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Die Interessenvertretung (auch Stakeholder-Management) ist das kontinuierliche Management der Beziehungen zu den genannten Zielgruppen. Bei Uniper betreut diese Aufgabe der Interessenvertretung für Deutschland der Bereich Governmental Relations. Dieser stellt eine offene, schnelle, sachliche und konsistent zugeschnittene Kommunikation mit den genannten Zielgruppen zu allen relevanten Themen sicher. Zum Zwecke der Interessenvertretung der Uniper SE werden Gespräche mit Vertreterinnen und Vertretern verschiedener Ministerien geführt (z. B. Bundeskanzleramt, Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz) und mit Mitgliedern des Deutschen Bundestages, zur Erläuterung von Änderungsnotwendigkeiten hinsichtlich einer Vielzahl von Themen in den für Uniper benannten Interessen- und Vorhabenbereichen, die für die unternehmerische Tätigkeit im Energiesektor bedeutsam sind. Dabei geht es konkret z.B. um Themen wie die Verbesserung des Marktdesigns für Strom, Regelungen zum Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sowie sonstige Themen (s. die Auflistung konkreter Regelungsvorhaben) bzw. um Klimaschutz und die Energiewende insgesamt. 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Neben der Konkretisierung der Kraftwerksstrategie als erstem Schritt ist Ziel, mittelfristig einen umfassenden und technologieoffenen Kapazitätsmarkt einzuführen, um eine Lücke von 25 GW an steuerbaren Kraftwerkskapazitäten bis 2030 zu vermeiden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004116","title":"Einführung von Regelungen zur Verbesserung des Marktdesigns für Erdgas- und Wasserstoffspeicher. ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verbesserungen von Regelungen z. B. im EnWG, um im aktuellen nicht geeigneten Marktrahmen im dynamischen Marktumfeld der Energietransformation benötigte Wasserstoff- und Erdgas-Speicherkapazitäten effizient und bedarfsgerecht bereitzustellen. Einführung eines integrierten Contract-for-Differenz-Fördersystems, um einen effizienten Übergang von Erdgas- zur Wasserstoffspeicherung zu ermöglichen. 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","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004119","title":"Vorschläge zur Änderung des Entwurfs für ein Wasserstoffbeschleunigungsgesetz.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"265/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0265-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-verf%C3%BCgbarkeit-von-wasserstoff-und-zur-%C3%A4nderung/312436","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine Verbesserung des Gesetzgebungsvorschlags z. B. mit Blick auf den Katalog an erfassten Vorhaben notwendiger Infrastrukturen zur Energieversorgung (z. B. Bau von Stromleitungen, Transformatoren und Umspannstationen sowie auch eine Erweiterung auf Wasserstoff-Kraftwerke. Ferner sollte der Gesetzentwurf neben verfahrensrechtlichen Regelungen auch materiell-rechtliche Erleichterungen vorsehen, die Verfahren beschleunigen (z. B. Aufnahme der Vorhaben in den Katalog der im Außenbereich privilegierten Vorhaben). Ferner sollten auch Anlagen zur Speicherung von Wasserstoff im überragenden öffentlichen Interesse liegen und Genehmigungspflichten bei der Umwidmung von Erdgas- und Wasserstoffspeicher vereinfacht 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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004120","title":"Vorschläge zur nationalen Umsetzung der EU-Gas- und Wasserstoffrichtlinie.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine sachgerechte und zügige Umsetzung der neuen EU-Vorgaben im nationalen Recht (EnWG), z. B., um eine Gestaltung angemessener Rahmenbedingungen für den Zugang zu Wasserstoffnetzen, Importerminals für Wasserstoff sowie Wasserstoffspeichern zu erreichen und damit insgesamt eine weitere Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs.","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004122","title":"Anpassung des Genehmigungsrechts im BImSchG für Anlagen zur Nutzung Erneuerbarer Energien.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht","printingNumber":"20/7502","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/075/2007502.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-verbesserung-des-klimaschutzes-beim-immissionsschutz-zur-beschleunigung-immissionsschutzrechtlicher/299229","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren, um einen schnellen Ausbau von Erneuerbaren-Energie-Anlagen zu erzielen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004123","title":"Anpassung von Regelungen des nationalen Emissionshandelsrechts an neue EU-Vorgaben.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine praxistaugliche Anpassung des geltenden Emissionsschutzrechts an EU-rechtliche Vorgaben, insbesondere die nationale Umsetzung der Novelle der EU-Richtlinie über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2011","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2011"},{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004124","title":"Vorschläge zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"266/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0266-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/312438","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Ersten Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid Speicherungsgesetzes","publicationDate":"2024-02-26","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240226-referentenentwurf-cms.pdf?__blob=publicationFile&v=10"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"20/11900","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/119/2011900.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/312438","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Ersten Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid Speicherungsgesetzes","publicationDate":"2024-02-26","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240226-referentenentwurf-cms.pdf?__blob=publicationFile&v=10"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine praxistaugliche Anpassung des vorhandenen Gesetzes mit u.a. einer Öffnung für CO2 Speicherung im Ausland, um den Hochlauf einer CO2 Speicherwirtschaft zu beschleunigen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004125","title":"Umsetzung der Eckpunkte der Bundesregierung für eine Carbon Management-Strategie. ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist das Schaffen eines Rahmens für eine Carbon Management-Strategie, die Grundlage zur Nutzung dieser Technologien und zum Transport und der Speicherung von CO2 sein soll.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004126","title":"Anpassung des Energiesicherungsgesetzes. ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist die Änderung zur Vorgabe von Dividendenzahlungen im Energiesicherungsgesetz. Uniper soll trotz der noch laufenden Maßnahmen staatlicher Stabilisierung mit derzeit nahezu ausschließlicher staatlicher Beteiligung (Bund hält 99,2% des Aktienkapitals) möglichst bald wieder interessant für Investoren des Kapitalmarkts werden. Dies ist auch Ziel des Bundes, damit die Stabilisierungsmaßnahmen möglichst rasch beendet werden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Sicherung der Energieversorgung","shortTitle":"EnSiG 1975","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ensig_1975"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004127","title":"Vorschläge zur Änderung des Entwurfs zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2257.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","printingNumber":"550/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0550-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2557-und-zur/317496","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Umsetzung der CER-Richtlinie und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","publicationDate":"2023-12-21","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/KM4/KRITIS-DachG-2.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/KRITIS-DachG.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","printingNumber":"20/13961","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/139/2013961.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2557-und-zur/317496","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Umsetzung der CER-Richtlinie und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","publicationDate":"2023-12-21","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/KM4/KRITIS-DachG-2.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/KRITIS-DachG.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine Verbesserung des KRITIS-Dachgesetzes, insbesondere mit Blick auf eine Verbesserung der Kooperation zwischen den Unternehmen, die kritische Energieinfrastrukturen betreiben, und den staatlichen Stellen. Dabei geht es auch um eine Klarstellung der jeweiligen Verantwortlichkeiten, mit Fokus auf die Vorgaben der staatlichen Unterstützung von Betreibern kritischer Infrastrukturen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"}],"fieldsOfInterest":[{"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":"RV0017240","title":"Anpassung der delegierten Verordnung (EU) 2023/1184 der Kommission vom 10. Februar 2023","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine Anpassung des delegierten Rechtsakts (EU 2023/1184), damit eine Verlängerung der Strombezugskriterien bis 2035 mehr Zeit für ein gründliches Review ermöglicht, während der Rahmen für den Markthochlauf von Wasserstoff weiterhin gesetzt ist und beschleunigt werden kann. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017241","title":"Anpassung der EU-Methan-Verordnung 2024/1787 vom 13. Juni 2024","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist eine Verbesserung der EU-Verordnung durch gezielte Anpassungen, z. B. das Inkrafttreten von Anforderungen an Importeure, insbesondere die MRV-Äquivalenz und die Verpflichtung zur Berichterstattung über die Methanintensität, damit die Anforderungen von Anfang an machbar sind und negative Auswirkungen auf den Markt bzw. die nötige Diversifizierung von Gasbezügen vermieden werden. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017242","title":"Änderung eines Kommissions-Vorschlags für einen delegierten Rechtsakt zu \"low carbon hydrogen\" ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist, den bislang zu eng gefassten Entwurf der EU-Kommission zu verbessern, damit der delegierte Rechtsakt, der den Begriff \"kohlenstoffarmer Wasserstoff\" der Richtlinie (EU) 2024/1788 konkretisiert, beiträgt zu einem effektiven Hochlauf von Wasserstoff, was wichtig ist, um die EU-Agenda für Wettbewerbsfähigkeit und Dekarbonisierung voranzubringen. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021651","title":"Verbesserung des Förderinstruments der Klimaschutzverträge zur Förderung dekarbonisierter Industrieanwendungen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist, dass z. B. das Förderinstrument der Klimaschutzverträge auch für dekarbonisierten Ammoniak greift, um die chemische und die Düngemittelindustrie gezielt zu unterstützen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023265","title":"Anpassung des Lieferkettensorgfaltpflichtengesetzes (\"LkSG\").","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Uniper begrüßt als großer Energieversorger mit internationalen Handelspartnern die Zielsetzung des LkSG, um die Einhaltung von Menschenrechten in der Lieferkette sicherzustellen. Gleichzeitig besteht Anpassungsbedarf, um die Praxistauglichkeit des Gesetzes und auch die Wettbewerbsfähigkeit zu gewährleisten. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die unternehmerischen Sorgfaltspflichten zur Vermeidung von Menschenrechtsverletzungen in Lieferketten","shortTitle":"LkSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lksg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":23,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0004115","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Regelungen zur Verbesserung des Marktdesigns für Strom.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b3/39/356342/Stellungnahme-Gutachten-SG2409230010.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":"Kernanforderungen an einen Kapazitätsmarkt  \r\n \r\n \r\nGesetzliche \r\nImplementierung noch in \r\ndieser Legislaturperiode \r\nZur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland ist ein \r\nKapazitätsmarkt erforderlich. Dieser muss zügig eingeführt werden, um \r\nden zu erwartenden Kapazitätsengpässen entgegenzuwirken und den \r\nKohleausstieg abzuschließen. Uniper hält die gesetzliche \r\nImplementierung eines Kapazitätsmarktes noch in dieser \r\nLegislaturperiode für unabdingbar.  \r\n \r\n \r\n \r\nPragmatisches und \r\nzielgerichtetes Vorgehen  \r\nUm eine zügige Einführung des Kapazitätsmarktes zu gewährleisten, \r\nist ein pragmatisches und zielgerichtetes Vorgehen erforderlich. \r\nExistierende Kapazitätsmärkte beispielsweise in Großbritannien, \r\nBelgien oder Frankreich bieten hilfreiche Orientierungen, auf deren \r\nErfahrungen aufgebaut werden sollte. Experimente mit neuen, wenig \r\nerprobten und noch nicht vollständig verstandenen Modellen sind zum \r\njetzigen Zeitpunkt nicht zielführend. \r\n \r\n \r\n \r\nFokus auf Eckpunkte \r\nDer Gesetzgeber sollte nur die wesentlichen Eckpunkte des \r\nKapazitätsmarktes definieren. Die detaillierte Ausgestaltung sollte \r\nder Bundesnetzagentur überlassen werden. \r\n \r\n \r\n \r\nZentraler umfassender \r\nKapazitätsmarkt \r\nEin zentral organisierter, umfassender Kapazitätsmarkt bietet ein \r\nausgewogenes Maß an Investitionssicherheit. Durch die Vergabe \r\nlangfristiger Verträge (z. B. 15 Jahre) werden die notwendigen \r\nAnreize für Investitionen in neue Anlagen geschaffen, um die sich \r\nabzeichnende Kapazitätslücke in Deutschland effektiv zu schließen.  \r\n \r\n \r\n \r\nTaxonomie-konform \r\nUm eine zügige Dekarbonisierung der Stromerzeugung zu fördern, \r\nsollte der Kapazitätsmarkt in Deutschland im Einklang mit der EU\r\nTaxonomie ausgestaltet werden. Dies gibt Anlagenbetreibern und \r\nKapitalgebern ausreichend Planungssicherheit, in welche Technologien \r\ninvestiert werden kann. Ein Taxonomie-konformer Kapazitätsmarkt \r\nträgt so zur Klimaneutralität bis 2045 bei. \r\n \r\n \r\n \r\nAnreize für \r\nsystemdienliche \r\nStandortwahl außerhalb \r\ndes Kapazitätsmarktes \r\n \r\nAnreize für eine systemdienliche Standortwahl von \r\nErzeugungsanlagen sollten außerhalb des Kapazitätsmarktes \r\netabliert werden. Dadurch können negative Auswirkungen auf die \r\nLiquidität des Kapazitätsmarktes vermieden werden. Eine Behandlung \r\nder Netzengpassproblematik außerhalb des Kapazitätsmarktes trägt \r\nzudem zur Beschleunigung des Beihilfeverfahrens mit der \r\nEuropäischen Kommission bei. \r\n \r\n \r\n \r\nEin technologieoffener \r\nKapazitätsmarkt \r\nEin vollständig dekarbonisiertes Stromsystem benötigt eine Vielzahl \r\nvon Technologien, um eine möglichst kostengünstige und sichere \r\nStromversorgung zu gewährleisten. Ein Kapazitätsmarkt sollte daher \r\nmöglichst technologieoffen ausgestaltet werden. Insbesondere \r\nzusätzliche Flexibilitätsanreize, z. B. in Form von \r\nMindestanforderungen in den Präqualifikationskriterien, könnten zu \r\neiner Benachteiligung oder sogar zum Ausschluss bestimmter \r\nTechnologien führen und sind daher abzulehnen. \r\n \r\n \r\n \r\nRegulatorische \r\nRahmenbedingungen zur \r\nÜberführung von KWS\r\nAnlagen in den \r\nKapazitätsmarkt schaffen \r\nEs braucht klare Regelungen zur Überführung der über die \r\nKraftwerksstrategie (KWS) ausgeschriebenen Anlagen in den \r\nKapazitätsmarkt, die vorhersehbar und verlässlich sein müssen. \r\nInsbesondere müssen die im Rahmen der KWS zugesagten \r\nVergütungen garantiert werden. Andernfalls kann die Beschaffung \r\nvon Kapazitäten im Rahmen der KWS sehr teuer werden, da Bieter \r\nsich mit Angeboten zurückhalten oder nur zu hohen Gebotspreisen \r\nanbieten könnten. Im schlimmsten Fall droht ein Investitionsstau, der \r\ndie Versorgungssicherheit und damit den Kohleausstieg gefährdet. \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\nEin Kapazitätsmarkt ist notwendig, um die Sicherheit der \r\nStromversorgung in Deutschland zu gewährleisten \r\nDeutschland soll gemäß Klimaschutzgesetz bis zum Jahr 2045 klimaneutral werden. Um dieses Ziel zu \r\nerreichen, muss der deutsche Stromsektor spätestens bis Ende der 2030er Jahre vollständig \r\ndekarbonisiert werden. Dies erfordert einerseits den Ausstieg aus der Kohle- und Erdgasverstromung \r\nund andererseits einen substanziellen Ausbau der erneuerbaren Energien (vor allem Solar- und \r\nWindenergie). Im Zuge der zunehmenden Elektrifizierung, insbesondere der Sektoren Verkehr und \r\nWärme, aber auch von Teilen der Industrie, wird zudem der Strombedarf stark ansteigen. Beide \r\nEntwicklungen führen – in Verbindung mit dem bereits erfolgten Kernenergieausstieg – zu einer \r\nerwarteten Lücke an steuerbarer Kraftwerkskapazität von etwa 17- 21 GW im Jahr 2030, die bis \r\n2045/50 auf bis zu 88 GW ansteigen könnte (vgl. Abbildung 1).1 \r\nAbbildung 1 Ohne Kapazitätsmarkt ist die Versorgungssicherheit gefährdet \r\nQuelle: Auf Basis von Daten der Bundesnetzagentur (für 2019 & 2023), Zielen der Bundesregierung (u.a. KVBG inkl. vorgezogener \r\nAusstieg in NRW für 2030) und Analysen der Dena und Fraunhofer \r\nHinweis: Lücke zwischen Spitzenlast und inländischer steuerbarer Kapazität kann z.T. durch Importe, variable EE-Erzeugung, Speicher \r\nusw. gedeckt werden \r\nGleichzeitig zeichnet sich ab, dass der derzeit bestehende „Energy-Only-Markt“ keine ausreichenden \r\nAnreize für Investitionen in steuerbare, sicher verfügbare und perspektivisch emissionsfreie Kraftwerke \r\nbietet. In wind- und sonnenarmen Stunden wird es zwar zu Preisspitzen kommen, die zur \r\nRefinanzierung von Back-up-Kapazität2 beitragen könnten. Es ist jedoch unsicher, ob diese die \r\nVollkosten neuer Kraftwerke allein bereits decken werden. Zudem ist die Häufigkeit, die Höhe und vor \r\nallem die politische Akzeptanz solcher Preisspitzen unklar. Dadurch besteht ein erhebliches Risiko für \r\npotenzielle Investoren, dass der Markt keine kalkulierbare Rendite auf die Investition in Back-up\r\nKapazität bietet. Es muss daher durch ein geeignetes Strommarktdesign sichergestellt werden, dass \r\nausreichend steuerbare und (zumindest perspektivisch) klimaneutral zu betreibende Kapazitäten zur \r\nVerfügung stehen. Gleichzeitig muss nach dem Ausstieg aus der Kernenergie und der schrittweisen \r\nStilllegung von Kohlekraftwerken ausreichend Energie im System verfügbar bleiben. \r\nUm die notwendigen Anreize für Investitionen in steuerbare Kraftwerkskapazitäten zu setzen, hat sich \r\ndie Bundesregierung auf eine umfassende Überarbeitung des Strommarktdesigns verständigt. Diese \r\nJuli 2024 \r\nUniper  \r\n3\r\nwurde mit der Einigung der Koalitionsparteien zur Kraftwerksstrategie am 5. Februar 2024 und der \r\nBekanntgabe zu einer grundsätzlichen Einigung mit der Europäischen Kommission am 5. Juli 2024 \r\nweiter konkretisiert.3 Kurzfristig sollen im Rahmen der Kraftwerksstrategie neue Kraftwerkskapazitäten \r\nim Umfang von bis zu 7 GW als „H2-ready\", 500 MW als „H2-Spinter“ sowie 5 GW als reine \r\nGaskraftwerke ausgeschrieben werden. Darüber hinaus sollen die Arbeiten an einem zukünftigen \r\nStrommarktdesign zügig vorangetrieben und insbesondere Konzepte für einen marktbasierten, \r\ntechnologieneutralen Kapazitätsmechanismus zeitnah erarbeitet werden. Dieser soll spätestens 2028 \r\neinsatzbereit sein. \r\nDer Zeitplan für die KWS und die Einführung des Kapazitätsmarktes sind ambitioniert. Gleichzeitig \r\ndrängt die Zeit, wenn die Politik an ihren Zielen des Kohleausstiegs „idealerweise bis 2030“ sowie der \r\nDekarbonisierung, insbesondere der Sektoren Wärme und Mobilität, durch Elektrifizierung festhalten \r\nmöchte. Der weitestgehend unklare regulatorische Rahmen für neue Kapazitäten im Strommarkt sorgt \r\njedoch für ein höchst unsicheres Investitionsumfeld. Die Abbildung 2 zeigt beispielhaft, vor welchen \r\nHerausforderungen Investoren in neue steuerbare Kraftwerkskapazität stehen. Ein wasserstofffähiges \r\nGaskraftwerk, das einen Zuschlag in der ersten KWS-Auktion z.B. Anfang 2025 erhält und gegen Ende \r\nder 2020er/Anfang der 2030er in Betrieb geht, steht vor einer Reihe ungeklärter Fragen, insbesondere \r\nhinsichtlich einer möglichen Verzahnung mit dem Kapazitätsmarkt.  \r\nAbbildung 2 Verzahnung der KWS und des Kapazitätsmarktes erfordern \r\nschnellstmögliche Klärung der Rahmenbedingungen  \r\nQuelle: eigene Darstellung \r\nDie Rahmenbedingungen müssen daher von der Politik so schnell wie möglich gesetzt werden. \r\nAndernfalls werden die erforderlichen Kapazitäten nicht rechtzeitig bis 2030 zur Verfügung stehen. \r\nIm Folgenden wird skizziert, wie ein zukünftiger Kapazitätsmarkt in seinen Kernelementen \r\nausgestaltet sein sollte. Die Empfehlungen basieren auf internationalen Erfahrungen – insbesondere \r\naus Großbritannien und Belgien – sowie ökonomischen Erkenntnissen und orientieren sich daher im \r\nWesentlichen an der bewährten und bereits gelebten internationalen Praxis und sind als ergänzender \r\nDiskussionsbeitrag zu den Arbeiten der Plattform Klimaneutrales Stromsystem („PKNS“) zu verstehen. \r\nUniper  \r\nJuli 2024 \r\n4\r\nDeutschland braucht ein pragmatisches und zielgerichtetes \r\nVorgehen für eine zügige Einführung des Kapazitätsmarktes \r\nDie prognostizierte Kapazitätslücke bis 2030 und darüber hinaus ist immens. Gleichzeitig fällt die KWS \r\nmit einem Ausschreibungsvolumen von 12,5 GW an Kraftwerkskapazität (davon 5 GW an neuen \r\nWasserstoff-ready-Kraftwerken) deutlich geringer aus als ursprünglich vom BMWK im August 2023 \r\nangekündigt. Der damalige Rahmen der KWS sah noch ein Ausschreibungsvolumen von bis zu 24 GW \r\nneuer steuerbarer Kraftwerkskapazität vor.4 Um die verbleibende Lücke von knapp 14 GW bis 2030 zu \r\nschließen, muss schnellstmöglich ein Kapazitätsmarkt implementiert werden. Die Vorlaufzeiten für \r\nKraftwerksneubauten von mindestens vier Jahren für den Bau und etwa zwei Jahren für die \r\nGenehmigung verschärfen den Zeitdruck zusätzlich und erfordern schnelles Handeln. Uniper hält \r\ndaher die gesetzliche Implementierung eines Kapazitätsmarktes noch in dieser \r\nLegislaturperiode für unabdingbar.  \r\nUm die Versorgungssicherheit in Deutschland nicht zu gefährden, sollten deshalb folgende Prämissen \r\nden Prozess maßgeblich bestimmen: \r\n Der Kapazitätsmarkt sollte möglichst zielgerichtet ausgestaltet werden. Insbesondere sollte der \r\nfehlende Anreiz zum Zubau steuerbarer Kapazitäten gezielt und wirksam adressiert werden. \r\n Der Kapazitätsmarkt sollte so einfach wie möglich ausgestaltet werden. Ein zu komplexes \r\nSystem könnte zu Verzögerungen sowohl im Beihilfeverfahren der Europäischen Kommission als \r\nauch bei der Einführung des Systems selbst führen. Eine einfache und verständliche Ausgestaltung \r\nermöglicht zudem die Teilnahme vieler potenzieller Kapazitätsanbieter.  \r\nUm diese Prämissen zu erfüllen, sollte der deutsche Kapazitätsmarkt auf den positiven \r\ninternationalen Erfahrungen etablierter Kapazitätsmärkten aufbauen. Insbesondere die bereits \r\nexistierenden Kapazitätsmärkte in Belgien und Großbritannien können als Blaupause dienen, auf der \r\nein deutscher Kapazitätsmarkt aufgebaut werden kann. In beiden Ländern, welche aufgrund ihrer \r\nGröße und Relevanz für den europäischen Energiemarkt als Orientierungspunkte fungieren können, \r\nhält man aufgrund der zufriedenstellenden Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit nach der \r\nEinführung eines zentralen Kapazitätsmarktes an diesem fest. Außerdem sollten bei der Ausgestaltung \r\ndes Kapazitätsmarktes relevante Stakeholder frühzeitig in die Lösungsfindung eingebunden werden. \r\nDies gilt insbesondere für die Abstimmung mit der Europäischen Kommission, die frühzeitig und \r\nkontinuierlich erfolgen sollte, um einen zügigen Abschluss des Beihilfeverfahrens zu erreichen. \r\nZudem hilft einer schnellen Implementierung, wenn der Gesetzgeber die wesentlichen Eckpunkte des \r\nKapazitätsmarktes definiert, die detaillierte Ausgestaltung des Instrumentariums jedoch der \r\nBundesnetzagentur überlässt. Entsprechend konzentriert sich dieses Papier auf die vorrangig zu \r\nklärenden Punkte. Je näher die angestrebte Lösung dabei an bereits beihilferechtlich genehmigten \r\nKapazitätsmärkten liegt, desto eher ist auch die Freigabe von der EU-Kommission zu erwarten. \r\nDarüber hinaus sollte der Gesetzgeber die Bestrebungen der Europäischen Kommission zur \r\nVereinfachung des Beihilfeverfahrens im Rahmen der Überarbeitung des europäischen \r\nStrommarktdesigns auch unter der neuen Kommission weiter unterstützen. \r\nEin zentral organisierter Kapazitätsmarkt ist am besten geeignet, \r\num die benötigten Investitionen in Neuanlagen anzuregen \r\nEin zentral organisierter Kapazitätsmarkt ist am besten geeignet, um Anreize für Investitionen in \r\nNeuanlagen zu schaffen. Die mangelnde langfristige Erlössicherheit im aktuellen Marktdesign ist das \r\nzentrale Hindernis für Investitionen in langlebige, kapitalintensive Anlagen (z.B. Kraftwerke). Ein \r\nzentral organisierter Kapazitätsmarkt könnte genau diese Sicherheit bieten, indem Kapazitätsverträge \r\nmit garantierten Kapazitätszahlungen für die Bereitstellung von steuerbarer Stromerzeugungsleistung \r\ngeschlossen werden. Im internationalen Vergleich hat sich eine Laufzeit von 10 oder 15 Jahren \r\nJuli 2024 \r\nUniper  \r\n5\r\nbewährt. Neben dem Aspekt der Planungssicherheit sprechen die bereits gesammelten Erfahrungen in \r\nDeutschland für ein zentrales System. Dazu zählen bspw. die jährlichen Systemanalysen der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber („ÜNB“) und der Bundesnetzagentur („BNetzA“) sowie darauf aufbauenden \r\nBeschaffungen von Stromerzeugungskapazitäten im Rahmen der Kapazitäts- bzw. Netzreserve. \r\nEin dezentraler Kapazitätsmarkt hingegen leidet analog zum heutigen Energy-Only-Markt an \r\nunzureichenden langfristigen Absicherungsmöglichkeiten. Denn es ist davon auszugehen, dass die in \r\neinem dezentralen Kapazitätsmarkt verpflichteten Versorgungsunternehmen maximal Verträge mit \r\neiner Laufzeit von etwa drei Jahren abschließen werden. Dies bietet Investoren in Neuanlagen keine \r\nhinreichende Erlössicherheit. So ist Frankreich bislang das einzige Land in Europa, das einen \r\ndezentralen Kapazitätsmarkt eingeführt hat. Die Erfahrungen in Frankreich zeigen jedoch, dass der \r\ndezentrale Kapazitätsmarkt keine zusätzliche Sicherheit gegenüber einem Energy-Only-Markt \r\ngewährleistet und zudem äußerst komplex ist. Zudem konnte nicht bestätigt werden, dass der \r\nKapazitätsbedarf dezentral bedarfsgerechter ermittelt werden kann als in einem zentralen System. In \r\nFrankreich wird daher nun auf einen zentralen Mechanismus umgestellt. \r\nAbbildung 3 Umfassende Kapazitätsmärkte in Europa sind zentral \r\nausgestaltet \r\nQuelle: eigene Darstellung \r\nNeben einem zentralen und dezentralen Ansatz existieren weitere Mechanismen zur Ausschreibung \r\nvon Kapazitäten. Einige dieser Ansätze, wie der von der Monopolkommission vorgeschlagene \r\nwettbewerbsgesteuerte Kapazitätsmarkt (Hybridansatz) oder der \r\nKapazitätsabsicherungsmechanismus durch „Spitzenpreishedging“ sind in der Praxis noch nicht \r\netabliert. Solche Ansätze sollten nur dann ernsthaft in Erwägung gezogen werden, wenn sie a) von \r\nallen relevanten Stakeholdern hinreichend verstanden werden und b) wirksame Anreize für den Bau \r\nneuer Kapazitäten setzen. Beide Aspekte sind jedoch derzeit nicht ersichtlich. Auch unsere \r\neuropäischen Nachbarn setzen auf zentrale Kapazitätsmärkte. Die Schaffung eines deutschen \r\nKapazitätsmarktes, der sich am Marktdesign anderer europäischer Staaten orientiert, wäre somit im \r\nSinne einer fortschreitenden Harmonisierung des europäischen Strommarktes. Um schnellstmöglich \r\nUniper  \r\nJuli 2024 \r\n6\r\neinen funktionierenden Mechanismus zu implementieren, ist daher ein zentraler \r\nKapazitätsmarkt, wie er in anderen europäischen Ländern wie Belgien und Großbritannien \r\nbereits erprobt ist, die naheliegendere Lösung. \r\nDer Kapazitätsmarkt sollte umfassend und technologieoffen \r\nausgestaltet werden \r\nEin effizienter Kapazitätsmarkt muss umfassend bzw. marktweit ausgestaltet sein und so allen \r\nMarktteilnehmern eine Vergütung gewähren, die zur Deckung der Spitzenlast benötigt werden. Zudem \r\nsollten neben Neubaukraftwerken auch Bestandsanlagen einbezogen werden. Durch die \r\nIntegration von Bestandsanlagen wird die Modernisierung auf klimaneutrale Brennstoffe wie \r\nWasserstoff ermöglicht, was eine vorzeitige Stilllegung der Kraftwerke vermeidet. So kann das Ziel \r\neiner zuverlässigen und klimafreundlichen Energieversorgung mit minimalen gesamtwirtschaftlichen \r\nKosten verwirklicht werden. \r\nFerner sollten neben flexiblen Stromerzeugungsanlagen auch erneuerbare Energien, Speicher, \r\nLastflexibilität und Importkapazitäten mit entsprechender Berücksichtigung der jeweiligen \r\nerwarteten Verfügbarkeit („Derating“)5 einbezogen werden. Dies steht im Einklang mit den \r\nVorgaben der EU. Das technologiespezifische Derating könnte z.B. – ähnlich wie in Großbritannien \r\noder Belgien – auf Basis historischer oder szenariobasierter Daten von einer zentralen Instanz wie der \r\nRegulierungsbehörde ermittelt und regelmäßig aktualisiert werden.  \r\nEine zentrale und gemeinsame Ausschreibung für alle Technologien mit entsprechenden Derating\r\nFaktoren ermöglicht eine kostenminimale Beschaffung der benötigten Kapazität. Durch regelmäßige, \r\nz.B. jährliche, Ausschreibungen kann zudem flexibel auf erforderliche Anpassungen reagiert werden. \r\nVom Kapazitätsmarkt sind – in Übereinstimmung mit den Vorgaben auf EU-Ebene – lediglich solche \r\nKapazitäten auszuschließen, die bereits anderweitig gefördert werden, um eine mögliche \r\nÜberkompensation zu vermeiden.6  \r\nDarüber hinaus sollte die Beschaffung im zentralen, umfassenden Kapazitätsmarkt \r\nbeihilferechtskonform über Auktionen erfolgen. Die Preisbestimmung sollte nach dem „Pay-as-Clear“\r\nPrinzip erfolgen, bei dem alle erfolgreichen Bieter den einheitlichen Clearing-Preis erhalten. Dieser ist \r\nder niedrigste Preis, zu dem die nachgefragte Kapazität zur Verfügung gestellt werden kann. Im \r\nGegensatz zum alternativen „Pay-as-Bid“-Prinzip, bei dem erfolgreiche Bieter den Preis erhalten, den \r\nsie tatsächlich geboten haben, bieten beim Pay-as-Clear-Prinzip alle Bieter ihre tatsächlichen Kosten. \r\nSie versuchen nicht, die (unbekannte) Kostenstruktur der Wettbewerber abzuschätzen und ihr Gebot \r\nentsprechend anzupassen. Dies führt zu einem effizienteren Auktionsergebnis und begünstigt zudem \r\nauch die Teilnahme kleinerer Akteure. Das Pay-as-Clear-Prinzip hat sich in Europa bewährt und wird \r\nz.B. seit vielen Jahren erfolgreich in Großbritannien durchgeführt (hier im Format einer „Descending \r\nClock Auction“7). Auch in Belgien werden die Auktionen, die zunächst nach dem Pay-as-Bid-Prinzip \r\ndurchgeführt wurden, mittlerweile im Pay-as-Clear-Prinzip durchgeführt. \r\nDes Weiteren sollte es gemäß Artikel 22 der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung berechtigten \r\nKapazitätsanbietern möglich sein, Kapazitätsverpflichtungen zu übertragen. Ein Sekundärhandel \r\nermöglicht insbesondere, kurzfristig auf geänderte Verfügbarkeiten von Kraftwerken zu reagieren. Das \r\nträgt zu einem effizienten und kostengünstigen System bei und reduziert die Risiken für \r\nKapazitätsanbieter deutlich. Hierzu ist ein Mix unterschiedlicher Technologien mit hinreichend \r\nunterschiedlichen tatsächlichen Verfügbarkeiten erforderlich. Die Möglichkeit des Sekundärhandels \r\nfördert die Technologieoffenheit des Kapazitätsmarktes. \r\nSchließlich sollte die Finanzierung des Kapazitätsmarktes im Einklang mit den beihilferechtlichen \r\nVorgaben der EU erfolgen. Gemäß den Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen \r\n(„KUEBLL“) sollten die Kosten des Kapazitätsmarktes demnach von denjenigen Marktteilnehmern \r\nJuli 2024 \r\nUniper  \r\n7\r\ngetragen werden, die dazu beitragen, dass die Kapazitäten erforderlich sind. Dies kann beispielsweise \r\ndadurch erreicht werden, dass die Stromverbraucher die Kosten des Kapazitätsmarktes in \r\nSpitzenlastzeiten über eine Umlage tragen. Orientierung kann hier z.B. das System in Großbritannien \r\ngeben, welches Spitzenlastzeiten als Wochentage in den Monaten November bis Februar von 16 bis \r\n19 Uhr definiert. Eine verbrauchsorientierte Finanzierung wird zudem den Anreiz für die Bereitstellung \r\nvon Laststeuerung (Demand Side Response – DSR) unterstützen, sofern die Endkunden über einen \r\nSmart-Meter bzw. eine registrierende Leistungsmessung verfügen. \r\nEin Kapazitätsmarkt im Einklang mit der EU-Taxonomie sichert \r\ndie Einhaltung von Klimazielen  \r\nEin gut konzipierter Kapazitätsmarkt unterstützt die Dekarbonisierung des Stromsektors, zu der \r\nsich auch Uniper durch eine Verschärfung seiner Ziele zur Klimaneutralität entlang der gesamten \r\nWertschöpfungskette bis 2040 verpflichtet hat.8 Allerdings müssen die Anforderungen an Kraftwerke im \r\nKapazitätsmarkt so gestaltet sein, dass sie das Hauptziel, genügend steuerbare \r\nStromerzeugungskapazitäten für die Versorgungssicherheit zu sichern, nicht beeinträchtigen. \r\nHierbei sind die vorhandenen Vorgaben auf EU-Ebene und deren Auswirkungen zu berücksichtigen. \r\nZum einen müssen die Anforderungen an die CO2-Emissionsgrenzwerte von Anlagen in \r\nKapazitätsmechanismen gemäß Elektrizitätsbinnenmarktverordnung Berücksichtigung finden.9 \r\nZum anderen sind gemäß KUEBLL bei Investitionen in neue Erdgaskraftwerke Vorkehrungen für den \r\nÜbergang zu einer emissionsfreien Erzeugung im Einklang mit den EU-Klimazielen zu treffen.10  \r\nDie Vorkehrungen für den Übergang von Erdgaskraftwerken zu einer emissionsfreien \r\nErzeugung sollten im Einklang mit den Anforderungen an nachhaltige Wirtschaftsaktivitäten im \r\nRahmen der EU-Taxonomie gewählt werden.  \r\nKonkret bedeutet Taxonomie-Konformität in Bezug auf Investitionen in Stromerzeugung aus \r\ngasförmigen Brennstoffen, dass \r\n neue Anlagen mit Baugenehmigung bis zum 31. Dezember 2030 Emissionsgrenzwerte von unter \r\n270 g CO2-Äq je kWh Energieerzeugung bzw. im Durchschnitt über 20 Jahre 550 kg CO2-Äq je kW \r\nAnlagenleistung nicht überschreiten und eine vollständige Umstellung auf erneuerbare und/oder \r\nCO2-arme gasförmige Brennstoffe bis zum 31. Dezember 2035 erfolgen müssen; \r\n neue Anlagen mit Baugenehmigung nach dem 31. Dezember 2030 Emissionsgrenzwerte von \r\nunter 100 g CO2/kWhel einhalten müssen und demnach direkt mit Wasserstoff oder CO2\r\nAbscheidung betrieben werden müssen. \r\nTaxonomie-konforme Ausschreibungen im Rahmen des Kapazitätsmarktes wären insbesondere mit \r\nfolgenden Vorteilen verbunden: \r\n Sie könnten Anlagenbetreibern ein hohes Maß an Orientierung bieten, frühzeitig in emissionsarme \r\nTechnologien zu investieren. Durch die Einheitlichkeit der Regelungen in einem Bietverfahren im \r\nKapazitätsmarkt entstehen so gleiche Wettbewerbsbedingungen für alle Bieter, also ein „Level \r\nPlaying Field“ zumindest für Neuanlagen hinsichtlich ihres Beitrags zur Transformation des \r\nStromsystems in Richtung Emissionsfreiheit. \r\n Die Transformation des Stromsystems in Richtung Emissionsfreiheit der Back-up-Kapazitäten steht \r\nvor der Herausforderung der Anschubfinanzierung: So müssen z.B. für Investitionen in die \r\nerforderliche Wasserstoff- oder CO2-Infrastruktur erhebliche Anfangsinvestitionen getätigt werden, \r\num den Hochlauf dieser Technologien zu ermöglichen. Eine Vergütung der entsprechenden \r\nKapazitätsbereitstellung über einen Kapazitätsmarkt würde helfen, Investitionen zu finanzieren und \r\nzu realisieren, die ansonsten aufgrund der relativ hohen Investitionsrisiken nicht getätigt würden \r\noder anderweitig gefördert werden müssten.  \r\nUniper  \r\nJuli 2024 \r\n8\r\nUm die Investitionsrisiken für Anlagenbetreiber in der Übergangszeit bis zur Dekarbonisierung \r\nmöglichst zu reduzieren, sind eine Reihe von Maßnahmen zusätzlich zur Konformität mit der EU\r\nTaxonomie essenziell, ohne die der Markt nicht oder nur deutlich weniger effizient funktionieren wird. \r\nKonkret betrifft dies Anforderungen an den Kapazitätsmarkt selbst, der bis 2028 implementiert werden \r\nmuss und keine zu eng gefasste Deckelung der Gebote enthalten darf, und an die Verfügbarkeit von \r\nInfrastrukturen für H2 und CCS. Die Anforderungen werden in Abbildung 4 weiter konkretisiert. \r\nAbbildung 4 Notwendige Zusatzmaßnahmen für die Übereinstimmung des \r\nKapazitätsmarktes mit Klimazielen  \r\nKapazitätsmarktanforderungen \r\nEinführung des \r\nKapazitätsmarktes bis \r\n2028 \r\nKeine zu eng gefasste \r\nDeckelung der Gebote \r\nInfrastrukturanforderungen \r\nAusreichend H2 und H2\r\nInfrastruktur bis 2035 \r\nAufbau der CCS\r\nInfrastruktur bis 2035 \r\nQuelle: eigene Darstellung \r\nDie Anforderungen der EU-Taxonomie für benötigte \r\nKraftwerke für die Übergangsphase hin zu einer \r\ndekarbonisierten Stromerzeugung erlauben einen initialen \r\nErdgasbetrieb, wenn eine Baugenehmigung bis Ende 2030 \r\nvorliegt. Um diesen Pfad für die Übergangsphase nutzen \r\nzu können, muss ein Kapazitätsmarkt deutlich vor 2028 \r\nimplementiert werden.  \r\nUm die hohen Finanzierungsbedarfe zu berücksichtigen, \r\nist es notwendig, dass es keine zu eng gefasste \r\nDeckelung der Gebote im Kapazitätsmarkt gibt. \r\nEs ist notwendig, dass seitens der Politik Maßnahmen \r\nergriffen werden, die einen vollständigen Umstieg von \r\nErdgas auf emissionsarme Alternativen bis spätestens \r\n2035 ermöglichen. Konkret: Es muss gewährleistet sein, \r\ndass genügend Wasserstoff und die erforderlichen \r\nTransport- und Speicherinfrastrukturen verfügbar sind. \r\nÄhnlich zur Wasserstoffinfrastruktur müsste die \r\nInfrastruktur zur Abscheidung und Speicherung von \r\nCO2 bis 2035 aufgebaut werden. Ebenso sollte der \r\nentsprechende Regulierungsrahmen für den Aufbau und \r\ndie Nutzung der CCS-Infrastruktur bereitstehen. \r\nAnreize für eine systemdienliche Standortwahl von \r\nErzeugungsanlagen sollten außerhalb des Kapazitätsmarktes \r\netabliert werden \r\nDas gegenwärtige deutsche Stromsystem sieht sich mit wachsenden strukturellen Netzengpässen im \r\nStromübertragungsnetz konfrontiert. Dies ist vor allem auf die Diskrepanz zwischen dem Norden mit \r\nhohem Aufkommen an erneuerbarer Stromerzeugung und dem Süden Deutschlands mit wichtigen \r\nStromverbrauchszentren zurückzuführen. Diese Problematik spiegelt sich auch in steigenden \r\nNetzengpasskosten bei den Übertragungsnetzbetreibern wider. Insbesondere enthält das deutsche \r\nStrommarktdesign keine regionalen/lokalen Preissignale und damit kein Instrument zur \r\nsystemdienlichen regionalen/lokalen Investitionssteuerung. Konkret fehlt es an Anreizen für den Bau \r\nvon steuerbarer Leistung (Kraftwerke, Flexibilisierung von Lasten) im Süden Deutschlands. Der \r\nnotwendige Netzausbau, um Strom aus dem windreichen Norden Deutschlands in den industrie- und \r\ndamit nachfragestarken Süden bzw. Westen zu transportieren, könnte also durch weitere flankierende \r\nMaßnahmen im Strommarktdesign ergänzt werden.  \r\nJuli 2024 \r\nUniper  \r\n9\r\nDer Kapazitätsmarkt sollte sich allerdings auf seine Kernaufgabe fokussieren: Die \r\nVersorgungssicherheit im Strommarkt durch ausreichend verfügbare und möglichst emissionsarme \r\nErzeugungskapazitäten gewährleisten („ein Ziel - ein Instrument“). Um negative Auswirkungen auf \r\ndie Liquidität im Kapazitätsmarkt zu vermeiden und den Kapazitätsmarkt effizient zu \r\nimplementieren, sollte die Netzengpassproblematik außerhalb des Kapazitätsmarktes \r\nadressiert werden. Hierzu steht eine Reihe von Instrumenten zur Verfügung: in erster Linie über \r\neinen zeitnahen Ausbau des Stromübertragungsnetzes, bei langanhaltenden strukturellen \r\nNetzengpässen z. B. aber auch über Preissignale in Netzentgelten (z.B. Netzboni für Back-up\r\nKapazitäten in Süddeutschland).  \r\nEine Behandlung der Netzengpassproblematik außerhalb des Kapazitätsmarktes würde zudem den \r\nAufwand für die beihilferechtliche Rechtfertigung eines Kapazitätsmarktes erheblich reduzieren und \r\ndamit dessen Einführung deutlich beschleunigen. Im Einklang mit der \r\nElektrizitätsbinnenmarktverordnung sollte der Kapazitätsmarkt die gebotszonenbezogene „Resource \r\nAdequacy“ sicherstellen und nicht etwaige Probleme der „Transmission Adequacy“ adressieren. Diese \r\nsind außerhalb des Kapazitätsmarktes zu lösen. \r\nVon Flexibilitätsanforderungen sollte im Sinne der \r\nTechnologieoffenheit abgesehen werden \r\nIn einem zunehmend dekarbonisierten Stromsystem wird es zu einem erhöhten Flexibilitätsbedarf \r\nkommen. Die dargebotsabhängige und volatile Erzeugung aus Wind und PV muss von \r\nFlexibilitätsoptionen wie steuerbaren Kraftwerken, Speichern, flexibler Nachfrage (Demand-Side\r\nResponse, „DSR“) und leistungsfähigen Stromnetzen ausgeglichen werden.  \r\nDie Bereitstellung von Flexibilität ist mit Kosten verbunden und muss adäquat vergütet werden – \r\nansonsten wird sie nicht in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen. Die Anreize von Investitionen \r\nin Flexibilitätstechnologien sollte in erster Linie über granulare Preissignale an den Kurzfristmärkten \r\nund wettbewerbliches Ausschreibungsverfahren an den Regelenergiemärkten erfolgen. Für weitere \r\nflexible Systemdienstleistungen wie z.B. Schwarzstartfähigkeit, Blindleistung und Momentanreserve \r\nsollten entsprechende (lokale), soweit möglich marktgestützte Beschaffungskonzepte entworfen und \r\neingeführt werden. Die Teilnahme von DSR am Strommarkt sollte zudem durch die zügige \r\nflächendeckende Einführung von Smart-Metern und dynamischen Netzentgelten und Stromtarifen \r\nvorangetrieben werden. \r\nZusätzliche Flexibilitätsanreize im Kapazitätsmarkt, z.B. in Form von Mindestanforderungen in \r\nden Präqualifikationskriterien, könnten zu einer Benachteiligung oder sogar zum Ausschluss \r\nbestimmter Technologien führen. Daher spricht sich Uniper gegen solche Maßnahmen aus. In \r\nden Kapazitätsmärkten Belgiens und Großbritanniens sind ebenfalls keine spezifischen \r\nFlexibilitätsanforderungen in den Präqualifikationskriterien vorgesehen.  \r\nGrundsätzlich sollte sich der Kapazitätsmarkt auf seine Kernaufgabe konzentrieren: Die \r\nVersorgungssicherheit im Strommarkt durch ausreichend verfügbare und möglichst emissionsarme \r\nErzeugungskapazitäten zu gewährleisten (auch hier sollte gelten: ein Ziel – ein Instrument). \r\nKWS-Vergütungen müssen bei der Überführung von Anlagen in \r\nden Kapazitätsmarkt garantiert werden \r\nSowohl der umfassende Kapazitätsmarkt als auch die kurzfristigen Ausschreibungen im Rahmen der \r\nKWS verfolgen das Ziel, dem Markt ausreichend steuerbare Erzeugungsleistung zur Verfügung zu \r\nstellen und somit Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die im Rahmen der KWS zu bauenden \r\nKraftwerke werden voraussichtlich etwas früher in Betrieb gehen (z.B. bis 2030) als ein \r\nJuli 2024 \r\nUniper  \r\n10\r\nKapazitätsmarkt einsetzen könnte (z.B. nach 2030 oder 2032). Die Erwartungen der \r\nMarktteilnehmer zur künftigen Ausgestaltung des Marktes werden aber bereits das \r\nGebotsverhalten im Rahmen der KWS beeinflussen. Deshalb bedarf es bereits jetzt transparenter \r\nRegelungen für die zukünftige Überführung der KWS-Anlagen in den Kapazitätsmarkt.11 Ohne \r\nklare Regelungen kann die Beschaffung von Kapazitäten im Rahmen der KWS sehr teuer werden, da \r\nBieter sich mit Angeboten zurückhalten oder nur zu hohen Gebotspreisen anbieten könnten. Im \r\nschlimmsten Fall droht ein Investitionsstau, der die Versorgungssicherheit und damit auch den \r\nKohleausstieg gefährdet. Regelungen für die Überführung der KWS-Anlagen werden zudem langfristig \r\neine effiziente Allokation der Kapazitätszahlungen und ein „Level Playing Field“ für alle Investoren in \r\nErzeugungsanlagen schaffen. Ohne Überführung könnte ein langfristiges Parallelregime für einen \r\nerheblichen Teil der steuerbaren Erzeugungskapazitäten zu einer Marktfragmentierung führen.  \r\nDie Regelungen zur Transformation müssen sicherstellen, dass notwendige Investitionen in neue \r\nKapazitäten zeitnah getätigt werden und dass bestehende, noch benötigte Anlagen nicht vorzeitig aus \r\ndem Markt ausscheiden. Dies gelingt mit den in Abbildung 5 dargestellten Regelungen.  \r\nAbbildung 5 Notwendige Regelungen für die erfolgreiche Transition von KWS \r\nzum Kapazitätsmarkt \r\nFestlegung der \r\nTransformationsregelungen \r\nim Zuge der \r\nAusschreibungen der KWS \r\nGarantie der im Rahmen \r\nder KWS zugesagten \r\nVergütungen \r\nÜber \r\nKapazitätsmechanismen \r\ngewährte Vergütung sollte \r\nkurz- und langfristig \r\nkapazitätsbasiert sein \r\nQuelle: eigene Darstellung \r\nJuli 2024 \r\nDie Transformationsregelungen sollten möglichst frühzeitig \r\nfestgelegt werden. Dies gibt den Bietern in den KWS\r\nAusschreibungen bereits zum Ausschreibungszeitpunkt eine \r\nlangfristige Perspektive. Dies könnten die Investoren \r\npreismindernd in ihren KWS-Geboten berücksichtigen. Letztlich \r\nsollten etwaige Unklarheiten ausgeräumt werden, die Investitionen \r\nin kurzfristig dringend benötigte gesicherte Erzeugungsleistung \r\nverhindern könnten. Substanzielle Risiken müssen vermieden \r\nwerden. \r\nDie KWS-geförderten Anlagen sollten auch bei einem vorzeitigen \r\nWechsel in den späteren Kapazitätsmarkt, d. h. vor Ende der \r\nKWS-spezifischen Vertragslaufzeit, mindestens die ursprünglich \r\nim Rahmen der KWS vertraglich vereinbarten Vergütungen \r\nerhalten. Dadurch wird eine Zurückhaltung von Investitionen \r\nvermieden und sichergestellt, dass die zeitnah benötigten KWS\r\nKapazitäten wie geplant aufgebaut werden. Gleichzeitig \r\nreduzieren sich die Risiken und mit den geringeren Kapitalkosten \r\ndie geforderten Gebote im Rahmen der KWS. Die sich ggf. im \r\nKapazitätsmarkt darüber hinaus ergebenden Erlöschancen \r\nkönnten das Interesse und den Wettbewerb zum Bau von Anlagen \r\nim Rahmen der KWS erhöhen. \r\nUm einen möglichst reibungslosen Übergang zu gewährleisten, \r\nsollten die Vergütungsformen sowohl im umfassenden \r\nKapazitätsmarkt als auch für die kurzfristigen Ausschreibungen im \r\nRahmen der KWS auf Basis verfügbarer Kapazität (€/kW/a) \r\nerfolgen. Für Anlagen, die im Rahmen der KWS mit einem \r\nZuschuss zu den Betriebskosten (€/kWh) über Differenzverträge \r\nvergütet werden, muss bei Übergang in den Kapazitätsmarkt eine \r\nentsprechende angemessene Kompensation erfolgen, damit diese \r\nnicht schlechter gestellt werden als bei der KWS-Vergütung. \r\nUniper  \r\n11\r\nFazit \r\nUniper fordert die Schaffung eines zentralen Kapazitätsmarktes, der für die Gewährleistung der \r\nVersorgungssicherheit in einem dekarbonisierten Stromsystem erforderlich ist. Dieser sollte zügig \r\neingeführt werden, um den zu erwartenden Kapazitätsengpässen entgegenzuwirken und den \r\nKohleausstieg abzuschließen. Der Kapazitätsmarkt sollte zentral organisiert, umfassend, \r\ntechnologieoffen und Taxonomie-konform ausgestaltet werden, um Investitionen in emissionsarme und \r\nsteuerbare Kapazitäten zu fördern. Der Gesetzgeber sollte nur die wesentlichen Eckpunkte des \r\nKapazitätsmarktes definieren, die detaillierte Ausgestaltung sollte der Bundesnetzagentur überlassen \r\nwerden. Die im Rahmen der Kraftwerksstrategie ausgeschriebenen Anlagen sollten in den \r\nKapazitätsmarkt überführt werden, wobei die zugesagten Vergütungen garantiert werden sollten. \r\n1Die Bundesnetzagentur sieht im Bericht „Versorgungssicherheit Strom“ einen Zubau- und Modernisierungsbedarf von \r\nsteuerbarer Leistung im Umfang von 17 bis 21 GW bis zum Jahr 2030. (abgerufen unter \r\nhttps://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/V/versorgungssicherheitsbericht-strom.html am 3. Mai 2024.) \r\nVerschiedene Studien kommen – abhängig von den jeweiligen Annahmen – hingegen zu einer Spannbreite von 14 bis \r\n41 GW für die Jahre 2030/35 bzw. 26 bis 88 GW bis 2045/50. Vgl. Agora (2022), BCG (2021), Bundesnetzagentur \r\n(2023), Enervis (2022), EWI (2021), Fraunhofer (2021) und GE (2022). \r\n2Zu den Back-up-Kapazitäten zählen z.B. mit erneuerbaren und emissionsarmen Gasen (z.B. Wasserstoff (H2)), zu \r\nbetreibende Gaskraftwerke oder auch Stromspeicher. \r\n3Vgl. Pressemitteilung – „Einigung zur Kraftwerksstrategie“  vom 5. Februar 2024 auf der Homepage des BMWK ( \r\nabgerufen unter https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2024/02/20240205-einigung-zur\r\nkraftwerksstrategie.html am 5. Mai 2024) sowie Pressemitteilung – „Auf dem Weg zur klimaneutralen Stromerzeugung: \r\nGrünes Licht für Kraftwerkssicherheitsgesetz“ vom 5. Juli 2024 (abgerufen unter \r\nhttps://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2024/07/20240705-klimaneutrale-stromerzeugung\r\nkraftwerkssicherheitsgesetz.html  am 10. Juli 2024.) \r\n4Vgl. Pressemitteilung – „Rahmen für die Kraftwerksstrategie steht – wichtige Fortschritte in Gesprächen mit EU\r\nKommission zu Wasserstoffkraftwerken erzielt“ vom 1. August 2023 (abgerufen unter \r\nhttps://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2023/08/20230801-rahmen-fuer-die-kraftwerksstrategie\r\nsteht.html am 5. Mai 2024.) \r\n5Derating-Faktoren messen die erwartete Kapazität, die im Falle eines Stressereignisses bereitgestellt werden muss, \r\nz. B., wenn das Angebot auf dem Großhandelsmarkt die Nachfrage nicht decken kann. Derating-Faktoren werden \r\nverwendet, um zu berücksichtigen, dass die volle Nennkapazität eines Kapazitätsanbieters voraussichtlich nicht zu 100 \r\nProzent während der Dauer eines derartigen Knappheitsfalls verfügbar sein wird. Dies ist besonders plastisch im Fall \r\nvon Wind oder PV.  \r\n6Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und. Energiebeihilfen 2022 (2022/C 80/01) (abgerufen unter https://eur\r\nlex.europa.eu/ legal\r\ncontent/EN/TXT/?uri=uriserv%3AOJ.C_.2022.080.01.0001.01.ENG&toc=OJ%3AC%3A2022%3A080%3ATOC am \r\n7.Mai 2024.) \r\n7Beginnend mit einem hohen Startpreis werden die Teilnehmer aufgefordert, ihre angebotene Kapazität zu diesem \r\nPreis anzugeben. Der Preis wird schrittweise gesenkt, bis der niedrigste Preis erreicht ist, bei dem die Nachfrage dem \r\nAngebot entspricht. Die erfolgreichen Bieter erhalten dann einen einheitlichen Clearing-Preis. \r\n8Uniper (30. April 2024): Pressemitteilung – Uniper veröffentlicht Nachhaltigkeitsbericht 2023 und ersten Climate \r\nTransition Plan (abgerufen untern https://www.uniper.energy/news/de/uniper-veroeffentlicht-nachhaltigkeitsbericht\r\n2023-und-ersten-climate-transition\r\nplan#:~:text=Die%20Dekarbonisierungsziele%20von%20Uniper%20wurden,Klimaneutralit%C3%A4t%20bereits%20bis\r\n %202035%20geplant am 6. Mai 2024.) \r\n9Gemäß Artikel 22 der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung ((EU) 2019/943) dürfen Neuanlagen, die am \r\nKapazitätsmarkt teilnehmen wollen, nicht mehr als 550 g CO2 pro produzierter kWh Strom ausstoßen. \r\nBestandsanlagen, die vor dem 4. Juni 2019 die kommerzielle Erzeugung aufgenommen haben, dürfen zusätzlich im \r\nJahresdurchschnitt höchstens 350 kg CO2 pro kW installierter Stromerzeugungsleistung ausstoßen. Diese Regelung \r\nstellt sicher, dass emissionsintensive Technologien wie Stein- oder Braunkohlen nicht am Kapazitätsmarkt teilnehmen \r\ndürfen. \r\n10 Die Kommission nennt z.B. nationale Dekarbonisierungspläne mit verbindlichen Zielen und/oder verbindliche \r\nVerpflichtungen der Beihilfeempfänger, Dekarbonisierungstechnologien wie CCS/CCU einzusetzen oder Erdgas durch \r\nerneuerbares oder CO2-armes Gas zu ersetzen oder die Anlage nach einem Zeitplan zu schließen, der mit den \r\nKlimazielen der Union im Einklang steht. \r\n11 Auch Belgien, Polen und Italien haben Kapazitätsanbieter, die vorab anderweitig Förderung erhalten haben, Zugang \r\nzum Kapazitätsmarkt gewährt. \r\nJuli 2024 \r\nUniper  \r\n1"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Deutschland hat bereits heute ein Defizit an konventioneller Kraftwerksleistung im Vergleich zur Jahreshöchstlast.  Vor allem an windarmen Wintertagen ist Deutschland entsprechend auf den Import von Strom angewiesen. Dieses Problem wird sich durch den fortschreitenden Ausstieg aus der Kohleverstromung vergrößern. Allein 2024 und 2025 werden über 10 Gigawatt an Kohleerzeugungskapazitäten stillgelegt. Gleichzeitig wird die Stromnachfrage in den Wintermonaten durch die zunehmende Elektrifizierung im Wärme- und Verkehrsbereich zunehmen. Deshalb ist Deutschland dringend auf den Zubau steuerbarer Kapazitäten angewiesen. Mit dem Kraftwerkssicherheitsgesetz soll der dazu notwendige Anreiz gegeben werden. Das Kraftwerkssicherheitsgesetz kann aber nur ein erster Schritt sein, denn Deutschland benötigt deutlich mehr als die durch das Gesetz vorgesehenen dreizehn Gigawatt. Wir werben deshalb dringend dafür, dass noch in dieser Legislaturperiode ein Kapazitätsmarkt zum Anreiz weiterer Kraftwerkskapazitäten gesetzlich verankert wird. \r\nDie Bundesregierung möchte den Bau von 7 GW H2-fähigen Gaskraftwerken anstoßen. Angesichts der Tatsache, dass es bisher weder das H2-Kernnetz gibt noch CO2-armer Wasserstoff in für den Betrieb der Anlagen notwendigen Mengen verfügbar und auch die entsprechende Kraftwerkstechnik hierfür noch nicht erprobt ist, muss dieses Vorgehen als mutig bezeichnet werden. Uniper begrüßt dies, denn die Bundesregierung zeigt mit diesem Vorgehen Entschlusskraft und Bemühen, die Wasserstoffstrategie durch klare Investitionssignale voranzubringen.\r\nUmgekehrt muss der Bundesregierung aber auch klar sein, dass es auch große Risikobereitschaft von den Investoren erfordert, sich angesichts der vielen Unwägbarkeiten an den Ausschreibungen zu beteiligen. Anstatt diese Risiken abzumildern, werden sie durch hohe Pönale, Sicherheitsleistungen von rund 1,4 Mrd. € allein für die Wasserstoff-ready-Anlagen sowie Clawback-Forderungen weiter erhöht. In Summe sieht Uniper die Risiken für die Investoren in den geplanten Eckpunkten der Ausschreibung bei weitem als nicht ausreichend reflektiert. In allen drei Punkten muss das geplante Kraftwerkssicherungsgesetz Erleichterungen vorsehen, um ausreichend Anreize und Spielräume für Investitionen und Innovationen zu schaffen und die Risiken kalkulierbar zu halten. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004115","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Regelungen zur Verbesserung des Marktdesigns für Strom.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/18/ae/389051/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200170.pdf","pdfPageCount":57,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Uniper begrüßt es sehr, dass das BMWK die Konsultation zu den ersten beiden Säulen des Kraftwerkssicherheitsgesetz veröffentlicht hat. Deutschland hat bereits heute ein Defizit an konventioneller Kraftwerksleistung im Vergleich zur Jahreshöchstlast. An windarmen Wintertagen ist Deutschland entsprechend auf den Import von Strom angewiesen. Dieses Problem wird sich durch den Ausstieg aus der Kohleverstromung vergrößern. Allein in 2024 und 2025 werden über 10 Gigawatt an Kohlerzeugungskapazitäten stillgelegt. Gleichzeitig wird die Stromnachfrage in den Wintermonaten durch die zunehmende Elektrifizierung im Wärme- und Verkehrsbereich zunehmen. Deshalb ist Deutschland dringend auf den Zubau steuerbarer Kapazitäten angewiesen. Mit dem Kraftwerkssicherheitsgesetz soll der dazu notwendige Anreiz gegeben werden. Das Kraftwerkssicherheitsgesetz kann aber nur ein erster Schritt sein. Deutschland benötigt deutlich mehr als die durch das Gesetz angestoßenen dreizehn Gigawatt. Wir werben deshalb dringend dafür, dass noch in dieser Legislaturperiode in Kapazitätsmarkt gesetzlich verankert wird: \r\nDie Bundesregierung möchte den Bau von 5 GW Gaskraftwerken anstoßen, die zur Versorgungssicherheit beitragen. Diese sollen im Vorgriff auf den geplanten Kapazitätsmechanismus gebaut werden. Dies ist sehr zu begrüßen. \r\nAuktionsdesign: BMWK macht bisher keine Aussagen zum geplanten Auktionsdesign. Aus Sicht von Uniper sollte die Auktion als „Descending Clock-Auktion“ mit einer Pay-as-Clear-Preisfindung ausgestaltet sein. Das Descending Clock-Verfahren halten wir deshalb für angebracht, weil die Thematik für alle Beteiligten, Bundesregierung wie Kraftwerksbetreiber, Neuland bedeutet. Bei der Descending Clock-Auktion bekommen alle Teilnehmer das direkte Feed-back, wie viele potenzielle Interessenten bzw. Kapazitätsangebote es gibt. Gleichzeitig ist durch die Festlegung des Höchstpreises die Gefahr von strategischem Bieten minimiert. Das Pay-as-Clear ist unmittelbare Konsequenz des Descending Clock-Prinzips, weil irgendwann der markträumende Preis erreicht ist und damit der Preis für alle Teilnehmer feststeht. Unabhängig vom Auktionsdesign gilt das Pay-as-Clear-Verfahren als das effizienteste, da es den Anreiz zu strategischem Bieten minimiert. Der Vorteil des Pay-as-clear Prinzips ist auch, dass alle Bieter den gleichen Preis erhalten und somit die „Winner‘s Curse-Problematik weniger relevant ist.\r\nSüdbonus: Grundsätzlich erscheint der Südbonus in der Höhe von €200-300 pro kW realistisch zu sein. Wir werben allerdings dringend dafür, dass die genaue Höhe des Südbonus vor Beginn der Auktion transparent gemacht wird und somit allen Bietern bekannt ist. Auch plädieren wir dafür, dass ein Südbonus einheitlich für den gesamten netztechnischen Süden definiert und über die verschiedenen Auktionen möglichst konstant gehalten wird. \r\nTeilnahme an Auktionen / Sicherheitsleistung: Für die Teilnahme an der Auktion wird eine Sicherheitsleistung von € 200/kW geplanter installierter Leistung zu leisten sein. Diese Anforderung ist sehr hoch. Zum Vergleich: die KWK-Ausschreibungsverordnung sieht eine Sicherheitsleistung von € 70/kW vor. Bei allem Verständnis dafür, nur ernsthafte Investoren an der Auktion zu beteiligen und strategisches Bieten verhindern zu wollen, müssen hier doch kostengünstigere Vorgaben vorgesehen werden. Es ist kein Grund erkennbar, der es sachlich rechtfertigen würde, Anlagen, die unter dem Kraftwerksicherheitsgesetz gefördert werden sollen, über Gebühr stärker zu belasten als andere Erzeuger. Die Höhe der zu leistenden Sicherheit sollte also entweder deutlich reduziert werden, oder es sollte mindestens ein Mechanismus vorgesehen werden, der eine Reduzierung der Sicherheitsleistung bei Erreichung bestimmter Meilensteine vorsieht.\r\nPönale: Die Konsultation sieht vor, dass bei Überschreiten der Realisierungsfrist die Sicherheitsleistung sukzessive einbehalten werden soll und nacheinem Jahr zusätzlich die Förderung verwirkt ist. Dies ist aus der Perspektive Unipers der falsche Ansatz. Da die Förderung erst nach Inbetriebnahme fließt und folglich der Investor mit seiner Investition voll ins Risiko geht, gibt es für eine zusätzliche Pönalisierung keinen Anlass. Zum anderen ist es doch der Wunsch aller Beteiligten, dass die Anlagen möglichst schnell ans Netz kommen und somit frühestmöglich einen Beitrag auch zur Dekarbonisierung und zur Versorgungssicherheit leisten. Deshalb ist nicht eine Pönalisierung notwendig, sondern man sollte vielmehr überlegen, ob und wie eine Belohnung für frühzeitige Inbetriebnahme möglich ist.\r\nClaw-back: Erfahrungen mit der Strompreisbremse haben gezeigt, wie extrem bürokratisch, aufwendig und für öffentliche Haushalte wenig ertragreich eine mögliche Rückzahlungskomponente ist. Außerdem muss man mit großem Bedauern festhalten, dass offensichtlich immer noch nicht die Bedeutung des Hedgings von Erzeugungskapazitäten über Termin- und Vertriebsmärkte verstanden ist. Stromerzeuger werden die Erzeugung immer zukunftsorientiert über diese Vertriebswege vermarkten. Die Day-ahead-Preise sind zwar weiterhin für die kurzfristige Einsatzentscheidung relevant, haben aber keinen Einfluss mehr auf die Einnahmensituation des bereits vermarkteten Stroms. Trotz potenziell hoher Day-ahead Preise fällt also gar kein Übergewinn beim geförderten Erzeuger an. Es muss vermieden werden, dass diese Scheingewinne abgeschöpft werden. Die Bundesregierung sollte deshalb alle Hebel in Bewegung setzen, damit ein Claw-back die Ausnahme bleibt. In jedem Fall müssen durch den Fördermittelgeber/die Bundesregierung alle zugrunde gelegten Annahmen zur Bestimmung der Höhe der erforderlichen Beihilfe transparent im Vorfeld dokumentiert und veröffentlicht werden. Sofern dies nicht geht, muss darauf geachtet werden, dass der Mechanismus transparent und unkompliziert gestaltet ist. Pragmatische Lösungen, die den Claw-Back zur Ausnahme bei starken Preisausschlägen und nicht zur Regel machen, sind vordringlich. Auch muss sichergestellt werden, dass die geförderte Anlage zu den Hochpreiszeiten überhaupt Strom produziert hat bzw. verfügbar war.\r\nTechnische Eigenschaften der Kraftwerke: Die Realisierung von technischen Anforderungen, die in die angeführten Kategorien fallen, stellt fundamentale Anforderungen an das Anlagendesign und muss bereits in den ersten Entwurfsphasen berücksichtigt werden. Deshalb ist schnelle Klarheit über diese Anforderungen äußerst wichtig. Darüber hinaus halten wir die geforderten technischen Eigenschaften als ökonomisch zu weitgehend ein und möchten auch wettbewerbsrechtliche Bedenken äußern. \r\nDenn bei den hier geforderten technischen Spezifikationen handelt es sich um Produkte und Dienstleistungen, die vom Markt angeboten werden und von den Netzbetreibern nach § 12h EnWG marktlich beschafft werden müssen. Dadurch, dass der Gesetzgeber beabsichtigt, von den Bietern den Nachweis der Erfüllung der technischen Eigenschaften zur Stabilisierung des Stromnetzes zu verlangen, erhöht er zum einen die Kosten für die Anlagen und damit auch die Höhe der Gebote. Zum anderen greift er dadurch in die eigentlich marktgestützte Beschaffung von nicht-frequenzgebundenen Systemdienstleistungen nach § 12h EnWG potenziell diskriminierend und damit auch gegen Wettbewerbsrecht verstoßend ein, da er einzelnen Marktteilnehmern die Erfüllung technischer Vorgaben verschiedener Systemdienstleistungen über die Mechanismen des KWSG fördert. Außerdem entstehen allen Bietern dadurch Kosten in unbekannter Höhe, ohne dass geprüft wird, ob die Netzbetreiber diese Dienstleistung jemals in Anspruch nehmen werden. Dadurch wird der Markt für Systemdienstleistungen konterkariert. Uniper dringt deshalb darauf, dass lediglich darauf abgestellt werden sollte, dass die für die jeweilige Spannungsebene einschlägige VDE-AR-N sowie die Netzanschlussbedingungen eingehalten werden müssen. Weitergehende Anforderungen sollten dem Markt bzw. der Vertragsgestaltung zwischen TSO und Kraftwerk überlassen bleiben.  \r\nUmstellung der Energieträger: Die Anlagen, die im Rahmen dieser Ausschreibungen finanziert werden, müssen laut Konsultationsdokument „neben dem Emissionsgrenzwert hinaus sicherstellen, dass sie im Lauf ihrer technischen Lebensdauer Dekarbonisierungstechnologien wie CCS/CCU umsetzen, Erdgas durch erneuerbares oder CO2-armes Gas ersetzen oder die Anlage innerhalb eines Zeitrahmens, der mit den Klimazielen der Union im Einklang steht, stilllegen“. Aussagen wie „im Laufe ihrer technischen Lebensdauer“ sind viel zu vage. Hier muss BMWK konkrete Aussagen treffen, damit alle Teilnehmer an der Auktion das gleiche Verständnis haben und mit den gleichen Rahmenbedingungen planen können. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004115","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Regelungen zur Verbesserung des Marktdesigns für Strom.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/63/551632/Stellungnahme-Gutachten-SG2506200065.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Marktlicher Einsatz von Netzreservekraftwerken\r\nForderungen zum Sondierungspapier von CDU/CSU und SPD\r\nLaut Sondierungspapier von CDU/CSU und SPD vom 8. März 2025 „sollen künftig Reservekraftwerke nicht nur zur Vermeidung von Versorgungsengpässen, sondern auch zur Stabilisierung des Strompreises zum Einsatz kommen.“\r\nUniper Positionierung\r\nUniper lehnt den Vorschlag aufgrund seines fragwürdigen Eingriffs in den Markt und seines Verstoßes gegen das Unbundling und das Kohlevermarktungsverbot ab. Die Einnahmeeffekte werden als gering eingeschätzt, die negativen Auswirkungen auf die Marktteilnehmer sind jedoch voraussichtlich substantiell. Die mögliche Diskussion über die Nutzung der alten und ineffizienten Netzreservekraftwerke lenkt von dem Ziel ab, den deutschen Strommarkt endlich zukunftsfähig aufzustellen und einen Kapazitätsmarkt mit einer vorangestellten Kraftwerksausschreibung einzuführen. Dadurch verlieren wir Zeit, ein zukunftsorientiertes Strommarktdesign zu etablieren. Je schneller neue Kapazitäten angereizt werden, desto früher werden Strompreisspitzen der Vergangenheit angehören, weil die seit Jahren bekannte Kapazitätslücke endlich sinnvoll geschlossen wird. Insgesamt würde die Umsetzung des Vorschlags einen klaren Systembruch darstellen.\r\nIm Einzelnen:\r\n-\r\nVerfügbarkeit: Die aktuell 30 Reservekraftwerke sind alt und ineffizient. Sie sind noch nicht endgültig stillgelegt, weil sie an einem netztechnisch sensiblen Knotenpunkt stehen. Der verstärkte Einsatz dieser Anlagen widerspricht dem Gesetzeszweck nach §13b EnWG. Die Instandhaltung dieser Altanlagen ist fokussiert auf seltene und kurzzeitige Einsätze im Rahmen der Netzreserve. Ein verstärkter Betrieb durch Abfahren von Preisspitzen würde ein intensiveres Instandhaltungsmanagement erfordern, zu verringerten Verfügbarkeiten für Netzreserveeinsätze führen und den finanziellen Nutzen dieser Maßnahme deutlich reduzieren, wenn nicht sogar ins Negative drehen.\r\n-\r\nUnbundling: Der Einsatz der Kraftwerke zur Stabilisierung des Stromnetzes erfolgt allein auf Anforderung der Netzbetreiber. Wenn die Netzbetreiber die Anlagen zukünftig auch zur Senkung des Strompreises einsetzen, dann werden die Netzbetreiber zu Teilnehmern am Stromgroßhandelsmarkt. Dies ist aus Sicht des Unbundlings rechtlich höchst zweifelhaft und müsste zunächst von der EU-Kommission genehmigt werden.\r\n-\r\nKohleverstromungsverbot: Etwa die Hälfte der Netzreserveanlagen hat im Rahmen des Kohleausstiegs eine Prämie für die vorzeitige Stilllegung erhalten beziehungsweise hat durch ihre Stilllegung einer Neuanlage einen Kohleersatzbonus nach KWK-G eingebracht. Dadurch unterliegen die Anlagen einem Kohleverstromungsverbot. Diese Anlagen dennoch zur Senkung von Strompreisspitze einzusetzen, widerspricht dem Kohlekonsens. Da Beides von der EU-Kommission genehmigt worden war, erfordert die Nutzung der Kohleanlagen auch eine Freigabe durch die EU-Kommission.\r\n-\r\nMarkteingriff: Hohe Strompreise sind ein Signal der Knappheit. Sie erfüllen zwei essentielle Funktionen im Markt. Sie geben Anreiz, in neue Kapazitäten zu investieren und sie sind notwendig, damit bestehende Kraftwerke ihre Fixkosten decken können (Missing Money Problem). Greift der Staat über den Einsatz der Reservekraftwerke in den Markt ein, wird diese Signalfunktion der Strompreise gestört. In der Konsequenz wird noch weniger in neue Kraftwerke investiert und\r\n2\r\nAnlagen\r\n, die bereits heute an der Schwelle zur Wirtschaftlichkeit stehen, werden schneller als geplant aus dem Markt ausscheiden und damit die positiven Strompreiseffekte konterkarieren.\r\n-\r\nEinnahmen: Die Reservekraftwerke gehören den Kraftwerksbetreibern. Die Kosten für die Anlagen werden von den Übertragungsnetzbetreibern ersetzt, eine Verzinsung des eingesetzten Kapitals wird den Kraftwerksbetreibern jedoch nicht gewährt. Wenn durch den Einsatz der Anlagen am Markt eine Bruttomarge erwirtschaftet wird, dann stellt sich die Frage, wem die daraus entstehenden Einnahmen zugutekommen.\r\n-\r\nEntlastungswirkung: Die mögliche Entlastung durch diesen Eingriff wird überschätzt. Im vergangenen Winter 2024/25 gab es nur rund 120 Stunden – also insgesamt 5 Tage – an denen der Großhandelspreis über € 200/MWh lag.\r\n-\r\nTrigger-Preis: Die Frage entsteht, wer entscheidet, ab welchem Strompreis der Einsatz der Kraftwerke zur Stabilisierung der Preise gerechtfertigt ist. Dabei gilt: Je niedriger der gewählte Preis, desto massiver ist der Verstoß gegen das Unbundling und die Verzerrung des Marktes. Umgekehrt bedeutet ein hoher Preis, dass eine Stabilisierung des Strompreises auf wenige Ausnahmefälle beschränkt bleibt.\r\n-\r\nEinsatzreihenfolge: Deutschland verfügt mittlerweile über 30 Reservekraftwerke. Offen und zu klären wäre, in welcher Reihenfolge diese Anlagen zur Stabilisierung des Strompreises abgerufen werden. Volkswirtschaftlich sinnvoll wäre es, dies an den Grenzkosten der jeweiligen Anlagen zu orientieren. Hinzu kommen dann noch die Startkosten sowie Unterschiede hinsichtlich deren Flexibilität. Da die Reservekraftwerke in der Regel einen Kaltstart machen, sind Dauer und Kosten der Anfahrt hoch. Dies muss ebenfalls in die Kalkulation mit aufgenommen werden.\r\nForderungen\r\nSollte die Aktivierung trotz der oben genannten Bedenken zu Zeiten von Strompreisspitzen implementiert werden, dann muss dies mit den folgenden Rahmenbedingungen verbunden sein:\r\n1.\r\nDer Einsatz von Reserveanlagen ist allein sinnvoll, wenn es der Brückenlösung auf dem Weg hin zu einem Kapazitätsmarkt dient.\r\n2.\r\nDeutschland braucht einen Kapazitätsmarkt, damit endlich neue Kapazitäten gebaut werden und knappheitsbedingte Strompreisspitzen abgemildert werden. Nur wenn die politische Entscheidung über die Einführung eines Kapazitätsmarktes getroffen wurde, macht es Sinn, über den Einsatz von Reserveanlagen zur Milderung von Preisspitzen zu sprechen.\r\n3.\r\nDer Eingriff muss zeitlich klar begrenzt sein. Mit Einführung eines Kapazitätsmarktes muss dieser Eingriff beendet sein.\r\n4.\r\nDer Eingriff muss auf Ausnahmesituationen begrenzt sein. Wir schlagen vor, dass\r\na.\r\nder Preis im Day-Ahead Markt (12 Uhr Auktion)\r\nb.\r\nfür mindestens 12 kontinuierliche Viertelstunden\r\nc.\r\nüber dem Wert von 200 €/MWh bzw. der CDS/CSS über 50 €/MWh liegen muss.\r\n5.\r\nDie Einsatzreihenfolge der Reservekraftwerke muss dem Markt transparent und bekannt sein.\r\n6.\r\nEin Teil der Einnahmen muss den Kraftwerksbetreibern zur Verzinsung des eingesetzten Kapitals zur Verfügung gestellt werden. Der verbleibende Teil muss dann zur Senkung der Netzentgelte genutzt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004115","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Regelungen zur Verbesserung des Marktdesigns für Strom.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b7/01/665678/Stellungnahme-Gutachten-SG2512220029.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Eine europäische Versorgungssicherheit braucht koordinierte Kraftwerksinvestitionen\r\nInhalt Dunkelflauten sind real, regelmäßig und werden immer länger ......................................... 2 Dunkelflauten führen zu Preisverwerfungen ...................................................................... 2 Batteriespeicher: Beitrag ja – alleinige Lösung nein........................................................... 3 Trägheit der Masse: Netzstabilität braucht rotierende Maschinen ...................................... 3 Batteriespeicher: Aufladen in der Dunkelflaute ist nicht möglich ........................................ 4 Ausgangslage: Versorgungssicherheit unter Druck ........................................................... 5 Importabhängigkeit als Risiko in Notfallsituationen ............................................................ 5\r\nDeutschland steht vor einem wachsenden Defizit an steuerbarer Stromerzeugung.\r\nDunkelflauten treten regelmäßig auf und dauern oft mehrere Tage – Batteriespeicher\r\nkönnen diese nicht überbrücken, da sie nur kurzfristig Energie bereitstellen, der Zubau\r\nweiterer Kapazitäten durch begrenzte Netzanschlusskapazitäten limitiert ist und vor allem,\r\nweil sie anders als Gaskraftwerke zunächst aufgeladen werden müssen, um anschließend\r\nStrom fürs System zur Verfügung stellen zu können. Ihr Aufladen in einer Dunkelflaute ist\r\nfolglich gar nicht möglich, bzw. würde das System zusätzlich stark verknappen. Gleichzeitig\r\nsteigen Importbedarf und Großhandelspreise. Um die Versorgungssicherheit zu\r\ngewährleisten, sind steuerbare Kapazitäten unverzichtbar. Gaskraftwerke bieten kurzfristig\r\ndie realistischste Lösung.\r\nDie Kraftwerksstrategie kann dabei technologieoffen ausgestaltet werden: Neben Erdgas\r\nkommen auch Anlagen auf Basis von Biomasse oder Biogas infrage. Innerhalb der\r\nGastechnologien stehen verschiedene Optionen zur Verfügung – etwa GuD-Kraftwerke,\r\nGasturbinen oder Gasmotoren, jeweils mit oder ohne Kraft-Wärme-Kopplung.\r\nEin Verzicht auf neue Kraftwerke würde die europäische Versorgungssicherheit\r\nbeeinträchtigen. Wenn Mitgliedstaaten auf Investitionen verzichten und auf Importe oder\r\nSpeicher setzen, entsteht ein „Prisoner’s Dilemma“. Fehlen europaweit steuerbare\r\nKapazitäten, droht ein massiver Lost Load mit gravierenden volkswirtschaftlichen Folgen.\r\nNur durch koordinierte Investitionen in flexible Erzeugung kann Europas\r\nVersorgungssicherheit langfristig gesichert werden.\r\n\r\nDunkelflauten sind real, regelmäßig und werden immer länger\r\nDunkelflauten sind kein theoretisches Konstrukt, sondern ein regelmäßig auftretendes Phänomen mit weitreichenden Folgen für die Versorgungssicherheit. Eine Analyse von Ohlendorf (Mercator Institut) und Schill (DIW) aus dem Jahr 2020 zeigt, dass in den vergangenen 40 Jahren regelmäßig Perioden auftraten, in denen der durchschnittliche Kapazitätsfaktor von Windenergie über fünf aufeinanderfolgende Tage unter 10 % lag1. Etwa einmal pro Dekade kam es sogar zu achttägigen Windflauten. Diese Ergebnisse sind signifikant – und angesichts des Klimawandels zunehmend besorgniserregend. Die Abschwächung des Jetstream führt zu stabileren Hochdrucklagen, wodurch sich die Häufigkeit und Dauer solcher Flauten weiter erhöhen dürfte.\r\nUniper hat diese Erkenntnisse durch eine eigene Auswertung auf Basis von Volue- und DWD-Daten für die letzten zehn Jahre ergänzt (siehe Abbildung 1). Das Ergebnis: In dem ausgewerteten Zeitraum konnten insgesamt 112 Dunkelflauten identifiziert werden, die länger als 24 Stunden andauerten, das Mittel der längsten Dunkelflauten des betrachteten Zeitraumes liegt bei 104 Stunden, also mehr als vier Tagen – es zeichnet sich zudem ein Aufwärtstrend ab2. Die Analyse unterstreicht die Dringlichkeit, steuerbare Kapazitäten vorzuhalten, um die Versorgungssicherheit auch in solchen Extremsituationen zu gewährleisten.\r\nEin besonders eindrückliches Beispiel liefert der November 2024: In den ersten 8 Tagen des Monats standen laut Smard 68,3 GW installierte Windleistung zur Verfügung (laut Marktstammdatenregister sogar 71,8 GW). Tatsächlich erzeugt wurden in dieser Zeit jedoch nur 1.351 GWh (durchschnittlich 0,7 GW pro Stunde), was einem Lastfaktor von 10 % entspricht. Auch die Photovoltaik trug kaum zur Lastdeckung bei. Von 76,6 GW verfügbarer Leistung (96 GW laut Marktstammdatenregister) wurden nur 508 GWh produziert (im Schnitt 0,26 GW pro Stunde). Das entspricht gerade mal einem Lastfaktor von 3,5 %. Lediglich Wasserkraft und Biomasse lieferten mit rund 6 GW bei knapp 45 % Lastfaktor einen stabilen Beitrag.\r\nDunkelflauten führen zu Preisverwerfungen\r\nDer Winter 2024/25 war durch vier Dunkelflauten geprägt, die zu erheblichen Knappheitspreisen am Großhandelsmarkt führten (siehe Abbildung 2). Die zuvor beschriebene Dunkelflaute im November, die mit insgesamt rund 8 Tagen sicherlich zu den längsten Flauten zählte, hatte dabei nicht die höchsten Großhandelspreise zur Folge. Dies liegt daran, dass die Flaute in den Herbst fiel, als der Verbrauch in Deutschland und Europa noch unter dem Wintermaximum lag. Zudem konnten Länder wie Skandinavien und Frankreich durch ihre Exporte das deutsche Erzeugungsdefizit temporär ausgleichen. Diese Entlastung ist jedoch kein verlässliches Zukunftsszenario. Denn mit dem geplanten Kohleausstieg sinken die steuerbaren Erzeugungskapazitäten weiter und durch die fortschreitende Elektrifizierung steigt die\r\n1 Ohlendorf, N., & Schill, W.-P. (2020). Frequency and duration of low-wind-power events in Germany. Environmental Research Letters, 15(8), 084045. https://doi.org/10.1088/1748-9326/ab91e9\r\n2 Für die Studie wurde der Mean-Below-Threshold (MBT)-Ansatz gewählt. Bei diesem wird der gleitende Mittelwert über 6 Stunden gebildet, der dann unter 10% des gleitenden 6h-Mittels der inst. Kapazität liegen muss.\r\n3\r\nGeneral - Unencrypted\r\nStromnachfrage im Winter deutlich an. In Kombination mit längeren Dunkelflauten drohen künftig massive Preisverwerfungen.\r\nAuch ohne das Auftreten von Dunkelflauten sind die Großhandelspreise für Strom in Deutschland extrem. Die Preise haben sich seit der Zeit vor dem Ukrainekrieg und dem Kohle- sowie Kernenergieausstieg mehr als verdoppelt. Während sie früher zwischen 20 und 40 €/MWh schwankten, liegen sie inzwischen deutlich darüber (siehe Abbildung 3).\r\nBatteriespeicher: Beitrag ja – alleinige Lösung nein\r\nDer technische Fortschritt bei Batteriespeichern ist unbestritten und Batterien sowie andere Speichertechnologien leisten einen wichtigen Beitrag zur kurzfristigen Netzstabilisierung. Aus unserer Perspektive ist es jedoch nicht realistisch, den Bedarf an steuerbaren Kapazitäten überwiegend durch Speicher zu decken. Eine solche Annahme würde der Komplexität des Stromsystems nicht gerecht.\r\nBatteriespeicher können typischerweise nur wenige Stunden Energie bereitstellen. Aktuell liegt der Wert bei rund 2 Stunden, zukünftige Batterielösungen könnten etwa vier Stunden bei Volllast betrieben werden. Damit sind sie nicht geeignet, um (mehrtägige) Dunkelflauten zu überbrücken oder den wachsenden Bedarf an gesicherter Leistung vollständig zu decken.\r\nEine aktuelle Studie des Batteriespeicherherstellers ECO STOR verdeutlicht die Größenordnung: Beim Ausbauszenario der Bundesregierung für 2030 und einer Residuallast von 100 GW in diesem Jahr könnten Batteriespeicher mit einer installierten Kapazität von 100 GW und 2 Stunden Vollastbetrieb rund 16 GW der Spitzenlast abfedern. Den gleichen Effekt erreicht man aber auch mit 17-18 GW an Gaskraftwerken. Und für die verbleibenden rund 85 GW wären folglich weiterhin steuerbare Kapazitäten erforderlich – etwa Bioenergie- und Wasserkraftwerke, H₂-ready Gaskraftwerke oder Stromhandel mit Deutschlands Nachbarn.\r\nSolche Dimensionen sind jedoch fernab von jeder Realität. 100 GW Batteriekapazität kosten deutlich mehr als 100 Mrd. Euro. Im Vergleich dazu kosten 17-18 GW Gaskraftwerke vielleicht 20 Mrd. Euro. Außerdem fehlen die Netzanschlüsse, denn schon heute sind die Netzanschlusskapazitäten für Batteriespeicher knapp. Der Anschluss von 100 GW ist unrealistisch, wenn bereits 20 GW Gaskapazität eine Herausforderung darstellen, von den enormen Folgekosten beim Netzausbau ganz abgesehen. Und schließlich: 100 GW ist laut IEA mehr als das doppelte, der Ende 2023 weltweit installierten Batteriekapazität von 41 GW3.\r\nTrägheit der Masse: Netzstabilität braucht rotierende Maschinen\r\nEin oft unterschätzter Aspekt ist die sogenannte Trägheit der Masse (Inertia), die für die Stabilität der Netzfrequenz entscheidend ist. Konventionelle Kraftwerke wie Kohle- oder Gaskraftwerke verfügen über große rotierende Massen (z. B. Turbinen und Generatoren), die kinetische Energie speichern und bei plötzlichen\r\n3 IEA (2024), Global battery storage capacity additions, 2010-2023, IEA, Paris https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/global-battery-storage-capacity-additions-2010-2023, Licence: CC BY 4.0\r\n4\r\nGeneral - Unencrypted\r\nFrequenzänderungen als Puffer wirken. Batteriespeicher hingegen besitzen keine rotierende Masse und können diese Funktion nicht übernehmen.\r\nDer Einsatz von Batteriespeichern verändert die Dynamik im Stromnetz. Durch die fehlende natürliche Trägheit können Frequenzänderungen schneller und stärker auftreten, was zusätzliche Anforderungen an die Netzstabilität erfordert.\r\nMit dem Kohleausstieg droht sich diese Lücke zu vergrößern. Ohne den Zubau von weiteren Turbinen oder alternativen Inertia-Komponenten steigt die Gefahr von Blackouts – wie zuletzt in Spanien beobachtet.\r\nBatteriespeicher: Aufladen in der Dunkelflaute ist nicht möglich\r\nEin weiterer systemkritischer Punkt: Batterien müssen vorab geladen werden, um Energie bereitstellen zu können. In einer Dunkelflaute – also bei gleichzeitigem Ausfall von Wind und Sonne – ist das Aufladen jedoch kaum möglich. Der Versuch, Batterien in dieser Phase zu laden, würde das ohnehin knappe Stromangebot zusätzlich belasten und die Versorgungslage verschärfen. Hinzu kommt: Batteriespeicher können, wie oben erwähnt, typischerweise nur rund 2 Stunden Energie bereitstellen. In den letzten drei Jahren erreichten Dunkelflauten aber regelmäßig Werte von über 120 Stunden (vgl. Abbildung 4), entsprechend sind Batterien aus dieser Perspektive nur ein Tropfen auf den heißen Stein.\r\nEin Rechenbeispiel verdeutlicht die Problematik: Um einen imaginären 100 GW Batteriepark bei mäßiger PV- und Windleistung im Winter vollständig aufzuladen, wäre also eine zusätzliche Stromnachfrage von 100 GWh entstanden. In der o.g. Flaute vom 1. bis 8. November war die Zeit vom 3. bis 8. November besonders windarm, während in den ersten 48-Stunden noch Windstrom verfügbar war (siehe Abbildung 5), wäre die gesamte bundesdeutsche Windstromproduktion aus zehn Stunden notwendig gewesen bzw. wäre der Stromverbrauch um mehr als 4% angestiegen und hätte die bereits hohen Strompreise weiter angetrieben.\r\n5\r\nGeneral - Unencrypted\r\nAusgangslage: Versorgungssicherheit unter Druck\r\nDeutschland verfügt im Normalfall über ausreichend Stromerzeugungskapazität. Rund 250 GW nehmen am Strommarkt teil (siehe Abbildung 6), die jährlich zu deckende Spitzenlast beträgt jedoch nur 80 GW (2030: 92 GW)4.\r\nDie Herausforderung: Der Großteil der Kapazitäten ist nicht steuerbar. Zieht man Wind- und PV-Anlagen von der Gesamtkapazität ab, zeigt sich, dass die verbleibenden Kapazitäten kaum ausreichen, um bei hoher Nachfrage die Last zu decken (siehe Abbildung 7). Dieses Leistungsdefizit wird sich weiter vergrößern, da bis 2030 weitere rund 13 GW Kohleleistung stillgelegt werden.\r\nEine Analyse von Uniper zeigt: Simuliert man auf Basis des heutigen Kraftwerksparks die Auswirkungen des Kohleausstiegs und der steigenden Spitzenlast, zeigt sich ein deutliches Versorgungsdefizit. Ab 2030 stehen nur noch ca. 48 GW steuerbare Kapazität einer Spitzenlast von 92 GW gegenüber (siehe Abbildung 7 und 8).\r\nDiese Diskrepanz verdeutlicht die zentrale Herausforderung der kommenden Jahre: Zwar ist mit einem deutlichen Zubau bei Wind- und Photovoltaikanlagen zu rechnen, doch wenn diese Technologien – etwa während Dunkelflauten – nicht verfügbar sind, steht Deutschland vor großen Schwierigkeiten, die Spitzenlast zu decken.\r\nImportabhängigkeit als Risiko in Notfallsituationen\r\nDas wachsende Defizit an steuerbarer Leistung in Deutschland, insbesondere in Kombination mit Dunkelflauten im Winter, führt zu einer strukturellen Importabhängigkeit. Seit dem Ausstieg aus Kohle und Kernenergie ist Deutschland dauerhaft auf Stromimporte aus dem europäischen Ausland angewiesen (siehe Abbildung 9). Der Zubau erneuerbarer Energien konnte diese Lücke bislang nicht schließen. Zwischen Juli 2024 und September 2025 war der Dezember 2024 der einzige Monat, in dem Deutschland mehr Strom erzeugte als verbrauchte.\r\nBesonders kritisch wird die Lage in Zeiten von Dunkelflauten. In der Regelzone DE/LUX bestand im November 2024 über einen Zeitraum von 140 Stunden ein kontinuierlicher Stromimportbedarf von mindestens 5 GW und mehr – in 66 dieser Stunden sogar über 10 GW. Insgesamt mussten in diesen acht Tagen rund 1,5 TWh Strom importiert werden (siehe Abbildung 10).\r\nDiese Zahlen zeigen, dass die Fähigkeit Deutschlands, sich in Engpasssituationen auf Stromimporte zu verlassen, an physikalische und systemische Grenzen stößt. Bezogen auf Notfallsituationen ist entscheidend, dass sowohl die Importkapazitäten über Interkonnektoren als auch die verfügbaren Stromüberschüsse in den Nachbarländern nicht unbegrenzt skalierbar sind. In einem europäischen Stromsystem, das zunehmend unter Druck steht – etwa durch gleichzeitige Wetterlagen oder steigende Nachfrage durch Elektrifizierung – kann das Vorhandensein von Reserven in den Nachbarländern nicht als verlässliche Reserve eingeplant werden. In jedem Fall wirkt die steigende Importabhängigkeit preistreibend.\r\n4 Laut Szenario B der Bundesnetzagentur wird diese bis 2030 auf rund 92 GW steigen\r\n6\r\nGeneral - Unencrypted\r\nAbbildungsverzeichnis\r\nAbbildung 1: Dauer von Dunkelflauten, (Quelle: Eigene Berechnungen basierend auf Volue, DWD, 2025)\r\nAbbildung 2: Dunkelflaute im Winter 2024/25, (Quelle: Smard BNetzA, 2025)\r\n-200,00\r\n0,00\r\n200,00\r\n400,00\r\n600,00\r\n800,00\r\n1.000,00\r\n01. Okt"},"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":"2025-11-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004116","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Regelungen zur Verbesserung des Marktdesigns für Erdgas- und Wasserstoffspeicher. ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d2/5e/356373/Stellungnahme-Gutachten-SG2409230015.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Ein integriertes CfD-Regime für \r\nErdgas- und Wasserstoffspeicher\r\nEntwicklung Wasserstoff-Speicherkapazitäten\r\n  Momentan wenige geplante Wasserstoffspeichervorhaben\r\n  Deutliche Lücke zwischen erwartetem Speicherbedarf und geplanter Kapazität\r\n Geplante     \r\nProjekte \r\nBMWK \r\nT45 Strom*\r\n NWR\r\n Roadmap\r\n Guidehouse\r\n Geplante Projekte\r\n BMWK \r\nT45 Strom*\r\n NWR\r\n Roadmap\r\n Guidehouse\r\n 2\r\nFehlender Marktrahmen für \r\nWasserstoff erklärt Lücken\r\n  Auslastungsrisiko und Netzanbindungsrisiko \r\n Die Modellierung eines überregionalen Wasserstoffkernnetzes erfordert die Einbeziehung \r\nder angekündigten Wasserstoffspeicherprojekte.\r\n  Fehlende Produktions- und Netzinfrastruktur\r\n  Nachfrage unklar\r\n  Koordinierter Prozess zur Netz-/Speicherkapazitätsplanung unklar \r\n Zusätzlich hohe CapEx-Kosten\r\n  Regulatorische Rahmenbedingungen unklar, Preisbildungsprozesse noch nicht verfestigt\r\n  Marktpreis für Wasserstoff daher unklar\r\n  Maßgeblich für Rentabilität\r\n Wirtschaftliche und infrastrukturelle Risiken für Investitionen in Wasserstoffspeicher\r\n 3\r\nErdgasspeicherbedarf  \r\n Wegen langer Vorlaufzeiten (5-10 Jahre) für die Schaffung von Wasserstoff\r\nSpeicherkapazität kurzfristig vor allem Umrüstung von Erdgasspeichern sinnvoll und \r\nmöglich – diese stehen dem Erdgasmarkt allerdings dann nicht mehr zur Verfügung\r\n  Erdgasspeicher erfordern z.T. wesentliche Investitionen binnen der nächsten Dekade \r\n(bedingt durch Dekarbonisierung der Anlagen, Auslegung auf H2-Beimischungen, \r\nlaufende Investitionen etc.\r\n  Erdgasspeicherbedarf wird sinken, aber essenziell für eine zuverlässige \r\nEnergieversorgung bleiben\r\n  Für „Back-Up“ Versorgung, relative Bedeutung nimmt daher noch zu\r\n  Essentiell auch für heimische Krisenvorsorge (SOS-Ziele)   \r\n Bedarf bei Umwidmung zu berücksichtigen\r\n 4\r\nFinanzierung langfristig auch für \r\nErdgasspeicher sichern\r\n  Vermarktung von Erdgas trotz Relevanz für Versorgungssicherheit zunehmend \r\nschwieriger aufgrund:\r\n  Politisch angestrebter Reduktion des Gasbedarfs  - stattdessen die Umstellung auf Wasserstoff\r\n  Zunehmender Diskrepanz zwischen Erdgasbedarf und Speicherkapazitätsangebot \r\n Schließung mangels Nachfrage oder trotz Unwirtschaftlichkeit wegen potenzieller Umrüstung oder zur \r\nBereithaltung dennoch verhindert\r\n  Regulierungsvorgaben zu Füllstandszielen und UIOLI vernichten Speicherwert bzw. \r\nstehen im Konflikt mit sinkender Gasnachfrage\r\n  Marktbasierte Preisbildung nicht ausreichend, stattdessen droht Speicherstillegung       \r\n5\r\nLösungsansatz – Ein integriertes CfD System\r\n Wasserstoff- und Erdgasspeicher integriert betrachten - Angebot und Nachfrage von \r\nSpeicherkapazitäten flexibel und bedarfsgerecht steuern\r\n 1. Regelmäßige integrierte Ermittlung des Speicherbedarfs \r\n Für je 10-15 Jahre durch staatliche Institution (z.B. BNetzA) mit Marktkonsultation\r\n 2. Regelmäßige (z.B. jährliche) Ausschreibung und Zuteilung von Speicherkapazitäten\r\n \r\n marktbasiert Vergabe der Speicherkapazitäten an Kunden\r\n 3. Abschluss von Differenzverträgen (Contract for Difference = CfD) \r\n\r\n zur Absicherung der Differenz zwischen dem zugeteilten Auktionsgebot (z.B. angelehnt an Vollkosten \r\nder Speicherbetreiber) und erzielten Markterlösen. \r\n\r\n potenzielle finanzielle Überförderung der Speicherbetreiber vermeiden, aber notwendige \r\nInvestitionssicherheit gewährleisten\r\n 6\r\nStaatliche Behörde\r\n 1. Szenariobasierte Abschätzung der Marktnachfrage zur Ermittlung des Bedarfs an \r\nWasserstoff- und Gasspeicherkapazitäten\r\n 2. Strukturierte Ausschreibung benötigter Kapazitäten und Abschluss von \r\nDifferenzverträgen zur Absicherung der Investitionen (10-15 Jahre)\r\n Nationaler \r\nRegulator\r\n BMWK und \r\nBNetzA\r\n 3. Entwicklung von Gas-/Wasserstoffspeichern gemäß den Differenzverträgen \r\nund marktbasierte Auktion von Kapazitäten\r\n 4.Abrechnung von Differenzen (positiv/negativ)\r\n Speicher\r\nkunde\r\n Überdeckung Regulierte Erlösobergrenzen\r\n Unterdeckung\r\n Auktionserlöse\r\n Laufzeit\r\n Vorschlag: Contract for Difference Modell \r\nSpeicherunternehmen (SSO)\r\nDer angeführte Lösungsansatz unterstützt:\r\n  Fortführung einer markbasierten Preisbildung für Speicherprodukte  \r\n Absicherung von Investitionen in die bedarfsgerechte Schaffung von \r\nSpeicherkapazitäten für Wasserstoff \r\n Bereitstellung bedarfsgerechter Speicherkapazitäten für Erdgas in den kommenden \r\nJahren\r\n  einen durch die Politik flexibel steuerbaren, effizienten Markthochlauf von \r\nWasserstoff  (Umsetzung EU Dekarbonisierungspaket)\r\n  Sichere Erdgasversorgung  zu volkswirtschaftlich geringstmöglichen Kosten\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-11"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004116","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Regelungen zur Verbesserung des Marktdesigns für Erdgas- und Wasserstoffspeicher. ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d4/db/621949/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300001.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Neue Gasspeicherregulierung notwendig: Krisenfestes Marktdesign für bezahlbare Versorgungssicherheit Seit der Energie- und Gaskrise 2022 sichert das Gasspeichergesetz mit verbindlichen Mindestfüllständen die Versorgung. Verbunden mit dieser Krisenintervention sind bis heute erhebliche volkswirtschaftliche Kosten (Gasumlage) sowie anhaltende Marktspekulation und Wettbewerbsverzerrungen entstanden. Immer klarer wird: Ohne tragfähiges Erlösmodell drohen Speicherschließungen – mit Risiken für Gasversorgung und künftige Wasserstoffinfrastruktur.\r\n1.\r\nProblem: Seit 2022 garantiert der Markt allein weder verlässliche Füllstände noch den Erhalt der notwendigen Speicherkapazität\r\n•\r\nWirtschaftliche Ineffizienz – Die mit hohem Aufwand beschafften Gasmengen verursachen erhebliche volkswirtschaftliche Kosten. Die Gasumlage belastet Industrie und Verbraucher und künftig den Bundeshaushalt. Seit 2022 fielen > 6 Mrd. € an.\r\n•\r\nGeopolitisches Risiko – Die unruhige politische Weltlage erhöht die Gefahr externer Schocks, die durch eine größere Exponiertheit der nationalen Gasversorgung sehr viel unmittelbarer wirken.\r\n•\r\nAdhoc Eingriffe – Immer wieder notwendiges Nachsteuern (u. a. Änderung der Füllstandsvorgaben) beeinträchtigt Marktmechanismen und verhindert die Wiederherstellung des Vertrauens in die Märkte. 2025 erzeugte u.a. die Spekulation auf mögliche Käufe durch Trading Hub Europe (THE) große negative Sommer-Winter-Spreads und Preissprünge.\r\n•\r\nStrukturelles Risiko – Ohne tragfähiges Erlösmodell drohen dauerhafte Schließungen von Speichern. Das gefährdet heute die Versorgungssicherheit mit Gas und morgen die Transformation zum Wasserstoff.\r\n2.\r\nAnalyse der Modelle Deutschland, Österreich, Frankreich (letztere werden für den deutschen Speicher-Markt hochgerechnet)\r\nDas deutsche Modell befindet sich in einer regulatorischen Sackgasse. Immer neue Feinjustierungen am bestehenden Regime erzielen bestenfalls kurzfristige Wirkung. Die Modelle in Österreich und in Frankreich sind wesentlich proaktiver ausgestaltet, wobei insbesondere das französiche Modell durch keine ungedeckten Kosten überzeugt.\r\n•\r\nDeutschland (Status quo): Marktbasierter Betrieb mit staatlich vorgegebenen Füllständen; THE kauft im Notfall als „Versicherer letzter Instanz“. Hohe Kosten bleiben im System (ob mit oder künftig ohne Gasumlage), Kostendeckung der Speicherbetreiber vielfach nicht gewährleistet. Kosten Regelbetrieb: Staat (0€), ungedeckte Kosten Speicherbetreiber (ca. 400 Mio. € für 100% Füllstand); Kosten Stressszenario: Staat (>6.000 Mio. €)\r\n•\r\nÖsterreich: Zusätzlich zum marktlichen Betrieb staatlich finanzierte strategische Reserve (ca. 20 TWh) via Umlage auf Versorger; Speicherbetreiber erhalten Entgelt, aber kein vollreguliertes Kostenmodell. Fokus auf Teilreserve, nicht auf ganzjährige Vollabsicherung. Kosten Regelbetrieb: Staat (ca. 420 Mio. €), ungedeckte Kosten Versorger (ca. 240 Mio. € für 100% Füllstand); Kosten Stressszenario: Staat (max. 500 Mio. €)\r\n2\r\nGeneral - Unencrypted\r\n•\r\nFrankreich: Vollkostenregulierte Speicherbewirtschaftung mit zentraler Kapazitätsplanung. Speicherkunden buchen in Auktionen Speicherkapazität und müssen anteilig einspeichern. Kosten werden transparent über Transporttarife umgelegt; alle Speicher erhalten planbare Erlöse und verzichten dauerhaft auf zusätzliche Marktchancen, Marktpreise entstehen bei Auktionen. Resultat: hohe Füllstände ohne außerplanmäßige Staatseingriffe. Kosten Regelbetrieb: Staat (ca. 400 Mio. €), ungedeckte Kosten Speicherbetreiber (0€ für 100% Füllstand); Kosten Stressszenario: Staat (max. 850 Mio. €)\r\n3.\r\nLösung: Regulierter Speicherbetrieb nach französischem Vorbild\r\nMit dem Wechsel zu einer Vollkosten-regulierten Speicherbewirtschaftung nach französischem Vorbild steht ein erprobtes Modell zur Verfügung, dass Versorgungssicherheit, Resilienz und Markteffizienz durch folgende Komponenten dauerhaft vereint:\r\n1.\r\nVollkostenregulierung mit Auktionselement. Die bezuschlagten Betreiber erhalten einen regulierten Erlös, der ihre Kapitalkosten und den technischen Betrieb abdeckt. Kapazitäten im Regulierungsregime werden weiterhin im Markt angeboten, so dass Preis- und Mengensignale erhalten bleiben.\r\n2.\r\nPlanbare Einspeicherpflichten. Alle Speichernutzer würden verpflichtet, anteilig bis zu definierten Stichtagen Gas einzuspeichern. Das verhindert Unterbefüllungen, bevor sie entstehen, und reduziert Beschaffungsrisiken.\r\nEine Anlehnung an das französiche Modell verpflichtet in einem planbaren Rahmen den Speicherkunden, die Versorgung zu sichern, nicht den Staat. Zudem werden Unsicherheiten drastisch vermindert und spekulatives Verhalten am Markt zurückgedrängt. Die Speicherbewirtschaftung über Deckung der Vollkosten sichert eine marktliche Preisbildung.\r\nEs bietet für den Krisenfall das beste Kosten-Nutzen-Verhältnis für die Versicherungsleistung, ohne dass ungedeckte Kosten im System verbleiben (welche z.B. die Wirtschaftlichkeit des Speicherbetriebs gefährden). Eine strategische Reserve wie in Österreich wirkt im Vergleich wie eine Teilkasko, während das franz. Modell im Vergleich für geringe Mehrkosten wie eine Vollkasko für die Versorgungssicherheit wirkt (maximal 850 Mio. € Staatsrisiko statt > 6.000 Mio. € im Krisenfall). Eine stabile Erlösbasis eröffnet Spielräume für dringend notwendige Instandhaltung sowie die mittelfristige Umrüstung der Speicher auf Wasserstoff oder synthetische Gase. Wie in Frankreich sollte die Versorgungspflicht eindeutig beim Markt liegen; der Staat beschränkt sich auf Regulierung.\r\n4. Empfehlung und Zeitplan Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sollte noch im Laufe des Jahres 2025 ein Gesetzgebungsverfahren (EnWG, GasNEV, GASNVZ, GasSpeicherUmIV, EnSIG) zur Einführung des neuen Speicherregimes nach französischem Muster initiieren. Letzteres sollte auch bei der beihilfenrechtliche Notifizierung bei der EU-Kommission hervorgehoben werden. Parallel sollte ein strukturierter Stakeholder-Dialog mit Netzbetreibern, Speicherunternehmen, Versorgern und Verbraucherschutzverbänden eingerichtet werden.\r\nDie Regulatorik muss zeitnah überarbeitet werden, um die Versorgungssicherheit für die kommenden Winter zu gewährleisten."},"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":"2025-08-21"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004118","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Änderung des EnWG mit Fokus auf das Wasserstoffkernnetz und auch Wasserstoffspeicher.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ce/db/304182/Stellungnahme-Gutachten-SG2406190006.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Appell an die Mitglieder des Deutschen Bundestags:  \r\nFinanzierung für das Wasserstoff-Kernnetz jetzt sicherstellen!  \r\nH2ercules: Der Startschuss für die Wasserstoffwirtschaft \r\nDie H2ercules-Initiative will zur Entstehung eines Wasserstoffmarktes in großem Umfang beitragen und \r\ndamit die Dekarbonisierung und Diversifizierung der deutschen Energieversorgung vorantreiben. Wir wol\r\nlen den Aufbau eines H2-Ökosystems in Deutschland bestehend aus dem H2ercules-Netz (Teil des H2\r\nKernnetzes), von diesem Netz abgehenden Anbindungsleitungen auf Verteilnetzebene sowie anzuschlie\r\nßenden industriellen H2-Verbrauchern und H2-ready Gaskraftwerken, H2-Erzeugungsanlagen, H2-Spei\r\nchern, ermöglichen. Insgesamt haben sich dieser Initiative aktuell mehr als 30 Unternehmen aus der ge\r\nsamten H2-Wertschöpfungskette angeschlossen.  \r\nEine zwingende Voraussetzung für eine erfolgreiche Wasserstoffwirtschaft in Deutschland ist die Bereit\r\nstellung einer leistungsfähigen Infrastruktur als Bindeglied zwischen Wasserstofferzeugung bzw. -import \r\nund Verbrauchern. Hier verfolgt die Bundesregierung gemeinsam mit den Fernleitungsnetzbetreibern \r\n(FNB) mit dem H2-Kernnetz einen sehr begrüßenswerten Ansatz. Ein privatfinanziertes Netz, welches \r\nWasserstoff in ganz Deutschland transportiert.   \r\nDas Netz steht, die Finanzierung muss folgen \r\nWir begrüßen, dass mit der Novellierung des EnWG zum H2-Kernnetz der Startschuss für ein erstes \r\ndeutschlandweites H2-Transportnetz gegeben wird. Dies ist ein wichtiges politisches Signal und ein be\r\ndeutender Schritt für den H2-Markthochlauf. Dringlich ist, dass hierfür adäquate und ausreichende Finan\r\nzierungsmöglichkeiten geschaffen werden. Momentan werden diese im Bundestag diskutiert. Die aktuell \r\ngeplanten Vorgaben sind aus Sicht der H2ercules-Initiative nicht geeignet, um Investoren für das Kern\r\nnetz zu gewinnen.  \r\nEin Hauptproblem liegt darin, dass das Risiko einer Investition in das H2-Kernnetz im Vergleich zu ähnli\r\nchen Anlagemöglichkeiten, wie beispielsweise dem Stromnetz, höher ist. Denn obwohl der Staat einen \r\nTeil der Investitionen über eine Risikoabsicherung garantiert, bleibt das Risiko eines Selbstbehalts und \r\ndes Restwertes des Netzes bei frühzeitiger, einseitiger Kündigung durch den Staat bestehen. Dies steht \r\nim Widerspruch zu den Erwartungen der Investoren, die in regulierten Netzen eine risikoarme Investiti\r\nonsmöglichkeit sehen. Deshalb sollte der Deutsche Bundestag die folgenden Änderungen an der Geset\r\nzesvorlage umsetzen, um Investitionen in das H2-Kernnetz zu ermöglichen: \r\n1. Senkung des Selbstbehalts auf 15%: Der vorgeschlagene Selbstbehalt von 24 Prozent des \r\nSaldos des Amortisationskontos im Jahr 2055 ist zu hoch und hemmt Investitionsentscheidun\r\ngen. Eine Reduktion auf 15% schafft eine Balance zwischen Anreizen für Investitionen, fairer Ri\r\nsikoaufteilung und staatlichen Haushaltsinteressen. Eine tragbare Alternative wäre die Erhöhung \r\nder Abschmelzungsquote des Selbstbehalts von 0,5 auf 1,0% pro Jahr.  \r\n2. Übertragungsrecht der FNB bei Kündigung durch den Staat: Der Bund kann ab 2038 den \r\nFinanzierungsmechanismus für das H2-Kernnetz kündigen. Die FNB müssten in diesem Fall den \r\nSelbstbehalt auf das Amortisationskonto an den Bund zahlen und auch den Wertverlust des H2\r\nKernnetzes vollständig verbuchen. Eine Kündigung des Amortisationskontos durch den Staat \r\nsollte daher mit einem Andienungsrecht für die FNB an den Staat zum kalkulatorischen Rest ver\r\nbunden werden, um diese Hürde für Investitionen abzubauen.  \r\n3. Ausschluss der gemeinschaftlichen Haftung der Kernnetzbetreiber für Insolvenzfälle: Die \r\ngeplante Regelung, wonach ein insolventer Netzbetreiber seinen Anteil am H2-Kernnetz zulasten \r\ndes Amortisationskontos abschreiben darf, würde den Saldo des Amortisationskontos ungerecht\r\nfertigt erhöhen. Diese Regelung stellt eine erhebliche Hürde für potenzielle Investoren dar und \r\nbelastet die verbleibenden Kernnetzbetreiber unverhältnismäßig für eine Situation, die sie nicht \r\nzu verantworten haben. Sonderabschreibung auf das Amortisationskonto im Insolvenzfall durch \r\nStreichung von §28r Abs. 3 Sätze 8 und 9 EnWG-E auszuschließen. Dabei darf die Verlässlich\r\nkeit des gesamten H2-Kernnetzes, welches für die Energiewende zentral ist, nicht beeinträchtigt \r\nwerden. \r\n4. Langfristige Rechtssicherheit der Finanzierungsparameter: Die Finanzierung des H2-Kern\r\nnetzes und der Markthochlauf werden bis zum Jahr 2055 verschiedene Phasen durchlaufen. Um \r\ndas Risiko politischer Änderungen für die Finanzierung des H2-Kernnetz zu mindern, sollte eine \r\nrechtssichere Verankerung über die gesetzliche Grundlage hinaus sichergestellt werden. Hierzu \r\nwäre z.B. ein öffentlich-rechtlicher Vertrag geeignet, für dessen Abschluss eine Ermächtigungs\r\ngrundlage in der EnWG-Novelle nötig ist.  \r\nNeben der Finanzierung des H2-Kernnetzes wird in der dritten Novelle des EnWG für die Zukunft auch \r\neine gemeinsame Netzplanung für Erdgas und Wasserstoff eingeführt. Sie soll die Weiterentwicklung der \r\nH2-Infrastruktur über das Kernnetz hinaus sicherstellen. In diesem zweiten Schritt müssen auch die Gas\r\nverteilnetze mitgedacht werden. Es ist daher in der EnWG-Novelle sicherzustellen, dass die Transformati\r\nonspläne der Gasverteilnetzbetreiber im Szenariorahmen des Wasserstoff-Netzausbaus berücksichtigt \r\nwerden.   \r\nEs steht viel auf dem Spiel. Wir appellieren an den Deutschen Bundestag, die Kapitalmarktfähigkeit des \r\nFinanzierungsmodells für das H2-Kernnetz und die Weiterentwicklung der H2-Infrastruktur sicherzustellen \r\nund somit einen entscheidenden Schritt in Richtung einer erfolgreichen Energiewende zu gehen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004118","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Änderung des EnWG mit Fokus auf das Wasserstoffkernnetz und auch Wasserstoffspeicher.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ae/a3/551634/Stellungnahme-Gutachten-SG2506200067.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wasserstoff-Kernnetz stärken. Transformation vorantreiben.\r\nPositionspapier der H2ercules-Initative zur Wasserstoff-Transformation.\r\nMit dem genehmigten Wasserstoff-Kernnetz wurde 2024 die Grundlage für eine ausbaufähige Wasserstoff-Transportinfrastruktur in Deutschland geschaffen. Die Partnerunternehmen der H2ercules-Intiative haben die Kernnetz-Planung intensiv begleitet und teils auch eigene Projekte eingebracht. Rund 1.500 Leitungskilome-ter und damit mehr als 15 Prozent der gesamten Kernnetz-Infrastruktur entfallen auf das Wasserstoff-Trans-portnetz der H2ercules-Initiative. Schon 2026 wollen die H2ercules-Partner erste Anbindungen an relevante Importkorridore sicherstellen und Wasserstoff zu ausgewählten Verbrauchszentren transportieren. Das H2-Kernnetz bildet das Rückgrat der zukünftigen Wasserstoffwirtschaft in Deutschland. Es ermöglicht die be-darfsgerechte Verbindung von Erzeugung, Import, Speicherung und Verbrauch und schafft die Basis für eine klimaneutrale Energieversorgung. Die Infrastruktur ist essenziell, um den Markthochlauf von Wasserstoff zu gewährleisten und langfristig die Transformation in Richtung Klimaneutralität zu sichern.\r\nWasserstoff-Kernnetz stärken.\r\nBereits jetzt gehen die Netzbetreiber in erheblichem Umfang in Vorleistung, um das H2-Kernnetz aufzu-bauen, bevor ein ausgereifter Markt existiert. Diese Vorleistung ist mit einem hohen Risiko verbunden, da die Hochlaufphase des Wasserstoffmarktes von Unsicherheiten geprägt ist. Netzbetreiber tragen in dieser Phase ein erhebliches Investitionsrisiko. Auch wenn staatliche Absicherungen wie Garantien bestehen, ver-bleiben zentrale Risiken – etwa durch den hohen Selbstbehalt im Amortisationskonto – bei den Investoren. Verzögerungen beim Markthochlauf oder ein Scheitern der Nachfrageentwicklung könnten die Wirtschaftlich-keit erheblich beeinträchtigen. Gleichzeitig ist die Eigenkapitalverzinsung im Wasserstoffbereich aktuell weni-ger attraktiv als in vergleichbaren Infrastrukturbereichen wie etwa dem Stromnetz. Damit Investitionen in das H2-Kernnetz nicht nur fortgeführt, sondern entsprechend der Bedarfsentwicklung erweitert werden können, bedarf es dringend einer Anpassung der Finanzierungsbedingungen.\r\nDie Attraktivität des Wasserstoff-Kernnetzes als Investitionsprojekt hängt von einem ausgewogenen Chan-cen-Risiko-Profil ab. Wichtige Bausteine dafür wären eine angemessene Eigenkapitalverzinsung und eine deutliche Absenkung des Selbstbehalts im Amortisationskonto. So kann sichergestellt werden, dass Investiti-onen auch in den unsicheren frühen Marktphasen erfolgen und private Kapitalgeber langfristig eingebunden bleiben.\r\nTransformation vorantreiben.\r\nDarüber hinaus ist die Weiterentwicklung des Kernnetzes von entscheidender Bedeutung, um Wasserstoff nicht nur in die großen Verbrauchszentren, sondern überall dahin zu bringen, wo es Bedarf gibt. Hierfür müs-sen Wasserstoff-Netze im Rahmen eines integrierten Netzentwicklungsplans für Gas und Wasserstoff flexi-bel ausgebaut und durch regionale Transformationspläne ergänzt werden. Dabei ist auch eine enge Koordi-nation mit der Stromnetzentwicklungsplanung erforderlich. Die derzeit geplante Dimensionierung muss im Rahmen der Netzentwicklungsplanung immer wieder überprüft und entsprechend der Nachfrage nach Trans-portkapazität nach oben oder unten angepasst werden. Diese zeitliche und regionale Perspektive ist ent-scheidend, um bedarfsgerecht eine flächendeckende Versorgung sicherzustellen und den Mittelstand sowie ländliche Regionen einzubinden (siehe dazu auch H2ercules-Positionspapier „Verteilnetze nutzen“)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004118","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Änderung des EnWG mit Fokus auf das Wasserstoffkernnetz und auch Wasserstoffspeicher.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5d/fe/551636/Stellungnahme-Gutachten-SG2506200068.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wasserstoff-Speicher ermöglichen. Transformation vorantreiben.\r\nPositionspapier der H2ercules-Initative zur Wasserstoff-Transformation.\r\nMit der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes wurde 2024 die Grundlage für eine ausbaufähige Was-serstoff-Transportinfrastruktur in Deutschland geschaffen. Die Partnerunternehmen der H2ercules-Intiative haben die Kernnetz-Planung intensiv begleitet und teils auch eigene Projekte eingebracht. Rund 1.500 Lei-tungskilometer und damit mehr als 15 Prozent der gesamten Kernnetz-Infrastruktur entfallen auf das Was-serstoff-Transportnetz der H2ercules-Initiative. Schon 2026 wollen die H2ercules-Partner eine erste Anbin-dung an relevante Importkorridore sicherstellen und Wasserstoff zu ausgewählten Verbrauchszentren trans-portieren. Um eine bedarfsgerechte Versorgung mit Wasserstoff sicherzustellen und ein harmonisches Inei-nandergreifen der verschiedenen Wertschöpfungsstufen zu gewährleisten, muss neben der Transport- auch die Speicherinfrastruktur politisch in den Blick genommen werden. Wasserstoffspeicher sind für den künfti-gen Markt unverzichtbar. Wasserstoffspeicher bieten einen wichtigen systemdienlichen Baustein zur Trans-formation des Energiesystems in Deutschland und Europa. Sie überbrücken die bestehenden Grenzen zwi-schen Strom und Gasmarkt. Weiterhin tragen sie wesentlich zur Versorgungssicherheit bei. Für Investitionen bedarf es verlässlicher Aussagen der Politik, einer klaren und zügig zur Verfügung stehenden Rahmenge-setzgebung und einer finanziellen Anreizsetzung, um Investitionssicherheit zum einen auf Seiten der zukünf-tigen Wasserstoffspeicherbetreiber sowie zum anderen auf Seiten der Produzenten sowie Wasserstoffab-nehmer zu erlangen. Gleichzeitig ist der gesetzliche Rahmen so zu erweitern, dass die Betreiber von Erd-gasspeichern die zeitlich und finanziell aufwändige Umstellung ihrer Anlagen umsetzen können.\r\nSpeicher ermöglichen.\r\nWasserstoffspeicher sind Teil der „farbenblinden“ Wasserstoffinfrastruktur. Sie sind bei deren Aufbau mitzu-planen und hinsichtlich ihrer Besonderheiten, z.B. lange Entwicklungs-Vorlaufzeiten und konkurrierender Einsatz auch im Erdgasmarkt, zu berücksichtigen. Der integrierte Netzentwicklungsplan Erdgas & H2 wird seitens der H2ercules Initiative begrüßt, ist allerdings nur ein erster Schritt. Die hieraus zu treffenden finalen Aussagen für Investitionen bis 2030 werden im Hinblick auf den erwarteten Wasserstoffspeicherbedarf zu spät getroffen. Der NEP trifft keine Aussagen zu Speicherinvestitionen selbst, sondern lediglich zum Netzan-schluss.\r\nDie Verabschiedung einer Wasserstoffspeicherstrategie, die einen klaren Rahmen absteckt und erste Si-cherheiten schafft, hat aus Sicht der H2ercules Initiative auch im Hinblick auf die langen Entwicklungs- und Bauzeiten der Wasserstoffspeicher unverzüglich zu erfolgen, um eine Verlangsamung der Entwicklung des Wasserstoffmarkes zu vermeiden. Klarere Aussagen und Regelungen bedarf es insbesondere hinsichtlich der nachfolgenden Themen:\r\nEingrenzung des Mengen- und Preisrisikos.\r\nWelche Erwartungen werden seitens der Politik an die zur Verfügung stehenden Speicherkapazitäten im Rahmen des Markthochlaufes gestellt? Aktuelle Studien des ewi sowie der dena lassen den Schluss zu, dass der modellierte Kapazitätsbedarf an Wasserstoffspeichern durch die derzeit geplanten Speicherprojekte nicht gedeckt werden kann. Zudem handelt es sich bei den bekannten Speicherprojekten überwiegend um Planungen; finale Investitionsentscheidungen stehen zumeist noch aus. Hier bedarf es eines finanziellen An-reizes, damit die benötigten Investitionen getätigt bzw. Investitionsentscheidungen getroffen werden können.\r\nZur Eingrenzung des Preisrisikos, welches derzeit den Abschluss von verbindlichen Speicherbuchungen hemmt/verhindert und somit auch Investitionsentscheidungen verzögert, bedarf es einer zügigen Klarheit zu welchen Preisen Speicherkapazitätsprodukte angeboten werden bzw. welchen Regularien die Preisfestset-zung unterliegt. Im Hinblick auf die zukünftige Regulierung der Wasserstoffspeicher ist möglichst schnell Klarheit hinsichtlich deren Umfang und Inhalt sowie deren zeitlicher Einführung zu schaffen. Befürwortet wird\r\n2\r\nseitens der H2ercules Initiative eine möglichst schnelle Einführung einer Entgelt-/Methodenregulierung in Umsetzung des EU Gaspaketes.\r\nUm Investitionen der Speicherbetreiber anzureizen, müssen die Einnahmen gesichert und ausreichend sein. Insbesondere im Hochlauf wird es seitens der Speicherbetreiber zu Finanzierungsbedarf kommen, um marktfähige Speicherprodukte anbieten zu können, die sich nicht nachteilig auf den Wasserstoffpreis auswir-ken. Es gilt prohibitive Infrastrukturpreise zu vermeiden. Auch bedarf es einer Risikomitigierung von Erstin-vestitionen in Speicheranlagen gegenüber später gebauten Speicheranlagen, die bereits zu reduzierten Kos-ten aufgrund von Lerneffekten der ersten Anlagen in einem etablierten Markt gebaut werden, damit auch die Erstanlagen noch wettbewerbsfähige Produkte anbieten können. Vorschläge für mögliche Finanzierungsin-strumente für Wasserstoffspeicher von diversen Gutachtern und Verbänden, wie z.B. dem BDEW, liegen be-reits vor.1\r\nZugang zu Speicherkapazitäten.\r\nSeitens der H2ercules Initiative wird es als eklatant wichtig erachtet, dass Speicherprojekte parallel mit den Projekten der Industrie entwickelt werden, sodass die benötigten Speicherkapazitäten zur Verfügung stehen, damit für den Wasserstoffabnehmer bedarfsgerecht Wasserstoffmengen zur Verfügung stehen. Eine Verzö-gerung von Investitionen in Speicher, die als Wertschöpfungsstufe die längsten Entwicklungszeiten aufwei-sen, wird sich nachteilig auf den Markthochlauf, insbesondere in der Industrie und für die angestrebte Back-up Stromversorgung auswirken. Zudem benötigen Wasserstoffspeicher einen ausreichenden und zugesi-cherten Netzzugang, um die benötigte Flexibilität dem Markt anbieten zu können.\r\nBeschleunigung.\r\nDas Thema Beschleunigung erlangt insbesondere hinsichtlich der bereits zuvor angeführten langen Entwick-lungszeiten von Wasserstoffspeichern Bedeutung. Im Wesentlichen ist dafür zu sorgen, dass sich diese Ent-wicklungszeiten durch „neue“ Prozesse nicht noch mehr verlängern und neue Risiken geschaffen werden. Dies bezieht sich - nicht abschließend – zum einen auf Genehmigungsverfahren unter Bergrecht für den Bau und die Umrüstung von Speicherkomponenten und zum anderen auf die Regelungen des EnWG bezüglich Umwidmungen von Erdgasspeichern bzw. Erdgasspeicherkomponenten/-teilen, die mit einer Kapazitätsre-duzierung für den Erdgasmarkt einhergehen.\r\nEs gilt „künstliche“ Barrieren zu vermeiden und Prozesse zu beschleunigen sowie neue Prozesse schlank und effizient aufzusetzen. Letzteres trifft insbesondere auf die Notwendigkeit zu, das Aufbauszenario Was-serstoff mit einem Abbauszenario Erdgas zu verknüpfen und klare Regelungen u.a. für die Umwidmung von Speicherinfrastruktur festzulegen. Dabei geht es z.B. auch um potenzielle Konkurrenzfälle von Erdgas und H2 und deren juristisch saubere Auflösung.\r\n1"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004118","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Änderung des EnWG mit Fokus auf das Wasserstoffkernnetz und auch Wasserstoffspeicher.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/69/06/551638/Stellungnahme-Gutachten-SG2506200069.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wasserstoff-Infrastruktur gestalten. Transformation vorantreiben.\r\nBeitrag der H2ercules-Initiative zur Bundestagswahl 2025\r\nDie H2ercules-Initiative trägt in großem Umfang zur Entstehung eines Wasserstoffmarktes und damit zur Dekarbonisierung und Diversifizierung des deutschen Energiesystems bei. Wir wollen den Aufbau eines H2-Ökosystems in Deutschland ermöglichen, bestehend aus dem H2ercules-Netz (Teil des H2-Kernnet-zes), von diesem Netz abgehenden Anbindungsleitungen auf Verteilnetzebene sowie anzuschließenden industriellen H2-Verbrauchern einschließlich H2-ready Gaskraftwerken, H2-Erzeugungsanlagen und H2-Speichern. Insgesamt haben sich dieser Initiative aktuell mehr als 30 Unternehmen aus der gesamten H2-Wertschöpfungskette angeschlossen.\r\nNach der Bundestagswahl 2025 stehen entscheidende Weichenstellungen für die H2-Infrastruktur bevor. Dazu möchten wir mit diesem Papier einen Beitrag leisten. Zusätzlich zu diesem Überblick, vertiefen wir die unten aufgeführten Themen jeweils in Einzelpapieren.\r\nKernnetz stärken.\r\nDas Wasserstoff-Kernnetz bildet das Rückgrat der zukünftigen Wasserstoffwirtschaft in Deutschland. Es ermöglicht die bedarfsgerechte Verbindung von Erzeugung, Import, Speicherung und Verbrauch und schafft eine erweiterte Basis für eine klimaneutrale Energieversorgung. Die Netzbetreiber gehen in erheb-lichem Umfang in Vorleistung, um das H2-Kernnetz aufzubauen, bevor ein ausgereifter Markt existiert. Diese Vorleistung ist mit einem hohen Risiko verbunden, da die Hochlaufphase des Wasserstoffmarktes von Unsicherheiten geprägt ist. Um Investitionen in das H2-Kernnetz zu fördern, sind eine angemessene Eigenkapitalverzinsung und eine Absenkung des Selbstbehalts im Amortisationskonto erforderlich.\r\nSpeicher ermöglichen.\r\nWasserstoffspeicher sind für den künftigen Markt unverzichtbar. Sie bieten einen wichtigen systemdienli-chen Baustein zur Transformation des Energiesystems in Deutschland und Europa. Für Investitionen be-darf es verlässlicher Aussagen der Politik sowie einer klaren und zügig zur Verfügung stehenden Rah-mengesetzgebung, um Investitionssicherheit zu gewährleisten. Die Verabschiedung einer Wasser-stoffspeicherstrategie ist zwingend notwendig, um diesem für die Entwicklung des Wasserstoffmarktes unverzichtbaren Baustein frühzeitig eine klare Perspektive zu geben. Angesichts der langen Vorlaufzeiten bei der Errichtung und Genehmigung von Speichern bedarf es klarer Aussagen und Regelungen hinsicht-lich des Umgangs mit Mengen- und Preisrisiken, Zugang zu Speicherkapazitäten, Beschleunigung der Entwicklungsprozesse und finanzieller Anreizsetzung für den Aufbau der Speicherkapazitäten.\r\nVerteilnetze nutzen.\r\nDas Gasverteilnetz steht für eine sektorübergreifend sichere Energieversorgung und ist ein strategisches Asset der Energiewende. Die Umstellung des Gasverteilnetzes von Erdgas auf Wasserstoff ist technisch zumeist ohne aufwändige Modifikationen möglich. Sie kann Versorgungssicherheit garantieren und die volkswirtschaftlich anfallenden Transformationskosten verringern. Um die Umstellung der Verteilnetzinfra-struktur europaweit einheitlich zu regeln, wurde 2024 das europäische Gaspaket beschlossen. Netzbe-treiber sind demnach verpflichtet, mindestens alle vier Jahre umfassende Pläne zur Entwicklung und Transformation der Verteilnetzinfrastruktur vorzulegen. Damit die Verteilnetzplanung in Deutschland zü-gig anlaufen kann, halten die H2ercules-Partner eine zeitnahe Überführung des Gaspakets in nationales Recht für zwingend erforderlich. Einzelpläne sollten dabei - wie gesetzlich vorgeschrieben - unter Berück-sichtigung der lokalen Nachfragegegebenheiten regional gebündelt und mit der Netzentwicklungsplanung der Fernleitungsnetzbetreiber strukturell verzahnt werden.\r\nNach der Bundestagswahl 2025 müssen zwingend die Weichen gestellt werden, um den Wirtschafts-standort Deutschland zu stärken und den Klimaschutz voranzutreiben. Die Wasserstoff-Infrastruktur ist ein Rückgrat für die Energiewende, den Erhalt und die Schaffung von Arbeitsplätzen und der Innovations-kraft der deutschen Wirtschat. Für ihre Gestaltung braucht es klare politische Unterstützung und verlässli-cher Rahmenbedingungen, um Investitionen zu sichern."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004119","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Änderung des Entwurfs für ein Wasserstoffbeschleunigungsgesetz.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8a/f3/712632/Stellungnahme-Gutachten-SG2603270001.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Die im Gesetzentwurf vorgenommenen Änderungen begrüßen wir, für eine beschleunigte Planung \r\nund schnellere Implementierung von (großen) Wasserstoffprojekten reichen sie dennoch nicht aus. \r\nEs bedarf einer dringend materiellen Regelung zu notwendigen Ausnahmen im Bereich Ausgleich \r\nund Ersatz, um einen hohen Wirkungsgrad des künftigen WasserstoffBG zu erreichen: \r\nBzgl. Ausgleich und Ersatz für naturschutzfachliche Eingriffe sollten ergänzend konkretere Ausnah\r\nmeregelungen für Ersatzgeldzahlungen bzw. Umweltfondsregelungen möglich sein (wie für den Aus\r\nbau der Windkraft im BNatSchG unter § 45d Abs. 2 BNatSchG damals neu ergänzt - hier können \r\nauch solche Maßnahmen berücksichtigt werden, die im Rahmen nationaler Artenhilfsprogramme zur \r\nStabilisierung der Erhaltungssituation der betreffenden Populationen vorgesehen werden).  \r\nOhne entsprechende Regelung kann es zur Verhinderung von Vorhaben kommen, wenn die Beschaf\r\nfung der geforderten Ausgleichsflächen in der Praxis nicht umsetzbar ist, da diese schlicht nicht zur \r\nVerfügung stehen. Die mit der Energiewende verbundenen notwendigen Projekte plus Infrastruktur\r\nmaßnahmen plus bspw. Moorschutzprojekte überlasten die Konkurrenzsituation bei Flächennutzun\r\ngen aktuell und perspektivisch über das bisherige Maß hinaus. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-01-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004120","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur nationalen Umsetzung der EU-Gas- und Wasserstoffrichtlinie.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/74/b1/304184/Stellungnahme-Gutachten-SG2406190007.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Prioritäten für die nationale Umsetzung der neuen EU-Richtlinie Gas und Wasserstoff1 \r\n\r\nDie weitere Gewährleistung eines funktionierenden EU-Binnenmarktes für Erdgas, aber ins\r\nbesondere ein zügiger Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit seinen unverzichtbaren Beiträ\r\ngen zur Dekarbonisierung der verschiedenen Sektoren erfordert eine schnelle Umsetzung der \r\nneuen EU-Vorgaben im nationalen Recht. Der für die Umsetzung vorgegebene Zeitrahmen \r\nvon maximal zwei Jahren ab Inkrafttreten der Richtlinie sollte keinesfalls ausgeschöpft wer\r\nden. Vielmehr sollte die Umsetzung unverzüglich noch in der laufenden Legislaturperiode der \r\nBundesregierung erfolgen. Denn alle Marktteilnehmer benötigen möglichst schnell die Ausge\r\nstaltung eines verlässlichen Ordnungsrahmens, gerade weil es derzeit noch keinen etablierten \r\nMarkt für erneuerbarer Gase bzw. Wasserstoff gibt. Neben den im deutschen Energierecht \r\naktuell schon eingeführten Regeln zum Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes sind zur Schaf\r\nfung eines verlässlichen Ordnungsrahmens folgende Regelungen der neuen EU-Richtlinie für \r\ndie nationale Umsetzung prioritär:  \r\nIm Kapitel IV („Zugang zu Infrastruktur“) speziell der Abschnitt 2 mit den Regelungen des Zu\r\ngangs zur Wasserstoffinfrastruktur, insbesondere: - - \r\nArt. 35 („Zugang Dritter zu Wasserstoffnetzen“): Hinsichtlich der Netzzugangs- und Markt\r\nregeln wird in der neuen EU-Richtlinie zwischen zwei Phasen unterschieden. In einer An\r\nlaufphase wird ein vereinfachter Rahmen vorgesehen, auf dem aufbauend ab 2033 ein \r\nreguliertes Marktmodell gelten wird. Auf nationaler Ebene werden Marktregeln derzeit \r\ndurch die involvierten energiewirtschaftlichen Verbände im Rahmen einer Kooperations\r\nvereinbarung Wasserstoff erarbeitet, die im sogenannten Wasserstoff-Kernnetz gelten \r\nwird. Es wird mit einem Abschluss dieser Arbeiten bis Ende 2025 gerechnet. Derzeit ist \r\nunklar, in welchem Umfang die Bundesnetzagentur von ihrer Festlegungskompetenz Ge\r\nbrauch machen wird, um Vorgaben für die Kooperationsvereinbarung Wasserstoff zu er\r\nstellen. Ziel sollte es sein, auf nationaler Ebene möglichst frühzeitig eine Vereinheitlichung \r\nund Standardisierung aller Marktregeln und Verträge zu erreichen. \r\nUm die Projektrealisierungen in der Wasserstoff-Wertschöpfungskette nicht weiter zu ver\r\nzögern, ist es dringend notwendig, die Rechte zukünftiger Wasserstoff-Netznutzer im Fall \r\neines verzögerten oder gar ausbleibenden Netzanschlusses an das Kernnetz zu formulie\r\nren (u.a. Schadenersatzansprüche). \r\nArt. 36 („Zugang Dritter zu Wasserstoffterminals“): Für Deutschland wird ein Wasser\r\nstoffimportbedarf von 50-70% des Gesamtbedarfs gesehen. Um diesen hohen Bedarf per \r\nImport decken zu können, bedarf es neben den Wasserstoffnetzen (Pipelines) auch Was\r\nserstoffterminals. \r\nDie nationale Umsetzung sollte der Regulierungsbehörde bei ihren Aufgaben (d.h. Über\r\nwachung der Bedingungen für den Zugang zu Wasserstoffterminals und der Auswirkungen \r\nauf den Wasserstoffmarkt sowie erforderlichenfalls Ergreifen von Maßnahmen, s. Art. 36 \r\nAbs. 2) auch frühzeitig konkrete Befugnisse eröffnen, gesetzlich definierte Anreize zum \r\nBau und zur Nutzung der Terminals zu ermöglichen. Dies könnte z. B. durch Festlegung \r\neines Mindestumsatzes erfolgen, der jährlich mit den tatsächlichen Einnahmen des jewei\r\nligen Terminals abgeglichen wird, wobei die Differenz zwischen realisierten Einnahmen \r\nund Mindestumsatz staatlich ausgeglichen wird. Bei einem sich erst noch ausbildenden \r\nMarkt von Wasserstoff bzw. seinen Derivaten dürfen die initialen Kosten für ein \r\n1Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte \r\nfür erneuerbare Gase und Erdgas sowie Wasserstoff. \r\n2 \r\nWasserstoffterminal nicht dazu führen, dass die Zugangsinteressenten von Kapazitätsbu\r\nchungen abgeschreckt werden und am Ende nötige Terminals nicht gebaut werden.  - - \r\nArt. 37 („Zugang zu Speicheranlagen für Wasserstoff“): Untergrundspeicher werden zu\r\nkünftig im Zuge des Hochlaufs der Wasserstoffwirtschaft eine wichtige Funktion haben, \r\nsei es in Form umfunktionierter Erdgasspeicher oder neu errichteter Speicheranlagen für \r\nWasserstoff.  \r\nDie Umsetzung sollte im Grundsatz sofort auf regulierten Zugang ausgerichtet sein, d.h. \r\nkeine Umsetzung des Art. 37 Abs. 2 Satz 1, wonach ein Mitgliedstaat entscheiden könnte, \r\nregulierten Zugang bis Ende 2032 nicht anzuwenden. Soweit schon vor Inkrafttreten der \r\nUmsetzung ein Zugang für Dritte ausgehandelt wurde, sollten die Kapazitätsrechte nach \r\nMaßgabe von Art. 37 Abs. 3 der neuen EU-Richtlinie bis zum Ende ihrer Anwendungs\r\ndauer gelten („Grandfathering“). \r\nDie Mitgliedstaaten sollen gem. Art. 37 Abs. 2 Satz 2 sicherstellen, dass Entgelte oder die \r\nMethoden zur Berechnung des Zugangs zu Wasserstoffspeichern gemäß Artikel 78 von \r\nder Regulierungsbehörde vor deren Inkrafttreten genehmigt werden. Wichtig wären dabei \r\nim Detail auch Regelungen, um die Wasserstoffspeicherkapazitäten effizient und bedarfs\r\ngerecht bereitzustellen. Dabei könnte sich die Schaffung von Ausschreibungsverfahren \r\nanbieten und ein Contract for Difference-Modell, jeweils administriert durch die Bundes\r\nnetzagentur. \r\nArt. 29 („Zugang zu Speicheranlagen für Erdgas“): Der Erdgasspeicherbedarf wird per\r\nspektivisch abnehmen, aber Erdgasspeicher werden noch für viele Jahre für eine sichere \r\nErdgasversorgung benötigt. Die Vermarktung von Erdgas-Speicherkapazitäten wird daher \r\nzunehmend schwieriger, weil Unsicherheiten bzgl. der weiteren Nutzung (Umstellung auf \r\nWasserstoff, abnehmender Bedarf, hoher Reinvestitionsbedarf, stark schwankende/vola\r\ntile Marktbedingungen) und der Regulierungsbedingungen (z.B. Füllstandsvorgaben) be\r\nstehen und daher Speicherstilllegungen drohen. \r\nIn diesem Marktumfeld ist es notwendig, den bestehenden Regulierungsrahmen eines rein \r\nwettbewerblich organisierten Marktmodels mit verhandeltem Speicherzugang auf ein re\r\nguliertes Zugangsregime umzustellen, um die Versorgungssicherheit durch Erdgasspei\r\ncher auch in den kommenden Jahren abzusichern. Dabei sollte zeitgleich zum Regulie\r\nrungsregime für Wasserstoffspeicher das “Contract for Difference-Modell\" auch für Erd\r\ngasspeicher zur Anwendung kommen.  \r\nEntsprechend zügig umgesetzt werden sollten ferner auch die Regelungen des Kapitels VII \r\nder Richtlinie („Vorschriften für Wasserstoffnetze“) mit dem dort genannten Ziel, die Zusam\r\nmenlegung von Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff zu optimieren (Art. 50 Abs. 1 lit. a). \r\nDies gilt in gleicher Weise auch für die Vorgaben für eine integrierte Netzplanung von Gas und \r\nWasserstoff in Kapitel VIII (Art. 55). Für die nötige Beschleunigung des Hochlaufs der Was\r\nserstoffwirtschaft ist auch eine schnelle Netzplanung wesentlich."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004120","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur nationalen Umsetzung der EU-Gas- und Wasserstoffrichtlinie.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/62/c7/665840/Stellungnahme-Gutachten-SG2512220044.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":"Uniper-Stellungnahme  \r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und \r\nweiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- \r\nund Wasserstoffbinnenmarktpakets  \r\n24. November 2025  \r\nSehr geehrte Damen und Herren, \r\nUniper begrüßt das Vorhaben, die Inhalte des Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets \r\nfristgerecht umzusetzen und bedankt sich für die Gelegenheit, Stellung zum \r\nGesetzentwurf nehmen zu können.   \r\nDie europäischen und nationalen Ziele zur Klimaneutralität machen eine weitreichende \r\nAnpassung der Gasinfrastruktur erforderlich, sodass künftig mehr und mehr \r\nklimaneutrale Gase genutzt und sinkende Erdgasmengen bewältigt werden können. \r\nDurch die Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets von 2024 \r\nwerden die notwendigen gesetzlichen Voraussetzungen geschaffen, um die \r\nErdgasinfrastruktur gezielt umzubauen und einen Wasserstoffmarkt im deutschen Recht \r\nzu etablieren. Die im Referentenentwurf vorgesehenen Regelungen sollen hierfür die \r\nnotwendigen Voraussetzungen schaffen.  \r\nUniper erkennt an, dass die Bundesregierung sich möglichst auf eine 1:1-Umsetzung der \r\nwesentlichen Regelungsinhalte beschränken möchte. Jedoch bleibt festzuhalten, dass \r\nfür eine erfolgreiche Transformation und den Übergang von einer Erdgas- in eine \r\nWasserstoffwirtschaft weitere maßgebliche Regelungen getroffen werden müssen. Mit \r\nder vorliegenden Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes zur Umsetzung des Gas- und \r\nWasserstoffbinnenmarktpakets bietet sich eine solche Gelegenheit.   \r\nZusätzlich sollte beachtet werden, dass in der Umsetzung durch unbestimmte oder nicht \r\nhinreichend definierte Begriffe Unsicherheiten in der Auslegung entstehen. Dies gilt \r\ninsbesondere mit Blick auf eine einheitliche Regelsetzung im europäischen Binnenmarkt. \r\nEin klar umrissenes Level-Playing-Field ist und bleibt Voraussetzung für fairen \r\nWettbewerb.  \r\nNeben diesen grundsätzlichen Anmerkungen nimmt Uniper im Einzelnen zum \r\nReferentenentwurf wie folgt Stellung und führt ergänzend wichtige, aber bislang \r\nunberücksichtigte Themen an, die – wie oben ausgeführt – ins Regelwerk aufgenommen \r\nwerden sollten:  \r\nUniper SE \r\nHolzstraße 6 \r\n40221 Düsseldorf \r\nwww.uniper.energy \r\nVorsitzender des \r\nAufsichtsrats: \r\nThomas Blades \r\nVorstand: \r\nMichael Lewis \r\n(Vorsitzender) \r\nChristian Barr \r\nHolger Kreetz \r\nDr. Carsten Poppinga \r\nFabienne Twelemann  \r\nSitz: Düsseldorf \r\nAmtsgericht Düsseldorf \r\nHRB 77425 \r\n1 \r\n1. Zu § 1b Abs. 3 - Grundsätze des Gas- und des Wasserstoffmarktes  \r\nWir empfehlen, die in Absatz 3 enthaltene inhaltliche Verengung insbesondere auf \r\n“Kunden in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren“ nicht weiterzuverfolgen. Mit den in \r\nAbsatz 1 und Absatz 2 verankerten Grundsätzen sind die marktlichen Prinzipien, die \r\nAusrichtung auf Interessen von Endkunden sowie die gesetzlichen Ziele der \r\nKlimaneutralität ausreichend verankert. Eine generelle zeitliche oder regionale \r\nPriorisierung kann – wenn überhaupt - eine Rolle im Netzentwicklungsplan Wasserstoff \r\nspielen. Ein bewusster Ausschluss ganzer Kundengruppen im Rahmen der gesetzlichen \r\nNormung kann nicht mit dem Ziel eines schnellen und preisgünstigen Wasserstoff\r\nMarkthochlaufs vereinbar sein.  \r\n2. Zu § 3 Nr. 39e Wasserstoffterminal \r\nEs sollte im Rahmen einer angepassten Textform des § 3 Nr. 39e EnWG-E oder der \r\nGesetzesbegründung klargestellt werden, dass sowohl Neubauprojekte (Greenfeld \r\nProjekte) wie auch die Erweiterung bereits bestehender Ammoniak-Importterminals um \r\nCracker (Brownfield Projekte) von der Definition des Wasserstoffterminals erfasst \r\nwerden. Im Rahmen eines Level-Playing-Fields sollten gleiche regulatorische und damit \r\nwirtschaftliche Rahmenbedingungen für beide Projektgruppen gelten.  \r\n3. Zu §§ 15a ff. – Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff  \r\nFür den effizienten Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur ist die frühzeitige \r\nBerücksichtigung des Flexibilitätsbedarfs in einem Wasserstoffnetz von besonderer \r\nBedeutung. Daher wäre die Einbeziehung des Speicherbedarfs in den \r\nNetzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff dringend notwendig und sollte auch die \r\nBeurteilung des für die Absicherung erforderlichen Speicherbedarfs für Erdgas- und \r\nWasserstoff im Szenariorahmen beinhalten.   \r\nEs wird daher vorgeschlagen statt dem Begriff „Netzentwicklungsplan“ den \r\nBegriff „Infrastrukturentwicklungsplan Gas- und Wasserstoff “ zu verwenden und \r\nden Speicherbedarf für Gas und Wasserstoff sowie die Speicherbetreiber in den \r\nProzess zur Erstellung einer koordinierten „Infrastrukturentwicklungsplan Gas- \r\nund Wasserstoff “ gleichberechtigt mit den Netzbetreibern zu integrieren.   \r\nDamit kann erreicht werden, dass der Speicherbedarf in enger Abstimmung mit der \r\nNetzplanung ermittelt und der Aufbau einer Netz- und Speicherinfrastruktur \r\nkosteneffizient \r\nentwickelt \r\nwird. \r\nEbenso \r\nkann \r\ndie \r\nVerfügbarkeit \r\nvon \r\nGasspeicherkapazitäten für die Versorgungssicherheit im Gas- und Strommarkt \r\nlangfristig gewährleistet werden kann.   \r\nDie Vorgaben der EU- Verordnung (EU) 2024/1789, wonach die Betreiber von \r\nSpeicheranlagen eine Bedarfsprognose zu erstellen haben, könnten in einen \r\nkoordinierten Planungsprozess für die gesamte Netz- und Speicherinfrastruktur integriert \r\nwerden.  \r\n4. Finanzierung und Zugang zu Wasserstoffspeicheranlagen (§ 28m EnWG-E)  \r\nWir begrüßen grundsätzlich die Einführung einer Regulierung für Wasserstoffspeicher \r\nbereits ab August 2026, um möglichst frühzeitig Rechtssicherheit über das zukünftige \r\nZugangsregime für die Speicherbetreiber zu schaffen sowie Bestandsverträge bis \r\nLaufzeitende dem Regime des verhandelten Speicherzuganges zu unterziehen.   \r\nder \r\nmit \r\nDennoch ist es erforderlich, einen Förder- und Finanzierungsmechanismus im Gesetz zu \r\nverankern, \r\ndem Regulierungskonzept kompatibel ist und eine \r\n2 \r\nInvestmentabsicherung \r\nfür \r\nBetreiber \r\nvon \r\nSpeicheranlagen \r\nermöglicht.  \r\nDazu gehört die gesetzliche Verankerung einer Amortisationskontenregelung \r\nvergleichbar mit den Regelungen für das Wasserstoffkernnetz sowie die \r\nMöglichkeit \r\neiner \r\nAmortisationskontos.     \r\nVorschläge \r\nUmlagefinanzierung \r\nüber \r\ndie \r\nLaufzeit \r\ndes \r\nzu § 28m - Zugang zu Wasserstoffspeicheranlagen; \r\nFestlegungskompetenz  \r\n1. Betreiber von Wasserstoffspeicheranlagen haben einem Dritten den Zugang zu \r\nihren Wasserstoffspeicheranlagen und zu Hilfsdiensten zu objektiven, \r\ntransparenten und diskriminierungsfreien Bedingungen sowie auf Grundlage der \r\nvon ihnen vorab veröffentlichten Entgelte oder Entgeltmethoden zu \r\ngewähren.  \r\n2. Betreiber von Wasserstoffspeicheranlagen können den Zugang nach Absatz 1 \r\nverweigern, soweit sie nachweisen, dass ihnen der Zugang aus \r\nbetriebsbedingten oder sonstigen Gründen unter Berücksichtigung des Zwecks \r\ndes §1 nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Die Ablehnung ist in Textform zu \r\nbegründen und der Bundesnetzagentur unverzüglich mitzuteilen.  \r\n3. Die Vorgaben nach Absatz 1 sind ab dem 5 August 2026 anzuwenden. Die \r\nBundesnetzagentur kann die Bedingungen für den Zugang zu \r\nWasserstoffspeicheranlagen und zu den Hilfsdiensten nach § 29 Absatz 1 mit \r\nausreichendem Vorlauf vor deren Wirksamwerden festlegen. Mit \r\nausreichendem Vorlauf vor deren Wirksamwerden, aber spätestens zum 5 \r\nAugust 2026, legt die Bundesnetzagentur die Bedingungen und Methoden zur \r\nBerechnung der Entgelte nach § 29 Absatz 1 fest. Die Bundesnetzagentur kann \r\nregulierte Erlösobergrenzen oder die Entgelte auf dieser Grundlage auch \r\nselbst festlegen. ….“   \r\n5. Veröffentlichungs- und Informationspflichten betr. die technischen \r\nMindestanforderungen (§ 19 Abs. 2a EnWG-E)  \r\nBetreiber \r\nvon \r\nWasserstoffversorgungsnetzen \r\nmüssen \r\ntechnische \r\nMindestanforderungen für den Anschluss und Betrieb von Speicheranlagen festlegen, \r\nveröffentlichen und konsultieren. Hierzu ist es erforderlich, dass die Bedingungen für die \r\nWasserstoffreinheit auf die technischen Erfordernisse der Speicheranlagen abgestimmt \r\nwerden.   \r\nErdgas kann nach Flutung und anschließender Erstbefüllung mit Wasserstoff in der \r\numgestellten Kaverne verbleiben und die Wasserstoffqualität in relevanter \r\nGrößenordnung verringern. Für die zu erwarteten, großen Volumenströme kann dieses \r\neingebrachte Erdgas durch mit am Markt verfügbaren und an den Speicherstandorten \r\ngenehmigungsfähigen Reinigungsanlagen nicht separiert werden. Für andere \r\nSpeichertypen (u.a. Porenspeicher) ist dies sogar noch kritischer zu betrachten. Dies \r\nkann realistisch nicht vermieden werden und führt zu zusätzlichen Methaneinträgen bei \r\nder Ausspeicherung in das Netz. Daher ist sicherzustellen, dass beim Anschluss von \r\nSpeicheranlagen an das Wasserstoffnetz die technischen Anforderungen für die \r\njeweilige Anlage mit dem Speicherbetreiber vereinbart werden.   \r\nVorschlag zur Änderung des § 19:  \r\nb) \r\nAbsatz 3 wird durch den folgenden Absatz 3 ersetzt:  \r\nder \r\n(3) Die technischen Mindestanforderungen nach den Absätzen 1, 2 und 2a müssen die \r\nInteroperabilität \r\nNetze sicherstellen sowie sachlich gerechtfertigt und \r\n3 \r\nnichtdiskriminierend sein. Die Interoperabilität im Gasbereich umfasst insbesondere die \r\ntechnischen Anschlussbedingungen und die Bedingungen für netzverträgliche \r\nGasbeschaffenheiten unter Einschluss von Gas aus Biomasse oder anderen Gasarten, \r\nsoweit sie technisch und ohne Beeinträchtigung der Sicherheit in das \r\nGasversorgungsnetz eingespeist oder durch dieses Netz transportiert werden können. \r\nDie Interoperabilität im Wasserstoffbereich umfasst insbesondere die technischen \r\nAnschlussbedingungen und die Bedingungen für die Wasserstoffqualität, die mit den \r\ntechnischen Anforderungen des Anschlusses von Speicheranlagen mit dem \r\nSpeicherbetreiber vereinbart werden müssen. Für die Gewährleistung der \r\ntechnischen Sicherheit gilt § 49 Absatz 2 bis 4.“  \r\n6. Genehmigungspflicht (§ 4 EnWG-E, § 54 BBergG):   \r\nWir begrüßen, dass für die Umwidmung von Erdgasspeichern zu Wasserstoffspeichern \r\nein vereinfachtes Verfahren gilt. Die bestehende Genehmigung bleibt bestehen, sofern \r\ndie Behörde nicht innerhalb von drei Monaten einen neuen Betriebsplan verlangt. Wir \r\nwürden begrüßen, das Verlangen der Behörde um eine Begründungpflicht zu erweitern. \r\nVorschlag zu Artikel 3 zur Änderung des Bundesberggesetzes  \r\nNach § 54 Absatz 2 wird der folgende Absatz 2a eingefügt:  \r\n„(2a) Ein Betriebsplan für die Untergrundspeicherung von Erdgas gilt auch für die \r\nUntergrundspeicherung von Wasserstoff, wenn der Betreiber des Untergrundspeichers \r\nder zuständigen Behörde die geplante Umwidmung des Untergrundspeichers anzeigt \r\nund die zuständige Behörde nicht innerhalb von drei Monaten nach Anzeige die Vorlage \r\neines oder mehrerer neuer Betriebspläne verlangt und dieses Verlangen eingehend \r\nbegründet.“   \r\n7. Ergänzung einer Anpassung des §35h inkl. Kostenerstattungsregelung  \r\nIm \r\nÜbrigen ist darauf hinzuweisen, dass die vorliegende Novelle des \r\nEnergiewirtschaftsgesetzes die Möglichkeit eröffnet, dringend notwendige Anpassungen \r\ndes Rechts- und Regulierungsrahmens vorzunehmen. Dazu zählt beispielsweise die \r\naktuell unzureichende Regulierung des Stilllegungsprozesses bzw. Umwidmung von \r\nErdgas- auf H2 Speichern nach 35h EnWG hinsichtlich der Bewertungskriterien, der \r\nDauer des Prozesses und der Entschädigungsregelungen, die der Präzisierung und \r\nKonkretisierung bedürfen.    \r\nKonkrete Defizite sowie Lösungsvorschläge, die bestehende Bestimmung zu \r\nverbessern sind dem Papier “Weiterentwicklung des EnWG 35h EnWG zur \r\nGewährleistung einer sicheren Erdgasversorgung“1 zu entnehmen.   \r\n8. Verbot langfristiger Verträge über die Lieferung von fossilem Gas  \r\n(§ 114 EnWG-E)  \r\nZur Umsetzung des Artikel 31 Absatz 3 Richtlinie (EU) 2024/1788 (Verbot von \r\nlangfristigen Gaslieferverträgen ohne CCS): Die Gesetzesbegründung sollte um die \r\nKlarstellung ergänzt werden, dass es im Sinne der Stärkung des Energiebinnenmarktes \r\neines Level-Playing-Fields bei der Implementierung und Umsetzung bedarf. \r\nInsbesondere sollte auch für die nationalen Umsetzungen klar sein, dass der \r\neinschlägige Regelungsgegenstand Gaslieferverträge und nicht Transportverträge sind. \r\nDaher schlägt Uniper für die Gesetzesbegründung folgende Ergänzung vor:  \r\n„Die konkrete Formulierung von § 114 EnWG soll zu dem wichtigen Ziel beitragen, mit \r\nBlick auf die Klimaschutzziele der EU gleiche Bedingungen (Level-Playing-Field) für alle \r\nMitgliedstaaten zu schaffen, um den liquiden europäischen Energie-/Gasbinnenmarkt \r\n4 \r\nnicht zu beeinträchtigen.“  \r\n9. Netzentgeltbefreiung von Elektrolyseuren (§ 118, 6 EnWG-E)  \r\nDer notwendige Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötigt mehr Zeit, um aus seiner \r\nAufbau- in eine sich selbst tragende Phase zu gelangen. Daher sollten Netzentgelte für \r\nElektrolyseure an netzdienlichen Standorten auch über 2029 hinaus entfallen (bspw. in \r\n13k Regionen aus „Nutzen statt Abregeln). Ein unkonditioniertes Auslaufen der Regelung \r\nwürde eine zusätzliche signifikante Erhöhung der Wasserstoffgestehungskosten nach \r\nsich ziehen und somit den Markteintritt weiter erschweren. Schon jetzt erzeugen die \r\nRisiken hinsichtlich der zukünftigen Betrachtung von Elektrolyseuren in der \r\nNetzentgeltsystematik erhebliche Unsicherheiten und hemmen den Hochlauf. Es bedarf \r\neiner kurzfristigen Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik unter Berücksichtigung \r\nder netz- und systemdienlichen Funktion von Elektrolyseuren, um Planungssicherheit zu \r\nermöglichen und die Investitionssicherheit für Projekte, die nach August 2029 in Betreib \r\ngehen, zu verbessern. "},"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":"2025-11-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004126","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des Energiesicherungsgesetzes. ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/46/da/304188/Stellungnahme-Gutachten-SG2406190009.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Relevanz einer atrak�ven Dividende für einen (Re-) IPO \r\nI Hintergrund\r\nGemäß der Beihilfeentscheidung der EU Kom muss der Bund  seinen Anteil an Uniper bis spätestens \r\nEnde 2028 auf 25% plus eine Ak�e reduzieren. Ein Re-IPO von Uniper erfüllt alle Anforderungen der \r\nbeihilferechtlichen Vorgaben an einen transparenten und diskriminierungsfreien Verkaufsprozess \r\ndurch den Bund. Darüber bringt ein Re-IPO hohe Transak�onssicherheit für den Bund mit sich, um \r\ndie Vorgaben der EU rechtzei�g und im Interesse des Bundes zu erfüllen. \r\nII Rahmenbedingungen \r\nIn Verbindung mit dem WStFG sieht §29 EnSiG vor, dass ein Unternehmen keine Dividenden \r\nausschüten darf, so lange nicht 75% der erhaltenen Stabilisierungsmaßnahmen zurückgeführt sind. \r\nDer Hintergrund dieser Regelung ist die priorisierte und schnellstmögliche Rückzahlung von \r\nStaatshilfen, bevor Geldabflüsse an andere (Mit-) Eigentümer des entsprechenden Unternehmens \r\ngehen.  \r\nAllerdings gestaltet sich die Situa�on bei Uniper anders als etwa bei TUI oder Lu�hansa. Bei beiden \r\nUnternehmen gab es umfangreich in Anspruch genommene KfW Darlehen und s�lle Beteiligungen, \r\ndie in bar zurückgezahlt werden mussten/wurden. In solchen Fällen ist es nachvollziehbar und rich�g, \r\neine Dividendenzahlung an Dritak�onäre so lange nicht zuzulassen, bis das jeweilige Unternehmen \r\nseinen Rückzahlungsverpflichtungen gegenüber dem Bund zu mindestens 75% nachgekommen ist.  \r\nBei Uniper hält der Bund 99,2% des Ak�enkapitals der Gesellscha�. Die KfW-Darlehen sind nicht \r\nmehr in Anspruch genommen und nach der Refinanzierung und Erhöhung der Revolvierenden \r\nKredi�azilität mit den Hausbanken auf €3 Mrd. ist von keiner weiteren Ziehung der KFW-Darlehen \r\nauszugehen. Der Rückzahlungsanspruch des Bundes gemäß der Beihilfeentscheidung wird auf Basis \r\ndes Jahresabschluss 2024 im Frühjahr 2025 abschließend ermitelt, gezahlt und somit erfüllt. Uniper \r\nhat den erwarteten Rückzahlungsanspruch bereits im Form einer Rückstellung bevorsorgt und hält \r\ndie liquiden Mitel zu Zahlung vor. Insofern bestehen nach Erfüllung des Rückzahlungsanspruchs \r\nseitens Uniper auch keine weiteren Rückzahlungsverpflichtungen gegenüber dem Bund.  \r\nDer Weg für eine Rückführung von Stabilisierungsmaßnahmen ist dann eine Veräußerung der Ak�en \r\ndurch den Bund – etwa über einen sog. Re-IPO.  Ein direkter Rückkauf der Ak�en durch Uniper ist \r\nrechtlich und technisch nicht möglich. \r\nWie im Folgenden ausgeführt, sind Dividendenzahlungen im Rahmen eines Re-IPO von Uniper aus \r\nInvestorensicht von entscheidender Bedeutung. Anders als im Falle von z.B. TUI würde auch der \r\nBund von der Zahlung einer Dividende profi�eren. Zum einen dadurch, dass der Bund selbst nach \r\neinem möglichen Re-IPO noch Mehrheitseigentümer an der Uniper wäre und entsprechend seiner \r\nBeteiligungshöhe Dividendenzahlungen erhalten würde. Zum anderen bringt eine marktgerechte \r\nDividende einen direkten Bewertungsvorteil mit sich, der sich wiederum posi�v auf die Höhe der \r\nEinnahmen des Bundes bei einem Re-IPO und den weiteren Abverkäufen nach einem möglichen Re\r\nIPO auswirken würde.  \r\nIII Atrak�ve Dividende – ein zentrales Erfolgskriterium für eine Börsenplatzierung  \r\nUniper verfolgt eine grüne Transforma�onsstrategie mit dem Ziel, die Ertragsströme strukturell \r\nnachhal�ger zu gestalten, das Ergebnis auf einem signifikanten Niveau zu stabilisieren bei einem \r\ngleichzei�g reduzierten Risikoprofil, was wiederum aus Ra�ng- und Kapitalmarktsicht erforderlich ist.  \r\nAuch wenn Uniper sein Geschä�smodell von Grund auf ändert, wird das Unternehmen weiterhin als \r\n„Versorger-Ak�e“ betrachtet und von Investoren mit Energieversorgern wie Fortum, RWE, Enel, \r\nEngie, E.ON etc. verglichen.  \r\nFür ins�tu�onelle Investoren stellt sich grundsätzlich immer die Frage, in welche Unternehmen \r\ninnerhalb eines Sektors sie inves�eren sollen, und somit ist Basis einer Inves��onsentscheidung stets \r\nein analy�scher Vergleich des IPO-Kandidaten mit seinen Vergleichsunternehmen („Benchmarking“). \r\nHierbei sind kün�iges Umsatzwachstum, Profitabilität und Dividenden, aus denen sich die kün�ige \r\nAk�onärsrendite ergibt, maßgeblich. Dadurch, dass Uniper den Preisentwicklungen am \r\nRohstoffmarkt ausgesetzt ist sowie während der „Transi�onsphase“ nur beschränktes Wachstum \r\nvorweisen kann, ist eine sichere Dividendenzahlung ein wesentliches Inves��onskriterium für \r\nmögliche Investoren. Alle Energieunternehmen, die mit Uniper verglichen werden können, zahlen \r\neine Dividende. Insofern werden die einzelnen Unternehmen vom Markt im Hinblick auf eine \r\nInves��onsentscheidung auch auf ihre Dividendenrendite hin untereinander verglichen. Die \r\ndurchschnitliche Dividendenrendite1 von Energieversorgern liegt zwischen 5-7% und ihre Bedeutung \r\nhat gegenwär�g angesichts eines vola�len Marktumfeld an Bedeutung gewonnen. \r\nAuch Uniper war historisch gesehen ein atrak�ver Dividenden�tel, was sich in der Vergangenheit \r\nposi�v auf das Investoreninteresse und den Ak�enkurs ausgewirkt hat. Nach der Energiekrise gilt es \r\neinerseits die wiedererlangte Stabilität zu untermauern, Vertrauen zurückzugewinnen und \r\nandererseits Atrak�vität für Investoren im Vergleich zum Wetbewerb zu erreichen.  \r\nEin solide unterlegtes Dividendenversprechen bildet für Investoren die Basis für ihre \r\nAnlageentscheidung. Der Verzicht auf die Zahlung einer Dividende würde wiederum für eine große \r\nZahl an Fonds - gerade im Versorgungssektor – ein Ausschlusskriterium für eine Inves��on \r\ndarstellen, da das Unternehmen im Vergleich zum Wetbewerb weniger atrak�v wäre. Darüber \r\nhinaus ist gemäß vieler Fonds-Statuten eine Inves��on in Ak�en ohne Dividendenzahlung nicht \r\nmöglich. Diese Fonds würden damit von vorneherein nicht zum Kreis poten�eller Investoren im \r\nBörsengang zählen. Insgesamt würde sich damit die Nachfrage im Re-IPO deutlich reduzieren und die \r\nDurchführbarkeit des Re-IPOs ganz grundsätzlich in Frage stellen.  \r\nIV Erfordernis einer atrak�ven Dividende – Anpassung des EnSiG 29 \r\nFür einen Re-IPO im ersten Halbjahr 2025 muss bereits in 2024 Klarheit über die \r\ntechnische/rechtliche Möglichkeit der Dividendenzahlung für das Geschä�sjahr 2025 mit Auszahlung \r\nim Mai 2026 bestehen. Da die Dividende ein wesentliches Inves��onskriterium ist, muss das Uniper \r\nManagement bereits in den ersten Investoren-Terminen ab September 2024 zur grundsätzlichen \r\nDividendenzahlung, allerdings ohne konkrete Höhe, sprechfähig sein. Dies bedeutet,  bis Q3 2024 \r\nsind die gesetzlichen Voraussetzungen für eine Dividendenzahlung für das Geschä�sjahr 2025 mit \r\nAuszahlung in 2026 zu schaffen, um rechtzei�g Anleger für eine Inves��on in Uniper-Ak�en zu \r\ngewinnen. Eine hierfür erforderliche Anpassung des EnSiG, steht außerdem im Einklang mit dem Ziel \r\ndes des Bundes eine möglichst rasche Beendigung der Stabilisierungsmaßnahmen und damit auch \r\neinem Auss�eg des Bundes zu atrak�ven Kondi�onen aus Uniper zu ermöglichen. \r\n1Dividendenrendite bemisst die Verzinsung des eingesetzten Kapitals am Kurs einer betreffenden Ak�e.  \r\nBsp.: Zahlt ein Unternehmen eine Dividende von 1 € bei einem Ak�enkurs von 20€ entspricht die Dividendenrendite 5%."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017241","regulatoryProjectTitle":"Anpassung der EU-Methan-Verordnung 2024/1787 vom 13. Juni 2024","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ad/39/551640/Stellungnahme-Gutachten-SG2506230005.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Subject: Methane Emissions Regulation - Urgent Need for Regulatory Clarity to Safeguard EU Supply Security\r\n28 April 2025\r\n\r\nThe European Union's Methane Emission Regulation represents an important step in aligning climate ambitions with global energy trade. As Europe’s leading gas importers to the EU, we support in principle the EU’s willingness to enhance transparency with regards to imports of fossil energy and contribute towards the wider uptake of methane emission mitigation solutions across the globe. However, achieving this goal requires a framework that is both effective and practical to ensure it strikes the right balance between environmental effectiveness, competitiveness, and workable reporting obligations.\r\nThe Regulation’s timeline, uncertainties and extraterritorial implications create significant challenges for the flexibility and security of the EU’s gas supply, particularly as the EU seeks to ensure affordability and contract additional natural gas supplies to replace Russian gas imports.\r\nAlready today, the Methane Emissions Regulation is complicating and, in some cases, impeding, the signing of new gas supply contracts. Market participants face considerable uncertainty regarding compliance with yet-to-be-defined requirements1, unmanageable liability risks, and potential penalties of up to 20% of an importer’s annual turnover. This regulatory uncertainty makes it difficult for parties to assess risks, thereby posing significant challenges to them for moving forward with agreements. This, in turn, is creating unintended consequences for Europe’s energy security and affordability, exacerbating an already tight market.\r\nTo mitigate these risks, we strongly recommend conducting a thorough impact assessment of the importer requirements, focusing on key criteria such as workability, environmental effectiveness, and competitiveness.\r\n1 A concrete example can be found in the first reporting obligations due at the beginning of May 2025, which require companies to report to national Competent Authorities. These have yet to be officially set up despite the obligation of the Art. 4 of the Regulation, and details about the reporting process to follow are yet to be fully known. Coordination between national Competent Authorities is also key to ensure proper Regulation implementation, for example to ensure that any given volumes does not have to be reported multiple times in different Member States. Additional lack of clarity persists, for example regarding how and where non-EU entities importers should report.\r\nWe believe that targeted adjustments to the Regulation are needed: for instance, the entry into force of\r\nthe importer requirements notably the MRV equivalence and the methane intensity reporting\r\nobligations, should in principle at least be linked to the publication of the necessary implementing\r\nlegislation and guidelines2. This is necessary to ensure that compliance is feasible from the outset and\r\navoid impacting the market. At a minimum, a grace period for the application of penalties must be\r\nurgently introduced until the relevant implementing rules are fully in place and operational. In such case,\r\nit should also be made sure that the contracts signed during the grace period are protected from the risk\r\nof penalties. During this period, EU importers will still make every reasonable effort to comply with the\r\nrequirements of the Regulation, as public and shareholder scrutiny serves as a strong driver of\r\ncompliance. In parallel, the European Commission should pursue its outreach with the industry and our\r\nthird country partners, notably on the recognition of third country equivalence on MRV requirements.\r\nWe appreciate the EU’s commitment to reducing methane emissions and stand ready to support\r\nconstructive dialogue to ensure that the Regulation achieves its objectives without compromising\r\nEurope’s energy security.\r\nSincerely,\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-13"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017241","regulatoryProjectTitle":"Anpassung der EU-Methan-Verordnung 2024/1787 vom 13. Juni 2024","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/13/5d/619560/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260006.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Action plan to address key challenges on importers’ requirements in the Methane Regulation\r\n09 July 2025\r\nWe believe it is necessary to urgently put in place a clear action plan covering the responsibilities and tasks of each involved party (Member State, European Commission, Industry) to address the key challenges in natural gas and crude oil imports under the EU Methane Regulation (EU MR).\r\nContext – Challenges and current status of the Methane Regulation implementation\r\n-\r\nThe Methane Regulation (MR)1 is an important step in aligning climate ambitions with global energy trade. The industry supports the objectives and, in principle endorses the EU’s goals to enhance transparency with regards to imports of fossil natural gas and crude oil and the wider uptake of methane emission mitigation solutions across the globe.\r\n-\r\nAs voiced by the industry during the 39th Madrid Forum and in the recent ACER 2025 Monitoring report2, the implementation of the MR is currently facing significant challenges, at all levels. This is linked to the implementation of complex technical/operational requirements, the demanding timelines of the MR, the remaining regulatory uncertainties3 and the MR’s extraterritorial implications. These challenges are creating risks for the security and affordability of energy supply and feedstock to the EU. Accessing compliant supply is even more challenging for refiners, as they require specific crude grades for their operations. This comes at a time when the EU faces a significant and growing natural gas supply gap in coming years4.\r\n-\r\nThe regulatory uncertainty3 is impacting market participants with, for example, undefined future compliance rules and severe liability risks with potential penalties of up to 20% of an importer’s annual turnover. In addition, Member States are finding it hard to match the timeline: some are delaying implementation and enforcement as a result. Taken together, these issues stall risk assessments, delay contract negotiations, the conclusion of deals and could ultimately threaten Europe’s energy security.\r\n-\r\nConsidering the complex nature of global supply chains with commingled products from multiple sources involving a large number of market participants, it is a significant challenge for importers to identify the producer of the imported volumes, which also explains the limited number of data reported to competent authorities under the recent Art.27 deadline.\r\n-\r\nWe recommend that importers’ obligations - like MRV equivalence and methane intensity reporting requirements - only apply after all elements required for implementation3 including relevant CEN/ISO standards (and 3rd party verification) are in place. At a minimum, pending clear rules on how importers can demonstrate compliance, a penalty grace period should be put in place, with appropriate grandfathering to protect contracts signed in the interim. The Commission sending a signal to Member States in that direction would encourage contract negotiations to recommence.\r\n-\r\nAs the Commission strives to simplify business rules, the industry urges a similar, streamlined approach for the simplification of the EU Methane Regulation, as also supported in the 16 June Presidency Conclusions5, and stands ready to help.\r\n1 Regulation (EU) 2024/1787 on the reduction of methane emissions in the energy sector and amending Regulation (EU) 2019/942\r\n2 ACER, 2025, ‘2025 Monitoring Report: Analysis of the European LNG market developments’\r\n3 Including notably, as part as the legal obligations from the Regulation: Rules for determining country-level equivalence (Art. 28.6); Designation of all national competent authorities (Art. 4); Process to be followed for the reporting of non-EU entities importers (Art. 27.1 and 28.3); Model contract clauses (Art. 28.3); Methane intensity calculation methodology (Art. 29.4), Relevant standards (Art. 8 and 32)\r\n4 S&P Global, 2025, US LNG Exports at Risk: Potential Unwinding of Sanctions on Russian Natural Gas | S&P Global\r\n5 Council Presidency Conclusions on strengthening the Energy Union through reinforcing energy security, 16 June 2025\r\nPlease find below the actions we recommend each party take to address key challenges on requirements for importers of natural gas and crude oil in support of a pragmatic and effective implementation.\r\nActions we recommend for the European Commission\r\n-\r\nIn order to keep the grace period to a minimum, we strongly encourage the Commission to accelerate work on the secondary legislation: these are pre-requisites for the required certainty on compliance pathways and for ensuring efficient implementation3.\r\n-\r\nTo duly assess all challenges and rapidly address Member States’ concerns regarding the Methane Regulation expressed during the Council meeting on 16 June 2025.\r\n-\r\nThe Commission should actively engage and cooperate with exporting countries and suppliers to overcome any issues related to the MR implementation (e.g. MRV equivalence).\r\nActions we recommend for Member States\r\n-\r\nMember States should carefully prepare for implementation and ask for any guidance to do so. Despite the February 2025 deadline, only around 17 Member States have communicated their respective Competent Authorities and only a handful of Member States developed and communicated some details about the national implementation e.g. empowerment of the Competent Authorities, clarification of the reporting process, templates and penalties. As highlighted above, we encourage Member States to implement a unified grace period with adequate grandfathering provisions to properly reflect the challenges currently encountered, to be applied until the relevant rules are in place and operational.\r\n-\r\nWe recommend strong coordination between Member States, supported by the Commission with the involvement of ACER, notably through the recently established Network of competent authorities. This coordination should cover aspects of the implementation and enforcement, and should deliver unified guidelines for the acceptance, by Member States, of voluntary frameworks for the certification and verification of methane attributes. Such coordination should also involve operators and relevant industry stakeholders.\r\n-\r\nMember States must ensure that their national implementation is consistent and harmonized across the Union. Member States coordination is key to ensure capacity building, resources allocation and ultimately harmonized implementation6. Industry stands ready to get involved in those discussions, in a similar approach already taken by the critical Gas and Oil Coordination Groups and underline the importance of engagement by Member States.\r\n-\r\nWhen setting the enforcement provisions, Member States should consider the importers' efforts and their actual compliance options.\r\nActions for the Industry to carry out\r\n-\r\nThe Industry representatives supporting this Action Plan are actively cooperating with the Member States and the Commission with a view to address any issues related to EU MR implementation of the importers’ requirements, notably by exploring voluntary compliance pathways, particularly to address the challenge of certifying and tracking methane emissions attributes and information from producers. Certification and traceability have broader relevance too - impacting Low Carbon Hydrogen and ESG reporting. Therefore, the undersigned are currently working on options to transfer methane attributes and related information from producers to EU importers.\r\n6 For example, legal certainty to importers to ensure that information data does not need to be reported multiple times in different Member States and that a proper harmonization of reporting procedures and formats is achieved across the EU."},"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":"2025-08-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017241","regulatoryProjectTitle":"Anpassung der EU-Methan-Verordnung 2024/1787 vom 13. Juni 2024","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ac/bf/619562/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260007.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Action plan to address key challenges on importers’ requirements in the Methane Regulation\r\n09 July 2025\r\nWe believe it is necessary to urgently put in place a clear action plan covering the responsibilities and tasks of each involved party (Member State, European Commission, Industry) to address the key challenges in natural gas and crude oil imports under the EU Methane Regulation (EU MR).\r\nContext – Challenges and current status of the Methane Regulation implementation\r\n-\r\nThe Methane Regulation (MR)1 is an important step in aligning climate ambitions with global energy trade. The industry supports the objectives and, in principle endorses the EU’s goals to enhance transparency with regards to imports of fossil natural gas and crude oil and the wider uptake of methane emission mitigation solutions across the globe.\r\n-\r\nAs voiced by the industry during the 39th Madrid Forum and in the recent ACER 2025 Monitoring report2, the implementation of the MR is currently facing significant challenges, at all levels. This is linked to the implementation of complex technical/operational requirements, the demanding timelines of the MR, the remaining regulatory uncertainties3 and the MR’s extraterritorial implications. These challenges are creating risks for the security and affordability of energy supply and feedstock to the EU. Accessing compliant supply is even more challenging for refiners, as they require specific crude grades for their operations. This comes at a time when the EU faces a significant and growing natural gas supply gap in coming years4.\r\n-\r\nThe regulatory uncertainty3 is impacting market participants with, for example, undefined future compliance rules and severe liability risks with potential penalties of up to 20% of an importer’s annual turnover. In addition, Member States are finding it hard to match the timeline: some are delaying implementation and enforcement as a result. Taken together, these issues stall risk assessments, delay contract negotiations, the conclusion of deals and could ultimately threaten Europe’s energy security.\r\n-\r\nConsidering the complex nature of global supply chains with commingled products from multiple sources involving a large number of market participants, it is a significant challenge for importers to identify the producer of the imported volumes, which also explains the limited number of data reported to competent authorities under the recent Art.27 deadline.\r\n-\r\nWe recommend that importers’ obligations - like MRV equivalence and methane intensity reporting requirements - only apply after all elements required for implementation3 including relevant CEN/ISO standards (and 3rd party verification) are in place. At a minimum, pending clear rules on how importers can demonstrate compliance, a penalty grace period should be put in place, with appropriate grandfathering to protect contracts signed in the interim. The Commission sending a signal to Member States in that direction would encourage contract negotiations to recommence.\r\n-\r\nAs the Commission strives to simplify business rules, the industry urges a similar, streamlined approach for the simplification of the EU Methane Regulation, as also supported in the 16 June Presidency Conclusions5, and stands ready to help.\r\n1 Regulation (EU) 2024/1787 on the reduction of methane emissions in the energy sector and amending Regulation (EU) 2019/942\r\n2 ACER, 2025, ‘2025 Monitoring Report: Analysis of the European LNG market developments’\r\n3 Including notably, as part as the legal obligations from the Regulation: Rules for determining country-level equivalence (Art. 28.6); Designation of all national competent authorities (Art. 4); Process to be followed for the reporting of non-EU entities importers (Art. 27.1 and 28.3); Model contract clauses (Art. 28.3); Methane intensity calculation methodology (Art. 29.4), Relevant standards (Art. 8 and 32)\r\n4 S&P Global, 2025, US LNG Exports at Risk: Potential Unwinding of Sanctions on Russian Natural Gas | S&P Global\r\n5 Council Presidency Conclusions on strengthening the Energy Union through reinforcing energy security, 16 June 2025\r\nPlease find below the actions we recommend each party take to address key challenges on requirements for importers of natural gas and crude oil in support of a pragmatic and effective implementation.\r\nActions we recommend for the European Commission\r\n-\r\nIn order to keep the grace period to a minimum, we strongly encourage the Commission to accelerate work on the secondary legislation: these are pre-requisites for the required certainty on compliance pathways and for ensuring efficient implementation3.\r\n-\r\nTo duly assess all challenges and rapidly address Member States’ concerns regarding the Methane Regulation expressed during the Council meeting on 16 June 2025.\r\n-\r\nThe Commission should actively engage and cooperate with exporting countries and suppliers to overcome any issues related to the MR implementation (e.g. MRV equivalence).\r\nActions we recommend for Member States\r\n-\r\nMember States should carefully prepare for implementation and ask for any guidance to do so. Despite the February 2025 deadline, only around 17 Member States have communicated their respective Competent Authorities and only a handful of Member States developed and communicated some details about the national implementation e.g. empowerment of the Competent Authorities, clarification of the reporting process, templates and penalties. As highlighted above, we encourage Member States to implement a unified grace period with adequate grandfathering provisions to properly reflect the challenges currently encountered, to be applied until the relevant rules are in place and operational.\r\n-\r\nWe recommend strong coordination between Member States, supported by the Commission with the involvement of ACER, notably through the recently established Network of competent authorities. This coordination should cover aspects of the implementation and enforcement, and should deliver unified guidelines for the acceptance, by Member States, of voluntary frameworks for the certification and verification of methane attributes. Such coordination should also involve operators and relevant industry stakeholders.\r\n-\r\nMember States must ensure that their national implementation is consistent and harmonized across the Union. Member States coordination is key to ensure capacity building, resources allocation and ultimately harmonized implementation6. Industry stands ready to get involved in those discussions, in a similar approach already taken by the critical Gas and Oil Coordination Groups and underline the importance of engagement by Member States.\r\n-\r\nWhen setting the enforcement provisions, Member States should consider the importers' efforts and their actual compliance options.\r\nActions for the Industry to carry out\r\n-\r\nThe Industry representatives supporting this Action Plan are actively cooperating with the Member States and the Commission with a view to address any issues related to EU MR implementation of the importers’ requirements, notably by exploring voluntary compliance pathways, particularly to address the challenge of certifying and tracking methane emissions attributes and information from producers. Certification and traceability have broader relevance too - impacting Low Carbon Hydrogen and ESG reporting. Therefore, the undersigned are currently working on options to transfer methane attributes and related information from producers to EU importers.\r\n6 For example, legal certainty to importers to ensure that information data does not need to be reported multiple times in different Member States and that a proper harmonization of reporting procedures and formats is achieved across the EU."},"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":"2025-08-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017241","regulatoryProjectTitle":"Anpassung der EU-Methan-Verordnung 2024/1787 vom 13. Juni 2024","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0e/ee/712712/Stellungnahme-Gutachten-SG2603270003.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":"EU Methane Regulation & LkSG/CS3D \r\nEU-Methanverordnung (EUMR) \r\nWarum wird der Abschluss von Verträgen durch die beiden Regulierungen \r\nerschwert bzw. unmöglich gemacht? \r\n• Die EUMR verpflichtet Importeure, über die Methanattribute von Gas ab dem \r\nOrt der Förderung zu berichten. Für Lieferungen ab dem 1. Januar 2027 \r\nmüssen Importeure nachweisen, dass Verträge über die Lieferung von Erdgas, \r\ndie am oder nach dem 4. August 2024 abgeschlossen oder verlängert wurden, \r\nMRV-Maßnahmen unterliegen, die auf Ebene des Produzenten- angewendet \r\nwerden und den Anforderungen der EUMR gleichwertig sind. \r\n• In der derzeitigen Funktionsweise des Marktes und der damit verbundenen \r\nWertschöpfungsketten in komplexen Systemen – wie beispielsweise in den \r\nUSA – gibt es jedoch keine Möglichkeit für einen Importeur, die Moleküle \r\nbis zum Ort der Förderung zurückzuverfolgen, weder physisch noch \r\nkommerziell. Infolgedessen besteht keine Möglichkeit, auf die erforderlichen \r\nInformationen zuzugreifen und die Einhaltung der EUMR nachzuweisen. \r\n• In komplexen Systemen wird Erdgas nach der Förderung über verschiedene \r\nTransportsysteme weitergeleitet und mit Gas aus anderen Quellen und \r\nRegionen vermischt, zwischengespeichert, verflüssigt, verladen und verschifft. \r\nEin einzelnes Molekül kann dabei physisch nicht bis zu seinem Ursprung \r\nzurückverfolgt werden. In vielen Fällen ist auch eine kommerzielle \r\nRückverfolgbarkeit nicht möglich, da Gaslieferungen typischerweise mehrfach \r\nentlang der Lieferkette gehandelt werden, unter anderem über Börsen sowie \r\nan virtuellen Handelspunkten in Entry-/Exit-Systemen- mit täglichen \r\nAusgleichsmechanismen. \r\n• Daher verfügen LNG--Lieferanten nicht über die erforderlichen Daten auf \r\nProduzentenebene und werden folglich auch nicht bereit sein, diese \r\nvertraglich zu liefern. Dies setzt Importeure erheblichen Compliance\r\nRisiken- und kommerziellen Risiken aus. \r\n• Selbst wenn eine Lösung zur Erlangung der relevanten Informationen auf \r\nProduzentenebene gefunden würde, etwa durch den von der Industrie \r\nvorgeschlagenen \r\nZertifizierungsansatz \r\n(siehe \r\nAnhang), \r\nist \r\nes \r\nunwahrscheinlich, dass ein entsprechendes System vor Inkrafttreten der MRV\r\nÄquivalenzanforderungen- im Januar 2027 zur Verfügung stehen wird. \r\n• Zusätzlich gilt für Verträge, die vor dem 4. August 2024 geschlossen wurden, \r\ndass Importeure nachweisen müssen, dass sie „alle angemessenen \r\nAnstrengungen“ unternommen haben, um diese Informationen zu erhalten. Da \r\njedoch keine anerkannten Compliance‑Pfadwege existieren und Exporteure \r\nnicht verpflichtet sind, diese Informationen bereitzustellen, können Importeure \r\nmit solchen Verträgen eine „stichhaltige Begründung“ dafür anführen, dass sie \r\nkeinen Zugang zu diesen Informationen erhalten konnten. Für neue oder \r\nverlängerte Verträge besteht diese Möglichkeit nicht. Dies verschafft \r\nGeneral - Unencrypted \r\nMitgliedstaaten mit einem höheren Anteil mittel- bis langfristiger Verträge, die \r\nvor Inkrafttreten der Verordnung abgeschlossen wurden, einen Vorteil. \r\n• Darüber hinaus müssen wichtige Details und Vorgaben aus der \r\nSekundärgesetzgebung noch für weitere vier Jahre abgewartet werden. \r\nZwar müssen Methanintensitätsdaten ab August 2028 berichtet werden, die \r\nMethodik zu deren Berechnung wird jedoch erst im August 2027 verfügbar sein. \r\nAb August 2030 ist zudem die Einhaltung eines maximalen \r\nMethanintensitätsschwellenwerts erforderlich, der bislang noch nicht festgelegt \r\nist. Diese fehlende langfristige Klarheit erschwert kommerzielle Verhandlungen \r\nzusätzlich. \r\n• Insgesamt setzt die EUMR unrealistische Zeitpläne, bietet keinen \r\nglaubwürdigen Weg zur Einhaltung der Anforderungen, verschiebt \r\nzentrale Entscheidungen in die Sekundärgesetzgebung und setzt \r\nImporteure erheblichen Sanktionen von bis zu 20 % des Jahresumsatzes \r\naus. Diese inhärente Unsicherheit beeinträchtigt die europäische \r\nWettbewerbsfähigkeit und könnte dazu führen, dass Verträge nicht \r\nabgeschlossen werden, was wiederum Risiken für die Versorgungssicherheit \r\nbirgt – gerade zu einem Zeitpunkt, an dem Europa plant, russische \r\nGaslieferungen schrittweise auslaufen zu lassen. \r\nWelche regulatorischen Anpassungsnotwendigkeiten sieht Uniper? \r\n1. Es sollte ein „Stop-the-Clock“-Mechanismus für die Anforderungen aus \r\nKapitel 5 eingeführt werden. Dadurch würde eine Cliff-Edge-Situation \r\nvermieden und Zeit für gezielte Anpassungen der Verordnung gewonnen. \r\n2. Im Rahmen dieser Anpassungen muss der Umsetzungszeitplan der EUMR\r\nAnforderungen für Importeure verschoben werden, bis tragfähige \r\nCompliance-Pfade etabliert sind und sämtliche Sekundärrechtsakte \r\nvorliegen. \r\n• Uniper \r\nunterstützt \r\ndas \r\nvon \r\nEurogas \r\nentwickelte \r\nZertifizierungskonzept, das darauf abzielt, die Attribute des Gases von \r\nden physischen Molekülen zu entkoppeln und deren getrennten Handel \r\nzu ermöglichen (siehe Anhang). \r\n3. Es muss eine einheitliche Sanktionsschonfrist gelten, bis Compliance-Pfade \r\nverfügbar sind, wobei Nichteinhaltung ausdrücklich an die Verfügbarkeit \r\nanerkannter Compliance-Lösungen geknüpft sein muss. Als zuständige \r\nBehörde in Deutschland sollte BAFA klarstellen, dass bis dahin keine \r\nSanktionen verhängt werden. \r\n4. Eine angemessene Bestandsschutz/Grandfathering-Regelung muss \r\neingeführt werden, um in der Zwischenzeit geschlossene Verträge zu schützen und \r\nso die europäische Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit zu \r\nsichern. \r\nGeneral - Unencrypted \r\nWelche Unterschiede gibt es bei der Implementierung in verschiedenen \r\neuropäischen Mitgliedsstaaten? \r\n• Eine harmonisierte Umsetzung in den Mitgliedstaaten ist entscheidend, um \r\nfragmentierte nationale Berichtsanforderungen und Marktverzerrungen zu \r\nvermeiden. Dies ist notwendig, um unbeabsichtigte Auswirkungen auf den \r\nMarkt zu verhindern, etwa dass Importeure gegenüber zahlreichen zuständigen \r\nBehörden berichtspflichtig werden, mit uneinheitlichen Anforderungen \r\nverschiedener nationaler Behörden konfrontiert sind und dem Risiko unnötiger \r\nSanktionen ausgesetzt werden. \r\n• Bislang ist ein fragmentierter Ansatz bei den Sanktionsregelungen in den \r\neinzelnen Mitgliedstaaten zu beobachten. Trotz der Koordinierung auf EU\r\nEbene über das Netzwerk der zuständigen Behörden führt der Mangel an \r\nLeitlinien seitens der EU dazu, dass die Mitgliedstaaten eigene Kriterien und \r\nSanktionsniveaus entwickeln. Dies birgt die Gefahr von Marktverzerrungen und \r\neines ungleichen Wettbewerbsfeldes innerhalb der EU. \r\n• Viele zuständige Behörden haben bislang noch keine Durchsetzungs- \r\noder Vollzugsrahmen entwickelt oder vorgeschlagen. Dort, wo \r\nentsprechende Vorschläge vorliegen, unterscheiden sie sich hinsichtlich \r\nKriterien, Kategorien, Höhe der Geldbußen sowie der Durchsetzungsverfahren. \r\nEs besteht die Gefahr, dass Deutschland sich selbst benachteiligt, wenn es ein \r\nmaximalistisches Sanktionsregime festlegt, verglichen mit anderen \r\nMitgliedstaaten. So beträgt die Mindestgeldbuße in Italien beispielsweise 1.000 \r\nEUR, während die Höchstgeldbuße bei 10 % des Jahresumsatzes liegt (und \r\ndamit nur die Hälfte des in der Verordnung vorgesehenen Höchstbetrags). \r\n• Zudem bestehen unterschiedliche Auslegungen des Wortlauts der Verordnung \r\nselbst. Französische Behörden interpretieren die Berichtspflichten der \r\nVerordnung dahingehend, dass sie für sämtliche Gasimporte nach Frankreich \r\ngelten, sodass alle Unternehmen, die nach Frankreich importieren, gegenüber \r\nden französischen Behörden berichtspflichtig wären. Die Verordnung sieht \r\nhingegen vor, dass Importeure an die zuständigen Behörden des Mitgliedstaats \r\nberichten, in dem sie niedergelassen sind. Würden alle Mitgliedstaaten der \r\nfranzösischen Auslegung folgen, würde dies zu erheblichen Doppelungen und \r\nIneffizienzen bei der Berichterstattung im Rahmen der EUMR führen. \r\n• Erforderlich ist daher ein harmonisierter Ansatz, der Rechtssicherheit und \r\ngleiche Wettbewerbsbedingungen in der gesamten EU gewährleistet. Dabei ist \r\nes wesentlich, dass Sanktionsregelungen ausdrücklich an die Verfügbarkeit \r\nvon Compliance-Pfaden geknüpft werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017242","regulatoryProjectTitle":"Änderung eines Kommissions-Vorschlags für einen delegierten Rechtsakt zu \"low carbon hydrogen\" ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/91/a4/551642/Stellungnahme-Gutachten-SG2506230006.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":"To whom it may concern\r\nThis ad-hoc industry alliance comprises 19 companies, active along the entire hydrogen value chain. With this letter the undersigned companies would like to urgently draw the attention to the draft delegated act “specifying a methodology for assessing greenhouse gas emissions savings from low-carbon fuels” (LCH DA).\r\nLast week an updated draft of the LCH DA was shared with Member States experts, one of the formal last steps ahead of the official publication of the DA by the European Commission.\r\nAfter a thorough assessment of the LCH DA the companies of this industry alliance conclude that the present draft will effectively prevent the ramp-up of low-carbon hydrogen in the EU. The industry alliance has been closely following the drafting process on every step and has thus continuously provided constructive feedback on the economics and the technicalities of the hydrogen market. While it is true that the European Commission has met some stakeholder asks throughout the process (such as hourly emission accounting for electricity input and the possibility to use project specific values for the upstream methane emissions) it has not addressed most concerns and has doubled down on others: the increase in default values for the upstream CO2, N2O and CH4 emissions, in combination with the absence of methodologies for project specific emission values for the CO2 of natural gas, is so restrictive that it will prevent almost all “blue hydrogen” (low-carbon hydrogen from natural gas in combination with carbon capture and storage) production in and imports to the EU, except for very limited cases. Additionally, the flat-rate application of the 40% surcharge has hardly been improved.\r\nThe significantly limited low-carbon hydrogen ramp-up in combination with the delayed and more costly ramp-up of renewable hydrogen production in the EU, will substantially slow hydrogen investments and market development for the foreseeable future. Such a development contradicts fundamentally the EU’s competitiveness and decarbonisation agenda. A foreseeable ramp-up is the prerequisite for all companies willing to invest in projects that rely on large and affordable volumes of hydrogen, namely industrial use-cases (e.g. decarbonized steel, sustainable transport fuels, sustainable chemicals), hydrogen transport infrastructure, hydrogen-ready gas-fired power plants and many more.\r\nWe thus strongly encourage the European Parliament, the Member States as well as the European Commission, to urgently act in the spirit of the recently announced competitiveness agenda and work towards redrafting the delegated act. For this purpose you will find in the annex the key concerns already raised at previous stages of the drafting process, as they remain both unaddressed and indispensable. However, we would caution against picking individual points as they only work in a context with each other and if adopted individually, could create more complications rather than facilitating the ramp-up.\r\nNow – like at the previous stages of the drafting process - the undersigned companies continue to stand ready with their expertise to second a swift redrafting of the DA.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021651","regulatoryProjectTitle":"Verbesserung des Förderinstruments der Klimaschutzverträge zur Förderung dekarbonisierter Industrieanwendungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/e3/665789/Stellungnahme-Gutachten-SG2512220038.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Konsultation Klimaschutzverträge - Fragen \r\n1. Dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) ist es wichtig, einen tieferen Einblick in die \r\nHerausforderungen der Industrie bei der Dekarbonisierung zu erlangen. Mit diesem Wissen können \r\ndie CO2-Differenzverträge (Klimaschutzverträge), aber auch andere Förderformate, zielgerichtet \r\nweiterentwickelt werden. \r\nNachfolgend können Sie spezifische Fragen zu den Herausforderungen der Industrie bei der \r\nDekarbonisierung beantworten. \r\nWas sind aus Ihrer Perspektive die zentralen Hürden im Rahmen der Dekarbonisierung der Industrie \r\nin Ihrem Sektor bzw. für Ihr Unternehmen bei der Umsetzung Ihrer Vorhaben? Bitte wählen Sie bis zu \r\nfünf Optionen aus. (* Pflichtangabe) \r\n• Es bestehen keine Hürden für die Dekarbonisierung der Industrie. \r\n• Verfügbarkeit von Energieträgern oder Rohstoffen für CO2-arme Produktionsverfahren. \r\n• Preise von Energieträgern oder Rohstoffen für CO2-arme Produktionsverfahren. \r\n• Höhe der Netzentgelte, Steuern und sonstigen Umlagen. \r\n• Zugang zu benötigtem Kapital. \r\n• Zahlungsbereitschaft der Kunden für CO2-arme Produkte (\"Green Premium\"). \r\n• Technische Risiken CO2-armer Anlagen. \r\n• Engpässe bei Fachkräften und Know-how. \r\n• Verfügbarkeit von Transport- und/oder Speicherinfrastruktur (z. B. Strom, Wasserstoff, CO2). \r\n• Sonstiges: Zeitliche Abstimmung von finalen Investitionsentscheidungen und damit \r\neinhergehenden Fertigstellungsdaten über alle Wertschöpfungsstufen (Produktion, \r\nInfrastruktur und Abnahmevertrag beim Kunden) hinaus. \r\nBestehen aus Ihrer Sicht Risiken hinsichtlich der Versorgung mit strategisch relevanten Rohstoffen \r\nund Energieträgern (ggf. vor dem Hintergrund Ihres geplanten Vorhabens)? \r\n• Ja, aus unserer Sicht bestehen folgende Risiken: Mit der Außerbetriebnahme zahlreicher \r\nProduktionsanlagen für grauen Ammoniak (ab Anfang der 30er Jahre) wird die \r\nDüngemittelproduktion dauerhaft und vermehrt auf Ammoniak-Importe angewiesen sein. \r\nEine Förderung von Grünem-Ammoniak-Importverträgen sichert die Versorgung dieses für \r\ndie Landwirtschaft wichtigen Rohstoffs und ist zudem transformativ, da eine \r\nWiederaufnahme der grauen Ammoniakproduktion nach Stilllegung der Produktionsanlagen – nicht zuletzt durch die Implementation von CBAM unmöglich wird. Die Transformation \r\nf\r\nindet in der Lieferkette - Hafen (Terminal/Tank) und Transport (Schiffe/Güterverkehr auf der \r\nSchiene) - statt. \r\n• Nein. \r\n• Keine Angabe. \r\nBestehen strukturelle (technische oder stoffliche) Abhängigkeiten von anderen Unternehmen (z. B. \r\ninnerhalb von Produktionsclustern durch Kuppelprodukte und zentrale Anlagen)? Falls ja, wie \r\nbeeinflussen diese möglicherweise die zeitliche, technische und organisatorische Umsetzbarkeit von \r\nDekarbonisierungsvorhaben in Ihrem Unternehmen? \r\n• Ja, es bestehen folgende strukturelle Abhängigkeiten zu anderen Unternehmen mit folgenden \r\nEinflüssen: \r\n• Nein, es bestehen keine relevanten strukturellen Abhängigkeiten zu anderen Unternehmen. \r\n• Keine Angabe. \r\nPlanen Sie hinsichtlich Ihres Vorhabens im Förderprogramm CO2-Differenzverträge \r\n(Klimaschutzverträge) den Einsatz von Wasserstoff? \r\n• Ja. \r\n• Nein. \r\nDekarbonisierung der Industrie in Deutschland - Ihre Sichtweise \r\nWelche Quellen nutzt bzw. plant Ihr Unternehmen für die Finanzierung von \r\nDekarbonisierungsvorhaben? (Mehrfachauswahl möglich) \r\n• Fremdkapital (z. B. Bankkredite, Anleihen). \r\n• Eigenkapital (z. B. Innenfinanzierung, Beteiligungskapital, Kapitalerhöhung). \r\n• Öffentliche Fördermittel (z. B. direkte Förderungen, Förderkredite, Bürgschaften). \r\n• Sonstige: \r\n• Keine Angabe. \r\nWelche Aspekte der Finanzierung von Dekarbonisierungsvorhaben stellen Ihr Unternehmen im \r\nVergleich zu konventionellen Vorhaben vor Herausforderungen? \r\n• FREITEXT \r\nStellen Banken und Investoren zusätzliche Anforderungen für die Finanzierung großer \r\nDekarbonisierungsvorhaben in der Industrie? \r\n• Ja, und zwar: \r\n• Nein. \r\n• Keine Angabe. \r\nWelche (weiteren) internen oder externen Faktoren könnten möglicherweise zu einer Verzögerung \r\ndes operativen Beginns bei der Umsetzung eines oder ggf. Ihres geplanten Vorhabens führen? Welche \r\nMaßnahmen wären ggf. nötig, um diese zu adressieren? \r\n• Interne Faktoren und mögliche Maßnahmen: \r\n• Externe Faktoren und mögliche Maßnahmen: \r\n• Keine Angabe. \r\nDas BMWE überprüft die Architektur des Förderprogramms CO2-Differenzverträge \r\n(Klimaschutzverträge) auf eine unbürokratische, technologieoffene, effiziente und effektive \r\nAusgestaltung. Nachfolgend können Sie spezifische Fragen zur Architektur des Förderprogramms \r\nbeantworten. \r\nVereinfachungen des Förderprogramms für den Mittelstand \r\nFolgende Änderungen der Förderrichtlinie CO2-Differenzverträge (Klimaschutzverträge) im Entwurf \r\nvom 06.10.2025 (FRL KSV) sollen den Zugang zum Förderprogramm für den Mittelstand verbessern: \r\na. Eine Absenkung der Mindestgröße der jährlichen Treibhausgasemissionen des \r\nReferenzsystems von 10 auf 5 kt CO2-Äquivalent kann Vorhaben kleiner und mittlerer \r\nUnternehmen die Teilnahme ermöglichen oder vereinfachen (Nummer 4.16(a) FRL KSV); \r\n2 \r\nb. Um Fehler bei der Antragseinreichung zu vermeiden, kann der Antragsteller der \r\nBewilligungsbehörde die von ihm vorbereiteten Antragsunterlagen sowie das ausgefüllte \r\nMuster des CO2-Differenzvertrags (Klimaschutzvertrags) vorab zur unverbindlichen Prüfung \r\nübermitteln (Nummmer 8.1(h) FRL KSV); \r\nc. Zur Flexibilisierung der Kumulierungsregeln werden bei freiwilligem Verzicht des \r\nAntragsstellers auf bewilligte anderweitige Förderungen diese im Bewertungskriterium der \r\nFörderkosteneffizienz und hinsichtlich des Höchstpreises nicht berücksichtigt (Nummer \r\n8.3(e)(iii) FRL KSV). \r\nIst die Umsetzung hinsichtlich der Verbesserung der Mittelstandsfreundlichkeit Ihrer Einschätzung \r\nnach zielführend? \r\n• Ja. \r\n• Nein. \r\n• Keine Angabe. \r\nSie haben hier die Möglichkeit, Ihre Einschätzung zu erläutern. (max. 1.000 Zeichen) \r\nErhöhung der Flexibilität des Förderprogramms \r\nZur Steigerung des Wettbewerbs, der Wettbewerbsfähigkeit und der Attraktivität des Programms \r\nfür die Antragsteller möchten wir folgende Änderungen bzw. Maßnahmen, die insbesondere die \r\nFlexibilität des Förderprogramms erhöhen, konsultieren: \r\na. Verlängerung der Frist für den operativen Beginn der Vorhaben für alle Vorhaben im \r\nFörderaufruf; Möglichkeit für Wasserstoff-, Strom- und CCU/S-Vorhaben zu \r\nverlängern (vgl. Nummer 4.2(a) und (b) FRL KSV); \r\nb. Erhöhte Flexibilität bei Änderungen bzgl. der Zusammensetzung von Konsortien \r\nzwischen vorbereitendem Verfahren und Gebotsverfahren (Nummer 8.6(b) FRL KSV); \r\nc. Flexibilität bei CO2-Einsparungen in den ersten Jahren und reduzierte Komplexität \r\ndurch Wegfall des zweiten Bewertungskriteriums der relativen \r\nTreibhausgasemissionsminderung in den ersten fünf Jahren (Nummer 8.3(d), Anhang \r\n2 FRL KSV) und Streichung korrespondierender Absicherungen und Pönalen (Nummer \r\n4.16 und 9.5(b) FRL KSV); \r\nd. Erhöhte Flexibilität bezüglich der Produktionsmengen durch Erhöhung des \r\nAbweichungskorridors von der geplanten absoluten \r\nTreibhausgasemissionsminderung und geringere Strafen (Nummer 12.2(a)(viii) und \r\n12.2 (b) FRL KSV); \r\ne. Erhöhte Flexibilität bei eingesetzten Energieträgern durch reduzierte Anforderungen \r\nan Änderungen der geplanten Energieträgereinsätze sowie vereinfachte \r\nWechselmöglichkeit zwischen Grünem und CO2-armem Wasserstoff (Nummer 7.3(a) \r\nFRL KSV). \r\nBegrüßen Sie diese Regelung(en)? \r\n• Ja. \r\n• Nein. \r\n• Keine Angabe. \r\nSie haben hier die Möglichkeit, Ihre Einschätzung zu erläutern. (max. 1.000 Zeichen) \r\n3 \r\nWasserstoffmarkthochlauf \r\nDie Hürden für die Teilnahme von Wasserstoffvorhaben sollen herabgesetzt und die \r\nFörderbedingungen für diese Vorhaben verbessert werden. Folgende Änderung soll konsultiert \r\nwerden: \r\nEine Verlängerung der Frist für den operativen Beginn ist möglich, sofern diese aufgrund der \r\nWasserstoff-Infrastruktur erforderlich ist (Nummer 4.2(b) FRL KSV). \r\nBegrüßen Sie diese Regelung(en)? \r\n• Ja. \r\n• Nein. \r\n• Keine Angabe. \r\nSie haben hier die Möglichkeit, Ihre Einschätzung zu erläutern. (max. 1.000 Zeichen) \r\nCCU/S-Vorhaben \r\nMit der Öffnung des Förderprogramms für Vorhaben, in denen die Treibhausgasemissionsminderung \r\ndurch Technologien zur Abscheidung und Speicherung (CCS) oder Abscheidung und Nutzung (CCU) \r\nvon CO2 erzielt wird (CCU/S-Vorhaben), können sich die CO2-Differenzverträge (Klimaschutzverträge) \r\nbesser an die Anforderungen der energieintensiven Industrie anpassen. Folgende Änderungen sollen \r\nkonsultiert werden: \r\na. Öffnung des Förderprogramms für CCU/S-Vorhaben, die nicht oder schwer \r\nvermeidbare Treibhausgasemissionen abscheiden und nutzen oder abscheiden und \r\nspeichern (Nummer 4.15(a) FRL KSV); \r\nb. Verlängerung der Frist für den operativen Beginn möglich, sofern aufgrund von \r\nInfrastrukturaspekten dies erforderlich ist (Nummer 4.2(b) FRL KSV); \r\nc. Zulassung der Bildung eines Konsortiums zwischen Betreibern von \r\nProduktionsanlagen und Betreibern von Abscheideanlagen (Nummer 4.15(d) FRL \r\nKSV); \r\nd. Ggf. sind weitere technische Änderungen im CCU/S-Regelwerk denkbar. \r\nBegrüßen Sie die Regelungen zu CCU/S in Nummer 4.15 FRL KSV? \r\n• Ja. \r\n• Nein. \r\n• Keine Angabe. \r\nHalten Sie die unter Nummer 4.15 FRL KSV aufgenommenen Regelungen zu CCU/S für ausreichend? \r\n• Ja. \r\n• Nein. \r\n• Keine Angabe. \r\nFreitext: \r\nCCU/S-Early-Mover sollten gezielt unterstützt werden, um Investitionen abzusichern. Hierfür \r\nunterstützt Uniper die Klimaschutzverträge.  \r\n4 \r\nSpezifische Fragen zur Architektur der CO2-Differenzverträge (Klimaschutzverträge)  \r\nFörderfähigkeit von Industriedampf \r\nIm Förderaufruf kann geregelt werden, dass Vorhaben, die der Herstellung von Industriedampf im \r\nSinne von Nummer 2.18 FRL KSV dienen, förderfähig sind (Nummer 4.17(g) FRL KSV). In diesem Fall \r\nkann die Herstellung von Industriedampf ohne die Bildung eines Konsortiums nach Nummer 5.2 FRL \r\nKSV gefördert werden. \r\nBegrüßen Sie diese Regelung(en)? \r\n• Ja. \r\n• Nein. \r\n• Keine Angabe. \r\nSie haben hier die Möglichkeit, Ihre Einschätzung zu erläutern. (max. 1.000 Zeichen) \r\nDeckelung von Überschusszahlungen \r\nEs wird erwogen, die Überschusszahlungspflichten zu deckeln, d.h. die Gesamtsumme negativer \r\nAuszahlungsbeträge zu beschränken. Negative Auszahlungsbeträge würden sich ergeben, wenn das \r\nCO2-ärmere Produktionsverfahren günstiger ist als die konventionelle Referenz. \r\nWie ist Ihre Einschätzung zur Deckelung von Überschusszahlungen? \r\n• Eine Deckelung ist äußerst wichtig bei der Entscheidung für ein Dekarbonisierungsvorhaben. \r\n• Eine Deckelung verbessert die Planungssicherheit. \r\n• Eine Deckelung hat keinerlei Auswirkungen. \r\n• Diese Änderung sollte nicht eingeführt werden. \r\n• Keine Angabe. \r\nSie haben hier die Möglichkeit, Ihre Einschätzung zu erläutern. (max. 1.000 Zeichen) \r\nMöglichkeit für weiteres Feedback und Stellungnahmen zur Architektur der CO2-Differenzverträge \r\n(Klimaschutzverträge) \r\nIm letzten Teil der Konsultation haben Sie die Möglichkeit, Änderungen und Verbesserungen zu \r\nspezifischen Themen und unter Angabe der Nummern des Entwurfs der Förderrichtlinie CO2\r\nDifferenzverträge (Klimaschutzverträge) vorzuschlagen. Bitte begründen Sie Ihre Hinweise kurz und \r\nprägnant. Jede konstruktive Rückmeldung hilft, das Förderinstrument zu verbessern, und kann sich \r\ndamit ökonomisch wie ökologisch positiv auswirken. \r\nBerücksichtigen Sie bitte auch die nach KUEBLL geforderte Einschätzung des Einflusses auf den \r\nWettbewerb, also ob die Maßnahme angemessen ist und welche Auswirkungen aus Ihrer Sicht \r\nerwartet werden. \r\nHier können Sie Ihre Stellungnahme zu Themen des Entwurfs der Förderrichtlinie angeben: \r\n(max. fünf Themen) \r\n5 \r\nAllgemeines Feedback in Freitextform \r\nAus unserer Sicht ist es für Industriekunden wichtig, dass dekarbonisierter Ammoniak mit dem \r\nInstrument Klimaschutzverträge unterstützt wird.  Um die chemische und die Düngemittelindustrie in \r\nDeutschland gezielt zu unterstützen, sollte Deutschland über Klimaschutzverträge auch Anreize für den \r\nImport von RFNBO-Ammoniak (als Zwischenprodukt) setzen. Bisher ist eine Förderung nur dann \r\nmöglich, wenn damit die Umstellung des Transformationsprozesses einhergeht. Der Import von \r\ngrünem Ammoniak zahlt auf das RFNBO-Industrieziel der RED3 ein (42% in 2030). Mittels einer \r\nFörderung über die Klimaschutzverträge kann für die Industrie in Deutschland, die derzeit grauen \r\nAmmoniak verarbeitet, der nötige Anreiz geschaffen werden, dekarbonisierten Ammoniak \r\nnachzufragen. Die dadurch entstehende Nachfrage ist auch Voraussetzung für die Etablierung einer \r\nkompletten innovativen Lieferkette inklusive der Rolle für die Midstreamer und der Errichtung der \r\nerforderlichen Importinfrastruktur. "},"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":"2025-12-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021651","regulatoryProjectTitle":"Verbesserung des Förderinstruments der Klimaschutzverträge zur Förderung dekarbonisierter Industrieanwendungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/dd/5f/665791/Stellungnahme-Gutachten-SG2512220041.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Dekarbonisierung mit grünem Ammoniak  \r\nAus Uniper – Sicht möchten wir auf die strategische Bedeutung der Einfuhr von grünem Ammoniak \r\nhinweisen, das den RFNBO-Kriterien der RED III entspricht. Für das Erreichen der Klimaziele, die \r\nTransformation der Grundstoffindustrien und die Sicherung internationaler Lieferketten ist die \r\nrechtzeitige Etablierung eines verlässlichen Marktes entscheidend. Vor diesem Hintergrund \r\nmöchten wir drei Punkte hervorheben, wie die Bundesregierung Importe von Ammoniak zur \r\nUnterstützung der Dekarbonisierung der Industrie zielgerichtet über Quoten oder \r\nKlimaschutzverträge im Rahmen der RED III unterstützen kann – ergänzt durch öffentlich belegte \r\nStudienergebnisse zu Kosten- und CO₂-Wirkungen: \r\n1. Beibehaltung der Mindest-RFNBO-Quoten für die Industrie – Investitionsschutz und hohe \r\nKlimawirkung \r\nDie chemische Ammoniakproduktion verursacht pro Tonne Produkt rund 2,0–2,9 t CO₂ – laut \r\nInternational Energy Agency eines der emissionsintensivsten industriellen Erzeugnisse („IEA: \r\nAmmonia Technology Roadmap“, 2021). Der Ersatz von grauem durch importiertes grünes \r\nAmmoniak eliminiert diese Emissionen nahezu vollständig: der CO2-Fußabdruck des von Uniper \r\neingekauften grünen Ammoniaks beläuft sich auf 0,13 t CO2 (gemäß CertifHy-Vorgaben).  \r\nAnalysen der EU-Kommission („Hydrogen Strategy for a Climate-Neutral Europe“, 2020) sowie \r\nFraunhofer ISE („Wege zur Treibhausgasneutralität“, 2021) bestätigen, dass grüner Ammoniak zu \r\nden kosteneffizientesten Dekarbonisierungshebeln zählt, insbesondere weil bestehende \r\nIndustrie- und Logistikinfrastrukturen genutzt werden können, auch für eine weiterfolgende \r\nUmwandlung in grünen Wasserstoff.  \r\nFazit: Klare RFNBO-Quoten sichern nicht nur den Investitionsschutz, sondern heben ein \r\nüberdurchschnittlich hohes CO₂-Vermeidungspotenzial je Euro Förderung. Die Beibehaltung der \r\nbestehenden RFNBO-Kriterien schafft Verlässlichkeit, verwässert nicht den CO2 -Fussabdruck und \r\npönalisiert nicht die „First Movers“. Technologien und im Bau befindliche Projekte von RFNBO\r\nkonformem Ammoniak stehen im Gegensatz zu anderen Technologien im Erprobungsstadium (etwa \r\nCCS) bereits jetzt für die Industrie zur Verfügung. \r\n2. Umsetzung der RED III über Quoten oder – wo erforderlich – über Klimaschutzverträge – \r\neinschließlich klarer Förderkriterien für importierten grünen Ammoniak in der 2. KSV-Auktion \r\nGrüner Ammoniak erzielt eine der höchsten CO₂-Minderungen je eingesetzter MWh erneuerbarer \r\nEnergie. Studien von Agora Energiewende („Klimaneutrale Industrie“, 2020) und dem IPCC \r\n(„Mitigation of Climate Change“, 2022) zeigen, dass insbesondere die Substitution von grauem \r\nAmmoniak oder grauem Wasserstoff zu den größten unmittelbaren Emissionsreduktionen in der \r\nIndustrie führen. \r\nGeneral - Unencrypted \r\nZudem gelten Klimaschutzverträge laut BMWK-Leitstudie und EU-Beihilferahmen als besonders \r\neffiziente Förderinstrumente, da sie lediglich die Differenzkosten abdecken und damit \r\nhaushaltsschonend wirken. \r\nDamit diese Klimawirkung realisiert werden kann, ist es zwingend erforderlich, dass importierter, \r\nRFNBO-konformer grüner Ammoniak in der nächsten KSV-Auktionsrunde explizit und \r\nrechtssicher förderfähig definiert wird. Die erste Ausschreibungsrunde bot hierzu noch keine \r\nausreichende Klarheit. \r\nFür die zweite Auktion der Klimaschutzverträge schlägt Uniper deshalb vor, folgende Punkte \r\nverbindlich in die Ausschreibungsunterlagen aufzunehmen: \r\n• klare Anerkennung von importiertem grünen Ammoniak als förderfähige \r\nDekarbonisierungsoption, \r\n• Gleichstellung mit inländisch erzeugtem Wasserstoff, \r\n• präzise Definition der anrechenbaren CO₂-Einsparungen. \r\nNur mit diesen eindeutigen Vorgaben können Unternehmen und Importeure Investitions- und \r\nBeschaffungsentscheidungen treffen. Der chemischen und auch der Düngemittelindustrie würde \r\nhiermit eine willkommene und volkswirtschaftlich vertretbare Unterstützung für die \r\nDekarbonisierungsbestrebungen in Deutschland geboten. Diese Art der Förderung wird von \r\nnamhaften Unternehmen in Deutschland ausdrücklich begrüßt. Damit wird die nötige Marktbreite \r\ngeschaffen, um die RED-III-Ziele effizient zu erreichen und internationale Lieferketten frühzeitig zu \r\nstabilisieren. Der in den KSV gewünschte transformative Prozess findet nicht nur im exportierenden \r\nLand statt, sondern eben auch im importierenden Land, wo die bestehenden „supply chains“, etwa \r\nSchiffsflotten, Häfen, Terminals, angepasst bzw. auch für den Import (und in weiterer Folge zur \r\nAufbereitung von grünem Wasserstoff (mittels Crackern) etwa für den Raffineriesektor neugestaltet \r\nwerden. \r\n3. Grenzen von H2Global – Bedarf eines wertschöpfungskettenübergreifenden Ansatzes \r\nH2Global ist ein wichtiges Pilotinstrument, stößt jedoch strukturell an Grenzen. Die IEA („Global \r\nHydrogen Review“, 2023) weist darauf hin, dass wettbewerbliche, quotengestützte \r\nImportmodelle langfristig resilienter und kosteneffizienter sind als zentralisierte Single-Buyer\r\nSysteme. \r\nDas H2 Global-Modell sieht vor, dass ein staatlicher Einkäufer die Marktpreise nicht durch Angebot \r\nund Nachfrage, sondern anhand von administrativ bestimmten Auktionen festlegt. Dadurch bleibt \r\nfür private Midstream-Unternehmen kein Raum, durch Wettbewerb effizientere zeitliche oder \r\nmengenbezogene Vermittlungen zwischen Produktion (Upstream) und Abnehmern (Downstream) \r\nzu ermöglichen. \r\nDa private Midstreamer – die normalerweise auch die Logistik übernehmen – ausgeschlossen \r\nwerden, müssen nun die Produzenten zusätzlich logistische Aufgaben bewältigen. Die dafür \r\nGeneral - Unencrypted \r\nnotwendige enge Verbindung zwischen Produktion und Logistik führt dazu, dass letztlich höhere \r\nKosten auf die Endverbraucher zukommen. \r\nH2 Global konzentriert sich zudem auf langfristige Einkaufs- und kurzfristige Verkaufsverträge und \r\nvernachlässigt damit die Bedürfnisse von Downstream-Kunden, die an mittelfristigen \r\nVertragslaufzeiten und entsprechenden Sicherheiten interessiert sind. \r\nEin weiterer Punkt ist, dass Projekte mit bereits erreichtem FID-Status vom Wettbewerb \r\nausgeschlossen werden. Gerade in der Anfangsphase eines Marktes ist es aber wichtig, solche \r\nVorhaben – meist durch Wagniskapital finanzierte „First Mover“ – zu unterstützen, da sie eine \r\nzentrale Rolle bei der Entwicklung des Marktes spielen. \r\nZudem betont die EU-Kommission im delegierten Rechtsakt zur RED III, dass Quotensysteme \r\nbestehende Marktakteure integrieren und dadurch geringere Systemkosten verursachen. Ein \r\ninstrumentelles Vorgehen, das Midstream-Infrastruktur – etwa in deutschen Häfen – nicht \r\neinbindet, führt dagegen zu Ineffizienzen und verhindert die Skalierung privatwirtschaftlicher \r\nInvestitionen. Zudem ist unklar, wann und wie H2 Global wieder aus dem Markt zurücktritt.  \r\nFazit \r\nMehrere internationale Studien bestätigen, dass grüner Ammoniak zu den wirksamsten und \r\nkosteneffizientesten industriellen Klimaschutzmaßnahmen gehört, insbesondere aufgrund der \r\nhohen CO₂-Einsparung pro Euro Förderung. Ein robustes Marktdesign aus RFNBO-Quoten und – wo \r\nerforderlich – klar ausgestalteten Klimaschutzverträgen ist daher entscheidend, um dieses \r\nPotenzial zu heben und Deutschland als Leitmarkt für klimaneutrale Grundstoffe zu positionieren.  \r\nDie größte CO2 – Einsparung im gesamten Wasserstoff-Komplex mit den geringsten öffentlichen \r\nMitteln, also das beste Preis-Leistungs-Verhältnis, ist bei der Umstellung von grauem auf grünen \r\nAmmoniak zu erreichen. Das Auftreten von H2 Global birgt das Risiko, durch staatlich garantierte \r\nNachfrage, Preisverzerrungen und Marktzutrittshürden den Wettbewerb zu schwäc"},"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":"2025-12-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023265","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des Lieferkettensorgfaltpflichtengesetzes (\"LkSG\").","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/12/51/712640/Stellungnahme-Gutachten-SG2603270002.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) / Corporate Sustainability Due \r\nDiligence Directive (CS3D) \r\nWarum wird der Abschluss von Verträgen durch die beiden Regulierungen \r\nerschwert bzw. unmöglich gemacht? \r\n1. Umfangreiche ex-ante-Prüfpflichten (z.B. Risikobewertungen): Die \r\nerforderlichen Prüfungen müssen vor Vertragsabschluss abgeschlossen sein, \r\num Haftungs‑ und Bußgeldrisiken zu vermeiden. Insbesondere bei \r\nzeitkritischen Beschaffungen und Trading‑Aktivitäten ist dies in der Praxis \r\nhäufig nicht realisierbar. Geschäftspartner außerhalb der EU sind teilweise \r\nnicht bereit oder nicht in der Lage, die geforderten Informationen \r\nbereitzustellen, was zum Abbruch von Vertragsverhandlungen führen kann. \r\n2. Weitergabe von Sorgfaltspflichten entlang der Lieferkette: LkSG und \r\nCS3D erzeugen erheblichen Druck, Sorgfaltspflichten vertraglich an \r\nGeschäftspartner weiterzureichen. Dies schafft zusätzliche Risiken, \r\ninsbesondere für Partner in Drittstaaten, die sich mit Haftungsunsicherheiten \r\nkonfrontiert sehen. Für Unternehmen wie Uniper ist die tatsächliche Einhaltung \r\nder Sorgfaltspflichten entlang komplexer Lieferketten jedoch nur begrenzt \r\nüberprüfbar. Andersherum erstellen viele Geschäftspartner LkSG-gemäß \r\neigene Code of Conducts (CoC) und verlangen von Unternehmen wie Uniper \r\nderen Einhaltung. Die CoC sind jedoch allesamt sehr unterschiedlich \r\nausgestaltet. Der Aufwand für die Prüfung und Verhandlung dieser in den CoC \r\nenthaltenen Regelungen, insbesondere im Falle von Verstößen, bedeutet ein \r\nhoher Aufwand, der den Vertragsabschluss zusätzlich erschwert und verzögert. \r\n3. Rechtsunsicherheit durch große Interpretationsspielräume: Bei der \r\nAuslegung von LkSG und CS3D bestehen weiterhin erhebliche \r\nInterpretationsspielräume, die auch nach dem Omnibus‑I‑Verfahren \r\nfortbestehen. Diese Rechtsunsicherheit wirkt sich unmittelbar auf \r\nVertragsgestaltung und Risikobewertung aus, da Unternehmen nicht \r\nverlässlich einschätzen können, wann vertragliche Sicherungen als \r\nausreichend gelten. So bleibt etwa offen, wie die gesetzlich geforderten \r\nvertraglichen \r\nZusicherungen gegenüber direkten oder indirekten \r\nGeschäftspartnern konkret auszugestalten sind. Auch der Begriff des \r\n„Einflussvermögens“ ist nicht klar definiert, insbesondere im Hinblick auf \r\nindirekte Geschäftspartner. \r\n4. CS3D als nichttarifäres Handelshemmnis und mögliche Auswirkungen \r\nauf die Energieversorgungssicherheit: Die USA und Katar haben die \r\nextraterritoriale Anwendung der CS3D wiederholt kritisiert und mit möglichen \r\nEinschränkungen von LNG‑Lieferungen gedroht. Angesichts der starken \r\neuropäischen Abhängigkeit von diesen Lieferländern könnten solche \r\nMaßnahmen negative Auswirkungen auf Vertragsabschlüsse und damit die \r\nEnergieversorgungssicherheit haben. Auch wenn es bislang bei \r\nAnkündigungen geblieben ist, verstärkt die im Raum stehende Aussetzung des \r\nGeneral - Unencrypted \r\nEU‑US‑Zollabkommens die Wahrnehmung der CS3D als zusätzliches \r\nnichttarifäres Handelshemmnis. \r\nWelche regulatorischen Anpassungsnotwendigkeiten sieht Uniper?  \r\nAls großer Energieversorger mit internationalen Handelspartnern sieht Uniper sich in \r\nder Verantwortung, die Einhaltung von Menschenrechten in der Lieferkette zu \r\nüberwachen und sicherzustellen. Vor diesem Hintergrund begrüßen wir die \r\nZielsetzung sowohl von LkSG and CS3D. \r\nGleichzeitig sehen wir folgenden Anpassungsbedarf, um Praxistauglichkeit und \r\nWettbewerbsfähigkeit zu gewährleisten: \r\n1. Konsequente Harmonisierung der Regelungen: Einheitliche und kohärente \r\nVorgaben sind erforderlich, um Rechtssicherheit für global tätige Unternehmen \r\nzu schaffen und einen regulatorischen Flickenteppich zu vermeiden. \r\n2. Vermeidung von Doppel‑ und Mehrfachregulierungen: Trotz zeitlicher \r\nEntzerrungen („stop‑the‑clock“) und reduzierter Datenanforderungen fehlt \r\nbislang eine vollständige Integration bestehender europäischer und nationaler \r\nRegelwerke. \r\n3. Präzisierung der Haftungsregelungen: Klarere Haftungsmaßstäbe sind \r\nnotwendig, damit Unternehmen ihre Risiken verlässlich bewerten und steuern \r\nkönnen. \r\n4. Weitere Stärkung des risikobasierten Ansatzes: Unternehmen sollten sich \r\nauf jene Teile ihrer Tätigkeitsketten konzentrieren können, in denen \r\ntatsächliche oder potenzielle negative Auswirkungen am wahrscheinlichsten \r\nsind. \r\n5. Stärkere politische Flankierung der Umsetzung: Aufgrund erheblich \r\ngebundener personeller, technischer und finanzieller Ressourcen ist eine \r\nstärkere politische Unterstützung erforderlich. Dazu zählen insbesondere die \r\nBereitstellung \r\noder \r\nFinanzierung \r\nstandardisierter \r\nESG‑Tools \r\nund \r\nDatenbanken, die Entwicklung einheitlicher, rechtssicherer Vertragsklauseln \r\nsowie die Einrichtung von Mediations‑ oder Unterstützungsstellen für komplexe \r\nVertragsverhandlungen, insbesondere mit Partnern in Drittstaaten. Auch die \r\nZusicherung \r\neiner \r\nkontinuierlichen \r\nfinanziellen \r\nFörderung \r\nvon \r\nBranchendialogen ist notwendig, um gemeinsam Risiken zu adressieren und \r\ndie praktische Umsetzung der Regulierung sicherzustellen. \r\n6. Differenzierung zwischen unternehmensspezifischen und systemischen \r\nRisiken: LkSG und CS3D adressieren Risiken derzeit primär über \r\nunternehmerische Sorgfaltspflichten und verlagern damit auch solche Risiken \r\nauf Unternehmen, die aus geopolitischen, staatlichen oder strukturellen \r\nRahmenbedingungen resultieren und von einzelnen Unternehmen nicht \r\nbeeinflussbar sind. Wo Risiken systemischer Natur sind, sollten diese stärker \r\nGeneral - Unencrypted \r\nauf politischer Ebene adressiert und – wo möglich – durch koordinierende \r\naußen‑, handels‑ oder energiepolitische Instrumente flankiert werden. \r\nWelche Unterschiede gibt es bei der Implementierung in verschiedenen \r\neuropäischen Mitgliedsstaaten? \r\n1. Unterschiedliche Ausgangslage durch nationale Vorläufergesetze: \r\nDeutschland und andere Mitgliedstaaten verfügen bereits über nationale \r\nSorgfaltspflichten‑Regime, die teilweise über die CS3D hinausgehen. Dies führt \r\nfür grenzüberschreitend tätige Unternehmen zu Mehrfachverpflichtungen. \r\n2. Divergierende Durchsetzung und Behördenpraxis: Die nationale \r\nUmsetzung unterscheidet sich unter anderem hinsichtlich Sanktionsniveaus \r\nund Prüfintensität, was zu Rechts‑ und Planungsunsicherheit führt. \r\n3. Risiko eines Wettbewerbsnachteils im EU-Binnenmarkt: Unternehmen in \r\nMitgliedstaaten mit strengerer oder schnellerer Umsetzung sehen sich \r\npotenziell höheren Kosten und Risiken ausgesetzt als Wettbewerber in anderen \r\nLändern. Dies steht im Widerspruch zum Ziel eines Level Playing Fields im \r\nEU‑Binnenmarkt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-04"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}