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Ein besonderer Fokus liegt auf der Rolle der Verteilnetzbetreiber als aktive Mitgestalter der Energiewende auf regionaler und lokaler Ebene.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001846","title":"Finanzierung der Energiewende","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das GEODE-Finanzierungspapier 4.0 schlägt die Einrichtung eines staatlich oder halbstaatlich unterstützten Eigenkapitalfinanzierungsfonds vor, um kommunale und regionale Energieversorger bei der Umsetzung der Wärmewende zu stärken. Ziel ist es, einen breit anwendbaren, pluralistischen Finanzierungsansatz zu entwickeln, der etwa 80 Prozent der relevanten Vorhaben abdeckt und sowohl die Interessen von Investoren als auch die Anforderungen der Versorgungsunternehmen berücksichtigt.  Das Papier betont die Notwendigkeit gesetzlicher Rahmenbedingungen, um attraktive Rendite-Risiko-Profile zu schaffen und verweist auf positive Entwicklungen in Bundesländern wie Baden-Württemberg. 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Darüber hinaus fordert die GEODE eine Überarbeitung des Gesetzesentwurfs mit Blick auf den Investitionsschutz.\r\nKritisch wird angemerkt, dass der aktuelle Entwurf keinen wirtschaftlichen Rahmen für einen effizienten Ausbau sowie die Dekarbonisierung der Wärmenetze schafft.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013578","title":"Umsetzung eines beschleunigten werktäglichen Lieferantenwechsels in 24 Stunden","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ab dem 01.01.2026 muss gemäß § 20a Abs. 2 EnWG der technische Vorgang des Stromlieferantenwechsels binnen 24 Stunden vollzogen sein. In der Praxis bedeutet eine Umsetzung der Vorgabe eine umfassende Anpassung der Prozesse und Systeme der Lieferanten und Netzbetreiber. Die Grundlagen hierfür wurden mit der Festlegung BK6-22-024 v. 21.03.2024 (Festlegung für einen beschleunigten werktäglichen Lieferantenwechsel in 24 Stunden (LFW24)) geschaffen, deren Vorgaben zum 04.04.2025 scharf gestellt werden. Es zeichnet sich ab, dass die prozessualen Umstellungen so anspruchsvoll sind, dass sich der 04.04.2025 als Umsetzungsstichtag nicht einhalten lässt. 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Obwohl der vorgelegte Entwurf des Schreibens bereits große praktische Erleichterungen mit sich bringt, ist daneben festzustellen, dass es dem BMF nur teilweise gelingt, Antworten auf solche Rechtsfragen zu geben, mit denen die Stadtwerke im Rahmen der Begründung des steuerlichen Querverbunds regelmäßig konfrontiert werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Körperschaftsteuergesetz","shortTitle":"KStG 1977","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kstg_1977"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014155","title":"Zukünftige Energiepolitik in Deutschland","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"GEODE teilt dabei die Auffassung, dass der Zwang eines Rückbaus von Infrastruktur zu vermeiden ist und verweist darauf, dass die Zweigliedrigkeit von Transport- und Verteilnetzen berücksichtigt werden muss. GEODE begrüßt die Ambitionen der CDU/CSU Fraktion für eine Stärkung des europäischen Binnenmarktes für Energie. Es wird in der Stellungnahme darauf verwiesen, dass die integrative Netzentwicklungsplanung eine zentrale Grundlage für den notwendigen Wandel im Energiebereich darstellt. Die bereits eingeführten und weiteren Anpassungen im Energiewirtschaftsgesetz sollten die zeitlichen Abläufe und die wechselseitigen Effekte bei den Planungen zwischen Gas, Wasserstoff und Strom, unter Ausnutzung der dadurch entstehenden Synergien, berücksichtigen. 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Zudem werden unattraktive Investitionsbedingungen bemängelt, da die vorgesehenen Eigenkapitalzinssätze deutlich unter dem Marktniveau liegen. Die GEODE befürchtet erhebliche wirtschaftliche Verschlechterungen für Netzbetreiber, wenn die bisherigen Reformpläne so weiter geführt werden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018810","title":"Praxistaugliche, rechtssichere und wirtschaftlich tragfähige Ausgestaltung der neuen Regelungen für Gas- und Wasserstoffnetzbetreiber","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"GEODE setzt sich im Rahmen der nationalen Umsetzung der EU-Gasrichtlinie 2024/1788 in das EnWG dafür ein, dass die neuen Regelungen für Gas- und Wasserstoffnetzbetreiber praxistauglich, rechtssicher und wirtschaftlich tragfähig ausgestaltet werden. Dabei fordert GEODE die Einführung einer einheitlichen lokalen Transformationsplanung für Gasverteilernetze anstelle getrennter Stilllegungs- und Wasserstoffnetzpläne sowie die Ablehnung einer De-minimis-Ausnahme für kleine Netzbetreiber, um eine kohärente Regulierung und Gleichbehandlung sicherzustellen. Zudem spricht sich GEODE für eine Ergänzung der §§ 17 und 18 EnWG um zusätzliche Kündigungsgründe aus. 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Die fachspezifische Ausgestaltung der eu-ropäischen Vorgaben muss dabei der Bundesnetzagentur vorbehalten bleiben.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021370","title":"Verbändeanhörung GE zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpaketes ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","publicationDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/21_Legislaturperiode/2025-10-09-G-Aenderung-Mehrs-Uebereink/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-anderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.html"}]},"description":"Die GEODE hat sich im Rahmen der Verbändeanhörung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets eingebracht.\r\nGegenstand der Stellungnahme sind insbesondere Regelungen zu Verteilernetzentwicklungsplänen, Stilllegung und Umnutzung von Gasverteilnetzen, Anschlusstrennung, Duldungspflichten, Wasserstoffverteilernetzen sowie regulatorische und finanzielle Rahmenbedingungen für Verteilnetzbetreiber. Ziel ist eine praxistaugliche, rechtssichere und wirtschaftlich tragfähige Ausgestaltung der nationalen Umsetzung der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie 2024/1788.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":7,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0001846","regulatoryProjectTitle":"Finanzierung der Energiewende","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cf/06/288098/Stellungnahme-Gutachten-SG2405300030.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Finanzielle Herausforderungen der Energiewende \r\nfür kommunale und regionale Energieversorger \r\n– Kreative Lösungsansätze sind gefragt\r\nDer Entwurf für einen Eigenkapitalfinanzierungsfonds für die Energiewende\r\nGEODE-Finanzierungspapier 3.0 \r\nDie Energie- und Wärmewende zur Erreichung der Klimaneutralität bis 2045 in Deutschland-erfordert nach aktuellen Prognosen insgesamt ca. 1,4 Billionen Euro . Der überwiegende An-teil der dafür notwendigen zukünftigen Investitionen entfällt auf den Auf- und Ausbau der Strom-, Wasserstoff und Fernwärmenetze, sowie auf den Bau erneuerbarer Erzeugungsan-lagen. \r\nGroße erneuerbare Erzeugungsanlagen, wie Offshore Windparks, werden dabei hauptsäch-lich von Privaten über Genossenschaften, Banken/Fonds und großen Projektierern finanziert und gebaut . Auch die Investitionen in die Stromübertragungsnetze und in den Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes sollen über institutionelle Investoren erfolgen . Der Großteil der rele-vanten Energieinfrastrukturen und Transformationsbedarfe befinden sich aber im kommuna-len Verantwortungsbereich und stellen eine Finanzierungsaufgabe für kommunale und regio-nale Energieversorgungsunternehmen dar. Diese werden den Umbau der Gasverteilnetze, die Verdichtung und Erweiterung der Stromverteilnetze (Einspeisung der Photovoltaikanla-gen, Integration des Ausbaus der Wärmepumpen und der Ladeinfrastruktur) und insbesonde-re den Auf- und Ausbau der Wärmeinfrastrukturen leisten müssen.     \r\nVor diesem Hintergrund ist es weiterhin erforderlich konkrete Lösungsvorschläge zur Über-windung zukünftiger finanzieller Herausforderungen kommunaler Unternehmen herauszuar-beiten. In unserem Finanzierungspapier 2.0 haben wir uns bereits im Juli 2023 mit der Finan-zierung von notleidenden Kundenforderungen, der Finanzierung von Sicherheiten für das Er-zeugungs- & Beschaffungsportfolio sowie mit der Finanzierung der Energietransformation & des Netzausbaus beschäftigt. Begonnen haben wir die Beschreibung der Finanzsituation mit Beginn der Energiekriese und mit unserer ersten Veröffentlichung im November 2022. Beide Papiere sind abrufbar unter https://www.geode-eu.org/geode-germany/type-of-publication/positionen/\r\nIn dieser Neuauflage werden wir uns gemeinsam mit der Wirtschaftskanzlei Becker Büttner Held vertiefend mit der Bedeutung und dem Zugang zu Eigenkapital beschäftigen und unsere damaligen Positionen und Handlungsempfehlungen schärfen. Dabei werden wir eine konkrete Lösungsmöglichkeit für die Beschaffung von Mezzanine-Kapital über einen Eigenkapitalfinan-zierungsfonds skizzieren. Mit diesem Vorschlag wenden wir uns an potenzielle private und institutionelle Kapitalgeber, wissenschaftliche und politische Akteure sowie die Versorgungs-wirtschaft und möchten deren Rückmeldungen und weitere Vorschläge in einem Folgepapier 4.0 bis zum Herbst 2024 aufnehmen.  \r\nZusammenfassung: \r\nDie Energietransformation und die dafür notwendigen Investitionen entstehen hauptsächlich dezentral auf regionaler und kommunaler Ebene. Durch die finanzielle Eigenverantwortung der Kommunen hinsichtlich Klimaschutzmaßnahmen und durch die angespannte Haushalts-lage von Bund und Ländern, wird nicht genug Kapital für die Energiewende aus öffentlichen Mitteln zur Verfügung gestellt werden können. Der Bund hat insbesondere eine Mitverantwor-tung für das Gelingen der kommunalen Wärmetransformation durch die Einführung des Wär-meplanungsgesetzes und der sich daraus ergebenden Investitionsaufgaben.  \r\nDer Auf- und Ausbau der Energieinfrastrukturen und Erzeugungsanlagen erfolgt oftmals im Auftrag der Kommunen über kommunale Stadtwerke und regionale Energieversorger, die diese über ihre eigenen Bilanzen finanzieren. Trotz Nutzung vorhandener Förderrahmen von Bund und Land und einer optimierten Innenfinanzierung, können die durch die Energiewende anstehenden Investitionen nicht mehr finanziert werden. \r\nHierbei kommt der Zuführung von Eigenkapital eine besondere Bedeutung zu, da Investitio-nen in Erzeugungskapazitäten und Netze durch die lange Kapitalbindung (> 20 Jahre) eine hohe Eigenkapitalquote, zwischen 20 und 50 Prozent, erfordern. Gleichzeitig kann nur durch eine ausreichende Eigenkapitalausstattung eine marktgerechte Fremdfinanzierung erreicht werden. Eine zusätzliche Versorgung mit Eigenkapital kann bisher wirtschaftlich nur durch die (kommunalen) Gesellschafter erfolgen. Dies wird in Zukunft für die Erfüllung der Aufga-benstellung nicht mehr ausreichen.\r\nDie Kommunen sind wegen ihrer vielfältigen (Pflicht-) Aufgaben kaum noch in der Lage, die notwendige Eigenkapitalzufuhr für ihre kommunalen oder regionalen Energieversorgungsun-ternehmen aufzubringen und ohne das notwendige Eigenkapital werden auch die Fremdkapi-talgeber keine Bereitschaft haben, die Finanzierung sicherzustellen. Gleichzeitig übersteigen die notwendigen Investitionen den gewöhnlichen Investitionsrahmen und die Innenfinanzie-rungsmöglichkeiten dieser Unternehmen. \r\nUm den oft kleinen und mittelgroßen Energieversorgungsunternehmen einen Zugang zum Kapitalmarkt zu ermöglichen, sollte mit staatlicher Unterstützung ein Energiewendefonds auf-gebaut werden, über den institutionelle Kapitalanleger über standardisierte Genussrechte Mezzanine-Kapital bereitstellen können. Auf diese Weise kann eine effiziente und bedarfsge-rechte Zufuhr von Eigenkapitalmitteln für Energieversorgungsunternehmen gewährleistet werden. Dafür sollten folgende Investitionsbedingungen erfüllt werden: \r\n›\tTransparenz und Vergleichbarkeit der Unternehmen durch Ausgliederung investment-fähiger Geschäftsbereiche in Netz- oder Projektgesellschaften \r\n›\tErreichung einer risiko- und kapitalmarktgerechten Rendite durch staatliche Ausfall-bürgschaften sowie durch eine erforderliche Anpassung der kalkulatorischen Eigen-kapitalrenditen an das Marktniveau in den regulierten Sparten \r\n›\tSchaffung einer effizienten Investitionsstruktur über standardisierte Genussrechte mit langer Laufzeit und vorzeitigem Kündigungsausschluss\r\nDie Aufsetzung und die rechtliche Ausgestaltung des Fonds könnten dabei durch die KfW übernommen werden. Der Energiewendefonds kann außerdem für Anlagenbedarfe des Bun-des und der Länder genutzt werden, wie beispielsweise dem KENFO oder für die geplante Aktienrente.  \r\nDurch den skizzierten Energiewendefonds können attraktive Investitionsbedingungen für Kapitalgeber geschaffen werden, durch die, ohne Veränderung der bestehenden Versor-gungsstrukturen und ohne zusätzliche staatliche Fördermaßnahmen, ein wesentlicher Beitrag zur Finanzierung der Energiewende geleistet werden kann. \r\n\r\n  \r\nAbb.1: Schematische Darstellung des Energiewendefonds: Durch den Fonds können einerseits die einzelnen Kapitalbedarfe (ca. < 10 Mio. Euro) der Energieversorger gebündelt werden und andererseits die Investitions-bedarfe der institutionellen Anleger (ca. > 100 Mio. Euro (Abschätzung aus geführten Gesprächen mit potenziel-len Investoren)) bedient werden.\r\n \r\nAbb. 2: Kostenniveaus für wirtschaftliches Eigenkapital: einerseits können durch eine hohe Standardisierung due diligence Kosten und andererseits, durch staatliche Ausfallbürgschaften, Risikoaufschläge bei Genuss-rechten aus dem Eigenkapitalfinanzierungsfonds reduziert werden.\r\n\r\n \r\nWas heißt Energiewende und in welchen Bereichen findet sie statt?\r\nDie Energiewende verursacht an unterschiedlichsten Stellen Kosten, für die bereits jetzt eine Finanzierung erforderlich ist oder künftig erforderlich sein wird. \r\nOft wird unter dem Begriff Energiewende zunächst der Ausbau der Erzeugung erneuerbarer Energien unter gleichzeitiger Reduktion des Anteils der kohlenstoffbasierten Energieerzeu-gung behandelt. Dies stellt jedoch nur einen von vielen Aspekten dar, die für die Energiewen-de umzusetzen sind. Neben dem Bereich Energieerzeugung ist es vor allem die Infrastruktur, die von außerordentlicher Bedeutung für den Vollzug der Energiewende ist. Zur Infrastruktur gehören in diesem Zusammenhang insbesondere die Strom-, Wasserstoff- und Fernwärme-netze. Die Energiewende ist deshalb nicht nur die Umstellung auf erneuerbare Energien, sondern auch eine Infrastrukturwende. \r\nWährend im Strom- und Wärmebereich die Netze und Erzeugungsanlagen ausgebaut werden müssen, stellt sich im Gasbereich eine gegensätzliche Aufgabe: Hier müssen bestehende Netze durch den erwarteten rückläufigen Gasabsatz zum einen zurückgebaut werden und zum anderen teilweise für die Verteilung von Wasserstoff umgebaut werden. Für den Rück-bau begrüßen wir den Vorschlag der BNetzA zur Verkürzung der Nutzungsdauern. Gleichzei-tig müssen aber auch die Netzausbau- und Anschlusspflichten (§11, §17, §18 EnWG) an die Transformationsziele an-gepasst werden. \r\nIn den regulierten Sparten muss außerdem grundsätzlich sichergestellt werden, dass die zu-gestandenen Zinssätze an das marktliche Niveau angepasst werden, um die erforderlichen Investitionen in die Netze (auch über Investoren/den Kapitalmarkt) realisieren zu können.\r\n \r\nKapitalbedarf für die Energiewende\r\nDass für diese zahlreichen Kostenfaktoren Kapital benötigt wird, steht außer Frage. Erforder-lich ist daher eine Beurteilung des tatsächlichen Bedarfs und die Klärung der Anforderungen an die Art des für die Energiewende vorgesehenen Kapitals.\r\nI.\tSumme der benötigten Investitionen\r\nErklärtes Ziel der Politik ist die Klimaneutralität Deutschlands ab 2045. Der Investitionsbedarf, der erforderlich ist, um dieses Ziel zu erreichen, beträgt bis zum Jahr 2045 ca. 1,4 Billionen Euro.  Der überwiegende Teil ist für den Ausbau erneuerbarer Energien nötig, nämlich 440 Milliarden Euro. Hiervon sind voraussichtlich bereits bis zum Jahr 2030 Investitionen in Höhe von 150 Milliarden Euro erforderlich, die vor allem dem gestiegenen Strombedarf geschuldet sind. Für Wasserstoff-Elektrolyseure und Wasserstoff-Speicher sind ca. 25 Milliarden Euro zu veranschlagen. Der Stromnetzausbau wird bis 2045 circa 315 Milliarden Euro für die Übertragungsnetze und 183 Milliarden Euro für Verteilnetze in Anspruch nehmen. Hinzu kommen noch Kosten für die Wasserstoff-Übertragungsnetze, Stromspeicher und den Aus-bau von Fernwärmenetzen. Hinzu kommen noch Kosten für die Wasserstoff-Übertragungsnetze, Stromspeicher und den Ausbau von Fernwärmenetzen. Hier können nach eigenen Schätzungen zusätzlich insgesamt ca. 400 Mrd. € für die Finanzierung des Aus- und Umbaus der Fernwärme im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung bis 2030/45 angenommen werden.\r\n \r\nAbb. 3:  Investitionsvolumen für den Aus- und Umbau der Fernwärme im Rahmen der kommunalen Wärmepla-nung im Verhältnis zur Einwohnerzahl nach eigener Abfrage/Abschätzung\r\n \r\nII.\tQualifikation des nötigen Kapitals\r\nDie erforderlichen Investitionen in die Erzeugungskapazitäten und in die Infrastruktur (Netze, Speicher) zeichnen sich durch eine sehr lange Kapitalbindung aus. Die Abschreibungs- und Nutzungsdauern liegen bei Erzeugungsanlagen bei über 20 Jahren und bei Infrastrukturin-vestitionen bei 30 bis 40 Jahren. Solch eine langfristige Kapitalbindung erfordert regelmäßig einen hohen Eigenkapitalanteil, der zwischen 20 und 50 Prozent liegt. Dies lässt sich aus den zahlreichen regulatorischen Bestimmungen für den Kapitalsektor ableiten. Hinzu kommt die Regulierung der Energienetze, die ebenfalls von Eigenkapitalquoten in Höhe von bis zu 40 Prozent ausgeht.\r\nDie erforderlichen und durch die Energiewende anstehenden Investitionen gehen weit über den gewöhnlichen Investitionsrahmen der Unternehmen hinaus. Die bisher übliche Innenfi-nanzierung der Investitionen aus Abschreibungen und Gewinnthesaurierungen ist bei dieser Größenordnung nicht mehr möglich. Die Unternehmen benötigen eine erhebliche Kapitalzu-fuhr sowohl von Eigen- als auch von Fremdkapital von außen. Ein Großteil der Energiever-sorgung in Deutschland wird durch kommunale Unternehmen im Rahmen der Daseinsvor-sorge erbracht. Gerade die Kommunen sind wegen ihren vielfältigen Aufgaben außer Stande, die notwendige Eigenkapitalzufuhr für ihre Versorgungsunternehmen aufzubringen. Erst eine ausreichende Eigenkapitalausstattung ermöglicht den Unternehmen eine günstige und markt-gerechte Fremdfinanzierung der anstehenden Aufgaben. An vorderster Stelle steht daher eine ausreichende Versorgung mit Eigenkapital.\r\nDie Haushaltslage von Bund, Ländern und Kommunen wird es auch in Zukunft nicht zulas-sen, dass ausreichend Kapital für die Energiewende aus öffentlichen Mitteln zur Verfügung steht. Es ist daher zwingend notwendig, den privaten Kapitalsektor in die Finanzierung der Energiewende einzubinden.\r\n \r\nInvestitionsbedingungen\r\nAufgabe des Staats ist es, die Investitionsbedingungen so zu gestalten, dass private Kapital-geber bereit sind, in großem Umfang in die Energiewende zu investieren. Dabei ist es nicht notwendig, die bestehenden Versorgungsstrukturen in Deutschland zu verändern. Es muss allerdings sichergestellt sein, dass Versorgungsunternehmen unterschiedlicher Größenord-nungen Zugang zum privaten Kapitalmarkt erhalten. Zu den Investitionsbedingungen zählen auch eine risikoadäquate nachhaltige Rendite, hohe Transparenz der Unternehmen, effiziente Investitionsstrukturen und die geringe Belastung der Investoren durch die Einbindung in lau-fende unternehmerische Entscheidungsprozesse.\r\nI.\tSicherstellung des Kapitalmarktzugangs\r\nDie Größe von kommunalen Versorgungsunternehmen bewegt sich von sehr kleinen Ge-meindewerken bis hin zu den Stadtwerken der großen Städte. Kleine und mittelgroße Versor-gungsunternehmen haben keinen direkten Zugang zu den Kapitalmärkten. Zudem ist der Ei-genkapitalbedarf dieser Unternehmen unterschiedlich hoch. Die Versorgung dieser Unter-nehmen mit Eigenkapital konnte bisher nur durch den kommunalen Gesellschafter sicherge-stellt werden.\r\nDie Lösung dieses Finanzierungsproblems kann im Aufbau eines Energiewendefonds liegen, über den institutionelle Kapitalanleger indirekt Eigenkapital für Versorgungsunternehmen be-reitstellen können. Der Fonds entwickelt standardisierte Anlagekriterien und Beteiligungsfor-men, die eine möglichst effiziente und kostengünstige Versorgung der infrage kommenden Unternehmen mit Eigenkapitalmitteln gewährleisten. Die Risikoerhöhung, die mit der Standar-disierung der Anlageentscheidungen typischerweise einhergeht, kann beispielweise durch Ausfallbürgschaft des Bundes entgegengewirkt werden.\r\nDie langfristige Bindung des Fondskapitals im Eigenkapital der zu finanzierenden Unterneh-men erfordert eine ähnlich langfristige Kapitalbindung im Verhältnis des Fonds zu seinen An-legern.\r\nII.\tTransparenz der Unternehmen\r\nKommunale Unternehmen zeichnen sich häufig durch eine Vielzahl von unterschiedlichen Geschäftsfeldern aus, die sich aus der Daseinsvorsorge-Verpflichtung der Kommunen erge-ben. Zu diesen Geschäftsfeldern zählen die Energieversorgung, der öffentliche Personen-nahverkehr, die Bäderbetriebe, die Wasserversorgung und in Einzelfällen auch Hafenbetriebe und weitere Verkehrsinfrastruktur. Das Geschäftsfeld Energieversorgung umfasst den Ver-trieb und Handel von Strom und Gas, die Erzeugung von Strom, die Erzeugung und Vertei-lung von Wärme und den Betrieb der Strom- und Gasnetze. Für die Energiewende relevante Geschäftsbereiche sind jedoch die Stromerzeugung, die Stromnetze, die Wärmeversorgung und als neue Geschäftsbereiche der Aufbau von Wasserstoff-Netzen und Stromspeichern. Für eine standardisierte Vergabe von Eigenkapitalmitteln ist es erforderlich, dass die invest-mentfähigen Geschäftsbereiche in eigenständigen Gesellschaften organisiert werden. Der Fonds wird hierdurch in die Lage versetzt, die Vergleichbarkeit sicherzustellen und das Risi-ko der Geschäftsbereiche zu klassifizieren. Um den Unternehmen eine gesellschaftsrechtli-che Strukturierung der relevanten Geschäftsbereiche zu ermöglichen, muss sichergestellt werden, dass bei einer Ausgliederung dieser Geschäftsbereiche keine Besteuerung der stil-len Reserven erfolgt.\r\nIII.\tRisikoadäquate nachhaltige Rendite\r\nEigenkapitalgeber erwarten für ihre Investition kapitalmarktgerechte Renditen. In der kapital-marktgerechten Rendite wird insbesondere das Risiko einer Investition in eine spezifische Branche eingepreist. Die für die Energiewende in Betracht kommenden Geschäftsbereiche werden unterschiedliche Risikoprofile aufweisen. Gerade durch die vorgestellte Strukturie-rung der Geschäftsbereiche wird es möglich sein, passgenaue Risikozuschläge zu errech-nen. Dabei muss gewährleistet sein, dass die für regulierten Geschäftsbereiche durch den Regulator vorgegebenen kalkulatorischen Eigenkapitalrenditen die Marktrenditen auch errei-chen können.\r\nFür die Investoren, die Anteile am Energiewendefonds zeichnen, wird sich eine Risikoredu-zierung durch die unterschiedlichen Branchen und durch die breite Streuung in eine Vielzahl von Unternehmen ergeben. Darüber hinaus könnte der Staat eine (teilweise) Ausfallbürg-schaft übernehmen, die sich zusätzlich risikomindernd für die Kapitalanleger auswirken wird. \r\nRisikopotenziale ergeben sich aus Projektentwicklungsrisiken, Mengenrisiken bei den erneu-erbaren Erzeugungsanlagen (z.B. geringere Fündigkeit bei Tiefengeothermieprojekten), Ab-satzmengenrisiken bei Kunden (z.B. Kundenausfall in der Industrie), Preisrisiken in den Kun-denverträgen (z.B. Risiken in den Preisbildungsmechanismen/Preisformeln). Die Übernahme einer Ausfallbürgschaft ermöglicht es dem Staat, auf die Rendite des Fonds Einfluss zu neh-men, ohne dass er sich mit direkten Kapitalzuschüssen beteiligen muss. Er wird lediglich bei Ausfällen in Anspruch genommen. Die Übernahme einer (teilweisen) Ausfallbürgschaft sollte so gestaltet sein, dass sie sich auch auf die Renditeerwartung an die Kapitalnehmer auswirkt. Gleichzeitig könnten dadurch auch Preiserhöhungen bei den Endkunden, durch die Durchrei-chung von gestiegenen Kostenbestandteilen (Netzentgelte, etc.), vermieden werden. Da es in der Wärmeversorgung physikalisch bedingt, mehrere hundert Wärmenetze gibt und kein physischer und finanzieller Ausgleichsmechanismus existiert, kann eine Risikoübernahme auch sozialpolitische Aspekte beinhalten: Da diese einen ausgleichenden Effekt für verschie-dene Fernwärmegebiete- und Anbieter hätte, sodass Einzelrisiken einzelner Fernwärmege-biete, und daraus entstehende Preisrisiken für die Fernwärmekunden in einzelnen Fernwär-megebieten, vermieden werden könnten.    \r\nDie Ausfallbürgschaft würde zudem ein geeignetes Mittel sein, um sicherzustellen, dass die teilweise strengen Anlagebedingungen der institutionellen Anleger erfüllt werden können.\r\n \r\nIV.\tEffiziente Investitionsstrukturen\r\nNeben einer Investition ins Grundkapital von Versorgungsunternehmen gibt es eine Reihe von weiteren Beteiligungsmöglichkeiten an Unternehmen, die man mit dem Begriff Mezzani-ne-Kapital umschreiben kann. Das Mezzanine-Kapital steht in der Haftung zwischen dem klassischen Eigenkapital und dem Fremdkapital. Je nach vertraglicher Ausgestaltung kann das Mezzanine-Kapital bankenrechtlich dem Eigenkapital zugeordnet werden. Das Mezzani-ne-Kapital ist regelmäßig so ausgestaltet, dass es keine Stimmrechte in der Gesellschafter-versammlung gewährt. Darüber hinaus kann gerade der für kommunale Versorgungsunter-nehmen wichtige steuerliche Querverbund erhalten werden. Es bieten sich eine Reihe von unterschiedlich ausgestalteten Mezzanine-Kapital-Formen an:\r\n1.\tGenussrechte\r\nGenussrechte, als Wertpapier in verbriefter Form Genussscheine, sind ein Finanzinstrument, dass der Anleihe ähnlich ist. Es besteht die Möglichkeit des Handels am Sekundärmarkt, z.B. an der Börse. Entscheidender Unterschied zur Anleihe ist, dass der Genussrechtsinhaber im Falle einer Insolvenz erst nach anderen Gläubigern bedient wird. Bei formeller Betrachtung bleibt der Genussrechtsinhaber jedoch Gläubiger und damit Fremdkapitalgeber. Da er jedoch an Gewinnen und Verlusten des emittierenden Unternehmens beteiligt ist, stellt dies eine Form des Mezzanine-Kapitals dar und wird wirtschaftlich als Eigenkapitalinvestment behan-delt. Voraussetzung für die Qualifizierung als Eigenkapital ist jedoch, dass eine lange Laufzeit des Genussrechts in Verbindung mit einem vorzeitigen Kündigungsausschluss vereinbart ist. Die Laufzeit der Genussrechte könnte sich an der handelsrechtlichen Nutzungsdauer der zu finanzierenden Investitionen orientieren. Mit dem Genussschein sind keine Stimmrechte ver-bunden.\r\n2.\tStille Beteiligungen\r\nAuch durch stille Beteiligungen lässt sich einem Unternehmen Eigenkapital zuführen, wobei hier ebenfalls eine lange Laufzeit ohne vorzeitige Kündigungsmöglichkeit erforderlich ist. Eine stille Gesellschaft kann mit und ohne Stimmrechte ausgestaltet werden. Dabei ist zwischen der typischen und der atypisch stillen Gesellschaft zu unterscheiden. Um zu erreichen, dass das eingesetzte Kapital als Eigenkapital qualifiziert wird, ist die Konstruktion der atypischen Beteiligung zu wählen, bei der der stille Gesellschafter das Unternehmensrisiko mitträgt. Bei einer typischen stillen Gesellschaft liegt regelmäßig eine Fremdkapitalfinanzierung vor, bei einer atypisch stillen Gesellschaft kann Eigenkapitalfinanzierung vorliegen, soweit der stille Gesellschafter an Gewinn, Verlust und stillen Reserven beteiligt ist und ihm zumindest Kon-trollrechte eingeräumt sind.\r\nDie Abgrenzung zum sogenannten partiarischen Darlehen erfolgt durch die Verpflichtung des stillen Gesellschafters zur Förderung des Unternehmenszwecks, was insbesondere eine Rückforderung des investierten Kapitals zur Unzeit ausschließt.\r\n3.\t(Partiarische) Nachrangdarlehen\r\nNeben den dargestellten Möglichkeiten der Mezzaninen Eigenkapitalfinanzierung gibt es das (partiarische) Gesellschafterdarlehen als weitere Variante. Werden Darlehen mit einer langen Laufzeit vereinbart und sind diese als endfällige Darlehen ohne vorzeitige Kündigungsmög-lichkeit ausgestaltet, ergibt sich die Qualifizierung als Mezzanine-Kapital nach denselben Grundsätzen wie bei Genussrechten.\r\n \r\nMögliche Initiatoren und Investoren eines Energiewendefonds\r\nDer Aufbau eines Energiewendefonds in der oben beschriebenen Ausgestaltung könnte einen wesentlichen Beitrag zur Finanzierung der Energiewende leisten, ohne dass der Staat in grö-ßerem Umfang Steuergelder bereitstellen müsste. Der Fonds muss in seiner Attraktivität so ausgestaltet sein, dass er für institutionelle Anleger eine attraktive Investition darstellt und einen Beitrag leistet, die Nachhaltigkeitsanforderungen für institutionelle Anleger zu erfüllen. Gleichzeitig könnte er auch den Anlagebedarfen des Bundes, wie zum Beispiel dem KENFO oder für die geplante Aktienrente, offenstehen . \r\nDie KfW könnte als Initiator des Fonds auftreten und die rechtliche Ausgestaltung überneh-men.\r\n\r\n \r\nFazit\r\nDie Finanzierung der Energiewende kann nur gelingen, wenn die Politik die Rahmenbedin-gungen schafft, dass privates Kapital für Investitionen in die Energiewende mobilisiert werden kann. Es wird keineswegs ausreichend sein, durch staatliche Zuschüsse allein Investitionen in den Unternehmen anzustoßen.\r\nDafür ist ein Dreiklang aus stabiler Förderung durch Bund- und Länder, einem einfachen Zu-gang zu Fremdkapital auf den Finanzmärkten und die Sicherung der Eigenkapitalbedarfe bei den kommunalen und regionalen Energieversorgungsunternehmen notwendig. \r\nFür die Eigenkapitalbedarfe muss es, neben der Verantwortung der Eigentümer der Unter-nehmen, einen vereinfachten und standardisierten Zugang zu privatem Kapital geben. Unser Vorschlag, Mezzanine-Kapital von privaten und institutionellen Investoren über den Energie-wendefonds und standardisierte Genussrechte zu realisieren, ist ein wichtiger Baustein, um dies sicherzustellen und die unterschiedlichen Anforderungen, sowohl der privaten und insti-tutionellen Kapitalgeber, als auch der regionalen und kommunalen Energieversorger, zu erfül-len.  \r\nBerlin, 19. März 2024 \r\nMichael Teigeler\t\t\t\t \tDr. Götz Brühl \r\nGeschäftsführer Stadtwerke Heidelberg Energie\tGeschäftsführer Stadtwerke Rosenheim\r\nVorstandsvorsitzender GEODE Deutschland\t Vorstand GEODE Deutschland\r\nGEODE \t\t\t\t\t\r\nMagazinstraße 15/16\t\t\t\t\r\n10179 Berlin\t\t\t\t\t\r\nTel.:\t0 30 / 611 284 070\t\t\t\t\t\t\r\nFax:\t0 30 / 611 284 099\r\nE-Mail:\tinfo@geode.de\r\nwww.geode.de\r\nwww.geode-eu.org\r\n\r\nGEODE AISBL (R001212) und GEODE Deutschland e. V. (R001207) sind im Lobbyregister für die Interessen-vertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung registriert und unterliegen dem gesetzlichen Verhaltenskodex des LobbyRG.\r\n\r\nDie GEODE ist der europäische Verband der unabhängigen privaten und öffentlichen Strom- und Gasverteilerunternehmen. Mit dem Ziel, diese Unternehmen in einem sich zunehmend europäisch definierten Markt zu vertreten, wurde der Verband 1991 gegründet. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Ein Eigenkapitalfinanzierungsfonds für die Wärmewende \r\nGEODE-Finanzierungspapier 4.0\r\n\r\nWir als GEODE freuen uns, dass wir mit unserer Reihe von Veröffentlichungen zur Finanzie-rungssituation von regionalen und kommunalen Energieversorgungsunternehmen einen Bei-trag zur Bereicherung des Diskurses in der Branche, der Politik und in der Finanzwirtschaft leisten konnten.\r\nInsbesondere unser Finanzierungspapier 3.0 konnte den Bedarf zur Bereitstellung von zusätz-lichem Eigenkapital der Unternehmen zur Umsetzung der Wärmewende so konkret aufzeigen, dass wir viel positive Resonanz erfahren durften. Es zeigt sich, dass das Thema in der Politik, der ministerialen Verwaltungsebene des Bundes sowie einiger Bundesländer und der Finanz-wirtschaft angekommen ist. \r\n \r\nAbbildung 1: Struktur des Eigenkapitalfinanzierungsfonds, wie im Finanzierungspapier 3.0 beschrieben  \r\n\r\nEinzelne Institutionen wie Landesbanken oder Sparkassenverbände, aber auch private institu-tionelle Anleger machen sich bereits auf den Weg, Lösungsansätze zu entwickeln. Wir begrü-ßen sowie unterstützen diese Entwicklungen und glauben, dass ein pluralistischer Ansatz zur Lösungsfindung beiträgt und so schneller erste umsetzbare Ergebnisse hervorbringen wird. Dieser pluralistische Ansatz wird aber auch „Speziallösungen“ hervorbringen, die geprägt sind durch die individuellen Erfahrungshintergründen und Zielsetzungen der jeweiligen Akteure. Dagegen spricht grundsätzlich nichts. Es führt aber vermutlich dazu, dass insbesondere sehr attraktive große Projekte im Fokus dieser Aktivitäten stehen werden („Rosinenpicken“). Unser Ziel ist es aber, einen Lösungsansatz zu finden, der etwa 80 % der zu finanzierenden Vorha-ben abdecken kann. Auch soll der Ansatz Rücksicht nehmen auf die Gesamtfinanzierungs-struktur der Unternehmen und die Bedürfnisse ihrer Hausbanken und Eigentümer. \r\nDer pluralistische Ansatz zur Lösungsfindung zeigt sich auch in der Energiebranche selbst – neben unseren Überlegungen sind in einem gemeinsamen Papier Vorschläge von BDEW, VKU, Deutsche Kreditwirtschaft und Deloitte zur Finanzierung der Energiewende eingebracht worden. Diese Überlegungen greifen den noch größeren Rahmen der gesamten Energiewen-de auf. Wir haben in unseren Gesprächen mit potenziellen Investoren feststellen können, dass die Finanzierungserfordernisse und Rahmenbedingungen aber sehr unterschiedlich sind. Ein Windpark finanziert sich anders als ein Stromnetz, ein Stromnetz anders als der Aufbau des Wasserstoffkernnetzes und Projekte der Wärmewende noch einmal anders als alle vorgenann-ten Investitionen. Auch adressiert der Ansatz der Verbandskollegen sowohl den Bedarf für Fremdkapital als auch für Eigenkapital. Daher begrüßen wir auch hier den pluralistischen An-satz zur Lösungsfindung der Finanzierung der Energiewende insgesamt. Wir wollen mit unse-rem GEODE-Papier aber weiterhin möglichst konkret die individuellen Bedürfnisse der Eigen-kapitalfinanzierung für die Wärmewende adressieren, um möglichst gezielt und schnell passgenaue Lösungen zu finden.  \r\nEbenfalls begrüßen wir den sich abzeichnenden föderalen Ansatz und die Initiativen einzelner Bundesländer. Zu nennen ist hier insbesondere Baden-Württemberg. Aus der logischen Ablei-tung heraus, dass dieses Bundesland durch seine Landesgesetzgebung Vorreiter bei der kommunalen Wärmeplanung war, ist es nur konsequent, den Investitionsbedarf, der sich nun kurzfristig durch die geschaffenen Planungsleistungen bei den Wärmeversorgungsunterneh-men ergeben hat, auch zu unterstützen. Ähnlich wie beim kommunalen Wärmeplanungsgesetz des Bundes, denen die Vorarbeiten des Landes Baden-Württemberg als „Blaupause“ dienten, kann sich dieses Zusammenspiel bei der Finanzierungsfragestellung dann gerne für einen bundesweiten Eigenkapitalfinanzierungsfonds für die Wärmewende wiederholen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nFinanzierungspapier 4.0\r\nWir möchten im nächsten Schritt in unserem Finanzierungspapier 4.0 Vorschläge unterbreiten, die das Ziel haben, in ein bis zwei Jahren zu einem operationalisierbaren Ergebnis zu kom-men. \r\nDas Ziel muss es sein, einen staatlichen oder halbstaatlichen Eigenkapitalfinanzierungsfonds für die Wärmewende auf Bundesebene und/oder durch den Bund unterstützt auf den Landes-ebenen zur Stärkung der Unternehmen bereitstellen zu können. Dieser sollte mit entsprechen-den gesetzlichen Rahmenbedingungen flankiert werden, um die Bedürfnisse der privaten In-vestoren, insbesondere bezüglich der möglichen Risikostrukturen, der zu erwartenden Cash-Flow-Profile und den Erwartungen der Energieversorgungsunternehmen hinsichtlich der ge-meinsamen Renditeanforderungen, im Sinne eines attraktiven Wärmeangebots für die Kun-den, gerecht zu werden. \r\n \r\nAbbildung 2: Unterschiedliche Erwartungen an die Struktur eines Eigenkapitalfinanzierungsfonds \r\n\r\n \r\nFinanzierungsbedarfe und Herausforderungen der Energie- und Wärmewende\r\nNach dem KfW-Klimabarometer 2023 müssten jährlich durchschnittlich 190 Mrd. Euro inves-tiert werden – von privaten Unternehmen (120 Mrd. €/Jahr), den öffentlichen Haushalten (20 Mrd. €/Jahr) und den Privathaushalten (50 Mrd. €/Jahr) –, um das Klimaneutralitätsziel bis 2045 zu erreichen , dies entspricht ca. 5 % des Bruttoinlandprodukts. Für eine erfolgreiche Transformation im Wärmebereich entsteht nach einem aktuellen Prognos-Gutachten ein Fi-nanzierungsbedarf von 43,5 Mrd. € bis 2030 . Da Wärme zunehmend durch Strom erzeugt wird, müssen zudem Investitionen in regionale Stromnetze, Stromerzeuger und -speicher getä-tigt werden (EY Stadtwerkestudie 2023). Obwohl je nach Studie und methodischem Vorgehen die erwarteten Finanzierungsbedarfe in unterschiedlicher Höhe ausfallen, machen sie doch alle deutlich, dass die bisherige „Bundesförderung für Effiziente Wärmenetze“ mit einer Aus-stattung von insgesamt 3,5 Mrd. € bis 2028 bei weitem nicht ausreichend sein wird, um die Herausforderungen im Wärmebereich zu bewältigen. Eine Verstetigung der Mittel im Klima- und Transformationsfonds sowie eine Ausweitung der Ausstattung des Förderpro-gramms für effiziente Wärmenetze auf mindestens 4 Mrd. €/Jahr ist deshalb weiterhin erforderlich, um die ambitionierten Ziele der Wärmewende fristgerecht zu erreichen. \r\nDie Ziele und rechtlichen Vorgaben zum Umwelt- und Klimaschutz, insbesondere auch die Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) und des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), sind in der Praxis auf der kommunalen Ebene umzusetzen. Da die Wärmewende vor Ort statt-findet, bedeutet dies hauptsächlich Investitionen auf kommunaler und regionaler Ebene in den Fernwärmenetzausbau, Wärmeerzeuger und Wärmepumpen (siehe Abb. 3). Die finanziellen Handlungsspielräume der Kommunen sind allerdings durch die Haushaltsregelungen gemäß Art. 109 Abs. 3 GG („Schuldenbremse“), der jeweiligen Haushalts- und Gemeindeverordnun-gen sowie nach Erfüllung ihrer vielfältigen Pflichtaufgaben sehr begrenzt. Nach Informationen des Deutschen Städtetages wird davon ausgegangen, dass bereits in den nächsten Jahren 80 bis 100 % der Kommunen einen unausgeglichenen Haushalt aufweisen werden. \r\nDamit es durch die Einhaltung des Haushaltsrechts zukünftig nicht zu einer Zurückstel-lung von Klimaschutzinvestitionen kommt, sollte zum einen der Klimaschutz als kom-munale Pflichtaufgabe verankert werden, um eine künftige Mittelzuweisung zu sichern. Zum anderen sollten die Vorgaben zur Schuldenaufnahme in den jeweiligen kommuna-len Haushaltsregelungen angepasst werden, um den Handlungsspielraum der Kommu-nen während der Transformationsphase zu erweitern. Gerade bei kommunalen Energie-versorgungsunternehmen stellt eine Einzahlung in die Kapitalrücklage durch die Kom-mune weiterhin die schnellste und einfachste Form der Eigenkapitalzuführung dar. \r\nDiese Einzahlungen der Städte können auch kreditfinanziert erfolgen. Insbesondere die kommunalen Aufsichtsbehörden und die Innenministerien der Länder sehen dies in der Regel aber kritisch. Bekannte Ausnahmen gibt es im Bundesland Niedersachsen. Das Niedersächsische Kommunalverfassungsgesetz (NKomVG) sieht im § 181 („Experimen-tierklausel“) grundsätzliche Möglichkeiten für einen solchen Weg vor. Neben den auf-sichtsrechtlichen und gesetzlichen Fragestellungen würden spezielle Kreditprogramme für die Kommunen hilfreich sein. Die KfW könnte ein möglicher Ansprechpartner hierfür sein.\r\n\r\n \r\nAbbildung 3: Umsetzungsebene der kommunalen Wärmepläne und Verortung der Kapitalbedarfe\r\nDurch die angespannte Haushaltslage vieler Kommunen wird, nach dem KfW-Klimabarometer 2023, ein Großteil der anstehenden Investitionen (ca. 60 %) nicht von der öffentlichen Hand, sondern von privaten Unternehmen wie kommunalen und regionalen Energieversorgern getra-gen werden. In diesen Unternehmen wurden Klimaschutzinvestitionen bisher hauptsächlich durch Kredite sowie Förder- und Eigenmittel finanziert. Dies wird aufgrund der Eigenschaften der anstehenden Investition sowie der enormen Investitionshöhen in den kommenden Jahren aber nicht mehr ausreichend sein, da der Verschuldungsgrad durch eine vermehrte Fremdka-pitalaufnahme kontinuierlich ansteigt. Gleichzeitig haben gerade kleine und große mittelständi-ge Unternehmen regelmäßig keinen Zugang zum Kapitalmarkt. \r\nWie bereits in unserem Finanzierungspapier 3.0  aber auch im Konzept des Sustainable Fi-nance Beirates sowie im Papier von Deloitte, BDEW und VKU gefordert, benötigen die kom-munalen und regionalen Energieversorger einen Zugang zu alternativen Finanzie-rungsmöglichkeiten und eine Stärkung ihrer Eigenkapitalposition, um die anstehenden Herausforderungen der Wärmewende bewältigen zu können. In der Wachstumsinitiative der Bundesregierung vom 5. Juli wurden die Forderungen der Verbände anscheinend aufge-griffen und betont, dass „der Löwenanteil der Investitionen privat gestemmt werden muss“ und dass dafür der KfW-Instrumentenkasten um einen möglichen „Eigenkapital-Transformationsfonds“ erweitert werden könnte . Der Aufbau eines geeigneten Eigenkapi-talfinanzierungsfonds und die Schaffung geeigneter regulatorischer Rahmenbedingun-gen für Investoren müssen weiterhin verfolgt und konkretisiert werden. Nur durch ge-eignete Finanzierungslösungen auf Ebene der kommunalen und regionalen Energiever-sorgungsunternehmen kann eine effiziente Energietransformation erreicht werden, die auch künftig attraktive Energiepreise und damit wettbewerbsfähige Wirtschaftsstandor-te in Deutschland gewährleistet. \r\nUm diesen erfolgreich initiieren zu können, sollen im Folgenden die Eigenschaften der Investi-tionsobjekte von kommunalen und regionalen Energieversorgern und die Aufgaben und Anfor-derung an einen Eigenkapitalfinanzierungsfonds konkretisiert und Handlungsoptionen für die beteiligten Akteure abgeleitet werden. \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nEigenschaften von Investitionen in Klimaschutz und die Wärmewende\r\nInvestitionen können grundsätzlich in vier Dimensionen dargestellt werden, die deren wirt-schaftliche Balance beschreiben: Rendite, Risiko, Liquidität und Nachhaltigkeit. Anhand dieser Eigenschaften können Investoren gefunden werden, deren Anlageeigenschaften hierzu pas-sen und es können entsprechende regulatorische Anpassungen abgeleitet werden, die die Investitionsanreize verbessern könnten. Im Nachfolgenden werden die verschiedenen Dimen-sionen näher beleuchtet. \r\n \r\nAbbildung 4: Das Investitionsdreieck wird durch Ergänzung der Nachhaltigkeitsdimension zum Investitionsviereck \r\n\r\n•\tLiquidität von Wärmewendeprojekten\r\nInvestitionen in Infrastruktur (Netze und Erzeugungsanlagen) sind irreversibel und weisen ei-nen langen Rückzahlungszeitraum auf. Gleichzeitig ist Wärme ein essenzielles Gut und verfügt durch angeschlossene Abnehmer über einen hohen Anteil vertraglich fixierter Zahlungsströme, die besonders krisenresistent sind. \r\nBeim Neubau von Wärmenetzen und einem starken Ausbau bestehender Strukturen zur Um-setzung der kommunalen Wärmeplanungen stehen einer politisch gewollten hohen Investiti-onstätigkeit in den nächsten Jahren in vielen Fällen zeitlich stark versetzte Liquiditätsrückflüs-se (Cash-Flows) gegenüber. Die erwartbaren Cash-Flow-Profile sind zudem abhängig von der jeweiligen Ausgangslage des Wärmeversorgungsunternehmens (siehe Abb. 5): \r\nBefindet sich das Unternehmen in der „Markteintrittsphase“ und muss ein Wärmenetz und ent-sprechende Erzeugungsanlagen erstmalig aufbauen, dann sind aufgrund der fehlenden Kun-denbasis und Organisationsstrukturen stark zeitversetzte Cash-Flow-Profile erwartbar. Diese gehen außerdem mit einer eingeschränkten Rentabilität und einer hohen Verschuldung einher. Auch bei Unternehmen, die ihre Netze und Erzeugungsanlagen (stark) erweitern („Erweite-rungsphase“), wird sich der Cash-Flow erst langsam über mehrere Jahre aufbauen. Gleichzei-tig werden die künftigen Einnahmeströme zunehmend von externen Faktoren wie den Entwick-lungen von alternativen Wärmelösungen, den Unsicherheiten über Anschlussquoten, der Ent-wicklung der Energiebezugskosten für die Erzeugungsanlagen und den Kostenentwicklungen für den Tiefbau, etc. abhängig und dadurch noch weniger planbar.\r\nUm künftige Einnahmeströme (auch im Hinblick auf potenzielle Investoren) abzusichern und eine langfristige Wirtschaftlichkeit gewährleisten zu können, sollte sich die Be-triebskostenförderung im Rahmen der BEW-Förderung am Abschreibungszeitraum der Erzeugungsanlagen orientieren (10 bis 20 Jahre). \r\n \r\nAbbildung 5: Liquidität von Wärmeprojekten bei verschiedenen Energieversorgern\r\n\r\n•\tMögliche Rendite und verschiedene Risikoklassen \r\nDie Wärmeinfrastruktur zählt zur nutzerfinanzierten Infrastruktur, die sich über vom Nutzer zu entrichtende Entgelte tragen muss. Die Regulierung umfasst aktuell eine kartellrechtliche Kon-trolle der Preise (§§19 und 28 GWB) sowie eine vertragsrechtliche und kartellrechtliche Kon-trolle der Preisanpassungsmechanismen. Grundsätzlich ist der Wärmemarkt wettbewerblich organisiert. Abnehmer werden regelmäßig die Kosten eines Fernwärmeanschlusses mit den Kosten für alternative Wärmelösungen wie Wärmepumpen, Festbrennstoff-Kesseln und Bio-gas-Brennwert-Thermen vergleichen. \r\nFür kommunale und regionale Energieversorgungsunternehmen, die Wärmeinfrastrukturen von Grund auf neu planen und aufbauen, ergeben sich aus Investorensicht entsprechend hohe Risiko-Rendite-Anforderungen, die letztlich erwirtschaftet werden müssen. Gleichzeitig müssen sich die künftigen Fernwärmepreise aber an der Preisentwicklung alternativer Heizsysteme messen und sie dürfen ein sozialverträgliches Maß nicht überschreiten, da der Wärmeversor-ger auch seiner Daseinsvorsorgepflicht nachkommen muss. \r\nNeben Zuschüssen auf die Investitionskosten sind in der Markteintritts- und Erweite-rungsphase weitere staatliche Unterstützungsmaßnahmen wie Garantien oder Bürg-schaften notwendig, um effiziente/bedienbare Rendite-Risko-Profile zu erzeugen.  \r\nDie Risiken können je nach Projekt und Projektphase, aber auch je nach Ausgangslage des Energieversorgungsunternehmens unterschieden werden und wirken sich auf die Höhe der zu erwartenden Risikoprämie der Investoren aus. \r\nGerade am Beispiel von Wärmeversorgern wird deutlich, wie stark sich die Risiken der jeweili-gen Geschäftsmodelle unterscheiden. Ausgehend von einem nach dem CAPM-Verfahren (Ca-pital Asset Pricing Model) ermittelten Eigenkapitalzins, der das spezifische Risiko eines etab-lierten Wärmeversorgers abbildet, kann mit einer weiteren Risikoklassifizierung der zu finanzie-renden Wärmeversorger mit unterschiedlichem Reifegrad des jeweiligen Geschäftsmodels eine typisierende Einteilung in Risikoklassen vorgenommen werden. Das CAPM-Verfahren ist ein wissenschaftlich anerkanntes Verfahren, um Wertpapierrenditen abzuleiten. Es wird häufig in der Unternehmensbewertung eingesetzt, um die Eigen- und/oder Fremdkapitalrenditen ei-nes zu bewertenden Unternehmens abzuleiten.\r\nVorstellbar sind mindestens drei Risikoklassen für Wärmeversorger, die ausgehend von einem Versorger mit langjährigem Betrieb eines umfangreichen Wärmenetzes jeweils eine Erhöhung des unsystematischen Risikos abbilden.\r\nIn die Risikoklasse 1 (Referenzklasse) fallen Versorger, die über eine umfangreiche Fern-wärmeversorgung verfügen und eine langjährige Erfahrung mit dem Betrieb dieser Anlagen haben. Der Kapitalbedarf für diese Versorger ergibt sich aus der Verdichtung der bestehenden Netze und aus dem Ersatz der heute bestehenden Wärmeerzeugungsanlagen durch moderne Anlagen auf Basis von erneuerbarem Energieeinsatz. Solche Versorger verfügen über einen stabilen Cashflow sowie über bestehende Kundenbeziehungen und bauen aus Sicht eines Investors ihr bestehendes Geschäft aus. Diese Versorgungsunternehmen lassen sich mit einer Peergroup aus dem CAPM-Verfahren vergleichen.\r\nDie Risikoklasse 2 besteht aus Versorgungsunternehmen, die bereits über bestehende Wär-meinfrastrukturen verfügen, diese aber aufgrund der kommunalen Wärmeplanung deutlich ausbauen müssen. Zudem müssen neue Erzeugungsanlagen aufgebaut und integriert werden. Bei diesen Wärmeversorgern besteht seit Jahren Erfahrung mit dem Betrieb solcher Anlagen. Aus dem bereits bestehenden Wärmenetz sind Kunden vorhanden; durch den deutlichen Aus-bau der Versorgungsinfrastruktur müssen aber neue Kunden gewonnen werden. Bei diesen Unternehmen wird sich der notwendige Cashflow für den Kapitaldienst erst langsam über meh-rere Jahre aufbauen. Ein wirtschaftlicher Betrieb dieser Anlagen ist nicht von Beginn an gege-ben. Eigenkapitalinvestitionen in solche Unternehmen erfordern neben zusätzlichen Risikozu-schlägen auch spezielle Ausgestaltungen der Eigenkapitalfinanzierungen, um dem erst später zu erwartenden Cashflow aus der Wärmeversorgung gerecht zu werden. \r\n \r\nIn die Risikoklasse 3 fallen insbesondere Gasversorger, die durch die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung künftig gezwungen sind, ihre Versorgungsgebiete zumindest teilweise auf Fernwärme umzubauen. Sie müssen eine Fernwärmeversorgung komplett neu aufbauen und können auf keine oder nur geringe Strukturen zurückgreifen. Zudem steht die neue Fernwär-meversorgung für eine Übergangszeit im Wettbewerb mit der bestehenden Gasversorgung. Für diese Versorger muss ein staatliches Zuschusssystem entwickelt werden, das einerseits den Wärmekunden bezahlbare Wärmepreise und andererseits den Kapitalinvestoren marktge-rechte Renditen ermöglicht. Ein reiner Investitionszuschuss ist für diese Gruppe von Unter-nehmen nicht ausreichend. Eine Bepreisung des Risikos ist erst möglich, wenn die Förderbe-dingungen sowohl für die zu tätigenden Investitionen als auch für den Hochlauf (Betrieb) einer solchen Wärmeversorgung absehbar sind.\r\n \r\nAbbildung 6: Risikoklassen und erwartbare Risikoaufschläge von Investoren\r\n\r\n•\tNachhaltigkeit\r\nSeit Januar 2023 ist die europäische Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) in Kraft getreten, durch die auch Unternehmen der Energiewirtschaft künftig verstärkt über ihren Umgang mit sozialen und ökologischen Herausforderungen berichten müssen. Die Richtlinie wird aktuell in nationales Recht überführt und befindet sich seit Ende Juli 2024 im parlamenta-rischen Verfahren. Mit der Ausweitung der Berichtspflicht auf große Unternehmen ohne Kapi-talmarktorientierung und durch landesrechtliche Regelungen zu den Berichtspflichten öffentli-cher Unternehmen, müssen ab 2026 auch viele kommunale Unternehmen Nachhaltigkeitsbe-richte veröffentlichen. Auch nicht-berichtspflichtige Unternehmen werden indirekt von der Re-gulierung verpflichtet werden, wenn (Groß-)kunden, Lieferanten und Finanzpartner, aufgrund ihrer eigenen Verpflichtungen, Informationen bei ihnen einholen müssen. \r\n \r\nDie Bereitstellung von vollständigen ESG-Datensätzen wird zukünftig einen stärkeren Einfluss auf das Rating von Unternehmen und damit auf die Investitionsentscheidungen von Banken und andere Finanzgebern haben. Fehlende ESG-Datensätze können sich außerdem künftig negativ auf die Höhe der Zinssätze, den Zugang zu Fördermitteln, und schließlich auf die Fi-nanzierbarkeit der Energietransformation vor Ort, auswirken. Das Investitionsdreieck, beste-hend aus Liquidität, Rendite und Risiko, erhält durch die Nachhaltigkeit eine weitere Dimension und wird dadurch zum Investitionsviereck.\r\nÜber den Eigenkapitalfinanzierungsfonds sollte standardisiert gewährleistet werden, dass der Fonds und die ausgegebenen Genussrechte die Anforderungen der EU-Taxonomie- und Of-fenlegungsverordnung genügen und damit ein nachhaltiges Investitionsziel (sog. Impact-Investment) verfolgen . Durch die Nachhaltigkeitskomponente können zusätzliche Anreize in Investitionen geschaffen werden und Investoren können gleichzeitig Ihre Nachhaltigkeitsziele erfüllen. Die Erfüllung von Nachhaltigkeitskriterien stellt aber aus Investorensicht keine Kom-pensation für eine niedrigere Rendite dar, sondern nur einen zusätzlichen Nutzen . Es muss deshalb weiterhin zunächst ein ausgewogenes Rendite-Risiko-Profil, auch über die beschrie-benen staatlichen Garantien und Bürgschaften, hergestellt werden. \r\n\r\n\r\n \r\nZusammenfassung\r\nDie Energietransformation ist mit hohen finanziellen Herausforderungen in den nächsten Jah-ren verbunden. Die gesetzliche Transformationsaufgabe der europäischen-, bundes- und Lan-desebene adressiert für ihre Umsetzung dabei hauptsächlich Kommunen sowie lokale und regionale Energieversorgungsunternehmen. Diese werden aber die Energiewende in finanziel-ler Hinsicht nicht ohne Unterstützung umsetzen können, da die kommunalen Haushalte und die finanzielle Lage dieser Unternehmen mit den anstehenden Investitionen überfordert sein werden. Damit die ambitionierten Ausbauziele erreicht werden und die flächendeckende Ver-sorgung mit klimaneutralen Energien gelingen kann, benötigen Kommunen sowie kommunale und regionale Energieversorgungsunternehmen finanzielle Unterstützung in Form eines aus-reichend gesicherten Förderrahmens, Zugang zu privatem Kapital, eine ausreichende Eigen-kapitalausstattung über einen möglichen Eigenkapitalfinanzierungsfonds sowie staatlich flan-kierenden Maßnahmen wie Garantien und Bürgschaften. \r\nVor allem die Wärmetransformation leistet einen großen Beitrag zur Dekarbonisierung in Deutschland, stellt aber für potenzielle Investoren noch ein unbekanntes und nach derzeitigem Stand kein attraktives Investitionsfeld dar. Deshalb sollten hierfür vorrangig Lösungsansätze zur Finanzierung gefunden werden. Darüber hinaus muss bei Investoren erst ein Verständnis für die Risiken und Renditeerwartungen hinsichtlich des Ausbaus von Fernwärmenetzen und -erzeugungsanlagen geschaffen werden. Gleichzeitig weisen Wärmeversorgungsunternehmen eine sehr heterogen Ausganglage hinsichtlich der Wärmetransformation auf, was sich in den beschrieben Risiko-Rendite-Profile widerspiegelt. \r\nVon den unterschiedlichen Risiko-Profilen müssen geeignete Finanzierungsinstrumente mit Eigen- und Fremdkapitalkomponenten abgeleitet werden, die nach Bedarf mit staatlichen Bürgschaften und Garantien versehen werden sollten, um zum einen Fremdkapital und Eigen-kapitalfinanzierungen zu Zinssätzen zu ermöglichen, mit denen die Unternehmen weiterhin sozialverträgliche Wärmepreise für die Kunden realisieren können. \r\nDie Politik sollte die angesprochenen Vorschläge aufgreifen und gemeinsam mit der Energie-wirtschaft weiterentwickeln, um die (finanziellen) Risiken der Energietransformation in Chan-cen für nachhaltige Investitionen zu verwandeln. So wird es gelingen, die angestrebten Nach-haltigkeitsziele zu erreichen und gleichzeitig eine kostengünstige Energieversorgung zu si-chern.  \r\n \r\nFür Gespräche und Rückfragen stehen wir gern zur Verfügung.\r\nBerlin, 13.01.2025\r\nMichael Teigeler\r\nGeschäftsführer Stadtwerke Heidelberg Energie\r\nVorstandsvorsitzender GEODE Deutschland\r\nFranz König\r\nVorstands¬vorsitzender Elektrizitätsgenossenschaft Wolkersdorf und Umgebung eG \r\nVorstand GEODE Deutschland\r\n\r\nGEODE \t\t\t\t\t\r\nMagazinstraße 15/16\t\t\t\t\r\n10179 Berlin\t\t\t\t\t\r\nTel.:\t0 30 / 611 284 070\t\t\t\t\t\t\r\nFax:\t0 30 / 611 284 099\r\nE-Mail:\tinfo@geode.de\r\nwww.geode.de\r\nwww.geode-eu.org\r\n\r\nGEODE AISBL (R001212) und GEODE Deutschland e. V. (R001207) sind im Lobbyregister für die Interessenvertre-tung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung registriert und unterliegen dem gesetzlichen Verhaltenskodex des LobbyRG.\r\n\r\nDie GEODE ist der europäische Verband der unabhängigen privaten und öffentlichen Strom- und Gasverteilerunternehmen. Mit dem Ziel, diese Unternehmen in einem sich zunehmend europäisch definierten Markt zu vertreten, wurde der Verband 1991 gegründet. Mittlerweile spricht die GEODE für mehr als 1.400 direkte und indirekte Mitgliedsunternehmen in vielen europäischen Ländern, davon 150 in Deutschland.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Diese gesetzliche Pflicht geht auf euro-päische Richtlinienvorgaben zurück (EU 2019/944, Art. 12 Abs. 1) und soll einen schnelleren sowie reibungsloseren Wechsel des Energieversorgers und somit eine höhere Wechselbereit-schaft anreizen. \r\nIn der Praxis bedeutet eine Umsetzung der Vorgabe eine umfassende Anpassung der Pro-zesse und Systeme der Lieferanten und Netzbetreiber. Die Grundlagen hierfür wurden mit der Festlegung BK6-22-024 v. 21.03.2024 (Festlegung für einen beschleunigten werktäglichen Lieferantenwechsel in 24 Stunden (LFW24)) geschaffen, deren Vorgaben zum 04.04.2025 scharf gestellt werden. \r\nErste Rückmeldungen der IT-Dienstleister lassen befürchten, dass die Umsetzungsfrist bis zum 04.04.2025 in der Praxis nicht einhaltbar ist. Es zeichnet sich ab, dass die prozessualen Umstellungen so anspruchsvoll sind, dass sich der 04.04.2025 als Umsetzungsstichtag nicht einhalten lässt. GEODE fordert aus diesem Grund eine Verschiebung des geplanten Umset-zungstermins auf den 01.10.2025.\r\nBegründung\r\nDie Bundenetzagentur hat mit LFW24 nicht lediglich eine Straffung von Prozessfristen vorge-nommen, sondern „eine umfassende Prozessoptimierung und -überarbeitung“ (Beschluss LFW 24, S. 3). Sämtliche Festlegungen zur Abwicklung des Stromnetzzugangs (GPKE, WiM und MPES) wurden neu strukturiert und umfassen angepasst. Es handelt sich um eine der bisher umfangreichsten Anpassungen der Prozessvorgaben. \r\nDie Arbeitsressourcen der Energieversorgungsunternehmen und ihrer IT-Dienstleister sind gegenwärtig aufgrund einer Vielzahl von Umstellungsprozessen gebunden, beispielsweise durch die Herausforderungen im Zusammenhang mit dem Hochlauf der Einspeiseanlagen, dem Ausbau und der Integration der Smart Meter Technologie in Kombination mit der Umset-zung des CLS-Managements (Redispatch 2.0) und der Umsetzung von § 14a EnWG zur Steuerung von Verbrauchseinrichtungen sowie die Umstellung von Abrechnungslösungen. 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Wir setzen uns für einen europäischen Strom- und Gasmarkt mit einer pluralistischen Struktur ein. Es ist das Ziel von GEODE, den Wettbewerb auf den europäischen Strom- und Gasmärkten durch die Stärkung der örtlichen Strom- und Gasverteilungsunternehmen zu beleben. Die GEODE tritt für eine Kommunalwirtschaft ein, die Stadtwerken ermöglicht, ihre Aufgaben der örtlichen Daseinsvor-sorge effizient und bürgernah zu erfüllen. \r\nIm Folgenden möchten wir auf die fünf Eckpfeiler des Papiers „Neue Energie-Agenda für Deutschland“ eingehen und Ihnen unsere fachlichen Einschätzungen und Erfahrungen aus der Praxis der deutschen Energieversorgungsunternehmen übermitteln. \r\n1.\tEckpfeiler: \r\n•\tNeue Gaskraftwerke schnell ans Netz bringen\r\n•\tZwang zum Rückbau von Netzinfrastrukturen verhindern\r\n•\tEuropäische Energie-Union voranbringen\r\n•\tWiederinbetriebnahme zuletzt abgeschalteter Atomkraftwerke\r\nWir teilen die Einschätzung der CDU/CSU Bundestagsfraktion, dass ein Zwang zum Rückbau von Netzinfrastruktur weder sinnvoll noch zielführend ist und daher dringend vermieden wer-den sollte. Bei einem Rück- und Umbau von Netzinfrastrukturen vor dem Hintergrund des Wasserstoffhochlaufs muss die Zweigliedrigkeit von Transport- und Verteilnetzen berück-sichtigt werden. Es sollte eine Prozesskaskade etabliert werden, mit der der Aufbau effizienter Kapazitäten und eine Optimierung der Transformation auf allen Netzebenen und über alle (po-tenzielle) Verbraucher durch modifizierte Datenmanagementsysteme erfolgen kann.\r\nWir begrüßen die Ambitionen für eine Stärkung des europäischen Binnenmarktes für Energie. Änderungen und Erweiterungen des gegenwärtigen Marktdesigns sollten auch darauf abzie-len, Hemmnisse für die Funktionsfähigkeit abzubauen. Dies beinhaltet die Ausnut-zung/Ausweitung der Marktkopplung und Marktmechanismen auf EU-Ebene.\r\nHinsichtlich potenzieller Versorgungslücken und dem möglichen Weiterbetrieb zuletzt abge-schalteter Kernkraftwerke, sollte berücksichtigt werden, dass durch den Hochlauf volatiler er-neuerbarer Erzeugungsanlagen vorrangig ein Bedarf an regelbaren, dezentralen Kapazitä-ten besteht. Gleichzeitig sollte eine Integration von Speicher- und Wandlungstechnologien für erneuerbare Energien in Verbindung mit der Erzeugung von Wärme/Kälte angestrebt werden.\r\nDie technischen und sicherheitsrelevanten Fragestellungen einer erneuten Betriebsaufnahme sollten die jeweiligen Betreiber beantworten. Bereits bei der Diskussion der Laufzeitenverlän-gerung über den 31.03.23 hinaus gab es dazu zurückhaltende Einschätzungen der Betreiber.\r\nIm Energiemarkt hatte der Abschalttermin keine negativen Auswirkungen auf die Versorgungs-sicherheit und die Preisbildung. Die Preise sanken in der Folgezeit auch ohne den Betrieb der drei Anlagen weiter.\r\nBei allen Überlegungen sollte bedacht werden, dass die Energiewirtschaft von langfristiger Stabilität lebt und auch langfristig klar und planbar sein muss, welche Energieträger welche Rolle im zukünftigen Markt einnehmen sollen. Die Frage des Ausstiegs, Wiedereinstiegs, Wie-derausstiegs, Laufzeitenverlängerung, Wiederinbetriebnahme wiederholte sich in der Vergan-genheit leider immer wieder. Eine dauerhafte Beendigung dieser politischen Debatte und ein breiter gesellschaftlicher Konsens wäre dagegen ein wünschenswerter Zustand.   \r\n2.\tEckpfeiler: \r\n•\tAuf Grundlage realistischer Energiebedarfe planen\r\n•\tMit einer Energiehandelsstrategie Kostenvorteile importieren\r\n•\tSparpotenziale bei Übertragungsnetzen und Offshore-Windenergie nutzen \r\nDie integrative Netzentwicklungsplanung stellt eine zentrale Grundlage für den notwendi-gen Wandel im Energiebereich dar und setzt entscheidende Weichen für die Transformation bestehender Infrastrukturen. Die bereits eingeführten und weiteren Anpassungen im Energie-wirtschaftsgesetz sollten die zeitlichen Abläufe und die wechselseitigen Effekte bei den Pla-nungen zwischen Gas, Wasserstoff und Strom, unter Ausnutzung der dadurch entstehenden Synergien, berücksichtigen. Für eine effiziente Planung sollte die Netzentwicklungspla-nung auf allen Netzebenen erfolgen und miteinander verzahnt werden, um potenzielle Ineffizienzen und Fehldimensionierung insbesondere im Wasserstoffbereich, zu vermeiden. \r\nDamit der Markthochlauf der Wasserstoffwirtschaft gelingt, ist eine frühzeitige Planung auch für regionale Wasserstoffnetze erforderlich. Zu den regionalen Wasserstoffnetzen zählen wir sowohl die Ergänzung und räumliche Erweiterung des Wasserstoffkernnetzes in die Regionen insbesondere auch in den südlichen Bundesländern wie auch den Umbau bzw. Ertüchtigung der lokalen Verteilnetze. Nach unserer Einschätzung muss es auch in den derzeitigen Verteil-netzen jeweils eine Konzeption für ein „lokales Kernnetz“ geben welches insbesondere die Bedarfe der mittelständischen Wirtschaft berücksichtigt wie auch die notwendigen Erzeu-gungsanlagen für lokale Wärmenetze.\r\nDie Europäische Union hat diesbezüglich mit der Novellierung der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie, die am 4. August 2024 in Kraft getreten ist, die richtigen Rahmenbe-dingungen gesetzt. Die Vorgaben der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie müssen noch im Jahr 2025 in nationales Recht umgesetzt werden, damit eine Transformation der Gaswirtschaft in der gebotenen Geschwindigkeit möglich ist. In Analogie zum Wasserstoffkernnetz gilt es für die Hochlaufinvestitionen in die Wasserstoffverteilnetze, politische Rahmenbedingungen zu schaf-fen.\r\nEine effiziente Energiehandelsstrategie für Wasserstoff erfordert während des Markthochlaufs Offenheit gegenüber unterschiedlichen Herstellungsverfahren, Quellen und Standorten, um kurzfristig große Mengen importieren zu können. Dabei muss allerdings das Verhältnis zwi-schen Erzeugungs- und Transportkosten berücksichtigt werden: sollte aufgrund der Entfernung kein Pipeline-Transport möglich sein, fallen zusätzliche Umwandlungskosten an. Gleichzeitig ist der Aufbau von Transportinfrastrukturen, wie geeigneten Transportschiffen, Terminals, Speichern, etc. erforderlich. Die anfallenden CO2-Emissionen (und Kosten) während der ge-samten Lieferkette sollten in Relation zur Herstellung alternativer erneuerbarer Energieträger/-Gase und möglicher Endkundenpreise betrachtet werden. \r\nDer grundsätzliche Netzausbau und die Wasserstoffverfügbarkeit sollten möglichst im Gleich-schritt erfolgen um „stranded investments“ zu vermeiden.\r\nZu diesem Themenfeld finden Sie weitere konkrete Überlegungen in folgender Stellungnahme:\r\nhttps://www.geode-eu.org/wp-content/uploads/2024/04/GEODE-Stellungnahme-zu-Konsultationsfragen-Green-Paper-BMWK-Transformation.pdf.\r\n3.\tEckpfeiler: \r\n•\tTechnologieoffen alle erneuerbaren Energien und klimafreundliche Gase sowie alle klimafreundlichen Optionen für Verkehr und Wärme nutzen\r\n•\tHeizungsgesetz der Ampel zurücknehmen und das europäische Verbrenner-verbot aufheben\r\n•\tDie Stromnetze digitalisieren und unsere Forschung entfesseln\r\n•\tDen ersten Fusionsreaktor der Welt bauen\r\n\r\nWir begrüßen die Einschätzung, dass eine klimaneutrale Gaswende nicht nur im Wasserstoff-bereich stattfinden sollte und eine stärkere Berücksichtigung auch von regionalen Biogastech-nologien von der CDU/CSU angestrebt wird. Die Insolvenzwellen von Biomethanlieferanten haben deutlich gemacht, dass ein stabiles Marktumfeld geschaffen werden muss, um Lie-ferunsicherheiten und hohe Kosten für regionale und kommunale Energieversorger in Zukunft zu vermeiden. Es müssen Strukturen geschaffen und bestehende Förderungen wei-terentwickelt werden, um Innovationen in neue Anlagen und den Weiterbetrieb bestehender Anlagen anzureizen. \r\nAuch Biogasproduktionsanlagen müssen in einer Zielnetzplanung für die Gasinfrastruktur Be-rücksichtigung finden, jedoch nicht um jeden Preis. Biogasanlagen, die keine besondere Lage-gunst zur Bestandsinfrastruktur haben, werden hohe Netzanbindungskosten verursachen. Die-se führen über Verteilungseffekte im Rahmen der Netzentgeltkalkulation in einem sich verklei-nernden Gasnetz zu unverhältnismäßig hohen Kosten für alle Gasabnehmer. Darüber hinaus ist zu bedenken, dass Biogasanlagen, wenn sie zukünftig auf 100% Wasserstoff umgestellte Netze einspeisen, dieses Netz in seiner „Reinheit“ beeinflussen  und so für diverse technische Anwendungen insbesondere in industriellen Prozesse eine Herausforderung darstellen kön-nen.   \r\nEine vollständige Rücknahme des unter dem Wirtschafts- und Energieminister Peter Altmaier entstandenen Gebäudeenergiengesetzes (GEG) vom 8. August 2020 mit seiner letzten Ände-rung vom 16. Oktober 2023 würde unserer Ansicht nach das geforderte Ziel der Herstellung von Planungssicherheit und einem gesicherten Förderregime für die notwendigen Dekarboni-sierungsmaßnahmen im Gebäudebereich und in den Wärmeinfrastrukturen konterkarieren. Die enge Verzahnung zwischen GEG und Wärmeplanungsgesetz (WPG) gibt aktuell einen geeigneten Fahrplan für eine klimaneutrale Wärmetransformation auf kommunaler Ebe-ne vor, bei dem alle beteiligten Akteure eingebunden werden können. Allerdings sind ei-nige Regelungen, wie die „Fahrpläne für die Umstellung der Netzinfrastruktur auf die vollstän-dige Versorgung der Anschlussnehmer mit Wasserstoff“ (§ 71k GEG) zu kleinteilig und sollten vor dem Hintergrund der Technologieoffenheit und schnellen Umsetzbarkeit überarbeitet wer-den. \r\nFür ein Gelingen der kommunalen Wärmetransformation sind außerdem die Verstetigung und Erhöhung der Zuschüsse und Betriebskostenförderungen im Rahmen der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) erforderlich. Regionale und kommunale Wärmeversorger, die die kommunalen Wärmepläne umsetzen müssen, befinden sich oftmals in einer angespannten finanziellen Lage, die sich künftig durch steigende Verschuldungsquoten noch verstärken wird. Gerade die Zuführung von Eigenkapital muss während der Transformationsphase gesi-chert werden und benötigt neue staatlich flankierte Finanzierungsinstrumente, wie ei-nen Eigenkapitalfinanzierungsfonds, um den Wärmenetzausbau zu sichern und künftig ho-he Wärmepreise bei den Endkunden zu vermeiden. Insbesondere zu dieser Frage möchten wir auf unsere Überlegungen zu einem Eigenkapital Finanzierungsfonds für die Wärmenetztrans-formation verweisen:\r\nhttps://www.geode-eu.org/wp-content/uploads/2024/03/GEODE-Finanzierungspapier-kommunaler-Energieversorger-3.0.pdf.\r\nFür eine beschleunigte Digitalisierung der Stromnetze sollte u.a. eine weitere Entbürokratisie-rung des Messstellenbetriebsgesetzes erfolgen, die die wirtschaftliche Umsetzbarkeit anreizt und eine Vereinfachung der Informations- und Datenaustauschverpflichtungen zwischen den Akteuren vorsieht. Die bisher starke Betonung von Datenschutzfragestellungen überhöht die eigentliche Aufgabe der Messeinrichtung für einen effizienten Betrieb der Energienetze und Energiemärkte. Nur mit einem schnellen und effizienten Rollout von intelligenten Mess-systemen können Netz- und verbraucherseitige Flexibilisierungspotenziale optimal ge-nutzt und damit den ansteigenden Volatilitätsanforderungen in den Netzen Rechnung getragen werden. \r\nDer absehbare Bau eines Fusionsreaktors wäre zu begrüßen. Da sich dies zeitlich aber noch nicht zu konkretisieren scheint und die Forschung selbst von Zeiträumen von mehr als 50 Jah-ren spricht, sollte weiterhin der Aufbau einer erneuerbaren Energieinfrastruktur vorangetrieben werden. \r\n4.\tEckpfeiler: \r\n•\tEmissionshandel als Leitinstrument europäisch stärken und international vo-ranbringen\r\n•\tDer ETS darf weder zu Überforderung noch zu Abwanderung führen\r\n•\tMehr Markt durch Pioniermärkte und einen echten Kapazitätsmarkt\r\nEine Weiterentwicklung und Ausweitung des Emissionshandels sollte unter der Berücksichti-gung von Überganstechnologien wie Gaskraftwerken, erfolgen. Im Verkehrs- und Gebäudebe-reich müssen alternative Technologien in ausreichenden und bezahlbaren Mengen verfügbar sein, um hohe Kosten bei den Endverbrauchern zu vermeiden. Die Einnahmen aus dem Emis-sionshandel sollten deshalb weiterhin in den Klimatransformationsfonds fließen und damit für ein breites Maßnahmenbündel verwendet werden können, das den Hochlauf erneuerbarer Technologien unterstützt. \r\nEine Weiterentwicklung des aktuellen Marktdesigns sollte dazu dienen, seine Resilienz gegen-über Extremsituationen zu stärken und somit auch Verbraucher/innen vor starken Preisanstie-gen zu schützen. Dabei sollten Markteingriffe die Ausnahme darstellen und nur bei einem Marktversagen erfolgen. Jeder Markt wird „natürliche“ Preisschwankungen ausbilden, die sich aus den grundlegenden Prinzipien von Angebot und Nachfrage ergeben. Die Einbringung neuer Kapazitäten in den Strommarkt sollte vor dem Hintergrund einer wirtschaftlichen Optimierung des Gesamtenergiemarktes erfolgen. Das bedeutet, dass bereits bestehende marktliche und netzseitige Kapazitätsmechanismen effizient weiterentwi-ckelt werden sollten. Zusätzliche Mechanismen sollten erst dann in den Markt integriert wer-den, wenn sichergestellt ist, dass sie keine Verzerrung von Marktsignalen und keine Erhöhung der Endkundenpreise verursachen. \r\nMarktwirtschaftliche Instrumente sollten grundsätzlich eher Verwendung finden als kleinteilige ordnungsrechtliche Vorgaben. Trotzdem ist es sinnvoll, dass aus der Politik mittel- und lang-fristige (Zwischen-)Zielvorgaben, an denen sich die Verbraucherinnen und Verbraucher orien-tieren können, verbindlich vorgegeben werden. Eine Steuerung der Zielerreichung ausschließ-lich über den Preis ist problematisch, weil sich bestimmte, vom Markt gesetzte Preisniveaus politisch nicht immer aufrechterhalten lassen. Dies hat nicht zuletzt die Energiepreiskrise im Jahr 2022/2023 gezeigt, auf die mit umfangreichen Preisbremsengesetzen reagiert wurde.\r\n5.\tEckpfeiler: \r\n•\tKontrolle über die Entwicklung der Netzentgelte gewinnen\r\n•\tMit einem Klimabonus Stromsteuer und Netzentgelte spürbar senken\r\n•\tCO2-Einnahmen an die Bürger und Unternehmen zurückgeben\r\nDie Regulatorik im Netzentgeltbereich sollte berücksichtigen, dass sich die Netzinfra-strukturen in einem Transformationsprozess befinden und hohe Investitionen in kurzer Zeit getätigt werden müssen. Die anzusetzenden Kapitalverzinsungen der Netzbetreiber müs-sen dies widerspiegeln und die Abbildung dezentraler Erzeugung sollte im Effizienzvergleich eine stärkere Rolle spielen, um die mit der Energiewende einhergehenden Kosten realistisch berücksichtigen zu können. Bei der Überarbeitung der Netzentgeltsystematik sollten die indivi-duellen (Sonder-)Netzentgelte für die Industrie berücksichtigt werden. Die Entlastung energie-intensiver Verbraucher ist eine sinnvolle Maßnahme auch für den stromintensiven Mittelstand, der in der Regel wichtiger Arbeitgeber in den Kommunen ist und erheblich unter den gestiege-nen Netzentgelten leidet. \r\nBezüglich der Netzentgelte im Gasnetzbereich sind die zeitlichen Flexibilisierungen der Ab-schreibungsmodalitäten weiterzuverfolgen, um dem Umstand Rechnung zu tragen, dass die Transformation der Gasnetze schrittweise und mit regionalen Unterschieden erfolgen wird. Gasnetzbetreibern sollten die Möglichkeit haben, auch auf einen früheren Ausstieg aus der erdgasbasierten Wärmeversorgung auf Grundlage landesrechtlicher oder kommunaler Be-schlüsse reagieren zu können.\r\nWir begrüßen, dass die Einnahmen und Instrumente aus Steuern und Abgaben, die eine kli-mapolitische Steuerungsfunktion haben, grundsätzlich in eine kostengünstige und klimafreund-liche Energieversorgung fließen und somit indirekt und direkt an die Bürger und Unternehmen zurückgegeben werden sollen. Hier sollten die Maßnahmen aber effizient und zielgerichtet sein. Ein „Gießkannenprinzip“ wie bei der Energiepreisbremse ist nicht das richtige Vorbild. Nicht alle Nutzer dieser Entlastungen waren tatsächlich bedürftig.\r\nEbenfalls ist die indirekte Entlastung der Verbraucher zu berücksichtigen. Dabei ist insbeson-dere die finanzielle Entlastung des Gesamtsystems wichtig, wie beispielsweise die aktive fi-nanzielle Stützung von Kosten, die in die Netzentgelte einfließen.\r\n \r\nDarstellung der grundsätzliche Finanzierungsstruktur EU-ETS2 für den Klima-Sozialfonds und des nEHS für den Klimatransforma-tionsfond\r\n \r\nWir sehen Ihr Papier „Neue Energie-Agenda für Deutschland“ als Startpunkt Ihrer weiteren Überlegungen und Konkretisierung ihrer zukünftigen politischen Arbeit. Wir freuen uns darauf diese begleiten zu dürfen und stehen für Rückfragen sowie Gespräche gerne zur Verfügung.\r\nBerlin, 12.12.2024\r\nMichael Teigeler\tSusanne Treptow\r\nGeschäftsführer\t\tGeschäftsführerin\r\nStadtwerke Heidelberg Energie GmbH\t\tStadtwerke Hameln Weser Bergland GmbH\r\nVorstandsvorsitzender GEODE Deutschland\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-12-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016830","regulatoryProjectTitle":"Regulierungsrahmen für Netzbetreiber","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/24/c9/535769/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120033.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":"Energiewende: Neustart auch für die Ausgestaltung des Regulierungsrahmens!\r\n\r\nDie Versorgungssicherheit bildet das Rückgrat unserer Industriegesellschaft und ist eine unerlässliche Voraussetzung für den modernen Alltag unserer Gesellschaft – wie die jüngsten Ereignisse auf der iberischen Halbinsel kürzlich wieder vor Augen geführt haben. Der weitere Ausbau und die Modernisierung der Versorgungsnetze ist eine unerlässliche Voraus-setzung für das Gelingen der Energiewende und langfristig moderate Energiekosten. Hierfür benötigen die Netzbetreiber einen transparenten und möglichst einfachen Regulie-rungsrahmen, der weniger Bürokratie und dafür mehr Anreize für den zukunftsgerichteten Netzausbau mit sich bringt. \r\nSeit Anfang 2024 erarbeitet die Bundesnetzagentur (BNetzA) einen neuen Regulierungs-rahmen für die deutsche Netzwirtschaft, der die bisherigen Verordnungen ersetzen soll. Der bisherige Arbeitsstand gibt der GEODE jedoch Anlass zu der Befürchtung, dass der Bürokra-tieaufwand noch steigen wird; dagegen werden sich die wirtschaftlichen Rahmenbedin-gungen für alle Netzbetreiber massiv verschlechtern! Dies hat negative Folgen auch für die Kunden und die Wirtschaft insgesamt.\r\nI.\tWas ist derzeit geplant – und warum werden die selbst gesteckten Ziele der BNetzA verfehlt? \r\nDie BNetzA war 2024 – nach der umfassenden EnWG-Novelle – angetreten, den Regulie-rungsrahmen vollständig zu überarbeiten und zu reformieren. Leitbilder sollten dabei eine effi-zientere, weniger bürokratische Regulierung mit weiterhin attraktiven Investitionsbedingungen sein. Der aktuelle Zwischenstand der Überlegungen der BNetzA führt hier leider vielfach in die genau entgegengesetzte Richtung:\r\n•\tKein Abbau von Bürokratie: Der maßgebliche Betrachtungszeitraum für die Bestim-mung der Erlösobergrenzen (sog. Regulierungsperioden) soll von 5 auf 3 Jahre ver-kürzt werden. Dies erhöht den administrativen Aufwand bei allen Beteiligten erheblich! Die aufwändigen regulatorischen Verfahren ziehen sich bereits aktuell über mehrere Jahre hin. Die Regulierungsbehörden sind daher bereits mit einer 5-jährigen Regulie-rungsperiode in einem erheblichen Rückstand! Hier droht ein vollständiges „Regu-lierungschaos“ durch eine Verkürzung dieses Zeitrahmens!\r\n•\tIntransparentes Regulierungssystem aus über 20 Allgemeinverfügungen, die le-diglich 3 (!) Rechtsverordnungen ersetzen sollen. Für die Marktteilnehmer entsteht mit den beabsichtigten Einzelregelungen ein schier unüberschaubares Geflecht an Regelungen, das einen erheblichen bürokratischen Mehraufwand verursachen wird. Aus Investorensicht wird die Regulierung zunehmend komplexer und unvorhersehbar.\r\n•\tInvestitionsbedingungen zunehmend unattraktiv: Die erforderlichen Investitionen in den Aus- und Umbau der Netze belaufen sich auf einen 3-stelligen Milliardenbetrag. Es muss folglich in großem Umfang zusätzliches Kapital für die Netzwirtschaft aufge-bracht werden. Dies wird allerdings nur funktionieren, wenn die Regulierungsbedingun-gen eine marktgerechte Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals gewährleisten. Die derzeit von der BNetzA festgelegten Zinssätze liegen jedoch ca. 2-3 Prozentpunkte unter dem aktuellen Marktniveau. So wird die Energiewende nicht gelingen.\r\n•\tSystematische Verschlechterungen: Der aktuelle Zwischenstand der BNetzA er-weckt den Eindruck, dass der Fokus einseitig auf einer reinen Kostenreduzierung zu Lasten der Netzbetreiber gelegt wird. In der Gesamtschau der beabsichtigten Rege-lungen ergibt sich eine erhebliche wirtschaftliche Verschlechterung der Rahmenbedin-gungen. Es ist mit Ertragseinbußen von 30 – 50 % zu rechnen! Mit dieser Aussicht auf zukünftige Erträge dürfte die Suche nach neuen Investoren und privaten Finanzie-rungsfonds unmöglich werden. \r\n•\tKeine nennenswerte Vereinfachung: Die BNetzA hat den Neugestaltungsprozess unter der Maxime der Vereinfachung für Behörden und Netzbetreiber gestartet. Der ak-tuelle Stand der Überlegungen wird dem nicht gerecht: Der Regulierungsrahmen dürf-te noch deutlich komplexer werden – als Beispiel sei etwa die Datenabfrage zur Be-wertung einer „Energiewendekompetenz“ genannt.\r\n•\tEffizienzvorgaben ad absurdum: Die Effizienzvorgaben sollen künftig ebenfalls von 5 auf 3 Jahre verkürzt werden. Ein solcher Rahmen würde nicht mehr den Namen einer „Anreizregulierung“ verdienen. In derart kurzer Zeit sind Kostensenkungen, die sogar über den Effizienzpfad hinaus gehen (Anreizwirkung!) schlicht unmöglich. Gleichzeitig sollen die Vorgaben für die Ermittlung der Effizienzwerte erheblich verschärft werden (zB durch einen Wegfall der „best-of-four“-Berechnung). Dies setzt die bereits geringen Renditen im Netzgeschäft weiter unter Druck.\r\n•\tKeine Anerkennung von Plankosten: Für das Gelingen der Energiewende müssen die Netzbetreiber operative Aufgaben übernehmen, deren Komplexität rasant ansteigt. Zum Großteil sind diese Aufgaben rechtlich vorgeschrieben. Die daraus steigende Kos-tenlast für den Netzbetreiber wird im aktuellen Regulierungssystem nicht gedeckt, da die Anerkennung von Plankosten für diese häufig erst nach dem Basisjahr entstehen-den Kosten kategorisch ausgeschlossen wird.\r\n•\tErhebliche Verschärfungen gegenüber dem bestehenden Regulierungssystem durch die BNetzA: Der Verordnungsgeber hat über mehr als 15 Jahre das Regulie-rungssystem für die Netzentgeltbestimmung sorgfältig austariert und abgewogen. Die dabei gefundenen Ergebnisse bilden den Ausgleich für den staatlichen Eingriff der Re-gulierung. Dabei spielten auch bisher bereits die Interessen der Netznutzer eine erheb-liche Rolle. Die BNetzA will nunmehr erhebliche Verschärfungen vornehmen und be-gründet diese mit (einseitigen) Kostensenkungen zu Lasten der Netzwirtschaft; ohne jedoch auf neue Erkenntnisse zu einer etwaigen Unangemessenheit des bestehenden Systems verweisen zu können. \r\n•\tEntlastungen für kleine Netzbetreiber entfallen weitgehend: Die Beachtung der Verhältnismäßigkeit brachte die Einführung eines sog. vereinfachten Verfahrens für kleinere Netzbetreiber, die weniger personelle und sachliche Ressourcen aufweisen, um bestimmte, sehr aufwändige Regulierungsverfahren durchzuführen. Die Vereinfa-chung und auch Attraktivität dieses Verfahrens sollen deutlich reduziert werden. Dies wird zu einem erheblichen bürokratischen Mehraufwand führen und vermutlich auch zahlreiche Unternehmen überlasten. Das Ziel der Vereinfachung und Entbürokratisie-rung wird so von der BNetzA missachtet.\r\nII.\tWelche Alternativen bestehen? \r\nDer zukünftige Regulierungsrahmen darf einerseits weder Netzbetreiber noch Regulierungs-behörden überfordern; er muss andererseits ein transparentes und attraktives Investitionsum-feld bieten, um ausreichend Kapital für den Aus- und Umbau der Netze zu generieren und nicht zuletzt den Netzkunden zu dienen.. Dafür muss nach Ansicht der GEODE folgendes ge-währleistet werden:\r\n•\tTransparentes und verständliches Regulierungssystem: Der künftige Regulie-rungsrahmen muss sowohl für Netzbetreiber als auch Regulierungsbehörden praktika-bel sein; dazu bedarf es echter Vereinfachungen und jedenfalls einer Beibehaltung der 5-jährigen Regulierungsperiode. \r\n•\tAbbau von Bürokratie: Es ist höchste Zeit, dass der über Jahre stetig gewachsene Aufwand durch die Regulierung reduziert wird! Die Bestimmung der Erlösobergren-zen, jährliche komplexe Antrags- und Genehmigungsverfahren, monatli-che/quartalsweise/jährliche Datenmeldungen an die Regulierungsbehörden verursa-chen einen enormen Aufwand; dieser sollte evaluiert und auf das erforderliche Maß begrenzt werden. \r\n•\tAusgeglichenes Regulierungssystem: Das EnWG definiert als Ziel in § 1 ausdrück-lich die Preisgünstigkeit. Diese ist jedoch nicht als möglichst billiges Netzentgelt zu ver-stehen, sondern als angemessenes Entgelt. Dies bildet den Ausgleich für die staatli-che Regulierung des Netzzugangs. Die Neugestaltung des Regulierungssystems hat dies im Auge zu behalten; eine drastische Verschlechterung der Rahmenbedingungen durch einseitige Kürzungen zu Lasten der Netzwirtschaft werden dem nicht gerecht und erscheinen auch verfassungswidrig\r\n•\tAngemessene Investitionsbedingungen: Das Gelingen der Energiewende und die Sicherheit des Netzbetriebs hängen maßgeblich von angemessenen Bedingungen für Investoren ab. Diese müssen den aktuellen Marktbedingungen entsprechen, um eine Zurückhaltung von Kapital oder sogar dessen Abfluss zu verhindern.\r\n\r\nBerlin, 12.06.2025\r\n\r\nProf. Christian Held\t\t\t\tStefan Ohmen\r\nStv. Präsident GEODE AISBL\t\tVorstand GEODE Deutschland e. V.\r\nGEODE \t\t\t\t\t\r\nMagazinstraße 15/16\t\t\t\t\r\n10179 Berlin\t\t\t\t\t\r\n\r\nTel.:\t0 30 / 611 284 070\t\t\t\t\t\t\r\nFax:\t0 30 / 611 284 099\r\n\r\nE-Mail:\tinfo@geode.de\r\nwww.geode.de\r\nwww.geode-eu.org\r\n\r\nGEODE AISBL (R001212) und GEODE Deutschland e. V. (R001207) sind im Lobbyregister für die Interessenver-tretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung registriert und unterliegen dem gesetzli¬chen Verhaltenskodex des LobbyRG.\r\n\r\nDie GEODE ist der europäische Verband der unabhängigen privaten und öffentlichen Strom- und Gasverteilerunternehmen. Mit dem Ziel, diese Unternehmen in einem sich zunehmend europäisch definierten Markt zu vertreten, wurde der Verband 1991 gegründet. Mittlerweile spricht die GEODE für mehr als 1.400 direkte und indirekte Mitgliedsunternehmen in vielen europäischen Ländern, davon 150 in Deutschland.\r\n"},"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":"2025-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018810","regulatoryProjectTitle":"Praxistaugliche, rechtssichere und wirtschaftlich tragfähige Ausgestaltung der neuen Regelungen für Gas- und Wasserstoffnetzbetreiber","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5c/c1/626295/Stellungnahme-Gutachten-SG2510060015.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":"STELLUNGNAHME \r\nim Nachgang zum Gesprächstermin der GEODE mit dem BMWE am 14.08.2025 zur Umsetzung der EU-GasRL und des Green Papers des BMWE in das EnWG\r\nDie Stellungnahme bezieht sich auf ausgewählte zentrale Aspekte der anstehenden Umset-zung der Vorgaben der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (EU) 2024/1788 vom 13.06.2024 in das EnWG und basiert im Wesentlichen auf der umfassenden Stellungnahme der GEODE zum Green Paper des BMWE vom 15.04.2024 (GEODE Stellungnahme | Konsultationsfragen Green Paper).\r\nI.\tTransformationsplanung der Gasverteilernetze (Art. 56, 57 EU-GasRL)\r\nDie Umsetzung der Pflichten für Gasverteilernetzbetreiber zur Erstellung von lokalen Netz-entwicklungsplänen für Wasserstoff und lokalen Stilllegungsplänen für Erdgas in Art. 56, 57 der EU-Gasrichtlinie muss in Form der Verpflichtung zur Erstellung einer lokalen Transfor-mationsplanung erfolgen, um eine einheitliche und konsistente Planung zu gewährleisten.\r\nDie Erstellung lokaler Transformationspläne ist eine individuelle Verpflichtung für jeden Gas-verteilernetzbetreiber, die unverzüglich mit Inkrafttreten EnWG-Novelle greifen sollte. Regio-nale Planungen sind zwar ein wichtiges Bindeglied zwischen den lokalen Planungen der VNB und den überregionalen Planungen der FNB, können aber kein Ersatz für genehmigte lokale Transformationsplanungen der VNB sein. Jeder Netzbetreiber muss Adressat eines eigenen Verwaltungsaktes sein und das weitere Verfahren eigenständig führen können.   \r\nZugleich eröffnet die Richtlinie die Möglichkeit, durch eine sog. „de-minimis“-Klausel für Netzbetreiber mit weniger als 45.000 Kunden zum Stichtag 4. August 2024 von dieser Pflicht auszunehmen. Für Deutschland stellt sich die Frage, ob eine solche Ausnahme ein-geführt werden sollte. Nach unserer rechtlichen und regulatorischen Einschätzung ist die Umsetzung der de-minimis-Klausel ausdrücklich nicht zu empfehlen.\r\nDie verbindliche Erstellung transparenter Stilllegungspläne ist für alle Gasverteilernetzbetrei-ber von zentraler Bedeutung, um Planungs- und Finanzierungssicherheit im Transformations-prozess zu gewinnen und zu gewährleisten. Eine Ausnahme für Netzbetreiber mit weniger als 45.000 Kunden zum Stichtag 4. August 2024 würde die weit überwiegende Anzahl der Gas-verteilnetzbetreiber betreffen und damit die Kohärenz des Transformationsprozesses schwä-chen und die Gleichbehandlung der Marktakteure gefährden. Ohne einheitliche Planungs-pflichten droht eine Zersplitterung des Regulierungsrahmens, die sich unmittelbar negativ auf die Rechtssicherheit und die Verlässlichkeit der Transformationsentscheidungen – letztendlich auch die der Netzkunden - auswirken würde.\r\nEin genehmigter Stilllegungsplan ist zudem die rechtliche Grundlage für Netzbetreiber, um Kündigungen gegenüber Netzkunden auszusprechen, die sich einer Stilllegung widersetzen. Fehlt ein solcher verbindlicher Rahmen, bestünde ein erhebliches Risiko, dass Streitigkeiten in Form einer Vielzahl von Einzelfallverfahren geführt werden müssten. Die Einführung einer de-minimis-Ausnahme würde die Wahrscheinlichkeit von Massenklagen deutlich erhöhen, da jeder einzelne Widerspruch gesondert geprüft und entschieden werden müsste. Ein solches Vorgehen wäre mit erheblichen Verfahrenslasten sowohl für Netzbetreiber als auch für Ge-richte verbunden.\r\nDemgegenüber gewährleistet ein transparenter und behördlich genehmigter Stilllegungsplan, dass mögliche Widersprüche bereits im lokalen Konsultationsprozess aufgegriffen und be-handelt werden können. Rechtsfragen können im Rahmen des Genehmigungsprozesses (dann abschließend) geklärt werden. Durch diese frühzeitige Einbindung lassen sich Konflikte rechtssicher klären, bevor die eigentliche Umsetzung erfolgt. Nach erteilter Genehmigung verfügen die Netzbetreiber über die notwendige Rechtssicherheit, um den Transformations-prozess effizient und ohne weitere Verzögerungen umzusetzen.\r\nII.\tAnschlussverweigerungen und Netzanschlusskündigungen (§§ 17,18 EnWG)\r\nDie GEODE begrüßt die geplante Ergänzung der §17, 18 des EnWG hinsichtlich Anschluss-verweigerungen und Netzanschlusskündigungen auf Basis genehmigter Transformations- bzw. Stilllegungsplanung, sieht aber Anlass, weitere Kündigungsumstände in der Gesetzge-bung zu berücksichtigen.\r\nDie §§ 17, 18 des EnWG müssen Netzanschlussverweigerungen und -kündigungen im Vor-feld einer wirtschaftlichen Unzumutbarkeit für den Netzbetreiber ermöglichen. Sinnvoll er-scheint hier aus Gründen der Rechtssicherheit die Benennung von Regelbeispielen:\r\n•\tGebiete, für die genehmigte lokale Transformations- bzw. Stilllegungspläne vorliegen \r\n•\tGebiete, für auf Basis der kommunalen Wärmeplanung die Ausweisung von Fern-wärmevorranggebieten erfolgt ist\r\n•\tVorliegen von dauerhaft nicht genutzten Gasanschlüssen.\r\n \r\nFür Betreiber von Gasverteilnetzen muss auch die Möglichkeit bestehen, Anschlusskunden für den Fall dauerhaft nicht genutzter Gasanschlüsse rechtswirksam kündigen und vom Netz trennen zu können. Das Vorhalten ungenutzter Netzanschlüsse ist für Betreiber von Gasver-teilnetzen mit nicht unerheblichen Instandsetzungs- und Wartungskosten verbunden, für die bei ausbleibender Nutzung des Anschlusses kein hinreichendes wirtschaftliches Äquivalent besteht. Die Anschlusspflichten in §§ 17, 18 EnWG müssen daher dahingehend einge-schränkt werden. Betreiber von Gasverteilnetzbetreibern dürfen nicht erst dann von der An-schlusspflicht befreit sein, wenn ihnen ein weiteres Vorhalten des Anschlusses wirtschaftlich unzumutbar ist. Vielmehr muss die Anschlusspflicht bereits dann entfallen, wenn ein An-schlussnehmer seinen Netzanschluss dauerhaft nicht mehr nutzt. Eindeutiges Indiz für die Dauerhaftigkeit einer Nichtnutzung ist dabei der Umstieg auf eine andere Versorgungsart. Dabei sind insbesondere dezentrale Versorgungsarten wie mittels Wärmepumpe relevant.\r\nIn Fernwärmevorranggebieten ist der parallele Betrieb zweier Infrastrukturen – Fernwärme-netz und Gasnetz – wirtschaftlich nicht sinnvoll.\r\nDie Stilllegungspläne der Gasverteilernetzbetreiber sind die Grundlage für die Kündigung von Netzanschluss- bzw. Anschlussnutzungsverträgen. Zu unterscheiden ist zwischen der Ankün-digung einer Stilllegung von Netzen oder Netzteilen und der Kündigung. Die Ankündigungsfrist für eine Stilllegung sollte zumindest in den Fällen, in denen wirtschaftliche Alternativen zur Wärmeversorgung des Kunden bestehen, max. 6 Jahre ab Einreichung der Stilllegungs-planung zur Genehmigung bei der zuständigen Behörde und max. 3 Jahre nach Geneh-migungsentscheidung betragen. \r\nFür die auf den Ankündigungen basierende Kündigung der Anschlüsse bzw. der Anschluss-nutzung ist ein Vorlauf von drei bis sechs Monaten ausreichend und auch sinnvoll, um einen gewissen Spielraum im Falle zeitlicher Verzögerungen bei den Stilllegungsplanungen zu ha-ben. Im Fall von dauerhaft nicht genutzten Gasanschlüssen besteht kein berechtigtes Interes-se des Kunden für lange Kündigungsfristen, so dass hier eine Kündigungsfrist von einem Mo-nat ohne zusätzliche Vorankündigung ausreichend ist.   \r\n \r\nIII.\tFinanzierung des H₂-Netzausbaus\r\nDie GEODE betont nachdrücklich die Notwendigkeit staatlicher Förderung für den Ausbau einer Wasserstoffinfrastruktur auf Verteilernetzebene. Verteilnetzbetreiber benötigen Pla-nungssicherheit sowie eine Absicherung im Hinblick auf die erheblichen Infrastrukturrisiken. \r\nDer Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur im Rahmen der Energiewende ist mit signifikanten Investitionskosten verbunden. Die Frage, wer diese Kosten trägt, ist eine zentrale politische wie auch wirtschaftliche Weichenstellung. GEODE sieht in der derzeitigen Rechtslage eine deutliche Ungleichbehandlung zwischen Kunden, die an das H₂-Kernnetz ange-schlossen sind, und solchen, die auf die Verteilernetzebene angewiesen sind.\r\nEine gezielte Förderung des H₂-Netzausbaus auf der Verteilernetzebene ist nach Auffassung von GEODE alternativlos. Möglichkeiten zur Finanzierung können insbesondere in der Ein-führung eines Amortisationskontos oder auch in einer Quersubventionierung – bei-spielsweise über das Gasnetz – gesehen werden.\r\nZu einer realistischen Einschätzung der Ausgangslage gehört, dass nicht nur der großtechni-sche Aufbau, sondern auch vorbereitende Planungs- und Umbaumaßnahmen in beste-henden Gasverteilernetzen anfallen, die mit Blick auf eine potenzielle Nutzung bzw. Um-widmung auf Wasserstoff berücksichtigt werden müssen. GEODE sieht in der Berücksich-tigung solcher Anlaufkosten in den Gasnetzentgelten eine Mindestanforderung, die von der EU-Gasverordnung ausdrücklich nicht als Quersubventionierung (Erwä-gungsgrund 10) kategorisiert wird. Dazu zählen etwa \r\n•\ttechnische Anpassungen zur H₂-Tauglichkeit, \r\n•\tzusätzliche Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz in einem geringfügigen Umfang zur Gewährleistung der Versorgung der übrigen Kunden im Falle einer Umwidmung von Leitungen auf Wasserstoff sowie \r\n•\tPrüfungs- und Planungskosten in der Anlaufphase, insbesondere im Zusammenhang mit der Erstellung von lokalen Transformationsplänen gem. Art. 56, 57 EU-GasRL.\r\nGeäußerten Bedenken, eine staatliche Förderung sei unbillig, weil damit alle Bürgerinnen und Bürger Kosten für eine Infrastruktur tragen müssten, die nur von wenigen direkt genutzt wird, begegnet GEODE mit dem Hinweis auf den gesamtgesellschaftlichen Nutzen. Die Etablie-rung einer Wasserstoffinfrastruktur ist ein entscheidender Baustein für die Transformation zu einem klimaneutralen Versorgungsnetz. Sie liegt damit im Interesse der gesamten Bevölke-rung, unabhängig davon, ob der Wasserstoff unmittelbar für private Haushalte oder zunächst vorrangig in Industrie- und Gewerbeanwendungen genutzt wird.\r\nFür ein Gespräch und Rückfragen steht die GEODE gern zur Verfügung.\r\nBerlin, 24. September 2025\r\nProf. Christian Held \r\nStv. Vorstandsvorsitzender"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020442","regulatoryProjectTitle":"Forderung nach Anpassung des EnWG zur Begrenzung der BNetzA-Kompetenzen und Sicherung effektiven Rechtsschutzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6c/c1/634185/Stellungnahme-Gutachten-SG2510280016.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":"POSITIONSPAPIER\r\n\r\nZukunftsfähige Entgeltregulierung: Impulse für eine EnWG-Novelle\r\n\r\n\r\nDie Versorgungssicherheit bildet das Rückgrat unserer Industriegesellschaft und ist eine unerlässliche Voraussetzung für den modernen Alltag unserer Gesellschaft. Der weite-re Ausbau und die Modernisierung der Versorgungsnetze ist eine wesentliche Vorausset-zung für das Gelingen der Energiewende und langfristig moderate Energiekosten. \r\nIm Zuge der Umsetzung des EuGH-Urteils vom 02.09.2021 wurde die Bundesnetzagentur (BNetzA) Ende 2023 ermächtigt, einen neuen Regulierungsrahmen für die deutsche Netz-wirtschaft zu erarbeiten. Alle bisherigen Verordnungsermächtigungen für die Bundesregierung wurden durch Kompetenzen der BNetzA zum Erlass von Festlegungen (Allgemeinverfügun-gen) ersetzt. Konkrete politische Vorgaben des Gesetzgebers fehlen weitestgehend, die bestehenden Vorgaben im EnWG wurden zu fakultativen „Soll-Vorschriften“ abgeän-dert. Die Vorgaben der EU-Richtlinien und Verordnungen werden hinsichtlich ihres Konkretisierungsgrades und ihrer Regelungsdichte den Herausforderungen der Ener-giewende nicht gerecht. Die Entscheidungen der BNetzA werden auf diese Weise weitest-gehend in das Ermessen der Behörde gestellt, ohne dass der Gesetzgeber eigene politische Vorstellungen eingebracht hätte.\r\nSeit Anfang 2024 arbeitet die BNetzA an einer Neujustierung des nationalen Regierungssys-tems, um die bisherigen netzentgeltseitigen Verordnungen (StromNEV/GasNEV, ARegV) durch eigene Festlegungen zu ersetzen. Fehlende Regelungsdichte auf europäischer und nationaler Gesetzesebene und die Rechtsqualität des nunmehr im Vordergrund ste-henden Normsetzungsinstruments der behördlichen Festlegung, welches nur einge-schränkt gerichtlich überprüfbar ist, geben Anlass zu der Befürchtung, dass damit eine ganz erhebliche Verkürzung effektiven Rechtsschutzes einhergeht. Dies hat nicht nur negative Folgen für die Netzbetreiber sowie Investoren, sondern in der Folge auch für die Kunden und die Wirtschaft insgesamt. Die GEODE regt daher verschiedene Anpassungen des Ener-giewirtschaftsgesetzes (EnWG) an. \r\n \r\nI.\tPolitische Leitlinien durch den Gesetzgeber\r\nDie Umsetzung des EuGH-Urteils vom 02.09.2021 hat der BNetzA eine umfassende Unab-hängigkeit vom deutschen Gesetzgeber verschafft. Diese faktische Legislativfunktion der BNetzA ohne hinreichend materielle Vorgaben aus dem europäischen und nationalen Re-gelungsrahmen geht über die Entscheidung des EuGH hinaus. Denn auch nach dem Urteil des EuGH bleibt es dem nationalen Gesetzgeber überlassen, politische Leitlinien zu bestimmen. Wesentliche Fragen der Entgeltregulierung (z.B. die Einführung bundesein-heitliche Tarife oder Einspeiseentgelte, der Schutz bestimmter Arbeitnehmerrechte in der Anreizregulierung) sind politische Entscheidungen und keine Detailfragen der Ausge-staltung des künftigen Regulierungsrahmens, die der Entscheidung einer Behörde obliegen sollten. Mit der EnWG-Novelle 2023 ist der deutsche Gesetzgeber weit hinter seinen le-gislativen Möglichkeiten im Zusammenhang mit der Umsetzung der EU-Binnenmarktrichtlinien geblieben. \r\nDer Lösungsvorschlag der GEODE: \r\nDer Bundesgesetzgeber wird aufgefordert, die wesentlichen energiepolitischen und -strukturellen Entscheidungen der nationalen Regulierungssystematik in Wahrnehmung der eigenen Legislativfunktion durch Vorgabe der wesentlichen politischen Leitlinien im europarechtlich gegebenen Rahmen (wieder) selbst im Energiewirtschaftsgesetz zu regeln. Die fachspezifische Ausgestaltung der eu-ropäischen Vorgaben muss dabei der Bundesnetzagentur vorbehalten bleiben.\r\n \r\nII.\tEffektiven Rechtsschutz gegen regulierungsbehördliche Festlegungen sichern\r\nDurch die im Zuge der EnWG-Novelle 2023 erfolgte Übertragung des ganz überwiegenden Teils der Normsetzungskompetenzen im Bereich der Netzentgeltregulierung auf die BNetzA geht eine Verkürzung des Rechtsschutzes gegen die Regelungen des künftigen Regu-lierungsrahmens einher. War es bisher möglich, im Rahmen individueller Beschwerdever-fahren gegen Einzelfestlegungen (z.B. Erlösobergrenzenbescheide) inzident auch die Rechtsnormen des EnWG und der Netzentgeltverordnungen einer gerichtlichen Über-prüfung zu unterziehen, besteht diese Möglichkeit künftig nicht mehr. Zwar können Netz-betreiber, wie bisher, gegen Methodenfestlegungen (im Sinne von Allgemeinverfügungen) der BNetzA im Wege der Beschwerde vorgehen; diese Möglichkeit besteht insoweit auch im Hin-blick auf die Ende des Jahres zu erwartenden Festlegungen RAMEN, StromNEF und GasNEF. \r\nIn einem späteren individuellen Beschwerdeverfahren, in dem sich rechtliche Frage-stellungen hinsichtlich einzelner Regelungen dieses neuen Regulierungsrahmens ggf. erstmalig stellen, ist eine solche Überprüfung – anders als heute – aufgrund der Be-standskraftwirkung der neuen Rahmenfestlegungen der Großen Beschlusskammer der BNetzA, bei denen es sich um Verwaltungsakte in Form von Allgemeinverfügungen handelt, indes nicht möglich. \r\nDadurch werden die Netzbetreiber nicht nur gezwungen, gegen jede künftige Rahmen- oder Methodenfestlegung der Großen Beschlusskammer rein prophylaktisch Beschwerde einzule-gen, sie haben zudem bei späteren Auslegungs- und Anwendungsfragen des neuen Rechts-rahmens keine Möglichkeit, diesen anhand der Vorgaben des europäischen und natio-nalen Gesetzesrahmen gerichtlich überprüfen zu lassen. Die BNetzA wird damit nicht nur zum faktischen Verordnungsgeber, vielmehr muss sie sich – anders als der deutsche Gesetz- und Verordnungsgeber – auch später keiner gerichtlichen Kontrolle mehr stellen. Dies erschüttert nicht nur das Vertrauen der Netzbetreiber in das System gerichtlicher Kon-trolle, sondern wird mittel- und langfristig auch Auswirkungen auf die Investitionsbereitschaft von Unternehmenseigentümern und Investoren haben,\r\nDer Lösungsvorschlag der GEODE: \r\nErgänzung eines § 29 Abs. 1 S. 2 EnWG: \r\n„In Beschwerdeverfahren gem. § 75 gegen eine Entscheidung nach Satz 1 gilt eine Festlegung gem. § 59 Abs. 3 S. 3, 4 EnWG im Verhältnis der Beteiligten untereinander als nicht unanfechtbar, wenn die Entscheidung auf Regelungen dieser Festlegung beruht.“\r\n \r\nIII.\tBegründungspflichten der Regulierungsbehörden erweitern\r\nUm weiterhin einen verlässlichen und transparenten Rechts- und Investitionsrahmen zu schaffen, ist eine umfassende Begründung der Festlegungen unerlässlich. Ohne erwei-terte Begründungspflichten der BNetzA bei gleichzeitiger Normsetzungskompetenz und ge-ringer europäischer und nationaler Normdichte ist effektiver Rechtsschutz im Hinblick auf die rechtliche und ökonometrische Überprüfung so wichtiger Festlegungen wie denen zur Eigenkapitalverzinsung oder zum generellen sektoralen Produktivitätsfaktor in Zu-kunft nicht gewährleistet. Dies erfordert eine Erweiterung der bestehenden Begründungs-pflichten. \r\nDer Vorschlag der GEODE: \r\n\tErgänzung des § 73 Abs. 1b) um einen neuen Satz 2 EnWG: \r\n„Die Begründung muss dabei auf empirisch belegbarer Grundlage erfolgen, die in der Verwaltungsakte zu dokumentieren ist.“\r\nIV.\tPlausibilisierungspflicht für komplexe methodische Festlegungen der BNetzA\r\nEin funktionierendes Regulierungssystem zur Simulation von Wettbewerbsbedingungen ist auf komplexe methodische Festlegungen angewiesen, mit denen den Netzbetreibern Vor-gaben gesetzt werden, die sich ansonsten im Wettbewerb herausbilden würden. Hierzu müs-sen die Regulierungsbehörden regelmäßig auf ökonometrische und stochastische Me-thoden zurückgreifen, die jeweils mit Vor- und Nachteilen verbunden sind. Insoweit sollten die Grundsätze der Wissenschaft deutlicher und präziser betont werden, indem für derarti-ge Berechnungen eine Plausibilisierung des mit einer der Methoden gefundenen Ergebnis-ses auch mit anderen wissenschaftlichen Methoden verbindlich vorgegeben wird. \r\nDaneben beinhaltet die gebotene Plausibilisierung der Ergebnisse auch, deren gesamtwirt-schaftliche Konsequenz zu untersuchen und einen Abgleich mit den tatsächlichen Verhält-nissen am Kapitalmarkt vorzunehmen. Insbesondere die Plausibilisierung der von der BNetzA festzulegenden Eigenkapitalzinssätze hat nach Auffassung der GEODE dabei zwingend unter Berücksichtigung der Investorensicht und deren Anforderungen an eine at-traktive und risikoangepasste Verzinsung zu erfolgen; der Durchschnittszins des MSCI-World stellt dabei einen geeigneten Vergleichszinssatz dar. Um hinreichende Investitionsan-reize in deutsche Energieversorgungsnetze für (potenzielle) Kapitalgeber zu setzen, hat die regulatorisch zugestandene Verzinsung derjenigen einer Alternativanlage mit vergleichba-rer Risikostruktur zu entsprechen. Anderenfalls wird sich ein Kapitalgeber stets für eine an-dere – weil für ihn attraktivere – Investition entscheiden. \r\n \r\nSchließlich stehen neben dem zwingend notwendigen Methodenpluralismus insbesondere für die Plausibilisierung der Marktrisikoprämie mehrere Möglichkeiten zur Verfügung: Um die Vereinbarkeit der regulatorischen Entscheidungen mit den tatsächlichen Entwicklungen am Kapitalmarkt sicherzustellen, sollte ein Rückgriff auf die Empfehlungen des Fachaus-schuss für Unternehmensbewertung und Betriebswirtschaft (FAUB) des Instituts der Wirtschaftsprüfer (IDW) erfolgen und Grundsätze der Unternehmensbewertung Berücksichti-gung finden. Vergleiche zu Festlegungen internationaler Regulierungsbehörden stellen ebenfalls eine geeignete Plausibilisierungsquelle dar.\r\nDer Lösungsvorschlag der GEODE:\r\n\tErgänzung des § 73 Abs. 1b) um einen neuen Satz 4 EnWG:\r\n„Die Ergebnisse aus diesen ökonomischen Analysen sind im Wege einer Plau-sibilisierung durch einen methodenübergreifenden Vergleich mithilfe mindes-tens eines anderen Ansatzes zu überprüfen.“\r\nBerlin, 20.10.2025\r\nProf. Christian Held\t\t\t\tStefan Ohmen\r\nStv. Vorstandsvorsitzender\t\t\tVorstand \r\nGEODE Deutschland e. V."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-20"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}