grenzüberschreitender Wasserstoffinfrastruktur – EU-Richtlinie im Bezug zu grenzüberschreitenden Projekten wortgetreu umsetzen: § 28q EnWG-E\r\n§ 28q EnWG-E setzt Artikel 59 der Richtline (EU) 2024/1788 um und befasst sich mit der möglichen Anwendung der grenzüberschreitenden Kostenaufteilung (Cross-Border Cost Allocation, CBCA) auf grenzüberschreitende Wasserstoffinfrastrukturprojekte, bei welchen es sich nicht um Vorhaben von gemeinsamem Interesse gemäß Verordnung (EU) 2022/869 (TEN-E VO) handelt. Grundsätzlich ist § 28q EnWG-E sehr an den Formulierungen der Richtlinie ausgerichtet. Auffallendster Unterschied ist in § 28q Abs. 1 EnWG-E zu finden: Die Richtlinie spricht von Projektkosten, welche benachbarte und betroffene Wasserstoffnetzbetreiber zu tragen haben, während diese im Referentenentwurf als Errichtungs- und Betriebskosten aufgeführt sind und damit deutlich höhere Kosten umfassen. Im Sinne der deutschen Netznutzer sollte die Richtlinie im Wording 1:1 ungesetzt und sich auf die Projektkosten bezogen werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(1) Handelt es sich bei einer Wasserstoffverbindungsleitung mit einem Mitgliedsstaat nicht um ein Vorhaben von gemeinsamem Interesse nach der Verordnung (EU) 2022/869 in der Fassung vom 30. Mai 2022, so tragen die benachbarten und betroffenen Wasserstofftransportnetzbetreiber die Errichtungs- und Betriebskosten Projektkosten und können diese, vorbehaltlich der Genehmigung durch die jeweiligen nationalen Regulierungsbehörden, über ihre Netzentgeltsysteme verrechnen. Stellen die Wasserstofftransportnetzbetreiber eine erhebliche Kosten-Nutzen-Lücke fest, so können sie einen Projektplan, einschließlich eines Antrags auf grenzüberschreitende Kostenaufteilung, erstellen und diesen gemeinsam den betreffenden nationalen Regulierungsbehörden zur gemeinsamen Genehmigung vorlegen.“\r\nZudem weist FNB Gas darauf hin, dass die Anwendung der CBCA im Falle eines noch nicht entwickelten Marktes zur Finanzierung grenzüberschreitender Infrastruktur ungeeignet ist. Primär für ausgereifte Märkte mit bestehender Nutzerbasis konzipiert, kann die CBCA nicht die notwendige Zwischenfinanzierung sowie die Risikoabsicherung in der Marktanlaufphase leisten. Es bedarf daher der Einführung passender Mechanismen für den Aufbau einer grenzüberschreitenden Infrastruktur, welche über die rein räumliche Allokation von Kosten hinausgehen, da ansonsten lediglich Kosten und damit Investitionsrisiken auf andere Länder verlagert werden, ohne jedoch die Kernproblematik prohibitiver Netzentgelte zu adressieren.\r\n1.4. Finanzierungsmechanismen für Wasserstoffleitungen über das Kernnetz hinaus schaffen\r\nArtikel 5 der Verordnung (EU) 2024/1789 ermöglicht es, den Mitgliedsstaaten unter bestimmten Voraussetzungen die sog. intertemporale Kostenallokation sowie den Finanztransfer zu gestatten, um die Finanzierung von Wasserstoffnetzen zu unterstützen. Der Einsatz der intertemporalen Kostenallokation ist bereits heute für Wasserstoffnetze in § 28o Abs. 2 Nr. 3 EnWG ermöglicht, wobei die aktuell vorgesehene Verordnungsermächtigung gemäß § 28o Abs. 2 EnWG-E durch eine Festlegungsermächtigung der Bundesnetzagentur ersetzt werden soll, was nachvollziehbar ist.\r\nEin Absicherungsmechanismus zur Finanzierung der intertemporalen Kostenallokation ist derzeit nur für das Wasserstoff-Kernnetz in § 28r festgelegt. Für die im nächsten Schritt vor allem regional fortschreitende Entwicklung von Wasserstoffnetzen außerhalb des Kernnetzes ist eine intertemporale Kostenallokation mit Finanzierungsmodell für den Markthochlauf ebenfalls erforderlich. Zur Klarstellung empfiehlt sich die Schärfung der in § 28o Abs. 2 Nr. 3 EnWG-E geregelten Festlegungskompetenz für die Bundesnetzagentur (s.\r\n7\r\nFormulierungsvorschlag unten), zumindest jedoch eine ergänzende Formulierung in der Gesetzesbegründung, die die Einführung von Absicherungsmechanismen auf regionaler Ebene ermöglicht.\r\nWeder das aktuelle EnWG noch der Gesetzentwurf sehen darüber hinaus die Möglichkeit des Einsatzes des Finanztransfers nach Art. 5 Abs. 4 und 5 der Verordnung (EU) 2024/1789 vor. Über dieses Instrument kann unter den dort geregelten Voraussetzungen eine Querfinanzierung zwischen den Nutzern der jeweiligen Energienetze gestattet werden. Für die Finanzierung, insbesondere von Wasserstoffnetzen außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes, könnte ein Rückgriff auf das Instrument des Finanztransfers notwendig werden, um die Tragfähigkeit des Netzentgelts herzustellen. Daher sollte schon jetzt eine Festlegungskompetenz für die Bundesnetzagentur vorgesehen werden, einen Finanztransfer unter Einhaltung der Regelungen des Art. 5 Abs. 4 und 5 der Verordnung (EU) 2024/1789 einzuführen.\r\nUmgesetzt werden könnten die Absicherungsmechanismen und die Finanztransfers durch Ergänzungen in § 28o Abs. 2 Satz 1 EnWG-E.\r\nFormulierungsvorschlag zur Ergänzung in § 28o Abs. 2 Satz 1 EnWG-E:\r\n„3. abweichend von Absatz 1 Satz 3 Regelungen darüber treffen, dass Entgelte, die zur Abdeckung aller notwendigen jährlichen Kosten des Netzbetriebs erforderlich sind, während des Markthochlaufs noch nicht in voller Höhe von den Netzbetreibern vereinnahmt werden und der nicht vereinnahmte Teil erst zu einem späteren Zeitpunkt in der Entgeltbildung berücksichtigt wird; die Bundesnetzagentur legt im Auftrag und Interesse des Bundes oder eines Bundeslandes einen intertemporalen Kostenallokationsmechanismus einschließlich eines Absicherungsmechanismus zur Finanzierung fest, der eine Finanzierung regionaler Wasserstoffnetze ermöglicht.”\r\n„7. Finanztransfers und gesonderte Netzentgelte gemäß Art. 5 Abs. 4 und 5 Verordnung (EU) 2024/1789 genehmigen, sofern die Bundesnetzagentur festgestellt hat, dass die Finanzierung betreffender Netze über Netzzugangsentgelte, die nur von den jeweiligen Netznutzern gezahlt werden, nicht tragfähig ist.“\r\n1.5. Bilanzierungsvorschriften in der Wasserstoffkostenregulierung angleichen: § 21b EnWG\r\nRegulierte Wasserstoffnetzbetreiber unterliegen bis auf weiteres einem kostenbasierten Regulierungssystem, bei dem Kosten über einen jährlich durchzuführenden Plan-Ist-Kosten-Abgleich ermittelt werden. In diesem System können regulatorische Verpflichtungen oder regulatorische Ansprüche entstehen. Verpflichtungen müssen gem. HGB als Rückstellung gebucht werden, Ansprüche wegen des handelsrechtlichen Vorsichtsprinzip nicht. Im Erdgas führt die bisherige Regelung des §21b Abs. 1 EnWG dazu, dass auch Forderungen bilanziert werden können. Damit Investitionen in Wasserstoff für Investoren eine vergleichbare Ausschüttungsperspektive und Investitionssicherheit wie im Erdgas bieten, ist eine Angleichung der Bilanzierungsvorschriften in der Wasserstoffkostenregulierung an die Erdgaskostenregulierung notwendig. Eine von Erdgas und Strom abweichende Regelung ist hierbei nicht sachgerecht. Die nun vorgesehene Änderung des §21b EnWG sieht eine Einschränkung auf Fernleitungsnetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber vor – eine Erweiterung auf Wasserstofftransportnetzbetreiber ist vor dem Hintergrund obiger Ausführungen geboten. Da §21 Abs. 1 EnWG zusätzlich eine Einschränkung auf Transportnetze im Rahmen des Anreizregulierungssystems vorsieht - Wasserstofftransportnetzbetreiber und perspektivisch auch (Strom-)Übertragungsnetzbetreiber jedoch keiner Anreizregulierung unterliegen – ist eine Anpassung des §21b Abs. 1 EnWG notwendig.\r\n8\r\nFormulierungsvorschlag für eine Anpassung des § 21b EnWG:\r\nSondervorschriften für regulatorische Ansprüche und Verpflichtungen der Transportnetzbetreiber Fernleitungsnetzbetreiber, Wasserstofftransportnetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber; Festlegungskompetenz\r\nFormulierungsvorschlag für eine Anpassung des § 21b Abs. 1 EnWG:\r\n„(1) Bei Betreibern von Transportnetzen gilt im Rahmen des Anreizregulierungssystems der regulatorische Anspruch, der sich aus einer negativen Differenz auf dem Regulierungskonto zwischen den tatsächlich erzielbaren Erlösen und den geplanten Kosten eines Kalenderjahres einerseits sowie den zulässigen Erlösen und den tatsächlich entstandenen Kosten eines Kalenderjahres andererseits ergibt, als Vermögensgegenstand im Sinne von § 246 Absatz 1 Satz 1 des Handelsgesetzbuchs. “\r\n1.6. Keine Anwendung der Anreizregulierung für im Aufbau befindliche Wasserstoffnetze: § 28o Abs. 1 Satz 2 EnWG-E i.V.m. § 28s Abs. 6 EnWG\r\nDerzeit regelt § 28o Abs. 1 Satz 2 EnWG, dass die Anreizregulierung nach § 21a EnWG, sowie die Genehmigung von Entgelten nach § 23a EnWG auf Betreiber von Wasserstoffnetzen nicht anzuwenden ist. Die aktuelle Regelung in § 28r Abs. 6 ermöglicht es der Bundesnetzagentur von bereits bestehenden Rechtsverordnungen abzuweichen, schränkt dies jedoch für das Wasserstoff-Kernnetz auf die Systematik des Plan-/Ist-Kosten-Abgleichs ein.\r\nDurch die im Gesetzesentwurf geplante Änderung in § 28o Abs. 1 Satz 2 EnWG-E wäre die Bundesnetzagentur ermächtigt, jederzeit einen Übergang zu einer Kostengenehmigung analog zum Erdgas gemäß § 23a EnWG oder zu einer Anreizregulierung gemäß § 21a EnWG auch für das Wasserstoff-Kernnetz festzulegen und damit die Finanzierungsbedingungen für das Kernnetz deutlich zu verändern.\r\nDie Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetzbetreiber weisen an dieser Stelle nachdrücklich darauf hin, dass ein System der Anreizregulierung nur auf etablierte Netze mit repräsentativen Kostenstrukturen und entwickelten Märkten Anwendung finden kann. Ein Umstieg von Kosten- auf Anreizregulierung bereits im laufenden Prozess von Errichtung und Markthochlauf des Wasserstoff-Kernnetzes ist jedoch nicht sachgerecht.\r\n2. Netzentwicklungsplanung\r\nEine konsistente und integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff, die die verschiedenen Planungsebenen – europäisch, national und regional – sinnvoll miteinander verzahnt, ist ein wichtiger Erfolgsfaktor für die Transformation des Gasmarktes und der Gasinfrastruktur. Der Gesetzesentwurf schafft zwar die nötige Verzahnung der Planungsebenen. Durch die Vielzahl neuer Anforderungen und Aufgaben, die auf die Netzbetreiber, aber auch die genehmigenden Behörden zukommen, steigen die Komplexität und die gegenseitigen Abhängigkeiten.\r\nGleichzeitig sehen die FNB in der 1:1 Umsetzung der Richtlinie bei einer Reihe der neuen Vorgaben Probleme in der praktischen Umsetzung der integrierten Netzentwicklungsplanung, die zu Inkonsistenzen oder Doppelaufwänden führen werden. Dazu zählen:\r\n9\r\n− die Doppelberücksichtigung der „Wärmepläne“ sowie „geeigneter Transformationspläne der Verteilnetzbetreiber “ im Szenariorahmen gem. § 15b Abs. 3 S. 4 EnWG. Beide Pläne sind vielmehr bereits Grundlagen für die Verteilernetzentwicklungspläne gem. § 16d EnWG-E. Letztere werden von den FNB/WTNB in ihrem Szenariorahmen berücksichtigt. Eine Doppelberücksichtigung ist weder sinnvoll noch effizient.\r\n− die Berücksichtigung europäischer und nationaler Risikoberichte, die allerdings bislang gar nicht öffentlich sind. Für den Fall, dass die Berichte in der Zukunft den Netzbetreibern zugänglich gemacht werden, sollte ihre Berücksichtigung bei der Erstellung des Szenariorahmens in § 15b EnWG als Einflussgrößen auf die im Netzentwicklungsplan anzusetzenden Szenarien erfolgen. Im Rahmen der Netzmodellierung gibt es keine Möglichkeit der Berücksichtigung.\r\n− die Alternativenbetrachtung von Maßnahmen im Hinblick auf die Treibhausgasemissionen. Die Berücksichtigung der klimapolitischen Ziele erfolgt im Rahmen der Erstellung des Szenariorahmens und kann nicht durch eine Alternativenprüfung im Rahmen der Netzmodellierung erfolgen, da ein direkter Bezug von Netzausbaumaßnahmen im Fernleitungsnetz zu einzelnen Bedarfsträgern gar nicht immer möglich ist. Eine entsprechende Analyse läge zudem außerhalb der eigentlichen Sphäre der Fernleitungsnetzbetreiber.\r\n2.1. Kernnetzmaßnahmen flexibel umsetzen: § 28r Abs. EnWG-E\r\nDer aktuelle Rechtsrahmen erlaubt nur in einem sehr begrenzten Umfang Anpassungen an bestehenden Projekten des genehmigten Wasserstoff-Kernnetzes. Eine hierüber hinausgehende Anpassung des Wasserstoff-Kernnetzes ist bei einer strengen, wortlautgetreuen Auslegung selbst dann nicht möglich, wenn die Anpassungen die Beibehaltung der vollständigen Funktionsfähigkeit des Wasserstoff-Kernnetzes in Bezug auf die Deckung des bei der Planung angenommenen Transportbedarfs gewährleisten. Vor dem Hintergrund, dass das Wasserstoff-Kernnetz in einem kurzen Zeitraum entworfen, abgestimmt und genehmigt worden ist, kann es nicht überraschen, dass bei detaillierterer Planung vermehrt Projekte identifiziert werden, die nicht Teil des ursprünglich beantragten und genehmigten Wasserstoff-Kernnetzes waren, aber im Kernnetz genehmigte Projekte sinnvoller ersetzen könnten, ohne die gesetzliche Zielsetzung eines deutschlandweiten, effizienten, schnell realisierbaren, ausbaufähigen und klimafreundlichen Kernnetzes zu verändern.\r\nZudem ist vor dem Hintergrund des verzögerten Markthochlaufs eine flexiblere Umsetzung der Kernnetzmaßnahmen in zeitlicher und inhaltlicher Sicht sinnvoll. Eine stärkere Flexibilisierung, die auch die Entwicklung konkreter Bedarfe berücksichtigt, vermeidet Leerstände und damit Kosten.\r\n§ 28r EnWG sollte daher so angepasst werden, dass diese Art der sinnvollen Flexibilisierung mit Augenmaß nicht verhindert wird. In diesem Zusammenhang betonen die Wasserstofftransportnetzbetreiber, dass sie das grundsätzliche Kernnetz-Konzept der vorausschauenden Netzplanung als Grundlage für die marktliche Entwicklung weiter für richtig erachten und daran festhalten.\r\n2.2. Energiewirtschaftliche Notwendigkeit und überragendes öffentliches Interesse für Projekte im Wasserstoff-Kernnetz nicht befristen: § 28r Abs. 8 S. 5 EnWG-E\r\nIn der „lex specialis“ zum Wasserstoff-Kernnetz (bisher § 28q Abs. 8 S. 5 EnWG) gelten für die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und die Vordringlichkeit sowie das überragende öffentliche Interesse und die Dienlichkeit für die öffentliche Sicherheit von Kernnetzleitungen eine Befristung bis Ende 2030. Diese Regelung ist aus planungsrechtlicher Sicht für diejenigen Verfahren problematisch, die noch im Planfeststellungsverfahren befindlich sind, wenn der Netzentwicklungsplan verbindlich wird bzw. wo durch etwaigen Zeitverzug im Rahmen der Planfeststellungsverfahren die Prognose, dass die Leitungen noch bis\r\n10\r\n2030 in Betrieb genommen werden können, mit weiterem Zeitablauf immer schwieriger fällt. Schlimmstenfalls würde eine weiterhin erforderliche Leitung angesichts negativer Inbetriebnahmeprognose und damit Entfall der Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses nicht mehr in der vorliegenden Zeit genehmigt werden können. Da das Kernnetz einen Realisierungszeitraum bis 2032 hat bzw. in Teilen sogar bis 2037 haben kann, sollte hier die Frist komplett gestrichen, mindestens aber bis 2037 verlängert werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Für die genehmigten Projekte gilt, sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden, dass sie energiewirtschaftlich notwendig und vordringlich sind sowie, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen.“\r\n2.3. Volkswirtschaftlich ineffizienten Weiterbetrieb von Leitungsinfrastruktur vermeiden: § 15c Abs. 2 S. 8 EnWG-E\r\n§ 15c Abs. 2 S. 7 EnWG-E sieht vor, dass der „Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff [...] insbesondere die Fernleitungen ausweisen [muss], die in den Betrachtungszeiträumen nach § 15b Absatz 2 auf Wasserstoff umgestellt oder die dauerhaft außer Betrieb genommen werden können.” Diese Regelung ist essenziell für die Transformation und die effiziente leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Gas und Wasserstoff (vgl. § 1 EnWG). Ebenso stellt die Möglichkeit der Anschlusstrennung eines Letztverbrauchers oder unmittelbar betroffenen Netznutzers im Gasbereich auf die Genehmigung der Umstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme der für die Versorgung des Netzanschlusses erforderlichen Leitungen eines Fernleitungsnetzes über den bestätigten Netzentwicklungsplan ab (vgl. § 17k Abs. 1 EnWG-E).\r\nGleichzeitig dürfen nach § 15c Abs. 2 S. 8 EnWG-E „Fernleitungen [...] nur umgestellt oder dauerhaft außer Betrieb genommen werden, wenn das verbleibende Fernleitungsnetz die Anforderungen des nach § 15b Absatz 5 genehmigten Szenariorahmens erfüllt und die zum Zeitpunkt der Umstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme voraussichtlich verbleibenden Erdgastransportbedarfe decken kann.” Damit kann bereits ein durch einen Letztverbraucher oder nachgelagerten Netzbetreiber signalisierter minimaler Gasbedarf an einer Fernleitung im Betrachtungszeitraum ausreichen, um die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme dieser Fernleitung zu verhindern. Dies sorgt sowohl im Gas- als auch im Wasserstoffbereich zu steigenden Netzentgelten. Ursächlich hierfür ist im Gasnetz ein unwirtschaftlicher Weiterbetrieb dieser Fernleitungen und im Wasserstoffnetz der unnötige Neubau von Wasserstofftransportleitungen parallel zu bestehenden Gas-Fernleitungen. Um dies zu vermeiden, schlägt FNB Gas folgende Änderung in § 15c Abs. 2 S. 8 EnWG-E vor. Die Fristen bzw. der Prozess in § 17k EnWG-E sind dabei zu berücksichtigen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Fernleitungen dürfen nur umgestellt oder dauerhaft außer Betrieb genommen werden, wenn das verbleibende Fernleitungsnetz die Anforderungen des nach § 15b Absatz 5 genehmigten Szenariorahmens erfüllt und die zum Zeitpunkt der Umstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme voraussichtlich verbleibenden Erdgastransportbedarfe decken kann. Fernleitungen dürfen auch dann umgestellt oder dauerhaft außer Betrieb genommen werden, wenn nachgewiesen wird, dass die Aufrechterhaltung des Gastransports über die umzustellende oder außer Betrieb zu nehmende Fernleitung unter Berücksichtigung des Zwecks des § 1 nicht zumutbar ist. Von der Umstellung oder der dauerhaften Außerbetriebnahme einer Fernleitung\r\n11\r\nbetroffene Netznutzer sind nach Maßgabe von § 17k zu informieren.“\r\n2.4. Fristen zur Anschlusstrennung von Letztverbrauchern angemessen verkürzen: § 17l Abs. 1 EnWG-E\r\nGemäß § 17l Abs. 1 EnWG-E soll festgelegt werden, dass Betreiber eines Gasversorgungsnetzes berechtigt sind, einen Netzanschluss ohne Zustimmung des betroffenen Letztverbrauchers oder des unmittelbar betroffenen Netznutzers zu trennen. Voraussetzung hierfür ist, dass der Anschlussnutzer zehn beziehungsweise fünf Jahre vor dem geplanten Termin zur Trennung des Anschlusses über die beabsichtigte Trennung informiert wurde.\r\nDie aktuell vorgesehenen Fristen von 5 bzw. 10 Jahren werden der Komplexität der Transformation sowie dem dynamischen Wasserstoff-Hochlauf nicht gerecht. FNB Gas spricht sich daher für eine sachgerechte Verkürzung der Fristen aus, wobei die Interessen aller Beteiligten zu berücksichtigen sind. Zusätzlich wird eine Gleichbehandlung von Wasserstoff, Biomethan und Wärmenetzen als alternative Versorgungsoption gefordert, um den betroffenen Anschlussnutzern eine faire und zukunftsfähige Versorgung zu ermöglichen.\r\n3. Entflechtung, Zertifizierung und weitere Rechtsvorschriften\r\n3.1. Steuerneutrale Übertragung von Vermögenswerten auch für Wasserstoffhochlauf sicherstellen: § 6 Abs. 2 und 3 EnWG-E\r\nDie Regelungen des § 6 Abs. 2 und 3 EnWG-E ermöglichen die für eine preisgünstige Energieversorgung notwendigen steuerneutralen Übertragungen der Gas- und Stromnetze, sofern dies aufgrund entflechtungsrechtlicher Vorgaben erforderlich werden. Die Übertragung von Wasserstoffnetzen ist in dem Entwurf bisher vollständig ausgenommen. Im Ergebnis werden damit aktuell Wasserstoffnetze wirtschaftlich schlechter gestellt als Strom- und Gasnetze. Sofern bei den Wasserstoffnetzen keine Ausnahme von der horizontalen Entflechtung gewährt wird oder eine solche Ausnahme nicht verlängert oder widerrufen wird, werden solche Übertragungen von Wasserstoffnetzen aber ebenfalls notwendig. Bei der Ausgestaltung muss deshalb berücksichtigt werden, dass die steuerneutrale Übertragung auch für den Wasserstoffbereich im Falle der gesetzlichen Möglichkeit der Gewährung einer Ausnahme von der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung gewährt werden muss, falls diese nicht erteilt, nicht verlängert oder entzogen wird und deshalb Unternehmen eine gesellschaftsrechtliche Trennung von Methan- und Wasserstoff-Netzbetrieb durchführen müssen. Vor allem aber muss der Tatsache Rechnung getragen werden, dass der Übergang von Wirtschaftsgütern, anders als damals bei der Entflechtung der Strom- und Gas-Unternehmen, für die § 6 Abs. 2 bis 4 EnWG formuliert wurde und im jetzigen Entwurf fortgeführt wird, der Eigentumsübergang im Wasserstoff-Hochlauf nicht einmalig, sondern über mehrere Jahre verteilt und schrittweise voranschreiten wird. Um den Übertrag einzelner Vermögenswerte steuerlich neutral zu ermöglichen, muss die Fiktion des Teilbetriebes daher auf einzelne Assets Anwendung finden.\r\nUm die Dauer des vorliegenden Gesetzgebungsvorhabens nicht unnötig zu verlängern, halten wir es für sinnvoll diese Regelungen in einem separaten Gesetz umzusetzen.\r\n12\r\n3.2. Austausch von wirtschaftlich sensiblen Informationen für eigentumsrechtlich entflochtene Netzbetreiber klarstellend ermöglichen: § 6a EnWG-E\r\nFNB Gas begrüßt die Schaffung der Möglichkeit zum Austausch wirtschaftlich sensibler Informationen innerhalb eines vertikal integrierten Unternehmens gem. § 6a Abs. 2 S. 3 EnWG-E in Umsetzung der Richtlinie 2024/1788. Gleichzeitig bedarf es einer Klarstellung, dass der Austausch von wirtschaftlich sensiblen Informationen auch zwischen eigentumsrechtlich entflochtenen Fernleitungsnetzbetreibern und verbundenen Betreibern von Wasserstofftransportnetzen nach § 6a EnWG-E zulässig ist. Eine Weitergabe wirtschaftlich sensibler Informationen muss hier erst recht zulässig sein, da im eigentumsrechtlich entflochtenen Konzern kein wettbewerbliches Gefährdungspotenzial besteht, welches Vertraulichkeitspflichten erfordert.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(2) (…) Die Weitergabe wirtschaftlich sensibler Informationen von einem Betreiber eines Gasverteilernetzes, eines Wasserstoffverteilernetzes, eines Fernleitungsnetzes oder eines Wasserstofftransportnetzes, der jeweils Teil eines vertikal integrierten Unternehmens ist, an einen anderen Teil dieses vertikal integrierten Unternehmens ist zulässig, sofern es sich bei dem anderen Teil des vertikal integrierten Unternehmens um einen Betreiber eines Gasverteilernetzes, eines Wasserstoffverteilernetzes, eines Fernleitungsnetzes oder eines Wasserstofftransportnetzes handelt. Die Weitergabe wirtschaftlich sensibler Informationen zwischen einem nach § 8 entflochtenen Betreiber eines Gasverteilernetzes, eines Wasserstoffverteilernetzes, eines Fernleitungsnetzes oder eines Wasserstofftransportnetzes und einem mit diesem Betreiber verbundenen Betreiber eines Gasverteilernetzes, eines Wasserstoffverteilernetzes, eines Fernleitungsnetzes oder eines Wasserstofftransportnetzes ist zulässig.“\r\n3.3. Synergien zwischen entflochtenen Wasserstofftransportnetz- und Fernleitungs-netzbetreibern umsetzen: § 10f Abs. 1 S. 2 Nr. 4 und § 10f Abs. 1 S. 3 EnWG-E\r\nDie Erwägungsgründe 81 bis 83 der Richtlinie (EU) 2024/1788 heben hervor, dass die festgelegten Entflechtungsvorgaben dazu dienen sollen, „Transparenz in Bezug auf die Finanzierung und die Verwendung der Zugangsentgelte zu gewährleisten“ (Erwägungsgrund 82). Um dies zu erreichen, „sollten Tätigkeiten des Wasserstofffernleitungsnetzes von anderen Tätigkeiten des Netzbetriebs für andere Energieträger getrennt werden, zumindest in Bezug auf die Rechtsform und die Rechnungslegung der Netzbetreiber“ (Erwägungsgrund 83, aber auch in Erwägungsgrund 82 angesprochen).\r\nDabei soll aber berücksichtigt werden, dass „Fernleitungsnetzbetreiber im Erdgassektor, für die eine Ausnahme gemäß dieser Richtlinie gilt, (...) für die Zwecke der Feststellung, ob sie für die Verwendung des Modells des integrierten Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers in Betracht kommen, als zertifiziert gelten“ sollten (Erwägungsgrund 81). Ausdrücklich wird aufgezeigt, dass „die Schaffung eines Tochterunternehmens oder einer separaten Rechtsperson innerhalb der Konzernstruktur eines Erdgasfernleitungs- oder Verteilernetzbetreibers als ausreichend angesehen werden, ohne dass eine funktionelle Entflechtung der Unternehmensführung oder eine Trennung von Unternehmensleitung oder Personal vorgenommen werden muss. Somit sollte Transparenz in Bezug auf die Kosten und die Finanzierung regulierter Tätigkeiten erreicht werden, ohne dabei die Synergien und Kostenvorteile zu verlieren, die sich aus dem Betrieb mehrerer Netze ergeben könnten.“ (Erwägungsgrund 83).\r\n13\r\nMit den nachfolgend vorgeschlagenen Ergänzungen, auch für die Durchführung der Zertifizierungsverfahren, wird klargestellt, dass im Rahmen der erforderlichen Zertifizierung eines Unabhängigen Betreibers eines Wasserstofftransportnetzes nicht ausschließlich auf diesen abzustellen ist, wenn er mit einem im Sinne von § 10 Abs. 1 EnWG zertifizierten Betreiber eines Fernleitungsnetzes verbunden ist. Wenn diese gemeinschaftlich alle Voraussetzungen erfüllen, besteht für diese verbundenen Netzbetreiber die Möglichkeit, Synergien und Kostenvorteile, z.B. durch die Erbringung von erforderlichen Dienstleistungen, zu heben, die wiederum auch dem Markt zugutekommen, ohne dabei die Unabhängigkeit dieser Netzbetreiber gegenüber dem vertikal integrierten Unternehmen zu verringern.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nErgänzung zu § 10f Abs. 1 Satz 2 Nr. 4 EnWG-E\r\n1.-3. …\r\n4. die Einrichtung und den Unterhalt solcher Einrichtungen, die üblicherweise für mehrere Teile des vertikal integrierten Unternehmens tätig wären, insbesondere eine eigene Rechtsabteilung und eigene Buchhaltung sowie die Betreuung der beim Unabhängigen Betreiber eines Wasserstofftransportnetzes vorhandenen In-formationstechnologie-Infrastruktur, soweit diese nicht durch einen nach den §§ 10 bis 10g entflochtenen Transportnetzbetreiber des vertikal integrierten Unternehmens zur Verfügung gestellt werden, sowie […]“\r\nFNB Gas schlägt des Weiteren eine Ergänzung im § 10f Abs. 1 S. 3 EnWG-E vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Im Übrigen sind die Vorgaben in § 10 Absatz 2 sowie die §§ 10a bis 10e für Unabhängige Transportnetzbetreiber im Sinne von § 10 Absatz 1 Satz 1 auf Unabhängige Betreiber eines Wasserstofftransportnetzes entsprechend anzuwenden, soweit sie das Verhältnis des Unabhängigen Betreibers eines Wasserstofftransportnetzes zum vertikal integrierten Unternehmen betreffen. Soweit sie das Verhältnis zu weiteren nach §§ 10 bis 10g entflochtenen Transportnetzbetreibern des vertikal integrierten Unternehmens betreffen, sind lediglich § 10 Absatz 2 Satz 2 und §10a Abs. 1, ausgenommen der personellen Mittel, anwendbar.“\r\n3.4. Duldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb genommene Erdgasleitungen und Einrichtungen auf Grundstücken klarstellen: § 48b EnWG-E\r\nMit der im Referentenentwurf eingeführten Regelung zur Duldungspflicht stillgelegter Leitungen wird eine Abwägung zwischen Kosten für die Netznutzer und dem tatsächlichen Nutzen eines anlasslosen Rückbaus des deutschen Gasnetzes getroffen, um übermäßige gesamtgesellschaftliche Kosten zu vermeiden und Umwelteingriffe zu reduzieren. So würde der anlasslose Rückbau des deutschen Gasnetzes Milliarden an Mehrkosten erforderlich machen, die in weiten Teil über die Netzentgelte und somit durch die zukünftigen Netznutzer zusätzlich zu tragen wären. Der vorliegende Entwurf beziffert die Kosten für den Rückbau auf rund 220 Milliarden Euro. Sollten (sicherheits-) technische Bedingungen oder Umweltfaktoren dies erlauben, stellt eine Leitungsstilllegung somit eine weitaus kosteneffizientere Lösung dar, die die Kostenbelastung der Netzkunden zukünftig auf das Notwendigste beschränkt.\r\nDer tatsächliche Nutzen eines Rückbaus ist, vor dem Hintergrund des Aufwands, kaum verhältnismäßig. Für einen flächendeckenden Rückbau wären umfangreiche bauliche Tiefbaumaßnahmen deutschlandweit notwendig. Eingriffe in die Umwelt aufgrund von Bauarbeiten und Bodenwiederherstellung sind bei einem\r\n14\r\nRückbau um ein Vielfaches höher, ebenso die damit verbundenen CO2-Emissionen. In ländlichen Gebieten würde ein Rückbau im Gegensatz zur Stilllegung die Bodennutzung weitaus mehr beeinträchtigen. In Stadtgebieten würden Rückbaumaßnahmen Risiken für naheliegende Wasser-, Strom- und Kommunikationsnetze bergen und die Verkehrsinfrastruktur zeitweise negativ beeinflussen. Die im vorliegenden Entwurf enthaltene Regelung schafft somit Planungssicherheit für Gasnetzbetreiber und Gaskunden, ermöglicht eine kosteneffiziente Transformation des Gassektors und vermeidet Beeinträchtigungen für Bürger und Umwelt.\r\nFNB Gas begrüßt daher im Grundsatz die vorgesehene Regelung zur Duldungspflicht im EnWG ausdrücklich. Die Regelung in § 48b Abs. 1 EnWG-E sollte jedoch nicht auf „außer Betrieb genommene Erdgasleitungen“ abstellen, sondern auf stillgelegte Leitungen. Nach dem DVGW-Regelwerk wird unterschieden zwischen 1. außer Betrieb gesetzten Leitungen, 2. außer Betrieb genommenen Leitungen und 3. endgültig stillgelegten Leitungen. Nur die Stilllegung ist gleichbedeutend mit der endgültigen Beendigung der Nutzung der Leitung. Daher sollte der Begriff an dieser Stelle in „endgültig stillgelegte Leitungen“ geändert werden. Außer Betrieb genommene Leitungen sind vom Grundstückseigentümer ohnehin zu dulden, da hier das berechtigte Interesse an der Ausübung der Dienstbarkeit fortbesteht, denn es besteht grundsätzlich die Möglichkeit, die Leitungen wieder in Betrieb zu nehmen. Auch rein vertragliche Sicherungen stellen in der Regel auf eine Beendigung des Vertrags bei endgültiger Stilllegung ab.\r\nHier verbirgt sich allerdings auch das Risiko, dass unter Verweis auf § 48b Abs. 1 EnWG-E Duldungspflichten aus Vertrag oder sonstigen gesetzlichen Regelungen für alle Leitungen ausgehebelt würden, die nicht explizit im Netzentwicklungsplan ausgewiesen sind. In diesem Fall könnte bei Stilllegungen von Leitungen, die nicht im Netzentwicklungsplan enthalten sind (z. B. im Eigentum vom Fernleitungsnetzbetreiber liegende Anschlussleitungen), im Umkehrschluss zu dieser Regelung die Rechtsauffassung entstehen, dass die bisherigen aus dem BGB und/oder Vertrag abgeleiteten Duldungspflichten nicht mehr gelten. Dieser Umkehrschluss sollte in jedem Fall vermieden werden. Die Anknüpfung an den Netzentwicklungsplan ist ferner kritisch, weil im Hinblick auf die Duldungspflicht nur die Leitungen erfasst werden, die ab Inkrafttreten der EnWG-Novellierung durch einen Netzentwicklungsplan außer Betrieb oder stillgelegt werden, und nicht solche Leitungen, die schon zuvor außer Betrieb oder stillgelegt worden sind. Außerdem wird die Anknüpfung an den Netzentwicklungsplan voraussichtlich dazu führen, dass für Leitungen, die sofort stillgelegt werden könnten, weiterhin OPEX anfallen, weil auf den nächsten Netzentwicklungsplan gewartet wird, um in den Anwendungsbereich der Vorschrift zu gelangen. Überdies fällt durch diese Regelung zusätzlicher, nicht erforderlicher Bürokratieaufwand bei oder gegenüber der Bundesnetzagentur für Überprüfung (und Überwachung) an.\r\nDie Regelung in § 48b Abs. 3 EnWG-E sieht überdies vor, dass der betroffene Eigentümer durch den Eigentümer der Leitung über deren dauerhafte Außerbetriebnahme zu benachrichtigen sind. Diese Verpflichtung läuft der aktuellen Praxis zuwider und geht mit erheblichen Aufwänden einher.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(1) Der Eigentümer sowie der sonstige Nutzungsberechtigte eines Grundstücks muss den Verbleib von Fernleitungen sowie von Leitungen, die der Verteilung von Gas dienen, auf diesem Grundstück auch nach einer dauerhaften Außerbetriebnahme endgültigen Stilllegung dieser Leitungen für die Zwecke des Transports oder der Verteilung von Gas unentgeltlich dulden, wenn diese Außerbetriebnahme infolge der Umsetzung eines bestätigten Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff nach den §§ 15a bis 15e oder eines bestätigten Verteilernetzentwicklungsplanes nach den §§ 16b bis 16e nach dem [einsetzen: Datum des Inkrafttretens nach Artikel 11] erfolgt. Eine entgegenstehende vertragliche Regelung ist insoweit unwirksam. Satz 1 ist nicht anzuwenden,\r\n1. soweit anderweitige öffentliche Interessen oder private Interessen in Bezug auf das\r\n15\r\nbetroffene Grundstück überwiegen, oder 2. wenn eine künftige Nutzung der Leitungen mit hinreichender Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden kann und an der betroffenen Stelle ohnehin umfangreiche Erdarbeiten stattfinden, bei denen die Leitung ohne erheblichen Aufwand entfernt werden kann.\r\n….\r\n(3) Der betroffene Eigentümer ist durch den Eigentümer der Leitung in geeigneter Weise über die dauerhafte Außerbetriebnahme und die Pflichten nach Absatz 1 unverzüglich zu informieren. Der sonstige Nutzungsberechtigte ist durch den betroffenen Eigentümer des Grundstücks entsprechend zu informieren.“\r\n4. Transparenzanforderungen\r\nDie EnWG-Novelle bietet auch die Möglichkeit, die bestehenden Veröffentlichungspflichten der Betreiber kritischer Infrastrukturen gezielt weiterzuentwickeln und an die veränderte Sicherheitslage anzupassen. Dabei sollte insbesondere an den Entschließungsantrag zum KRITIS-Dachgesetz angeknüpft werden, in dem der Bundestag die Bundesregierung aufgefordert hat, bestehende Ausnahmeregelungen für solche Betreiber konsequent anzuwenden, sensible bereits veröffentlichte Infrastrukturdaten zu überprüfen und – soweit möglich – zu streichen sowie die Transparenz- und Veröffentlichungspflichten der Länder sachgerecht weiterzuentwickeln.\r\nDie aktuellen Transparenzpflichten für Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetzbetreiber führen zu erheblichen sicherheitsrelevanten Risiken: Über Transparenzplattformen, Planfeststellungs- und Netzentwicklungsverfahren sowie über den Infrastrukturatlas werden Anlagenstandorte, Leitungsverläufe, Kapazitätsdaten und Lastflussdaten öffentlich zugänglich gemacht. Solche Informationen liefern potenziellen Angreifern detaillierte Hinweise auf verwundbare Strukturen und erhöhen damit das Risiko gezielter Sabotageakte.\r\nEine derartige Offenlegung ist unter den heutigen sicherheitsrelevanten Rahmenbedingungen weder zeitgemäß noch vertretbar. Statt pauschaler Veröffentlichungspflichten sind abgestufte Formen der Transparenz erforderlich, die sowohl dem Schutz von KRITIS als auch dem berechtigten Informationsinteresse der Öffentlichkeit gerecht werden.\r\nVor diesem Hintergrund sieht FNB Gas insbesondere bei den Vorgaben des § 23c EnWG sowie den Berichtspflichten des § 28k EnWG-E klaren Änderungsbedarf. Ebenso sollten die Novelle genutzt werden, um zumindest die Vorgaben des § 111g EnWG zur Einrichtung und Betrieb einer neuen nationalen Transparenzplattform und der Veröffentlichung weiterer Daten zu hinterfragen und zu streichen. Sensible Netzdaten sollten grundsätzlich nicht veröffentlicht, sondern ausschließlich der Bundesnetzagentur im Rahmen des bestehenden Monitorings übermittelt werden.\r\n4.1. Bürokratie abzubauen und kritische Infrastruktur schützen: § 23c Abs. 4 Nr. 1 bis 5 EnWG und § 23c Abs. 7 Nr. 1-4 EnWG, § 23c Abs. 5 Nr. 4 EnWG bzw. in § 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E sowie § 23c Abs. 4 Nr. 8 EnWG\r\nDie Veröffentlichungspflichten in § 23c Abs. 4 Nr. 1-5 EnWG (Erdgas) und § 23c Abs. 7 Nr. 1-4 EnWG (Wasserstoff) sowie jene in § 23c Abs. 5 Nr. 4 EnWG (Erdgas) bzw. in § 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E (Wasserstoff)\r\n16\r\ndienen ausschließlich der Aufsicht durch die Bundesnetzagentur. Ein Mehrwert für die Öffentlichkeit ist hingegen nicht erkennbar.\r\nDarüber hinaus ist die Verpflichtung, in § 23c Abs. 4 Nr. 8 EnWG eine laufend aktualisierte, übersichtliche Darstellung der Netzauslastung im gesamten Netz einschließlich der Kennzeichnung tatsächlicher oder zu erwartender Engpässe veröffentlichen zu müssen, weder praxistauglich noch sicherheitspolitisch vertretbar. Sie würde faktisch die Erstellung einer interaktiven Netzkarte mit permanent aktualisierten Lastfluss‑ und Kapazitätsdaten erfordern—Informationen, die für potenzielle Anschlussnehmer nur begrenzt hilfreich, für Angreifer jedoch ausgesprochen wertvoll sind.\r\nUm die kritische Infrastruktur (Erdgas und Wasserstoff) zu schützen, sollten diese Angaben nur der Bundesnetzagentur zugänglich sein. Die Veröffentlichungspflicht sollte entfallen. Jeder Netzbetreiber sollte ausschließlich verpflichtet sein, die Angaben einmal im Rahmen des jährlichen Monitorings mitzuteilen.\r\n4.2. Berichtspflicht zu Leckagen, Ausblasungen und betrieblichen Emissionen verhältnismäßig ausgestalten: § 28k Abs. 5 S. 2 EnWG-E\r\nAus Sicht der FNB ist es von zentraler Bedeutung, bei der Festlegung der Berichtspflichten für die Wasserstoffdichtheitsprüfung und ggf. notwendige Reparatur- oder Austauschprogramme ein ausgewogenes Verhältnis zu schaffen, um den bürokratischen Aufwand für Unternehmen und Behörden möglichst gering zu halten. Eine jährliche Berichtspflicht über detektierte und behobene Leckagen, Ausblasungen sowie betriebliche Emissionen wird als sachgerecht erachtet. Durch die jährliche Berichterstattung wird gewährleistet, dass sämtliche Emissionen, Leckagen und durchgeführte Reparaturen vollständig erfasst und dokumentiert werden, ohne den administrativen Aufwand unverhältnismäßig zu erhöhen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(5) Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranlagen oder Wasserstoffterminals haben alle angemessenen Maßnahmen zu ergreifen, um bei ihren Tätigkeiten Wasserstoffemissionen zu vermeiden und zu minimieren, und in regelmäßigen Abständen alle relevanten Komponenten in ihrer Verantwortung auf Wasserstoffdichtheit und notwendige Reparaturen hin zu überprüfen. Sie haben den zuständigen Behörden jährlich einen Bericht über die Wasserstoffdichtheitsprüfung und gegebenenfalls ein Reparatur- oder Austauschprogramm vorzulegen, wobei jährlich statistische Informationen über die Wasserstoffdichtheitsprüfung und die notwendigen Reparaturen veröffentlicht werden.\r\n5. Biomethan\r\n5.1. Nachfolgeregelung zur Förderung von Biomethan und sachgerechte Übergangsregelung ergänzen: § 17 Abs. 1b EnWG-E\r\nFNB Gas begrüßt die Prüfung einer Nachfolgeregelung zur Biomethanförderung und setzt sich für die Fortführung der bewährten Umlageförderung ein – jedoch mit effizienteren Anschlussbedingungen. Grundlage sollte die Vorschläge aus dem BDEW-Positionspapier zum effizienten Anschluss von Biogasaufbereitungsanlagen vom 30. Juli 2025 sein, das auf flexible Clusterlösungen und Skaleneffekte abzielt. Entscheidend ist die dauerhafte deutschlandweite Umlage der Anschlusskosten – für bestehende und neue Anlagen.\r\n17\r\nEin wesentlicher Vorschlag besteht darin, die Beteiligung des Anschlussnehmers für neue Anlagen generell auf 25% der Netzanschlusskosten bis zu einem zu definierenden Schwellenwert der spezifischen Kosten (in Euro pro Jahr und Nm³/h Leistung) festzulegen. Kosten über dem Schwellenwert sind voll vom Anschlussnehmer zu tragen. Dies würde kosteneffiziente Anschlüsse von Erzeugungsanlagen anreizen\r\nDie derzeit noch in der GasNZV garantierte Verfügbarkeit des Netzanschlusses von 96 % führt zu zusätzlichen Folgekosten für den Netzbetreiber durch z. T. redundante Ausführung von Anlagenkomponenten, insbesondere Verdichtern sowie Rückspeisungen in vorgelagerte Netze. Mit der Aufhebung der strikten Vorgabe einer 96%igen Verfügbarkeit des Netzanschlusses können damit die Kosten für die Verbraucher gesenkt werden.\r\nEine rechtssichere Übergangsregelung ist zentral: Bis zum 31.12.2026 sollten die bestehenden Bedingungen fortgelten, um laufende Projekte zu schützen. Auch danach müssen die entstehenden Kosten weiterhin umlagefähig bleiben. Die aktuelle Gesetzesnovelle greift hier zu kurz, insbesondere bei kapazitätserhöhenden Maßnahmen, die europarechtlich weiterhin zulässig und notwendig sein können.\r\nKapazitätserhöhende Maßnahmen sollten weiterhin zulässig bleiben, wenn bedingte Kapazitäten den Markteintritt unzumutbar erschweren; die Kosten müssen auch nach Außerkrafttreten der GasNEV umlagefähig sein.\r\nZudem ist eine rechtssichere Nachfolgeregelung erforderlich, die die vollständige Umlagefähigkeit aller Kosten nach § 20b GasNEV – einschließlich kapazitätserhöhender Maßnahmen – sicherstellt.\r\n5.2. Verknüpfung der Frist für Anschlusstrennung von Bestandsanlagen für Biomethananlagen an genehmigten NEP: § 17l Abs. 5 EnWG-E\r\nDie Regelung des § 17I Absatz 5 EnWG-E besagt, dass die Biomethanerzeugungsanlagen, die bis zum Inkrafttreten dieser Novelle in Betrieb genommen wurden, erst nach Ablauf von 20 Jahren nach Inbetriebnahme ohne Zustimmung des betroffenen Betreibers der Biomethanerzeugungsanlage vom Netz getrennt werden können. Das bedeutet, dass die Biomethanerzeugungsanlagen bis spätestens 2046 nicht vom FNB- und VNB-Netz getrennt werden dürfen. Dies führt zwangsläufig zu einer mangelnden Flexibilität der Netzbetreiber, bei denen die betroffenen Biomethanerzeugungsanlagen angeschlossen sind. Die betroffenen Netzabschnitte könnten dadurch erst verzögert von Erdgas- zu Wasserstoffnetzen umgestellt werden, was den Wasserstoffhochlauf verzögert und möglichweise gefährdet. Nicht zu vernachlässigen sind darüber hinaus die hohen zukünftigen Netzkosten in der späten Phase (2040er Jahre), wo Stand heute unklar ist, ob Teile oder Leitungsabschnitte der Erdgasnetze ggf. fast ausschließlich für die Bedienung der Biomethanerzeugungsanlagen genutzt werden müssen. Es wäre folgerichtig, die Trennung von allen Biomethanerzeugungsanlagen mit einem nach § 15d Absatz 3 Satz 1 EnWG bestätigten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff oder in einem nach § 16e Absatz 2 EnWG bestätigten Verteilernetzentwicklungsplan zu verknüpfen.\r\n18\r\n6. Sonstiges\r\n6.1. Genehmigungsrechtliche Fristen im EnWG für gleiche Vorgänge angleichen: § 43b Abs. 7 EnWG-E\r\nIn § 43b Abs. 7 Satz 1 EnWG-E wird festgelegt, dass die nach Landesrecht zuständige Behörde einen Planfeststellungsbeschluss in den Fällen des § 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 5 und 6 EnWG innerhalb von 24 Monaten fasst. Aus Sicht des FNB Gas ist diese Regelung kritisch zu sehen, da über diese Regelung zu befürchten ist, dass im Vergleich zum Wasserstoff entsprechende Verfahren mit Verweis auf die unterschiedlichen Zeiten (WassBG = 1 Jahr) zeitlich gestreckt werden, da hier 2 bzw. 3 Jahre denkbar sind. Ein Gleichlauf mit der Jahresregelung in § 43l Abs. 2 EnWG wäre zu begrüßen. Darüber hinaus ist mit Blick auf die anstehende Umsetzung der Kraftwerksstrategie eine Beschleunigung der Planfeststellungverfahren auch im Gasbereich erforderlich.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(7) Die nach Landesrecht zuständige Behörde fasst einen Planfeststellungsbeschluss in den Fällen des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 und 6 innerhalb von 24 12 Monaten. Sie kann die Frist um bis zu zwölf Monate verlängern, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung oder aus Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Die Fristverlängerung ist gegenüber dem Antragsteller zu begründen. Die Frist nach Satz 1 beginnt mit Auslegung der Planunterlagen gemäß § 43a Absatz 3.“\r\n6.2. Beschleunigte Reparatur zur Beseitigung von Leckagen ermöglichen: § 43p EnWG-E und § 14 Abs. 1 BNatSchG\r\nArt. 14 Abs. 9 der Verordnung (EU) 2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 enthält folgende Regelung:\r\n„Die Reparatur oder der Austausch der in Absatz 8 genannten Komponenten erfolgt unmittelbar nach der Erkennung des Lecks. Kann die Reparatur nicht unmittelbar nach der Erkennung durchgeführt werden, so ist sie abweichend von Unterabsatz 1 so bald wie möglich, spätestens jedoch fünf Tage nach der Erkennung, zu versuchen und innerhalb von 30 Tagen nach der Erkennung abzuschließen.\r\nKann ein Betreiber nachweisen, dass die Reparatur oder der Austausch beim ersten Reparaturversuch innerhalb von fünf Tagen nicht erfolgreich oder nicht möglich ist, oder geht der Betreiber davon aus, dass eine vollständige Reparatur innerhalb von 30 Tagen aus Sicherheitsgründen oder aufgrund von verwaltungstechnischen oder technischen Erwägungen nicht möglich ist, so unterrichtet er die zuständigen Behörden davon und legt ihnen spätestens 12 Tage nach Erkennung des Lecks zusammen mit den Reparatur- und Überwachungszeitplänen, die mindestens die in Anhang II genannten Angaben enthalten, einen Nachweis dafür vor.“\r\nAufgrund vorstehender Regelung bedarf es für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine unverzügliche Reparatur, spätestens jedoch innerhalb von fünf Tagen, in der Regel auch tatsächlich durchführen zu können. Die Einhaltung dieser kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigungen, insb. naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein. Angesichts des mit der Reparatur verfolgten Schutzzwecks und mit einem durch die Reparatur üblicherweise einhergehendem unwesentlichen Eingriff, sollte zur grundsätzlichen Ermöglichung\r\n19\r\nder Reparaturfristen folgende Neuregelung in § 43p EnWG getroffen werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Reparaturen zur Beseitigung von Leckagen an Gasversorgungsleitungen müssen den zuständigen Behörden unverzüglich angezeigt werden. Ein Antrag auf Genehmigung ist nur erforderlich, wenn die jeweilige Behörde einen solchen nach Anzeige der Reparatur fordert.“\r\nDarüber hinaus sollte § 14 Abs. 1 BNatSchG wie folgt geändert werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Die land-, forst- und fischereiwirtschaftliche Bodennutzung sowie die Leckreparatur nach Art. 14 der Verordnung (EU) 2024/1787 sind nicht als Eingriff anzusehen, soweit dabei die Ziele des Naturschutzes und der Landschaftspflege berücksichtigt werden.“\r\n6.3. Verweis auf die landesrechtlichen Vorschriften der Enteignungsgesetze für Verfahren der vorzeitigen Besitzeinweisung streichen: § 44b Abs. 8 EnWG\r\nIn der letzten EnWG-Novelle ist im § 44b ein neuer Absatz 8 aufgenommen worden. Damit wird für die Verfahren der vorzeitigen Besitzeinweisung ergänzend auf die landesrechtlichen Vorschriften der Enteignungsgesetze verwiesen. Diese Ergänzung ist vor dem Hintergrund des von der Bundesregierung angekündigten Bürokratieabbaus und der zwischen Bund und Ländern vereinbarten Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren, insbesondere von länderübergreifenden Infrastrukturvorhaben, nicht nachvollziehbar und sollte gestrichen werden. Darüber hinaus konterkariert der Verweis eine durch das BVerwG bestätigte bundeseinheitliche Regelung, die unbedingt Bestand haben sollte.\r\nMit dem Beschluss des Bundesverwaltungsgerichts (Beschluss vom 06.02.2025 – 11 B 4.24)1 ist mit der durch das BVerwG bestätigten Sperrwirkung (vgl. Art. 74 Abs. 1 Nr. 11 und 14 GG sowie Art. 72 Abs. 1 GG) eine bundeseinheitliche Regelung für alle Enteignungsbehörden geschaffen worden. Dies betrifft insbesondere die Vereinheitlichung von Rechtsbehelfsbelehrungen sowie die Vereinheitlichung der Bestimmung des Streitwertes für das Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b EnWG.\r\nIn der Vergangenheit hat es vielfach voneinander abweichende länderspezifische Ausgestaltungen der Rechtsbehelfsbelehrungen und der Streitwertfestsetzung gegeben. Selbst innerhalb desselben Landes hatten einzelne Enteignungsbehörden teilweise sogar verfahrensspezifisch unterschiedliche Ansätze zur Streitwertfestsetzung. Auch die Rechtsbehelfsbelehrungen unterlagen bei Enteignungsbehörden einem stetigen Wandel. Gerade diese länder- bzw. behörden- bzw. verfahrensspezifischen Ansätze waren in der Vergangenheit der Grund für Fehleranfälligkeiten, Rückfragen und insbesondere eine uneinheitliche Rechtsprechung, mit den damit verbundenen Risiken sowie Kosten- und Personalmehraufwand bei Vorhabensträgern und Behörden.\r\nDem entsprechend hat der Verweis auf die Enteignungsgesetze der Länder in § 44b Abs. 8 EnWG zur Folge, dass gerade kein einheitlicher Rechtsrahmen geschaffen würde und es gerade keine Entlastung der Vollzugsbehörden sowie der weiteren Verfahrensbeteiligten gäbe.\r\nAnstatt mit einem § 44b Abs. 8 EnWG auf die Enteignungsgesetze der Länder zu verweisen, wäre es\r\n1 Hinsichtlich der materiellrechtlichen Erwägungen wird auf die zutreffenden Ausführungen in den Beschlüssen des BVerwG vom 06.02.2025 – 11 B 4.24 (BVerwG 11 B 4.24, Beschluss vom 06. Februar 2025 | Bundesverwaltungsgericht) sowie des OVG NRW vom 14.08.2024 – 21 E 702/23 (Oberverwaltungsgericht NRW, 21 E 702/23) verwiesen.\r\n20\r\nstattdessen vielmehr folgerichtig, diesen Verweis auch aus den Parallelvorschriften des § 18f FStrG (dort Abs. 8) und § 21 AEG (dort Abs. 9) ersatzlos zu streichen.\r\n6.4. Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen zur Höherauslastung des Stromübertragungsnetzes beschleunigen: § 49c EnWG\r\nDie Möglichkeit der Höherauslastung des deutschen Stromübertragungsnetzes ist eine wichtige Maßnahme für eine kosteneffiziente Umsetzung der Energiewende (Einsparung von Redispatchkosten). Die Fernleitungsnetzbetreiber unterstützen ausdrücklich die Umsetzung dieser netztechnischen Maßnahme durch die Übertragungsnetzbetreiber Strom.\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber weisen allerdings darauf hin, dass sich die durch § 49c EnWG beabsichtigte beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen im Rahmen der Höherauslastung des Stromübertragungsnetzes nicht in der Praxis realisiert hat. Weder ist ersichtlich, dass die zuständigen Behörden Genehmigungen entsprechend § 49c Abs. 4 EnWG beschleunigt bearbeiten, noch genügt lediglich die Duldung nur von Vorarbeiten nach § 49c Abs. 5 EnWG.\r\nUm die dazu im Vorfeld zu realisierenden technischen Schutzmaßnahmen am Fernleitungsnetz möglichst schnell umzusetzen, ist eine Nachschärfung der bestehenden Regelungen notwendig. Hierzu sollte nachstehender Abs. 2a in § 49c EnWG ergänzt werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(2a) Erforderliche Schutz- und Sicherungsmaßnahmen stellen in der Regel keinen erheblichen Eingriff gemäß § 14 BNatSchG dar. Eingriffe, die einer artenschutzrechtlichen Ausnahme oder einer Befreiung bedürfen, müssen nur einer speziellen artenschutzrechtlichen Prüfung (Stufe I) anhand vorhandener Datengrundlagen, beziehungsweise anhand der Biotopstrukturen (sog. Potentialabschätzung), unterzogen werden.“\r\nSowie Abs. 5 § 49c EnWG neu formuliert werden:\r\n„(5) Die Schutz- und Sicherungsmaßnahmen der Betreiber technischer Infrastrukturen sind, soweit möglich, im Schutzstreifen der eigenen Infrastruktur umzusetzen. Ist die Umsetzung dieser außerhalb des Schutzstreifens erforderlich, haben Eigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte die erforderlichen Schutz- und Sicherungsmaßnahmen und die dazu erforderlichen Vorarbeiten durch den Betreiber technischer Infrastrukturen oder von ihm Beauftragte zu dulden. Im Übrigen gilt § 44 Abs. 2 bis 4 entsprechend. Für den Fall, dass eine einvernehmliche Regelung über erforderliche dingliche Sicherungen zwischen den Betroffenen und dem Betreiber technischer Infrastrukturen zu angemessenen Bedingungen nicht zustande kommt, sind diese nach den jeweiligen Landesenteignungs- und -entschädigungsgesetzen beizubringen.“\r\nDie FNB weisen zudem darauf hin, dass eine stringente Anwendung der Fristvorgaben aus § 49c Abs. 4 EnWG durch die zuständigen Landesbehörden erfolgen muss. Eine Nichtanwendung seitens der Landesbehörden würde die Beschleunigungsmaßnahmen des Bundes auf dieser Ebene ins Leere laufen lassen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007406","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren beim Aus-/Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/80/c3/319144/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260090.pdf","pdfPageCount":21,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de LobbyregisterNr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nDie Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012\r\ngegründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen\r\nüberregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt\r\nder Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas\r\nNetzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie\r\nDeutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS\r\nGastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. Sie\r\nbetreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nFNB Gas – Schri�liche Stellungnahme\r\nReferentenentwurf (Bundesministerium für Wirtscha� und\r\nKlimaschutz)\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der\r\nVerfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer\r\nrechtlicher Rahmenbedingungen für den\r\nWasserstoffhochlauf (Stand: 11.4.2024)\r\nBerlin, 30. April 2024Seite 1 von 22\r\nA. Einleitung\r\nFNB Gas begrüßt die Konsultation des BMWK vom 15.4.2024 zum „Entwurf eines Gesetzes zur\r\nBeschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher\r\nRahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf“. Artikel 1 enthält das Gesetz zur planungs- und\r\ngenehmigungsrechtlichen Beschleunigung der Erzeugung, der Speicherung und des Imports von\r\nWasserstoff (Wasserstoffbeschleunigungsgesetz – WassBG). Die Artikel 1 bis 7 enthalten Änderungen\r\nbestehender Gesetze.\r\nDer Entwurf geht damit verschiedene Regelungsinhalte für eine Vielzahl von Anlagen zum Import, zur\r\nErzeugung und zur Speicherung von Wasserstoff gesamthaft an und die diesbezügliche Positionierung\r\nder Bundesregierung ist grundsätzlich zu begrüßen. Besonders erfreulich ist, dass das BMWK ein\r\nüberragendes öffentliches Interesse für diese Anlagen postuliert und damit zweifelsohne einen\r\nwichtigen Teil der Wasserstoffinfrastruktur zur beschleunigten Umsetzung befähigt.\r\nUmso bedauerlicher ist es aber, dass das vorgeschlagene WassBG und die beabsichtigten Änderungen\r\nweiterer Gesetze den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes als zentralen Teil der künftigen\r\nWasserstoffinfrastruktur weitestgehend aussparen. FNB Gas ist verwundert, dass eine Vielzahl weiterer\r\nund dringend notwendiger Beschleunigungsmaßnahmen für die Umstellung von Erdgasleitungen auf\r\nWasserstoff sowie für den Neubau von Wasserstoffleitungen, die in der Aufgabe der\r\nFernleitungsnetzbetreiber (FNB) liegen, in den Entwürfen unberücksichtigt bleiben. FNB Gas hatte\r\nschon im letzten Jahr ein Wasserstoffinfrastruktur-Aufbaugesetz vorgeschlagen und seitdem immer\r\nwieder auf die Notwendigkeit eines solchen Gesetzes hingewiesen.\r\nDie positiven Erfahrungen aus dem LNGG zum zügigen Aufbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland\r\nseit Frühjahr 2022 bieten Anhaltspunkte für Reformen. Auch deshalb hatten wir uns eine deutlichere\r\nPositionierung des BMWK zu den Belangen der FNB mit Hinblick auf den Infrastrukturaufbau und den\r\nHochlauf erhofft und sind vom vorliegenden Entwurf in dieser Form enttäuscht. Wir regen dringend an,\r\ndie Beschleunigungsinstrumente aus dem LNGG vollumfänglich auf den Auf- und Ausbau von\r\nWasserstoffnetzen und dafür notwendige netzverstärkende Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz\r\nauszudehnen. Als zentral erachten wir die Nichtanwendung des Vergaberechts für\r\nBeschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor. Der für die Vorbereitung und Durchführung von\r\nVergabeverfahren erforderliche Zeitbedarf würde sonst den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes\r\ndeutlich verlangsamen.\r\nMit unserer Stellungnahme benennen wir alle uns wichtigen Aspekte und machen Vorschläge zur\r\nÄnderung verschiedener Gesetze, die nach unserer Meinung für die Beschleunigung der gesamten\r\nWasserstoff-Infrastruktur, inklusive des Wasserstoff-Kernnetzes und der weiteren Anlagen, unabdingbar\r\nsind. Denn gerade der Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes als Herzstück der Wasserstoffinfrastruktur\r\nbedarf einer zusätzlichen, schnellen und zielgerichteten Unterstützung durch den Gesetzgeber. Wir\r\nsehen einen großen Bedarf und eine entsprechende Notwendigkeit dieser Änderungen als\r\nRahmenbedingung für den weiteren Wasserstoff-Hochlauf an. Daher unterstützt FNB Gas auch den\r\nBeschluss des Bundesrates vom 26.4.2024 zur zeitnahen Umsetzung des WasserstoffBeschleunigungsgesetzes für den beschleunigten Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur und die dafür\r\nerforderlichen genehmigungsrechtlichen Erleichterungen.Seite 2 von 22\r\nB. Stellungnahme und zusätzliche\r\nBeschleunigungsmaßnahmen\r\nIm Folgenden nimmt FNB Gas zunächst zum Gesetzesentwurf Stellung (I. Stellungnahme) und regt\r\nsodann weitere erforderliche Beschleunigungsmaßnahmen an (II. Zusätzlich erforderliche\r\nBeschleunigungsmaßnahmen), um das mit dem Gesetzesentwurf verfolgte Ziel, den für den\r\nKlimaschutz erforderlichen Markthochlauf von Wasserstoff zu beschleunigen und damit einen Beitrag\r\nzur Transformation Deutschlands zur klimaneutralen Volkswirtschaft zu leisten, in gebotener Weise\r\nauch tatsächlich erreichen zu können.\r\nI. Stellungnahme\r\n1. Artikel 1 – WassBG\r\na. § 1 Satz 3 WassBG – Erneuerbarer Wasserstoff als Ziel des Gesetzes\r\nAusweislich des § 1 S. 3 WassBG ist es Ziel,\r\n„eine treibhausgasneutrale, sichere und umweltverträgliche Erzeugung von und Versorgung\r\nmit Wasserstoff, erzeugt aus erneuerbaren Energien (Hervorhebung. d. FNB Gas),\r\nsicherzustellen“.\r\nDieses Ziel wird von Seiten des FNB Gas im Hinblick auf die Wichtigkeit der Einhaltung der\r\nKlimaschutzziele ausdrücklich begrüßt. Angesichts des in § 1 S. 2 niedergelegten Zwecks, wonach\r\ndas Gesetz\r\n„insbesondere zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele einen zentralen Beitrag zum\r\nHochlauf der Wasserstoffwirtschaft leisten“ soll\r\nsowie der Ausführungen im Besonderen Teil zu § 4 Abs. 2 Nr. 1 (S. 32):\r\n„Das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz zielt nach § 1 insbesondere (Hervorhebung d. FNB\r\nGas) auf eine Herstellung von Wasserstoff basierend auf Erneuerbaren Energien.“\r\nist es unser Verständnis, dass mit der Formulierung „erzeugt aus erneuerbaren Energien“ auch\r\nVorhaben vom Anwendungsbereich erfasst sind, die diese Anforderung ggf. (noch) nicht erfüllen.\r\nAndernfalls wäre der Anwendungsbereich insbesondere in der Phase des Markthochlaufs\r\nmöglicherweise stark eingeschränkt.\r\nb. § 2 Absatz 1 WassBG – Anwendungsbereich zielgerichtet ausgestalten\r\naa. Wasserstoffkernnetzleitungen sowie sonstige Wasserstoffleitungen in Anwendungsbereich\r\naufnehmen\r\nMit Überraschung wurde zur Kenntnis genommen, dass die für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft\r\nzentrale Wasserstoffleitungsinfrastruktur nicht vom Anwendungsbereich des § 2 Abs. 1 umfasst ist.\r\nVielmehr wird über die Anfügung eines neuen Absatzes 9 in § 43l EnWG auf die §§ 5 bis 9 WassBG\r\nfür die Errichtung und die Änderung von Wasserstoffleitungen sowie auf die Errichtung und die\r\nÄnderung von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff in\r\nentsprechender Anwendung verwiesen. Gesetzestechnisch erscheint es aus Sicht des FNB Gas\r\nvorzugswürdig die Wasserstoffleitungen (einschließlich der Wasserstoffleitungen in der\r\nausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland in der Nord- und Ostsee),\r\ndie Änderung von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff\r\nals auch die für die Umstellung der Gasversorgungsleitungen auf einen Wasserstofftransport\r\nerforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz in den Anwendungsbereich\r\ndes WassBG aufzunehmen. Dies würde unseres Erachtens die Gesetzesanwendung erleichtern,Seite 3 von 22\r\ninsbesondere mit den noch weiteren Beschleunigungsmaßnahmen (s. II.2. Zusätzlich erforderliche\r\nBeschleunigungsmaßnahmen) noch ausgeführt werden.\r\nbb. Erweiterung des Anwendungsbereichs um erforderliche Anschluss- bzw.\r\nAnbindungsleitungen sowie für die nach § 2 Absatz 1 erfassten Anlagen erforderlichen\r\nNebeninfrastrukturen\r\nUm die in § 2 Abs. 1 erfassten Anlagen bestimmungsgemäß betreiben und untereinander im\r\nerforderlichen Maß verbinden zu können, ist es unseres Erachtens erforderlich, auch die Anschlussund Anbindungsleitungen sowie die dem Betrieb der Anlagen dienenden Einrichtungen (z.B. Messund Regelanlagen etc.) in den Anwendungsbereich aufzunehmen. Hierzu bietet sich ein neuer Absatz\r\n2 folgenden Inhalts an:\r\n“Dieses Gesetz ist zudem auf erforderliche Anschluss- und Anbindungsleitungen an sowie für\r\nden ordnungsgemäßen Betrieb dienlichen Einrichtungen der Vorhaben nach Absatz 1\r\nanzuwenden.”\r\nc. § 2 Absatz 1 Nr. 8 i.V.m. § 4 Absatz 1 WassBG - Missverständnisse im Anwendungsbereich\r\nvermeiden\r\nDie Errichtung und der Betrieb von Verdichtern, die für den Betrieb von Wasserstoffleitungen\r\nerforderlich sind, liegen gemäß § 2 Abs. 1 Nr. 8 i.V.m. § 4 Abs. 1 WassBG zukünftig ausdrücklich im\r\nüberragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit. Die Feststellung als\r\nsolche halten wir für vollkommen korrekt. Unser Verständnis ist es jedoch, dass alle dem\r\nLeitungsbetrieb dienenden Einrichtungen, hierzu zählen insbesondere Verdichter- und GasDruckregel- und Messanlagen, sowieso im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der\r\nöffentlichen Sicherheit dienen (s. § 43l Abs. 1 S. 2), wenn dies für die gegenständliche Leitung der Fall\r\nist. Insofern sehen wir in dieser Regelung, die ausschließlich Verdichteranlagen in Bezug nimmt, ein\r\nRisiko für rechtliche Auseinandersetzungen. Anstelle der singulären Inbezugnahme von Verdichtern in\r\n§ 2 Abs. 8 sollten daher „einem Verdichter sowie eine dem Leitungsbetrieb dienliche Einrichtung,\r\ndie für den Betrieb von Wasserstoffleitungen erforderlich ist“ in Bezug genommen werden.\r\nd. § 5 Absatz 3 WassBG\r\n§ 5 Abs. 3 WassBG regelt eine Frist für die Vollständigkeitsprüfung von Antragsunterlagen sowie einen\r\nPrüfrahmen für die Vollständigkeitsprüfung. § 43a Abs. 2 EnWG neu sollte um folgende\r\nentsprechende Regelung nach Satz 1 neu ergänzt werden:\r\n“Die Anhörungsbehörde hat nach Eingang des Plans in der Regel spätestens innerhalb eines\r\nMonats zu prüfen, ob dieser vollständig ist. Der Plan ist vollständig, wenn er prüffähig ist. Dies\r\nist dann der Fall, wenn der Plan sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorhabens\r\nverhält und die Behörde in die Lage versetzt, den Plan unter dieser Berücksichtigung näher zu\r\nprüfen. Fachliche Einwände und Nachfragen zum Plan stehen der Vollständigkeit nicht\r\nentgegen, sofern der Plan eine fachliche Prüfung überhaupt ermöglicht. Das\r\nVollständigkeitsdatum ist der Tag, an dem die letzte Unterlage bei der Behörde eingegangen\r\nist, die für das Erreichen der Vollständigkeit im Sinne der Sätze 2 bis 4 erforderlich ist.”\r\ne. § 5 Absatz 10 und § 6 Absatz 2 WassBG\r\nIn § 5 Abs. 10 als auch in § 6 Abs. 2 WassBG wird geregelt, dass die Feststellung oder Genehmigung\r\ndes Plans nach § 74 VwVfG innerhalb einer Frist von zwölf Monaten nach Zugang des vollständigen\r\nPlans erfolgt, wobei die Frist einmalig um bis zu sechs Monate verlängert werden kann, wenn dies\r\nwegen der Schwierigkeit der Prüfung oder aus anderen Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen\r\nsind, erforderlich ist. Die Fristverlängerung soll gegenüber dem Antragsteller begründet werden.Seite 4 von 22\r\nFür Wasserstoffleitungsinfrastrukturen gilt hingegen nur die in ihrer Wirkung deutlich schwächere\r\nNeuregelung des § 43 Abs. 4a EnWG. Um die erforderlichen Wasserstoffleitungsinfrastrukturen\r\ngleichermaßen beschleunigt zu genehmigen, sollte der Regelungsinhalt der § 5 Abs. 10 und § 6 Abs.\r\n2 WassBG auch in das Energiewirtschaftsgesetz aufgenommen werden. Hier bietet sich eine\r\nNeuregelung als § 43l Absatz 10 EnWG neu wie folgt an:\r\n“Die Entscheidung der Feststellung oder Genehmigung des Plans nach § 74 des\r\nVerwaltungsverfahrensgesetzes erfolgt innerhalb einer Frist von zwölf Monaten nach Zugang\r\ndes vollständigen Plans, wobei diese Frist einmalig um bis zu sechs Monate verlängert\r\nwerden kann, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung oder aus Gründen, die dem\r\nAntragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Die Fristverlängerung soll gegenüber dem\r\nAntragsteller begründet werden.”\r\nf. Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nDas WassBG sollte, vergleichbar wie die Regelung in § 6 LNGG, abweichende Maßgaben für die\r\nAnwendung des BNatSchG vorsehen, und zwar wie folgt als neuer § 9 nach den Maßgaben für das\r\nWasserhaushaltsgesetz:\r\n“§ 9 Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nDas Bundesnaturschutzgesetz vom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 3\r\ndes Gesetzes vom 8. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2240) geändert worden ist, ist bei der\r\nZulassung von Vorhaben nach § 2 mit folgenden Maßgaben anzuwenden:\r\n1. abweichend von § 17 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes kann die Festsetzung von\r\nAusgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach § 15 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes bis\r\nzu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen, hierfür hat der\r\nVerursacher die erforderlichen Angaben nach § 17 Absatz 4 Satz 1 Nummer 2 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes nachträglich zu machen. § 15 Absatz 4 Satz 2 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes ist entsprechend anzuwenden,\r\n2. die Festsetzung von Ausgleichsmaßnahmen nach § 30 Abs. 3 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes kann bis zu zwei Jahre nach Erteilung der\r\nZulassungsentscheidung erfolgen.\r\n3. mit der Umsetzung der Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach den Nummern 1 und 2 ist\r\ninnerhalb von drei Jahren nach der Festsetzung zu beginnen.”\r\ng. § 9 WassBG – Maßgaben für die Anwendung des Vergaberechts\r\nNach der Gesetzesbegründung (S. 37) soll das Vergaberecht auf Beschaffungsvorgänge im\r\nWasserstoffsektor Anwendung finden. Die Regelungen in Art. 1 § 9 WassBG beschränken sich auf den\r\nVerzicht einer Losbildung und die verfahrensrechtliche Beschleunigung von Nachprüfungs- und\r\nGerichtsverfahren. Von der Anwendung des Vergaberechts wären einige Fernleitungsnetzbetreiber als\r\nSektorenauftraggeber betroffen, die maßgeblich zum Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes beitragen\r\nwollen. Darüber hinaus werden auch Betreiber von Elektrolyseuren, H2-Speicherbetreiber und H2-\r\nImportterminal-Betreiber sowie der überwiegende Teil der Verteilernetzbetreiber als öffentliche\r\nAuftraggeber oder Sektorenauftraggeber von der Anwendung des Vergaberechts im Wasserstoffsektor\r\nbetroffen sein.\r\nDie Anwendung des Vergaberechts führt zu einem erheblichen Zeitbedarf bei der Vorbereitung und\r\nDurchführung von Beschaffungsvorgängen. Zwar ermöglicht der Verzicht auf die Losbildung GUVergaben und den Abschluss von EPC-Verträgen, allerdings bedarf auch dies sorgfältiger Vorbereitung,\r\ndie komplex und mit einem erheblichen Zeitbedarf verbunden ist. Damit wird das angestrebte Ziel des\r\nAufbaus „eines schnell realisierbaren Wasserstoff-Kernnetzes“ (§ 28q Abs. 1 S. 2 EnWG) konterkariert.Seite 5 von 22\r\nUm dem europäischen und nationalen Anspruch eines schnellen Aufbaus einer WasserstoffInfrastruktur gerecht zu werden, ist daher eine zumindest temporäre Ausnahme von der Anwendung\r\ndes Vergaberechts geboten. Dem stehen auch europäische und nationale Vorgaben nicht entgegen.\r\nDie Regelungen im 4. Teil des GWB sowie die Vergabeverordnung und die Sektorenordnung gehen auf\r\ndie Richtlinie über die öffentliche Auftragsvergabe (Richtline 2014/24/EU), die Richtlinie über die\r\nVergabe von Aufträgen in den Bereichen Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der\r\nPostdienste (Richtlinie 2014/25/EG) und deren Vorgängerrichtlinien zurück.\r\nÖffentliche Aufträge, die von öffentlichen Auftraggebern im Bereich der Wasser-, Energie- und\r\nVerkehrsversorgung sowie der Postdienste vergeben werden und Tätigkeiten in diesen Bereichen\r\nbetreffen, fallen unter die Richtlinie 2014/25/EU. Nach Erwägungsgrund 1 der Richtlinie 2014/25/EU ist\r\neine Regulierung der Auftragsvergabe u.a. im Sektor der Energieversorgung deshalb notwendig, weil\r\nes sich um einen abgeschotteten Markt handelt, in denen die Auftraggeber tätig sind, aufgrund\r\nbestehender besonderer oder ausschließlicher Rechte, die von den Mitgliedstaaten für die Versorgung,\r\ndie Bereitstellung oder den Betrieb von Netzen für die Erbringung der betreffenden Dienstleistung\r\ngewährt werden.\r\nUnabhängig von der Frage, ob der Gasbegriff in Art. 8 der Richtlinie 2014/25/EU und in § 102 Abs. 3\r\nGWB Wasserstoff und der Begriff der Energieversorgung in der Richtlinie 2014/25/EU den\r\nWasserstoffsektor umfasst, ist der Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur und insbesondere eines\r\nWasserstoff-Kernnetzes jedenfalls nicht mit den Situationen der Öffnung der Märkte für die\r\nleitungsgebundene Versorgung mit Elektrizität und Gas im Jahr 1998 oder bei Einführung der heutigen\r\nRegulierung der Strom- und Gasversorgungsnetze im Jahr 2005 vergleichbar. Zu diesen Zeitpunkten\r\ngab es, insbesondere im Strombereich, über Jahrzehnte gewachsene, ausgeprägte Netzstrukturen zur\r\nErfüllung der Versorgungsaufgaben. Im Vordergrund auch der politischen Ziele stand daher nicht der\r\nAufbau einer Infrastruktur, sondern die Ermöglichung von Wettbewerb auf den dem Netz vor- und\r\nnachgelagerten Marktebenen durch eine über die Regulierung intensivere Begrenzung der aus den\r\nMonopolsituationen entstehenden Marktmacht der Netzbetreiber. Die Regulierung setzte auf eine\r\nvorhandene, regelmäßig vermaschte Netzstruktur auf (BT-Drs. 19/27453, S. 118). Davon unterscheidet\r\nsich der Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes durch die Fernleitungsnetzbetreiber und weitere\r\nVorhabenträger erheblich.\r\nDarüber hinaus sollen die derzeitigen Regelungen in Teil 3, Abschnitt 3b des EnWG und die mit dem\r\nGesetz zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im\r\nEnergiewirtschaftsrecht eingeführten Regelungen wettbewerbliche Marktstrukturen fördern (BT-Drs.\r\n19/27453, S. 118). Der Zweck des Vergaberechts ist es u.a. abgeschottete Märkte für einen Wettbewerb\r\nzu öffnen. Angesichts eines sich im Aufbau befindlichen Wasserstoffmarktes besteht somit keine\r\nNotwendigkeit für die Anwendung des Vergaberechts für Auftraggeber im Sinne von § 98 GWB.\r\nDie an dem Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes beteiligten Unternehmen unterliegen bei der\r\nBeschaffung den Schranken des Kartell- und Wettbewerbsrecht. Auch vor diesem Hintergrund kann\r\ndavon abgesehen werden, einzelne von ihnen zusätzlich dem Vergabewesen zu unterwerfen.\r\nSchließlich ist auch die Gleichbehandlung von Auftraggebern, die im öffentlichen Sektor tätig sind, und\r\nAuftraggebern, die im privaten Sektor tätig sind, zu wahren (Erwägungsgrund 19 der Richtlinie 2014/25).\r\nAm Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes werden neben Unternehmen des privaten Sektors auch\r\nSektorenauftraggeber mitwirken. Die Anwendung des Vergaberechts würde für letztere einen\r\nWettbewerbsnachteil gegenüber den Unternehmen darstellen, die keine Auftraggeber im Sinne von\r\n§ 98 GWB sind. Der beschleunigte Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes wäre damit gefährdet.\r\nArt. 1 § 9 des Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung\r\nweiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sollte daher wie folgt gefasst\r\nwerden:\r\n“Der Teil 4 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen in der Fassung der\r\nBekanntmachung vom 26. Juni 2013 (BGBl. I S. 1750, 3245), zuletzt geändert durch Artikel 2Seite 6 von 22\r\ndes Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405), sowie die Vergabeverordnung\r\nvom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624), zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung vom 7. Februar\r\n2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) und die Sektorenverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624,\r\n657), zuletzt durch Artikel 3 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39)\r\ngeändert, sind nicht anzuwenden auf die Vergabe von öffentlichen Aufträgen durch\r\nAuftraggeber, wenn diese Aufträge der Schaffung eines Wasserstoff-Kernnetzes im Sinne von\r\n§ 28q des Energiewirtschaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), zuletzt\r\ngeändert durch Artikel 1 des Gesetzes vom 5. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 32) dienen.”\r\nSofern diese Regelung beispielsweise aufgrund europarechtlicher Vorgaben nicht umsetzbar sein sollte,\r\nsollten die vergaberechtlichen Regelungen mindestens nach dem Vorbild des LNGG weiter erleichtert\r\nwerden.\r\n2. Artikel 3 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\na. § 28r Absatz 8 – Redaktionelle Hinweise\r\naa. Änderung des § 28r Absatz 8 Satz 4 (tatsächlich Satz 5)\r\nDie Einfügung der Wörter „und der öffentlichen Sicherheit dienen“ wird ausdrücklich begrüßt. Geändert\r\nwerden muss jedoch Satz 5. Vorsorglich möchten wir zudem darauf hinweisen, dass durch das Gesetz\r\nzur Änderung des EnWG (s. BT-Beschluss v. 12.04.2024, BR-Drs. 168/24), der Regelungsgehalt des §\r\n28r zukünftig in § 28q geregelt sein wird.\r\nbb. § 4 Absatz 4 WassBG auf § 28r Absatz 8 Satz 5 (zukünftig 28q) EnWG übertragen\r\nAngesichts der Regelung in § 4 Abs. 4 WassBG, welche für die Verdichter für Wasserstoffleitungen\r\nanwendbar ist, sollte § 28r Absatz 8 Satz 5 EnWG (zukünftig § 28q) unseres Erachtens in zeitlicher\r\nHinsicht wie folgt angeglichen werden:\r\n„Für die genehmigten Projekte gilt, sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht\r\netwas anderes festgestellt wird, dass sie bis zum Ablauf des 1. Januar 2035\r\nenergiewirtschaftlich notwendig und vordringlich sind sowie dass sie im überragenden\r\nöffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen.“\r\n§ 28r Absatz 8 S. 5 EnWG regelt derzeit, dass die genehmigten Projekte nur dann „energiewirtschaftlich\r\nnotwendig sind und vordringlich sind sowie dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen“,\r\n„sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis\r\n2030 in Betrieb genommen werden“.\r\nDiese Regelung ist aus planungsrechtlicher Sicht für diejenigen Verfahren problematisch, die noch im\r\nPlanfeststellungsverfahren befindlich sind, wenn der Netzentwicklungsplan verbindlich wird bzw. wo\r\ndurch etwaigen Zeitverzug im Rahmen der Planfeststellungsverfahren die Prognose, dass die Leitungen\r\nnoch bis 2030 in Betrieb genommen werden können, mit weiterem Zeitablauf immer schwieriger wird.\r\nSchlimmstenfalls würde eine weiterhin erforderliche Leitung angesichts negativer\r\nInbetriebnahmeprognose, und damit Entfall der Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses,\r\nnicht mehr in der vorliegenden, und bis dato genehmigungsfähigen, Trasse genehmigt werden können.\r\nb. § 43 Absatz 4a neu – Vorrangregelung im Vollzug erfordert angemessene\r\nBehördenausstattung\r\nDie Neueinfügung ist grundsätzlich zu begrüßen. Inwieweit die Verfahren durch diese gesetzliche\r\nNeuregelung tatsächlich eine Beschleunigung erfahren werden, bleibt abzuwarten. Über die Bestrebung\r\nder Behörden hinaus, den Vorhaben einen Vorrang einzuräumen, ist es im Hinblick auf die zum Teil sehr\r\nunterschiedliche Behördenpraxis unseres Erachtens von zentraler Bedeutung, dass alle mit den\r\nVorhaben befassten Behörden sich das überragende öffentliche Interesse an der Umsetzung derSeite 7 von 22\r\nVorhaben bewusst machen und dementsprechend bei der Realisierung der Vorhaben im Rahmen ihrer\r\ngesetzlichen Aufgaben konstruktiv mitwirken.\r\nDarüber hinaus wäre eine ergänzende Regelung folgender Art wünschenswert:\r\n„Die für die Ausführung dieses Gesetzes zuständigen Behörden verfügen über eine zur\r\nErfüllung ihrer gesetzlichen Aufgaben angemessenen Ausstattung an Finanzmitteln und eine\r\nangemessene Personalausstattung.“\r\nc. § 43a Absatz 8 neu – Redaktioneller Hinweis\r\nDie aktuelle Formulierung in Art. 3 Nr. 3 lit. h) lautet:\r\n„Die bisherige Nummer 3 wird Absatz 8.“\r\nKorrekterweise müsste Nummer 2 in Bezug genommen werden. Unter Art. 3 Nr. 3. lit. k wird nämlich\r\nnochmals geregelt: „Die bisherige Nummer 3 wird Absatz 9.“\r\nd. § 43a Absatz 10 neu - Flexibilität in der Ausgestaltung des Erörterungstermins schaffen\r\nDie Neuregelung sieht vor, dass in den Fällen, in denen die Behörde einen Erörterungstermin für\r\nerforderlich hält, diese den Erörterungstermin als Onlinekonsultation, als Videokonferenz oder als\r\nTelefonkonferenz durchführen soll.\r\nDie weitere Digitalisierung der Verfahren, insbesondere auch in den vorgelagerten Änderungen des\r\n§ 43a EnWG, wird zwar ausdrücklich begrüßt, unseres Erachtens wäre es jedoch ausreichend, den\r\nbisher vor Ort durchgeführten Erörterungstermin mit den neuen Möglichkeiten der Onlinekonsultation,\r\nder Videokonferenz oder Telefonkonferenz gleichzustellen. Je nach Verfahren kann der\r\nErörterungstermin vor Ort eine hohe Bedeutung für die Akzeptanzschaffung eines Vorhabens haben,\r\nzugleich gibt es Verfahren, in denen eine Erörterung vor Ort absehbar keinen Mehrwert schaffen wird\r\nbzw. anderweitige Umstände für die digitale Durchführung sprechen. Die Behörde sollte folglich\r\nentsprechend den Verfahrensbedürfnissen frei in ihrer Entscheidung sein, wie sie den\r\nErörterungstermin abhalten möchte.\r\nAnstelle der Formulierung\r\n„soll die Erörterung als“\r\nsollte folglich folgende Formulierung gewählt werden:\r\n„darf die Erörterung auch als“.\r\ne. § 43a Absatz 12 neu – Verzicht auf Erörterungstermin als Regelfall\r\nDie aktuelle Regelung des § 43a Nummer 4, zukünftig § 43a Absatz 12 – die Änderung des\r\nausgelegten Plans betreffend – sollte wie folgt geändert werden:\r\nAnstelle der Formulierung\r\n„so kann im Regelfall von der Erörterung […] abgesehen werden“\r\nsollte folgende Formulierung gewählt werden:\r\n„so soll von der Erörterung […] abgesehen werden.“\r\nDurch die Wortlautänderung wird der bereits zugrunde liegende Gedanke, dass im Regelfall von der\r\nErörterung abgesehen werden kann, gestärkt und tatsächlich zum Regelfall. Nur dort, wo auch dieSeite 8 von 22\r\nPlanfeststellungsbehörde angesichts der Verfahrensumstände eine Erörterung in Planänderungsfällen\r\nfür ausdrücklich erforderlich hält, sollte diese durchgeführt werden müssen.\r\nf. § 43l Absatz 1 und 9 neu\r\nWie bereits unter I.1.b. ausgeführt, wird eine unmittelbare Aufnahme der Leitungsinfrastrukturen im\r\nWassBG von Seiten des FNB Gas bevorzugt. Der Verweis auf §§ 5 bis 9 WassBG bietet darüber hinaus\r\naus Sicht des FNB Gas derzeit keinen Mehrwert, da ausweislich der Gesetzesbegründung (s. 47, zu\r\nNummer 4, Buchstabe b) damit nur selbständige Zulassungsverfahren adressiert werden.\r\nDas nach § 43l Abs. 2 EnWG zu führende Planfeststellungsverfahren führt jedoch zu einer\r\numfassenden, auch das Wasserrecht betreffenden Verfahrenskonzentration, wenngleich die\r\nwasserrechtliche Genehmigung im Ergebnis eigenständig und von den übrigen einkonzentrierten\r\nGenehmigungen erteilt wird.\r\nAngesichts der Regelung in § 4 Abs. 4 WassBG, welche für die Verdichter für Wasserstoffleitungen\r\nanwendbar ist, sollte aber jedenfalls § 43l Absatz 1 Satz 2 unseres Erachtens in zeitlicher Hinsicht wie\r\nfolgt angeglichen werden:\r\n„Die Errichtung von Wasserstoffleitungen liegt bis zum Ablauf des 1. Januar 2035 im\r\nüberragenden öffentlichen Interesse.“\r\ng. § 44c Absatz 1 Satz 3 neu\r\naa. Berücksichtigung der netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz\r\nDie Neuregelung ist zu begrüßen. Anders als bei § 43l Abs. 9 EnWG, wo „auf die Errichtung und die\r\nÄnderung von Wasserstoffleitungen sowie auf die Errichtung und die Änderung von\r\nGasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff“ abgestellt wird, stellt §\r\n44c Absatz 1 Satz 3 neu lediglich auf den „Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen“ ab. Auch im\r\nRahmen des § 44c Absatz 1 Satz 3 neu müssen die für die Umstellung der\r\nGasversorgungsleitungen auf einen Wasserstofftransport erforderlichen netzverstärkenden\r\nAusbaumaßnahmen im Erdgasnetz ebenfalls mit einbezogen werden, um den Markthochlauf der\r\nWasserstoffwirtschaft unter gleichzeitiger Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit zu\r\nermöglichen.\r\nbb. Übernahme der Regelung des § 10 Absatz 2 WassBG in § 44c EnWG\r\nFerner sollte die Regelung des § 10 Absatz 2 WassBG\r\n“Treten später Tatsachen ein, die die Anordnung der aufschiebenden Wirkung rechtfertigen, so\r\nkann der durch die Zulassungsentscheidung Beschwerte einen hierauf gestützten Antrag nach\r\n§ 80 Absatz 5 Satz 1 der Verwaltungsgerichtsordnung innerhalb einer Frist von einem Monat\r\nstellen und begründen. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt, in dem der Beschwerte von den\r\nTatsachen Kenntnis erlangt.”\r\nin § 44c in Absatz 4 ergänzt oder als neuer Absatz 5 aufgenommen werden.Seite 9 von 22\r\n3. Artikel 4 – Änderung des Bundesfernstraßengesetzes\r\nDie Einfügung des neuen Absatz 2d in § 9 FStrG wird begrüßt. Unseres Erachtens sollte Absatz 2d\r\nweitere Vorhaben der Wasserstoffinfrastruktur umfassen, und zwar durch folgende Ergänzung nach\r\nden Wörtern “zulässig sind”:\r\n„, sowie für Vorhaben, betreffend die Errichtung und die Änderung von Wasserstoffleitungen\r\nsowie die Errichtung und die Änderung von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des\r\nTransports von Wasserstoff, nebst der den Betrieb der Leitungen notwendigen Anlagen.“\r\nDie Erweiterung des Absatzes 2d um vorstehende Ergänzung ist vor dem Hintergrund der mit dem\r\nGesetzentwurf verfolgten Ziele unseres Erachtens gerechtfertigt. Er ermöglicht eine\r\nEinzelfallbetrachtung, welche im Hinblick auf die konkret betroffenen Straßen eine Abwägung\r\nermöglicht, ob eine Erweiterung dieser überhaupt noch wahrscheinlich ist und es im konkreten Einzelfall\r\nsinnvoll ist, die grundsätzlich geltende Anbauverbotszone unangetastet zu lassen oder im Einzelfall\r\ndoch zu nutzen.\r\n4. Artikel 6 – Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\n§ 21 Absatz 2 Satz 2 neu\r\nDie Neuregelung wird ausdrücklich begrüßt. Wie auch in § 44c Abs. 1 S. 3 EnWG neu wird auf den „Aufund Ausbau von Wasserstoffnetzen“ abgestellt. Da zum Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen\r\nzwingend auch die für die Umstellung der Gasversorgungsleitungen auf einen\r\nWasserstofftransport erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz\r\nerforderlich sind, ist eine Einbeziehung dieser unter diesen Tatbestand notwendig. Eine Klarstellung im\r\nGesetz oder in der Gesetzesbegründung ist wünschenswert.\r\nFerner sollte dem neuen Satz 2 folgender Satz 3 neu angefügt werden:\r\n„Satz 2 gilt auch für eine erneute Beteiligung nach § 22\r\nUmweltverträglichkeitsprüfungsgesetz.“\r\nNur durch diese Regelung wird gewährleistet, dass auch im Falle von Planänderungen während des\r\nVerfahrens dieselbe Beschleunigung erzielt wird, wie bei der initialen Beteiligung. Angesichts der\r\nVorbefassung mit dem Vorhaben und der Beschränkungen auf die Änderungen, ist die Angleichung\r\ninteressengerecht.\r\n5. Artikel 7 – Änderung des Raumordnungsgesetzes\r\na. § 16 Absatz 2 ROG – Gesetzgeberische Intention in der Praxis zum Durchbruch verhelfen\r\nMit der im Frühjahr 2023 erfolgten Novellierung des Raumordnungsgesetzes, insbesondere der §§ 15\r\nund 16 ROG, sollten Energieleitungsvorhaben beschleunigt werden. Nach nunmehr einjähriger Praxis\r\nmuss konstatiert werden, dass die beabsichtigte Beschleunigung aufgrund der – auch uneinheitlich\r\ngelebten – Behördenpraxis nur bedingt eingetreten ist. Insbesondere die Änderung des § 16 Abs. 2\r\nROG wird nach dem Dafürhalten des FNB nicht entsprechend der gesetzgeberischen Intention zur\r\nAnwendung gebracht. Nach der alten Konzeption des § 16 Abs. 2 S. 1 ROG galt:\r\n„Von der Durchführung eines Raumordnungsverfahrens kann (Hervorhebung d. Verf.) bei\r\nsolchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre\r\nRaumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nNach der aktuellen Rechtslage gilt jedoch gemäß § 16 Abs. 2 S. 1 ROG:Seite 10 von 22\r\n„Von der Durchführung eines Raumverträglichkeitsverfahrens soll (Hervorhebung d. Verf.) bei\r\nsolchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre\r\nRaumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAusweislich des § 43 Abs. 3 EnWG sind bei der Planfeststellung die von dem Vorhaben berührten\r\nöffentlichen und privaten Belange im Rahmen der Abwägung zu berücksichtigen. Gesetzlich ist zudem\r\nüber § 4 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 ROG sichergestellt, dass die Raumverträglichkeit im\r\nPlanfeststellungsverfahren selbst geprüft wird. Folglich ist im Rahmen eines\r\nPlanfeststellungsverfahrens auch sichergestellt, dass alle raumordnerischen Belange in die Abwägung\r\neingestellt werden. Dies deckt sich im Übrigen mit der bisherigen Praxis und Rechtsprechung, wonach\r\ndie Nichtdurchführung eines Raumordnungsverfahrens sich nicht auf die Rechtmäßigkeit eines\r\nPlanfeststellungsbeschlusses auswirkt, wenn im Rahmen dessen die raumordnerischen Belange\r\nentsprechend ihres Gewichts in die Abwägung eingestellt und berücksichtigt worden sind.\r\nAngesichts und trotz dessen, sind die Behörden vielfach nicht bereit von der\r\nRaumverträglichkeitsprüfung bzw. der Anzeige nebst Einreichung umfangreicher Unterlagen\r\nabzusehen. Insofern und um dem gesetzgeberischen Willen in der Praxis zum Durchgriff zu verhelfen,\r\nsollte § 16 Abs. 2 ROG nach Satz 1 wie folgt geändert werden:\r\n„Auf Antrag des Vorhabenträgers ist von der Durchführung einer Raumverträglichkeitsprüfung\r\nbei solchen Planungen und Maßnahmen abzusehen, für die sichergestellt ist, dass ihre\r\nRaumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAlternativ wäre eine entsprechende Regelung im WassBG oder EnWG für die Wasserstoffleitungen\r\nsowie die erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz denkbar.\r\nb. § 12a ROG neu – Projektmanager auch bei Raumverträglichkeitsprüfungen\r\nVergleichbar den Fachgesetzen wie zum Beispiel dem Energiewirtschaftsgesetz,\r\nBundesfernstraßengesetz oder dem Allgemeinen Eisenbahngesetz sollte auch für\r\nRaumverträglichkeitsprüfungen der Einsatz eines Projektmanagers vorgesehen werden können, um die\r\nVerfahren tatsächlich gemäß der Vorgabe des § 15 Abs. 1 S. 2 ROG innerhalb von sechs Monaten\r\nabzuschließen zu können. Hierzu wird folgender § 12a ROG neu vorgeschlagen:\r\n“(1) Die nach Landesrecht zuständige Behörde kann einen Dritten, der als Verwaltungshelfer\r\nbeschäftig werden kann, auf Vorschlag oder mit Zustimmung des Trägers des Vorhabens und\r\nauf dessen Kosten mit der Vorbereitung und Durchführung von Verfahrensschritten beauftragt\r\nwerden wie insbesondere\r\n1. der Erstellung von Verfahrensleitplänen unter Bestimmung von Verfahrensabschnitten und\r\nZwischenterminen,\r\n2. der Fristenkontrolle,\r\n3. dem Qualitätsmanagement der Anträge und Unterlagen der Vorhabenträger,\r\n4. der Auswertung der eingereichten Stellungnahmen\r\n5. der organisatorischen Vorbereitung eines Erörterungstermins\r\n6. der Leitung des Erörterungstermins und\r\n7. dem Entwurf von Entscheidungen.\r\n(2) Die nach Landesrecht zuständige Behörde soll im Falle einer Beauftragung des\r\nProjektmanagers mit diesem vereinbaren, dass die Zahlungspflicht unmittelbar zwischen\r\nVorhabenträger und Projektmanager entsteht und seine Abrechnung zwischen diesen erfolgt;\r\nVoraussetzung ist, dass der Vorhabenträger einer solchen zugestimmt hat. Der\r\nProjektmanager ist verpflichtet, die Abrechnungsunterlagen ebenfalls der zuständigen\r\nBehörde zu übermitteln. Die zuständige Behörde prüft, ob die vom ProjektmanagerSeite 11 von 22\r\nabgerechneten Leistungen dem jeweiligen Auftrag entsprechen, und teilt dem Vorhabenträger\r\ndas Ergebnis dieser Prüfung unverzüglich mit.\r\n(3) Die Entscheidung über die Raumverträglichkeitsprüfung liegt allein bei der zuständigen\r\nBehörde.”\r\nII. Zusätzlich erforderliche Beschleunigungsmaßnahmen\r\nNeben den im Gesetzentwurf enthaltenen und vorstehend benannten weiteren\r\nBeschleunigungsmaßnahmen gibt es eine Vielzahl weiterer Beschleunigungspotentiale, die dem Ziel –\r\nLeistung eines zentralen Beitrags zum Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zur Erreichung der nationalen\r\nKlimaschutzziele – dienlich sind. Folgende Beschleunigungsmaßnahmen sollten ebenfalls umgesetzt\r\nwerden:\r\n1. Energiewirtschaftsgesetz\r\na. Entsprechende Geltung des § 43 Absatz 3c für Wasserstoff\r\n§ 43 Abs. 3c EnWG sollte angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an und der mit der\r\nRealisierung der Vorhaben verfolgten Ziele auch für Wasserstoffleitungen und die für den Auf- und\r\nAusbau des Wasserstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden\r\nErdgasnetzes zur Anwendung kommen. § 43 Abs. 3c S. 1 EnWG sollte deshalb anstatt der Wörter\r\n“Nummer 1 bis 4” folgende Wörter enthalten:\r\n“Nummer 1 bis 5 und Vorhaben nach § 43l”\r\nb. Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage - § 43 Absatz 3d neu\r\nUm frühzeitig Rechtssicherheit im Hinblick auf den zu prüfenden Sachverhalt zu schaffen und\r\nVerzögerungen zu vermeiden, die sich aus nachträglichen Veränderungen im Umfeld des Vorhabens\r\nergeben, sollte vergleichbar der Regelung des § 10 Abs. 5 BImSchG der Zeitpunkt der maßgeblichen\r\nSach- und Rechtslage für den Planfeststellungsbeschluss vorverlagert und fixiert werden. Nur so kann\r\naus dem Teufelskreis von Veränderungen im Umfeld des Vorhabens und sich daraus ergebenden\r\nVerzögerungen ausgebrochen werden. Richtiger Stichtag für diese Festlegung ist der Zeitpunkt des\r\nFristablaufs der Behördenbeteiligung im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens. Zu diesem Zeitpunkt\r\nkönnen alle Verfahrensbeteiligten auf der Grundlage der ihnen aktuell vorliegenden Sach- und\r\nRechtslage Stellungnahmen, Einwendungen und Ergänzungen zum entscheidungserheblichen\r\nSachverhalt vortragen. Nach Ablauf dieser Frist eintretende Veränderungen blieben außer Betracht.\r\nDamit wird der Zeitpunkt der Unbeachtlichkeit von Änderungen, der sonst mit der\r\nBehördenentscheidung eintreten würde, sachgerecht vorverlagert. Eine entsprechende Regelung des\r\n§ 43 Absatz 3d könnte wie folgt lauten:\r\n“Für Vorhaben, die im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen\r\nSicherheit dienen, hat die Planfeststellungsbehörde die Entscheidung auf Grundlage der\r\ngeltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Ablaufs der Stellungnahmefrist zu treffen.”Seite 12 von 22\r\nc. § 43 Absatz 3e neu – raumordnerische Zielabweichungsentscheidung durch die\r\nPlanfeststellungsbehörde\r\nZielabweichungen von raumordnerischen Zielen sollten auch durch die Planfeststellungsbehörde im\r\nRahmen des Planfeststellungsverfahrens entschieden werden können. Insofern sollte nachstehender\r\nneuer § 43 Abs. 3e EnWG umgesetzt werden:\r\n“Sollte die Errichtung einer Energieleitung zum Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes zu\r\neinem raumordnerischen Zielkonflikt im Sinne von § 6 des Raumordnungsgesetzes\r\nbeziehungsweise der jeweiligen Landesraumordnungs- und Landesplanungsgesetze oder der\r\nAusschließliche Wirtschaftszone-Raumordnungsverordnung bestehen, entscheidet die\r\nzuständige Planfeststellungsbehörde über die Zulässigkeit einer raumordnerischen und\r\nregionalplanerischen Zielabweichung. Eines vorlaufenden separaten\r\nZielabweichungsverfahren gemäß der Landesraumordnungs- und Landesplanungsgesetze\r\nbedarf es nicht.”\r\nd. § 43a EnWG – Gleiche Einwendungs- und Stellungnahmefrist\r\n§ 43a EnWG sollte um Absatz 13 mit folgendem Inhalt ergänzt werden:\r\n„Die gemäß § 73 Absatz 3a Verwaltungsverfahrensgesetz zu setzende Frist der\r\nAnhörungsbehörde soll mit dem Ablauf der Einwendungsfrist zusammenfallen.“\r\nMit dieser Neuregelung würde zwischen der Einwendungsfrist Privater, der Stellungnahmefrist von\r\nVerbänden und der Stellungnahmefrist der Behörden ein grundsätzlicher Gleichlauf hergestellt und das\r\nVerfahren zeitlich beschleunigt. Der Gleichlauf würde den Vorhabenträger zudem in die Lage versetzen\r\neinerseits frühzeitiger vor-vorzeitige Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Abs. 1a EnWG zu stellen\r\nund damit zugleich die Verfahrenslast bei der zuständigen Enteignungsbehörde zeitlich zu strecken,\r\nund andererseits frühzeitiger die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c EnWG für\r\nzeitkritische Maßnahmen, wie zum Beispiel Vergrämungsmaßnahmen und Gehölzbeseitigung, zu\r\nbeantragen.\r\ne. § 43e Absatz 4 EnWG – Bundesverwaltungsgericht als 1. Instanz\r\nAngesichts der zentralen Rolle der Wasserstoffkernnetzleitungen für das Gelingen des Hochlaufs des\r\nWasserstoffmarktes sollten Rechtsmittel gegen die Zulassungsentscheidungen dieser Leitungen sowie\r\ndem Leitungsbetrieb dienenden Anlagen unmittelbar durch das Bundesverwaltungsgericht überprüft\r\nwerden. § 43e Absatz 4 EnWG sollte daher um folgenden Satz 3 neu ergänzt werden:\r\n“Die Sätze 1 und 2 gelten für die Wasserstoffnetzinfrastrukturen, die Teil des WasserstoffKernnetzes im Sinne von § 28q sind, sowie Anlagen, die für den Betrieb dieser Leitungen\r\nnotwendig sind und die nach § 43l Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 planfestgestellt werden,\r\nentsprechend.”\r\nf. Streichung des § 43f EnWG und Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG\r\nVor Einführung des § 43f fand aufgrund der Verweisung im jetzigen § 43 Abs. 4 EnWG die Regelung\r\ndes § 74 Abs. 7 VwVfG Anwendung. Danach entfiel und entfällt weiterhin das Erfordernis der\r\nDurchführung eines Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahrens für\r\nplanfeststellungspflichtige Energieleitungsvorhaben kraft Gesetzes, wenn ein Fall von unwesentlicher\r\nBedeutung vorliegt. Ein Fall unwesentlicher Bedeutung liegt danach vergleichbar dem § 43f EnWG vor,\r\nwenn drei Voraussetzungen erfüllt sind:Seite 13 von 22\r\n1. andere öffentliche Belange sind nicht berührt oder die erforderlichen behördlichen\r\nEntscheidungen liegen vor und stehen dem Plan nicht entgegen,\r\n2. Rechte anderer werden nicht beeinflusst oder mit den vom Plan Betroffenen sind\r\nentsprechende Vereinbarungen getroffen worden und\r\n3. andere Rechtsvorschriften schreiben eine Öffentlichkeitsbeteiligung, die den Anforderungen\r\ndes § 73 Abs. 3 S. 1 und Abs. 4 bis 7 VwVfG entsprechen muss, nicht vor.\r\nBei Vorliegen der vorstehenden Voraussetzungen bedarf es nach § 74 Abs. 7 VwVfG keines weiteren\r\nAnzeigeverfahrens und keiner Freistellungsanzeige durch die Planfeststellungsbehörde. Die Praxis der\r\nvergangenen Jahre hat gezeigt, dass alle Anzeigeverfahren zu einer Freistellung durch die\r\nPlanfeststellungsbehörde geführt haben. Vor diesem Hintergrund hält der FNB den mit einem\r\nAnzeigeverfahren verbundenen Aufwand bei den Vorhabenträgern als auch bei den Behörden für\r\nunverhältnismäßig. Angesichts von absehbar weit über 1.000 erforderlichen Änderungsmaßnahmen am\r\nErdgasnetz zur Umstellung auf einen Transport von Wasserstoff sowie Änderungen netzverstärkender\r\nArt durch diese Umstellung werden durch das Anzeigeverfahren dringend benötigte Kapazitäten für die\r\nDurchführung der Planfeststellungsverfahren der Neubauleitungen gebunden bzw. Kapazitäten\r\ngebunden, die an anderer Stelle zielführender eingesetzt werden können.\r\nSollte die Streichung des § 43f EnWG in Erwägung gezogen werden, so wäre die Regelung des § 43f\r\nAbs. 2 Nr. 1 EnWG, in der durch nachstehenden Vorschlag ergänzten Fassung, als Regelung\r\nbeizubehalten, da andernfalls durch das Wiederaufleben der UVP-Vorprüfungspflicht zusätzliche,\r\nbereits durch den Gesetzgeber als unnötig erachtete, Kapazitäten bei den Vorhabenträgern,\r\nUmweltbüros und Behörden gebunden werden. Aufgenommen werden könnte die Regelung wie folgt\r\nunter § 43b Abs. 2 EnWG neu. Der bisherige Absatz 2 würde zu Absatz 3:\r\n“Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist\r\neine Umweltverträglichkeitsprüfung für unwesentliche Änderungen nicht durchzuführen bei\r\nÄnderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des\r\nTransports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4 sowie Änderungen und Erweiterungen von\r\nGasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung von Gasversorgungsleitungen auf einen\r\nTransport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\ng. § 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG - Ergänzung der Freistellung von der UVP (Alternative zu lit. f)\r\nIm Hinblick auf den Auf- und Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur, welche die Umstellung vorhandener\r\nErdgasleitungen auf Wasserstoff und netzverstärkende bzw. netzanpassende Erdgasmaßnahmen\r\numfasst, sollte § 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG – auch soweit dem vorstehenden Vorschlag zur Rückkehr\r\nzur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG nicht gefolgt wird – in jedem Falle nach den Wörtern\r\n“nach § 43l Absatz 4” um nachfolgende Wörter ergänzt werden:\r\n“sowie Änderungen und Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung\r\nvon Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\nh. § 43g EnWG - Bewährten Einsatz von Projektmanagern stärken\r\naa. § 43g EnWG sollte in Absatz 1 nach Satz 1 wie folgt ergänzt werden:\r\n„Auf Verlangen des Vorhabenträgers soll die nach Landesrecht zuständige Behörde einen\r\nProjektmanager beauftragen. Die Beauftragung eines Projektmanagers kann in\r\nAusnahmefällen unterbleiben, wenn diese absehbar zu keiner Beschleunigung des Verfahrens\r\nbeiträgt. Die Gründe sind dem Vorhabenträger durch Zwischenbescheid mitzuteilen.“Seite 14 von 22\r\nDie Beauftragung eines Projektmanagers hat sich in den vergangenen Jahren als sehr probates Mittel\r\nzur Beschleunigung von Verfahren herausgestellt und findet vermehrt Einsatz. Dessen ungeachtet gibt\r\nes weiterhin eine Vielzahl von Behörden, die dem Einsatz eines Projektmanagers ablehnend\r\ngegenüberstehen. Mit der vorstehenden Neuregelung soll eine angemessene Auseinandersetzung mit\r\nder Beauftragung eines Projektmanagers angereizt werden, um die behördlich angespannten\r\nKapazitäten durch den Einsatz von Projektmanagern zu entlasten und Verfahren beschleunigt zum\r\nAbschluss zu bringen.\r\nbb. § 43g Absatz 1 Nummer 5 EnWG sollte nach „Koordinierung“ und vor „der Enteignungs- und\r\nEntschädigungsverfahren“ um folgende Worte ergänzt werden:\r\n„der Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b“\r\nDurch die Ergänzung wird klargestellt, dass auch in den Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b EnWG\r\nProjektmanager eingesetzt werden dürfen. Die Möglichkeit des Einsatzes von Projektmanagern auch in\r\nBesitzeinweisungsverfahren ermöglicht sowohl die Beschleunigung dieser Verfahren als solche als\r\nauch die Bewältigung der bereits jetzt absehbar steigenden Anzahl an zukünftigen Fällen wegen der\r\nVielzahl an Strom-, H2 wie CO2-Leitungsbauprojekten. Darüber hinaus würde damit ein Signal an\r\ndiejenigen Verbände ausgesendet, die mittlerweile offen mit Verweigerung des freihändigen\r\nRechtserwerbs drohen, da die ÜNB wie FNB angesichts unzureichender Kapazitäten bei den\r\nEnteignungsbehörden keine Alternative hätten als sich zu den (unangemessenen) verbandsseitigen\r\nBedingungen zu einigen.\r\ni. Ausdehnung bestehender Regelungen auf Wasserstoffleitungen und Ausbaumaßnahmen des\r\nbestehenden Erdgasnetzes\r\naa. Entsprechende Geltung des § 43 Absatz 3 Sätze 2 - 5 EnWG\r\nFür die Wasserstoffleitungen sollten die Regelungen des § 43 Absatz 3 Sätze 2 bis 5 gleichfalls gelten.\r\n§ 43l Absatz 2 sollte daher um folgenden Satz 3 ergänzt werden:\r\n“§ 43 Absatz 3 Sätze 2 bis 5 gelten für die Errichtung, den Betrieb sowie die Änderung einer\r\nWasserstoffleitung in einer vorhandenen Trasse, oder wenn ein Abstand von 200 Metern\r\nzwischen den Leitungsachsen der vorhandenen Energieleitung und der neuen\r\nWasserstoffleitung nicht überschritten wird, entsprechend.”\r\nMit der Neuregelung werden bereits vorhandene Beschleunigungsmaßnahmen für die Stromleitungen\r\nauf Wasserstoffleitungen übertragen, um diese gleichfalls beschleunigt genehmigen zu können.\r\nbb. Entsprechende Geltung des § 43 Absatz 3a Satz 2 und 3 sowie von Absatz 3b EnWG\r\n§ 43 Abs. 3a S. 2 EnWG regelt, dass der beschleunigte Ausbau der Hochspannungsleitungen und der\r\nfür den Betrieb notwendigen Anlagen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende\r\nSchutzgüterabwägung eingebracht werden soll. Dies gilt gemäß Satz 3 nicht gegenüber den Belangen\r\nder Landes- und Bündnisverteidigung. Für Wasserstoffleitungen sollte eine entsprechende Regelung in\r\n§ 43l Absatz 2 Sätze 4 und 5 EnWG neu aufgenommen werden:\r\n„Bis die Energieversorgung im Bundesgebiet nahezu treibhausgasneutral ist, soll der\r\nbeschleunigte Ausbau der Wasserstoffleitungen und der für den Betrieb notwendigen Anlagen\r\nals vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende Schutzgüterabwägung eingestellt\r\nwerden. Satz 3 ist nicht gegenüber Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung\r\nanzuwenden.“Seite 15 von 22\r\nAngesichts der im Gesetzesentwurf erfolgten Feststellung, dass der Hochlauf des Wasserstoffmarktes\r\nein zentraler Baustein für eine treibhausgasneutrale Wirtschaft darstellt, ist es interessengerecht die\r\nbereits für die Stromleitungen getroffene Regelung auch für die Wasserstoffleitungen zur Anwendung\r\nzur bringen. Dies sollte in jedem Falle für die Wasserstoffkernnetzleitungen gelten.\r\nFerner sollte als neuer Satz 6 des § 43l Absatz 2 eine entsprechende Regelung des § 43 Absatz 3b\r\neingefügt werden, und zwar wie folgt:\r\n“§ 43 Absatz 3b gilt mit der Maßgabe entsprechend, das anstelle der Belange nach Absatz 3a\r\ndie Belange nach den Sätzen 1 bis 4 dieses Absatzes in die Prüfung eingestellt werden.”\r\ncc. Ergänzung von § 43l Absatz 1 Satz 2 und Absatz 2 EnWG\r\nDie Vorschrift bedarf der Ergänzung um die für den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes\r\nnotwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes. § 43l Absatz 1 Satz 2\r\nsollte daher nach dem Wort “Wasserstoffleitungen” um folgende Wörter ergänzt werden:\r\n“und die für den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes notwendigen zusätzlichen\r\nAusbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes”\r\nNur durch diese Ergänzung wird gewährleistet, dass die Umstellungen der Erdgasleitungen auf den\r\nDie mit dem Wasserstoffkernnetz einhergehenden erdgasnetzverstärkenden Maßnahmen müssen\r\nebenfalls von diesen Regelungen profitieren. Insofern sollte § 43l Absatz 2 um einen neuen Satz 7\r\nfolgender Art ergänzt werden:\r\n“Sätze 3 bis 6 gelten entsprechend für die den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes\r\nnotwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes”\r\ndd. Ergänzung von § 43l Absatz 4 EnWG\r\nDie Vorschrift sollte im Hinblick auf die LNG-Anbindungsleitungen an das Fernleitungsnetz i.S.d. § 43\r\nAbs. 1 S. 1 Nr. 6 EnWG ergänzt werden:\r\nDie Wörter “und Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen” sollten nach dem Halbsatz\r\n“Behördliche Zulassungen für die Errichtung, die Änderung und den Betrieb einer\r\nGasversorgungsleitung für Erdgas” und vor dem Halbsatz “einschließlich der für den Betrieb\r\nnotwendigen Anlagen,” eingefügt werden.\r\nAngesichts der erfolgten Realisierung von Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen an das\r\nFernleitungsnetz i.S.d. § 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 6 EnWG bedarf es in § 43l Abs. 4 EnWG einer Ergänzung\r\nbezüglich dieser Anbindungsleitungen, um auch diese wie beabsichtigt perspektivisch auf Wasserstoff\r\numstellen zu können. Die Ergänzung ist auch im Hinblick auf die in Absätzen 2 und 3 bereits in Bezug\r\ngenommenen Anbindungsleitungen von Anlandungsterminals für Wasserstoff konsistent.\r\nee. Ergänzung von § 43l Absatz 7 EnWG\r\n§ 43l Abs. 7 EnWG sollte im Hinblick auf die ausschließliche Wirtschaftszone um einen Satz 2 neu\r\nergänzt werden, und zwar wie folgt:\r\n“Raumordnerische Festlegungen bzw. Ausweisungen in den Flächenentwicklungsplänen für\r\nOffshore-Windenergieanlagen und deren Stromtrassen in der ausschließlichen Wirtschaftszone\r\nder Bundesrepublik Deutschland innerhalb der Nord- und Ostsee gelten unmittelbar auch für\r\nWasserstoffleitungen und Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff.”Seite 16 von 22\r\nj. § 43p EnWG neu - Ermöglichung einer beschleunigten Reparatur\r\nAngesichts des Vorschlags für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die\r\nVerringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942\r\nund der dort in Art. 14 Absatz 4 Unterabsatz 2 vorgesehenen Neuregelung\r\n“Die Reparatur bzw. der Austausch der in diesem Absatz genannten Komponenten erfolgt\r\nunmittelbar nach Entdeckung des Lecks bzw. sobald dies beim ersten Versuch möglich ist,\r\nspätestens jedoch fünf Tage nach Entdeckung. Bei den Reparaturen bzw. dem Austausch nach\r\ndiesem Absatz müssen modernste Technologien und Materialien verwendet werden, die einen\r\nlangfristigen Schutz gegen künftige Leckagen bieten. Können die Betreiber nachweisen, dass\r\ndie in diesem Absatz genannte Reparatur aus Sicherheitsgrünen oder technischen Erwägungen\r\nnicht erfolgreich oder nicht innerhalb von fünf Tagen möglich ist, so legen die Betreiber den\r\nzuständigen Behörden Nachweise für die Verzögerung vor und erstellen spätestens fünf Tage\r\nnach der Feststellung einen Zeitplan für die Reparatur und Überwachung. Der in diesem\r\nUnterabsatz genannte Zeitplan für die Reparatur und Überwachung ist so festzulegen, dass die\r\nfestgestellten Leckagen innerhalb von 30 Tagen nach ihrer Entdeckung repariert werden.”\r\nbedarf es für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine unverzügliche\r\nReparatur, spätestens jedoch innerhalb von fünf Tagen in der Regel auch tatsächlich durchführen zu\r\nkönnen. Die Einhaltung dieser kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigungen,\r\ninsb. naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein. Angesichts des\r\nmit der Reparatur verfolgten Schutzzwecks und mit einem durch die Reparatur üblicherweise\r\neinhergehendem unwesentlichen Eingriff, sollte zur grundsätzlichen Ermöglichung der Reparaturfristen\r\nfolgende Neuregelung in § 43p EnWG neu getroffen werden:\r\n“Reparaturen zur Beseitigung von Leckagen an Gasversorgungsleitungen müssen den\r\nzuständigen Behörden unverzüglich angezeigt werden. Ein Antrag auf Genehmigung ist nur\r\nerforderlich, wenn die jeweilige Behörde einen solchen nach Anzeige der Reparatur fordert.”\r\nk. § 44 EnWG – Erleichterungen von Vorarbeiten\r\naa. § 44 Absatz 1 EnWG – Erweiterung der möglichen Vorarbeiten\r\nErweiterung des § 44 Absatz 1 EnWG entsprechend der Regelung des § 8 Absatz 1 Nr. 2 LNGG.\r\nDementsprechend müssten nach den Wörtern „einschließlich erforderlicher Bergungsmaßnahmen“ die\r\nWörter\r\n„und zwingend erforderliche Beseitigungen von Bäumen und anderen Gehölzen zur\r\nBaufeldfreimachung sowie die Durchführung naturschutzrechtlicher Ausgleichs- und\r\nVermeidungsmaßnahmen einschließlich vorgezogener Ausgleichsmaßnahmen,“\r\neingefügt werden.\r\nMit dieser Ergänzung können zentrale Vorarbeiten vorab umgesetzt werden und damit zu einer\r\nbeschleunigten Projektumsetzung beitragen. Insbesondere die vorgezogenen Ausgleichsmaßnahmen\r\nkönnen eine signifikante Beschleunigung herbeiführen, indem ökologische fachgerechte Maßnahmen\r\nvorab umgesetzt werden, die ohne ihre Durchführung zu ansonsten naturschutzfachlich begründeten\r\nBauverbotszeiten führen. Bauzeitenbeschränken können schnell Verzögerungen von einem halben Jahr\r\nbedeuten.Seite 17 von 22\r\nbb. § 44 Absatz 5 EnWG neu – Beschleunigung der Genehmigungserteilung für Vorarbeiten\r\n§ 44 bedarf der Ergänzung, damit für die wichtigen und zeitkritischen zu duldenden Vorarbeiten auch\r\ndie erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmigungen für die Vorarbeiten zeitig vorliegen. Insofern\r\nwird folgender neuer Absatz 5 angeregt:\r\n„(5) Anträge auf öffentlich-rechtliche Zulassung von Vorarbeiten sind innerhalb eines Monats ab\r\nEingang der vollständigen Unterlagen bei der zuständigen Behörde zu bescheiden. Nach Ablauf\r\nder Frist gilt die beantragte öffentlich-rechtliche Zulassung als erteilt, wenn der Antrag\r\nhinreichend bestimmt ist.“\r\nFür die notwendigen Vorarbeiten für die Planung und die Baudurchführung ist § 44 EnWG eine zentrale\r\nVorschrift, die solche Arbeiten in vielen Fällen erst möglich macht. § 44 in seiner derzeitigen Form regelt\r\njedoch nur die zivilrechtliche Duldungspflicht der von den Vorarbeiten betroffenen Personen. Die für die\r\nVorarbeiten erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmigungen sind dessen ungeachtet weiterhin\r\nerforderlich und führt die Einholung dieser immer wieder zu Verzögerungen, die es zukünftig bei einer\r\nbeschleunigten Umsetzung zu vermeiden gilt.\r\nh. § 44b EnWG – Erleichterungen für die vorzeitige Besitzeinweisung\r\naa. § 44b Absatz 1 Satz 1 EnWG – Erweiterung auf betriebliche Erfordernisse zur Gewährleistung\r\nder technischen Sicherheit\r\n§ 44b Abs.1 S. 1 EnWG sollte nach den Wörtern „Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten“ um die\r\nWörter „oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit gemäß § 49“ ergänzt und das “und”\r\nzwischen “Inbetriebnahme und den Betrieb” durch ein “oder” ersetzt werden, so dass Satz 1 zukünftig\r\nwie folgt lautet:\r\n„Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit\r\ngemäß § 49 geboten und weigert sich der Eigentümer oder Besitzer, den Besitz eines für den\r\nBau, die Inbetriebnahme oder den Betrieb sowie die Änderung oder Betriebsänderung von […]“\r\nMit dieser Ergänzung soll allen Netzbetreibern ermöglicht werden, auch dann ein\r\nBesitzeinweisungsverfahren führen zu können, wenn angesichts der Verpflichtung zur Gewährleistung\r\nder technischen Sicherheit nach § 49 EnWG eine Beurteilung erforderlich ist, ob Bauarbeiten am Netz\r\nerforderlich sind und die betroffenen Eigentümer oder Besitzer sich weigern, für die erforderlichen\r\nBeurteilungsmaßnahmen den Besitz zu überlassen. Die Ersetzung des Worts „und“ durch „oder“ stellt\r\nklar, dass der Bau, die Inbetriebnahme und der Betrieb gleichwertig nebeneinanderstehen und jeweils\r\nfür sich ein Verfahren rechtfertigen.\r\nbb. § 44b Absatz 1a Satz 1 EnWG – Ablauf der Einwendungsfrist als maßgeblicher Zeitpunkt\r\n§ 44b Abs. 1a S. 1 EnWG sollte nicht mehr wie bisher auf den Abschluss des Anhörungsverfahrens,\r\nsondern zukünftig auf den Ablauf der Einwendungsfrist abstellen. Satz 1 sollte daher zukünftig wie folgt\r\nlauten:\r\n„Der Träger des Vorhabens kann verlangen, dass nach Ablauf der Einwendungsfrist eine\r\nvorzeitige Besitzeinweisung durchgeführt wird.“\r\nAbweichend von der grundsätzlichen Konzeption eines Planfeststellungsverfahrens, wonach es eine\r\nAnhörungs- und eine Planfeststellungsbehörde gibt und die Anhörungsbehörde der\r\nPlanfeststellungsbehörde einen Anhörungsbericht nach Abschluss des Anhörungsverfahren zu\r\nübermitteln hat, ist bei energiewirtschaftsrechtlichen Planfeststellungsverfahren die zuständige Behörde\r\nsowohl Anhörungs- als auch Planfeststellungsbehörde in einem. Dies führt dazu, dass grundsätzlich\r\nnicht klar bestimmbar ist, wann das Anhörungsverfahren abgeschlossen und damitSeite 18 von 22\r\nBesitzeinweisungsverfahren nach § 44b Abs. 1a EnWG geführt werden können. Lediglich § 43a S. 1\r\nNr. 3 S. 2 enthält hierzu einen Hinweis in den Fällen des Entfalls eines Erörterungstermins, indem\r\ngeregelt ist, dass die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme innerhalb von sechs Wochen nach Ablauf\r\nder Einwendungsfrist abzugeben und sie der Planfeststellungsbehörde zusammen mit den sonstigen in\r\n§ 73 Abs. 9 des Verwaltungsverfahrensgesetz aufgeführten Unterlagen zuzuleiten hat.\r\nDie Umsetzung des Vorschlags würde Rechtssicherheit schaffen, zu welchem Zeitpunkt Verfahren\r\nbeantragt werden können, und dem Vorhabenträger sowie der Enteignungsbehörde einen verlängerten\r\nzeitlichen Rahmen bieten, um bekannten Verweigerungsfällen mit Besitzeinweisungsverfahren\r\nfrühzeitig zu begegnen und damit zugleich eine optimierte Kapazitätsauslastung der\r\nEnteignungsbehörden ermöglichen. Der Vorschlag entspricht im Übrigen der bereits in Kraft\r\nbefindlichen Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 3 LNGG, § 18f Abs. 1a FStrG und § 21 Absatz 1a AEG.\r\ncc. Vorzeitige Besitzeinweisungen für den vorzeitigen Baubeginn ermöglichen\r\n§ 44b sollte um die Möglichkeit der Besitzeinweisung bereits für die Zulassung des vorzeitigen\r\nBaubeginns nach § 44c ergänzt werden. § 44b Absatz 1a Satz 3 sollte daher wie folgt ergänzt werden:\r\n“Satz 3 sollte nach dem Wort „Planfeststellungsbeschluss“ und vor dem Wort „bestätigt“ durch\r\ndie Wörter „oder durch die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c“ ergänzt\r\nwerden.”\r\nDie Zulassung des vorzeitigen Beginns ist ein zentrales Mittel zur beschleunigten Realisierung der\r\nerforderlichen Energieleitungsinfrastruktur. Wichtige Vorarbeiten wie Vergrämungsmaßnahmen und\r\nBaufeldfreimachungen sind wichtige Meilensteine für einen planungsgemäßen Baustart und die\r\nfristgerechte Umsetzung des Vorhabens, da andernfalls aus naturschutzfachlichen Gründen erhebliche\r\nBauverzögerungen drohen. Die Umsetzung dieser Maßnahmen ist jedoch nur möglich, wenn sich die\r\nvon den Maßnahmen Betroffenen mit der Inanspruchnahme ihrer Flächen einverstanden erklärt haben\r\nund die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns erteilt wurde. Vielfach scheitern zeitkritische\r\nMaßnahmen jedoch an vereinzelten Verweigerern. Angesichts des überragenden öffentlichen\r\nInteresses an der Realisierung der Energieinfrastrukturen zur Ermöglichung der Energiewende und zur\r\nErreichung der Klimaschutzziele wird es für gerechtfertigt gehalten, die Besitzeinweisung bereits mit\r\nZulassung des vorzeitigen Baubeginns für wirksam zu erklären.\r\ni. § 44c EnWG – Erleichterungen für den vorzeitigen Baubeginn\r\naa. Regelung des § 8 Absatz 1 Nummer 4 LNGG in § 44c EnWG übernehmen\r\n§ 44c sollte um eine dem § 8 Abs. 1 Nr. 4 LNGG entsprechende Regelung für die\r\nWasserstoffkernnetzleitungen ergänzt werden. Die Regelung könnte als neuer Absatz 1a wie folgt\r\naufgenommen werden:\r\n„Bei Wasserstoffnetzinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoff-Kernnetzes im Sinne des § 28q\r\nsind, müssen die Voraussetzungen des Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 sowie des Absatz 1 Satz 3\r\nnicht vorliegen; für die Zustellung nach Absatz 3 ist § 74 Absatz 5 des\r\nVerwaltungsverfahrensgesetzes entsprechend anwendbar.“\r\nEine solche Regelung würde umfangreichere vorzeitige Baumaßnahmen zulassen (s. zum LNGG BTDrs. 20/1742, S. 24) und damit zu einer beschleunigten Realisierung von Vorhaben zur Schaffung des\r\nWasserstoff-Kernnetzes beitragen.\r\nbb. Duldungspflicht für Maßnahmen des vorzeitigen Baubeginns\r\nAlternativ zu der Schaffung der Möglichkeit einer vorzeitigen Besitzeinweisung für Maßnahmen des\r\nvorzeitigen Baubeginns ist die Regelung einer Duldungspflicht denkbar. Diese hätte den Vorteil wenigerSeite 19 von 22\r\nKapazitäten auf Behördenseite zu binden. Die Regelung könnte in § 44c Absatz 1a neu wie folgt\r\naufgenommen werden:\r\n“Auf Antrag des Trägers des Vorhabens soll die Planfeststellungsbehörde die Duldung des\r\nvorzeitigen Baubeginns anordnen, soweit das Vorhaben im überragenden öffentlichen\r\nInteresse liegt und der Eigentümer oder Besitzer sich weigert, den Besitz durch Vereinbarung\r\nunter Vorbehalt aller Entschädigungsansprüche zu überlassen. Eine durch\r\nAllgemeinverfügung erlassene Duldungsanordnung ist öffentlich bekannt zu geben. § 44\r\nAbsatz 3 und 4 gelten entsprechend.”\r\nj. § 48a Satz 1 EnWG – Duldungspflicht bei Transporten\r\nDie Duldungspflicht bei Transporten sollte auch für den Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen, die\r\nfür die Umstellung der Gasversorgungsleitungen auf einen Wasserstofftransport erforderlichen\r\nnetzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz sowie die in der Anlage des LNGG genannten\r\nVorhaben gelten. Dazu bedarf es nach den Wörtern „zum Betrieb von Stromnetzen“ folgende\r\nErgänzung:\r\n„sowie zum Transport von Leitungsrohren oder sonstigen Bestandteilen von\r\nWasserstoffnetzen und Gasversorgungsnetzen und der dem Leitungsbetrieb dienenden\r\nEinrichtungen oder Hilfsmitteln zur Errichtung, Instandhaltung oder zum Betrieb von\r\nWasserstoffnetzen und Gasversorgungsnetzen“\r\n2. Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz\r\n§ 10 Absatz 5 – Gleichstellung mit 19.1-Vorhaben der Anlage 1\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG sollte um die Nummer 19.2 ergänzt werden, da im Hinblick auf die bereits\r\naufgeführte Nr. 19.1 – Stromleitungen betreffend – eine vergleichbare Interessenlage besteht. Über §\r\n43l Absatz 2 Satz 2 EnWG wäre damit für die Wasserstoffnetze §10 gleichfalls mit der Maßgabe\r\nanzuwenden, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang bestehen muss. § 10 Absatz 5\r\nUVPG sollte folglich wie folgt formuliert werden:\r\n„Für die in Anlage 1 Nummer 14.4, 14.5, 19.1 und 19.2 aufgeführten Vorhaben gilt Absatz 4\r\nmit der Maßgabe, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang besteht.“\r\n3. Wasserhaushaltsgesetz\r\nGleichstellung mit den Bundesbehörden\r\nGemäß § 19 Absatz 1 WHG entscheidet die Planfeststellungsbehörde über die Erteilung von\r\nErlaubnissen und Bewilligungen. Gemäß Absatz 3 gilt, dass die Entscheidung im Einvernehmen, bei\r\nPlanfeststellungen durch Bundesbehörden im Benehmen mit der zuständigen Wasserbehörde zu\r\ntreffen sind. Einerseits stellt das damit postulierte Einvernehmenserfordernis eine Abweichung vom\r\ngrundsätzlichen Konzept eines Planfeststellungsverfahrens dar und andererseits ist wenig\r\nnachvollziehbar, weshalb die Bundesnetzagentur für Stromleitungsvorhaben nur das Benehmen\r\nherstellen muss, die jeweils zuständigen Landesplanungsbehörden für Wasserstoffleitungen jedoch\r\ndas Einvernehmen. Angesichts dessen sollte folgende Änderung des § 19 Absatz 3 umgesetzt\r\nwerden:\r\n“In den Fällen der Absätze 1 und 2 ist die Entscheidung im Einvernehmen, bei\r\nPlanfeststellungen durch Bundesbehörden und Planfeststellungen das Wasserstoffnetz\r\ngemäß § 3 Nr. 39a Energiewirtschaftsgesetz betreffend im Benehmen mit der zuständigen\r\nWasserbehörde zu treffen.”Seite 20 von 22\r\n4. Bundes-Immissionsschutzgesetz\r\nNeuer Tatbestand für Elektroverdichteranlagen\r\nDie in § 2 Absatz 1 Nr. 8 WassBG in Bezug genommenen Verdichter, die für den Betrieb von\r\nWasserstoffleitungen erforderlich sind, werden zukünftig vermehrt in der Ausführung von\r\nElektroverdichtern realisiert werden. Elektroverdichter sind aktuell jedoch nicht von der 4. BImSchV\r\nerfasst, so dass entweder alle erforderlichen Einzelgenehmigungen über die (damit üblicherweise\r\nüberforderte) untere Behördenebene eingeholt werden müssen oder aber ein\r\nPlanfeststellungsverfahren nach § 43 Absatz 2 Nr. 1 EnWG durchgeführt werden muss. Die\r\nDurchführung eines Planfeststellungsverfahrens ist jedoch aus der Praxiserfahrung mit der\r\nGenehmigungspraxis für Erdgasverdichter nicht in jeder Konstellation vorzugswürdig, so dass\r\nvergleichbar der Erdgasverdichteranlagen – Nr. 1.4.1.1 der Anlage 1 der 4. BImSchV – eine\r\nGenehmigungspflicht für Elektroverdichteranlagen wünschenswert wäre. Insofern könnte eine neue\r\nNummer 10.26 in der Anlage 1 zur 4. BImSchV in nachstehender Form aufgenommen werden:\r\n“Elektroverdichteranlagen zum Transport von gasförmiger Energie” mit einer Leistung von 25\r\nMW oder mehr”\r\nAls Verfahrensart für die Verdichter wäre “G: Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG (mit\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung)” vorzusehen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007406","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren beim Aus-/Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f2/22/631461/Stellungnahme-Gutachten-SG2510220006.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Als ONTRAS haben wir z.B. im Energiepark Bad Lauchstädt bereits die erste Wasserstoffleitung in Ostdeutschland fertiggestellt, mit Kosten, die über 80% niedriger als bei einem Neubau lagen. \r\n\r\nDie Herausforderung ist nun, das Kernnetz überwiegend aus Erdgasleitungen heraus zu entwickeln und gleichzeitig die Versorgungssicherheit bei Erdgas weiter zu sicherzustellen. Für rund 5.000 km der umzustellenden Leitungen der Fernleitungsnetzbetreiber werden hierfür stellenweise sehr kurze erdgasverstärkende Neubauleitungen notwendig. Hierbei handelt es sich meist um kurze Streckenabschnitte, teilweise von unter einem Kilometer. Diese sogenannten „erdgasverstärkenden Maßnahmen“ sind zwingend erforderlich und daher unabdingbarer Teil der Kernnetzgenehmigung. \r\nUm nun den potenzielle zeitlichen Vorteil der Umstellung von Leitungen auch tatsächlich nutzbar zu machen, muss das Beschleunigungsgesetz auch diese Umstellungsleitungen sowie erdgasverstärkenden Maßnahmen in den Blick nehmen. Das ist bisher nicht der Fall. Ohne eine entsprechende Berücksichtigung können die zur Umstellung vorgesehenen Leitungen wohlmöglich nicht rechtzeitig umgestellt werden und die Realisierung des Kernnetzes wird ausgebremst.\r\n\r\nDementsprechend sollte § 2 Absatz 1 Nr. 11 wie folgt ergänzt werden:\r\n\"Wasserstoffleitungen; Gasversorgungsleitungen, die auf Wasserstoff umgestellt werden; die für die Umstellung erforderlichen netzverstärkenden Gasversorgungsleitungen\"\r\n\r\n2. Nichtanwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge für das Kernnetz (Art. 1 §§ 6, 7 WassBG)\r\n\r\nDie Vorschriften §§ 6, 7 WasserstoffBG sehen die ausdrückliche Anwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor vor, wobei eine Auslegung nach dem Wortlaut auch eine andere rechtliche Wertung nicht ausschließt.\r\n\r\nDie Beschleunigungswirkung der beabsichtigten Regelungen beschränkt sich überwiegend auf Nachprüfungs- und Gerichtsverfahren. Sie setzt damit auf der Sekundärebene an anstatt auf der materiellen Ebene. Dies wird dies kaum zum angestrebten Ziel des Aufbaus „eines schnell realisierbaren Wasserstoff-Kernnetzes“ (§ 28q Abs. 1 S. 2 EnWG) beitragen. \r\n\r\nVorhabenträger, die als sogenannte Sektorenauftraggeber zur Anwendung des Vergaberechts verpflichtet sind, werden einen erheblichen Zeitbedarf bei der Vorbereitung und Durchführung von Beschaffungsvorgängen benötigen (je nach Komplexität und Ausschreibungsgegenstand des Verfahrens, mindestens 7 Monate und länger). Dies konterkariert das Ziel des beschleunigten Aufbaus der Wasserstoffinfrastruktur und nutzt die grundsätzlich vorhandenen Beschleunigungspotenziale aus dem WassBG nicht. (kurzer Exkurs: Zu den Sektorenauftraggebern gehören neben der ONTRAS auch einige weitere Kernnetzbetreiber. Selktorenauftraggeber sind in § 100 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) definiert und unterliegen der Sektorenverordnung (SektVO))\r\n\r\nIm Einklang mit der Position des FNB Gas empfehlen wir daher eine Bestimmung zur Nichtanwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge für Maßnahmen gemäß § 2 Absatz 1 Nr. 11 bzw. eine zumindest temporäre Ausnahme der Anwendung des Vergaberechts auf diese Beschaffungsvorgänge zumindest bis zum gesetzlich vorgesehenen Abschluss des Aufbaus des Wasserstoff-Kernnetzes (§ 28q Abs. 8 S. 6 EnWG). Dem stehen auch europäische und nationale Vorgaben nicht entgegen.\r\n§ 8 sollte daher wie folgt gefasst werden:\r\n\r\n“Der Teil 4 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen in der Fassung der Bekanntmachung vom 26. Juni 2013 (BGBl. I S. 1750, 3245), zuletzt durch Artikel 6 des Gesetzes vom 5. Dezember 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 400) geändert, sowie die Vergabeverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624), zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) und die Sektorenverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624, 657), zuletzt durch Artikel 3 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) geändert, sind bis zum 31.12.2037 nicht anzuwenden auf die Vergabe von öffentlichen Aufträgen durch Auftraggeber, wenn diese Aufträge der Schaffung eines Wasserstoffnetzes im Sinne von § 28q des Energiewirtschaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), zuletzt geändert durch Artikel 1 des Gesetzes vom 21. Februar 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 51) dienen.“\r\n\r\nSofern diesem Vorschlag nicht Rechnung getragen wird, sollten die §§ 6, 7 WassBG mindestens nach dem Vorbild von § 9 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802) ausgestaltet werden.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007407","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung der Regelungen für CO2-Transport","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/45/90/631463/Stellungnahme-Gutachten-SG2510220007.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Hintergrund\r\nMit dem Gesetzentwurf zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes (KSpG), künftig Kohlendioxid-Speicherungs- und Transportgesetz (KSpTG), das am 06. August 2025 vom Kabinett beschlossen wurde, hat die Bundesregierung erste Schritte unternommen, um zentrale rechtliche Rahmenbedingungen für den Aufbau einer CO2-Transport- und Speicherinfrastruktur zu schaffen.\r\nAus Sicht VNG gibt es jedoch weitere Ansatzpunkte für einen beschleunigten Hochlauf der CO2-Wirtschaft, die im Gesetzesentwurf ebenfalls Berücksichtigung finden sollten.\r\nUnsere Forderungen im Überblick:\r\n▶\r\nSynergien mit Erdgasinfrastruktur nutzen und Terminalinfrastruktur berücksichtigen: § 4 Abs. 1 KSpTG-E sieht vereinfachte Genehmigungsverfahren für CO2-Leitungen entlang bestehender oder geplanter Wasserstofftrassen vor. Um Synergien zu nutzen, sollten auch entlang bestehender Erdgasleitungen vereinfachte Genehmigungsverfahren gelten. Um den Aufbau der CO2-Infrastruktur in seiner ganzen Breite zu beschleunigen, sollte zudem auch die Terminal-Infrastruktur – etwa schwimmende oder landseitige Exportterminals mit Verflüssigungs-, Zwischenlagerungs- und Verladeeinrichtungen – zum Weitertransport des CO2 per Schiff in den Anwendungsbereich des Gesetzes einbezogen werden und von dem überragenden öffentlichen Interesse profitieren. Es sollte auch fakultativ möglich sein, die Terminal-Infrastruktur als notwendigen Teil der CO2-Wertschöpfungskette in Planfeststellungsverfahren für CO2-Leitungen einzubeziehen.\r\n▶\r\nFrühe Öffentlichkeitsbeteiligung maßvoll und zweckmäßig gestalten: Die in § 4 Abs. 2 KSpTG-E vorgesehene frühe Öffentlichkeitsbeteiligung sieht Informationsanforderungen vor, die über das übliche Maß hinausgehen. In diesem frühen Planungsstadium können Informationen zur Lage, Größe oder technische Details der Leitung oftmals nicht mit Sicherheit gegeben werden. Wir plädieren daher für eine Reduzierung der Anforderungen an die frühe Öffentlichkeitsbeteiligung auf das allgemein übliche Maß gemäß § 25 Abs. 3 VwVfG.\r\n▶\r\nLeitungsumstellungen umfassend ermöglichen: § 4a Abs. 2 KSpTG-E lässt aktuell ausschließlich die Umstellung von Erdgas- auf CO2-Leitungen zu und berücksichtigt nicht mehr die Umwidmung anderer Leitungstypen wie zum Beispiel Wasserstoffleitungen. Wir sprechen uns für eine Wieder-aufnahme des Verweises auf andere Leitungstypen im Interesse eines volkswirtschaftlich effizienten Ausbaus aus.\r\n▶\r\nGenehmigungsverfahren vereinfachen: Die Pflicht zur Einholung des Einvernehmens des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie bei Untersuchungen gemäß § 7 Abs. 1 KSpTG-E führt zu einem zusätzlichen Verfahrensschritt, da das Einvernehmen im Planfeststellungsverfahren ohnehin erforderlich ist. Vor diesem Hintergrund sollte auf eine doppelte Beteiligung des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie verzichtet werden.\r\n▶\r\nÖffentliche und private Belange bei Planfeststellung abwägen: Die in § 13 Abs. 1 KSpTG-E formulierten Voraussetzungen zur Planfeststellung erscheinen sehr restriktiv. Die Forderung, dass dem Vorhaben keine überwiegenden privaten Belange entgegenstehen dürfen, ist in vergleichbaren Rechtsvorschriften nicht üblich. Der Schutz privater Interessen kann im Rahmen der Abwägung öffentlicher Belange ausreichend berücksichtigt werden. Die Forderung, dass dem Vorhaben keine überwiegenden privaten Belange entgegenstehen dürfen, sollte deshalb gestrichen werden.\r\n▶\r\nZuständigkeiten für Offshore- und Onshore-Speicher klar abgrenzen: Laut § 19 KSpTG-E hat die zuständige Behörde im Rahmen der Erstellung des Sicherheitsnachweises Stellungnahmen bei der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, des Umweltbundesamtes, der\r\nKOHLENDIOXIDSPEICHERUNGS- UND -TRANSPORTGESETZ (KSpTG-E)\r\n3\r\nGeneraldirektion Wasserstraßen und Schifffahrt und des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie einzuholen. Hier sollte eine Differenzierung der einzuholenden Stellungnahmen nach Offshore- und Onshore-Speicheranlagen erfolgen, da für Offshore-Speicheranlagen die genannten Behörden teilweise nicht relevant sind.\r\n▶\r\nAnforderungen an Reinheitsgrad breit anwenden: Die Aufnahme minderwertiger CO₂-Ströme kann zu erheblichen technischen und wirtschaftlichen Risiken führen. In § 24 KSpTG-E sollte deshalb klargestellt werden, dass die Anforderungen an die Beschaffenheit (Reinheitsgrad, siehe dazu DVGW TK 1.9, CEN TC474) von CO2-Strömen nicht nur für Speicher-, sondern auch für Netzbetreiber gelten.\r\n▶\r\nInvestitionssicherheit stärken: Die derzeitige Regelung zur Gefährdungshaftung in § 29 KSpTG-E sieht eine verschuldensunabhängige Haftung ohne Haftungsbegrenzung vor. Wir plädieren jedoch für die Einführung einer Haftungsbegrenzung orientiert an § 117 Abs. 1 BbergG, um unnötige Investitionshemmnisse zu vermeiden.\r\n▶\r\nProduktspezifikationen für diskriminierungsfreien Netzzugang klar regeln: Im Hinblick auf § 33 KSpTG-E, der den diskriminierungsfreien Netzzugang regelt, ist unklar, wie mit Einspeisewünschen umzugehen ist, bei denen die CO₂-Qualität nicht den Anforderungen entspricht. Es bedarf daher einer gesetzlichen Klarstellung, dass Netzbetreiber den Anschluss aus technischen Gründen verweigern können, wenn die Einhaltung der Produktspezifikation, insbesondere im Hinblick auf technische Risiken wie Korrosion, nicht gewährleistet ist.\r\n▶\r\nAlle Infrastrukturbetreiber in Kooperationsvereinbarungen einbeziehen: Die Möglichkeit von Kooperationsvereinbarungen zwischen Netz- und Speicherbetreibern gemäß § 33 Abs. 1 KSpTG-E ist ausdrücklich zu begrüßen und sollte auf alle relevanten Akteure entlang der CO2-Wertschöpfungskette ausgeweitet werden. Konkret sollten neben Netz- und Speicherbetreibern auch Terminalbetreiber die Möglichkeit erhalten, Kooperationsvereinbarungen gem. § 33 Abs. 1 KSpTG-E zu schließen.\r\n▶\r\nLeerstellen adressieren: Neben den genannten Änderungsbedarfen bestehen aus unserer Sicht einige Leerstellen im Entwurf, die einem schnellen Hochlauf CO2-Wirtschaft entgegenstehen.\r\n▶\r\nDas betrifft zum einen den Ausschluss der Rückbaupflicht für CO2-Leitungen. Bisher gilt keine gesetzliche Ausnahme von CO2-Leitungen hinsichtlich der Rückbaupflicht, sodass Grundstückseigentümer nach Stilllegung die Entfernung verlangen können. Analog zu Wasserstoff- und Erdgasleitungen sollte eine Ausnahme für CO2-Leitungen verankert werden.\r\n▶\r\nZum anderen sollte eine eindeutige Regelung zur Umnutzung von Erdgasleitungen geschaffen werden – etwa angelehnt an § 113a EnWG –, um sicherzustellen, dass bereits genehmigte Leitungs- und Anlagenrechte auch für den Transport von CO2 gelten und keine zusätzliche Genehmigungspflicht entsteht.\r\n▶\r\nDer Gesetzentwurf lässt zudem offen, ob das Vergaberecht (§ 102 GWB) Anwendung findet. Es ist daher davon auszugehen, dass keine Erleichterungen im Vergabeprozess vorgesehen sind. Gerade solche Vereinfachungen wären jedoch wünschenswert, um einen schnellen Hochlauf zu ermöglichen. Der aktuelle Referentenentwurf des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes sowie das LNG-Beschleunigungsgesetz liefern hierfür bereits erste hilfreiche Ansatzpunkte.\r\nKOHLENDIOXIDSPEICHERUNGS- UND -TRANSPORTGESETZ (KSpTG-E)\r\n4\r\nÜber VNG\r\nVNG ist ein europaweit aktiver Unternehmensverbund mit über 20 Gesellschaften und über 1.900 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern. Der Konzern mit Hauptsitz in Leipzig steht als Gasimporteur und Großhändler sowie als Betreiber von kritischer Gasinfrastruktur für eine sichere Versorgung mit Gas in Deutschland. Mit der Strategie „VNG 2030+“ verfolgt VNG darüber hinaus einen ambitionierten Pfad für einen Markthochlauf erneuerbarer und dekarbonisierter Gase wie Biogas und Wasserstoff und bereitet damit den Weg in ein nachhaltiges, versorgungssicheres und perspektivisch klimaneutrales Energiesystem der Zukunft. Die Investitionen von VNG in Infrastruktur und Grüngasprojekte erfolgen dabei vorrangig in Mittel- und Ostdeutschland, verbunden mit dem Ziel, als regional verankertes Unternehmen einen wesentlichen Beitrag für den Strukturwandel zu leisten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007407","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung der Regelungen für CO2-Transport","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/03/3d/631465/Stellungnahme-Gutachten-SG2510220008.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Hintergrund\r\nDer Koalitionsvertrag der Bundesregierung erkennt CCUS (CO₂-Abscheidung, -Transport, -Speicherung und -Nutzung) als unverzichtbare Lösung für emissionsintensive Industrien an und stellt die politischen Weichen für die zügige Schaffung von rechtlichen Grundlagen für den Transport und die Speicherung von CO₂ in Deutschland.\r\nMit dem vorliegenden Entwurf eines Änderungsgesetzes zum Kohlendioxid-Speicherungsgesetz (KSpG), künftig Kohlendioxid-Speicherungs- und -transportgesetz (KSpTG), hat die Bundesregierung nun erste Schritte unternommen, um zentrale rechtliche Rahmenbedingungen für den Aufbau einer CO₂-Transport- und Speicherinfrastruktur zu schaffen. Der Entwurf enthält u. a. Vorschläge zur Einstufung von CO₂-Infrastruktur als „überragendes öffentliches Interesse“ sowie zur Einführung eines einheitlichen Genehmigungsregimes für CO2-Transportinfrastruktur.\r\nWas jedoch weiterhin fehlt, ist ein klarer Finanzierungsrahmen für die dafür notwendige Transportinfrastruktur. Der Aufbau einer CO₂-Transportinfrastruktur benötigt laut Schätzungen des VNG-Konzerns sieben bis neun Jahre. Um das nationale Klimaziel für das Jahr 2045 nicht zu gefährden, sind bereits jetzt verlässliche Investitionssignale erforderlich.\r\nDamit Investitionen getätigt werden und Risiken beherrschbar sind, braucht es vonseiten der Politik klare kommerzielle Rahmenbedingungen. Im Folgenden wird dargelegt, welche marktfähigen Finanzierungsmechanismen, gezielten Anreize, geeigneten Risikoabsicherungen und innovationsfreundlichen Regulierungen für den Aufbau der CO₂-Transportinfrastruktur jetzt notwendig sind.\r\nNachfrage nach CCUS-Technologien auslösen\r\nDerzeit fehlen kommerzielle Anreize, um die Nachfrage nach CCUS-Technologien breit zu mobilisieren. Da der CO₂-Preis im Emissionshandelssystem (EU ETS) in vielen Sektoren noch nicht ausreicht, bleibt CCUS häufig wirtschaftlich unattraktiv. Dies bremst Investitionsentscheidungen und verzögert den Ausbau der CO₂-Transportinfrastruktur.\r\nKlimaschutzverträge können hier als wirksames Instrument dienen, indem sie Investitionssicherheit schaffen und die Nachfrage nach CCUS-Technologien auf Seiten der Abscheider anreizen. Ergänzend entfalten Leitmärkte für CO2-arme Produkte eine marktstimulierende Wirkung und sind notwendig, um kohlenstoffarme Produkte wie CO₂-armen Zement wettbewerbsfähig zu positionieren und eine Auslastung der Infrastruktur in der Startphase anzuregen.\r\nWir fordern daher:\r\n▶\r\nDie Klimaschutzverträge müssen für CCUS-Technologien so ausgestaltet werden, dass sie die Differenz zwischen den tatsächlichen Gesamtkosten (einschließlich CAPEX und OPEX) und dem jeweils aktuellen EU ETS-Preis über ausreichend lange Laufzeiten hinweg zuverlässig ausgleichen.\r\n▶\r\nDie Entwicklung und Förderung von Leitmärkten für CO₂-arme Produkte als Maßnahmenfeld der deutschen Carbon Management Strategie.\r\nFinanzierungslücke überbrücken\r\nDer Aufbau einer CO₂-Transportinfrastruktur erfordert hohe Anfangsinvestitionen, während die Auslastung in der Start- und Etablierungsphase noch unsicher ist. Diese Diskrepanz zwischen Fixkosten und zunächst begrenzten Einnahmen stellt insbesondere für First Mover eine erhebliche wirtschaftliche Hürde dar. Eine rein privatwirtschaftliche Risikotragung erscheint unter diesen Bedingungen nur eingeschränkt tragfähig.\r\nVNG-POSITION KOMMERZIELLE RAHMENBEDINGUNGEN AUFBAU EINER CO2-TRANSPORTINFRASTRUKTUR\r\n3\r\nBesonders für Industrien, die unter den europäischen Grenzausgleichsmechanismus (CBAM) fallen, besteht hoher Zeitdruck, um wettbewerbsfähige und klimakonforme Produktionsbedingungen zu sichern. Verzögerungen beim Infrastrukturzugang gefährden Investitionen und verschärfen strukturelle Wettbewerbsnachteile im europäischen Markt. Eine tragfähige Finanzierung ist daher auch europapolitisch relevant.\r\nIm Zuge der fortschreitenden Dekarbonisierung ist mit sinkenden CO₂-Emissionen zu rechnen, was langfristig zu rückläufigen Transportmengen und damit zu einer sinkenden Auslastung der Leitungen führen kann. Dies gefährdet die Wirtschaftlichkeit der Infrastruktur und erhöht das Risiko von Unterauslastung oder sogar „Stranded Assets“ für Netzbetreiber.\r\nDie CO2-Transportinfrastruktur muss daher so geplant und finanziert werden, dass sie flexibel auf schwankende und perspektivisch sinkende CO₂-Mengen reagieren kann, ohne die Wettbewerbsfähigkeit potenzieller Emittenten zu gefährden oder Investitionsblockaden zu erzeugen. Diese Unsicherheiten unterstreichen die Notwendigkeit eines flexiblen, politisch unterstützten Finanzierungsrahmens, der eine tragfähige Entwicklung der Infrastruktur auch bei sich verändernden Rahmenbedingungen ermöglicht.\r\nEin konkretes Finanzierungsinstrument ist derzeit noch nicht festgelegt. Daher sollte nun seitens der Bundesregierung eine strukturierte Diskussion darüber angestoßen werden, welche Form der Absicherung notwendig und machbar ist. Dabei wäre es begrüßenswert sowohl Repräsentanten der CO2-Wertschöpfungskette als auch Vertreter des Kapitalmarktes einzubinden.\r\nDeutschland sollte darüber hinaus die Voraussetzungen schaffen, CO₂-Infrastrukturprojekte künftig im Rahmen eines IPCEI (Important Project of Common European Interest) für CO₂ zu realisieren. Dies eröffnet die Chance, gemeinsam mit anderen Mitgliedstaaten finanziellen Spielräume über einen EU-weiten Förderrahmen zu erschließen.\r\nWir plädieren für:\r\n▶\r\nDie Entwicklung eines politisch flankierten Mechanismus zur Absicherung wirtschaftlicher Risiken in der Hochlauf- und Etablierungsphase.\r\n▶\r\nEine offene Diskussion über mögliche Finanzierungsinstrumente, wie intertemporale Kostenallokationsmodelle oder gezielte staatliche Garantien.\r\n▶\r\nEine offene Diskussion über einen Regulierungsrahmen, der flexibel genug ist, um mit unsicheren CO₂-Mengenentwicklungen umzugehen, ohne diskriminierende Effekte oder Investitionsblockaden zu erzeugen.\r\n▶\r\nDie Schaffung der Voraussetzungen, um CO₂-Infrastrukturprojekte künftig als IPCEI zu qualifizieren und so beihilferechtliche Spielräume für eine nationale Förderung im europäischen Kontext zu nutzen.\r\nCO₂-Infrastruktur im Kontext sektorübergreifender Netze voranbringen\r\nBei der Entwicklung eines CO₂-Transportnetzes muss von Beginn an das Zusammenspiel mit bestehenden und geplanten Erdgas- und Wasserstoffinfrastrukturen berücksichtigt werden. Es gilt daher, den Ausbau der CO₂-Infrastruktur so zu gestalten, dass der zügige Bau und Hochlauf des Wasserstoffkernnetzes nicht behindert oder verzögert wird. Ziel ist ein volkswirtschaftlich optimal ausgerichtetes und effizientes Gesamtnetz, das Doppelstrukturen und unnötige Parallelinvestitionen vermeidet, insbesondere dort, wo wirtschaftlichere Alternativen bestehen. Energiepolitische Weichenstellungen und zukünftige Emissionsentwicklungen sollten daher frühzeitig in die Infrastrukturplanung einfließen.\r\nVNG-POSITION KOMMERZIELLE RAHMENBEDINGUNGEN AUFBAU EINER CO2-TRANSPORTINFRASTRUKTUR\r\n4\r\nWir plädieren für:\r\n▶\r\nDie Entwicklung eines CO₂-Transportnetzes sollte von Beginn an das Zusammenspiel mit bestehenden und geplanten Erdgas- und Wasserstoffinfrastrukturen berücksichtigen.\r\nParallele Entwicklung von Abscheidung und Infrastruktur sicherstellen\r\nDer Aufbau einer CO₂-Transportinfrastruktur leidet unter einem Henne-Ei-Problem. Ohne CO₂-Quellen können keine Infrastrukturinvestitionen getätigt werden, und ohne Infrastruktur entstehen keine CO₂-Quellen. Das gefährdet die kommerzielle Tragfähigkeit beider Seiten und blockiert den Markteintritt dringend benötigter CCUS-Lösungen für die Industrie.\r\nUm Fehlinvestitionen zu vermeiden, braucht es ein koordiniertes und abgestimmtes Vorgehen entlang der gesamten Wertschöpfungskette – von der Abscheidung über den Transport bis zur Speicherung oder Nutzung. Eine sektorenübergreifende Koordinierung mit gesetzlicher Grundlage kann dabei helfen, Risiken zu minimieren, Investitionssicherheit zu erhöhen und den Aufbau der Transportinfrastruktur zu beschleunigen.\r\nWir fordern daher:\r\n▶\r\nDie gesetzliche Verankerung eines sektorübergreifenden Koordinierungsmechanismus im KSpTG, der Planung und Ausbau von CO₂-Quellen und Transportinfrastruktur synchronisiert.\r\n▶\r\nEin abgestimmtes Vorgehen entlang der gesamten CCUS-Wertschöpfungskette, um wirtschaftliche Risiken für Industrie und Infrastrukturbetreiber zu minimieren.\r\nPlanungs- und Genehmigungsprozesse beschleunigen\r\nEffiziente und zügige Planungs- und Genehmigungsverfahren sind für den Aufbau einer CO₂-Transportinfrastruktur unerlässlich. Investoren benötigen verlässliche Prozesse mit klar definierten und kalkulierbaren Zeitrahmen sowie regulatorischer Planungssicherheit.\r\nDer aktuelle Entwurf zur Novellierung des KSpG, künftig KSpTG, sieht in § 4 Abs. 1 vor, CO₂-Leitungen und -Speicher dem „überragenden öffentlichen Interesse“ zuzuordnen. Diese gesetzliche Verankerung ist ein wichtiger Schritt, um Genehmigungsverfahren zu beschleunigen, Rechtsrisiken zu minimieren und Investitionen zu ermöglichen. Um Genehmigungsverfahren kohärent zu gestalten und wirtschaftlich bedingte Verzögerungen zu vermeiden, sollten darüber hinaus auch vor- und nachgelagerte Infrastrukturen wie CO₂-Terminals als Bestandteil des „überragenden öffentlichen Interesses“ anerkannt werden. So kann der Aufbau einer grenzüberschreitend funktionierenden CO₂-Transportkette wirtschaftlich tragfähig erfolgen.\r\nAuch die Anerkennung geeigneter Projekte als PCI (Projects of Common Interest) auf EU-Ebene kann Genehmigungsprozesse erleichtern und den Zugang zu Fördermitteln verbessern. Eine enge Abstimmung zwischen nationaler Förderung und europäischer Strategie erhöht die Planungs- und Investitionssicherheit zusätzlich.\r\nDarüber hinaus ist die Integration von CO₂-Transportinfrastruktur in Landesentwicklungspläne entscheidend, um Standort- und Planungssicherheit für Projektträger zu schaffen und Kostenrisiken durch Raumkonflikte und Verzögerungen zu reduzieren. Einheitliche Anforderungen an Monitoring, Reporting und Verifizierung (MRV) sind zudem notwendig, um regulatorische Unsicherheiten zu vermeiden und die Genehmigungsfähigkeit von CO₂-Infrastrukturvorhaben belastbar bewerten zu können, sowohl wirtschaftlich als auch im Chancen-Risiko-Verhältnis.\r\nVNG-POSITION KOMMERZIELLE RAHMENBEDINGUNGEN AUFBAU EINER CO2-TRANSPORTINFRASTRUKTUR\r\n5\r\nWir fordern daher:\r\n▶\r\nVor- und nachgelagerte Infrastrukturen wie CO₂-Terminals als Bestandteil des öffentlichen Interesses anzuerkennen.\r\n▶\r\nDie systematische Aufnahme von CO₂-Leitungen in Landesentwicklungspläne, um Raumwiderstände und Standortunsicherheiten zu vermeiden.\r\n▶\r\nKlare, einheitliche MRV-Standards als wirtschaftliche Genehmigungsgrundlage, die regulatorische Transparenz schaffen und Investitionshemmnisse reduzieren.\r\nCO2-Netzausbau koordinieren\r\nFür die erwarteten Transportvolumina ist der Pipelinetransport die wirtschaftlich effizienteste und langfristig stabilste Lösung. Ein volks- und betriebswirtschaftlich tragfähiger Aufbau der CO₂-Transportinfrastruktur setzt eine koordinierte Netzplanung voraus. Ohne einheitliches Vorgehen besteht das Risiko ineffizienter Doppelstrukturen, unverbundener Insellösungen und fehlender Investitionssicherheit für angeschlossene Industrieunternehmen.\r\nEs bedarf eines gesamtheitlichen Pipelinenetzes, das über Unternehmensgrenzen hinweg geplant wird. Der vorliegende Entwurf zur Novellierung des KSpG, künftig KSpTG, sieht Regelungen zur Zusammenarbeit zwischen Infrastrukturbetreibern vor und enthält erste Regelungen zu Anschluss und Zugang, unter anderem im Rahmen freiwilliger Kooperationsvereinbarungen (§33). Für eine wirtschaftlich effiziente Netzplanung wäre jedoch eine explizite und verbindliche Verankerung eines sektorübergreifenden Kooperationsrahmens zwischen CO₂-Transportunternehmen erforderlich.\r\nZur Beschleunigung des Netzausbaus und zur Vermeidung von Doppelstrukturen sollten dabei bestehende Erdgasleitungen, wo technisch möglich, für den CO₂-Transport umgenutzt werden. Zudem sollten neue CO₂-Leitungen bevorzugt entlang bestehender oder geplanter Erdgas- und Wasserstofftrassen geführt werden, um Synergien zu heben, Planungsprozesse zu bündeln und die gesellschaftliche Akzeptanz zu erhöhen.\r\nDarüber hinaus muss Deutschlands Rolle als CO₂-Transitland, insbesondere für Staaten ohne eigenen Küstenzugang wie Tschechien, vorausschauend berücksichtigt werden. Diese zusätzlichen Transportmengen können wesentlich zur Auslastung beitragen, die spezifischen Transportkosten senken und damit die Wirtschaftlichkeit der Netzinfrastruktur verbessern.\r\nWeiterhin sind die frühzeitige Einbindung in ein EU-weites Netz und die Schaffung eines praktikablen Rahmens zur grenzüberschreitenden Kostenverteilung unerlässlich.\r\nWir fordern daher:\r\n▶\r\nDie im Entwurf des KSpTG enthaltenen Ansätze zur Zusammenarbeit von CO₂-Transportunternehmen sollten zu einem verbindlichen Kooperationsgebot weiterentwickelt werden, um eine wirtschaftlich effiziente Infrastrukturplanung zu ermöglichen. Ergänzend ist auch eine Aufnahme ins Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sinnvoll.\r\n▶\r\nDie frühzeitige Berücksichtigung internationaler Transitmengen bei der Netzdimensionierung zur Optimierung der Transportkosten und Sicherung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit.\r\n▶\r\nDie Einbindung deutscher Netze in ein europäisches Gesamtsystem.\r\nVNG-POSITION KOMMERZIELLE RAHMENBEDINGUNGEN AUFBAU EINER CO2-TRANSPORTINFRASTRUKTUR\r\n6\r\nFördermittel zielgerichtet einsetzen\r\nFür den wirtschaftlichen Aufbau einer CO₂-Transportinfrastruktur braucht es gezielte öffentliche Unterstützung, um Investitionsrisiken insbesondere in der Hochlaufphase abzufedern. Nationale und europäische Förderprogramme, wie etwa das Bundesförderprogramm Industrie und Klimaschutz (BIK), der EU-Innovationsfonds oder die Connecting Europe Facility (CEF) und zinsgünstige KfW-Kredite bieten hierfür wichtige Instrumente.\r\nDerzeit bleiben jedoch relevante Sektoren wie Energie, Abfallwirtschaft oder biogenes CO₂ häufig unberücksichtigt. Um den Ausbau sektorenübergreifender CO₂-Transportinfrastruktur zu ermöglichen, müssen Förderbedingungen praxisnah weiterentwickelt werden. Dazu gehört auch die Berücksichtigung sogenannter Negativemissionen, bei denen CO₂ dauerhaft aus der Atmosphäre entfernt und gespeichert wird.\r\nUm das volle Klimaschutzpotenzial von CCUS zu erschließen, sollten auch CCU-Verfahren förderfähig sein, bei denen das abgeschiedene CO₂ für einen temporären Zeitraum aus dem Atmosphärenkreislauf entfernt wird. Dazu zählen beispielsweise CO₂-haltige Produkte wie Kunststoffe oder Baustoffe, die am Ende ihres Lebenszyklus einer geologischen Speicherung zugeführt werden können. Entscheidend für die Förderfähigkeit ist eine nachweisbare, substanzielle Emissionsminderung über den gesamten Lebenszyklus des Produkts. Für Infrastrukturbetreiber ist die Anerkennung solcher CO₂-Kreisläufe zentral, da sie das wirtschaftliche Potenzial und die Auslastung der Transport- und Speicherinfrastruktur erhöht.\r\nWir plädieren für:\r\n▶\r\nDie Öffnung bestehender Förderprogramme für biogenes CO₂, Negativemissionen (DACCS, BECCS) sowie weitere relevante Sektoren wie die Abfallwirtschaft, um eine sektorenübergreifende Infrastrukturentwicklung zu ermöglichen.\r\n▶\r\nDie gezielte Förderung von CCU-Verfahren mit temporärer CO₂-Bindung im Rahmen systemischer Kreislaufansätze und deren Verbleib im Material (Stichwort Recycling, Abfallbewertung, inklusive technologieoffener Anrechnung im Lebenszyklus).\r\nAkzeptanzkommunikation als Teil der kommerziellen Rahmenbedingungen betrachten\r\nGesellschaftliche Akzeptanz ist ein zentraler wirtschaftlicher Erfolgsfaktor beim Aufbau der CO₂-Transportinfrastruktur. Mangelnde Akzeptanz kann zu Verzögerungen, rechtlichen Auseinandersetzungen und erhöhten Finanzierungskosten oder gar zum Scheitern von Projekten führen, was direkte Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen und die Wirtschaftlichkeit hat.\r\nFrühzeitige und faktenbasierte Kommunikation kann diesen Risiken vorbeugen. Sie schafft Vertrauen und erhöht die Planungssicherheit. Akzeptanzkommunikation ist somit kein flankierender Faktor, sondern ein integraler Bestandteil der kommerziellen Rahmenbedingungen für CCUS-Infrastrukturprojekte.\r\nWir plädieren für:\r\n▶\r\nStaatlich unterstützte Informationskampagnen und Austauschformate zur Sicherheit, Klimawirkung und volkswirtschaftlichen Relevanz von CCUS-Infrastrukturen.\r\n▶\r\nVerlässliche rechtliche Rahmenbedingungen, die gesellschaftliche Akzeptanz und wirtschaftliche Planbarkeit zusammenführen, etwa durch verbindliche Vorgaben zur frühzeitigen Öffentlichkeitsbeteiligung und projektbegleitender Kommunikation.\r\nVNG-POSITION KOMMERZIELLE RAHMENBEDINGUNGEN AUFBAU EINER CO2-TRANSPORTINFRASTRUKTUR\r\n7\r\nForschung, Entwicklung und Erprobung als Innovationsmotoren fördern\r\nDer Aufbau marktfähiger CCUS-Lösungen muss von einem gezielten Technologierahmen begleitet werden, der Forschung, Entwicklung und Erprobung entlang der gesamten CO₂-Wertschöpfungskette fördert. Dabei sind die sichere CO₂-Speicherung, die Erfassung biogener Emissionsquellen, die Bewertung von CCU-Verfahren hinsichtlich ihres Klimaschutzpotenzials, auch bei temporärer CO₂-Bindung und Rückführungsoptionen im Kontext einer zirkulären Nutzung, sowie die Sicherheitsbewertung neuer Technologien und Infrastrukturen gezielt zu unterstützen.\r\nReallabore und Pilotprojekte sind ein zentraler Baustein, um neue Verfahren unter realen Bedingungen zu testen, regulatorische Erfahrungen zu sammeln und gesellschaftliche Akzeptanz zu fördern. CCUS muss daher explizit in das geplante Reallaborgesetz aufgenommen werden.\r\nWir fordern daher:\r\n▶\r\nDie gezielte Förderung von Forschung, Entwicklung und Erprobung entlang der gesamten CO₂-Wertschöpfungskette, von der Abscheidung über Transport bis zur Nutzung oder Speicherung, inklusive der Errichtung technologieoffener Förderrichtlinien für CCUS-Pilotprojekte.\r\n▶\r\nDie ausdrückliche Berücksichtigung von CCUS-Technologien im Gesetz zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für die Erprobung von Innovationen in Reallaboren und zur Förderung des regulatorischen Lernens sowie in bundes- und landesweiten Experimentierklauseln.\r\nÜber VNG\r\nVNG ist ein europaweit aktiver Unternehmensverbund mit über 20 Gesellschaften und rund 2000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern. Der Konzern mit Hauptsitz in Leipzig steht als Gasimporteur und Großhändler sowie als Betreiber von kritischer Gasinfrastruktur für eine sichere Versorgung mit Gas in Deutschland. Mit der Strategie „VNG 2030+“ verfolgt VNG darüber hinaus einen ambitionierten Pfad für einen Markthochlauf erneuerbarer und dekarbonisierter Gase wie Biogas und Wasserstoff und bereitet damit den Weg in ein nachhaltiges, versorgungssicheres und perspektivisch klimaneutrales Energiesystem der Zukunft. Die Investitionen von VNG in Infrastruktur und Grüngasprojekte erfolgen dabei vorrangig in Mittel- und Ostdeutschland, verbunden mit dem Ziel, als regional verankertes Unternehmen einen wesentlichen Beitrag für den Strukturwandel zu leisten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-04"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012843","regulatoryProjectTitle":"Konditionen für low carbon hydrogen pragmatisch gestalten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e7/66/365572/Stellungnahme-Gutachten-SG2410170004.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":"We welcome the European Commission’s intention to quickly adopt the Delegated Act (DA) \r\non Low Carbon Fuels required by the Gas and Hydrogen Directive (Article 9). We consider \r\nthis DA as fundamental for the ramp-up of the hydrogen economy which itself is a \r\nprerequisite for the EU to become climate neutral by 2050, an objective we are all \r\ncommitted to. We are convinced that low carbon hydrogen, next to growing volumes of \r\nrenewable hydrogen, will play a key role in building up a sizeable and affordable hydrogen \r\nmarket, for the decarbonization of the industry (fuel and feedstock), for seasonal storage needs \r\nas well as fuel for dispatchable low carbon power in most Member States of the European \r\nUnion.\r\nWhile dedicated EU targets for domestic and imported renewable hydrogen for 2030 have \r\nbeen set and a corresponding regulatory framework is in place, the FID share of renewable \r\nhydrogen projects remains much too low and high costs of renewable hydrogen are expected \r\nto prevail. This development poses an existential threat to EU base material industries like \r\nchemicals and steel, which require hydrogen to decarbonize their production processes in light \r\nof declining free EUAs.Therefore, low carbon hydrogen (LCH) will become essential in \r\nsecuring the time, cost and availability gap in hydrogen supply and thus regain, safeguard \r\nand strengthen the EU’s industrial competitiveness. The latter is among the top priorities \r\non the EU agenda for the upcoming legislative cycle and has been at the core of the Antwerp \r\nDeclaration, calling for a revitalization of Europe’s industrial landscape. Against this \r\nbackground, the DA is the first opportunity for Europe to pass from words to action and \r\nmoving towards a more pragmatic, clear, stable and reliable regulatory framework.\r\nIn order to strengthen Europe’s diversity in supply of energy, imports of renewable and \r\nlikewise low carbon fuels will be indispensable in the long term. Therefore, Europe needs an \r\nenabling policy framework, creating equal and ample opportunities recognising the \r\nspecific requirements for both renewable and low carbon hydrogen, based on a \r\npragmatic approach which avoids overregulation. These are important preconditions for a \r\nswift uptake of the European hydrogen economy and therefore an important driver for the \r\nurgently needed build-up of hydrogen transport infrastructure.\r\nWe are thus calling on the Commission to consider the following points in the DA:\r\n• Take into account the lessons learned from both RFNBO delegated acts ((EU) \r\n2023/1184 & (EU) 2023/1185 set as part of RED II implementation), which should be \r\nreviewed as soon as possible and way earlier than 2028 in order to alleviate barriers for \r\nthe RFNBO uptake. Amongst other factors, the very strict criteria set out in the DA EU \r\n2023/1184 for producing renewable hydrogen after the transition phase (i.e. hourly temporal \r\ncorrelation after 2030) are considered to cause serious hurdles for project FID. The IEA\r\nestimates that in 2030 renewable hydrogen can only be produced from the grid (average \r\ngrid mix) in 10 Member States, while the challenges and prices for renewable hydrogen will \r\nremain high in the other countries until at least 2040.\r\nIt is important to treat low carbon hydrogen solely by its life cycle GHG footprint by \r\naccounting for upstream emissions and the sourcing of electricity throughout the value \r\nchain, whatever the underlying technology. This should be implemented without hindering \r\nlow carbon hydrogen development via overly complicated and unachievable criteria. \r\n• Contrary to the DA (EU) 2023/1185, which only allows for default values, also projectspecific/company-specific values need to be accepted to demonstrate better \r\nperformance (e.g. through virtual gas supply agreements). Existing auditing and certification \r\nbodies should be enabled to testify project-specific/company-specific upstream emission \r\nvalues in order to allow producers to speed up the production of low-carbon hydrogen. In \r\ncase project-specific/company-specific measurements cannot be provided, default values \r\nfor upstream emissions for natural gas procurement should be provided, which are\r\npotentially differentiated per country of origin. For the methane emissions calculations, \r\nthe DA should be consistent with the Methane Emissions Reduction Regulation and \r\nintroduce realistic default values for the transition period until the Methane Regulation’s \r\nmethodology comes into effect. \r\n• For electricity procurement along the low carbon value chain and particularly the\r\nelectricity usage for processes not adding to the energy content of the hydrogen (CCS, \r\nsynthesis and cracking, transport, conditioning and liquefaction) it should be possible to \r\nalso use non-RFNBO compliant renewable electricity as well as other forms of lowcarbon electricity via PPAs to lower the carbon footprint, as is the case for ancillary \r\nservices in electricity as well as for all other industries except hydrogen as regulated by the \r\nEU. In this regard it should also be possible to use project specific electricity CO2 values \r\nthat might contain a combination from grid-mix electricity as well as partial PPAs (projectspecific average electricity CO2 footprints for low carbon H2 projects). Expanding the \r\nrange of acceptable electricity sourcing options for low carbon fuel production will enhance \r\nflexibility for producers and subsequently increase the production of low-carbon fuels in the \r\nEU as well as the import of such fuels into the region. This, in turn, will facilitate the \r\naccelerated decarbonization of the industry through the use of low-carbon fuels.\r\n• The DA should be technologically inclusive, leaving room for all the technologies that \r\ncan comply with the 70% GHG emissions reduction threshold and avoid discriminations\r\nbetween different technologies - in particular, if relevant legislation is currently underway to \r\nensure reliability as it is the case for CCS (CRCF) - used to produce low carbon hydrogen \r\n(e.g. electrolysis from nuclear, steam methane reforming from natural gas with CCS,\r\nmethane pyrolysis). Any dogmatic debate about the pros and cons of different low-carbon \r\ntechnologies will only hinder the swift adoption of this much-needed DA and thus delay the \r\nrapid deployment of low carbon hydrogen. Also, any small-scale requirements having a \r\nvolume-reducing effect will counteract the EU’s competitiveness and climate \r\nambitions, with additional negative effects on industry’s competitiveness and trade \r\nrelationships.\r\nLastly, we believe that the implementation of the RED III targets for Member States to ensure \r\nhigh shares of RFNBO usage by the industry, as set out by the RED III Art. 22a, should be pragmatic and complemented by supporting mechanisms to avoid jeopardizing the EU \r\nindustry’s competitiveness resulting in delocalization.\r\nWe hope that you will consider our proposals and stand at your disposal should you wish to\r\ncontinue the discussion.\r\nKind regards (the signatory companies in alphabetical order)"},"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":"2024-08-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020372","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2f/63/631467/Stellungnahme-Gutachten-SG2510220002.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":"NEST-Prozess zur Weiterentwicklung der Anreizregulierung – Regelungen gefährden Transformation hin zu einem klimaneutralen und wirtschaftlichen Energiesystem\r\nDie deutsche Bundesregierung hat sich mit dem Klimaschutzgesetz verpflichtet, bis spätestens 2045 Klimaneutralität zu erreichen. Dieses Ziel stellt die Energieversorgung vor erhebliche Herausforderungen, insbesondere angesichts internationaler Entwicklungen und geopolitischer Unsicherheiten. Zudem gilt es weiterhin, alle Elemente des im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) verankerten energiepolitischen Zieldreiecks (Wirtschaftlichkeit, Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit) gleichermaßen zu verfolgen, um die notwendige Transformation des Energiesystems und die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft erfolgreich zu gestalten. Gasförmige Energieträger sind hierfür unerlässlich: Aufgrund ihrer Flexibilität, Speicherbarkeit und infrastrukturellen Verfügbarkeit bilden sie den Eckpfeiler eines stabilen, zukunftsorientierten und transformationsfähigen Energiesystems.\r\nDie deutschen Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) leisten in diesem Kontext einen entscheidenden Beitrag zur Dekarbonisierung und zur Energieversorgung. Sie verantworten den sicheren Transport von Erdgas aber auch von Wasserstoff und von weiteren klimaneutralen Gasen, wie Biomethan, und unterstützen durch umfassende Investitionen in bestehende und neue Infrastruktur die sektorübergreifende Vernetzung von Strom, Wärme, Industrie und Verkehr.\r\nUm ihrer Versorgungsaufgabe auch weiterhin gerecht zu werden und ihren Beitrag zur Transformation zu leisten, benötigen die FNB ausreichend Kapital. Das setzt das Vertrauen ihrer Investoren in ein zukunftsfähiges Regulierungssystem und kapitalmarktfähige Finanzierungsbedingungen voraus, da die FNB im Wettbewerb mit den Kapitalbedarfen anderer Infrastrukturbereiche stehen.\r\nMit den aktuellen Vorschlägen der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur Ausgestaltung des zukünftigen Regulierungsrahmens für Strom- und Gasnetzbetreiber (sog. NEST-Prozess) verliert die BNetzA die Regulierungsziele und die wirtschaftliche Handlungsfähigkeit der FNB aus dem Blick und bringt das Zieldreieck aus dem Gleichgewicht. Damit gefährdet sie das Gelingen der Transformation, wie auch die langfristige Stabilität des Energiesystems, anstatt den Regulierungsrahmen ausgewogen und zukunftsorientiert weiterzuentwickeln.\r\nVor diesem Hintergrund weist der Zusammenschluss der deutschen Gasfernleitungsnetzbetreiber (FNB Gas) eindringlich auf die Risiken des vorgesehenen zukünftigen Regulierungsrahmens hin, die im Zusammenspiel das Investitionsklima stark verschlechtern und den FNB notwendige unternehmerische Freiheiten entziehen. Daher sind folgende Anpassungen notwendig:\r\nBesonderheiten der FNB angemessen berücksichtigen\r\n• Während für Stromübertragungsnetzbetreiber (Strom-ÜNB) ein eigenes zukunftsfähiges Regulierungssystem erarbeitet wird, plant die BNetzA, den Regulierungsrahmen für FNB und Strom- und Gasverteilernetzbetreiber (VNB) weitgehend einheitlich zu gestalten.\r\n• Mit Blick auf die Versorgungsaufgabe, Transformationsverantwortung (Umsetzung Kernnetz) und Systemverantwortung (vergleichbar der Strom-ÜNB) bestehen jedoch auch zukünftig klare Unterschiede zwischen den Netzebenen, z. B. hinsichtlich der deutlich höheren durchschnittlichen Ausbau- und Investitionsbedarfe im\r\nAugust 2025\r\nSeite 2 von 4\r\nFernleitungsnetz im Vergleich zum Gasverteilnetz. Zwischen 2013 und 2022 lagen die durchschnittlichen Investitionen pro km Leitung bei den FNB neunmal höher als bei den Gas-VNB. Einen einheitlichen Regulierungsrahmen undifferenziert auf derart unterschiedliche Akteure anzuwenden, wird der Struktur der Netzbetreiberlandschaft in Deutschland nicht gerecht. • Die von der BNetzA im Rahmen des NEST-Prozesses getätigte Aussage, mit den vorgeschlagenen Neuregelungen gingen auch Verbesserungen für die Netzbetreiber einher, können die FNB nicht nachvollziehen. Positiv auswirken könnte sich ausschließlich der für die Strom-Verteilernetzbetreiber vorgesehene OPEX-Faktor, der für die FNB keine Anwendung findet.\r\n• Wenn die FNB in Zukunft ihrer Sonderrolle für das Energiesystem weiter gerecht werden sollen, muss das Regulierungssystem diese Sonderrolle der FNB auch wieder stärker berücksichtigen. Beispielsweise könnten die im Vergleich zu den Gas-VNB deutlich höheren Investitionsvolumina der FNB mit einer OPEX-Pauschale für die aus Neuinvestitionen resultierenden Betriebskosten angemessen berücksichtigt werden.\r\nAdäquate Kapitalverzinsung sicherstellen\r\n• Deutschland belegt im internationalen Vergleich einen der letzten Plätze bei der Höhe der regulatorischen Eigenkapitalverzinsung für Strom- und Gasnetze.\r\n• Bei allen Bestrebungen, Netzentgelte im Sinne von Unternehmen und Privatverbrauchern zu senken, wird der notwendige Erhalt und Ausbau der Netze nur funktionieren, wenn eine angemessene Verzinsung des eingesetzten Kapitals möglich ist. Nur so kann das Ziel der Wirtschaftlichkeit dauerhaft erreicht und gleichzeitig Versorgungssicherheit garantiert sowie die Transformation hin zu Klimaneutralität realisiert werden.\r\n• Die vorgesehene strukturelle Verschlechterung der Kapitalverzinsung schwächt die Investitionsbereitschaft potenzieller Kapitalgeber und damit die Investitionsmöglichkeiten der FNB. Finanzinvestoren zeigen sich mithin zunehmend zurückhaltend bzw. ziehen sich aus dem deutschen Markt zurück.\r\n• Die aktuellen Vorschläge der BNetzA bei der Ausgestaltung der pauschalen Gesamtkapitalverzinsung (WACC) bergen überdies bei der Fremdfinanzierung ein neues regulatorisches Risiko. Eine risikoarme und zeitnahe Erstattung der Fremdkapitalkosten muss auch im WACC-Ansatz gewährleistet sein.\r\nVergangenheitsbezogenen Produktivitätsfaktor Xgen als transformationsfeindliches Element abschaffen\r\n• Mit dem allgemeinen sektoralen Produktivitätsfaktor Xgen sollen Produktivitätssteigerungen in der Branche abgebildet werden.\r\n• Dabei bedeutet ein positiver Xgen, dass für die FNB Potenziale zur Steigerung der Effizienz unterstellt werden, die über ihre individuellen Effizienzwerte und über die Produktivität der Gesamtwirtschaft hinausgehen. Aufgrund der Transformationsphase,\r\nAugust 2025\r\nSeite 3 von 4\r\ndie die FNB durchlaufen und für deren Ausmaß keine Vergleiche existieren, ist diese Annahme widersinnig und gefährdet letztlich eben jene Transformation. • Dieses Regulierungsinstrument sollte also gerade nicht weiter verschärft, sondern abgeschafft werden.\r\nMethodische Schwächen der Effizienzvergleiche in Zeiten wachsender Heterogenität durch angemessene Sicherheitsnetze ausgleichen\r\n• Über individuelle Effizienzvorgaben für die Netzbetreiber stellt das Regulierungssystem den Abbau potenzieller Ineffizienzen bei den Netzbetreibern sicher. Diese werden durch einen Effizienzvergleich zwischen den FNB ermittelt.\r\n• Bisher wurde dieser Vergleich auf nationaler Ebene zwischen deutschen FNB durchgeführt. Voraussetzung für valide Ergebnisse ist die Vergleichbarkeit der Unternehmen. Aufgrund der historischen Entwicklung auf dem Gasmarkt und der beginnenden Transformation steigt die Heterogenität der deutschen FNB immer weiter an und erschwert diese Vergleichbarkeit. Nun wird erstmalig bis 2027 ein Effizienzvergleich zwischen allen europäischen FNB durchgeführt, der auf nationaler Ebene von der BNetzA berücksichtigt werden muss.\r\n• Durch die noch größere Heterogenität unter den europäischen FNB, die in keiner Weise mit Blick auf die zugrundeliegenden Regulierungsregime, die Versorgungsaufgabe oder ihre Größe vergleichbar sind, wird diese Problematik künftig noch weiter verschärft. Zudem weisen die im deutschen und europäischen Effizienzvergleich angewandten Methoden erhebliche Schwächen auf. So wird mit rudimentären Modellen und Vereinfachungen gearbeitet, welche die netzwirtschaftliche Realität nicht abbilden können. Damit entsteht ein sehr hohes, kaum kalkulierbares Risiko, dass FNB zu umfassenden Kostensenkungen gezwungen werden, die entgegen den Vorgaben des EnWG weder sachgerecht noch erreichbar bzw. übertreffbar sind.\r\n• Deshalb müssen unbedingt sogenannte Sicherheitsmechanismen eingeführt werden, die zum Ziel haben, methodenimmanente Ergebnisverzerrungen in den Effizienzvergleichen auszugleichen. Stattdessen plant die BNetzA jedoch, sogar bisher schon existierende Sicherungsmechanismen weiter abzubauen.\r\nInflationsausgleich für Betriebskosten vorsehen\r\n• Die BNetzA möchte bestehende Unschärfen in der Regulierungsformel korrigieren. Allerdings korrigiert sie lediglich jene Unschärfen, deren Anpassung im Ergebnis zu einer Absenkung der Erlösobergrenze im Vergleich zur heute bestehenden Regulierung führt. Bekannte Unschärfen, die sich bisher zum Nachteil der Netzbetreiber ausgewirkt haben, werden hingegen nicht korrigiert. Um eine sachgerechte Lösung zu finden, sind jedoch alle systematischen Unschärfen zu korrigieren.\r\n• So greift die BNetzA bei der Festlegung der Erlösobergrenze eines FNB für die kommende Regulierungsperiode auf die Kosten des Basisjahres zurück. Im bisherigen Regulierungssystem gibt es zwei Jahre Zeitverzug zwischen der Entstehung der Kosten im Basisjahr und dem Start der darauffolgenden Regulierungsperiode. Trotz dieses\r\nAugust 2025\r\nSeite 4 von 4\r\nZeitverzugs bekommen die Netzbetreiber aber nur für ein Jahr einen Inflationsausgleich zugesprochen. Die BNetzA will dies so beibehalten, obwohl die Regelung betriebswirtschaftlich falsch ist. • Richtig wäre, dass im ersten Jahr einer neuen Regulierungsperiode die Basisjahrkosten nicht nur einmalig, sondern für den gesamten Zeitverzug inflationiert werden. Ansonsten werden die tatsächlichen Betriebskosten der FNB systematisch unterschätzt.\r\nBürokratischen Aufwand senken, der durch verkürzten Regulierungszeitraum entsteht\r\n• Die BNetzA plant die Umsetzung einer Verkürzung der Regulierungsperioden von fünf auf drei Jahre. Ergebnis sind stark ansteigende bürokratische Anforderungen und erhöhter Kostendruck, ohne erwiesene positive Effekte zu erwarten. Daher sollte die fünfjährige Regulierungsperiode beibehalten werden.\r\nUnzureichende Folgenabschätzungen dürfen nicht zulasten der Netzbetreiber gehen\r\n• Im Zuge der Konsultation ihrer Rahmen- und Methodenfestlegungen hat die BNetzA Expertenaustausche organisiert. Diese haben erhebliche Defizite in der Folgenabschätzung der Behörde offengelegt. So wurden Interaktionseffekte zwischen einzelnen geplanten Maßnahmen unzureichend beleuchtet. Eine Begutachtung des Zeitverzugs beim Inflationsausgleich wurde zunächst zusammen mit der Begutachtung des Xgen beauftragt, im Nachhinein jedoch aus dem Lastenheft des Gutachters gestrichen. Auf eine Evaluierung der Prognosegüte verschiedener Methoden zur Xgen-Bestimmung gemäß gängigen wissenschaftlichen Standards wurde verzichtet.\r\n• Angesichts der immensen wirtschaftlichen Bedeutung der Neugestaltung der Anreizregulierung erscheint dieses Vorgehen fragwürdig, wenn nicht gar fahrlässig und geht klar zulasten der FNB.\r\nInvestitionshemmende Regulierung bremst die Transformation. Der beschriebene Anpassungsbedarf erfordert politische Aufmerksamkeit sowie gezielte Initiativen, um sich abzeichnende Missstände im zukünftigen regulatorischen Rahmen zu beseitigen und das Vertrauen der Investoren in die Regulierungsprozesse wieder zu stärken. FNB Gas appelliert an die Mitglieder des Beirates der BNetzA, gegenüber der Behörde kritische Fragen zu stellen und die im EnWG verankerten Regulierungsziele durchzusetzen. Das regulatorische Handeln muss gleichgewichtig alle drei Elemente des energiewirtschaftlichen Zieldreiecks (Wirtschaftlichkeit, Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit) verfolgen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-04"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}